Decree of 19 June 2024 on Incentives for innovative renewable source plants or those with high generation costs that present innovative characteristics and reduced impact on the environment and the territory

Art. 1 (Finalità e ambito di applicazione) 1. Il presente decreto ha la finalità di sostenere la produzione di energia elettrica di impianti a fonti rinnovabili innovativi o con costi di generazione elevati, attraverso la definizione di incentivi che ne stimolino la competitività e consentano loro di contribuire al raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione al 2030. 2. Per il perseguimento delle finalità di cui al comma 1, il presente decreto stabilisce le modalità e le condizioni in base alle quali gli impianti alimentati da biogas e biomasse, solari termodinamici, geotermoelettrici, eolici off-shore, fotovoltaici floating sia off-shore che su acque interne e gli impianti alimentati da energia mareomotrice, del moto ondoso e altre forme di energia marina, che presentino caratteristiche di innovazione e ridotto impatto sull’ambiente e sul territorio, possono accedere agli incentivi. 3. Il presente decreto cessa di applicarsi il 31 dicembre 2028.

Art. 2 (Definizioni) 1. Ai fini del presente decreto si applicano le definizioni di cui all’articolo 2 del decreto legislativo n. 199 del 2021, nonché le seguenti definizioni: a) “impianto alimentato da fonti rinnovabili”: insieme delle opere e delle apparecchiature, funzionalmente interconnesse, destinato alla conversione dell’energia rinnovabile in energia elettrica che comprende in particolare: i. le opere, compresi eventuali edifici e i macchinari che consentono l’utilizzo diretto oppure il trattamento della fonte rinnovabile e il suo successivo utilizzo per la produzione di energia elettrica; ii. i gruppi di generazione dell’energia elettrica, i servizi ausiliari di impianto, i trasformatori posti a monte del o dei punti di connessione alla rete elettrica, nonché i misuratori dell’energia elettrica funzionali alla quantificazione degli incentivi; b) “nuovo impianto”: impianto realizzato utilizzando componenti nuovi o rigenerati, in un sito sul quale, prima dell’avvio dei lavori di costruzione, non era presente, da almeno cinque anni, un altro impianto, o le principali parti di esso, alimentato dalla stessa fonte rinnovabile; 11 c) “produzione netta di un impianto, espressa in MWh”: è la somma delle quantità di energia elettrica prodotte da tutti i gruppi generatori dell’impianto, misurate ai morsetti di macchina, diminuita dell’energia elettrica assorbita dai servizi ausiliari di centrale, delle perdite nei trasformatori principali e delle perdite di linea fino al punto di consegna dell’energia alla rete elettrica; d) “data di entrata in esercizio di un impianto”: data in cui, al termine dell’intervento di realizzazione delle opere funzionali all’esercizio dell’impianto, si effettua il primo funzionamento dell’impianto in parallelo con il sistema elettrico, così come risultante dal sistema Gestione delle Anagrafiche Uniche Degli Impianti di produzione istituito con delibera di ARERA ARG/elt 124/10 (nel seguito: GAUDÌ); e) “data di entrata in esercizio commerciale di un impianto”: data, comunicata dal produttore al GSE, a decorrere dalla quale ha inizio il periodo di incentivazione; f) “periodo di avviamento e collaudo di un impianto”: periodo intercorrente tra la data di entrata in esercizio e la data di entrata in esercizio commerciale; g) “potenza nominale di un impianto”: somma, espressa in MW, delle potenze elettriche nominali degli alternatori (ovvero, ove non presenti, dei generatori) che appartengono all’impianto stesso, ove la potenza nominale di un alternatore è determinata moltiplicando la potenza apparente nominale, espressa in MVA, per il fattore di potenza nominale riportati sui dati di targa dell’alternatore medesimo, in conformità alla norma CEI EN 60034; vale, inoltre, la seguente eccezione: 1. per gli impianti eolici, di potenza nominale superiore a 0,5 MW, la potenza è la somma delle potenze nominali dei singoli aerogeneratori che compongono l’impianto, come definite ai sensi della normativa CEI EN 61400; 2. per gli impianti solari termodinamici in assetto ibrido con frazione di integrazione superiore al 35% si assume una potenza convenzionale, espressa in kW, calcolata sulla base della seguente formula: Pn= mq * 0,1 dove mq è la superficie captante dell’impianto espressa in metri quadrati, come definita al paragrafo 1.1.9 dell’allegato 2 al DM 23 giugno 2016. 3. per gli impianti fotovoltaici la potenza nominale è determinata dal minor valore tra la somma delle singole potenze nominali di ciascun modulo fotovoltaico facente parte del medesimo impianto, misurate alle condizioni STC (Standard Test Condition) e la potenza nominale del gruppo di conversione cc/aa, come definite dalle pertinenti norme del Comitato elettrotecnico italiano (CEI), espressa in kW; h) “tariffa di riferimento”: tariffa di riferimento posta a base d’asta nelle procedure competitive di cui al presente decreto; i) “tariffa spettante”: è la tariffa effettivamente attribuita all’impianto, calcolata applicando alla tariffa di riferimento, le decurtazioni derivanti dall’offerta di riduzione al ribasso, nonché le altre eventuali riduzioni di cui di cui all’articolo 7 e all’articolo 12; l) “impianto floating”: impianto realizzato su piattaforme galleggianti ancorate al fondale tramite sistemi di cavi, senza ricorso a fondazioni fisse; 12 m) “rifacimento”: è l’intervento, diverso dalla manutenzione ordinaria, che include sostituzioni, ricostruzioni e lavori di miglioramento di varia entità e natura, da effettuare su alcuni dei principali macchinari ed opere costituenti l’impianto, realizzato ai fini del mantenimento in piena efficienza produttiva dell’impianto secondo le modalità e alle condizioni indicate nell’allegato 2 del DM 6 luglio 2012.

