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.03.QUADERNI DELLE AGROENERGIE

ISBN 978-88-908902-2-2

QUADERNI DELLE AGROENERGIE .03.

LE NOVITÀ DEL NUOVO DECRETO PER LA PROMOZIONE DEL BIOMETANO NEL SETTORE AGRICOLO

i NUOVI incentivi per la produzione di biometano

AutoriIl presente Volume, redatto nell’ambito del “Secondo programma nel settore delle Agroenergie” è stato realizzato da esperti e ricercatori ENAMA e CREA:Natascia Maisano - ENAMA (Capitolo 1)Roberto Murano - ENAMA (Capitolo 2)Enrico Ceotto - CREA-AA Centro di Ricerca Agricoltura e Ambiente (Capitolo 3)

Progetto graficoMarco Dalla Vedova

Coordinamento grafico Enama a cura di Roberta Pieri

EditoreENAMAVia Venafro, 5 - 00159 ROMA Tel. +39 06 40860030 - +39 06 40860027 Fax +39 06 [email protected] www.enama.it

© gennaio 2019 Riproduzione vietata

III

QUADERNO DELLE AGROENERGIE 03.

PRESENTAZIONE

Questo volume, il terzo della collana “Quaderni delle agroenergie - ENAMA”, è stato realizzato con il contributo del Ministero delle Politiche Agricole Alimentari Forestali e del Turismo, con l’obiettivo di analizzare il quadro delle novità introdotte nell’ordinamento dal nuovo provvedimento normativo per l’incentivazione e la pro-mozione del biometano e degli altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti.

Il 19 marzo 2018 è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale l’atteso nuovo Decreto 2 marzo 2018 del Ministero dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministero delle Politiche Agricole Alimentari e Forestali e con il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Mare e del Territorio, che definisce e regolamenta il nuovo sistema incentivante per la produzione di biometano e biocarburanti avanzati per l’utilizzo nei trasporti.

Gli autori del volume hanno esaminato ed analizzato il contenuto del decreto al fine di elaborare una guida pratica e di orientamento per il mondo agricolo circa le opportunità offerte dalle novità introdotte dal testo normativo.

La guida si sviluppa in tre parti: una prima introduttiva in cui vengono analizzati gli scenari sulla diffusione e produzione di biometano in ambito agricolo, con un dettagliato focus sullo stato dell’arte e diffusione degli impianti a biogas e biometano in ambito europeo e sulle politiche per la promozione delle fonti rinnovabili e del biometano vigenti nei Paesi europei.

La seconda parte illustra ed esamina attentamente le norme applicative contenute nel nuovo Decreto, fornendo alcune indicazioni in merito alle nuove modalità di accesso agli incentivi previsti per la produzione di biometano e dei biocarburanti avanzati diversi dal biometano.

Nella terza ed ultima parte vengono esaminati gli aspetti ambientali ed alcune tipologie di colture utilizzabili per alimentare gli impianti di biometano, con un approfondimento sull’utilizzo di scarti e sottoprodotti e delle colture di secondo raccolto destinati agli impianti di produzione di biometano all’interno delle aziende agricole.

Completano il volume le sezioni Glossario, una esauriente Bibliografia integrata con le fonti normative di riferimento ed un’Appendice normativa che riporta il testo del decreto pubblicato in modo da fornire un quadro esaustivo a chi volesse appro-fondire maggiormente il settore della produzione del biometano in ambito agricolo.

IV

I NUOVI INCENTIVI PER LA PRODUZIONE DI BIOMETANO

Si ringraziano CREA-AA - Centro di Ricerca Agricoltura e Ambiente, nella perso-na del Direttore Ing. Marcello Donatelli e il Dr. Enrico Ceotto, e il gruppo di lavoro dell’Ufficio PQAI2 Mipaaft, costituito dal Dr. Pietro Gasparri, Dr. Attilio Tonolo e Dr.ssa Costanza Drigo, per il gentile contributo alla realizzazione di questo volume.

Il volume fa parte della linea editoriale di ENAMA nel settore delle agroener-gie disponibile anche in formato elettronico sul sito internet dell’ENAMA (www.enama.it).

Sandro Liberatori Massimo Goldoni Direttore ENAMA Presidente ENAMA

V


SOMMARIO

Introduzione 1

Capitolo 1

Gli scenari per la produzione di biometano in ambito agricolo 3

1.1 Le politiche energetiche globali ed europee 3

1.2 Politica energetica nazionale 6

1.3 Diffusione del metano e potenzialità di produzione in ambito agricolo 7

1.4 L’Utilizzo del metano nel settore trasporti 8

1.5 Stato dell’arte e diffusione degli impianti a biogas e biometano – quadro europeo 10

1.6 Tipologie e diffusione di impianti a biometano in Europa 16

1.7 Le politiche per la promozione delle fonti rinnovabili e del biometano nei paesi europei 18

1.8 Conclusioni 19

Capitolo 2

L’evoluzione del quadro normativo 21

2.1 La revisione del decreto per l’incentivazione del biometano 21

2.2 I meccanismi di incentivo per il biometano 23

2.3 Impianti di distribuzione e di liquefazione del biometano avanzato 28

2.4 I meccanismi di incentivo per i biocarburanti avanzati diversi dal biometano 29

2.5 Le opportunità di riconversione degli impianti da biogas a biometano 29

VI


Capitolo 3

Colture utilizzabili per alimentare impianti a biometano. Aspetti ambientali 31

3.1 Evoluzione degli impianti a biogas agricolo in Italia 31

3.2 Vantaggi e svantaggi del mais come coltura da energia 33

3.3 Vantaggi e svantaggi delle colture di secondo raccolto 36

3.4 Colture da bioenergia alternative al mais 36

3.5 Le opportunità offerte dalle aree marginali 39

Glossario 41

Bibliografia 47

Fonti normative 49

Appendice normativa 51

1


INTRODUZIONE

Da anni ormai la discussione a livello internazionale sulle misure da adottare per la riduzione dei cambiamenti climatici e delle emissioni di gas a effetto serra ha ispirato i leader dell'UE a trasformare l'Europa in un'economia con un'efficienza energetica elevata e a basse emissioni di carbonio. L'Unione e i suoi 28 Stati membri hanno aderito sia alla Convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici (UNFCCC) sia al Protocollo di Kyoto e al nuovo accordo di Parigi, proprio per consentire che i Trattati internazionali creino le premesse affinché le politiche mitiganti gli effetti nefasti dei cambiamenti climatici abbiano una portata globale.

Il pacchetto 2020 ha introdotto una serie di norme vincolanti che sono servite a garantire che l’UE raggiungesse rapidamente i suoi obiettivi in materia di clima ed energia per una crescita intelligente, sostenibile e inclusiva del settore delle energie rinnovabili. Il pacchetto aveva definito tre obiettivi principali: taglio del 20% delle emissioni di gas a effetto serra; 20% del fabbisogno energetico ricavato da fonti rin-novabili; miglioramento del 20% dell'efficienza energetica.

Per il raggiungimento di tali obiettivi, gli Stati Membri hanno dovuto provvedere alla razionalizzazione e all’adeguamento dei sistemi d’incentivazione della produzio-ne di energia da fonti rinnovabili (energia elettrica, energia termica, biocarburanti), all’incremento dell’efficienza energetica, così da ridurre i relativi oneri in bolletta a carico dei consumatori e alla necessaria semplificazione delle procedure autorizzative.

Con la pubblicazione della Direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo e del Consiglio dell'11 dicembre 2018 sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinno-vabili siamo tutti chiamati a fare di più. Dobbiamo impegnarci per creare quindi un approccio comune durante il periodo fino al 2030 per aiutare a garantire la certezza normativa agli investitori e a coordinare gli sforzi dei paesi dell'UE. Tale scenario contribuirà a progredire verso la realizzazione di un'economia a basse emissioni di carbonio e a costruire un sistema che assicuri energia a prezzi accessibili a tutti i consumatori, renda più sicuro l'approvvigionamento energetico dell'UE, riduca la dipendenza europea dalle importazioni di energia e crei nuove opportunità di crescita e posti di lavoro.

Le politiche incentivanti sul biogas di origine agricola per la produzione di energia rinnovabile - che sono oggetto di questa pubblicazione - nascono per precisi obiet-tivi ambientali, ma comportano, come è noto, una serie di effetti collaterali positivi: indipendenza energetica e “security supply”; ricadute economiche sul sistema paese;

2


incremento dell'occupazione diretta e indotta; sinergie con il comparto agricolo; incremento della sicurezza del sistema energetico nazionale.

Nel 2016 il parco installato di impianti di biogas in Italia è di 1.995 impianti con 1,4 GW di potenza installata e 8.258 GW/h prodotti. Le statistiche del comparto per il 2016 riportano un valore aggiunto di 535 milioni di euro; di cui 360 milioni di euro di valore aggiunto diretto, consumi indiretti per 123 milioni, e un valore aggiunto dell'indotto di 52 milioni di euro.

Si stima che sono 125,4 milioni di euro il gettito per l'erario tra imposte su imprese e contributo fiscale di salari e stipendi; sono infine 3,6 milioni le tonnellate di CO2

che non vengono emesse. Studi del GSE dimostrano che le ricadute occupazionali (dirette e indirette) nel

settore del biogas sono le maggiori fra tutte le energie rinnovabili. Infine gli scenari previsti indicano un raddoppio del biogas prodotto in Italia al

2030 (circa il 10% dei consumi).Lo sviluppo della filiera del gas rinnovabile comporta, quindi, consistenti ricadute

di tipo economico, occupazionale e fiscale e l'uso di sottoprodotti di origine agricola migliora la gestione del territorio e la tutela dell'ambiente, ottimizzando nel contempo l'uso delle risorse agricole.

Il decreto Ministeriale del 2 marzo 2018 rappresenta un passaggio fondamentale per lo sviluppo del settore del biogas/biometano, in particolare per il settore agricolo. Il nuovo decreto, inserendosi sul percorso finora sviluppato, mira a dare un concreto impulso allo sviluppo del biometano, focalizzandosi su un ambito d’intervento ritenuto prioritario per il sistema nazionale, ossia il raggiungimento del target di biocarburanti da utilizzare nel settore dei trasporti entro l’anno 2020. Prima di ogni altra cosa, vale la pena ricordare come il settore del biogas esprima un potenziale produttivo di gas rinnovabile al 2030 di 10 miliardi di Nm3 di biometano, di cui 8 miliardi da matrici agricole e 2 miliardi ottenibili da rifiuti organici selezionati e da fonti non biogeniche e da gassificazione.

Il biogas - e il biometano in particolare - rappresenta una nuova importantis-sima opportunità per l’utilizzo delle biomasse agricole e un’opportunità strategica soprattutto per gli agricoltori, perché lo sviluppo virtuoso di tale settore è in grado di incrementare concretamente la competitività delle aziende agricole, valorizzando residui e sottoprodotti, con un’importante ricaduta per il reddito delle imprese agricole.

Dr. Francesco Saverio AbateDirezione generale per la promozione della qualità agroalimentare e dell’ippica

3


CAPITOLO 1GLI SCENARI PER LA PRODUZIONE

DI BIOMETANO IN AMBITO AGRICOLO

1.1 Le politiche energetiche globali ed europee

Negli ultimi decenni il dibattito europeo si è notevolmente focalizzato sugli obiettivi e sulle strategie da attuare nell’ambito delle nuove politiche energetiche di medio-lungo periodo. È aumentata infatti la preoccupazione dovuta alla volatilità dei prezzi del petrolio e del gas naturale ed alla crescente dipendenza dei paesi dell’U-nione Europea dalle importazioni di idrocarburi provenienti da un numero limitato di paesi spesso non stabili politicamente, nonché, non in ultimo, alle ripercussioni causate dal riscaldamento globale.

L’Europa, oggi, si trova di fronte a numerose sfide nel settore dell’energia, quali l’aumento della domanda di energia a livello mondiale, i rischi per la sicurezza nei paesi di produzione, le crescenti minacce dovute ai cambiamenti climatici e all’aumento delle emissioni di gas serra, i pochi progressi nel settore dell’efficienza energetica, la stringente esigenza di considerare un costante aumento della quota delle fonti energe-tiche rinnovabili per la produzione di energia nell’ottica di una maggiore sostenibilità ambientale ed energetica, nonché la necessità di una maggiore trasparenza, integrazione e interconnessione dei mercati energetici globali.

A livello mondiale, il settore energia, che è responsabile per oltre i due terzi delle emissioni di gas a effetto serra globali e per l’80% delle emissioni di CO2, ha registrato nel 2016 livelli emissivi uguali ai due anni precedenti. In questo contesto, spiccano Cina (28%), Stati Uniti (15%) e Unione Europea (8%), che complessivamente, producono la metà delle emissioni globali1, come si evince nel grafico 1 a pagina 2.

Le politiche energetiche europee, nel corso degli ultimi anni, sono state orientate verso l’implementazione di un’ampia gamma di misure volte a realizzare un mercato energetico integrato ed a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento energetico e la sostenibilità del settore. La politica energetica è molto importante per il futuro e lo sviluppo di un paese: la disponibilità continua ed abbondante di energia e a prezzi competitivi è uno dei fattori più importanti e fondamentali per lo sviluppo sostenibile economico ed ambientale, necessaria anche per rafforzare la capacità competitiva dei singoli Paesi in un mondo sempre più globalizzato, con una ricaduta immediata e diretta sull’occupazione ed il relativo benessere dei propri cittadini.

Gli effetti della mancata crescita economica è stata una delle questioni di mag-giore cambiamento ed inversione di rotta in tal senso a livello globale dal 2008. Le

1 GSE – Rapporto delle attività 2017.

4


previsioni del PIL mondiale al 2030 segnano però un’inversione di tendenza con una crescita prevista al 3% di media2, principalmente guidati, oltre che dagli Stati Uniti, da Cina e India, paesi cosiddetti emergenti e, pertanto, energivori. Già per il 2018 la crescita del PIL di questi paesi è stimata tra il 3% e il 3,5%.

Alla luce di questi dati, occorre considerare allo stesso modo in rialzo la doman-da pro capite di energia che, infatti, si prevede raggiungerà il picco prima del 2030, a fronte anche dello sviluppo di nuove tecnologie e di nuove politiche energetiche.

In linea con una crescente spinta verso un futuro di green energy e low carbon per il sistema energetico, le energie rinnovabili sono diventate una priorità assoluta per i leader dei paesi negli ultimi anni. L’impiego efficiente di energie pulite e rinnovabili e politiche che favoriscano la restaurazione e la gestione sostenibile di ecosistemi esistenti hanno infatti un ruolo fondamentale nell’affrontare problemi quali cambia-menti climatici, degrado ambientale e sicurezza degli approvvigionamenti energetici e che possono consentire di portare a compimento il processo di decarbonizzazione dell’economia globale per ottenere la neutralità climatica nella seconda metà del secolo.

Questa questione ha una valenza a livello globale, specialmente in Asia dove la questione energetica ed ambientale è ormai al centro del processo di sviluppo e delle agende politiche, i paesi asiatici continuano ad accelerare gli investimenti nella ricerca e nell’innovazione possibile nel settore dell’energia verde. Nel 2017 sono stati investiti a livello globale circa 280 miliardi di dollari3 nel settore delle energie rinnovabili e solo l’Asia rappresenta circa il 60% degli investimenti globali (circa 170 miliardi di dollari) superando di gran lunga l’Europa (circa 40 miliardi di dollari) e le Americhe,

2 OECD - “Looking to 2060: Long term global growth prospect: Forecast to 2030”3 Frankfurt School-UNEP Centre/BNEF “Global Trends in Renewable Energy Investment 2018”.

Grafico 1 - Livelli di emissioni di CO2 dal 1960 al 2014.

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1960 1970 1980 1990 2000 2005 2010 2011 2012 2013 2014

WorldEuroareaChina

OECDmembersAsia&PacificUnitedStates

Fonte: The World Bank Data

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che toccano la cifra complessiva di circa 60 miliardi di dollari. Solo la Cina rappresenta circa il 45% dell’investimento globale in energie rinnovabili4. Anche in Europa, alcuni paesi hanno già compiuto notevoli progressi nel promuovere le energie rinnovabili, tra cui Germania, Islanda, Spagna, puntando sulla transizione del sistema energetico globale dalle tecnologie fossili ad un mix di tecnologie più sostenibili.

Nonostante i notevoli progressi nell’implementazione di politiche ed azioni real-mente efficaci, dall’analisi dei dati mostrati nella Tabella 1 emerge che in Europa il carbone risulta essere ancora largamente impiegato per la produzione di energia elettrica, insieme all’energia nucleare, contrariamente a quanto succede in Italia dove si utilizza prevalentemente gas naturale, ponendosi in una condizione di totale disallineamento rispetto alla media europea, così come per quanto concerne l’uso di energie rinnovabili molto preponderante sulla scena energetica nazionale rispetto alla quota utilizzata nel mondo e in Europa.

Tabella 1 - Mix delle fonti di produzione di energia elettrica nel 2015 (%)

CARBONE GAS NATURALE PETROLIO HYDROPOWER ENERGIE

RINNOVABILI NUCLEARE

Mondo 40,7 21,6 4,1 16,2 6,0 10,6

Europa 16,1 10,8 1,0 10,6 11,5 16

Italia 16,6 38,3 4,8 15,6 23,4 0,0

Fonte: “World Development Indicators: Electricity production, sources, and access” – The World Bank - 2015

L’Europa ha assunto un ruolo di riferimento su scala mondiale nella lotta al riscal-damento globale concentrando i propri interventi sullo sviluppo delle fonti rinnova-bili, incremento dell’efficienza energetica e delle tecnologie pulite e innovazione nei processi industriali, grazie anche agli obiettivi vincolanti introdotti dopo l’entrata in vigore del Protocollo di Kyoto5.

In Europa, l’adozione di obiettivi a lungo termine e di misure politiche a sostegno dello sviluppo hanno portato a una forte crescita del consumo di energia rinnovabile, dal 9% nel 2005 al 16,7% nel 20156.

L’Unione Europea ha puntato alla transizione verso un modello economico a basso contenuto di carbonio con la consapevolezza dei vantaggi che una low carbon economy offre in termini di sicurezza energetica e sostenibilità economica.

Le politiche europee sono state enormemente di stimolo anche per le economie emergenti. L’Unione Europea è stata, inoltre, uno dei principali promotori dell’Ac-cordo di Parigi7, confermandosi ancora una volta come principale promotore per la

4 World Energy Council – “World Energy Issues Monitor 2017”5 Il Protocollo di Kyoto è un accordo internazionale per contrastare il riscaldamento climatico dell’11 dicembre 1997 ed entrato in vigore il 16 febbraio 2005.6 European Commission – IRENA – “Renewable Energy Prospects for the European Union” – Febbraio 2018.7 L'accordo di Parigi è un accordo globale sui cambiamenti climatici che è stato raggiunto il 12 dicembre 2015 a Parigi durante la 21ª sessione annuale della conferenza delle parti della Convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici (UNFCCC), detta COP 21. Esso prevede un piano d'azione per limitare il riscaldamento globale "ben al di sotto" dei 2ºC. Si applicherà a partire dal 2020.

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lotta contro i cambiamenti climatici e per l’impegno a favore della riduzione delle emissioni ed a favore dell’efficienza energetica.

Per far fronte a queste sfide, l’Unione Europea, che ancora nel 2016 ha importato il 53,6% dell’energia che consuma8, ha avanzato numerose proposte che sono state inserite nella strategia clima-energia 20-20-20:

a) riduzione del 20% delle emissioni di CO2 rispetto ai livelli del 1990;b) aumento dell’efficienza energetica pari al 20% del consumo totale di energia;c) incremento della quota del consumo energetico proveniente dalle energie

rinnovabili fino al 20% del totale;d) una quota del 10% di energia da fonti rinnovabili nei trasporti entro il 2030.

Gli obiettivi per il 2030 sono ancora più ambiziosi e in tale ottica è stato recen-temente approvato un accordo per la revisione della Direttiva sulle rinnovabili9 con nuovi obiettivi vincolanti a livello UE con una quota minima pari almeno al 32% di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia e una quota del 14% di energia da fonti rinnovabili nei trasporti entro il 2030. In riferimento a quest’ul-timo obiettivo sui biofuel, è previsto il blocco dei cosiddetti biocarburanti di prima generazione ai livelli di produzione raggiunti da ciascuno Stato membro dell’UE nel 2020, mentre la quota di biocarburanti cosiddetti di seconda generazione, derivate da colture non alimentari, è stata aumentata al 3,5% del mix energetico a carico di ogni Stato membro.

La proposta di revisione della Direttiva sulle rinnovabili fissa altri importanti obiettivi in tema di energia, tra cui la riduzione del 40% delle emissioni di CO2 e un obiettivo vincolante per quanto concerne il miglioramento dell’efficienza energetica al 32,5%, anche se ancora entrambe sono in fase di concertazione in sede europea.

Per raggiungere tali obiettivi, gli Stati membri dell’UE sono invitati a fissare le necessarie misure nazionali, che saranno monitorate secondo le nuove regole sulla governance dell’Unione.

1.2 Politica energetica nazionale

Anche l’Italia si trova di fronte a queste sfide globali climatiche ed ambientali e in questo scenario il Governo ha recentemente aggiornato la Strategia Energetica Nazionale – SEN10) in cui l’Italia traccia il proprio percorso per la gestione della transizione energetica e vengono definite le linee strategiche di medio-lungo periodo in materia di energia.

8 Fonte Eurostat 2017.9 La revisione della direttiva sulla promozione delle energie rinnovabili è una delle otto proposte legislative del pacchetto "clima energia" presentato dalla Commissione nel novembre 2016. Il Consiglio ha adottato la sua posizione sulla proposta il 18 dicembre 2017. Questo ha consentito alla presidenza bulgara di avviare i negoziati di trilogo con il Parlamento europeo il 27 febbraio 2018. A seguito di intense consultazioni, i cole-gislatori hanno raggiunto un accordo provvisorio nella quinta riunione di trilogo del 13 e 14 giugno 2018. 10 Il 10 novembre 2017 è stata adottata la Strategia Energetica Nazionale (SEN) 2017 con D.M. del Mini-stero dello Sviluppo Economico e del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare.

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La SEN 2017 pone un orizzonte di azioni ed obiettivi da conseguire al 2030 in linea con gli obiettivi energetici dell’Unione dell’energia, nell’ottica di migliorare la competitività del Paese, riducendo il gap di prezzo e di costo dell’energia rispetto all’Europa, allo scopo di raggiungere e superare in modo sostenibile gli obiettivi ambientali e di decarbonizzazione al 2030 definiti a livello europeo e di continuare a migliorare la sicurezza di approvvigionamento e la flessibilità dei sistemi e delle reti gas ed elettricità in un’ottica di indipendenza energetica del paese.

L’obiettivo da raggiungere entro il 2030, ambizioso ma perseguibile secondo le stime effettuate dal Governo, è del 28% di rinnovabili sui consumi complessivi da declinarsi in:

• rinnovabili elettriche al 55% al 2030 rispetto al 33,5% del 2015 • rinnovabili termiche al 30% al 2030 rispetto al 19,2% del 2015 • rinnovabili trasporti al 21% al 2030 rispetto al 6,4% del 2015

Tra le principali novità della SEN 2017 c’è la cessazione della produzione di energia elettrica da carbone entro il 2025. Insieme al potenziamento delle rinnovabili, l’ab-bandono del carbone permetterà la diminuzione delle emissioni del 39% al 2030 e del 63% al 2050 rispetto ai livelli del 1990, mentre sul piano dell’efficienza energetica si prevede una riduzione dei consumi finali da 118 a 108 Mtep nel 2030.

1.3 Diffusione del metano e potenzialità di produzione in ambito agricolo

Di fronte ad un contesto internazionale con una costante crescita economica e dei prezzi delle materie prime ed un aumento della domanda di energia primaria, anche in Italia, nel 2017, il fabbisogno energetico lordo è stato di 170 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio (Mtep) ovvero un incremento dell’1,5%, per la prima volta dopo 10 anni, a fronte di una crescita del valore del PIL dello stesso valore.

Complessivamente la produzione di fonti energetiche in Italia è stata di circa 40 mila Mtep, le fonti energetiche impiegate per coprire questa domanda sono stati il petrolio con un lieve calo rispetto al 2016 (dal 34,4% al 33,6%), i combustibili solidi (dal 7% al 6,1%), l’energia elettrica importata (4,9%), il gas (con un aumento dal 34,6% al 36,3) e le fonti rinnovabili che passano dal 19,1% al 19,2%11.

Questi andamenti si spiegano con la crisi nel termoelettrico e con il calo dei consumi dei carburanti nonché con lo stop di alcune forme di incentivazione. Per quanto riguarda le FER, continuano a ricoprire un ruolo di primo piano nel sistema energetico italiano, anche alla luce degli evidenti effetti positivi a livello economico e occupazionale12.

11 Ministero dello Sviluppo Economico – DGSAIE – “La situazione energetica nazionale nel 2017”.12 I lavoratori in Italia nel 2017 nel settore delle energie rinnovabili, secondo dati del GSE (Rapporto delle attività 2017), ammontano a circa 120 mila.

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Grafico 2 - Produzione di fonti energetiche in Italia 2016-2017

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Solidi 2016 Solidi 2017 Gas naturale 2016

Gas Naturale 2017

Petrolio 2016 Petrolio 2017 Rinnovabili2016

Rinnovabili2017

Energiaelettrica

2017

Energiaelettrica

2016

Produzione Consumo interno lordo Totale impieghi finali

Fonte: Elaborazione ENAMA su dati Rapporto Ministero dello Sviluppo Economico “La situazione energe-tica nazionale nel 2017”

Consumi e produzione di metano in ItaliaL’utilizzo del metano in Italia è diffuso soprattutto in funzione dell’uso domestico

e per riscaldamento che avviene grazie alla rete di trasporto del gas naturale che si estende, ad eccezione della Sardegna, per tutto il territorio nazionale.

Nel 2017 si è registrata una domanda di gas naturale pari a 75,2 miliardi di metri cubi13, con un aumento del 6% rispetto al 2016, che, secondo le analisi del Ministero dello Sviluppo Economico, è derivato dall’aumento della richiesta di gas per alimentare le centrali termoelettriche che hanno dovuto coprire il calo dell’import di elettricità generata dalle centrali nucleari francesi, oltre che all’ormai costante diminuzione della produzione da idroelettrico nazionale.

Complessivamente la domanda di gas naturale relativamente all’annualità 2017 è stata soddisfatta solo per il 7% dalla produzione nazionale (5,5 miliardi di m3) e per il 93% attraverso il ricorso all’importazione (quasi 70 miliardi di m3)14.

1.4 L’utilizzo del metano nel settore trasporti

Il settore dell’autotrazione ha avuto uno sviluppo significativo e l’aumento registrato nel periodo 2010-2017 trova riscontro anche nell’incremento delle immatricolazioni di auto alimentate a metano favorito dalla politica di incentivazione messa in atto dalle istituzioni centrali e locali, dai vantaggi ambientali, dalla maggiore disponibilità di nuovi modelli da parte delle case automobilistiche, considerando anche le nuove normative in tema di politiche ambientali e di riduzione di emissioni, e dai prezzi competitivi del gas naturale come carburante alternativo.

13 Ministero dello Sviluppo Economico - DGSAIE - Rapporto “La situazione energetica nazionale nel 2017”14 Ministero dello Sviluppo Economico - DGSAIE – Rapporto “La situazione energetica nazionale nel 2017”.

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Questo ha portato il parco circolante a metano a quasi un milione di veicoli. A ciò ha contribuito inoltre la crescente diffusione delle stazioni di rifornimento, che nel 2017 costituiscono la rete più estesa in Europa.

Analizzando in modo dettagliato i dati sull’utilizzo del metano nel settore tra-sporti, occorre tenere in considerazione in primo luogo i dati inerenti la diffusione di veicoli alimentati a metano, che possono contribuire alla costante richiesta di metano, anche “bio”, e quindi consentire una diffusione capillare della sua produzione. Le autovetture alimentate a metano ammontano nel 2017 ad oltre 900 mila, in costante aumento negli ultimi anni.

Ad agosto 201815 le immatricolazione delle autovetture a metano hanno subito un incremento del 4% rispetto al 2017, portando, così, nei primi otto mesi del 2018 ad un incremento del 57%, collocandosi al secondo posto dopo la Norvegia a livello europeo. Gpl e metano costituiscono le alimentazioni “alternative” più diffuse in Italia, seguite da ibrido ed elettrico16.

Tabella 2 - Consistenza del parco autovetture a metano nelle Regioni italiane

REGIONI 2000 2010 2014 2015 2016 2017

Piemonte 4.579 30.560 34.521 35.152 34.350 34.192 Valle D'Aosta 27 648 582 432 435 408 Lombardia 13.851 51.218 64.812 67.492 68.952 69.504 Trentino A.A. 662 3.183 5.829 6.607 8.042 8.528 Veneto 36.767 72.906 87.842 91.946 94.366 95.578 Friuli V.G. 1.127 2.206 2.824 2.988 3.103 3.231 Liguria 4.315 6.882 8.635 8.953 9.044 9.078 Emilia Romagna 94.061 179.641 204.919 210.905 212.738 211.932 Toscana 30.438 61.760 81.240 85.807 87.158 86.818 Umbria 14.492 23.900 33.660 37.865 40.108 41.481 Marche 54.874 92.289 114.734 121.668 126.326 129.132 Lazio 3.242 23.339 28.715 30.347 31.517 32.411 Abruzzo 7.504 14.988 22.347 24.339 25.521 26.198 Molise 1.686 3.908 4.879 5.232 5.492 5.631 Campania 6.116 42.980 63.492 69.897 74.791 78.999 Puglia 12.970 34.721 50.649 56.280 59.797 62.304 Basilicata 622 2.846 4.654 5.615 6.218 6.708 Calabria 358 2.262 4.242 4.836 5.155 5.504 Sicilia 1.169 9.478 14.613 16.324 17.616 18.513 Sardegna 170 394 423 445 460 476 Non identif. 71 65 56 60 57 78 ITALIA 289.101 660.174 833.668 883.190 911.246 926.704

Fonte: A.C.I. - Statistiche automobilistiche – annuario statistico 2018

15 Dati pubblicati dal Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti.16 Rapporto “L’industria automotive mondiale nel 2017 e trend 2018” realizzato dall’Associazione Nazio-nale Filiera Industria Automobilistica (Anfia).

10


Insieme all’aumento delle macchine alimentate a metano, si assiste ad un incremento delle stazioni di rifornimento pari a circa 1.500 stazioni che nel 201817 costituiscono la rete più estesa in Europa.

Tabella 3 – Numero stazioni di rifornimento a biometano in Italia

REGIONI Impianti Impianti Aperti Autostradali

Valle D'aosta 3 1Piemonte 109 82 3Lombardia 220 184 9Trentino-Alto Adige 31 21 2Veneto 177 158 4Friuli-Venezia Giulia 10 8Liguria 14 10Emilia-Romagna 222 214 10Toscana 139 127 3Umbria 42 38Marche 112 105 2Lazio 82 64 7Abruzzo 36 30 1Molise 5 4Campania 114 94 3Calabria 14 11Puglia 87 76 1Basilicata 11 9Sardegna 3 0Sicilia 60 44 2ITALIA 1491 1280 47

Fonte: Metanoauto.com

1.5 Stato dell’arte e diffusione degli impianti a biogas e biometano– quadro europeo

L’energia rinnovabile nell’UE è cresciuta notevolmente negli ultimi anni. Nel 2016 la produzione di energia primaria da fonti rinnovabili nell’UE-28 ammontava a 211 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio. La quantità di energia da fonti rinnovabili prodotta nell’UE-28 è aumentata complessivamente di quasi il 70% tra il 2006 e il 2016, pari a un incremento medio superiore al 5% annuo18.

Alla soglia del 2020, anno in cui i Paesi dell’Unione Europea sono tenuti a rispettare gli obblighi previsti dal Piano clima-energia 20-20-20, la quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia è quasi raddoppiata, passando da circa l’8% nel 2004 al 17% nel 2016, a soli 3 punti dal target fissato al 2020.

Per quanto riguarda i singoli Stati membri dell’UE, 11 hanno già raggiunto il proprio target al 2020: Bulgaria, Repubblica Ceca, Danimarca, Estonia, Croazia, Italia, Lituania, Ungheria, Romania, Finlandia, Svezia. La Svezia è il paese con la quota più alta di rinnovabili sui consumi finali, con quasi il 54% di energia verde,

17 Dato aggiornato a settembre 2018.18 Fonte: sito Commissione Europea.

11


insieme alla Croazia, mentre Francia, Irlanda e Regno Unito sono ancora troppo distanti dal target prefissato, insieme al Lussemburgo, con solo il 5,4% di energie rinnovabili sui consumi finali e Malta e Paesi Bassi, entrambi al 6%, come si evince nel grafico 3.

Grafico 3 - Quota delle fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia

Fonte: Elaborazione ENAMA su dati EUROSTAT 2017.

Per quanto riguarda l’obiettivo comune del 10% relativo alla quota delle fonti di energia rinnovabili (compresi i biocarburanti liquidi, l’idrogeno, il biometano, ecc.) nel settore dei trasporti, da raggiungere entro il 2020, la quota media delle fonti di energia rinnovabili nei trasporti è salita da quasi l’1,5 % nel 2004 al 7% nel 2016.

Come si evince nel grafico 4, tra i principali paesi europei, la quota relativa di energie rinnovabili nel consumo di carburante per i trasporti oscilla tra circa il 30% in Svezia e il 10% in Austria fino al 2% in Croazia, Grecia, Slovenia ad Estonia nel 2016. In Italia la quota raggiunta è pari a circa il 7%, leggermente superiore alla media europea, pari a 39 Mtep, coperta principalmente dai biocarburanti immessi in consumo.

EU (28 countries) Belgium Bulgaria Czech

Republic Denmark Germany Estonia Ireland Greece Spain France Croatia Italy Latvia Lithuania

Luxemb. Hungary Malta NL Austria Poland Portugal Romania Slovenia Slovakia Finland Sweden United

Kingdom Norway

2004 8,5 1,9 9,4 6,8 14,9 5,8 18,4 2,4 6,9 8,4 9,5 23,5 6,3 32,8 17,2 0,9 4,4 0,1 2 22,5 6,9 19,2 16,3 16,1 6,4 29,2 38,7 1,1 58,1 2012 14,4 7,2 16 12,8 25,7 12,1 25,8 7,1 13,5 14,3 13,4 26,8 15,4 35,7 21,4 3,1 15,5 2,8 4,7 31,5 10,9 24,6 22,8 20,8 10,4 34,4 51,1 4,6 64 2016 17 8,7 18,8 14,9 32,2 14,8 28,8 9,5 15,2 17,3 16 28,3 17,4 37,2 25,6 5,4 14,2 6 6 33,5 11,3 28,5 25 21,3 12 38,7 53,8 9,3 69,4 TARGET 20 13 16 13 30 18 25 16 18 20 23 20 17 40 23 11 13 10 14 34 15 31 24 25 14 38 49 15

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0

10

20

30

40

50

60

70

80

12


Grafico 4 - Quota delle fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia settore trasporti nei principali paesi europei

Fonte: Elaborazione ENAMA su dati EUROSTAT 2017

Impianti a biogas e biometano in EuropaIl numero di impianti di biogas in Europa è aumentato notevolmente. Tra il

2009 e il 2016, il numero totale di impianti di biogas è passato da 6.227 a 17.662 impianti, con un incremento del 180%. Questa sviluppo esponenziale del settore deriva principalmente dall’aumento della realizzazione di impianti alimentati pre-valentemente da materie prime agricole, basti considerare che tali impianti sono aumentati del 160% dal 2009 al 2016 (4.797 unità nel 2009 a 12.496 unità nel 2016), seguiti da impianti a biogas alimentati da fanghi di depurazione, discariche e altri tipi di impianti da rifiuti. Tale sviluppo può essere spiegato in quanto negli ultimi due decenni le energie rinnovabili in agricoltura hanno costituito un’importante opportunità nel medio-lungo periodo per gli operatori del settore, sia dal punto di vista economico in quanto rappresentano un ulteriore strumento di integrazione del reddito per le imprese agricole, sia dal punto di vista ambientale perché contribuisce fattivamente a ridurre le emissioni di gas ad effetto serra, con evidenti benefici per il territorio e per le filiere agricole.

7,1 5,9

7,3 6,4 6,8 6,9

0,4

5

1,7

5,3

8,9

1,3

7,2

2,7 2,8 3,6

5,9 7,4

5,4 4,6

10,6

3,9

7,5 6,2

1,6

7,5 8,4

30,3

4,9

7,2

17

0

5

10

15

20

25

30

35

% 2016 Target al 2020

7,1 5,9

7,3 6,4 6,8 6,9

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% 2016 Target al 2020

13


Grafico 5 - Impianti di biogas per tipologia di materia prima nel 2016.

71%

Agricoltura Scarichi fognariDiscaricaAltre fonti

4%

9%

16%

Fonte: Elaborazione ENAMA su dati European Biomethane Map 2018 e Statistical Report 2017 di EBA -European Biogas Association.

Sulla base dei dati diffusi dall’EBA, la potenza elettrica installata in Europa è in crescita, da circa 4 GW nel 2010 a quasi 10 GW nel 2016, mentre la produzione di energia elettrica nel 2016 è pari a più di 180 mila GWh. Il dato della potenza installata, in crescita dal 2011, va osservato considerando l’apporto degli impianti a biogas, in questo caso la produzione da queste tipologie di impianti è passata da quasi 3,5 GW nel 2011 a circa 6,5 GW nel 2016, un incremento di oltre il 50%.

In linea con lo sviluppo del settore del biogas, anche la produzione di biometano è notevolmente aumentata dal 2011, il dato nel 2016 si assesta a più di 17 mila GWh, contro i 752 GWh del 2011. Basti considerare che solo nel 2016 la produzione di biometano in Europa è aumentata del 40% (+4.971 GWh). I paesi che hanno visto lo sviluppo più significativo di produzione di biometano sono stati Germania (+900 GWh), Francia (+133 GWh) e Svezia (+78 GWh).

Come si evince dal grafico 6, tra il 2011 e il 2016, gli impianti di biometano in funzione in Europa nel 2016 sono 503, con un aumento del 165% rispetto al 2011.

14


Grafico 6 - Numero di impianti e produzione di biometano in Europa

2011 2012 2013 2014 2015 2016Produzione(GWh) 752 2279 9307 11576 12294 17265NumeroImpianti 187 232 282 367 456 503

1

40

1600

64000

Fonte: Elaborazione ENAMA su dati European Biomethane Map 2018 e Statistical Report 2017 di EBA - European Biogas Association

La Germania rimane il leader in questo settore, così come per la produzione di biogas, con 194 impianti di biometano e 10.846 impianti di biogas. Lo stesso sviluppo significativo si può osservare solo in pochi altri paesi europei, ovvero il Regno Unito con 43 nuovi impianti nel 2016 per un totale di 85 impianti installati, mentre in Francia sono 12 gli impianti a biometano operativi, così come in Svizzera.

Le materie prime utilizzate per la produzione di biogas/biometano variano notevol-mente nei paesi europei. Le colture energetiche e i residui/sottoprodotti agricoli sono le due materie prime più utilizzate in Europa, seguite dai rifiuti e dai fanghi di depurazione.

Ci sono molteplici ragioni che hanno consentito questo sviluppo esponenziale del settore negli ultimi anni. Per quanto riguarda la produzione ed utilizzo del biometano in Europa, in particolare ha influito il generale sviluppo della normativa di riferi-mento e la relativa implementazione di sistemi incentivanti per l’uso del biometano, in particolare come combustibile nel settore dei trasporti.

Nel dettaglio, bisogna segnalare la crescita esponenziale di tale settore in Europa, ma in modo particolare in Svezia dove nel 2016 l’88% della produzione di biometano è stato utilizzato come combustibile nel settore dei trasporti mentre in Finlandia l’utilizzo nei trasposti è arrivato a circa un quarto della produzione.

In Estonia nel 2016 sono stati implementati provvedimenti ad hoc al fine di favo-rire ed incentivare l’uso di veicoli che utilizzano combustibili alternativi ed infine in

15


Norvegia, dove già nel 2009 sono stati raggiunti gli obiettivi 2020 relativi alla quota minima di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili previsti dal proprio Piano d’azione nazionale per le energie rinnovabili (NREAP), è stato fissato, come obiettivo non ufficiale, 1 TWh di produzione annuale di biometano da raggiungere entro il 2020, la maggior parte del quale verrà utilizzato come carburante (bio-CNG o -LNG)19.

Come evidenziato nel grafico 7, l’uso di materie prime per la produzione di biometano varia da paese a paese nell’UE. La Germania, ad esempio, ha una netta maggioranza di impianti a biometano proveniente da colture energetiche dedicate. Il caso tedesco rappresenta un’eccezione in Europa, in quanto la maggior parte dei paesi dell’UE utilizza residui agricoli (DK, FR), rifiuti (FI, ES), scarichi fognari (CH) o una combinazione di tutti e tre.

Per quanto concerne il Regno Unito e la Svezia, rispettivamente il secondo e il terzo produttore europeo di biometano, non esiste una banca dati ufficiale relativa all’uso di materie prime per la produzione di biometano (il Regno Unito, ad esempio, non distingue tra l’uso di materie prime per il biogas e l’uso di materie prime per la produzione di biometano). Tuttavia, entrambi i paesi utilizzano principalmente fanghi di depurazione e rifiuti e solamente in minima parte le colture energetiche dedicate (che rappresentano solo il 6% di tutte le materie prime utilizzate per la produzione di biogas e biometano).

In Europa, come per gli impianti a biogas, anche quelli di biometano sfruttano principalmente risorse provenienti dal settore agricolo (275 impianti), seguiti da quelli che impiegano rifiuti (115) e fanghi di depurazione (73). Nel dettaglio, bisogna segnalare l’impiego predominante di sottoprodotti e di scarti delle coltivazioni e degli allevamenti, seguiti dalle colture energetiche dedicate.

19 CNG (Compressed Gas Natural) è un combustibile ottenuto comprimendo il gas naturale (composto principalmente da metano), fino a meno dell'1% del volume che occupa alla pressione atmosferica normale. LNG (Liquefied Natural Gas) è il nome dato alla forma liquida del gas naturale, ottenuto abbassando la temperatura fino ad un valore pari a -160°C.

16


Grafico 7 - Impianti a biometano in Europa suddivisi per tipologia di materie prime

7%

23%

1%15%

55%

Agricoltura

FanghiDiscariche

Rifiuti

Altro

Fonte: Elaborazione ENAMA su dati Statistical Report 2017 di EBA - European Biogas Association.

1.6 Tipologie e diffusione di impianti a biometano in Europa

Analizzando dettagliatamente gli impianti di biometano presenti in Europa, la Germania è il principale paese dell’UE per la produzione di biometano e per il biogas, seguita da Regno Unito e Svezia, come si evince dal grafico 8.

Tra il 2011 e il 2016, il numero di impianti di biometano in Germania è aumenta-to da 87 a 196. Come nel caso del biogas, gli impianti di biometano sono alimentati principalmente da fonti agricole, nel 2016, infatti, rappresentano circa l’88% di tutti gli impianti installati. Le materie prime utilizzate sono costituite dal 53% da insilato di mais, seguito da altri tipi di colture energetiche (24%), mentre il letame e il biometano prodotto da Forsu e da altre tipologie di rifiuti urbani, ammontano rispettivamente al 12% e al 10%. Questo settore è stato considerato dalla Germania come una strategia prioritaria nell’ambito della politica energetica del proprio paese, difatti la Germania è stata uno dei primi paesi in Europa, già negli anni ’90, ad approvare le prime rego-lamentazioni ed incentivi ad hoc sulla produzione di biogas da fonti rinnovabili.

Questa tendenza è evidente anche analizzando i dati tedeschi sulla produzione di biometano che nel 2016 è stata pari a circa 10 TWh, come evidenziato nel grafico n. 9, un dato notevolmente più rilevante se paragonato a quello degli altri paesi come il Regno Unito la cui produzione si assesta a quasi 4 TWh o la Svezia con più di 1 TWh di biometano prodotto.

Come la Germania, anche nel Regno Unito il settore del biogas e biometano si è sviluppato in modo esponenziale fin dai primi anni Novanta. Il paese ha fin dall’inizio implementato normative e sistemi incentivanti specifici, con una serie di importanti sussidi a favore degli operatori del settore, a supporto della produzione di biogas con l’obbligo per le imprese fornitrici di energia elettrica di produrre energia rinnovabile con fonti non fossili.

Anche nel Regno Unito lo sviluppo del settore biometano negli ultimi anni è stata supportato da efficaci politiche di sostegno. Tra il 2011 e il 2016, il numero di

17


impianti è aumentato considerevolmente, da 2 a 86, di cui 53, ovvero più del 60% sono alimentati da materie prime agricole. La produzione totale annuale di biometano supera i 3,5 TWh.

La Svezia è uno dei paesi più virtuosi in Europa per il suo sostegno alle energie rinnovabili e si è dimostrata estremamente efficiente nello sviluppo del settore nel suo complesso. Già nei primi anni ’90 sono stati previsti i primi sostegni pubblici per il biogas (esenzione fiscali, programma di sostegno agli investimenti nel settore delle energie rinnovabili, ecc.).

Insieme al settore del biogas, anche la produzione di biometano è in costante aumento in Svezia e come evidenziato nel grafico 8 gli impianti a biometano sono aumentati di circa il 50% tra il 2011 e il 2016. Nel 2016, gli impianti di biometano alimentati da fanghi di depurazione e altri rifiuti rappresentano rispettivamente il 48% e il 44% degli impianti totali, seguiti da impianti basati sulle acque reflue (34%). In Svezia, il biometano viene usato prevalentemente come combustibile nel settore dei trasporti, basti considerare che l’88% della produzione totale di biometano è destinata per questo uso, con più di 170 stazioni di servizio a biometano operative nel paese. Il paese sta, inoltre, sviluppando il settore della gassificazione: il progetto GoBiGas20 ha prodotto 14 GWh di biometano nel 2016.

La produzione totale di biometano svedese nel 2016 è significativa, circa 1.300 GWh, e rappresenta il 64% di impianti a biogas che si sono convertiti a biometano attraverso l’implementazione di un processo di upgrading.

Grafico 8 - Numero e tipologia impianti di biometano in Europa

Germania Danimarca Finlandia Francia Svezia Regno Unito Norvegia Austria Altro 22 7 5 31 24 3 8 Discarica 1 Scarichi fognari 2 1 1 3 34 9 9 3 Agricoltura 172 16 2 18 5 53 3

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Fonte: Elaborazione dati ENAMA Statistical Report 2017 di EBA - European Biogas Association

20 Il progetto GoBiGas prevede la produzione su larga scala di biometano attraverso la gassificazione delle materie prime forestali. Al momento ha una capacità di produzione di 20 MW di biometano.

18


Grafico 9 - Produzione di biometano (GWh)

10

100

1000

10000

2013 2014 2015 2016

Germania

Austria

Svizzera

Francia

Svezia

Germania

Austria

Svizzera

Francia

Svezia

10

100

1000

10000

20132014

20152016

Germania

Austria

Svizzera

Francia

Svezia

Fonte: Elaborazione dati ENAMA da Statistical Report 2017 di EBA - European Biogas Association.

1.7 Le politiche per la promozione delle fonti rinnovabili e del biometano nei Paesi europei

I sistemi incentivanti per le fonti energetiche rinnovabili negli ultimi anni sono stati una delle priorità delle politiche energetiche di molti paesi europei ed extraeuro-pei, basti considerare che gli incentivi rappresentano uno degli strumenti principali che hanno consentito lo sviluppo di tale settore, specialmente nel comparto agricolo, attirando investitori da tutto il mondo che hanno permesso all’Europa di raggiungere le prime posizioni nella classifica di numero di impianti installati a livello mondiale.

I due principali regimi incentivanti previsti a livello europeo sono Feed-in Tariff (FiT) o Feed-in Premium (FiP).

La prima, che è la forma più diffusa, prevede un prezzo fisso superiore a quello di mercato per un certo numero di anni. Per quanto concerne la Feed-in Premium il prezzo dell’energia rinnovabile è composto da due fattori: il valore di mercato dell’e-nergia elettrica, esposto alle oscillazioni della domanda e dell’offerta, e un premio fissato dall’autorità pubblica.

Per quanto riguarda altri possibili meccanismi, in alcuni casi le autorità nazionali definiscono degli obiettivi nazionali, ossia la quota del mercato dell’energia elettrica che deve provenire da fonti rinnovabili, e organizzano aste o registri oppure impon-gono quote obbligatorie ai fornitori di energia tramite l’emissione di Certificati Verdi negoziabili. Altri incentivi possono essere costituiti da esenzioni fiscali o dalla priorità di dispacciamento.

I regimi di sostegno in vigore in Europa nel 2016, sia per quanto riguarda la pro-duzione di biogas che di biometano, sono riportati nelle due tabelle seguenti.

19


Tabella 4 - Sistemi incentivanti in Europa 2016 – Settore Biogas

Feed-in TariffAustria, Svizzera, Danimarca, Germania, Francia, Ungheria, Slovacchia, Slovenia, Serbia, Portogallo, Lussemburgo, Croazia, Irlanda, Lettonia, Lituania, Regno Unito, Grecia, Italia (2008)

Feed-in Premium Germania, Danimarca, Estonia, Finlandia, Croazia, Lituania, Paesi Bassi, Slovenia, Regno Unito, Grecia, Italia (2012)

Certificati VerdiBelgio, Paesi Bassi, Norvegia, Polonia, Romania, Svezia, Regno Unito, Italia (1999)

Incentivi fiscali/sussidiIslanda, Germania, Finlandia, Svezia, UK, Francia, Grecia, Estonia, Lituania, Lettonia, Belgio, Paesi Bassi, Polonia, Danimarca, Slovenia, Croazia, Slovacchia

Fonte: Statistical Report 2017 di EBA (European Biogas Association)

Tabella 5 - Sistemi incentivanti in Europa 2016 – Settore Biometano

Feed in Tariff Francia, Regno Unito, Germania, Austria, Italia (2013)

Feed in premium Danimarca, Germania

Incentivi fiscali/sussidi

Norvegia (esenzione fiscale, sostegno agli investimenti)

Germania (esenzione fiscale)

Finlandia (sussidi agli investimenti - dal 30 al 40%, a seconda della tecnologia utilizzata - e la produzione è esente da accise)

Islanda (esenzione fiscale, sostegno agli investimenti)

Svezia (sovvenzioni / esenzioni fiscali)

Nessun incentivo Spagna, Ungheria

Fonte: Statistical Report 2017 di EBA (European Biogas Association)

1.8 Conclusioni

I processi di upgrading del biogas a biometano sono oggetto di crescente attenzione in Europa e in Italia per i vantaggi che il suo impiego può comportare. In prima misu-ra, la valorizzazione del biometano costituisce un’altra modalità di gestione ottimale dei rifiuti, scarti e residui organici di diversa natura e provenienza, trasformando un costo, lo smaltimento, in un possibile guadagno.

Inoltre, la produzione di biometano può rappresentare anche una soluzione sup-plementare ed alternativa per aumentare il reddito derivante dalle attività del settore imprenditoriale agricolo ed agroalimentare, con la possibilità di diversificare e di accrescere le produzioni agricole, consentendo le coltivazioni anche in quei terreni che sono marginalizzati o abbandonati, preservandone le loro qualità agronomiche e riducendo il rischio di dissesto idrogeologico e di desertificazione, rischi che sono collegati anche all’abbandono delle terre.

A livello europeo, si assiste, come abbiamo visto nei capitoli precedenti, ad un discreto sviluppo della filiera del biometano, grazie anche alle normative e alle

20


politiche di incentivazione mirate che hanno favorito gli investimenti da parte degli stakeholder del settore.

In questo contesto, gli impianti a biometano hanno favorito la valorizzazione degli scarti di allevamento ed agricoli, piuttosto che l’utilizzo di colture dedicate, con note-voli vantaggi per la sostenibilità a livello economico ed ambientale dei territori locali.

Il biometano, a differenza del biogas, gode anche del vantaggio di una maggiore flessibilità di utilizzo, potendo essere impiegato non solo come fonte di produzione elettrica ma altresì con l’immissione nelle reti domestiche e soprattutto l’utilizzo nel settore dei trasporti può diventare un valido alleato nella decarbonizzazione dell’Eu-ropa, in linea con le strategie decise in ambito comunitario e con gli obiettivi che in particolare per il settore trasporti sono particolarmente ambiziosi.

Lo sviluppo della produzione di biometano è stato favorito, in alcuni paesi euro-pei, dalle politiche di incentivazione che hanno garantito crescita e sicurezza degli investimenti a lungo termine dato che il biogas/biometano richiedono investimenti ad alta intensità di capitale. Ad esempio, il sistema di incentivi tedesco, il paese con il maggior numero di impianti a biogas/biometano in Europa, è stato in grado di offrire prezzi fissi e alti per 20 anni. Inoltre, le normative nazionali hanno regolato ed assi-curato un facile accesso alle reti elettriche e alle reti del gas agli operatori del settore.

Anche in Italia, gli incentivi hanno favorito la crescita del numero di impianti a biogas negli ultimi anni.

Allo stato attuale, è stato deciso di puntare fortemente sullo sviluppo del biometano, grazie agli strumenti normativi che saranno illustrati nei capitoli seguenti. In questo ambito anche gli impianti di biogas esistenti potrebbero essere interessati da processi di conversione in biometano (upgrading); una possibilità da cogliere in particolare per quegli impianti in esercizio già da diversi anni che si avviano verso la fine del periodo di diritto agli incentivi, per proseguire la produzione a condizioni economicamente interessanti, come già accaduto nei diversi paesi europei.

21


CAPITOLO 2L’EVOLUZIONE DEL QUADRO NORMATIVO

2.1 La revisione del decreto per l’incentivazione del biometano

La produzione di energia, calore e carburanti a partire da fonti rinnovabili è un tema centrale nelle politiche di sviluppo a seguito e in coerenza con gli impegni sottoscritti a livello internazionale, europeo e nazionale (Cop 21, Direttive 2009/28/CE e 2015/1513/UE, SEN).

A livello concreto è necessario comprendere che gli obiettivi annunciati non possono tralasciare il contributo del settore agricolo che però deve essere pienamente coinvolto come uno degli attori principali della filiera produttiva.

Per ottenere questo risultato, le politiche devono partire da un modello di sviluppo basato su una dimensione locale, sulle potenzialità e sulle vocazioni dei nostri territori che non possono essere snaturate. In altre parole occorre coniugare diversi aspetti che vanno dalla complementarietà con le produzioni a finalità alimentare alla com-petitività del sistema produttivo agricolo, alimentare e forestale, ma che non possono prescindere da una ferma azione di contrasto ai cambiamenti climatici.

In questo contesto, a fronte di un naturale calo dei livelli di incentivazione e quindi di investimenti nel settore elettrico1, la strategia energetica nazionale puntava fortemente sulle opportunità offerte dallo sviluppo della produzione di biometano, in particolare di quello destinato all’immissione in consumo nel settore dei trasporti. A partire dal 2015, decreti e norme di attuazione erano stati definiti dando agli investitori un “pacchetto” di regole sufficienti, anche se non ancora ottimali, a programmare le iniziative imprenditoriali.

Il decreto 5 dicembre 2013, infatti, aveva definito le modalità di incentivazione del biometano, dando attuazione alle previsioni del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, sia mediante l’utilizzo in impianti di cogenerazione, sia per l’utilizzo nei trasporti o l’immissione nella rete del gas naturale. In particolare il decreto 5 dicembre 2013 prevedeva di utilizzare gli strumenti già in essere relativamente ai primi due casi e disciplinando un nuovo specifico incentivo per l’immissione nella rete del gas natu-rale. A livello economico la forma di incentivazione maggiore era già allora riservata all’utilizzo del biometano nei trasporti, settore dove l’Italia poteva avere maggiori difficoltà di conseguimento degli obiettivi sottoscritti a livello europeo.

1 Relativamente alla produzione di biogas, nel 2016 sono stati realizzati 71 impianti mentre nel 2012, l’anno di maggiore crescita grazie al forte incentivo previsto, ne erano stati realizzati più di 700.

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Per la fattibilità degli impianti è stato necessario attendere la definizione di una serie di regolamenti e linee guida: questa fase ha richiesto un paio di anni ma nonostante tutti gli sforzi posti in essere dalle Istituzioni e dalle filiere interessate, nel triennio 2015-2017 è stato possibile realizzare solamente un nuovo impianto di produzione di biometano, peraltro alimentato a FORSU.

Le cause di questo ritardo nella realizzazione degli impianti vanno probabilmen-te cercate nella maggiore complessità del sistema, che, in particolare per le aziende agricole, comportava uno sforzo imprenditoriale di natura diversa rispetto al passato, ma soprattutto nella difficile “bancabilità” degli investimenti dovuta alle difficoltà di valorizzazione dei Certificati di Immissione in Consumo (CIC) che gli operatori ricevono dal GSE a seguito dell’immissione in consumo di biocarburanti e che dove-vano collocare su un mercato libero.

Per rilanciare fortemente gli investimenti in questa nuova sfida, le Amministrazioni competenti hanno deciso, già a partire dalla seconda metà del 2016, di revisionare la normativa di incentivo del biometano con lo scopo di programmare un periodo di accesso agli investimenti più ampio che arrivi e vada oltre il 2020 e di risolvere le criticità che hanno in precedenza reso “complicata” la realizzazione di impianti di biometano a partire da realtà agricole.

Dopo un intenso lavoro di concertazione tra le Amministrazioni, sentiti tutti gli stakeholder interessati e superato positivamente il negoziato con la Commissione europea a seguito della notifica del provvedimento, il decreto interministeriale 2 marzo 2018, sulla promozione dell’uso del biometano e degli altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti, è stato sottoscritto dal Ministro dello Sviluppo Economico e dai Ministri dell’Ambiente e delle Politiche Agricole e pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 65 del 19 marzo 2018.

Il decreto è quindi finalizzato sia alla promozione del biometano che di tutti gli altri biocarburanti che possono essere classificati “avanzati”, che erano già stati introdotti nell’ordinamento italiano dal decreto 10 ottobre 2014, in anticipo persino sulla normativa comunitaria che ne ha promosso lo sviluppo solo con la Direttiva 2015/1513/UE.

Gli aspetti principali del decreto, che saranno analizzati nei paragrafi successivi, mirano in particolare:

- ad ampliare il periodo di accesso agli investimenti che arrivi e vada oltre il 2020, in questo ambito sono stati ribaditi e rafforzati gli obiettivi di immissione in consumo di biocarburanti avanzati con un percorso di crescita nel tempo già delineato e che porterà a superare gli indicatori fissati in sede europea;

- a fornire maggiori garanzie di remunerazione degli investimenti, attraverso un meccanismo di “ritiro” dei Certificati di Immissione in Consumo da parte del GSE ad un prezzo prefissato;

- a creare un obbligo specifico anche per i biocarburanti avanzati diversi dal biometano allo scopo di offrire una prospettiva di sviluppo e un mercato anche per queste produzioni innovative;

- a migliorare le prospettive per la riconversione a biometano di impianti di biogas;

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- ad inserire nuove prospettive di utilizzo del biometano sotto forma di Gas Naturale Liquefatto (GNL) che può contribuire ad un ulteriore incremento del mercato del gas nel settore trasporti.