Art. 3 (Requisiti per la partecipazione alle procedure competitive e l’accesso agli incentivi) 1. Possono accedere alle procedure competitive di cui al presente decreto, gli impianti a fonti rinnovabili che rispettano i seguenti requisiti: a) possesso di titolo abilitativo alla costruzione e all’esercizio dell’impianto; b) preventivo di connessione alla rete elettrica accettato in via definitiva; c) rispetto dei requisiti minimi ambientali e prestazionali di cui all’allegato 2; d) rispetto dei seguenti requisiti dimensionali e costruttivi: 1) impianti a biogas: potenza nominale non superiore a 300 kW elettrici; 2) impianti a biomasse: potenza nominale non superiore a 1000 kW elettrici; 3) impianti solari termodinamici; 4) impianti eolici off-shore: impianti eolici off-shore floating, ovvero, impianti eolici off- shore su fondazioni fisse con distanza minima dalla costa pari a 12 miglia nautiche; 5) impianti fotovoltaici off-shore floating e impianti fotovoltaici floating su acque interne. 2. Su richiesta del produttore, in luogo della documentazione di cui al comma 1, lettere a) è possibile accedere alle procedure competitive presentando il provvedimento favorevole di valutazione di impatto ambientale, ove previsto. 3. Non è consentito l’accesso agli incentivi di cui al presente decreto: a) alle imprese in difficoltà secondo la definizione riportata nella Comunicazione della Commissione Orientamenti sugli aiuti di Stato per il salvataggio e la ristrutturazione di imprese non finanziarie in difficoltà, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale dell’Unione europea C 249 del 31 luglio 2014; b) ai soggetti richiedenti per i quali ricorre una delle cause di esclusione di cui agli articoli da 94 a 98 del decreto legislativo 31 marzo 2023, n. 36; c) ai soggetti richiedenti che siano assoggettati alle cause di divieto, decadenza o sospensione di cui all’articolo 67 del decreto legislativo 6 settembre 2011, n. 159; d) alle imprese nei confronti delle quali pende un ordine di recupero per effetto di una precedente decisione della Commissione Europea che abbia dichiarato gli incentivi percepiti illegali e incompatibili con il mercato interno. 4. Non è consentito l’accesso agli incentivi di cui al presente decreto agli impianti che hanno iniziato i lavori di realizzazione prima della pubblicazione della graduatoria di cui all’articolo 5 comma 3. Ai fini del presente decreto e conformemente alla comunicazione della Commissione europea 2022/C 80/01, gli interventi di cui al presente decreto si intendono avviati al momento dell’assunzione della prima obbligazione che rende un investimento irreversibile, quale, a titolo esemplificativo, quella relativa all’ordine delle attrezzature ovvero all’avvio dei lavori di costruzione. L'acquisto di terreni e le opere propedeutiche, quali l'ottenimento di permessi e lo svolgimento di studi preliminari di fattibilità, non sono da considerarsi come avvio dei lavori. 13 5. I soggetti che hanno avuto accesso agli incentivi di cui al presente decreto possono rinunciarvi prima del termine del periodo di diritto; in tal caso, i predetti soggetti sono tenuti alla restituzione degli incentivi netti fruiti fino al momento di esercizio dell’opzione. Il diritto all’esercizio di tale opzione è condizionato alla verifica da parte del GSE dell’avvenuta restituzione.

Art. 4 (Procedure per l’accesso agli incentivi) 1. L’accesso agli incentivi di cui al presente decreto avviene attraverso la partecipazione a procedure pubbliche competitive, bandite dal GSE nel quinquennio 2024-2028, in cui vengono messi a disposizione, periodicamente, contingenti di potenza. 2. Le procedure competitive si svolgono in forma telematica nel rispetto dei principi di trasparenza, pubblicità, tutela della concorrenza e secondo modalità non discriminatorie. 3. Ai fini dell’accesso alle procedure competitive, gli impianti devono possedere i requisiti prestazionali e di tutela ambientale di cui all’Allegato 2 e i soggetti richiedenti devono offrire, nell’istanza di partecipazione, una riduzione percentuale sulla tariffa di riferimento, comunque non inferiore al 2%. Tale obbligo di offerta di riduzione non si applica agli impianti di potenza fino a 300 kW. 4. Per le procedure svolte nel 2024, le tariffe di riferimento poste a base d’asta sono quelle indicate all’Allegato 1. Per gli anni successivi, le tariffe poste a base d’asta sono quelle di cui all’Allegato 1, ridotte del 3% all’anno. Per gli impianti di potenza fino a 300 kW, tale riduzione si applica a decorrere dal 2026. 5. I contingenti di potenza complessivamente resi disponibili nelle procedure competitive sono individuati nella tabella 1. Contingenti Potenza totali disponibili Procedura Tipologia di impianto Categoria [kW] 2024-2028 (MW) Biogas Nuovi impianti P≤300 150 Procedure tipo A Biomasse Nuovi impianti P≤1.000 Solare termodinamico Procedure tipo B Nuovi impianti P≤300 5 piccola taglia Solare termodinamico Procedure tipo B-1 Nuovi impianti P>300 75 media/grande taglia Geotermico tradizionale con Procedure tipo C Nuovi impianti Tutte le potenze 100 innovazioni Procedure tipo C-1 Geotermico a emissioni nulle Nuovi impianti Tutte le potenze 60 Procedure di Tipo Fotovoltaico floating su acque Nuovi impianti Tutte le potenze 50 D interne Fotovoltaico off-shore floating Nuovi impianti Tutte le potenze Procedure tipo E Energia mareomotrice, del 200 moto ondoso e altre forme di Nuovi impianti Tutte le potenze energia marina 14 Procedure tipo E-1 Eolico off-shore Nuovi impianti Tutte le potenze 3.800 Geotermico tradizionale con Procedure tipo F Rifacimento Tutte le potenze 150 innovazioni Tabella 1 6. Nell’ambito di ciascuna procedura di cui al presente articolo è previsto un periodo di sessanta giorni per la presentazione della domanda di accesso agli incentivi. Le graduatorie sono pubblicate entro i successivi novanta giorni. 7. Le date di svolgimento delle procedure nelle quali sono messi a disposizione i contingenti di cui alla Tabella 1 sono definite nelle regole operative di cui all’articolo 10, garantendo comunque almeno una procedura l’anno per quella di tipo A, e almeno tre procedure sull’intero periodo per quelle di tipo B, B-1, C, C-1, D, E, E-1 e F.