Campo di applicazione del decreto 2 marzo 2018Il decreto si applica agli impianti di produzione di biometano che entrano in

esercizio dopo il 20 marzo 2018, data di entrata in vigore. Per essere considerato nuovo, l’impianto deve avere di nuova realizzazione le sezioni per la produzione, il convogliamento, la depurazione e la raffinazione del biogas.

Se gli impianti sono alimentati dalla frazione organica dei rifiuti solidi urbani (FORSU) raccolta in maniera differenziata fin dall’origine, allora, ai soli fini della cumulabilità degli incentivi, non si considerano parti dell’impianto le sezioni di ricezione e stoccaggio, pretrattamento ed eventuale trattamento.

Nel caso invece di impianti alimentati da materie di origine agricola e agroindu-striale, sempre solo per quanto riguarda la cumulabilità degli incentivi, si considera-no parti dell’impianto unicamente le vasche di digestione anaerobica e le sezioni di depurazione e raffinazione del biogas per ottenere biometano.

Il decreto, inoltre, si applica ad impianti già esistenti che producono biogas e che, sempre a partire dal 20 marzo 2018, vengono parzialmente o totalmente convertiti alla produzione di biometano.

In ogni caso sia gli impianti nuovi che quelli riconvertiti devono entrare in esercizio entro il 31 dicembre 2022 mentre viene fissato un tetto di producibilità di biometano pari a 1,1 miliardi di standard metri cubi all’anno.

Per garantire la trasparenza e il monitoraggio del conseguimento di tale soglia, il GSE dovrà pubblicare sul proprio sito un avviso che è stata raggiunta una quota pari al 90% di tale limite; dopo tale avviso, avranno diritto a beneficiare dei meccanismi del decreto solo gli impianti che entrano in esercizio entro i 12 mesi successivi.

Questo limite rappresenta l’attuale valore dei consumi di gas naturale nei trasporti e può essere aumentato in caso di un loro incremento con un decreto direttoriale del Ministero dello Sviluppo Economico.

Un’altra precisazione importante per il settore agricolo introdotta dal decreto, è relativa alla definizione del settore dei trasporti, che, ai soli fini del riconoscimento dei CIC, viene estesa anche all’utilizzo di biometano nelle macchine agricole2, nelle unità da pesca e nei mezzi della navigazione interna.

2.2 I meccanismi di incentivo per il biometano

Come detto il decreto 2 marzo 2018 rivede i meccanismi di incentivazione disci-plinati dal decreto 5 dicembre 2013, integrando anche le norme di promozione dei biocarburanti avanzati previsti dal decreto 10 ottobre 2014, confermando per questa

2 Definite ai sensi dell'articolo 57 del decreto legislativo 30 aprile 1992 n. 285 e successive modificazioni.

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fattispecie, un obiettivo di immissione in consumo superiore a quello previsto a livello comunitario3.

Rispetto al passato viene definito nuovamente un livello dell’obbligo crescente fino al 2022 per i biocarburanti, tenendo conto, rispetto al 2014, anche delle novità introdotte dalla Direttiva ILUC4. Il target dei biocarburanti avanzati deve essere conseguito sia con l’utilizzo di biometano avanzato sia di altri biocarburanti avanzati diversi dal biometano.

L’obbligo viene confermato anche per gli anni successivi al 2022 e il meccanismo per il suo aggiornamento viene esteso anche alle percentuali di ripartizione dell’obbligo avanzato tra biometano avanzato e altri biocarburanti avanzati diversi dal biometa-no, percentuali che in prima istanza sono fissate al 75% per il biometano avanzato e 25% per qualsiasi altro biocarburante avanzato. L’aggiornamento dovrà tener conto della effettiva disponibilità ed economicità dei diversi tipi di biocarburanti avanzati.

Tabella 6 – Obbligo di immissione in consumo di biocarburanti e biocarburanti avanzati

Anno

% obbligo biocarburanti

decreto 2 marzo 2018


avanzati decreto

2 marzo 2018

Stima* quantità

biocarburanti (Gcal)

Stima* quantità

biocarburanti avanzati (Gcal)

% obbligo biocarburanti ante decreto 2 marzo 2018


avanzati ante decreto 2 marzo 2018

2018 7,00 0,60 23.800.000 2.040.000 7,50 1,20

2019 8,00 0,80 27.200.000 2.720.000 9,00 1,20

2020 9,00 0,90 30.600.000 3.060.000 10,00 1,60

2021 9,00 1,50 30.600.000 5.100.000 10,00 1,60

dal 2022 9,00 1,85 30.600.000 6.290.000 10,00 2,00

* Stima effettuata sulla base di una ipotesi di consumo di benzina e gasolio fossile equivalente a quello dell’anno 2016 (circa 340.000.000 Gcal)

Fonte: elaborazione Enama su dati Ministero Sviluppo Economico

Nella tabella 6 sono riportate le nuove percentuali di obbligo a partire dal 2018, che risultano essere inferiori rispetto alla normativa precedente. Tali differenze sono dovute, per i biocarburanti “classici”, alla esatta definizione delle quote di carburanti rinnovabili necessari al conseguimento dell’obiettivo del 10% al 2020, obiettivo che include anche la quota rinnovabile imputabile al trasporto elettrico. Per quanto riguar-da l’obbligo “avanzato” la diminuzione, invece, è solo apparente in quanto, mentre le percentuali precedenti venivano calcolate sul numero dei certificati, corrisposti in misura doppia rispetto al quantitativo effettivamente utilizzato per l’applicazione della maggiorazione double counting, con il nuovo decreto viene modificata la formula di calcolo della percentuale di obbligo che va quindi riferita direttamente alle quantità

3 La Direttiva 2015/1513/UE (cosiddetta revisione "ILUC" della direttiva RED) prevede un "obiettivo secondario per i biocarburanti avanzati” dello 0,5%, obiettivo minimo e non vincolante. L'Italia ha stabilito un sub-target per avanzati dello 0,9% al 2020.4 Direttiva (UE) 2015/1513 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 9 settembre 2015, che modifica la direttiva 98/70/CE, relativa alla qualità della benzina e del combustibile diesel, e la direttiva 2009/28/CE, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili.

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di biocarburante. Ne consegue che la quantità di biocarburante avanzato da utilizzare per il 2018 è equivalente sia nella norma precedente che in quella nuova, mentre negli anni successivi è addirittura incrementata rispetto al passato.

Per poter essere considerato avanzato e quindi concorrere agli obiettivi descritti dalla tabella n. 6, il biometano deve essere ottenuto a partire dalle materie elencate nella parte A dell’allegato 3 del decreto 10 ottobre 2014 e successive modifiche5.

Al fine di fornire agli operatori delle indicazioni puntuali relativamente ad alcune delle definizioni previste dal sopracitato allegato 3, il decreto elenca6 una serie di col-ture che, se inserite in rotazione come precedenti o successive alle colture principali, rientrano nel più generico dettato della lettera r).

Garanzie di origineIl decreto istituisce7 il “Registro nazionale delle Garanzie di Origine del biome-

tano”, attraverso il quale sarà possibile dimostrare l’origine rinnovabile del biome-tano. La Garanzia di Origine viene riconosciuta al biometano prodotto a partire da sottoprodotti e che non riceva altre tipologie di incentivo e potrà essere utilizzata per il rispetto dell’obbligo di disporre di un numero di quote equivalenti in termini di emissioni di carbonio evitate, nell’ambito del sistema di scambio istituito con la Direttiva 2003/87/CE.

Per l’individuazione dei sottoprodotti utilizzabili viene fatto rinvio all’elenco di quelli elencati nella tabella 1.A del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 23 giugno 2016, che disciplina gli incentivi per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, compresa quella derivante dall’utilizzo di biomasse e biogas, ovvia-mente compatibilmente con la possibilità di utilizzare queste materie nel processo di digestione anaerobica.

Le Garanzie di Origine potranno anche essere scambiate nell’ambito di una apposita sede di scambio organizzata dal Gestore dei Mercati Energetici (GME), che dovrà predisporre delle specifiche regole di funzionamento approvate con decreto del direttore generale della Direzione generale per la sicurezza dell’approvvigionamento e le infrastrutture energetiche (DGSAIE) del Ministero dello Sviluppo Economico.

Inoltre, il biometano a cui viene rilasciata la garanzia di origine non rientra nel calcolo per il conseguimento del limite di 1,1 miliardi di standard metri cubi illustrato nel paragrafo precedente.

Il riconoscimento di queste Garanzie di Origine può, quindi, rappresentare una ulteriore opportunità di sviluppo del biometano, in particolare se dovessero venire meno le altre forme di incentivazione previste dal decreto.

5 Il contenuto di tale allegato viene comunque riportato al solo fine di rappresentazione sintetica nell’Al-legato 3 dello stesso decreto 2 marzo 2018.6 Vedi l’articolo 11, comma 1, lettera t.7 Articolo 4 – “Garanzia di origine del biometano immesso nella rete del gas naturale senza destinazione specifica di uso”.

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Gli incentivi “tradizionali” per il biometano A partire dal 2006 è stato istituito in Italia l’obbligo di immettere in consumo

biocarburanti a fronte del consumo di benzina e gasolio fossile. Pertanto il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) rilascia ai soggetti che immettono in consumo biocarbu-ranti i Certificati di Immissione in Consumo (CIC)8 che sono necessari ai “soggetti obbligati” per dimostrare di aver assolto all’obbligo a loro carico. I CIC possono essere commercializzati e costituiscono la principale forma di incentivazione all’utilizzo di carburanti di origine rinnovabile.

In linea con questa procedura, anche il produttore di biometano che lo immette nella rete del gas naturale con destinazione ai trasporti e lo vende direttamente ad un distributore di gas naturale per trasporti al prezzo di mercato liberamente concordato, può accedere al meccanismo di riconoscimento dei CIC.

In altre parole qualsiasi produttore di biometano può chiedere al GSE il rilascio dei CIC per i quantitativi venduti (immessi nella rete del gas naturale e destinati ai trasporti) e poi vendere tali CIC ai soggetti obbligati al prezzo di mercato liberamente concordato tra le parti9.

In deroga al mainstream il decreto introduce una specifica tempistica mensile per il rilascio di questi CIC e può comunque essere riconosciuta la maggiorazione denominata double counting, ossia il rilascio di 1 CIC ogni 5 Gcal invece che ogni 10 Gcal nel caso il biometano sia prodotto a partire da residui e sottoprodotti10.

Per il riconoscimento di tale maggiorazione è necessario innanzitutto che l’auto-rizzazione di costruzione e esercizio dell’impianto indichi esplicitamente l’utilizzo di tale materie. È consentito anche che l’impianto utilizzi in co-digestione altre materie ma purché in quantità non superiore al 30% in peso; in questo caso il double counting viene riconosciuto solamente sul 70% del biometano immesso in consumo.

Questa tipologia di incentivo rimane interessante per tutte le produzioni di bio-metano che non dovessero ottenere lo “status” di avanzato ma lo sarà ancora di più in futuro al decorrere del periodo di incentivazione decennale con “ritiro” dei CIC.

Sistema di rilascio e ritiro dei CIC da parte del GSEIl meccanismo “tradizionale” appena descritto era stato fino ad ora applicato a

soggetti che immettevano in consumo sia carburanti fossili che di origine rinnovabile e che nella maggior parte dei casi potevano quindi sia utilizzare direttamente i CIC che venderli.

Il produttore di biometano, al contrario, non immette in consumo fossile e pertanto deve necessariamente vendere i suoi CIC senza però potere fino ad esso contare su un valore dei CIC fisso o minimo. Questa incertezza ha comportato negli anni passati difficoltà di ottenere credito finanziario in misura tale da bloccare di fatto gli investi-menti per la realizzazione di impianti di biometano, specialmente in ambito agricolo.

8 Ogni CIC corrisponde ad un quantitativo di biocarburante equivalente a 10 Giga calorie (Gcal).9 Sulla base di quanto disposto dall’articolo 5 del decreto 2 marzo 2018.10 Materie di cui alle parti A e B dell’Allegato 3 del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 10 ottobre 2014 e successive modifiche.

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Per ovviare a questa criticità e rilanciare gli investimenti per la produzione di biometano avanzato, il nuovo decreto11 istituisce un meccanismo di ritiro dei CIC direttamente da parte del GSE che può comprendere anche il ritiro dello stesso bio-metano avanzato.

Questo meccanismo prevede quindi che, su richiesta del produttore, il GSE ritiri il biometano avanzato destinato ai trasporti, ed immesso nelle reti i cui gestori hanno l’obbligo di connessione di terzi, e riconosca direttamente al produttore il valore dei CIC, incluse le eventuali maggiorazioni, valore fissato dal decreto a 375 euro per ogni CIC. Poiché il biometano avanzato rispetta in ogni caso i requisiti previsti dal double counting, i CIC “avanzati” saranno erogati nella misura di uno ogni 5 Gcal di biometano.

Oltre ai CIC, il ritiro del biometano avanzato da parte del GSE viene valorizzato al prezzo medio, ridotto del 5%, del mese di cessione registrato sul mercato a pronti del gas naturale (MPGAS) che è gestito sul proprio sito dal Gestore dei Mercati Energetici (GME).

Per far fronte al costo di corrispondere questi incentivi, gli oneri di ritiro dei CIC vengono fatturati dal GSE ai soggetti obbligati in proporzione alle rispettive quote di obbligo, assegnando poi agli stessi soggetti i relativi CIC. L’adesione a questo mec-canismo da parte dei soggetti obbligati è facoltativa ma ha il vantaggio di garantire l’assolvimento dell’obbligo avanzato, per la quota percentuale di biometano, a pre-scindere dai quantitativi di biometano effettivamente ritirati dal GSE.

Il biometano avanzato e i relativi CIC sono ritirati dal GSE in maniera crono-logica rispetto alla data di entrata in esercizio dell’impianto, come deducibile dalla graduatoria degli impianti che pubblicherà il GSE, e fino al raggiungimento della quantità massima ritirabile ovvero la quantità pari alla quota d’obbligo di immissione in consumo di biometano avanzato (75% dell’obbligo complessivo per gli avanzati).

Questo meccanismo sarà applicabile alla produzione degli impianti che entrano in esercizio12 entro il 31 dicembre 2022 e per un periodo massimo di 10 anni dalla data di decorrenza dell’incentivo. Come già riportato precedentemente, decorsi i 10 anni il produttore di biometano potrà operare nel mercato “tradizionale” con il solo rilascio dei CIC il cui valore sarà da negoziare sul mercato.

Il decreto prevede la possibilità di scegliere tra ritiro totale o parziale da parte del GSE del biometano prodotto, mentre il controvalore dei CIC è sempre corrisposto sul totale della produzione. Se l’immissione in consumo avviene tramite una rete diversa da quella con obbligo di connessione di terzi il produttore potrà accedere solamente al rilascio dei CIC e al loro ritiro al valore prefissato dal GSE.

Il valore dei CIC e del biometano è riconosciuto mensilmente dal GSE ma con un delay iniziale di 3 mesi rispetto al ritiro del biometano.

11 Articolo 6 del decreto 2 marzo 2018.12 Per data di entrata in esercizio si intende la data di avvenuta abilitazione al funzionamento ai fini dell’at-tivazione e dell’esercizio per la connessione alle reti con l’obbligo di connessione di terzi. Nel caso di impianti che non intendano collegarsi alle reti con obbligo di connessione di terzi e di impianti di produzione di biocarburanti avanzati diversi dal biometano la data di entrata in esercizio coincide con la data di prima immissione in consumo di biometano e biocarburanti avanzati diversi dal biometano nei trasporti.

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Per concludere gli aspetti relativi al biometano avanzato, si sottolinea come anche questo decreto prevede che, se il produttore di biometano avanzato è una impresa agricola, il ritiro dei CIC è cumulabile con altre forme di incentivo pubblico finalizzate alla realizzazione dell’impianto, nei limiti del 40% del costo di investimento.

2.3 Impianti di distribuzione e di liquefazione del biometano avanzato

Per ottenere un incremento del consumo di metano, e quindi di biometano, nel settore dei trasporti non può essere sufficiente solamente una maggiore produzione se questa non è accompagnata da un maggiore utilizzo da parte dei consumatori che a loro volta sono scoraggiati all’acquisto di veicoli a metano dalla carenza di impianti di distribuzione. Una maggiore diffusione di strutture di liquefazione è invece neces-saria per un utilizzo di biometano da parte del trasporto pesante o delle reti locali di trasporto pubblico.

In altre parole si crea un circolo vizioso: non aumenta il numero di veicoli se non si diffondono gli impianti di distribuzione che a loro volta non vengono realizzati se i veicoli circolanti non sono alimentati anche a (bio)metano.

Per spezzare questo circolo e farlo diventare “virtuoso”, il decreto ha messo in campo una ulteriore maggiorazione dei CIC riconosciuti a quei produttori che rea-lizzano anche un nuovo impianto di distribuzione di gas naturale ovvero un nuovo impianto di liquefazione di biometano.

La maggiorazione è pari al 20% di CIC in più rispetto a quelli base, nel rispetto dei seguenti massimali:

a) per nuovi impianti di distribuzione di Gas Naturale Compresso (GNC) e/o di Gas Naturale Liquefatto (GNL), il valore della maggiorazione in CIC non può essere superiore al 70% del costo dell’investimento e comunque non oltre 600 mila euro;

b) per nuovi impianti di liquefazione di biometano per produrre Gas Naturale Liquefatto (GNL), il valore della maggiorazione in CIC non può essere superiore al 70% del costo dell’investimento e comunque non oltre 1.200 mila euro.

Tali impianti devono essere “pertinenti” all’impianto di produzione di biometano avanzato, devono cioè essere realizzati da uno o più produttori di biometano ma pos-sono anche essere situati in un luogo diverso da quello dell’impianto di produzione di biometano. Inoltre, si considerano realizzati dai produttori gli impianti per i quali c’è una partecipazione alle spese di investimento pari ad almeno il 51%.

In caso si realizzino entrambe le tipologie di impianto si ha diritto ad entrambe le maggiorazioni, sempre nel rispetto dei singoli massimali.

Inoltre, l’impianto di distribuzione è considerato nuovo quando sono di nuova realizzazione le opere di scarico, stoccaggio e distribuzione al consumo, anche se vengono realizzate presso un impianto esistente che distribuisce carburanti diversi da quelli di nuova realizzazione.

La maggiorazione è determinata in funzione del quantitativo di biometano pro-dotto e immesso in consumo dal nuovo impianto di distribuzione oppure di quello liquefatto ed è proporzionale alla partecipazione finanziaria di ciascun produttore.

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2.4 I meccanismi di incentivo per i biocarburanti avanzati diversi dal biometano

Lo status di “avanzato” va riconosciuto anche a tutte le altre tipologie di biocar-buranti, presenti sul mercato o che lo potranno essere in futuro, che sono prodotti a partire dalle Materie elencate nella parte A dell’Allegato 3 del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 10 ottobre 2014 e successive modificazioni.

Per i quantitativi di questa tipologia di biocarburanti immessi in consumo nel settore dei trasporti, può essere richiesto al GSE il riconoscimento dei corrispondenti Certificati di Immissione in Consumo (CIC) ed eventualmente il loro “ritiro” da parte del GSE al valore di 375 euro ognuno13. Poiché questi biocarburanti avanzati rispettano in ogni caso i requisiti previsti dal double counting, i CIC “avanzati” saranno erogati nella misura di uno ogni 5 Gcal.

I produttori di biocarburanti avanzati diversi dal biometano devono vendere autonomamente ai soggetti obbligati che hanno aderito al sistema previsto dal decreto la loro produzione ad un prezzo massimo pari alla media della quotazione mensile del mese precedente, pubblicate dal Platt’s del fossile nel quale vengono miscelati14, diminuito del 5%.

Anche in questo caso, la quantità massima che può rientrare nel sistema di incentivo sopradescritto è pari alla quota d’obbligo di immissione in consumo di biocarburanti avanzati diversi dal biometano, cioè al 25% dell’obbligo di avanzati. Si può stimare che tali quantitativi saranno nell’ordine di circa 57 mila tonnellate per il 2018 e dovrebbero salire a 176 mila tonnellate nel 2022.

Così come per il biometano avanzato, gli oneri di ritiro dei CIC sono fatturati dal GSE ai Soggetti obbligati che hanno aderito al sistema; l’adesione, infatti, è facolta-tiva ma ha il vantaggio di garantire l’assolvimento dell’obbligo avanzato per quanto riguarda la quota “altri biocarburanti avanzati” a prescindere dalla quantità di prodotto effettivamente disponibile sul mercato.

L’incentivazione è destinata agli impianti entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2022 ed è valida per un periodo massimo di 10 anni dalla data di decorrenza dell’in-centivo; al termine dei 10 anni i biocarburanti avanzati avranno comunque diritto al riconoscimento dei CIC da commercializzare direttamente con i soggetti obbligati.

2.5 Le opportunità di riconversione degli impianti da biogas a biometano

Per impianti esistenti che fino ad oggi hanno prodotto biogas, il decreto prevede la possibilità di effettuare una riconversione totale o parziale a biometano15 ed avere accesso, in misura pari al 100% degli incentivi spettanti ad analoghi nuovi impianti, sia alle disposizioni “tradizionali” che alla forma di incentivo con “ritiro” del CIC da parte del GSE al prezzo di 375 euro per CIC.

13 Articolo 7 del decreto 2 marzo 2018.14 Ad esempio per il biodiesel avanzato il riferimento è al prezzo del Platt’s del gasolio.15 È consentito anche l’incremento della capacità produttiva.

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Nel caso gli impianti esistenti beneficino già di incentivi sull’energia prodotta e vogliono continuare a beneficiarne in parte, il decreto richiede che:• il periodo residuo di diritto all’incentivo elettrico non sia essere inferiore a tre

anni o inferiore a due anni per gli impianti di biogas in esercizio prima del 31 dicembre 2017;

• il biogas destinato alla produzione elettrica sia una quota non superiore al 70% della produzione annua media incentivata prima della riconversione.

Agli impianti riconvertiti si applicano tutte le maggiorazioni previste per i nuovi impianti a condizione che l’autorizzazione alla realizzazione della riconversione e quella per l’esercizio dell’impianto riconvertito, contengano le indicazioni della tipologia e della quantità in peso delle materie utilizzate e che queste coincidano con quelle che danno accesso alle maggiorazioni per gli impianti di nuova realizzazione.

Il periodo di diritto al “ritiro” dei CIC per la produzione di biometano degli impianti riconvertiti è pari al periodo di diritto spettante ai nuovi impianti, ossia 10 anni dall’entrata in esercizio in assetto riconvertito. Successivamente è sempre pos-sibile continuare la produzione ed ottenere i CIC senza però la possibilità di “ritiro” da parte del GSE.

Qualora l’impianto da riconvertire sia invece arrivato al termine del periodo di diritto agli incentivi per la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile, tutti i CIC eventualmente spettanti vengono riconosciuti in misura pari al 70% di quelli spettanti a nuovi impianti.

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CAPITOLO 3COLTURE UTILIZZABILI PER ALIMENTARE

IMPIANTI A BIOMETANO.ASPETTI AMBIENTALI

3.1 Evoluzione degli impianti a biogas agricolo in Italia

A partire dalla metà degli anni 90, il nostro paese ha assistito ad un incremento esponenziale del numero di impianti di digestione anaerobica per la produzione di biogas nelle aziende agricole. Detti impianti sono tipicamente costituiti da: i) un di-gestore, all’interno del quale vengono degradate, ad opera di batteri che operano in assenza di ossigeno, materie organiche di diversa origine (in specie reflui zootecnici e biomasse prodotte da colture quali mais, sorgo, triticale); ii) un impianto di cogenera-zione che produce energia termica ed elettrica a dalla combustione del biogas prodotto dal digestore. Gran parte degli impianti a biogas sono localizzati nelle aree con elevata concentrazione di allevamenti zootecnici intensivi, ai quali si accompagna la diffusio-ne della monocoltura di mais.

Sulla diffusione degli impianti a biogas agricolo hanno giocato un ruolo chiave le decisioni istituzionali, attraverso una serie di divieti e di incentivi1. In particolare:

I. la direttiva 91/676/CEE del Consiglio, del 12 dicembre 1991, relativa alla protezio-ne delle acque dall’inquinamento provocato dai nitrati provenienti da fonti agrico-le, che ha imposto il divieto di superare il limite di 170 kg di azoto (N) ha-1 da reflui zootecnici nelle zone vulnerabili, e di 250 kg N ha-1 nelle zone considerate non vulnerabili. Per molti allevatori detti limiti avrebbero comportato una riduzione cospicua del numero di capi allevabili, con conseguente riduzione del reddito. Una soluzione tecnica alternativa è costituita dallo strippaggio dell’ammoniaca, che consente l’estrazione di N ammoniacale dai reflui zootecnici e la sua utilizzazione agronomica in sostituzione dei concimi azotati industriali. Poiché lo strippaggio richiede elevate quantità di energia termica, necessita quindi di energia a basso costo, che viene assicurata della presenza di un digestore anaerobico combinato ad un cogeneratore di energia termica ed elettrica2;

1 Carrosio G. (2012) La diffusione degli impianti per la produzione di energia da biogas agricolo in Italia: una storia di isomorfismo istituzionale, in Studi Organizzativi, 2, 9-26.2 Moscatelli G., Fabbri C. (2008) Strippaggio, tecnica efficiente per l’abbattimento dell’azoto. L’Informatore Agrario, 18, 45-49.

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II. la Direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, che ha indicato come obiettivi da raggiungere entro il 2020: a) una quota del 20% dei fabbisogni energetici ottenuta da fonti rinnovabili; b) un miglioramento del 20% dell’effi-cienza energetica; c) il taglio del 20% delle emissioni di gas serra rispetto al 1990. Detta direttiva ha indicato in modo specifico che “l’utilizzo di materiale agricolo come concimi, deiezioni liquide nonché altri rifiuti animali e organici per la produ-zione di biogas offre, grazie all’elevato potenziale di riduzione nelle emissioni di gas a effetto serra, notevoli vantaggi ambientali sia nella produzione di calore e di elet-tricità sia nell’utilizzo come biocarburanti. A motivo del carattere decentralizzato e della struttura d’investimento regionale, gli impianti di biogas possono contribuire in misura notevole allo sviluppo sostenibile delle zone rurali, offrendo agli agricol-tori nuove possibilità di reddito”.

III. La normativa nazionale per gli incentivi alla produzione di energia elettrica da biogas ha previsto dal 2008 che ogni kWh di energia elettrica immessa in rete viene pagato 0,28 Euro, per gli impianti di dimensione inferiore a 1000 kiloWat-tora elettrici (kWe), Gli impianti di dimensione superiore a 1000 kWe, invece, rientrano nel regime dei Certificati Verdi, il cui prezzo viene stabilito dal mercato di compravendita, ed è quindi fluttuante. Detti incentivi hanno determinato una proliferazione di impianti di taglia inferiore a 1000 kWe. Tuttavia, poiché l’in-centivo ha riguardato soltanto l’energia elettrica, l’energia termica prodotta dalla cogenerazione (circa 80% del totale) è stata valorizzata solo in minima parte, con il riscaldamento dei locali dell’azienda agricola1.La diffusione degli impianti a biogas agricolo in Italia, e la concomitante adozione

di modelli produttivi uniformi da parte delle aziende agricole costituiscono un caso di isomorfismo organizzativo determinato da pressioni di tipo istituzionale1. Infatti, mol-te aziende hanno adottato schemi organizzativi simili sotto la spinta di decisioni isti-tuzionali e non del libero mercato. In questo quadro, le aziende zootecniche, che prima utilizzavano il mais per l’alimentazione del bestiame, si sono trasformate in aziende produttrici di energia, nelle quali la fonte prevalente di reddito deriva dalla produzione di energia elettrica mentre la carne ed il latte costituiscono la fonte di reddito seconda-ria. In queste aziende, il mais da insilato prodotto internamente viene utilizzato come substrato per la digestione anaerobica, il bestiame allevato ha la funzione prioritaria di fornire reflui zootecnici utilizzati per alimentare il digestore, ed il mais necessario per l’alimentazione del bestiame non viene più prodotto internamente, ma è acquistato sul mercato internazionale.

Il problema dell’uso indiretto del suolo (ILUC) All’inizio degli anni 2000, la diffusa convinzione che fosse cosa buona e giusta fa-

vorire “sic et simpliciter” il ricorso a quote crescenti di carburanti di origine agricola, portò i decisori politici a concedere incentivi economici per la diffusione dei biocarbu-ranti, qualunque fosse la loro origine. Nella letteratura scientifica, tuttavia, si accese un vivo dibattito sulla effettiva validità di una diffusione indiscriminata dei biocarburanti.

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Diversi studi iniziali indicarono che l’energia generata dalle biomasse vegetali ha un bilancio dell’anidride carbonica (CO2) vicino alla neutralità, poiché la CO2 emes-sa in atmosfera dalla combustione dei biocarburanti era la medesima catturata dalle piante con la fotosintesi. In questo modo si evitava l’emissione del carbonio accumula-to nelle fonti fossili da milioni di anni3. Tuttavia, alla luce di successivi approfondimen-ti, questa assunzione si è rivelata semplicistica. Uno studio pubblicato sulla prestigiosa rivista scientifica “Science” nel 2008 ha svelato in modo efficace gli effetti devastanti e controintuitivi che la diffusione indiscriminata dei biocarburanti può determinare sul bilancio globale del carbonio4. Gli autori di questo articolo hanno analizzato gli effetti economici indotti sul mercato mondiale dalla destinazione del mais prodotto negli Stati Uniti alla produzione di bioetanolo. In primis tale conversione avrebbe determi-nato l’aumento del prezzo del mais sul mercato mondiale, rendendo di conseguenza conveniente la conversione agricola di vaste aree di foresta e prateria nei paesi in via di sviluppo. Questo effetto indesiderato prende il nome di indirect land-use change (ILUC).