Art. 5 (Criteri di selezione dei progetti e ammissione agli incentivi) 1. Le istanze di partecipazione alle procedure per l’accesso agli incentivi sono inviate al GSE tramite il sito www.gse.it, allegando: a) l’offerta di riduzione della tariffa di riferimento; b) la documentazione richiesta per la verifica del rispetto dei requisiti di cui all’articolo 3, secondo modelli definiti nelle regole operative di cui all’articolo 10. 2. Il GSE, ricevuta la documentazione di cui al precedente comma: a) verifica, prima della chiusura della procedura, la completezza dell’istanza di partecipazione, dandone comunicazione degli esiti al soggetto istante; b) esamina, successivamente alla chiusura della procedura, la documentazione trasmessa e, nel termine di pubblicazione della graduatoria, conclude la verifica del rispetto dei requisiti necessari per l’ammissione agli incentivi. 3. In esito ad ogni procedura, il GSE, nei limiti dei contingenti disponibili, forma una graduatoria che tiene conto del ribasso percentualmente offerto rispetto alla tariffa di riferimento. L’inserimento in posizione utile nelle graduatorie costituisce impegno al riconoscimento della tariffa spettante. 4. Nel caso in cui le istanze di partecipazione, complessivamente considerate, comportino il superamento del contingente messo a disposizione per la singola procedura, il GSE applica, a parità di ribasso percentuale offerto, i seguenti ulteriori criteri di priorità: a) impianti realizzati nelle aree identificate come idonee in attuazione dell’articolo 20 e 23 del decreto legislativo n. 199 del 2021; b) anteriorità della data ultima di completamento della domanda di partecipazione alla procedura. 5. Il GSE pubblica sul proprio sito internet le graduatorie degli impianti selezionati, formate secondo i criteri di cui ai precedenti commi, dando evidenza dei criteri di priorità eventualmente applicati. 15

Art. 6 (Valutazione accelerata dei progetti di grandi dimensioni) 1. Per gli impianti di potenza superiore a 10 MW, il proponente può avvalersi della procedura accelerata di valutazione dei progetti indicata ai successivi commi. Tale limite non si applica agli impianti nella titolarità delle amministrazioni locali, previsti e finanziati nell’ambito delle misure sperimentali e innovative del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza. 2. A seguito di specifica richiesta del proponente, da inoltrare congiuntamente alla domanda di autorizzazione unica, il GSE esamina il progetto per via telematica parallelamente allo svolgimento del procedimento di autorizzazione unica di cui all’articolo 5 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28. 3. Entro trenta giorni dalla data di rilascio del provvedimento di autorizzazione, il GSE rilascia al proponente una qualifica di idoneità alla richiesta di incentivi. 4. Gli impianti dotati dell’idoneità di cui al comma 3, che presentano domanda di accesso alla prima procedura utile bandita ai sensi del presente decreto, sono tenuti ad inviare al GSE esclusivamente l’offerta al ribasso di cui all’articolo 5, comma 1, lettera a). 5. Il GSE può stipulare accordi con le Amministrazioni competenti al rilascio dell’autorizzazione unica, al fine di favorire lo scambio di documenti e un’analisi efficiente dei progetti, da effettuare anche ricorrendo al portale unico digitale di cui all’articolo 19 del decreto legislativo n. 199 del 2021.

Art. 7 (Tempi massimi per la realizzazione degli interventi) 1. Gli impianti risultati in posizione utile nelle relative graduatorie entrano in esercizio nei tempi massimi indicati nella Tabella 2. I predetti termini sono da considerare al netto dei tempi di fermo nella realizzazione dell'impianto e delle opere connesse, derivanti da cause di forza maggiore. Categorie di Tipologie di impianto Mesi intervento Biogas Nuovi impianti 31 Biomasse Nuovi impianti 31 Geotermico tradizionale con Nuovi impianti 51 innovazioni Geotermico tradizionale con Rifacimenti 36 innovazioni Geotermico a emissioni nulle Nuovi impianti 60 Fotovoltaico floating su acque Nuovi impianti 36 interne Eolico off-shore Nuovi impianti 60 Fotovoltaico off-shore floating Nuovi impianti 43 Energia mareomotrice, del moto ondoso e altre forme di energia Nuovi impianti 36 marina Solare Termodinamico Nuovi Impianti 55 Per impianti nella titolarità della PA i termini sono incrementati di 6 mesi Tabella 2 16 2. Il mancato rispetto dei termini di cui al comma 1 comporta l'applicazione di una decurtazione della tariffa spettante dello 0,5% per ogni mese di ritardo, nel limite massimo di nove mesi. 3. Nel caso in cui non sia rispettato l’ulteriore termine di cui al comma 2, il GSE dichiara la decadenza dagli incentivi e, qualora l’impianto venga successivamente riammesso a meccanismi di incentivazione tariffaria, applica a tale impianto una riduzione del 20% della tariffa di riferimento vigente. 4. Le disposizioni di cui al comma 3 non si applicano qualora, entro dodici mesi dalla data di pubblicazione della graduatoria, il soggetto richiedente comunichi al GSE la rinuncia alla realizzazione dell’intervento.