Purtroppo, la conversione di aree forestali in arativi determina rilascio di CO2 nell’atmosfera, dovuto sia dalla combustione della biomassa preesistente, sia all’ossi-dazione della sostanza organica contenuta nei suoli forestali. Poiché il rilascio di CO2 dovuto alla mineralizzazione della sostanza organica dei suoli avviene con gradualità, è stato stimato che l’abbattimento di una foresta può provocare negli anni successivi una sorta di “debito di carbonio”. Sulla base di un modello di agricoltura globale, è sta-to stimato che l’etanolo prodotto negli USA a partire dal mais, invece di produrre un contenimento delle emissioni del 20%, le raddoppia per i successivi 30 anni, creando così un debito di carbonio che richiederebbe 167 anni per essere compensato dalle coltivazioni di colture energetiche.

Sulla base di questi risultati, gli autori hanno sollevato preoccupazioni sulla oppor-tunità di diffondere su larga scala i biocarburanti prodotti con colture alimentari e sug-gerito, l’opportunità di utilizzare rifiuti e sottoprodotti per produrre energia. Questa analisi ha profondamente influenzato le più recenti scelte politiche sui biocarburanti.

L’utilizzo di scarti e sottoprodotti, e la coltivazione di colture di secondo raccolto tra una coltura principale e la successiva, sono valide strategie per evitare la competi-zione dei biocarburanti con le colture alimentari e quindi l’ILUC.

3.2 Vantaggi e svantaggi del mais come coltura da energia

La biomassa del mais, raccolta nella fase di maturazione cerosa della granella e conservata tramite insilamento, è il substrato d’elezione per il processo di digestione anaerobica. Infatti, il rendimento in metano del mais per unità di peso di solidi volatili (i.e. sostanza secca – ceneri) è nettamente superiore a quello di altre colture annuali

3 Sims, R.E., Hastings, A., Schalamandinger, B., Taylor, G., Smith, P., 2006. Energy crops: current status and future prospects, Global Change Biol., 12: 2054–2076.4 Searchinger, T., Heimlich, R., Houghton, R. A, Dong, F., Elobeid, A., Fabiosa, J., Tokgoz, S., Hayes, D., Yu, T.H. (2008). Use of U.S. Croplands for Biofuels Increases Greenhouse Gases Through Emissions from Land-Use Change, Science 319, 1238-1240.

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e perenni, sia come tasso massimo durante il ciclo di digestione anaerobica, sia come valore cumulato5.

Per contro, la coltivazione del mais come coltura da energia presenta una plurali-tà di svantaggi sotto il profilo energetico ed ambientale. Oltre al già citato problema dell’uso indiretto del suolo, gli aspetti critici del mais risiedono nella richiesta di: i) ap-porti idrici elevati ed interventi irrigui tempestivi; ii) elevate concimazioni azotate per fornire produzioni ottimali in termini di quantità e qualità (elevata resa in metano); a questo proposito occorre considerare che la produzione di concimi azotati industriali richiede elevate quantità di energia fossile; iii) applicazione di diserbanti, geodisinfe-stanti ed insetticidi, la cui sintesi per unità di prodotto richiede quantità di energia addirittura superiori rispetto ai concimi azotati; iv) lavorazioni annuali del terreno con conseguenti input di energia fossile.

In particolare, è l’azoto applicato con i fertilizzanti che ha un ruolo fondamentale nella sostenibilità ambientale delle colture da energia.

Il ruolo controverso dell’azoto L’azoto gioca un ruolo chiave nell’assicurare un elevato livello di produzione alle

colture, ma anche un ruolo controverso da un punto di vista ambientale. Nei sistemi naturali, ed anche nei sistemi agricoli a basso input tipici dell’agricoltura di sussistenza, le piante crescono in una condizione di cronica carenza di azoto. Per rimuovere le limi-tazioni alla crescita delle colture imposte dalla limitata disponibilità di azoto è necessa-ria l’applicazione di concimi azotati di origine industriale. Il processo di Haber-Bosch di sintesi industriale dell’ammonica, inizialmente messo a punto per scopi bellici, si è rivelato una delle più importanti scoperte del secolo scorso, poiché la disponibilità di fertilizzanti azotati su larga scala ha permesso alle colture cerealicole di raggiungere livelli produttivi senza precedenti nella storia dell’umanità. Infatti, la produzione di frumento ottenuta da una coltura ben fertilizzata con azoto è circa 4.5 volte superiore a quella ottenibile da una coltura non fertilizzata. Per questo motivo l’azoto può essere considerato come un sostituto delle superfici coltivate: grazie alla disponibilità di azoto si possono raggiungere gli obiettivi produttivi utilizzando minori superfici, destinando le rimanenti ad usi ambientali, ricreativi, o comunque ad altra utilità. Purtroppo, solo circa 50% dell’azoto applicato con i fertilizzanti viene effettivamente assorbito dalle colture, mentre il rimanente 50% provoca una serie di effetti indesiderati in atmosfera e sulla qualità delle acque.

Poiché il processo di sintesi dell’ammoniaca avviene in condizioni di elevate tem-perature ed elevata pressione, richiede elevate quantità di energia fossile. La produzio-ne ed il trasporto di un kg di N sotto forma di concimi industriali comporta il rilascio in atmosfera di circa 2.79 kg di CO2. Ma i problemi non finiscono qui. L’azoto costitu-isce il 78% dell’atmosfera, dove è presente in una forma gassosa inerte (N2). Quando l’azoto atmosferico viene fissato sotto forma di azoto ammoniacale (NH3) entra nella catena dell’azoto reattivo, indipendentemente dalla circostanza che ciò avvenga per via

5 L. Barbanti, G. Di Girolamo, M. Grigatti, L. Bertin, C. Ciavatta, 2014. Anaerobic digestion of annual and multi-annual biomass crops. Industrial Crops and Products, 56: 137-144.

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industriale o per via naturale tramite la fissazione simbiontica. Rientrano nella cate-goria dell’azoto reattivo tutti i composti che sono biologicamente, fotochimicamente e radiativamente attivi. Il ruolo multiforme dell’azoto è stato sintetizzato efficacemente dal concetto di “nitrogen cascade (cascata dell’azoto)”: lo stesso atomo di azoto reattivo causa molteplici effetti in atmosfera, negli ecosistemi terrestri, negli ecosistemi acquatici e sulla salute umana. Questa sequenza prende il nome di cascata dell’azoto. Il solo modo per eliminare gli effetti della cascata dell’azoto è convertire nuovamente l’azoto reattivo in azoto non reattivo (N2)”6.

Tra i composti della categoria dell’azoto reattivo che hanno particolare rilevanza ambientale c’è il protossido di azoto (N2O), un potente gas ad effetto serra, ed i nitrati (NO3

-) che sono inquinanti delle acque con effetti negativi sulla salute umana.Il protossido di azoto è un gas molto stabile, con un tempo di residenza medio

in atmosfera di 37 anni, ed un effetto di riscaldamento globale 296 volte superiore rispetto alla CO2

7. Ebbene, poiché alcuni autori hanno stimato che una percentuale compresa tra il 3 ed il 5% dell’azoto applicato al terreno con i fertilizzanti torna prima o poi in atmosfera sotto forma di protossido di azoto8, ci sono fondati motivi per rite-nere che la sostenibilità ambientale delle colture da energia sia largamente influenzata dalla fertilizzazione azotata e dall’efficienza con la quale dette colture utilizzano l’azoto, limitandone la dispersione nell’ambiente.

I nitrati sono la forma prevalente di assorbimento dell’azoto dal terreno da parte delle colture. Una loro presenza nel terreno nel corso del periodo di fabbisogno azotato delle colture è quindi un presupposto essenziale per una nutrizione azotata ottimale. Tuttavia, i nitrati sono dei composti molto mobili all’interno del suolo, poiché non vengono trattenuti dalle particelle della fase solida del suolo, dotate di prevalenti cari-che negative. I problemi ambientali legati ai nitrati sono dovuti ai cosiddetti “untimely nitrate” (nitrati intempestivi, nel proseguo nitrati residui) i.e. ai nitrati che rimangono nel profilo del suolo dopo che l’assorbimento da parte della coltura è cessato, che sono quindi vulnerabili a perdite per lisciviazione e/o per scorrimento sottosuperficiale9. Poiché nei nostri climi il periodo di maggiore piovosità si verifica durante i mesi inver-nali, la presenza di abbondanti quantità di nitrati nel terreno in autunno, può condurre a perdite per lisciviazione, specie nelle zone vulnerabili. La normativa di riferimento sulle acque potabili (D.lgs. 31/01) prevede che la concentrazione di nitrati nelle acque che fuoriescono dai rubinetti, utilizzati per il consumo umano, non deve superare i 50 mg/l, equivalenti a 11.3 mg/l di azoto nitrico.

6 J. N. Galloway, J. D. Aber, J. W. Erisman, et al., 2003. The Nitrogen Cascade. BioScience, 53,4: 341-3567 FAO, 2006. The livestock long shadow, environmental issues and options. http://www.fao.org/do-crep/010/a0701e/a0701e00.HTM.8 P. J. Crutzen, A. R. Mosier, K.A. Smith, W. Winiwarter, 2007. N2O release from agro-biofuel production negates global warming reduction by replacing fossil fuels Atmos. Chem. Phys. Discuss., 7, 11191–11205. 9 E.A. Stockdale, Gaunt JL, Vos J, 1997. Soil-plant nitrogen dynamics: what concepts are required? Eur. J. Agron. 7:145-59.

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3.3 Vantaggi e svantaggi delle colture di secondo raccolto

Le colture di secondo raccolto, coltivate nell’intervallo di tempo che intercorre tra una coltura principale e la successiva, sono incentivate dal decreto biometano per la produzione di energia. Questo comporta una serie di indubbi vantaggi unitamente ad alcuni potenziali svantaggi.

Il vantaggio più immediato consiste nel fatto che il suolo viene utilizzato in modo più efficiente. Una copertura fogliare attiva, prolungata nel corso dell’anno, comporta una più efficiente intercettazione della radiazione solare incidente, e quindi una più elevata produzione di biomassa per unità di superficie. Peraltro, se le colture di secon-do raccolto vengono utilizzate per produrre energia mentre le colture principali sono utilizzate per produrre alimenti per l’uomo o per gli animali, si elimina il problema della competizione tra produzione di bioenergia e colture alimentari.

Nei terreni declivi, dotati di pendenza, la presenza di copertura da parte della coltre fogliare, combinata con l’effetto protettivo degli apparati radicali, riduce sensibilmente il rischio di fenomeni erosivi a carico del suolo, che possono verificarsi in occasione di precipitazioni di forte intensità.

La presenza di una copertura vegetale attiva da parte di una coltura di secondo raccolto implica anche un prolungato assorbimento di nitrati da parte della coltura e, quindi, una riduzione della quantità di nitrati residui, potenzialmente lisciviabili nei mesi invernali.

La coltivazione di specie di secondo raccolto, quasi sempre appartenenti a famiglia diversa rispetto alle colture principali, aumenta la biodiversità all’interno del sistema colturale, con ricadute positive sulla fertilità biologica del suolo, con incremento della soil suppressiveness, intesa come capacità del suolo di contenere le popolazioni di fun-ghi patogeni per le colture, che determinano fenomeni di “stanchezza” nelle monocol-ture e nelle rotazioni troppo strette.

Infine, la maggior produzione di biomassa dovuta alle colture di secondo raccolto, sotto forma sia di residui colturali, sia di apparati radicali, rappresenta un potenziale van-taggio in termini di incremento del contenuto di carbonio organico del suolo, con riflessi positivi sia sul sequestro del carbonio, sia sulle proprietà chimiche e fisiche del suolo.

Tra i potenziali svantaggi delle colture di secondo raccolto dobbiamo considerare un maggiore uso dell’acqua di irrigazione per i secondi raccolti estivi, un maggior uso di fertilizzanti azotati, un maggior uso di energia fossile per le lavorazioni ed un maggiore uso di prodotti chimici per il controllo delle malerbe. Un secondo raccolto di sorgo da biomassa, per esempio, dovrà essere accuratamente diserbato per essere condotto con successo.

3.4 Colture da bioenergia alternative al mais

Sulla base di quanto fino a qui esposto, sotto il profilo ambientale è conveniente la sostituzione progressiva del mais con colture da bionergia dotate delle seguenti peculiari caratteristiche: i) limitate esigenze idriche; ii) limitate esigenze di azoto o capacità di utilizzare fonti di azoto diverse dai concimi industriali (es. reflui zootec-

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nici); iii) elevata produttività per unità di superficie allo scopo di ridurre le superfici impiegate per produrre energia e, quindi, cambiamenti indiretti d’uso del suolo; iv) possibilità di essere coltivate in suoli marginali, poco adatti alla coltivazione di col-ture alimentari.

Tre la specie più promettenti meritano di essere menzionate il sorgo da biomassa e la canna comune (di seguito Arundo).

Punti di forza e di debolezza del sorgo da biomassaIl sorgo da biomassa10 è coltura macroterma dotata di produttività superiore a

quella del mais. Rispetto al mais mostra una maggiore tolleranza agli stress idrici, so-prattutto in ragione di un apparato radicale particolarmente profondo, che consente di raggiungere ed utilizzare risorse idriche presenti a profondità non accessibili ad altre colture.

Negli ambienti della pianura padana, in terreni alluvionali profondi, il sorgo può essere coltivato senza irrigazione come coltura di primo raccolto, e con sussidio idrico limitato nel caso di coltura di secondo raccolto.

In questo secondo caso può consentire di sfruttare proficuamente durante l’estate il suolo lasciato libero da un cereale autunno-vernino.

Il sorgo da bioenergia ha limitate esigenze di azoto. Studi del CREA hanno indicato che, qualora il frumento sia adottato come precedente colturale, il sorgo trae vantaggio dell’azoto residuo lasciato dalla coltura precedente, e non necessita di ulteriori apporti azotati.

Poiché il sorgo è una specie annuale, può essere agevolmente inserito negli avvi-cendamenti colturali di colture erbacee, senza l’impegno di conversione richiesto dalle colture poliennali.

Tra i punti di debolezza del sorgo dobbiamo considerare in primo luogo una qua-lità degli insilati comunque inferiore rispetto al mais come substrato per la digestione anaerobica.

Il sorgo è dotato di un seme piuttosto piccolo, che determina spesso difficoltà di emergenza specie nei terreni che formano crosta. La ridotta profondità di semina può determinare la morte dei semi appena germinati qualora alla semina segua un periodo di prolungata assenza di precipitazioni. È esperienza comune che il sorgo debba essere riseminato due o tre volte nella stessa annata a seguito di un esito poco soddisfacente della semina.

Inoltre, il sorgo necessità di essere adeguatamente diserbato, per evitare che le ma-lerbe prendano il sopravvento sulle piantine nelle prime fasi successive all’emergenza.

Infine, il sorgo da biomassa, è suscettibile all’allettamento nei mesi di agosto e set-tembre, quando i temporali associati a forti venti possono provocare il coricamento dei culmi, specialmente quando gli ibridi dotati di taglia elevata vengono associati ad una notevole fittezza dell’impianto.

10 E. Ceotto, F. Castelli, A. Moschella, M. Diozzi, M. Di Candilo, 2014. It is not worthwhile to fertilize sweet sorghum (Sorghum bicolor L. Moench) with cattle slurry. Productivity and nitrogen-use efficiency. Indu-strial Crops and Products, 62, 380–386.

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Punti di forza e di debolezza dell’ArundoL’Arundo è una pianta erbacea rizomatosa perenne che possiede una serie di carat-

teristiche ideali a produrre energia fornendo nel contempo importanti servizi ambien-tali; i principali punti di forza risiedono nelle seguenti caratteristiche: i) una produt-tività di biomassa molto elevata, che negli ambienti mediterranei non trova eguali in altre specie; ii) adattabilità a svariati tipi di suolo, pur prediligendo terreni ben drenati, non troppo argillosi e compatti; iii) tolleranza nei confronti della salinità; iv) elevata efficienza di utilizzazione dell’azoto applicato; v) in qualità di specie perenne non ri-chiede lavorazioni annuali del terreno; vi) lunga durata dell’impianto, prevedibilmente almeno 20 anni se gestita correttamente; vii) in terreni profondi può essere coltivata senza irrigazione, poiché riesce a raggiungere risorse idriche a profondità inaccessibili ad altre specie; viii) assenza di suscettibilità a malattie fungine e ad attacchi da parte di popolazioni di insetti, ed elevata competitività nei confronti delle piante infestanti, e quindi non richiede nessun tipo di trattamento con pesticidi e diserbanti. Dette carat-teristiche permettono di conseguire dei bassi costi di gestione.

In qualità di coltura perenne, che non richiede lavorazioni annuali del terreno, fa-vorisce l’accumulo di carbonio organico nel suolo, nonché nella biomassa degli organi sotterranei, i rizomi e le radici. In particolare, un nostro studio ha indicato che dopo sette anni di coltivazione l’Arundo ha sequestrato carbonio nel suolo, non solo negli strati normalmente interessati dalle lavorazioni, ma anche nello strato di terreno com-preso tra 40 e 60 cm di profondità11.

L’Arundo utilizza efficacemente l’azoto applicato sotto forma di reflui zootecnici, ed ha mostrato di possedere una elevata efficienza dell’uso dell’azoto12. Lo stesso espe-rimento ha indicato come l’Arundo sia in grado di fungere da efficiente spazzino di nitrati nel profilo del suolo fino a 80 cm di profondità, anche a seguito di applicazioni elevate di azoto sotto forma di liquami zootecnici13. Detto risultato, confermato per tre anni consecutivi, è di particolare rilevanza ai fini ambientali, e rende interessante la coltivazione della coltura nelle zone più vulnerabili alla lisciviazione dei nitrati.

Accanto ad una serie di pregi, l’Arundo presenta una serie di punti deboli, che han-no finora frenato la diffusione della coltura a scala di pieno campo. Il tallone d’Achille di questa specie è rappresentato dal fatto che, non producendo semi, ha una propa-gazione obbligata per via vegetativa. Sebbene la propagazione per talea di culmo sia tecnicamente semplice14, i problemi logistici restano di difficile soluzione, ed i costi di impianto sono ancora piuttosto elevati. A questo va aggiunto che la coltura necessita di un generoso sussidio irriguo nell’anno di impianto.

11 E .Ceotto, F. Castelli, M. Di Candilo, 2016. Assessment of Soil Organic Carbon Capture of Giant Reed and Poplar SRC with Four Different N-fertilization Regimes. In: Proceedings of the 24th European Biomass Conference and Exhibition. p. 1390-1393. 12 E. Ceotto, F. Castelli, A. Moschella, M. Diozzi, M. Di Candilo, 2015. Cattle slurry fertilization to giant reed (Arundo donax L.): biomass yield and nitrogen use efficiency. BioEnergy Research, 8, 3, 1252-1262. 13 E. Ceotto, R. Marchetti, F. Castelli, 2018. Residual soil nitrate as affected by giant reed cultivation and cattle slurry fertilization. Italian Journal of Agronomy. 13, 4, 317-323. 14 E. Ceotto, M. Di Candilo, 2010. Shoot cuttings propagation of giant reed (Arundo donax L.) in water and moist soil: the path forward? Biomass and Bioenergy, 34: 1614-1623.

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Infine, in assenza di incentivi economici, che riconoscano il giusto valore ai servizi ambientati forniti da questa coltura, o comunque di una prospettiva di reddito di lunga durata, per un imprenditore agricolo realizzare un impianto di Arundo con una durata di 20 anni può apparire un passo azzardato.

Un’importante sfida per il futuro è rappresentata dalla necessità di migliorare l’uso del suolo con l’introduzione di adeguate politiche ambientali di sostegno alle colture promotrici di servizi ambientali quali il sequestro del carbonio nel suolo, la riduzione dell’uso di pesticidi, e la riduzione dei nitrati nel profilo del suolo.

3.5 Le opportunità offerte dalle aree marginali

Poiché lo scopo primario dell’agricoltura è quello di produrre alimenti, e della cir-costanza che le terre fertili sono una risorsa limitata e vulnerabile a scala globale, la sfi-da più impegnativa per l’agricoltura del futuro è certamente quella di trovare il giusto compromesso tra superfici coltivate a scopi alimentari e quelle destinate a produrre biocarburanti.

Per raggiungere detto scopo, sarebbe molto utile produrre e rendere disponibile una classificazione e quantificazione delle “aree adatte a produrre energia da colture de-dicate” a livello regionale e nazionale. Accanto alle aree marginali, poco adatte ad essere coltivate con colture alimentari in ragione della ridotta fertilità, sarebbe importante considerare il potenziale contributo di aree inadatte alla coltivazione di specie alimen-tari per ragioni sanitarie, come ad esempio zone contaminate, aree in vicinanza di impianti industriali e/o di inceneritori o di discariche di rifiuti solidi urbani, le strisce che circondano strade ed autostrade ad alta intensità di traffico15. Queste ultime aree, in diversi casi caratterizzate da buona fertilità, potrebbero essere utilmente destinate alla produzione di biocarburanti.

Infine, il termine “terre marginali” si riferisce generalmente a terreni di scarso valo-re economico conseguente alla loro limitata produttività, senza tenere conto del fatto che dette aree costituiscono depositi di carbonio e serbatoi di biodiversità. Pertanto, gli svantaggi derivanti dalla conversione di pascoli, aree umide, o aree boschive in colture da energia dovrebbero essere attentamente valutati.

15 E. Ceotto, M. Di Candilo, 2010. Sustainable bioenergy production, land and nitrogen use. In: Lichtfouse E. (ed.) Biodiversity, Biofuels, Agroforestry and Conservation Agriculture. Sustainable Agriculture Reviews, 5, 101-122.

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GLOSSARIO

Allacciamento: Processo che realizza la connessione fisica tra la rete di distribuzione o di trasporto e il punto di consegna del gas al sito di consumo.

Anno termico: periodo che intercorre tra il 1 ottobre di ogni anno e il 30 settembre dell’anno successivo.

Biogas: miscela di vari tipi di gas prodotto dal processo biochimico di fermentazione anaerobica di biomassa (residui organici provenienti da rifiuti, liquami zootecnici o fanghi di depurazione, scarti agro-alimentari o agro-industriali, colture energetiche).

Biocarburanti avanzati diversi dal biometano: sono tutte le tipologie di biocarbu-ranti che sono prodotti a partire dalle Materie elencate nella parte A dell’Allegato 3 del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 10 ottobre 2014 e successive mo-dificazioni.

Biometano: Ai sensi del decreto 2 marzo 2018, si intende per biometano il combustibile ottenuto da biogas che, a seguito di opportuni trattamenti chimico-fisici, anche svolti, a seguito del convogliamento o del trasporto del biogas, in luogo diverso da quello di produzione, soddisfa le caratteristiche fissate dall'Autorità per l’energia elettrica, il gas e il servizio idrico, ora Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente, di seguito deno-minata “Autorità”, con i provvedimenti di attuazione dell’articolo 20, comma 2, del decre-to legislativo 3 marzo 2011 n. 28, ed è quindi idoneo alla successiva fase di compressione per l’immissione nella rete del gas naturale. Il biometano include anche il combustibile prodotto tramite processi di metanazione dell’idrogeno ottenuto da fonti rinnovabili e della CO2 presente nel biogas destinato alla produzione di biometano o prodotta da pro-cessi biologici e fermentativi, purché rispetti le predette caratteristiche.

Biometano avanzato: è il biometano prodotto a partire dalle materie prime elencate nella parte A dell’Allegato 3 del Decreto 10 ottobre 2014 e successive modifiche e inte-grazioni, dove trovano applicazione le definizioni riportate nel D.lgs. 3 marzo 2011, n. 28, come modificato dal D.lgs. 21 marzo 2017, n. 51, ad esclusione delle materie prime elencate nella parte B del medesimo Allegato 3. È riconosciuto come biometano avanzato anche il biometano prodotto da impianti con autorizzazione all’esercizio che riporti in modo esplicito l’indicazione di utilizzo delle biomasse di cui all’Allegato 3, parte A, del Decreto 10 ottobre 2014 e s.m.i., in codigestione con altre materie di origine biologica, queste ultime in percentuale comunque non superiore al 30% in peso. In tali casi è con-siderato biometano avanzato il 70% della produzione totale di biometano dell’impianto.

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Capacità produttiva di un impianto di biometano: produzione oraria nominale di biometano, espressa in standard metri cubi/ora, come risultante dalla targa del dispo-sitivo di depurazione e raffinazione del biogas.

Capacità produttiva di un impianto di produzione di biocarburanti diversi dal biometano: per capacità produttiva di un impianto di biocarburanti avanzati di-versi dal biometano si intende la produzione nominale, come risultante dalla targa o altro elemento distintivo che contraddistingue il dispositivo atto alla produzione di biocarburante avanzato diverso dal biometano, per singola tecnologia utilizzata e per specifico biocarburante avanzato prodotto. La targa del dispositivo atto alla produzione di biocarburante avanzato deve essere conforme alla normativa tecnica di settore.

Carro bombolaio: veicolo abilitato alla circolazione stradale su cui sono installati in maniera fissa grandi bomboloni, bomboloni o pacchi di bombole. Il veicolo deve essere omologato dall’Ispettorato della motorizzazione civile che provvede anche a periodici collaudi.

Certificato di immissione in consumo (CIC): rilasciato mensilmente dal Gse al pro-duttore di biometano (valore pari a 375 €) per un periodo massimo di 10 anni più eventuali maggiorazioni previste dal decreto 2 marzo 2018 in caso di immissione in consumo del biometano avanzato. Certificati, di cui al decreto del Ministero dello sviluppo economico del 10 ottobre 2014, che attestano l’immissione in consumo nel settore dei trasporti di biocarburanti sostenibili, compreso il biometano, ai fini dell’a-dempimento dell’obbligo di cui all’art. 2-quater del decreto-legge 10 gennaio 2006, n.2 convertito, con modificazioni, dalla legge 11 marzo 2006, n.81 e s.m.i..

Cliente Finale: consumatore che acquista gas per uso proprio.

CNG (Compressed Gas Natural): è un combustibile ottenuto comprimendo il gas naturale (composto principalmente da metano), fino a meno dell'1% del volume che occupa alla pressione atmosferica normale.

Colture di secondo raccolto: colture coltivate nell’intervallo di tempo che intercorre tra una coltura principale e la successiva che vengono utilizzate per produrre energia.

Contratto di fornitura: contratto di fornitura del biometano che il Produttore ha sti-pulato con soggetti Titolari di impianti di distribuzione stradale e autostradale, nonché con impianti di distribuzione privati con destinazione d’uso per il settore dei trasporti, e/o con un intermediario. Rientrano in questo ambito anche i contratti stipulati tra l’intermediario e i titolari dei medesimi impianti di distribuzione. Il modello di con-tratto standard da utilizzare ai fini del Decreto è pubblicato dal GSE sul proprio sito istituzionale nella sezione dedicata.

Data di entrata in esercizio di un impianto di produzione di biometano: data di prima immissione in consumo del biometano nei trasporti, ovvero la data di prima cessione del biometano.

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Decorrenza periodo d’incentivazione di un impianto a biometano per i trasporti: la data, scelta dal produttore e comunicata al GSE, a decorrere dalla quale ha inizio il periodo di incentivazione; tale data non può essere successiva di oltre dodici mesi dalla data di entrata in esercizio dell’impianto (periodo di avviamento e collaudo).

Dispacciamento: attività diretta ad impartire disposizioni per l'utilizzazione e l'eserci-zio coordinato degli impianti di coltivazione, di stoccaggio, della rete di trasporto e di distribuzione e dei servizi accessori.

Double Counting: i biocarburanti cosiddetti “double counting” sono quelli ottenuti a partire da rifiuti, residui, materie cellulosiche di origine non alimentare e materie ligneo-cellulosiche, per i quali si considera un contenuto energetico doppio sia ai fini del calcolo dell’obiettivo stabilito dalla Direttiva per il settore Trasporti sia ai fini degli obblighi di immissione in consumo per i fornitori di benzina e gasolio.

FORSU: Frazione Organica del Rifiuto Solido Urbano è il materiale raccolto dalla rac-colta differenziata dell'organico (altrimenti detto umido). Si tratta di residui di cibo o preparazioni alimentari e frazioni assimilabili, come carta per alimenti sporca di residui alimentari. La FORSU costituisce dal 30 al 40% in peso dei rifiuti solidi urbani.

ILUC (Indirect land-use change): cambiamenti indiretti della destinazione dei ter-reni. Cambiamenti della destinazione dei terreni, precedentemente destinati alla pro-duzione di alimenti, di mangimi e fibre, derivanti indirettamente da uno spostamento della domanda a favore dei biocarburanti.

Impianto di produzione di biometano: per impianto di produzione di biometano si intende l’insieme delle opere e delle apparecchiature, funzionalmente interconnesse, destinate alla produzione di biometano che soddisfa le caratteristiche fissate dall’Au-torità con i provvedimenti di attuazione dell’art. 20, comma 2, del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, e che è successivamente utilizzato come previsto dagli articoli 5 e 6 del Decreto.

Impianto di produzione di biocarburanti avanzati diversi dal biometano: per im-pianto di produzione di biocarburanti avanzati diversi dal biometano si intende l’in-sieme delle opere e delle apparecchiature, funzionalmente interconnesse, in grado di trasformare materie prime di origine biologica (ricomprese nell’Allegato 3, Parte A, al Decreto 10 ottobre 2014) in biocarburanti avanzati attraverso processi di conversione della biomassa di natura chimica, fisica o microbiologica. Per tale categoria di impianti non si applica alcuna distinzione tra impianto nuovo o impianto esistente. Non si ap-plica, inoltre, il concetto di “riconversione” (categoria di intervento, diversa dalla nuova costruzione, ritrovabile esclusivamente negli impianti di produzione di biometano).

Impianto di distribuzione: Per impianto di distribuzione di gas naturale si intende la stazione dove avviene l’erogazione di gas naturale, sia nella forma di gas naturale compresso (GNC) sia di gas naturale liquefatto (GNL) sia in entrambe le forme GNC e GNL nello stesso impianto, per il rifornimento di veicoli che lo utilizzano nel settore dei trasporti.

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Impresa di distribuzione: persona fisica o giuridica che effettua l’attività di trasporto di gas naturale per conto terzi attraverso la rete di gasdotti locali per la consegna ai clienti.

Impresa di trasporto: impresa che svolge l’attività di trasporto e dispacciamento di gas naturale attraverso gasdotti su scala nazionale o regionale.

LNG (Liquefied Natural Gas): è il nome dato alla forma liquida del gas naturale, otte-nuto abbassando la temperatura fino ad un valore pari a -160°C.

Nuovo impianto: un impianto in cui tutte le pertinenti parti per la produzione, il con-vogliamento, la depurazione e la raffinazione del biogas, ovvero del gas di discarica o dei gas residuati dai processi di depurazione, sono di nuova realizzazione.

Odorizzazione: introduzione nel gas distribuito, di per sé privo di odore, di una so-stanza che conferisce al gas il caratteristico odore agliaceo.

Periodo di incentivazione: per periodo di incentivazione si intende il periodo tempo-rale durante il quale il Produttore ha diritto a percepire gli incentivi previsti dal Decre-to per il biometano o biocarburante avanzato diverso dal biometano prodotto dal suo impianto qualificato dal GSE ai sensi dell’art.9 del Decreto e delle presenti Procedure.

Potere Calorifero Superiore: quantità di calore prodotta dalla combustione completa dell’unità di volume del gas.

Produttore di biometano (PB): nel caso di impianti di produzione di biometano, per Produttore si intende il soggetto responsabile (persona fisica o giuridica) titolare delle autorizzazioni alla costruzione, ovvero, ove applicabile, alla realizzazione dell’interven-to di riconversione, e all’esercizio dell’impianto di produzione di biometano, nonché del contratto di connessione/allacciamento alla rete con l’obbligo di connessione di terzi, ove prevista.

Punto di consegna: punto coincidente con il punto di riconsegna della rete di traspor-to, dove l’utente rende disponibile all’impresa di distribuzione il gas naturale diretta-mente o indirettamente fornito da utenti del servizio di trasporto

Punto di riconsegna dell’impianto di distribuzione: punto di confine tra impianto di distribuzione e impianto del cliente finale, dove l’impresa riconsegna il gas per la fornitura al cliente finale.

Punto di riconsegna della Rete di trasporto: punto fisico delle reti nel quale avviene l’affidamento in custodia del gas dall’impresa di trasporto all’utente e la misurazione del gas.

Registro nazionale delle Garanzie di Origine del biometano: registro istituto presso il Gse per comprovare l’origine rinnovabile del biometano prodotto a partire da sot-toprodotti.

Rete del gas naturale: per rete del gas naturale si intendono tutte le reti e i sistemi di trasporto e distribuzione del gas naturale e del biometano, incluse in particolare

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le reti di trasporto e distribuzione del gas naturale i cui gestori hanno l’obbligo di connessione di terzi, altre reti di trasporto, i mezzi di trasporto del gas naturale sia allo stato gassoso che liquido, e i distributori di gas naturale liquido o gassoso per i trasporti, anche ad uso privato, compresi quelli non connessi alle reti con l’obbligo di connessione di terzi.

Rete di distribuzione: è il sistema di condotte generalmente interrate, posare su suolo pubblico o privato che, partendo dai punti di consegna fisici e/o dai punti di intercon-nessione, consente la distribuzione del gas ai clienti; la rete non comprende gli impianti di derivazione di utenza.

Rete di trasporto: insieme di gasdotti di trasporti su scala nazionale e regionale ovvero su scala nazionale o regionale a tipologia connessa

Shale gas: Gas metano estratto da giacimenti non convenzionali in argille parzialmen-te diagenizzate attraverso la fratturazione idraulica (fracking) degli strati di argilla al fine di migliorarne la permeabilità e permettere la produzione del gas.

Silossani: classe di composti chimici nella cui struttura si ripete il gruppo funzionale R2SiO, dove R è un idrogeno o un gruppo alchilico o arilico. Il nome "silossano" deriva dalla combinazione di silicio, ossigeno e alcano.

Sistema di trasporto: è l’insieme delle reti di trasporto ubicate nel territorio nazionale e nelle zone marine soggette al diritto italiano in base ad atti internazionali di proprietà o gestiti dalle imprese di trasporto, compresi gli impianti che forniscono servizi acces-sori, nonché quelli di imprese collegate, necessari per dare accesso al trasporto.

Soggetto Obbligato: ai sensi del DM 10/10/2014 e s.m.i., il Soggetto Obbligato è il soggetto che immette in consumo benzina e/o gasolio. Tale immissione in consumo è desunta dal verificarsi dei presupposti per il pagamento dell’accisa.

Soil suppressiveness: capacità del suolo di contenere le popolazioni di funghi patoge-ni per le colture, che determinano fenomeni di “stanchezza” nelle monocolture e nelle rotazioni troppo strette.

Standard metro cubo (Smc): quantità di gas contenuta in un metro cubo a condizioni standard di temperatura (15 C°) e pressione (1.013,25 millibar).

Terre marginali: terreni di scarso valore economico conseguente alla loro limitata produttività.

Upgrading: processo di raffinazione del biogas in biometano tramite la rimozione dell'anidride carbonica.

Utente del servizio di distribuzione: utilizzatore del servizio di distribuzione che ha titolo ad immettere e a prelevare gas naturale per cessione ai clienti finali e per uso proprio.

Utente del sistema di trasporto: utilizzatore del sistema gas che acquista capacità di trasporto per uso proprio o per cessione ad altri.

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FONTI NORMATIVE

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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 e che modifica la direttiva 96/61/CE del Consiglio

Direttiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 sul-la promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE

Direttiva (UE) 2015/1513 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 9 settembre 2015, che modifica la direttiva 98/70/CE, relativa alla qualità della benzina e del com-bustibile diesel, e la direttiva 2009/28/CE, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili.

Decreto legislativo 30 aprile 1992, n. 285 - Nuovo codice della strada

Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 - Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica.

Decreto Interministeriale 6 luglio 2012 - Attuazione dell'art. 24 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici.

Decreto Interministeriale 23 giugno 2016 - Incentivazione dell'energia elettrica pro-dotta da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico.

Decreto Interministeriale del Ministero dello Sviluppo Economico e del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare – Strategia energetica nazionale – 10 novembre 2017

Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 5 dicembre 2013 - Modalità di incen-tivazione del biometano immesso nella rete del gas naturale.

Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 10 ottobre 2014 - Aggiornamento delle condizioni, dei criteri e delle modalità di attuazione dell'obbligo di immissione in consumo di biocarburanti compresi quelli avanzati.

APPENDICE NORMATIVA

Il testo del Decreto riportato in questa appendice è estratto dalla versione on-line della Gazzetta Ufficiale e ha carattere non autentico.

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GAZZETTA UFFICIALE DELLA REPUBBLICA ITALIANA Serie generale - n. 6519-3-2018

DECRETO 2 marzo 2018 .

Promozione dell’uso del biometano e degli altri biocarbu-ranti avanzati nel settore dei trasporti.

IL MINISTRODELLO SVILUPPO ECONOMICO

DI CONCERTO CON

IL MINISTRO DELL’AMBIENTEE DELLA TUTELA DEL TERRITORIO

E DEL MARE

E

IL MINISTRO DELLE POLITICHE AGRICOLEALIMENTARI E FORESTALI

Visto il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, recante «Attuazione della direttiva n. 98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, a norma dell’art. 41 della legge 17 maggio 1999, n. 144» ed in particolare l’art. 27 (Norme per garantire l’intercon-nessione e l’interoperabilità del sistema gas) ;

Vista la direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009, recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale ed in particolare:

il considerato 26 che prevede che gli Stati membri dovrebbero adottare misure concrete per favorire un uti-lizzo più ampio del biogas e del gas proveniente dalla biomassa, i cui produttori dovrebbero ottenere accesso non discriminatorio al sistema del gas naturale, a condi-zione che detto accesso sia compatibile in modo perma-nente con le norme tecniche e le esigenze di sicurezza pertinenti;

il considerato 41 che prevede che gli Stati membri, tenendo conto dei necessari requisiti di qualità, dovrebbe-ro adoperarsi per garantire un accesso non discriminato-rio a biogas e gas proveniente dalla biomassa o di altri tipi di gas al sistema del gas, a condizione che detto accesso sia compatibile in modo permanente con le norme tecni-che e le esigenze di sicurezza pertinenti e che tali norme ed esigenze dovrebbero garantire che i suddetti gas pos-sano essere iniettati nel sistema e trasportati attraverso il sistema del gas naturale senza porre problemi di ordine tecnico o di sicurezza, e dovrebbero inoltre tener conto delle loro caratteristiche chimiche;

l’art. 1, comma 2, che prevede che le norme stabilite dalla direttiva per il gas naturale, compreso il GNL, si applicano in modo non discriminatorio anche al biogas e al gas derivante dalla biomassa o ad altri tipi di gas, nella misura in cui i suddetti gas possano essere immessi nel sistema del gas naturale e trasportati attraverso tale siste-ma senza porre problemi di ordine tecnico o di sicurezza;

Vista la direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009 del 23 aprile 2009 sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, ed in particolare:

il considerando 12, con il quale si afferma che l’uti-lizzo di materiale agricolo come concimi, deiezioni liqui-de nonché altri rifiuti animali e organici per la produzione

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di biogas offre, grazie all’elevato potenziale di riduzione nelle emissioni di gas a effetto serra, notevoli vantaggi ambientali sia nella produzione di calore e di elettricità, sia nell’utilizzo come biocarburanti, e che, a motivo del carattere decentralizzato e della struttura d’investimen-to regionale, gli impianti di biogas, dai quali si produce biometano, possono contribuire in misura notevole allo sviluppo sostenibile delle zone rurali, offrendo agli agri-coltori nuove possibilità di reddito;

il considerando 25, il quale asserisce che: a) gli Stati membri hanno potenziali diversi in

materia di energia rinnovabile e diversi regimi di soste-gno all’energia da fonti rinnovabili a livello nazionale;

b) la maggioranza degli Stati membri applica regi-mi di sostegno che accordano sussidi solo all’energia da fonti rinnovabili prodotta sul loro territorio;

c) per il corretto funzionamento dei regimi di so-stegno nazionali è essenziale che gli Stati membri possa-no controllare gli effetti e i costi dei rispettivi regimi in funzione dei loro diversi potenziali;

d) uno strumento importante per raggiungerel’obiettivo fissato dalla direttiva consiste nel garantire il corretto funzionamento dei regimi di sostegno nazionali, come previsto dalla direttiva 2001/77/CE, al fine di man-tenere la fiducia degli investitori e permettere agli Stati membri di elaborare misure nazionali efficaci per confor-marsi al suddetto obiettivo;

e) la direttiva mira ad agevolare il sostegno tran-sfrontaliero all’energia da fonti rinnovabili senza com-promettere i regimi di sostegno nazionali; introduce meccanismi facoltativi di cooperazione tra Stati membri che consentono loro di decidere in che misura uno Stato membro sostiene la produzione di energia in un altro e in che misura la produzione di energia da fonti rinnovabili dovrebbe essere computata ai fini dell’obiettivo naziona-le generale dell’uno o dell’altro Stato;

f) per garantire l’efficacia delle due misure per ilconseguimento degli obiettivi, ossia i regimi di sostegno nazionali e i meccanismi di cooperazione, è essenziale che gli Stati membri siano in grado di determinare se e in quale misura i loro regimi nazionali di sostegno si ap-plicano all’energia da fonti rinnovabili prodotta in altri Stati membri e di concordare tale sostegno applicando i meccanismi di cooperazione previsti dalla direttiva;

Vista la comunicazione della Commissione al Parla-mento europeo, al Consiglio, al Comitato europeo per l’economia e la società ed al Comitato delle Regioni «Una strategia Europea per la mobilità a bassa emissione, Com(2016)501 final del 20 luglio 2016, SWD(2016) 244 final;

Vista la comunicazione della Commissione al Parla-mento europeo, al Consiglio, al Comitato economico e sociale Europeo e al Comitato delle regioni «Verso un’economia circolare: programma per un’Europa a zero rifiuti», Com(2014)398 final/2 del 25 settembre 2014, SWD(2014) 206 e 211 final;

Vista la comunicazione della Commissione al Parla-mento europeo, al Consiglio, al Comitato economico e sociale europeo e al Comitato delle regioni «Il ruolo dei

rifiuti nella produzione di energia nell’economia circola-re», Com(2017)34 final del 26 gennaio 2017;

Visto il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, ed in particolare l’art. 20 recante «Collegamento degli impianti di produzione di biometano alla rete del gas naturale» che prevede:

al comma 1 che l’Autorità per l’energia elettrica e il gas (di seguito: l’Autorità) emani specifiche direttive relativamente alle condizioni tecniche ed economiche per l’erogazione del servizio di connessione di impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale i cui gestori hanno l’obbligo di connessione di terzi;

al comma 2 i criteri cui devono rispondere le spe-cifiche direttive di cui al precedente alinea nel rispetto delle esigenze di sicurezza fisica e di funzionamento del sistema del gas naturale; in particolare tali direttive:

a) stabiliscono le caratteristiche chimiche e fisi-che minime del biometano, con particolare riguardo alla qualità, l’odorizzazione e la pressione del gas, necessarie per l’immissione nella rete del gas naturale;

b) favoriscono un ampio utilizzo del biometano,nella misura in cui il biometano possa essere immesso e trasportato nel sistema del gas naturale senza genera-re problemi tecnici o di sicurezza; a tal fine l’allaccia-mento non discriminatorio alla rete del gas naturale de-gli impianti di produzione di biometano dovrà risultare coerente con criteri di fattibilità tecnici ed economici ed essere compatibile con le norme tecniche e le esigenze di sicurezza;

c) prevedono la pubblicazione, da parte dei ge-stori di rete, degli standard tecnici per il collegamento alla rete del gas naturale degli impianti di produzione di biometano;

d) fissano le procedure, i tempi e i criteri per ladeterminazione dei costi per l’espletamento di tutte le fasi istruttorie necessarie per l’individuazione e la realiz-zazione della soluzione definitiva di allacciamento degli impianti di produzione di biometano;

e) sottopongono a termini perentori le attività po-ste a carico dei gestori di rete, individuando sanzioni e procedure sostitutive in caso di inerzia;

f) stabiliscono i casi e le regole per consentire alsoggetto che richiede l’allacciamento alle reti del gas na-turale di realizzare in proprio gli impianti necessari per l’allacciamento, individuando altresì i provvedimenti che il gestore della rete deve adottare al fine di definire i re-quisiti tecnici di detti impianti;

g) prevedono la pubblicazione, da parte dei gesto-ri di rete, delle condizioni tecniche ed economiche neces-sarie per la realizzazione delle eventuali opere di adegua-mento delle infrastrutture di rete per l’allacciamento di nuovi impianti di biometano;

h) prevedono procedure di risoluzione delle con-troversie insorte fra produttori e gestori di rete con deci-sioni, adottate dall’Autorità, vincolanti fra le parti;

i) stabiliscono le misure necessarie affinché l’im-posizione tariffaria dei corrispettivi posti a carico del sog-getto che immette in rete il biometano non penalizzi lo sviluppo degli impianti di produzione di biometano;

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Vista la delibera ARG/gas 120/11, con la quale l’Au-torità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico ha dato avvio al procedimento per la formazione di provve-dimenti in materia di condizioni tecniche ed economiche per l’erogazione del servizio di connessione di impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi;

Vista la delibera 210/2015/R/gas con la quale l’Au-torità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico ha definito le direttive in tema di processi di mercato rela-tivi all’immissione di biometano nelle reti di trasporto e distribuzione del gas naturale.

Viste le delibere dell’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico 46/2015/R/gas e 204/2016/R/gas riguardanti le specifiche di qualità del biometano;

Visto il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, ed in particolare l’art. 21 «Incentivazione del biometano im-messo nella rete del gas naturale» che prevede al com-ma 1 che il biometano immesso nella rete del gas natura-le, alle condizioni e secondo le modalità di cui all’art. 20 del predetto decreto legislativo, sia incentivato, su richie-sta del produttore, secondo una delle seguenti modalità:

a) mediante il rilascio degli incentivi per la produ-zione di energia elettrica da fonti rinnovabili, nel caso in cui sia immesso in rete ed utilizzato, nel rispetto delle regole per il trasporto e lo stoccaggio del gas naturale, in impianti di cogenerazione ad alto rendimento;

b) mediante il rilascio di certificati di immissionein consumo ai fini dell’adempimento dell’obbligo di cui all’art. 2 -quater , comma 1, del decreto-legge 10 genna-io 2006, n. 2, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 marzo 2006, n. 81, e successive modificazioni, qualora il biometano sia immesso in rete e, nel rispetto delle re-gole per il trasporto e lo stoccaggio, usato per i trasporti;

c) qualora sia immesso nella rete del gas naturale,mediante l’erogazione di uno specifico incentivo di dura-ta e valore definiti con il decreto del Ministro dello svilup-po economico di concerto con il Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare e con il Ministro delle politiche agricole alimentari e forestali, con il quale sono stabilite le direttive per l’attuazione del citato comma 1 dell’art. 21; per tale opzione, viene demandato all’Autori-tà il compito di definire le modalità con le quali le risorse per l’erogazione dell’incentivo trovano copertura a valere sul gettito delle componenti delle tariffe del gas naturale;

Visto il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 ed in par-ticolare l’art. 21 «Incentivazione del biometano immesso nella rete del gas naturale» che prevede al comma 2 che con decreto del Ministro dello sviluppo economico, da adottare di concerto con il Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare e con il Ministro delle po-litiche agricole alimentari e forestali, siano stabilite le di-rettive per l’attuazione di quanto previsto al comma 1 del medesimo decreto legislativo fatto salvo quanto previsto all’art. 33, comma 5, dello stesso decreto legislativo;

Visto il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 ed in particolare l’art. 33 «Disposizioni in materia di biocar-buranti», comma 5, come modificato dalla legge 7 ago-sto 2012, n. 134 che prevede che «Ai fini del rispetto dell’obbligo di cui all’articolo 2 -quater del decreto-legge

10 gennaio 2006, n. 2, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 marzo 2006, n. 81, come modificato dal comma 1 del presente articolo, il contributo dei biocar-buranti, incluso il biometano, per i quali il soggetto che li immette in consumo dimostri, mediante le modalità di cui all’art. 39, che essi sono stati prodotti a partire da ri-fiuti, compreso il gas di discarica, e sottoprodotti, come definiti, individuati e tracciati ai sensi del decreto legi-slativo 3 aprile 2006, n. 152, materie di origine non ali-mentare, ivi incluse le materie cellulosiche e le materie ligno-cellulosiche, alghe, è equivalente all’immissione in consumo di una quantità pari a due volte l’immissione in consumo di altri biocarburanti, diversi da quelli di cui al comma 4. Al biocarburante prodotto da materie cel-lulosiche o lignocellulosiche, indipendentemente dalla classificazione di queste ultime come materie di origine non alimentare, rifiuti, sottoprodotti o residui, si applica sempre la maggiorazione di cui al periodo precedente»;

Visto il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, ed in particolare l’art. 33 recante «Disposizioni in materia di biocarburanti» come modificato dall’art. 34 del decreto-legge 22 giugno 2012 n. 83, convertito con modificazioni con legge 7 agosto 2012 n. 134, il cui comma 5 -sexies dispone che dal 1° gennaio 2013 le competenze operative e gestionali in materia di biocarburanti esercitate dal Mi-nistero delle politiche agricole alimentari e forestali sono attribuite al Ministero dello sviluppo economico, che le esercita anche avvalendosi del Gestore dei servizi energe-tici Spa (nel seguito GSE) e con il supporto di un apposito comitato tecnico consultivo;

Vista la legge 24 marzo 2012, n. 27 «Conversione in legge, con modificazioni, del decreto-legge 24 gennaio 2012, n. 1, recante disposizioni urgenti per la concorren-za, lo sviluppo delle infrastrutture e la competitività» ed in particolare l’art. 17, comma 9, che stabilisce norme per la promozione della produzione e l’uso del biometano come carburante per autotrazione, anche in zone geogra-fiche dove la rete del gas naturale non è presente, nonché norme per autorizzare, con iter semplificato da parte dei Comuni, gli impianti di distribuzione e di rifornimento di biometano anche presso gli impianti di produzione di biogas, purché sia garantita la qualità del biometano;

Visti provvedimenti di attuazione dell’art. 24, com-ma 5, del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici;

Visti i provvedimenti di attuazione dell’art. 1, com-ma 15, del decreto-legge 23 dicembre 2013, n. 145, con-vertito dalla legge 21 febbraio 2014, n. 9, in materia di criteri, condizioni e modalità per l’attuazione dell’obbli-go di immissione in consumo nel territorio nazionale di una quota minima di biocarburanti, ai sensi dell’art. 1, comma 368, punto 3, della legge n. 296/2006, e in par-ticolare il decreto del Ministro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014, recante «Aggiornamento delle condizio-ni, dei criteri e delle modalità di attuazione dell’obbligo di immissione in consumo di biocarburanti, compresi quelli avanzati»;

Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico 20 gennaio 2015, recante «Sanzioni amministrative per il mancato raggiungimento dell’obbligo di immissione in

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consumo di una quota minima di biocarburanti, ai sensi del comma 2, dell’art. 30 -sexies del decreto-legge 24 giu-gno 2014, n. 91, convertito in legge 11 agosto 2014, n. 116»;

Visto il decreto legislativo 31 marzo 2011, n. 55, re-cante attuazione della direttiva 2009/30/CE, che modifica la direttiva 98/70/CE, per quanto riguarda le specifiche relative a benzina, combustibile diesel e gasolio, non-ché l’introduzione di un meccanismo inteso a controllare e ridurre le emissioni di gas a effetto serra, la direttiva 1999/32/CE per quanto concerne le specifiche relative al combustibile utilizzato dalle navi adibite alla navigazione interna e che abroga la direttiva 93/12/CEE;

Visto il decreto del Ministro dell’ambiente e della tute-la del territorio e del mare, di concerto con il Ministro del-lo sviluppo economico e il Ministro delle politiche agri-cole alimentari e forestali 23 gennaio 2012 e successive modifiche ed integrazioni relativo al sistema nazionale di certificazione per biocarburanti e bioliquidi;

Visto il decreto 4 agosto 2011 del Ministro dello svilup-po economico, di concerto con il Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare, recante integrazioni al decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, di attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione della cogene-razione basata su una domanda di calore utile sul mercato interno dell’energia, e modificativa della direttiva 92/42/CE;

Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico 5 settembre 2011 di definizione del nuovo regime di so-stegno per la cogenerazione ad alto rendimento;

Visto il decreto del Ministero dello sviluppo econo-mico 19 febbraio 2007, recante «Approvazione della regola tecnica sulle caratteristiche chimico-fisiche e sul-la presenza di altri componenti nel gas combustibile da convogliare»;

Visto il mandato M/475 recante « Mandate to CEN for standards for biomethane for use in transport and injec-tion in natural gas pipelines », rilasciato al CEN dalla Commissione europea, il 18 novembre 2010, la relativa UNI EN 16723-1:2016 recante «Gas naturale e biome-tano per l’utilizzo nei trasporti e per l’immissione nelle reti di gas naturale - Parte 1: Specifiche per il biometano da immettere nelle reti di gas naturale», la relativa UNI EN 16723-2:2017 recante «Gas naturale e biometano per l’utilizzo nei trasporti e per l’immissione nelle reti di gas naturale - Parte 1: Specifiche del carburante per autotra-zione», attuative del citato mandato M/475 e il rappor-to tecnico UNI/TR 11537:2016 recante «Immissione di biometano nelle reti di trasporto e distribuzione di gas naturale» elaborato dal Comitato italiano gas, che for-nisce indicazioni tecniche per l’immissione, nelle reti di trasporto e distribuzione del gas naturale, del biometano ottenuto dalla purificazione di gas prodotti da fonti rinno-vabili, garantendo le condizioni di sicurezza e continuità del servizio;

Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare e con il Ministro delle politiche agricole alimentari e forestali 5 dicembre 2013 recante «Modalità di incentivazione del biometano immesso nel-

la rete del gas naturale», emanato in attuazione del citato art. 21 del decreto legislativo 3 marzo 2011 n. 28;

Considerato che il predetto decreto 5 dicembre 2013 non ha sortito significative realizzazioni di impianti di produzione di biometano e che l’Italia, nel frattempo, ha già raggiunto gli obiettivi minimi, richiesti dall’Unione europea al 2020, in materia di fonti rinnovabili com-plessive e di quelle elettriche, mentre è in ritardo per il target di fonti rinnovabili nel settore dei trasporti, e che pertanto, a tal fine, nel predisporne un aggiornamento occorre dare priorità al biometano da impiegare nel set-tore dei trasporti, mentre per i restanti usi si rinvia ad un successivo decreto di aggiornamento da emanare a valle del raggiungimento del target delle fonti rinnovabili nei trasporti;

Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economi-co 24 dicembre 2014 recante «Approvazione delle tarif-fe per la copertura dei costi sostenuti dal Gestore servizi energetici GSE S.p.A. per le attività di gestione, verifica e controllo, inerenti i meccanismi di incentivazione e di sostegno delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energe-tica», ai sensi dell’art. 25 del decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116;

Visto il decreto legislativo 16 dicembre 2016, n. 257, recante «Disciplina di attuazione della direttiva 2014/94/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 22 otto-bre 2014, sulla realizzazione di una infrastruttura per i combustibili alternativi;

Visto il decreto legislativo 21 marzo 2017, n. 51, recan-te attuazione della direttiva (UE) 2015/652 che stabilisce i metodi di calcolo e gli obblighi di comunicazione ai sensi della direttiva 98/70/CE relativa alla qualità della benzina e del combustibile diesel e della direttiva (UE) 2015/1513 che modifica la direttiva 98/70/CE, relativa alla qualità della benzina e del combustibile diesel, e la direttiva 2009/28/CE, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili.

Considerato che: il biometano risulta una risorsa utile ai fini della so-

stituzione dell’utilizzo dei combustibili e dei carburanti di origine fossile e quindi anche per la riduzione delle emissioni di gas serra;

il biometano deriva dal biogas, fonte energetica rin-novabile programmabile che consente la gestione degli impianti in regime di programmazione flessibile;

il biometano può essere prodotto e consumato nella forma di gas naturale compresso (GNC) o di gas naturale liquefatto (GNL);

è quindi opportuno definire un quadro incentivante che favorisca la produzione e l’utilizzo del biometano;

nell’ottica di contribuire alla riduzione delle emis-sioni inquinanti nel settore dei trasporti, è opportuno pre-vedere di incentivare prioritariamente l’utilizzo del bio-metano come carburante per i trasporti e quindi definire anche norme volte allo sviluppo di nuovi impianti di di-stribuzione di gas naturale per i trasporti e che, in tali casi, il biometano sia promosso tramite il rilascio di certificati di immissione in consumo di biocarburanti;

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il biometano di produzione nazionale può costituire un elemento importante per la sicurezza degli approvvi-gionamenti essendo slegato da possibili interruzioni sulle grandi reti di trasporto internazionali del gas naturale;

Considerato che il mandato M/475 prevede, fra l’altro, la definizione di una norma europea per le specifiche di qualità del biometano per uso autotrazione nonché nor-me europee o specifiche tecniche europee per quel che riguarda l’immissione del biometano nelle reti del gas na-turale e che, nelle more dell’adozione delle citate norme, sia comunque possibile l’immissione del biometano nelle reti di trasporto e di distribuzione del gas naturale sulla base delle normative vigenti, fissando, ove necessario, li-miti alle tipologie di biometano da immettere nelle citate reti, anche tenendo conto dell’adozione di sistemi di mo-nitoraggio della qualità del biometano;

Ritenuto opportuno promuovere l’utilizzo del biometa-no privilegiando in ogni caso il biometano avanzato e la sua produzione a partire da rifiuti e sottoprodotti e colture di integrazione, sia per coerenza con la disciplina vigente in materia di incentivazione della produzione di energia elettrica e dei biocarburanti, sia per favorire l’integrazio-ne delle attività agricole tradizionali con la produzione di energia da biomasse;

Ritenuto che l’incentivazione del biometano per i tra-sporti e per la produzione di energia elettrica in impianti di cogenerazione ad alto rendimento debba, nel rispetto delle disposizioni dell’art. 21, comma 1, del decreto le-gislativo 3 marzo 2001, n. 28, raccordarsi con i vigenti strumenti di incentivazione dei biocarburanti e della pro-duzione di energia elettrica da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico;

Ritenuto opportuno, in attesa della definizione di una norma europea per le specifiche di qualità del biometano, prevedere limitazioni all’immissione del biometano nelle reti di trasporto e di distribuzione del gas naturale, nonché la possibilità che i gestori delle citate reti possano, in con-formità con la normativa vigente, imporre condizioni per il monitoraggio della qualità di detta immissione;

Visto il decreto ministeriale 17 gennaio 2017, pubbli-cato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana, n. 41 del 18 febbraio 2017, recante «delega di attribuzionidel Ministro delle politiche agricole, alimentari e foresta-li, per taluni atti di competenza dell’amministrazione, alSottosegretario di Stato On.le Giuseppe Castiglione»;

Vista la decisione della Commissione europea C(2018) 1379 final del 1° marzo 2018 con la quale la medesi-ma Commissione ha deciso di non sollevare obiezio-ni nei confronti del presente provvedimento, in quanto considerato compatibile con il mercato interno ai sensi dell’art. 107, paragrafo 3, lettera c) del trattato sul funzio-namento dell’Unione europea;

Decreta:

Art. 1. Definizioni e ambito di applicazione

1. Ai fini del presente decreto si intende per biometanoil combustibile ottenuto da biogas che, a seguito di op-

portuni trattamenti chimico-fisici, anche svolti, a seguito del convogliamento o del trasporto del biogas, in luogo diverso da quello di produzione, soddisfa le caratteristi-che fissate dall’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il servizio idrico, ora Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente, di seguito denominata «Autorità», con i provvedimenti di attuazione dell’art. 20, comma 2, del decreto legislativo 3 marzo 2011 n. 28, ed è quindi ido-neo alla successiva fase di compressione per l’immissio-ne nella rete del gas naturale, come definita al comma 3 del presente articolo, e per i successivi utilizzi, fermo re-stando quanto disposto dall’art. 3, comma 1. Il biometano include anche il combustibile prodotto tramite processi di metanazione dell’idrogeno ottenuto da fonti rinnovabili e della CO2 presente nel biogas destinato alla produzione di biometano o prodotta da processi biologici e fermenta-tivi, purché rispetti le predette caratteristiche.