Art. 8 (Comunicazione di entrata in esercizio degli impianti) 1. I soggetti titolari comunicano al GSE la data di entrata in esercizio degli impianti entro i trenta giorni successivi all’avvio dell’esercizio stesso. La mancata comunicazione entro tale termine comporta la perdita del diritto al riconoscimento della tariffa spettante per il periodo intercorrente tra la data di entrata in esercizio dell’impianto e il primo giorno del mese successivo alla data della comunicazione tardiva. 2. Successivamente all’entrata in esercizio, il soggetto titolare ha facoltà di svolgere una fase di avviamento e collaudo, secondo tempi massimi e modalità dettagliati nelle regole operative, al termine della quale comunica al GSE la data di entrata in esercizio commerciale. 3. Il GSE, entro l’ultimo giorno del terzo mese successivo alla comunicazione di cui al comma 2, provvede ad erogare gli incentivi con le modalità di cui all’articolo 9.

Art. 9 (Modalità di erogazione delle tariffe incentivanti) 1. Il GSE, a decorrere dalla data di entrata in esercizio commerciale, eroga gli incentivi secondo le seguenti modalità: a) per gli impianti di potenza non superiore a 300 kW, il GSE provvede direttamente al ritiro e alla vendita dell’energia elettrica, erogando, sulla produzione netta immessa in rete, la tariffa spettante in forma di tariffa omnicomprensiva. I soggetti titolari possono richiedere, in alternativa, l’applicazione del regime di cui alla lettera b); b) per gli impianti di potenza superiore a 300 kW, l’energia elettrica prodotta resta nella disponibilità del produttore, che provvede autonomamente alla valorizzazione sul mercato. Il GSE calcola la differenza tra la tariffa spettante e il prezzo dell’energia elettrica zonale orario, e: 1) ove tale differenza sia positiva, eroga gli incentivi applicando una tariffa premio, pari alla predetta differenza, sulla produzione netta immessa in rete; 2) nel caso in cui tale differenza risulti negativa, conguaglia o provvede a richiedere al soggetto titolare gli importi corrispondenti. 2. La soglia di potenza di cui al comma 1, lettere a) e b) è ridotta a 200 kW a decorrere dal 1° gennaio 2026. 17 3. Il GSE eroga gli incentivi per un periodo pari alla vita utile convenzionale indicata all’Allegato 1, considerata al netto di eventuali fermate derivanti da cause di forza maggiore ovvero da fermate effettuate per la realizzazione di interventi di ammodernamento e potenziamento non incentivati. 4. L’erogazione degli incentivi è sospesa nelle ore in cui si registrano prezzi di mercato pari a zero, ovvero nelle ore in cui si registrano prezzi negativi, ove previsto nel regolamento del mercato elettrico italiano.

Art. 10 (Regole operative) 1. Entro trenta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, con decreto del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, sono approvate, su proposta del GSE, le regole operative per l’accesso agli incentivi di cui al presente decreto. 2. Le regole operative di cui al comma 1 disciplinano in particolare: a) i modelli per le istanze di partecipazione alle procedure di accesso agli incentivi, in modo tale che il soggetto istante sia informato in modo adeguato degli adempimenti e delle modalità di compilazione nonché delle conseguenze penali e amministrative derivanti dalle false dichiarazioni rese ai sensi degli articoli 46 e 47 del decreto del Presidente della Repubblica 28 dicembre 2000, n. 445; b) il calendario di dettaglio delle procedure da svolgere e le modalità con le quali viene automaticamente riallocata la potenza eventualmente non assegnata; c) gli schemi di avviso pubblico per ciascuna delle procedure previste in conformità al principio del “Do Not Significant Harm” (DNSH); d) i contratti-tipo da sottoscrivere da parte dei soggetti richiedenti ai fini del riconoscimento della tariffa incentivante; e) gli obblighi a carico dei soggetti beneficiari; f) le modalità e le tempistiche con le quali gli eventuali oneri di sbilanciamento per gli impianti di cui all’articolo 9, comma 1, lettera a), sono trasferiti a carico dei soggetti beneficiari; g) le tempistiche e le modalità con le quali il GSE provvede all’acquisizione delle misure elettriche, in attuazione dell’articolo 36 del decreto legislativo n. 199 del 2021, nonché le modalità con le quali provvede all’erogazione degli incentivi spettanti; h) le modalità con le quali si provvede alle verifiche e ai controlli e, in particolare, la certificazione volontaria EMAS prevista dal Regolamento CE 1221/2009 e Decisione UE 2018/833 della Commissione europea; i) la modalità con le quali, decorsi due anni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, la soglia di potenza per l’accesso alla procedura accelerata di cui all’articolo 6 può essere ridotta; j) gli oneri istruttori e gestionali a carico dei soggetti che richiedono l’accesso agli incentivi di cui al presente decreto, in conformità alle disposizioni di cui al DM 24 dicembre 2014; k) le modalità operative con le quali è verificato il rispetto della previsione di cui all’articolo 5, comma 5, lettera d), del decreto legislativo n. 199 del 2021, in materia di artato frazionamento delle iniziative. 3. Entro trenta giorni dalla data di entrata in vigore del decreto di cui al comma 1, il GSE pubblica il primo avviso pubblico sulla base del calendario delle procedure competitive di cui al comma 2, lettera b). 18