2. Ai fini del presente decreto, per data di decorrenzadel periodo d’incentivazione di un impianto di produzio-ne di biocarburanti avanzati diversi dal biometano e di biometano di cui alla lettera b) del comma 1 dell’art. 21 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, si intende la data, scelta dal produttore e comunicata al GSE, a decor-rere dalla quale ha inizio il periodo di incentivazione; tale data non può essere successiva di oltre dodici mesi alla data di entrata in esercizio dell’impianto di produzione di biometano e di biocarburanti avanzati diversi dal bio-metano, costituendo il predetto periodo non superiore a dodici mesi il periodo di avviamento e collaudo. In ogni caso, la data di decorrenza del periodo di incentivazione deve essere uguale o successiva alla data di prima immis-sione in consumo di biometano e biocarburanti avanzati diversi dal biometano nei trasporti ai sensi del decreto del Ministro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014, ov-vero, nei casi di cui all’art. 6 comma 12, la data di prima cessione del biometano determinata con le modalità di cui all’art. 10, comma 1, lettera b) , del presente decreto. Per data di entrata in esercizio di un impianto di produzione di biocarburanti avanzati diversi dal biometano e di bio-metano di cui alla lettera b) del comma 1 dell’art. 21 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 si intende la data di avvenuta abilitazione al funzionamento ai fini dell’at-tivazione e dell’esercizio per la connessione alle reti con l’obbligo di connessione di terzi. Nel caso di impianti che non intendano collegarsi alle reti con obbligo di connes-sione di terzi e di impianti di produzione di biocarburanti avanzati diversi dal biometano la data di entrata in eserci-zio coincide con la data di prima immissione in consumo di biometano e biocarburanti avanzati diversi dal biome-tano nei trasporti, avvenuta ai sensi del presente decreto.

3. Ai soli fini del presente decreto, la rete del gas na-turale comprende tutte le reti e i sistemi di trasporto e distribuzione del gas naturale e del biometano, incluse in particolare le reti di trasporto e distribuzione del gas na-turale i cui gestori hanno l’obbligo di connessione di terzi (di seguito: «reti con l’obbligo di connessione di terzi»), altre reti di trasporto, i mezzi di trasporto del gas naturale sia allo stato gassoso che liquido, e i distributori di gas naturale liquido o gassoso per i trasporti, anche ad uso privato, compresi quelli non connessi alle reti con l’ob-bligo di connessione di terzi.

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4. Per capacità produttiva di un impianto di biometanosi intende la produzione oraria nominale di biometano, espressa in standard metri cubi/ora, come risultante dal-la targa del dispositivo di depurazione e raffinazione del biogas. Lo standard metro cubo (Smc) è la quantità di gas contenuta in un metro cubo a condizioni standard di temperatura (15°C) e pressione (1.013,25 millibar). Per capacità produttiva di un impianto di biocarburanti avan-zati diversi dal biometano si intende la produzione oraria nominale, come risultante dalla targa o altro elemento di-stintivo che contraddistingue il dispositivo atto alla pro-duzione di biocarburante avanzato, per singola tecnologia utilizzata.

5. Ai soli fini del presente decreto si applicano le se-guenti definizioni:

a) biogas: comprende il biogas derivante da dige-stione anaerobica, il gas prodotto per via termochimica (quali i processi di gassificazione di biomasse), il gas di discarica e i gas residuati dai processi di depurazione;

b) biometano avanzato: il biometano ottenuto a par-tire dalle materie elencate nella parte A dell’allegato 3 del decreto del Ministro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014 e successive modifiche;

c) sottoprodotti: le materie definite nell’Allegato 1-Parte A - al presente decreto;

d) produttore di biometano: il soggetto responsabiletitolare delle autorizzazioni alla costruzione e all’eserci-zio dell’impianto di produzione di biometano.

6. Ai soli fini del presente decreto per nuovo impiantodi distribuzione di gas naturale per trasporti, si intende un impianto di distribuzione di gas naturale, sia nella for-ma di GNC che di GNL che in entrambe le forme GNC e GNL nello stesso impianto, localizzato nel territorio italiano, destinato all’utilizzo nel settore dei trasporti, in cui le opere per lo scarico, lo stoccaggio e la distribu-zione al consumo del gas naturale sono di nuova realiz-zazione, anche se realizzate presso un esistente impianto di distribuzione di carburanti diversi da quelli di nuova realizzazione.

7. Per impianto di distribuzione di gas naturale perti-nente ad uno o più impianti di produzione di biometano si intende un nuovo impianto di distribuzione di gas na-turale di cui al comma 6 destinato al settore dei trasporti che riceve il biometano tramite la rete del gas naturale, con data di primo collaudo successiva alla data di entrata in vigore del presente decreto, e che sia realizzato da uno o da più produttori di biometano almeno con una parteci-pazione alle spese pari al 51% del costo di realizzazionedello stesso impianto di distribuzione di gas naturale de-stinato al settore dei trasporti.

8. Il presente decreto si applica ai nuovi impianti diproduzione di biometano entrati in esercizio successiva-mente alla sua data di entrata in vigore, ove per nuovo im-pianto di produzione di biometano si intende un impianto in cui le sezioni per la produzione, il convogliamento, la depurazione e la raffinazione del biogas, sono di nuova realizzazione. Per i soli impianti di produzione di biome-tano a partire da frazione organica dei rifiuti solidi urbani (FORSU) raccolta in maniera differenziata fin dall’origi-ne, solo ai fini della cumulabilità degli incentivi, non si

considerano parti dell’impianto di produzione di biome-tano le sezioni di ricezione e stoccaggio, pretrattamento ed eventuale trattamento, in quanto comunque funzionali alla gestione del ciclo dei rifiuti in accordo alla gerarchia comunitaria di trattamento dei rifiuti. Per i soli impianti di produzione di biometano a partire da materie di origine agricola e agroindustriale, ai fini della cumulabilità degli incentivi, si considerano parti dell’impianto di produzio-ne di biometano unicamente le vasche di digestione ana-erobica e le sezioni di depurazione e raffinazione del bio-gas a biometano. Il presente decreto si applica altresì agli impianti di produzione di biocarburante avanzato diverso dal biometano. Le disposizioni del presente decreto si ap-plicano, su richiesta del produttore, da presentare al GSE entro 30 giorni dall’entrata in vigore del presente decreto, anche a impianti già qualificati o in corso di qualifica sia a progetto che in esercizio ai sensi del decreto del Mi-nistro dello sviluppo economico 5 dicembre 2013. Con l’accoglimento della richiesta e il rilascio della relativa qualifica ai sensi del presente decreto da parte del GSE, il produttore rinuncia a qualsiasi applicabilità dei mec-canismi previsti dal decreto del Ministro dello sviluppo economico 5 dicembre 2013.

9. Il presente decreto si applica altresì, nei limiti di cuiall’art. 8, agli impianti esistenti per la produzione e uti-lizzazione di biogas, che, successivamente alla sua data di entrata in vigore, vengono convertiti, parzialmente o totalmente, alla produzione di biometano.

10. Il presente decreto si applica agli impianti di cuial comma 8, che entrano in esercizio entro il 31 dicem-bre 2022 e agli impianti esistenti di cui al comma 9 che vengano convertiti entro la stessa data, comunque relati-vamente al biometano nel limite massimo di producibi-lità ammessa ai meccanismi del presente decreto di 1,1 miliardi di standard metri cubi all’anno. Il GSE, previa comunicazione al Ministero dello sviluppo economico, pubblica sul proprio sito istituzionale l’avviso del rag-giungimento del 90% del suddetto limite. A partire da tale data di pubblicazione, potranno beneficiare dei meccani-smi di cui al presente decreto gli impianti che entrino in esercizio entro i 12 mesi successivi, fatto salvo il limite massimo di 1,1 miliardi di standard metri cubi all’anno. Con decreto del direttore generale della Direzione gene-rale per la sicurezza dell’approvvigionamento e le infra-strutture energetiche (DGSAIE) tale valore limite potrà essere modificato per tener conto della maggiore dispo-nibilità di biometano sul mercato ed in presenza di incre-menti dei consumi di gas naturale nel settore dei trasporti. Non concorre al raggiungimento del limite il biometano a cui viene rilasciata la garanzia di origine di cui all’art. 4.

11. Resta fermo il rispetto delle disposizioni fiscali inmateria di accise e imposte sul gas naturale.

12. Per impianto di liquefazione del biometano perti-nente ad uno o più impianti di produzione di biometano, si intende un impianto, localizzato nel territorio italiano, situato anche in luogo diverso dai siti di produzione del biometano che riceve il biometano, ed il gas naturale eventualmente necessario per garantire il corretto fun-zionamento degli impianti di liquefazione del biometano, tramite la rete del gas naturale, che effettua la liquefazio-ne del biometano, con data di primo collaudo successiva

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alla data di entrata in vigore del presente decreto, e che sia realizzato da uno o da più produttori di biometano con una partecipazione alle spese pari almeno al 51% del co-sto di realizzazione dello stesso impianto di liquefazione del biometano e destinato al settore dei trasporti.

13. Per produttore di biometano, ove applicabile, siintendono anche i soggetti investitori che realizzano gli impianti di produzione del biometano e congiuntamente o disgiuntamente gli impianti di liquefazione del biometano e gli impianti di distribuzione del gas naturale compresso o liquido, operandoli in forza di accordi contrattuali con isoggetti fornitori delle materie prime da processare ai finidella produzione del biometano. I soggetti investitori de-vono essere titolari delle autorizzazioni alla costruzionee all’esercizio dell’impianto di produzione di biometano.

14. Ai soli fini del presente decreto il settore dei tra-sporti, nel caso di utilizzo di biometano, comprende an-che gli usi di biometano nelle macchine agricole di cui all’art. 57 del decreto legislativo 30 aprile 1992, n. 285 e successive modificazioni, nelle unità da pesca e nei mezzi della navigazione interna.

15. Il punto di scambio virtuale, in seguito PSV, è ilsistema per scambi/cessioni di gas al Punto di scambio virtuale - modulo PSV, di cui alla deliberazione dell’Au-torità per l’energia elettrica ed il gas, n. delibera Aeeg 75/03, che approvava il Codice di Rete predisposto da Snam rete gas (SRG), e ss.mm.ii., organizzato e gestito da Snam rete gas, che consente lo scambio di gas presso un punto virtuale collocato dopo i punti di entrata della rete nazionale dei gasdotti;

Art. 2. Connessione degli impianti di produzione

di biometano alla rete del gas naturale

1. Accede alle disposizioni di cui al presente decretoil biometano immesso nella rete del gas naturale, come definita all’art. 1, comma 3, utilizzato come previsto agli articoli 5, 6 e 8.

2. Il soggetto produttore può richiedere la connessio-ne dell’impianto di produzione di biometano alle reti con l’obbligo di connessione di terzi ai sensi delle disposi-zioni contenute nei rispettivi Codici di rete di trasporto o di distribuzione. A tal fine, si applicano le disposizioniadottate dall’Autorità in attuazione dell’art. 20 del decre-to legislativo 3 marzo 2011, n. 28.

3. È fatta salva, ai sensi dell’art. 20, comma 2, lettera f) , del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, la possibilità, per il soggetto produttore, di realizzare in proprio le opere di connessione alle reti con l’obbligo di connessione di terzi, nel rispetto delle regole fissate dall’Autorità con la delibera di cui all’art. 20, comma 1, del decreto legisla-tivo 3 marzo 2011, n. 28, nonché degli standard tecnici fissati dai soggetti gestori delle reti stesse.

Art. 3. Qualità e sostenibilità del biometano

1. Per la qualità del biometano si applicano le disposi-zioni del decreto del Ministero dello sviluppo economico

19 febbraio 2007, delle norme tecniche europee elaborate a supporto del mandato M/475 e delle norme tecniche na-zionali applicabili.

2. Nei casi di connessione a sistemi di trasporto diversidalle reti con l’obbligo di connessione di terzi, i costi di connessione sono a carico dei produttori di biometano o degli altri soggetti interessati.

3. Le disposizioni in materia di qualità richiamate alcomma 1, nonché le disposizioni in materia di misura del-la quantità e dell’odorizzazione del biometano, nei casi previsti dalla normativa, e le altre disposizioni ritenute necessarie dall’Autorità per assicurare la corretta deter-minazione dei certificati di immissione in consumo, nel seguito CIC, si applicano al biometano comunque im-messo nella rete del gas naturale, come definita all’art. 1, comma 3.

4. Per quanto concerne la qualità del biometano im-messo in rete al di fuori delle reti del gas con obbligo di connessioni di terzi, il produttore del biometano deve assicurare quanto previsto al comma 1 effettuando misure di qualità secondo le modalità e frequenze previste dal rapporto tecnico UNI/TR 11537:2016. Il produttore di biometano invia al GSE con cadenza mensile i dati ag-giornati delle misure e analisi effettuate nel rispetto dei criteri di cui al rapporto citato. Il GSE può predisporre, ai soli fini dell’erogazione dei CIC, controlli sulle prin-cipali componenti elencate nel rapporto tecnico UNI/TR 11537:2016 anche avvalendosi del laboratorio chimico e mineralogico della DGS-UNMIG del Ministero dello svi-luppo economico. Qualora i valori attestino una qualità non rispondente alle specifiche previste, ferme restando le responsabilità poste in capo al produttore in materia di sicurezza e salute degli utenti della rete del gas e dei consumatori finali, il GSE avvia un’istruttoria, garanten-do il contraddittorio al produttore e avvisando gli stessi utenti e clienti finali noti al GSE ed il gestore di rete ove esistente. Se il convogliamento del biometano avviene tramite condotta realizzata dal produttore, esso deve do-tarla di apparecchiature necessarie alla captazione fisica del biometano fuori specifica. Il produttore provvede, in tutti i casi di fuori specifica, all’intercettazione immediata dell’immissione.

5. In tutti i casi d’immissione del biometano nella retedel gas naturale, come definita dall’art. 1, comma 3, il GSE può acquisire, anche in tele-lettura, i dati rilevan-ti ai fini della corretta determinazione dei CIC, secondo modalità e specifiche definite dallo stesso, effettuando un riscontro con quanto auto-dichiarato dal produttore. In caso di difformità valgono i dati acquisiti dal GSE. I costi per l’acquisizione di tali dati sono posti a carico del produttore stesso.

6. Il biometano comunque immesso nei trasporti aisensi del presente decreto, deve rispettare quanto previsto dal decreto del Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare 23 gennaio 2012 e successive mo-difiche e integrazioni, secondo le linee guida definite dal Comitato termotecnico italiano per la qualificazione degli operatori economici della filiera di produzione del bio-metano ai fini della tracciabilità e del bilancio di massa di cui alla UNI/TS 11567 e sue modifiche o integrazioni. Nel caso di biometano incentivato mediante ritiro dei CIC

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da parte del GSE, i produttori di biometano assicurano il rispetto delle succitate previsioni in luogo dei soggetti obbligati.

Art. 4.

Garanzia di origine del biometano immesso nella rete del gas naturale senza destinazione specifica di uso

1. Al fine di consentire lo sviluppo di un mercato attivodi scambi di quote di emissione in grado di far emergere il legame di valore tra biometano ed emissioni evitate di carbonio utilizzabili nei vari settori produttivi e nella pro-duzione di elettricità, è istituito presso il GSE il «Regi-stro nazionale delle Garanzie di Origine del biometano». L’emissione della garanzia di origine è ammessa solo per il biometano prodotto a partire dai sottoprodotti di cui all’art. 1, comma 5, lettera c) , che non acceda ad altre disposizioni di cui al presente decreto e al decreto 5 di-cembre 2013. La Garanzia di Origine ha lo scopo di for-nire al consumatore un mezzo per comprovare l’origine rinnovabile del gas prelevato dalla rete e può essere uti-lizzata, anche dai soggetti tenuti agli obblighi del sistema di scambio istituito con la direttiva 2003/87/CE, al fine di liberarli dall’obbligo di disporre di un numero di quote equivalenti in termini di emissioni di carbonio evitate, in ragione del consumo di biometano comprovato dal pos-sesso della citata Garanzia, secondo quanto già previsto dal regolamento UE n. 601 del 21 giugno 2012, concer-nente il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra.

2. Per le finalità di cui al comma 1, il GSE avvia pre-ventivamente una procedura di consultazione pubblica sulle modalità di funzionamento del Registro delle Ga-ranzie di Origine del Biometano, anche facendo riferi-mento alle esperienze europee già avviate.

3. Il Registro di cui al comma 1 è strutturato in modo dapermettere l’iscrizione della Garanzia di Origine all’atto della immissione in rete del biometano, la sua possibile cessione da parte di un titolare di conto aperto nel registro ad altro titolare di conto ed, infine, la sua cancellazione al momento del consumo da parte dell’ultimo possessore della Garanzia di Origine o, al momento della cessione della citata garanzia ad un soggetto titolare di conto acce-so su un registro delle Garanzie di Origine di altro paese membro dell’Unione europea, fermo restando la salva-guardia di condizioni di reciprocità.

4. Oltre che nell’ambito del Registro di cui al preceden-te comma 1, le Garanzie di Origine sono altresì oggetto di contrattazione nell’ambito della sede di scambio organiz-zata dal Gestore dei mercati energetici, di cui all’art. 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (GME), le cui regole di funzionamento, predisposte dal GME, sono ap-provate con decreto del direttore generale della Direzione generale per la sicurezza dell’approvvigionamento e le infrastrutture energetiche (DGSAIE) del Ministero dello sviluppo economico.

Art. 5. Disposizioni per il biometano immesso nella rete del gas

naturale con destinazione specifica nei trasporti

1. Al produttore di biometano immesso nella rete delgas naturale ed utilizzato per i trasporti nel territorio ita-liano vengono rilasciati un numero di certificati di im-missione in consumo di biocarburanti di cui al decreto del Ministro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014, quantificati secondo quanto stabilito dallo stesso decreto e tenuto conto di quanto disposto nel presente articolo. Il produttore trasmette mensilmente al GSE i dati a consun-tivo relativi al biometano immesso in consumo nei tra-sporti entro il mese successivo a quello cui la produzione si riferisce. I CIC sono rilasciati, su base mensile secondo le modalità stabilite dal GSE nelle proprie procedure ope-rative al produttore, non oltre 90 giorni dal termine del mese a cui la produzione si riferisce. I produttori a tal fine devono essere in regola con il pagamento dei corrispettivi dovuti al GSE ed il mancato pagamento degli stessi inibi-sce, altresì, le funzionalità di scambio dei certificati sulla piattaforma del GSE.

2. Il GSE acquisisce dal produttore di biometano i con-tratti di fornitura di gas naturale e biometano e le relative fatturazioni, che il produttore ha stipulato con soggetti titolari di impianti di distribuzione stradale ed autostra-dale nonché con impianti di distribuzione privati con de-stinazione d’uso per il settore dei trasporti, e/o con inter-mediari, acquisendo in tal caso anche i contratti stipulati tra gli intermediari e i titolari dei medesimi impianti di distribuzione.

A tal fine il GSE definisce e rende pubblico sul pro-prio sito internet un contratto standard di fornitura che, tra l’altro, specifica:

a) la durata della fornitura del biometano e la suadata di inizio;

b) le quantità mensili stimate oggetto della fornituradel biometano;

c) la data di sottoscrizione, di decorrenza e discadenza.

Il produttore di biometano ha l’obbligo di fornire al GSE i dati a consuntivo mensili del biometano effettiva-mente venduto tra le parti come riscontrabile dalle relati-ve fatturazioni.

Il titolare dell’impianto di distribuzione di gas naturale, direttamente o per il tramite del produttore di biometa-no, ha l’obbligo altresì di fornire al GSE i dati di vendita complessivi del gas naturale effettivamente venduto nel mese.

3. Il quantitativo di biometano da utilizzare per il cal-colo dei CIC spettanti al produttore è pari al minimo va-lore tra le quantità di biometano effettivamente venduto tra le parti come riscontrabile dalle relative fatturazioni e le quantità determinate sulla base dei dati rilevati dal sistema di misura ubicato nel punto di immissione nella rete del gas naturale, come definita all’art. 1, comma 3, eventualmente ridotta a seguito dei controlli di cui al comma 4. Resta fermo che, a tal fine, il gestore delle in-frastrutture delle reti del gas naturale con obbligo di con-nessione di terzi è tenuto a trasmettere al GSE i dati re-

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lativi alle quantità e qualità del biometano immesso nelle proprie reti, secondo modalità definite dallo stesso GSE. Nel caso in cui il biometano venga prodotto in luogo di-verso da quello di produzione del biogas, fermo restan-do il precedente periodo, il quantitativo di biometano da utilizzare per il calcolo dei CIC è determinato sulla base del biometano prodotto tenendo conto delle materie pri-me in ingresso a tutti gli impianti di produzione di biogas collegati al dispositivo di depurazione e raffinazione con modalità stabilite dal GSE nelle procedure operative.

4. Il GSE effettua controlli a campione, tramite le in-formazioni fornite dal gestore della rete di trasporto o di-stribuzione a cui l’impianto di distribuzione è collegato e, in caso di alimentazione dell’impianto di distribuzione a mezzo veicoli, dei dati che mensilmente debbono essere messi a disposizione dell’Agenzia delle Dogane da parte degli esercenti il trasporto su gomma del gas naturale, per verificare che la quantità di gas naturale effettivamente erogato dagli impianti di distribuzione di gas naturale sia non inferiore alla quantità di biometano fornita dai pro-duttori di biometano allo stesso impianto interessato. A tal fine, per il biometano vengono considerati i valori di riferimento per la massa volumica e per il potere calorifi-co inferiore definiti nell’Allegato I del decreto del Mini-stro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014 e succes-sive modifiche.

5. La maggiorazione di cui all’art. 33, comma 5, deldecreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, è riconosciuta al biometano prodotto da materie di cui alle parti A e B dell’Allegato 3 del decreto del Ministro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014 e successive modifiche.

6. La maggiorazione di cui al comma 5 è riconosciu-ta a condizione che l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio dell’impianto di produzione di biometano contenga esplicita indicazione di utilizzo esclusivo di una o più delle materie di cui al comma 5. Nei casi di impianticon autorizzazione alla costruzione e all’esercizio che ri-porti in modo esplicito l’indicazione di utilizzo delle ma-terie di cui al comma 5, in codigestione con altre materiedi origine biologica, queste ultime in percentuale comun-que non superiore al 30% in peso, la maggiorazione dicui all’art. 33, comma 5, del decreto legislativo 3 marzo2011, n. 28, viene riconosciuta sul 70% della produzionedi biometano immessa in consumo nei trasporti. Ai fini diquanto disposto al precedente periodo, la verifica dei re-quisiti della materia prima è eseguita dal Ministero dellepolitiche agricole alimentari e forestali, o da altro sogget-to indicato dallo stesso Ministero entro 90 giorni dall’en-trata in vigore del presente decreto. Il Ministero dellepolitiche agricole alimentari e forestali predispone unaprocedura semplificata che prevede comunque la verificaannuale, con riferimento all’anno solare, delle quantità etipologie di materie impiegate dal produttore, anche tra-mite l’effettuazione di controlli a campione. Con tale pro-cedura vengono definiti anche le modalità dei controlliin capo al Ministero delle politiche agricole alimentari eforestali ai sensi del presente articolo, ed il relativo costoa carico dei produttori di biometano. Le disposizioni dicui al presente comma si applicano anche nei casi di cuiall’art. 8 del presente decreto.

7. I CIC rilasciati ai sensi del presente articolo sono uti-lizzabili esclusivamente dai soggetti obbligati ai fini del rispetto dell’obbligo di cui all’art. 2 -quater , comma 2 del decreto-legge 10 gennaio 2006, n. 2 convertito, con mo-dificazioni, dalla legge 11 marzo 2006, n. 81 e successive modificazioni.

8. Al fine della quantificazione di cui al comma 3, nonviene effettuata alcuna detrazione in termini di energia utilizzata per la produzione di biometano, ivi inclusa l’energia derivante da eventuali impianti di produzione di energia elettrica già oggetto di incentivazioni.

Art. 6. Incentivazione del biometano avanzato immesso nella

rete del gas naturale e destinato ai trasporti

1. Dalla data di pubblicazione delle procedure di cuial comma 2 dell’art. 10, su richiesta dei produttori di biometano avanzato e in alternativa a quanto previsto all’art. 5, il GSE, fatti salvi i commi 8 e 9, ritira il biome-tano avanzato che viene immesso nelle reti con l’obbligo di connessione di terzi, nella quantità massima annua pre-vista dall’art. 3, comma 3, del decreto del Ministro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014 e s.m.i., secondo le specifiche dell’art. 5, comma 2, dello stesso decreto (di seguito anche: quantità massima annua ritirabile), espres-sa in CIC, secondo le seguenti modalità:

a) il ritiro viene effettuato a un prezzo pari a quellomedio ponderato con le quantità, registrato sul mercato a pronti del gas naturale (MPGAS) gestito dal Gestore dei mercati energetici (GME) nel mese di cessione, che il GME rende disponibile sul suo sito internet, ridotto del 5%;

b) al produttore, in regola con il pagamento dei cor-rispettivi dovuti al GSE, viene altresì riconosciuto dal GSE il valore dei corrispondenti CIC di cui all’art. 5, con le eventuali maggiorazioni di cui ai commi 5 e 6 del me-desimo art. 5, e di quelle previste al comma 11 e 12 del presente articolo attribuendo a ciascun certificato un va-lore pari a 375,00 euro;

c) gli oneri di ritiro dei CIC sono fatturati dal GSEai soggetti sottoposti all’obbligo di immissione in consu-mo di biocarburanti di cui al decreto del Ministro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014 e s.m.i. (di seguito anche: soggetti obbligati) in proporzione e nel limite delle rispettive quote d’obbligo e, a seguito del pagamento, i relativi CIC sono assegnati ai medesimi soggetti obbliga-ti, secondo le modalità e le tempistiche stabilite dal GSE nelle proprie procedure operative. Eventuali quantitativi di biometano prodotti in eccedenza rispetto alla quanti-tà massima annua ritirabile dal GSE possono beneficiare delle disposizioni di cui all’art. 5 incluse le maggiorazio-ni di cui ai commi 11 e 12 del presente articolo;

d) il GSE ritira il biometano avanzato, in maniera cro-nologica rispetto alla data di entrata in esercizio dell’im-pianto, dai diversi produttori fino al raggiungimento della citata quantità massima. Entro quindici giorni dalla data ultima per la presentazione delle autodichiarazioni, di cui all’art. 4 del decreto del Ministro dello sviluppo economi-co del 10 ottobre 2014 e s.m.i., il GSE, sulla base delle in-formazioni ivi contenute e fatto salvo quanto previsto alla

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successiva lettera g) , pubblica il valore di riferimento, per l’anno in corso, della quantità massima annua ritirabile. Fino a tale pubblicazione si fa riferimento al valore rela-tivo all’anno precedente;

e) il GSE aggiorna e pubblica, con continuità sulproprio sito internet, un contatore con dati stimati, alla cui determinazione concorrono i dati della producibilità degli impianti di biometano o dell’effettiva produzione annua, qualificati in esercizio, il cui biometano è oggetto di ritiro da parte del GSE. Il GSE, inoltre, identifica e pubblica, con continuità, l’elenco degli impianti a cui ritirare il bio-metano, dando precedenza a quelli con data di entrata in esercizio anteriore nel caso in cui tale producibilità sia superiore alla quantità massima annua ritirabile;

f) ai fini della determinazione della quantità di bio-metano massima producibile di ogni singolo impianto, il GSE utilizza i dati relativi alla capacità produttiva di ogni singolo impianto e un numero di ore teorico di funziona-mento che definisce nelle proprie procedure applicative di cui all’art. 10, comma 2. Gli impianti non rientranti nell’elenco pubblicato dal GSE possono beneficiare del-le disposizioni di cui all’art. 5 ed essere eventualmente inclusi nello stesso elenco a seguito di rideterminazio-ne, nell’anno successivo, della quota massima annua ritirabile;

g) qualora si rilevi dai dati disponibili a consuntivoche non sia stata raggiunta la quantità massima annua di biometano avanzato ritirabile di cui al comma 1, il GSE provvede a ritirare i CIC ancora nella disponibilità dei produttori di biometano avanzato che ne abbiano fat-to richiesta al GSE, che non siano inizialmente rientrati nell’elenco di cui alla lettera e) , fino al raggiungimento della medesima quantità massima effettiva;

h) resta fermo che, a tal fine, il gestore delle infra-strutture delle reti del gas naturale con obbligo di connes-sione di terzi è tenuto a trasmettere al GSE i dati relativi alle quantità e qualità del biometano immesso nelle pro-prie reti, secondo modalità definite dallo stesso GSE.