Art. 11 (Partecipazione alle procedure di asta di impianti ubicati in altri Stati Membri) 1. Gli impianti ubicati sul territorio di Stati membri dell’Unione europea o di Stati terzi confinanti con l’Italia e con i quali la UE ha stipulato un accordo di libero scambio, che esportano fisicamente la loro produzione in Italia, possono partecipare alle procedure di cui al presente decreto, alle condizioni e secondo le modalità indicate nel presente articolo. 2. Sono ammessi alle procedure 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 dell’articolo 16 di cui al decreto legislativo n. 199 del 2021; b) l’accordo stabilisca un sistema di reciprocità e le modalità con le quali è fornita prova dell’importazione fisica dell’elettricità rinnovabile; c) gli impianti posseggano tutti i requisiti soggettivi e oggettivi richiesti dal presente decreto agli impianti ubicati sul territorio nazionale, comprovati secondo modalità indicate dal GSE. 3. La potenza massima 𝑃𝑈𝐸 resa disponibile nelle procedure d’asta per gli impianti di cui al comma 1, è calcolata sulla base della seguente formula: 𝐸 𝑖𝑚𝑝 𝑆𝑀1 ∙ 𝐹𝐸𝑅 % 𝑆𝑀𝐼 + 𝐸𝑖𝑚𝑝 𝑆𝑀2 ∙ 𝐹𝐸𝑅 % 𝑆𝑀2 +. . . +𝐸𝑖𝑚𝑝 𝑆𝑀𝑛 ∙ 𝐹𝐸𝑅% 𝑆𝑀𝑛 𝑃𝑈𝐸 = 𝑃𝑇𝑂𝑇 𝑎𝑠𝑡𝑎 ∙ 𝐸𝑡𝑜𝑡 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑎𝑡𝑎 𝐼𝑇𝐴 Dove 𝑃𝑇𝑂𝑇 𝑎𝑠𝑡𝑎 : è la potenza totale messa ad asta in ciascun gruppo, come indicata all’articolo 4, comma 1; 𝐸𝑖𝑚𝑝 𝑆𝑀𝑛 : è l’energia totale importata dallo Stato membro n; 𝐹𝐸𝑅% 𝑆𝑀𝑛 : è la percentuale di energia da fonti rinnovabili presente nel mix dello Stato Membro n; 𝐸𝑡𝑜𝑡 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑎𝑡𝑎 𝐼𝑇𝐴 : rappresenta il totale dei consumi di energia elettrica in Italia. 4. Trenta giorni prima dell’indizione di ciascuna procedura d’asta, il GSE verifica la sussistenza delle condizioni di cui al comma 2, lettere a) e b), e in caso positivo: a) rende nota la potenza resa disponibile ai sensi del comma 3, facendo riferimento agli ultimi dati resi disponibili da EUROSTAT; b) inserisce le richieste di accesso agli incentivi provenienti dagli impianti di cui al comma 1 nelle graduatorie formate ai sensi dell’articolo 5, nel limite del valore 𝑃𝑈𝐸 secondo le modalità stabilite dal presente decreto.

Art. 12 (Cumulabilità di incentivi) 1. Gli incentivi di cui al presente decreto sono cumulabili esclusivamente con i meccanismi di aiuto rientranti fra le seguenti categorie: a) esclusivamente per impianti di nuova costruzione, contributi in conto capitale non eccedenti il 40 per cento del costo dell'investimento; b) fondi di garanzia e fondi di rotazione; c) agevolazioni fiscali nella forma di credito di imposta o di detassazione dal reddito di impresa degli investimenti in macchinari e apparecchiature. 19 2. Nei casi di cui al comma 1, la tariffa spettante è rimodulata secondo le modalità indicate nell’Allegato 1.

Art. 13 (Monitoraggio) 1. Il GSE svolge le attività di monitoraggio previste dall’articolo 48 del decreto legislativo n. 199 del 2021, dando evidenza degli effetti derivanti dall’attuazione del presente decreto, con particolare riguardo ai costi delle tecnologie e delle materie prime riscontrabili sul mercato. 2. Il GSE analizza altresì i dati dei costi di produzione delle diverse fonti e taglie di potenza, tenendo conto dei dati raccolti dagli impianti già in esercizio nonché delle eventuali variazioni dei costi delle materie prime e dei componenti registrati sul mercato nazionale ed europeo, anche a seguito dell’effetto di variazione dei tassi di inflazione. I predetti dati sono trasmessi annualmente al Ministero. 3. A seguito delle analisi di cui al comma 2, qualora risulti che il livello di aiuto previsto dal presente decreto sia, in tutto o in parte, non più necessario o non più sufficiente a garantire una concorrenza effettiva nelle procedure di gara e la loro efficacia, con decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica ai sensi degli articoli 6, comma 1, lettere f) e g) e 7, comma 1, lettera c) del decreto legislativo n. 199 del 2021, possono essere adeguati i contingenti di potenza resi complessivamente disponibili anche in funzione del tasso di realizzazione delle iniziative e possono essere adeguati i valori della tariffa di riferimento di cui all’Allegato 1, ad esempio attraverso l’aggiornamento esplicito di quest’ultima ai fenomeni inflattivi che intervengono tra la data di entrata in vigore del presente decreto e la data di pubblicazione dei singoli bandi. In aggiunta, con decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica ai sensi degli articoli 6, comma 1, lettere f) e g) e 7, comma 1, lettera c) del decreto legislativo n. 199 del 2021, i valori della tariffa spettante dei singoli beneficiari possono essere adeguati prevedendo l’aggiornamento esplicito di tale tariffa ai fenomeni inflattivi, in particolare nel caso in cui l’inflazione dovesse essere diversa dal 2% atteso, che intervengono tra la data di pubblicazione dei singoli bandi e la data di entrata in esercizio attesa dell’impianto. Tali eventuali modifiche si applicano nel rispetto dei principi di trasparenza, tutela della concorrenza e secondo modalità non discriminatorie e saranno operative decorsi sessanta giorni dall’adozione delle modifiche stesse e alle procedure bandite successivamente dalla loro adozione. 4. I beneficiari degli incentivi di cui al presente decreto sono tenuti a fornire tutti gli elementi richiesti ai fini dello svolgimento delle attività di valutazione e monitoraggio di cui ai precedenti commi, pena la sospensione dell’erogazione degli incentivi fino alla trasmissione completa dei dati richiesti.