2. Il biometano è ritirato dal GSE, ai sensi del comma 1,in corrispondenza dei punti di consegna del biometano nelle reti con l’obbligo di connessione di terzi oppure al PSV per il biometano proveniente da altri Stati esteri e ce-duto al PSV, preferibilmente mediante procedura di asta pubblica. Detta cessione è effettuata a una o più società di vendita di gas naturale che dimostrino di essere titolari di un contratto di trasporto sulla rete del gas naturale e di avere contratti di fornitura, stipulati direttamente o trami-te una società controllata, con impianti di distribuzione di gas naturale per i trasporti per un volume non inferiore al volume del biometano che intendono acquistare. La diffe-renza tra i corrispettivi da versare ai produttori per il ritiro del biometano, i costi del contratto di trasporto dai punti di ritiro fino al PSV e le entrate derivanti dalla vendita del biometano sono poste a carico o restituite ai soggetti obbligati in proporzione alle rispettive quote d’obbligo.

3. Il GSE stipula con i produttori di biometano avan-zato contratti di ritiro e pagamento del biometano ritirato, avvalendosi di un contratto standard, approvato con de-creto del direttore generale della Direzione generale per la sicurezza dell’approvvigionamento e le infrastrutture energetiche (DGSAIE) su proposta del GSE. Il GSE sti-

pula altresì con i soggetti obbligati contratti di cessione e pagamento dei certificati, avvalendosi di un contratto standard, approvato con decreto del direttore generale della DGSAIE su proposta del GSE. I predetti contratti standard assicurano che, in ogni caso, il pagamento ai pro-duttori di biometano di quanto dovuto ai sensi del com-ma 1 avvenga a cura del GSE, successivamente all’incas-so dei corrispettivi relativi al biometano avanzato ritirato ed ai relativi certificati. In ogni caso, dall’attuazione del presente articolo non possono derivare oneri a carico del GSE. Nel caso sia necessario procedere a ricalcoli che determinino rettifiche positive o negative del numero dei CIC emessi, queste saranno compensate nelle emissioni successive nei confronti dei soggetti obbligati.

4. Per i soli soggetti obbligati che hanno aderito aquanto disposto ai commi da 1 a 7 ai sensi del comma 8, e ai fini dell’applicazione delle sanzioni di cui al decreto del Ministro dello sviluppo economico 20 gennaio 2015, l’obbligo di immissione in consumo di un quantitativo minimo di biocarburanti avanzati nei diversi anni si inten-de comunque rispettato per la quota parte di biometano avanzato di cui all’art. 5, comma 2, del decreto del Mi-nistro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014 e s.m.i. richiamata al comma 1, a prescindere dal numero dei CIC per il biometano avanzato effettivamente riconosciuti dal GSE nei diversi anni ai suddetti soggetti.

5. Con decreto del direttore generale della DGSAIEemanato annualmente, la prima volta entro il 31 dicem-bre 2018, è modificato il valore della quantità massima di biometano avanzato, di cui al comma 1, relativa agli anni successivi al 2019, tenendo conto della effettiva di-sponibilità di biometano avanzato e di altri biocarburanti avanzati diversi dal biometano. Con il medesimo decreto è eventualmente modificato il valore di riduzione percen-tuale del prezzo di ritiro del biometano avanzato di cui all’art. 6, comma 1, lettera a) per tener conto della ne-cessità di copertura dei costi del contratto di trasporto dai punti di ritiro fino al PSV.

6. Il produttore di biometano avanzato può accederealle modalità di incentivazione di cui al presente articolo a condizione che siano rispettate, a cura dello stesso pro-duttore, le disposizioni dell’art. 3, comma 6. Al biometa-no incentivato ai sensi del presente articolo si applicano le disposizioni dell’art. 5, commi 4 (ove adottabile), 5, 6, e 8.

7. Le disposizioni del presente articolo si applicano perle produzioni di biometano di cui al comma 1 realizzate da impianti che entrano in esercizio entro il 31 dicembre 2022, per un periodo massimo di 10 anni dalla data di de-correnza dell’incentivo. Successivamente a tale periodo, il produttore accede alle disposizioni previste all’art. 5.

8. I soggetti obbligati che non intendono aderire aquanto disposto ai commi da 1 a 7, e che intendano ri-spettare il loro obbligo autonomamente con biometano avanzato, ne danno comunicazione al GSE entro trenta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decre-to e comunque, per i nuovi soggetti obbligati, non oltre la prima autodichiarazione presentata ai sensi del decre-to del Ministro dello sviluppo economico del 10 ottobre 2014; detta comunicazione è riferita all’intero periodo 2018-2027. Entro il 1° dicembre 2022, con riferimento al

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periodo successivo di validità di quanto disposto ai com-mi da 1 a 7, i soggetti obbligati che si sono valsi dell’op-zione di cui al precedente periodo, potranno effettuare la scelta di adesione per il periodo residuo di applicazione di quanto disposto al presente articolo. Tale periodo è da intendersi dal 2023 al 2032 per i soggetti obbligati che si sono valsi, nel periodo precedente, dell’opzione di non aderire a quanto disposto ai commi da 1 a 7, mentre va dal 2028 al 2032 per soggetti obbligati che hanno ade-rito nel precedente periodo. I quantitativi di obbligo dei soggetti obbligati che non aderiscono al meccanismo di cui ai commi da 1 a 7 sono sottratti dalle corrispondenti quantità massime di biometano di cui al comma 1.

9. I produttori di biometano avanzato, in alternativa aquanto previsto al comma 1, possono richiedere al GSE di essere esclusi, anche parzialmente, e esclusivamente per la quota di biometano che risulta immesso in rete e misurato in maniera dedicata e separata e secondo le mo-dalità definite dal GSE nell’ambito delle procedure di cui all’art. 10, comma 2, dal ritiro del biometano immesso in rete e possono provvedere autonomamente alla vendita, ai fini della successiva immissione in consumo nel set-tore dei trasporti, e in tal caso hanno diritto al solo valo-re dei corrispondenti CIC, valorizzati dal GSE a 375,00 euro. I produttori che immettono biometano avanzato in reti diverse da quelle con obbligo di connessione di terzi hanno diritto al riconoscimento del solo valore dei CIC corrispondenti al biometano immesso in consumo nei trasporti.

L’ammontare dei CIC corrisposti ai sensi del presente comma concorre al raggiungimento della quantità massi-ma di cui al comma 1; i relativi impianti devono essere in-clusi all’elenco di cui al comma 1, lettera e) per accedere all’incentivazione prevista.

10. Nel caso di impianti per la produzione di biometa-no avanzato di proprietà di imprese agricole, singole ed associate, le disposizioni di cui all’art. 6 sono cumulabi-li con altri incentivi pubblici per la realizzazione degli impianti sia in conto interesse che in conto capitale non eccedenti il 40% del costo dell’investimento.

11. I produttori che immettono in consumo il biome-tano come carburante in uno o più nuovi impianti di di-stribuzione di gas naturale sia in forma GNC che GNL, pertinente all’impianto di produzione di biometano, han-no diritto, a decorrere dalla data di entrata in esercizio dell’impianto di distribuzione, come comunicata al GSE, che nel merito può disporre i relativi controlli, al rilascio da parte del GSE di un numero di CIC maggiorato del 20%, fino al raggiungimento massimo del 70% del va-lore del costo di realizzazione dello stesso impianto di distribuzione di gas naturale per il settore dei trasporti e comunque entro un valore massimo della maggiorazione di 600.000 euro ad impianto. Tale valorizzazione avviene per ogni produttore di biometano in maniera proporzio-nale alla sua partecipazione finanziaria alla realizzazione dell’impianto di distribuzione di gas naturale destinato al settore dei trasporti, secondo modalità definite nelle procedure applicative di cui all’art. 10, comma 2. Tali procedure prevedono anche le modalità di restituzione della intera maggiorazione ottenuta qualora l’impianto di distribuzione di gas naturale sia chiuso alle vendite al

pubblico prima di 10 anni, anche non continuativi e te-nendo conto di eventuali periodi di messa in sospensiva, dalla data di inizio dell’attività di distribuzione del gas naturale.

12. I produttori che producono biometano nella formaliquida (in seguito BML) con un nuovo impianto di lique-fazione di biometano, pertinente all’impianto di produ-zione di biometano, hanno diritto, a partire dalla data di entrata in esercizio dell’impianto di liquefazione, come comunicata al GSE che nel merito può disporre i relativi controlli, al rilascio da parte del GSE di un numero di CIC maggiorato del 20%, fino al raggiungimento massimo del 70% del valore del costo di realizzazione dello stesso impianto di liquefazione del biometano e comunque en-tro un valore massimo della maggiorazione di 1.200.000 euro. Tale valorizzazione avviene per ogni produttore di BML in maniera proporzionale alla sua partecipazione fi-nanziaria alla realizzazione dell’impianto di liquefazione del biometano, secondo modalità definite nelle procedu-re applicative di cui all’art. 10, comma 2. Tali procedure prevedono anche le modalità di restituzione della intera maggiorazione ottenuta qualora l’impianto di liquefazio-ne di biometano cessi di funzionare prima di 10 anni dalla data di inizio dell’attività di distribuzione del gas naturale in forma liquida.

Art. 7. Incentivazione dei biocarburanti avanzati

diversi dal biometano

1. Dalla data di pubblicazione delle procedure di cui alcomma 2 dell’art. 10, su richiesta del produttore di bio-carburanti avanzati diversi dal biometano, il GSE, fatto salvo il comma 5, riconosce al produttore stesso il valore dei corrispondenti CIC attribuendo a ciascun certificato un valore pari a 375,00 euro a certificato per la quantità massima annua prevista dall’art. 3, comma 3, secondo le specifiche dell’art. 5, comma 2, del decreto del Ministro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014 e s.m.i., secon-do le seguenti modalità:

a) gli oneri di ritiro dei CIC sono fatturati dal GSE aisoggetti obbligati in proporzione e nel limite delle rispet-tive quote d’obbligo e, a seguito del pagamento, i relativi CIC sono assegnati ai medesimi soggetti obbligati, se-condo le modalità e le tempistiche stabilite dal GSE nelle proprie procedure operative;

b) il GSE riconosce i CIC in maniera cronologicarispetto alla data di presentazione della domanda di qua-lifica in esercizio dell’impianto ai diversi produttori fino al raggiungimento della citata quantità massima. Entro quindici giorni dalla data ultima per la presentazione del-le autodichiarazioni, di cui al decreto del Ministro dello sviluppo economico del 10 ottobre 2014 e s.m.i., il GSE, sulla base delle informazioni ivi contenute, pubblica il valore di riferimento, per l’anno in corso, della quantità massima annua di CIC ritirabili. Fino a tale pubblicazione si fa riferimento al valore relativo all’anno precedente;

c) a tal fine, il GSE aggiorna e pubblica, con con-tinuità sul proprio sito internet, un contatore con dati stimati, alla cui determinazione concorrono i dati della producibilità degli impianti di biocarburanti avanzati di-

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versi dal biometano, o dell’effettiva produzione annua, qualificati in esercizio, il cui biocarburante è oggetto di ritiro dei CIC da parte del GSE. Il GSE, inoltre, iden-tifica e pubblica, con continuità, l’elenco degli impianti a cui ritirare i CIC, dando precedenza a quelli con data di domanda di qualifica in esercizio anteriore nel caso in cui tale producibilità sia superiore alla quantità massima annua di CIC ritirabili;

d) ai fini della determinazione della quantità di bio-carburante avanzato diverso dal biometano massima pro-ducibile di ogni singolo impianto, il GSE utilizza i dati relativi alla capacità produttiva di ogni singolo impianto e un numero di ore teorico di funzionamento che defini-sce nelle proprie procedure applicative di cui all’art. 10, comma 2.

2. I produttori di biocarburante avanzato diverso dalbiometano provvedono autonomamente alla vendita di tali biocarburanti ai soggetti obbligati tra quelli che hanno aderito a quanto disposto ai commi da 1 a 4 e con i quali hanno un contratto di fornitura, ai fini della successiva immissione in consumo nel settore dei trasporti. Il ricono-scimento del valore dei CIC di cui al comma 1 è effettuato dal GSE a valle della vendita ad un soggetto obbligato del biocarburante avanzato diverso dal biometano e dopo che lo stesso soggetto obbligato abbia trasmesso al GSE tutte le informazioni attestanti l’effettiva immissione in consu-mo sul territorio nazionale di tali biocarburanti. Il Biocar-burante avanzato diverso dal biometano viene acquistato dai soggetti obbligati ad un prezzo massimo, espresso in Euro a tonnellata, pari alla media della quotazione men-sile del mese precedente, pubblicate dal Platt’s, del pro-dotto entro il quale tale biocarburante viene miscelato per l’utilizzo finale come carburante e convertito in Euro a tonnellata alla media dei cambi dollaro/euro (USD/€) cal-colata utilizzando la media mensile dei cambi quotidiani, ridotto del 5%.

3. Il GSE stipula con i soggetti obbligati contratti dicessione e pagamento dei certificati, avvalendosi di un contratto standard, approvato con decreto del direttore generale della DGSAIE su proposta del GSE. I predetti contratti standard assicurano che, in ogni caso, il paga-mento ai produttori di biocarburante avanzato diverso dal biometano di quanto dovuto ai sensi del comma 1 av-venga, a cura del GSE, successivamente all’incasso dei corrispettivi dei relativi certificati. In ogni caso, dall’at-tuazione del presente articolo non possono derivare oneri a carico del GSE.

4. Ai fini dell’applicazione delle sanzioni di cui al de-creto del Ministro dello sviluppo economico 20 gennaio 2015, il quantitativo minimo di biocarburanti da immette-re in consumo nei diversi anni, si intende completamente immesso in consumo per la quota parte dei biocarburan-ti avanzati diversi dal biometano di cui all’art. 5, com-ma 2, del decreto del Ministro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014 e s.m.i. richiamata al comma 1, per i soli soggetti obbligati che hanno aderito a quanto disposto ai commi da 1 a 3 ai sensi del comma 5, a prescindere dai CIC per i biocarburanti avanzati diversi dal biometano effettivamente riconosciuti dal GSE nei diversi anni.

5. Le disposizioni del presente articolo si applicano perle produzioni di biocarburanti avanzati diversi dal biome-

tano di cui al comma 1 realizzate da impianti che entrano in esercizio entro il 31 dicembre 2022, per un periodo massimo di 10 anni dalla data di decorrenza dell’incenti-vo. Successivamente a tale periodo, il produttore accede alle disposizioni previste dal decreto 10 ottobre 2014.

6. I soggetti obbligati che non intendono aderire aquanto disposto ai commi da 1 a 5, e che intendano ri-spettare il loro obbligo autonomamente con qualsiasi ti-pologia di biocarburanti avanzati diversi dal biometano, ne danno comunicazione al GSE entro trenta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto e comunque per i nuovi soggetti obbligati non oltre la prima autodi-chiarazione presentata, ai sensi del decreto del Ministro dello sviluppo economico del 10 ottobre 2014 e succes-sive modifiche, di insorgenza dell’obbligo; detta comu-nicazione è riferita all’intero periodo 2018-2027. Entro il 1° dicembre 2022, con riferimento al periodo successivo di validità di quanto disposto ai commi da 1 a 5, i soggetti obbligati che si sono valsi dell’opzione di cui al prece-dente periodo, potranno effettuare la scelta di adesione per il periodo residuo di applicazione di quanto dispo-sto al presente articolo. Tale periodo è da intendersi dal 2023 al 2032 per i soggetti obbligati che si sono valsi, nel periodo precedente, dell’opzione di non aderire a quanto disposto ai commi da 1 a 5, mentre va dal 2028 al 2032 per i soggetti obbligati che hanno aderito nel preceden-te periodo. I quantitativi di obbligo dei soggetti obbligati che non aderiscono al meccanismo di cui ai commi da 1 a 5 sono sottratti dalle corrispondenti quantità massime di biocarburanti avanzati diversi dal biometano di cui al comma 1.

Art. 8. Riconversione di impianti a biogas esistenti

1. Le disposizioni di cui agli articoli 5 e 6 sono appli-cate in misura pari al 100% dei CIC spettanti all’analogo nuovo impianto, nel caso in cui il biometano sia prodotto da impianti a biogas esistenti che, successivamente alla data di entrata in vigore del presente decreto, anche con incrementi di capacità produttiva, siano totalmente o par-zialmente riconvertiti alla produzione di biometano. Nel caso di impianti di produzione elettrica a biogas esistenti, che beneficino di incentivi sull’energia elettrica prodotta e che a seguito della riconversione a biometano voglia-no mantenere una parte della produzione di tale energia elettrica, le disposizioni di cui al presente comma si ap-plicano qualora il produttore accetti la condizione che, a seguito della riconversione, l’incentivo spettante su detta produzione residua di energia elettrica sia erogato, per l’intero periodo residuo di diritto, che non deve essere inferiore a tre anni dalla data di entrata in esercizio in assetto riconvertito, su una quota di produzione non su-periore al 70% della produzione annua media incentivata, misurata dalla data di entrata in esercizio commerciale dell’incentivo sull’energia elettrica (in assetto solo elet-trico) fino alla data di entrata in esercizio dell’impianto di produzione del biometano in assetto riconvertito. Il GSE determina la produzione annua media incentivata e la comunica al produttore. Il periodo minimo di tre anni di erogazione dell’incentivo spettante sulla produzione di elettricità a partire dalla data di entrata in esercizio in as-

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setto riconvertito è ridotto a due anni nel caso di impianti di produzione di biogas entrati in esercizio entro il 31 di-cembre 2007.

2. Il periodo di diritto al rilascio dei CIC per la produ-zione di biometano di cui al comma 1 è pari al periodo di diritto spettante ai nuovi impianti. Qualora l’impianto da riconvertire abbia terminato alla data di entrata in eser-cizio in assetto riconvertito e successivamente alla data di entrata in vigore del presente decreto, il periodo di di-ritto agli incentivi per la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile, i CIC di cui agli articoli 5 e 6 sono riconosciuti in misura pari al 70% di quelli spettanti ai nuovi impianti. Successivamente si applicano le disposi-zioni previste all’art. 5.

3. Fatto salvo quanto previsto al comma 2, ai fini delrilascio dei CIC agli impianti di cui al presente articolo, relativamente al biogas destinato alla produzione di bio-metano avanzato si applicano le disposizioni relative agli impianti di nuova costruzione. Per gli impianti di cui al presente articolo la maggiorazione di cui all’art. 5, commi 5 e 6 è riconosciuta a condizione che l’autorizzazione alla realizzazione dell’intervento di riconversione e all’eser-cizio dell’impianto riconvertito contenga esplicita indi-cazione di tipologia e quantità in peso delle materie uti-lizzate con riferimento alle biomasse elencate all’art. 5, comma 5. Per gli impianti di cui al presente articolo rela-tivamente al biogas destinato alla produzione di biometa-no avanzato si applicano, inoltre, le maggiorazioni di cui all’art. 6, commi 11 e 12.

4. Ai fini dell’applicazione delle disposizioni di cui alpresente articolo, le eventuali modifiche apportate agli impianti esistenti non modificano le condizioni e il livel-lo di incentivo alla produzione di energia elettrica pree-sistente alle modifiche di impianto realizzate, sempreché non comportino un aumento della potenza elettrica e fer-mo restando quanto previsto dai commi precedenti.

Art. 9. Procedura di qualifica

1. Il produttore che intenda accedere alle disposizio-ni di cui al presente decreto, presenta domanda al GSE per il riconoscimento al proprio impianto della relativa qualifica, mediante portale appositamente predisposto dal GSE. La domanda riporta almeno: a) soggetto produttore, b) ubicazione e tipologia dell’impianto, c) gli estremi deltitolo autorizzativo o sua richiesta presentata all’Autoritàcompetente e materie prime autorizzate, d) tecnologia uti-lizzata, e) capacità produttiva e destinazione della produ-zione, eventualmente comprensiva dei punti identificatividi misurazione e immissione in rete, intesa come previstodall’art. 1 comma 3, f) data di entrata in esercizio effettivao presunta, g) producibilità attesa, h) stima della quantifi-cazione degli autoconsumi previsti, i) tipo di meccanismorichiesto, l) data di decorrenza del periodo di rilascio deiCIC; m) categoria di intervento; n) modalità di collega-mento alla rete del gas naturale; l) programmazione men-sile delle forniture.

2. La domanda di cui al comma 1 deve pervenire alGSE non oltre il termine di un anno dalla data di entrata in esercizio dell’impianto, pena l’inammissibilità. Nel caso

di impianto di produzione di biometano, pena l’inammis-sibilità, la domanda deve essere corredata almeno da:

a) una relazione tecnica contenente tutte le informa-zioni tecniche e documentali necessarie a valutare la tipo-logia di impianto, secondo modalità definite nelle proce-dure applicative di cui all’art. 10, comma 2;

b) copia del progetto definitivo dell’impianto, com-prendente lo schema rappresentativo degli apparati di mi-sura di produzione e di immissione in rete, intesa come previsto dall’art. 1 comma 3, del biometano (qualità, quantità e odorizzazione ove previsto) nonché delle altre eventuali grandezze utili ai fini della determinazione dei CIC spettanti, secondo modalità definite nelle procedure applicative di cui all’art. 10, comma 2;

c) dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà, re-datta ai sensi dell’art. 47 del decreto del Presidente della Repubblica n. 445/2000, con la quale il produttore attesta di essere in possesso dei requisiti previsti dal presente de-creto ai fini del riconoscimento dei CIC e dell’autorizza-zione alla costruzione e all’esercizio dell’impianto, o alla realizzazione dell’intervento di riconversione, ovvero di aver richiesto la medesima autorizzazione, presenta-ta all’autorità competente ai sensi del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, e nel caso di impianti di produzione di biometano connessi alle reti con l’obbligo di connes-sione di terzi, di essere in possesso della documentazione relativa alla richiesta di connessione alla rete.

3. Il GSE valuta la domanda e ne comunica l’esito dellavalutazione ai produttori entro 120 giorni dalla data di ri-cevimento, determinando in via presuntiva il quantitativo di CIC rilasciabili, sulla base dei dati tecnici dichiarati dallo stesso produttore. Il termine di 120 giorni va calco-lato al netto dei tempi imputabili al medesimo produttore e ad altri soggetti interpellati dal GSE in applicazione del-la legge 12 novembre 2011, n. 183.

4. I soggetti responsabili degli impianti comunicano alGSE ogni variazione dei dati degli impianti stessi, ivi in-clusi l’avvio dei lavori e l’avvenuta entrata in esercizio.

5. La qualifica di cui al comma 1 cessa di validità qua-lora il soggetto che la detiene non comunichi al GSE l’av-venuto inizio dei lavori sull’impianto qualificato a pro-getto entro diciotto mesi dall’ottenimento della medesima qualifica, al netto di eventuali ritardi causati da provvedi-menti disposti dalle competenti autorità.

6. Fatte salve cause di forza maggiore o indipendentidalla volontà del produttore intervenute durante i lavo-ri sull’impianto qualificato, dichiarate dal produttore al GSE e da questo valutate tali, la qualifica cessa di validità anche nel caso in cui il soggetto che la detiene non comu-nichi al GSE l’avvenuta entrata in esercizio dell’impianto entro tre anni dall’ottenimento della qualifica a progetto.

7. La domanda di cui al comma 1 contiene altresì even-tuale indicazione di utilizzo di materie prime identificate dal GSE sulla base del titolo autorizzativo utilizzabili per la produzione di biocarburante avanzato diverso dal bio-metano ai sensi del decreto del Ministro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014.

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Art. 10. Disposizioni transitorie e varie

1. Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigoredel presente decreto, se del caso l’Autorità aggiorna i pro-pri provvedimenti in materia di:

a) modalità di misurazione della quantità di biome-tano immesso nella rete del gas naturale di cui all’art. 1, comma 3, identificazione delle modalità e del soggetto responsabile per l’attività di certificazione e misurazione della quantità di biometano ammissibile alle disposizioni degli articoli 5 e 6, e disposizioni operative in materia di ritiro del biometano;

b) per i casi di cui agli articoli 5 e 6, modalità dideterminazione della data di entrata in esercizio e di mi-surazione del biometano immesso in consumo e idoneo al rilascio dei CIC, prevedendo anche le modalità con le quali, nel caso di trasporto del biometano in stato gasso-so o liquido, la rilevazione del dato di misura sia effet-tuata sia nel punto predisposto per il carico dei mezzi di trasporto, ovvero nel punto più a valle della produzione all’ingresso dell’impianto di consumo, sia subito a valle della raffinazione del biogas.

2. Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigoredel presente decreto, il GSE, acquisito il parere positi-vo del Comitato tecnico consultivo biocarburanti di cui all’art. 33, comma 5 -sexies del decreto legislativo 3 mar-zo 2011, n. 28, aggiorna e pubblica le procedure applica-tive per la richiesta e il rilascio dei CIC di sua competenza e per ogni altro compito ad esso affidato dal presente de-creto, ivi incluso quanto previsto dall’art. 6.

3. Agli impianti ammessi alle disposizioni del presentedecreto si applica quanto previsto dal decreto del Mini-stro dello sviluppo economico 24 dicembre 2014, recante approvazione delle tariffe per la copertura dei costi soste-nuti dal GSE.

4. I controlli sugli impianti di produzione di biometanoe sulla relativa immissione in consumo ai sensi degli arti-coli 5 e 6 sono eseguiti, in via autonoma o congiunta, dal-lo stesso GSE e dal Comitato tecnico consultivo biocar-buranti per le rispettive competenze, ai sensi dell’art. 33, comma 5 -sexies , del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, sulla base di un programma annuale deliberatodallo stesso Comitato tecnico consultivo, su proposta delGSE. Le attività di verifica possono essere svolte median-te controlli sia documentali che con sopralluoghi pressoil sito, anche senza preavviso, dove è ubicato l’impianto,anche al fine di accertarne la corretta esecuzione tecnicaed amministrativa. Il produttore è tenuto all’adozione del-le misure necessarie affinché le attività di sopralluogo sisvolgano nel rispetto delle condizioni permanenti di igie-ne e sicurezza previste dalla normativa vigente in mate-ria. Ferme restando le sanzioni penali e/o amministrativepreviste dalle norme di riferimento e connesse alla produ-zione di dati o documenti non veritieri, ovvero di dichia-razioni false o mendaci, il GSE definisce, ove necessario,specifiche misure a garanzia dei CIC riconosciuti, ancheprevedendo specifiche modalità che ne assicurino il recu-pero. Nel caso in cui le violazioni riscontrate nell’ambitodei controlli, siano rilevanti, il GSE dispone la decadenzadei CIC nonché il recupero dell’incentivo già erogato, re-

vocando, ove necessario, la qualifica di impianto di pro-duzione di biometano.

5. Per le disposizioni di cui al presente decreto trovaapplicazione l’art. 23, comma 3, del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28.

6. Il GSE pubblica con cadenza annuale, e aggiorna se-mestralmente, un bollettino informativo con l’elenco de-gli impianti ammessi alle disposizioni del presente decre-to, l’indicazione della tipologia delle materie impiegate per la produzione di biometano, dell’ubicazione e capaci-tà produttiva degli impianti e della quantità di biometano impiegata per ciascuna delle finalità del presente decreto. Il GSE altresì raccoglie con cadenza annuale i dati dei costi di produzione del biometano e degli altri biocar-buranti avanzati diversi dal biometano al fine di fornire al Ministero dello sviluppo economico le informazioni quantitative per il necessario adeguamento del valore dei CIC previsti dal presente decreto. Tale adeguamento si applica agli impianti entrati in esercizio trascorsi sei mesi dall’adeguamento stesso.

7. Il GSE provvede altresì a sviluppare, aggiornandoloe rendendolo pubblico con cadenza annuale, un rapporto sui sistemi di incentivazione del biometano adottati nei principali Paesi europei, che raffronti, tra l’altro, i costi di generazione nei principali Paesi europei e in Italia.

8. Fermo restando quanto previsto all’art. 3, comma 1,è possibile per i gestori delle reti con l’obbligo di connes-sione di terzi di imporre, in conformità con la normativa vigente, condizioni per il monitoraggio delle immissioni di biometano nelle stesse reti a tutela della salute degli utenti e della sicurezza delle reti.

9. Nessun impianto di produzione di biometano avan-zato o di altro biocarburante avanzato diverso dal biome-tano potrà accedere agli incentivi di cui al presente decre-to per la parte eccedente la produzione annua massima di 150 mila tonnellate di biocarburanti.

10. Non è consentito l’accesso agli incentivi di cui alpresente decreto alle imprese in difficoltà secondo la defi-nizione riportata nella comunicazione della Commissione orientamenti sugli aiuti di Stato per il salvataggio e la ri-strutturazione di imprese non finanziarie in difficoltà (GU C 249 del 31 luglio 2014, pag. 1).

11. In caso di incentivi da erogare ad imprese nei cuiconfronti pende un ordine di recupero per effetto di una precedente decisione della Commissione europea che ab-bia dichiarato illegale e incompatibile con il mercato in-terno il GSE, nella determinazione dell’incentivo da ero-gare in base al presente decreto, tiene conto degli importi da recuperare.