Art. 14 (Piano di valutazione) 1. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, il Ministero individua, nel rispetto della normativa eurounitaria e nazionale in materia di contratti pubblici, un soggetto funzionalmente indipendente cui affidare la valutazione della misura secondo i criteri previsti dal Piano di valutazione approvato con decisione della Commissione europea C(2024) 3814 final del 4 giugno 2024. In particolare, il soggetto valutatore: a) è indipendente dal Ministero e dal GSE e non risulta in conflitto di interesse rispetto ai potenziali beneficiari della misura; 20 b) è dotato di rilevante esperienza nell’analisi economico/quantitativa anche con riferimento al settore dell’energia e dell’ambiente; c) è tenuto a perfezionare un piano di valutazione di dettaglio, redigere almeno una relazione di valutazione intermedia entro il 31 dicembre 2026 e una relazione di valutazione finale entro il 31 marzo 2028. Entro i medesimi termini, i predetti documenti sono tramessi al Ministero, che provvede a renderli pubblici sul proprio sito internet. 2. Il GSE raccoglie i dati richiesti per le valutazioni previste nel Piano di valutazione nell’ambito delle attività di monitoraggio di cui all’articolo 48 del decreto legislativo n. 199 del 2021 e li rende pubblici, anche ai fini delle attività di valutazione di cui al comma 1. 3. Gli eventuali costi correlati allo svolgimento delle attività di cui al comma 1 del presente articolo sono valutati da ARERA ed eventualmente posti a carico del gettito delle componenti tariffarie dell’energia elettrica.