Art. 11. Modifiche e integrazioni al decreto ministeriale

10 ottobre 2014

1. Il decreto del Ministro dello sviluppo economico10 ottobre 2014 è così modificato ed integrato:

a. All’art. 2, comma 1, la lettera c) è sostituita dallaseguente: « c) biocarburanti avanzati: biocarburanti, com-preso il biometano, e altri carburanti prodotti esclusiva-mente a partire dalle materie prime elencate nell’allega-

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to 3 parte A ad esclusione delle materie prime elencate nell’allegato 3 parte B. È riconosciuto come biocarburante avanzato, anche il biometano prodotto dagli impianti con autorizzazione all’esercizio che riporti in modo esplicito l’indicazione di utilizzo delle biomasse di cui all’Allegato 3, parte A, in codigestione con altre materie di origine biologica, queste ultime in percentuale comunque non superiore al 30% in peso. In tali casi è considerato biocar-burante avanzato il 70% della produzione di biometano. La verifica dei requisiti della materia prima avviene con le medesime modalità stabilite dall’art. 4, comma 6, del decreto 5 dicembre 2013.»

b. All’art. 2, comma 1, la lettera j) è sostituita dallaseguente: « j) quota massima di certificati rinviabili: sepa-ratamente per i biocarburanti, per il biometano avanzato e per gli altri biocarburanti avanzati diversi dal biometano, numero massimo di certificati che ciascun soggetto ob-bligato o produttore di biometano può rinviare esclusiva-mente al secondo anno successivo a quello di immissione in consumo. Per i soggetti obbligati, tale quota è pari ai valori percentuali dei rispettivi obblighi, espressi in cer-tificati, oggetto di verifica nell’anno successivo a quello di immissione in consumo, che sono riportati nell’alle-gato 4. Tali soggetti possono rinviare i CIC solo dopo aver interamente assolto al rispettivo obbligo verificato nell’anno successivo a quello di immissione in consumo. Per i produttori, tale quota è pari ai valori percentuali, che sono riportati nell’allegato 4, applicati ai CIC rilasciati per l’immesso in consumo nell’anno precedente a quel-lo di verifica dell’assolvimento dell’obbligo. Eventuali certificati eccedenti la quota massima decadono e sono annullati».

c. All’art. 2, comma 1, alla lettera l) le parole «e per ibiocarburanti avanzati,» sono sostituite dalle parole «, per il biometano avanzato e per gli altri biocarburanti avanza-ti diversi dal biometano».

d. Il titolo dell’art. 3 è modificato come segue: «De-terminazione delle quantità annue di biocarburanti e bio-carburanti avanzati da immettere in consumo».

e. L’art. 3 comma 3 è sostituito dal seguente: «Iquantitativi minimi di biocarburanti e biocarburanti avan-zati da immettere in consumo ai fini del rispetto dell’ob-bligo sono calcolati sulla base delle seguenti formule:

Bio = Q % × B t Bio biometano avanzato = 0,75 × Q %avanzato

× B t Bio altri biocarburanti avanzati = 0,25 x Q %avan-

zato x B t dove per:

Bio si intende il quantitativo minimo annuo di bio-carburanti inclusi quelli avanzati, espresso in Gcal, da im-mettere in consumo nel corso dello stesso anno solare di immissione di benzina e gasolio;

Bio biometano avanzato si intende il quantitativo minimo annuo di biometano avanzato, espresso in Gcal, da immettere in consumo nel corso dello stesso anno so-lare di immissione di benzina e gasolio;

Bio altri biocarburanti avanzati si intende il quanti-tativo minimo annuo di biocarburanti avanzati diversi dal biometano, espresso in Gcal, da immettere in consumo

nel corso dello stesso anno solare di immissione di ben-zina e gasolio;

Q% si intende la quota minima di biocarburanti in-clusi quelli avanzati, espressa in percentuale, da immette-re obbligatoriamente in consumo in un determinato anno secondo le seguenti percentuali:

anno 2015 = 5,0% di biocarburanti; anno 2016 = 5,5% di biocarburanti; anno 2017 = 6,5 % di biocarburanti; anno 2018 = 7,0 % di biocarburanti; anno 2019 = 8,0 % di biocarburanti; anno 2020 = 9,0 % di biocarburanti; anno 2021 = 9,0 % di biocarburanti; dall’anno 2022 = 9,0 % di biocarburanti.

Q % avanzato si intende la quota minima di biocar-buranti avanzati, espressa in percentuale, da immettere obbligatoriamente in consumo in un determinato anno secondo le seguenti percentuali:

anno 2015 = 0% di biocarburanti avanzati; anno 2016 = 0% di biocarburanti avanzati; anno 2017 = 0 % di biocarburanti avanzati; anno 2018 = 0,6 % di biocarburanti avanzati; anno 2019 = 0,8 % di biocarburanti avanzati; anno 2020 = 0,9 % di biocarburanti avanzati; anno 2021 = 1,5 % di biocarburanti avanzati; dall’anno 2022 = 1,85 % di biocarburanti avanzati.

Bt si intende il contenuto energetico, espresso in Gcal, del quantitativo di benzina e gasolio, immesso in consumo nel corso di un determinato anno, da utilizzare come base di calcolo e determinato sulla base della se-guente formula:

Bt = ( Pb × Xb ) + ( Pg × Yg ), dove per:

Pb si intende il potere calorifico inferiore della benzina espresso in Gcal/tonn;

Xb si intende il quantitativo, espresso in tonnella-te, della benzina immessa in consumo nell’anno solare di riferimento;

Pg si intende il potere calorifico inferiore del ga-solio espresso in Gcal/tonn;

Yg si intende il quantitativo, espresso in tonnel-late, di gasolio immesso in consumo nell’anno solare di riferimento.»

f. Alla fine dell’art. 3, comma 4 è aggiunto: «Inoltre,con decreto del direttore generale della DGSAIE, sen-tito il Comitato biocarburanti, da emanare entro l’anno antecedente a quello di riferimento e con cadenza bien-nale, può essere modificata la percentuale di ripartizione dell’obbligo avanzato tra biometano avanzato e altri bio-carburanti avanzati diversi dal biometano, per tener conto della effettiva disponibilità ed economicità dei diversi tipi di biocarburanti avanzati. Tali percentuali sono fissate in prima applicazione pari al:

a) 75 % per il biometano avanzato; b) 25% per qualsiasi altro biocarburante avanzato

diverso dal biometano.»

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g. L’art. 5, comma 2 è sostituito dal seguente:«Dall’anno 2018, l’obbligo di immissione in consumo di biocarburanti deve essere assolto immettendo in consumo uno o più prodotti di cui all’art. 2, comma 1, lettera b) del presente decreto secondo le percentuali minime, differen-ziate per biocarburanti, biometano avanzato e altri biocar-buranti avanzati diversi dal biometano, indicate all’art. 3, comma 3 per ogni anno di riferimento. I biocarburanti avanzati possono essere immessi in consumo anche con meccanismi di valorizzazione predeterminata dei certifi-cati di immissione in consumo di cui all’art. 6, comma 1, da parte del GSE con o senza il ritiro del biocarburante e con preadesione da parte dei soggetti obbligati, secondo le tipologie e relative percentuali minime di cui all’art. 3, commi 3 e 4.»

h. All’art. 5 è introdotto il seguente comma 4:«4. Nell’anno 2020, ai fini del raggiungimento dell’ob-bligo di immissione di cui all’art. 3, comma 3, la quota di energia da biocarburanti prodotti a partire dai cereali e da altre colture amidacee, zuccherine e oleaginose e da col-ture coltivate su superfici agricole come colture principali soprattutto a fini energetici non deve essere superiore al 7% del quantitativo, in termini energetici, di benzina e ga-solio immesso in consumo nei trasporti nello stesso anno. Tale percentuale è valida anche per l’anno 2021 mentre si riduce al 6,7% nel 2022. Non sono conteggiati ai fini del limite fissato:

i. i biocarburanti prodotti a partire dalle materieprime ed altri carburanti di cui all’allegato 3 parte A e B del decreto 10 ottobre 2014;

ii. i biocarburanti sostenibili prodotti da coltureprincipali coltivate su superfici agricole soprattutto a fini energetici, queste ultime qualora dimostrino di essere sta-te coltivate su terreni di cui all’allegato V -bis del decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66, parte C, paragrafo 8, lettera b) e s.m.i.;

iii. i biocarburanti sostenibili provenienti da coltu-re agricole di secondo raccolto.»

i. All’art. 6, sostituire il comma 2 con il seguente:«2. L’immissione in consumo di 10 Gcal di biocarburanti dà diritto ad un certificato. L’immissione in consumo di biocarburanti di cui all’art. 33, comma 5 del decreto le-gislativo del 3 marzo 2011, n. 28 e successive modifiche e integrazioni, e di carburanti e biocarburanti prodotti da materie prime di cui all’allegato 3 dà diritto a ricevere un certificato ogni 5 Gcal immesse. L’immissione in consu-mo di biometano dà diritto a ricevere i certificati secondo le prescrizioni ed i requisiti previsti dal decreto del Mini-stro dello sviluppo economico, di concerto con il Mini-stro dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare e il Ministro delle politiche agricole alimentari e forestali del 5 dicembre 2013 come modificato dal decreto del Mi-nistero dello sviluppo economico di concerto con il Mini-stro dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare e il Ministro delle politiche agricole alimentari e forestali 2 marzo 2018, ed al solo fine di rappresentazione sintetica riportate nell’Allegato 2 del presente decreto. L’immis-sione in consumo di biocarburante avanzato diverso dal biometano, prodotto da impianti ammessi al meccanismo previsto dal decreto del Ministero dello sviluppo econo-mico di concerto con il Ministro dell’ambiente e della tu-

tela del territorio e del mare e il Ministro delle politiche agricole alimentari e forestali 2 marzo 2018 dà diritto al riconoscimento dei certificati di immissione in consumo ai soli produttori, secondo le modalità previste dall’art. 7 del medesimo decreto. Il numero dei certificati rilasciato è differenziato a seconda della tipologia di biocarburante immesso in consumo ed è calcolato mediante arrotonda-mento con criterio commerciale.»

j. All’art. 6, sostituire il comma 3 con il seguente:«Ai fini dell’assolvimento dell’obbligo i certificati han-no un valore unitario di 10 Gcal. Ai soli fini dell’assolvi-mento degli obblighi avanzati (biometano avanzato e altri biocarburanti avanzati diversi dal biometano) i certificati hanno un valore unitario di 5 Gcal.»

k. L’Art. 6 comma 4 è sostituito dal seguente: «4. Isoggetti obbligati e i produttori di biometano possono di-sporre dei certificati emessi ai sensi del presente articolo entro e non oltre il 30 settembre del secondo anno succes-sivo a quello di immissione in consumo del biocarburan-te. Dopo tale data, eventuali certificati non utilizzati per l’assolvimento dell’obbligo scadono e sono annullati. I certificati relativi al biocarburante immesso in consumo in un determinato anno non possono essere utilizzati ai fini dell’assolvimento dell’obbligo verificato nello stesso anno.»

l. All’art. 6, in fondo al comma 5 aggiungere le paro-le «ed il loro prezzo di scambio».

m. L’art. 7 comma 1 è sostituito dal seguente: «L’ob-bligo complessivo è calcolato mediante la seguente formula:

Obbligo CIC complessivo = Bio anno di riferi-mento / 10

dove: Obbligo CIC complessivo è la somma del numero di

certificati non avanzati e avanzati di cui ciascun soggetto obbligato deve disporre nel proprio conto proprietà per assolvere i rispettivi obblighi. Tale quantità è calcolata mediante arrotondamento con criterio commerciale;

Bio anno di riferimento è il quantitativo minimo di biocarburanti inclusi quelli avanzati, espresso in Gcal, che ciascun soggetto obbligato deve immettere in consu-mo nell’anno di riferimento, calcolato secondo la formula dell’art. 3, comma 3 del presente decreto.

Gli obblighi «avanzati» sono calcolati secondo le se-guenti formule:

Obbligo CIC biometano avanzato = Bio biometano avanzato anno di riferimento / 5

dove: Obbligo CIC biometano avanzato è il numero di cer-

tificati relativi all’immissione in consumo di biometano avanzato di cui ciascun soggetto obbligato deve dispor-re nel proprio conto proprietà per assolvere all’obbligo avanzato relativo al biometano, fatto salvo quanto pre-visto al comma 5. Tale quantità viene calcolata mediante arrotondamento con criterio commerciale;

Bio biometano avanzato anno di riferimento è il quantitati-vo minimo di biometano avanzato, espresso in Gcal, che

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ciascun soggetto obbligato deve immettere in consumo nell’anno di riferimento, calcolato secondo la formula dell’art. 3, comma 3 del presente decreto.

Obbligo CIC altri biocarburanti avanzati = Bio altri

biocarburanti avanzati anno di riferimento / 5 dove:

Obbligo CIC altri biocarburanti avanzati è il nume-ro di certificati relativi all’immissione in consumo di altri biocarburanti avanzati diversi dal biometano di cui cia-scun soggetto obbligato deve disporre nel proprio conto proprietà per assolvere all’obbligo avanzato relativo agli altri biocarburanti, fatto salvo quanto previsto al com-ma 5. Tale quantità viene calcolata mediante arrotonda-mento con criterio commerciale;

Bio altri biocarburanti avanzati a nno di riferimento è il quantita-tivo minimo degli altri biocarburanti avanzati diversi dal biometano, espresso in Gcal, che ciascun soggetto obbli-gato deve immettere in consumo nell’anno di riferimen-to, calcolato secondo la formula dell’art. 3, comma 3 del presente decreto.

Ai fini del raggiungimento dell’obbligo complessivo, vale la seguente formula:

Obbligo CIC biocarburanti diversi da avanzati= Obbligo CIC complessivo - Obbligo CIC biometano avanzato - Obbligo CIC altri biocarburanti avanzati

dove: Obbligo CIC biocarburanti diversi da avanzati è

il numero di certificati di cui ciascun soggetto obbliga-to deve disporre nel proprio conto proprietà per assol-vere l’obbligo diverso da quello avanzato. Tale quantità viene calcolata mediante arrotondamento con criterio commerciale.»

n. L’art. 7, comma 2 è sostituito dal seguente: «Ognianno il GSE, sulla base delle autocertificazioni di cui all’art. 4, comma 1 e dei certificati nella disponibilità di ciascun soggetto dal 1° al 31 ottobre effettua la verifi-ca del rispetto dei singoli obblighi, annullando i relati-vi certificati che concorrono alla copertura degli stessi. L’esito della verifica è comunicato, attraverso il portale informatico di cui al successivo comma 8, agli interessati e trasmesso al Ministero dello sviluppo economico e al Comitato biocarburanti con apposita relazione.»

o. L’art. 7, comma 5 è sostituito dal seguente: «Qua-lora, a seguito della verifica di cui al comma 2, un sog-getto obbligato disponga, per ciascuna quota d’obbligo (biocarburanti diversi da quelli avanzati, biometano avan-zato e altri biocarburanti avanzati diversi dal biometano) di un numero di certificati inferiore al 100% dei rispettivi obblighi ma superiore alla soglia di sanzionabilità indi-cata per ciascun anno nella tabella di cui all’Allegato 4 del presente decreto, può compensare la quota residua esclusivamente nell’anno successivo. Le sanzioni di cui al comma precedente si applicano in ogni caso qualora il soggetto obbligato abbia conseguito una quota dei propri obblighi inferiore alla suddetta soglia di sanzionabilità, per la parte mancante alla stessa. Tali sanzioni sono de-terminate separatamente per le diverse quote d’obbligo di cui al precedente comma 1.»

p. All’art. 7, in fondo al comma 6 sono aggiunte leseguenti parole «Il quantitativo di certificati rinviabili vie-ne determinato separatamente per le diverse quote d’ob-bligo di cui al precedente comma 1. I certificati relativi ai biocarburanti avanzati eccedenti le rispettive quote di ob-bligo avanzato (biometano avanzato e altri biocarburanti avanzati diversi dal biometano) possono essere utilizzati anche per assolvere l’obbligo di biocarburanti diversi da quelli avanzati. Qualora tali certificati eccedano l’obbli-go diverso da quello avanzato, possono essere rinviati all’anno successivo esclusivamente per coprire l’obbligo diverso da quello avanzato. Per i produttori di biometa-no la quota massima di certificati rinviabili è determinata sulla base dei CIC rilasciati per l’immesso in consumo nell’anno precedente a quello di verifica dell’assolvimen-to del corrispondente obbligo, applicando le percentuali riportate nell’allegato 4. Eventuali certificati eccedenti la quota massima di certificati rinviabili decadono e sono annullati;»

q. All’art. 8, comma 1, dopo la lettera f) aggiungere: « g) dell’andamento del mercato dei titoli di immissione in consumo relativi ai biocarburanti ivi incluso il biome-tano che rechi, tra l’altro, le informazioni dei volumi e dei prezzi di scambio dei predetti titoli. A tal fine il GSE può integrare gli obblighi informativi per i soggetti che partecipano al predetto sistema di mercato.»

r. All’art. 6, dopo il comma 5 è aggiunto il seguentecomma 5bis: «Oltre che nell’ambito del portale informa-tico del GSE di cui al precedente comma 5, i CIC sono altresì oggetto di contrattazione nell’ambito della sede di scambio organizzata dal Gestore dei mercati energetici, di cui all’art. 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (GME), le cui regole di funzionamento, predisposte dal GME, sono approvate con decreto del direttore generale della Direzione generale per la sicurezza dell’approvvi-gionamento e le infrastrutture energetiche (DGSAIE) del Ministero dello sviluppo economico.

s. Nell’allegato 1, per il biogas, sono aggiunti il va-lore della massa volumica a 15° C pari a 0,000679 kg/dm3 e il valore del potere calorifico inferiore pari a 0.034 MJ/dm3.

t. L’Allegato 3 è sostituito dall’Allegato 1, parte 2 -bis al decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, secondo le definizioni riportate nel medesimo decreto legislativo come modificato dal decreto legislativo 21 marzo 2017, n. 51 e qui riportato al solo fine di rappresentazione sinte-tica nell’Allegato 3. Inoltre, si indica che rispondono alladefinizione di colture energetiche erbacee di copertura,indicate alla lettera r) di tale allegato, le seguenti colture,sia coltivate in purezza o in miscuglio tra loro, a condi-zione che siano inserite nelle rotazioni come precedenti lecolture principali e ad esse successive:

Favino (Vicia faba minor); Erba medica (Medicago sativa L.); Facelia (Phacelia spp.); Loiessa (Lolium spp.); Rapa invernale (Brassica rapa L.); Senape abissina (Brassica carinata L.); Sorgo (Sorghum spp.); Tabacco (Nicotiana tabacum L.);

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Trifoglio (Trifolium spp) ; Triticale (Triticum secalotriticum); Sulla (Hedysarum coronarium L.); Veccia (Vicia sativa L.).

Art. 12.

Partecipazione a quanto previsto dall’art. 6 di impianti di produzione di biometano ubicati in altri Stati membri

1. Gli impianti ubicati sul territorio di altri Stati membri dell’Unione europea e di altri Stati terzi confinanti conl’Italia, con i quali la UE ha stipulato un accordo di libero scambio, che esportano fisicamente la loro produzione di biometano in Italia possono partecipare a quanto previsto dal presente decreto, alle condizioni e secondo le modalità indicate nel presente articolo.

2. Sono ammessi gli impianti di cui al comma 1 a condizione che: a) esista un accordo con lo Stato membro o con lo Stato terzo confinante in cui è ubicato l’impianto, redatto ai

sensi degli articoli da 5 a 10 o dell’art. 11 della direttiva 2009/28/CE; b) l’accordo stabilisca un sistema di reciprocità; c) gli impianti posseggano tutti i requisiti soggettivi e oggettivi richiesti dal presente decreto agli impianti

ubicati sul territorio nazionale. 3. La quantità massima di biometano ritirabile per gli impianti di cui al comma 1 (QUE), è calcolata sulla base

della seguente formula:

Dove: Q TOT anno : è la quantità totale di producibilità di biometano, come indicata all’art. 1, comma 10; G imp SMn: è la quantità di gas naturale totale prodotta e importata in Italia dallo Stato Membro n; %FER BiomT SMn: è la percentuale di biometano da fonti rinnovabili rispetto al consumo di gas naturale nel

settore dei trasporti dello Stato membro n certificata da Eurostat per l’ultimo anno disponibile; G tot consumata ITA: rappresenta il totale dei consumi di gas naturale nei trasporti in Italia. 4. Entro il 1° dicembre di ogni anno, a valere per l’anno successivo, il GSE verifica la sussistenza delle condizioni

di cui al comma 2, lettere a) e b) e c) e in caso positivo provvede al ritiro dei quantitativi previsti nel limite del valore QUE di cui al comma 3 e fino al raggiungimento delle rispettive quantità massime ammissibili indicate all’art. 6, comma 1.

5. Quanto previsto dai commi da 1 a 4 non si applica nei casi di cui al comma 8 dell’art. 6.

Art. 13.

Partecipazione al meccanismo incentivante di cui all’art. 7 di impianti di produzionedi biocarburante avanzato diverso dal biometano ubicati in altri Stati membri

1. Gli impianti ubicati sul territorio di altri Stati membri dell’Unione europea e di altri Stati terzi confinanti conl’Italia, con i quali la UE ha stipulato un accordo di libero scambio, che esportano fisicamente la loro produzione di biocarburante avanzato diverso dal biometano in Italia possono partecipare a quanto previsto dal presente decreto, alle condizioni e secondo le modalità indicate nel presente articolo.

2. Sono ammessi gli impianti di cui al comma 1 a condizione che: a) esista un accordo con lo Stato membro o con lo Stato terzo confinante in cui è ubicato l’impianto, redatto ai

sensi degli articoli da 5 a 10 o dell’art. 11 della direttiva 2009/28/CE; b) l’accordo stabilisca un sistema di reciprocità; c) gli impianti posseggano tutti i requisiti soggettivi e oggettivi richiesti dal presente decreto agli impianti

ubicati sul territorio nazionale.

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3. La quantità massima di biocarburante avanzato diverso dal biometano ritirabile per gli impianti di cui al com-ma 1 (QUE), è calcolata sulla base della seguente formula:

Dove: Q TOT anno : è la quantità totale di biocarburante avanzato diverso dal biometano ritirabile, stabilita in 100 mila

tonnellate; G imp SMn: è la quantità totale di biocarburante avanzato diverso dal biometano importata in Italia dallo Stato

Membro n; %FER BiomT SMn: è la percentuale di biocarburante avanzato diverso dal biometano destinato al settore dei

trasporti dello Stato membro n certificata da Eurostat per l’ultimo anno disponibile; B tot consumata ITA: rappresenta la somma del valore di Xb e di Yg di cui all’art. 3, comma 3, del decreto del

Ministro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014. 4. Entro il 1° dicembre di ogni anno, a valere per l’anno successivo, il GSE verifica la sussistenza delle condizioni

di cui al comma 2, lettere a) e b) e c) e in caso positivo provvede al ritiro dei quantitativi previsti nel limite del valore QUE di cui al comma 3 e fino al raggiungimento delle rispettive quantità massime ammissibili indicate all’art. 7, comma 1.

5. Quanto previsto dai commi da 1 a 4 non si applica nei casi di cui al comma 6 dell’art. 7.

Art. 14. Disposizioni finali, entrata in vigore

1. Fatto salvo quanto previsto all’art. 6, comma 10, e all’art. 1, comma 8, gli incentivi di cui al presente decretonon sono cumulabili con altri incentivi pubblici comunque denominati.

2. Sono fatti salvi i diritti acquisiti e gli effetti dispiegati, ivi incluse le determinazioni assunte dall’Autorità inattuazione del decreto 5 dicembre 2013, compatibili con il presente decreto.

3. Il presente provvedimento entra in vigore il giorno successivo a quello di pubblicazione nella Gazzetta Uffi-ciale della Repubblica italiana.

Roma, 2 marzo 2018

Il Ministro dello sviluppo economico CALENDA

Il Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare GALLETTI

Il Sottosegretario di Stato alle politiche agricole alimentari e forestali CASTIGLIONE

ALLEGATO 1

PARTE A. Sottoprodotti ai fini del presente decreto:

sottoprodotti elencati nella tabella 1.A del decreto del Ministro dello sviluppo economico 23 giugno 2016.

PARTE B. Materie ai fini delle maggiorazioni di cui al comma 5 dell’art. 5 del presente decreto:

materie elencate nella parte A e nella parte B dell’Allegato 3 del decreto del Ministro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014 e successive modificazioni.

PARTE C. Materie ai fini dell’accesso ai meccanismi di cui agli articoli 6 e 7 del presente decreto:

materie elencate nella parte A dell’Allegato 3 del decreto del Ministro dello sviluppo economico 10 ottobre 2014 e successive modificazioni.

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ALLEGATO 2

SEZIONE A Determinazione del numero dei CIC spettanti al produttore di

biometano

SEZIONE B Determinazione della

maggiorazione prevista da articolo 6, commi 11 e 12

Tipologia impianto

L'impianto di produzione del biometano è alimentato: Gcal/CIC

I certificati vengono

rilasciati su una quota

percentuale del quantitativo di

biometano immesso in

consumo nei trasporti:

Determinazione Durata

nuovo

esclusivamente da biomasse di cui all’art. 5, comma 5 5 100%

20% del numero CIC spettanti

non comprensivi di maggiorazioni

fino al raggiungimento

del 70% del valore del costo di realizzazione dell’impianto di distribuzione di gas naturale e comunque al

massimo entro un valore di 600 mila euro 1

e fino al

raggiungimento del 70% del

valore del costo di realizzazione dell’impianto di liquefazione e comunque al

massimo entro un valore di 1,2

milioni di euro2

da biomasse di cui all’art. 5, comma 5 in codigestione con altre materie di origine biologica, queste ultime in percentuale inferiore o uguale al 30 % in peso

5 70%

10 30%

da altre biomasse, ovvero da biomasse di cui all’art. 5, comma 5 in codigestione con altre materie di origine biologica, queste ultime in percentuale superiore al 30 % in peso

10 100%

riconvertito

esclusivamente da biomasse di cui all’art. 5, comma 5 5 100%

da biomasse di cui all’art. 5, comma 5 in codigestione con altre materie di origine biologica, queste ultime in percentuale inferiore o uguale al 30 % in peso

5 70%

10 30%

da altre biomasse, ovvero da biomasse di cui all’art. 5, comma 5 in codigestione con altre materie di origine biologica, queste ultime in percentuale superiore al 30 % in peso

10 100%

1 e 2 Il periodo di riconoscimento di questa maggiorazione non potrà superare la data di scadenza dell’incentivazione.

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ALLEGATO 3

PARTE A: MATERIE PRIME E CARBURANTI CHE DANNO ORIGINE A BIOCARBURANTI CONTABILIZZABILI COME AVANZATI. a) Alghe, se coltivate su terra in stagni o fotobioreattori. b) Frazione di biomassa corrispondente ai rifiuti urbani non differenziati, ma non ai rifiuti domestici non separati soggetti agli obiettivi di

riciclaggio di cui all’art. 181 e allegato E del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152. c) Rifiuto organico come definito all’art. 183, comma 1 lettera d) , proveniente dalla raccolta domestica e soggetto alla raccolta differenziata di

cui all’art. 183, comma 1, lettera p) , del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152. d) Frazione della biomassa corrispondente ai rifiuti industriali non idonei all’uso nella catena alimentare umana o animale, incluso materiale

proveniente dal commercio al dettaglio e all’ingrosso e dall’industria agroalimentare, della pesca e dell’acquacoltura, ed escluse le materie prime elencate nella parte B del presente allegato.

e) Paglia. f) Concime animale e fanghi di depurazione. g) Effluente da oleifici che trattano olio di palma e fasci di frutti di palma vuoti. h) Pece di tallolio. i) Glicerina grezza. l) Bagasse. m) Vinacce e fecce di vino. n) Gusci. o) Pule. p) Tutoli ripuliti dei semi di mais. q) Frazione della biomassa corrispondente ai rifiuti e ai residui dell’attività e dell’industria forestale quali corteccia, rami, prodotti di dirada-

menti precommerciali, foglie, aghi, chiome, segatura, schegge, liscivio nero, liquame marrone, fanghi di fibre, lignina e tallolio. r) Altre materie cellulosiche di origine non alimentare definite all’art. 2, comma 1, lettera q -quinquies ). s) Altre materie ligno-cellulosiche definite all’art. 2, comma 1, lettera q -quater ), eccetto tronchi per sega e per impiallacciatura. t) Carburanti per autotrazione rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica. u) Cattura e utilizzo del carbonio a fini di trasporto, se la fonte energetica è rinnovabile in conformità dell’art. 2, comma 1, lettera a) . v) Batteri, se la fonte energetica è rinnovabile in conformità dell’art. 2, comma 1, lettera a) .

PARTE B: MATERIE PRIME E CARBURANTI CHE NON DANNO ORIGINE A BIOCARBURANTI CONTABILIZZABILI COME AVANZATI. a) Olio da cucina usato. b) Grassi animali classificati di categorie 1 e 2 in conformità del regolamento (CE) n. 1069/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio.

ALLEGATO 4

Soglia di sanzionabilità e quota massima dei certificati rinviabili Anno di immissione in

consumo

dei biocarburanti diversi da

avanzati, del biometano

avanzato e degli altri

biocarburanti avanzati diversi

dal biometano

Anno di verifica degli

obblighi

Soglia di

sanzionabilità per singolo

obbligo

Quota massima certificati

rinviabili all’anno

successivo per singolo

obbligo

2014 2015 75% 25%

2015 2016

2016 2017

2017 2018 80% 20%

2018 2019

Dal 2019 in poi Dal 2020 in poi 95% 5%

18A01821

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.03.QUADERNI DELLE AGROENERGIE

ISBN 978-88-908902-2-2




per la produzione i nuovi incentivi per la produzione di ... · gli scenari per la produzione di...

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