Art. 15 (Disposizioni finali ed entrata in vigore) 1. L’ARERA definisce le modalità con le quali trovano copertura sulle componenti tariffarie dell’energia elettrica le risorse necessarie per l’erogazione degli incentivi di cui al presente decreto, assicurando l'equilibrio economico del bilancio del GSE. 2. Il presente decreto, di cui gli allegati sono parte integrante, è trasmesso ai competenti organi di controllo ed entra in vigore il giorno successivo a quello della sua pubblicazione sul sito istituzionale del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica www.mase.gov.it, e della sua adozione è data notizia mediante pubblicazione di avviso sulla Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana. IL MINISTRO DELL’AMBIENTE E DELLA SICUREZZA ENERGETICA Gilberto PICHETTO FRATIN GILBERTO PICHETTO FRATIN Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica MINISTRO Per il concerto 14.06.2024 18:12:33 GMT+01:00 IL MINISTRO DELL’AGRICOLTURA, DELLA SOVRANITÀ ALIMENTARE E DELLE FORESTE Francesco Lollobrigida MASAF 19.06.2024 08:00:49 GMT+01:00 21 Allegato 1 - tariffe di riferimento e vita utile convenzionale degli impianti Vita utile Potenza convenzionale Tariffa Fonte rinnovabile Tipologia degli impianti kW anni €/MWh Tradizionale con innovazioni Tutte le potenze 25 100 Geotermica A emissioni nulle Tutte le potenze 25 200 Eolica Off-shore Tutte le potenze 25 185 Off-shore floating Tutte le potenze 20 105 Fotovoltaica 1<P≤1000 20 90 floating su acque interne P>1.000 20 75 utilizzanti sottoprodotti e prodotti Biogas 1<P≤300 20 233 di cui alla tabella 1 utilizzanti sottoprodotti e prodotti 1<P≤300 20 246 Biomasse di cui alla tabella 2 300 <P≤1.000 20 185 Energia mareomotrice, del moto ondoso e altre forme di Tutte le potenze 20 180 energia marina 1<P≤300 25 300 Solare Termodinamico 300<P≤5.000 25 240 P>5000 25 200 Tabella 1.1 – Costi di Riferimento, vita utile convenzionale e tariffe di riferimento Per le finalità del presente decreto, il GSE effettua una ricognizione annuale dei costi di produzione delle tipologie di impianti ammissibili agli incentivi, in particolare di potenza inferiore a 1 MW. 1. Calcolo della riduzione tariffaria nei casi di cumulo (articolo 12, comma 1) Per gli impianti ai quali sia stato assegnato o riconosciuto un contributo in conto capitale, la tariffa spettante è calcolata applicando il fattore percentuale (1-F), dove F è un parametro che varia linearmente tra 0 (nessun contributo in conto capitale) e i seguenti valori riferiti al caso di contributo in conto capitale pari al 40% dell’investimento: a) 12% per gli impianti alimentati da biogas e biomasse; b) 26% per tutti gli altri impianti. 2. Calcolo della tariffa per gli interventi di rifacimento La tariffa spettante è ridotta applicando il coefficiente di gradazione (D), calcolato con le modalità di cui all’allegato 2 del DM 6 luglio 2012. 22 Allegato 2: Requisiti specifici per l’accesso agli incentivi La partecipazione alle procedure di cui al presente decreto e l’accesso agli incentivi sono subordinati al rispetto dei requisiti specifici di cui ai successivi paragrafi, resta fermo l’obbligo di rispetto delle prescrizioni della normativa tecnica in materia di qualità e sicurezza. 1. Impianti a biogas Per gli impianti alimentati a biogas la partecipazione alle procedure è subordinata al rispetto di tutti i seguenti requisiti: a) le vasche del digestato degli impianti, di volume pari alla produzione di almeno trenta giorni, come specificato nell’ambito del pertinente titolo autorizzativo, sono dotate di copertura a tenuta di gas e di sistemi di recupero del gas da reimpiegare per produzione elettrica o biometano; b) l’energia termica prodotta è recuperata ed è prioritariamente autoconsumata in sito, a servizio dei processi aziendali, oppure immessa in un sistema di teleriscaldamento efficiente; c) gli impianti utilizzano in misura pari almeno all’80% sottoprodotti di cui alla Tabella 1, Parte A, allegata al presente decreto e per l’eventuale quota residua prodotti di cui alla Tabella 1, Parte B; d) prodotti e sottoprodotti utilizzati, derivano per almeno il 51% dal ciclo produttivo delle aziende agricole che realizzano l’impianto di produzione elettrica. 2. Impianti a biomassa Per gli impianti alimentati a biomassa, la partecipazione alle procedure di cui al presente decreto e l’accesso agli incentivi sono subordinati al rispetto delle seguenti caratteristiche: a) l’energia termica prodotta è recuperata ed è prioritariamente autoconsumata in sito, a servizio dei processi aziendali, oppure immessa in un sistema di teleriscaldamento efficiente, ed è garantito il rispetto del limite di emissione per le polveri pari a 50 mg/Nm3 (tenore di ossigeno del 6%); b) gli impianti utilizzano sottoprodotti di cui alla Tabella 2, Parte A, allegata al presente decreto per almeno l’80% e per l’eventuale quota residua prodotti di cui alla Tabella 2, Parte B, in entrambi i casi in assenza di trasformazione in pellet; c) i sottoprodotti di cui alla Tabella 2, Parte A, nonché i prodotti di cui alla Tabella 2, Parte B, sono approvvigionati dalle aziende realizzatrici degli impianti con accordi che identificano le aree geografiche e i siti di provenienza dei medesimi prodotti e sottoprodotti; d) i sottoprodotti e i prodotti impiegati garantiscono, rispetto al combustibile fossile di riferimento, un risparmio emissivo di gas a effetto serra pari almeno al 70% come deducibile dai valori standard applicabili per la produzione di energia elettrica di cui all’Allegato VII, Parte A1, del decreto legislativo n. 199 del 2021, prendendo come parametro di riferimento la distanza geografica in linea d’aria tra l’impianto e i siti di provenienza; per i sottoprodotti e i prodotti non espressamente indicati nel citato Allegato VII, il suindicato risparmio emissivo di gas a effetto serra si intende rispettato quando la predetta distanza geografica è inferiore a 500 km. 23 3. Impianti geotermoelettrici tradizionali con innovazioni 1. Accedono agli incentivi di cui al presente decreto gli impianti geotermoelettrici tradizionali che rispettano le seguenti prescrizioni minime: a) per i valori di uscita all’impianto Abbattimento Mercurio e Idrogeno Solforato (AMIS), rispetto dei valori limite di emissione di H2S e Hg indicati nell’allegato B alla legge regionale Toscana 5 febbraio 2019, n. 7, per le emissioni all’uscita dalla centrale i limiti sono pari al 70% di quelli indicati nel citato Allegato B; b) abbattimento delle emissioni di NH3 pari almeno al 75% rispetto al contenuto di NH3 del fluido in ingresso alla centrale; c) rispetto dei requisiti minimi di esercizio così come definiti dall’allegato A alla legge regionale Toscana 5 febbraio 2019, n. 7. 2. Per gli interventi di rifacimento, ai fini dell’applicazione dell’allegato 2 del DM 6 luglio 2012, si assume un costo medio di riferimento per impianti a nuovo pari a 4.600 €/kW. 4. Impianti geotermoelettrici a emissioni nulle 1. Accedono agli incentivi di cui al presente decreto gli impianti geotermoelettrici a emissioni nulle che rispettano i criteri di reiniezione totale del fluido geotermico nelle stesse formazioni di provenienza, e comunque emissioni di processo nulle, come previsto dal decreto legislativo 11 febbraio 2010, n. 22. 5. Impianti solari termodinamici 1. Accedono agli incentivi di cui al presente decreto gli impianti solari termodinamici anche ibridi che rispettano i seguenti requisiti: a) sono dotati di sistema di accumulo termico con capacità nominale di accumulo non inferiore a: 1,5 kWh termici per ogni metro quadrato di superficie captante qualora la superficie captante sia superiore a 50.000 m2; 0,4 kWh termici per ogni metro quadrato di superficie captante qualora la superficie captante sia compresa tra 10.000 e 50.000 m2; b) non utilizzano come fluido termovettore né come mezzo di accumulo sostanze e preparati classificati come molto tossici, tossici e nocivi ai sensi delle direttive 67/548/CEE e 1999/45/CE e loro successive modificazioni. 6. Impianti fotovoltaici floating 1. Per gli impianti fotovoltaici floating i moduli fotovoltaici devono essere immessi sul mercato da produttori di Apparecchiature Elettriche ed Elettroniche aderenti a sistemi di gestione individuali o collettivi previsti dagli articoli 9 e 10 del decreto legislativo 14 marzo 2014, n.49 e s.m.i. 24 Elenco sottoprodotti e dei prodotti di integrazione utilizzabili negli impianti a biogas e biomasse. Gli elenchi dei sottoprodotti e prodotti contenuti nelle seguenti Tabelle 1 e 2 sono da considerarsi esaustivi e possono essere aggiornati, decorsi 2 anni dall’entrata in vigore del presente decreto, dal Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica di concerto con il Ministero delle politiche agricole alimentari e forestali. Tabella 1 - Elenco sottoprodotti e dei prodotti di integrazione utilizzabili negli impianti a biogas. Parte A – Sottoprodotti Fermo restando il rispetto delle disposizioni di cui al decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, del regolamento CE n. 1069/2009 e del regolamento CE n. 142/2011 si elencano di seguito i sottoprodotti utilizzabili negli impianti a biogas ai fini dell’accesso ai meccanismi incentivanti di cui al presente decreto integrati con quanto disposto dalla legge n. 211 del 28 dicembre 2015 (c.d. Collegato Ambientale). 1) Sottoprodotti di origine animale non destinati al consumo umano - Reg. Ce 1069/2009: ▪ classificati di Cat. 3 (con specifiche di utilizzo previste nel regolamento stesso e nel regolamento CE n. 142/2011): ✓ carcasse e parti di animali macellati non destinati al consumo umano per motivi commerciali; ✓ prodotti di origine animale o prodotti alimentari contenenti prodotti di origine animale non più destinati al consumo umano per motivi commerciali o a causa di problemi di fabbricazione o difetti che non presentano rischi per la salute pubblica o degli animali; ✓ sottoprodotti di origine animale derivanti dalla fabbricazione di prodotti destinati al consumo umano, compresi ciccioli, fanghi da centrifuga o da separatore risultanti dalla lavorazione del latte; ✓ sangue che non presenti alcun sintomo di malattie trasmissibili all’uomo o agli animali; ✓ rifiuti, materiale organico ovvero sottoprodotti da cucina e ristorazione; ✓ sottoprodotti di animali acquatici. ▪ classificati di Cat. 2 (con specifiche di utilizzo previste nel regolamento stesso e nel regolamento CE n. 142/2011): ✓ stallatico: escrementi e/o urina di animali, guano non mineralizzato; ✓ tubo digerente e suo contenuto; ✓ farine di carne e d’ossa; ✓ sottoprodotti di origine animale raccolti nell’ambito del trattamento delle acque reflue a norma delle misure di attuazione adottate conformemente all’articolo 27, primo comma, lettera c) del predetto regolamento: - da stabilimenti o impianti che trasformano materiali di categoria 2; - da macelli diversi da quelli disciplinati dall’articolo 8, lettera e) del predetto regolamento. ▪ Tutti i sottoprodotti classificati di categoria 1 ed elencati all’articolo 8 del regolamento CE n. 1069/2009 (con specifiche di utilizzo previste nel regolamento stesso e nel regolamento CE n. 142/2011). 2) Sottoprodotti provenienti da attività agricola e di allevamento: 25 ▪ effluenti zootecnici; ▪ paglia; ▪ stocchi; ▪ fieni e trucioli da lettiera; ▪ residui e potature di campo delle aziende agricole. 3) Sottoprodotti provenienti da attività alimentari ed agroindustriali: ▪ sottoprodotti della trasformazione del pomodoro: buccette, semini, bacche fuori misura; ▪ sottoprodotti della trasformazione delle olive: sanse di oliva disoleata, sanse umide bifasiche, acque di vegetazione; ▪ sottoprodotti della trasformazione dell’uva: vinacce, graspi, buccette, vinaccioli, farine di vinaccioli; ▪ sottoprodotti della trasformazione della frutta: derivanti da attività di condizionamento, spremitura, sbucciatura o detorsolatura, pastazzo di agrumi, noccioligusci; ▪ sottoprodotti della trasformazione di ortaggi vari: condizionamento, sbucciatura confezionamento; ▪ sottoprodotti della trasformazione delle barbabietole da zucchero: borlande, melasso, polpe di bietola esauste essiccate, soppressate fresche, soppressate insilate; ▪ sottoprodotti derivanti dalla lavorazione del risone: farinaccio, pula, lolla; ▪ sottoprodotti derivanti dalla lavorazione dei cereali: farinaccio, farinetta, crusca, tritello, glutine, amido, semi spezzati; ▪ pannello di spremitura di alga; ▪ sottoprodotti delle lavorazioni ittiche; ▪ sottoprodotti dell’industria della panificazione, della pasta alimentare, dell’industria dolciaria: sfridi di pasta, biscotti, altri prodotti da forno; ▪ sottoprodotti della torrefazione del caffè; ▪ sottoprodotti della lavorazione della birra; ▪ sottoprodotti della lavorazione di frutti e semi oleosi: pannelli di germe di granoturco, lino, vinacciolo, terre decoloranti usate oleose, pezze e code di lavorazione di oli vegetali. ▪ sottoprodotti della trasformazione degli zuccheri tramite fermentazione; ▪ sottoprodotti della produzione e della trasformazione degli zuccheri da biomasse non alimentari; ▪ sottoprodotti della lavorazione o della raffinazione di oli vegetali. Parte B – Prodotti 1) Specie Erbacee annuali: ▪ Avena (Avena sativa); ▪ Barbabietola da zucchero (Beta vulgaris); ▪ Canapa da fibra (Cannabis spp.); ▪ Canapa del Bengala (Crotalaria juncea L.); ▪ Favino (Vicia faba minor); ▪ Insilato di mais di secondo raccolto (Zea mays L.); ▪ Loiessa (Lolium spp.); ▪ Orzo (Hordeum vulgare); ▪ Rapa invernale (Brassica rapa L.); ▪ Ricino (Ricinus communis L.); ▪ Segale (Secale cereale L.); ▪ Senape abissina (Brassica carinata L.); ▪ Sorgo (Sorghum spp.); 26 ▪ Tabacco (Nicotiana tabacum L.); ▪ Trifoglio (Trifolium spp.); ▪ Triticale (Triticum secalotriticum); ▪ Veccia (Vicia sativa L.); 2) Specie Erbacee poliennali: ▪ Cactus (Cactaceae spp.); ▪ Canna comune (Arundo donax L.); ▪ Cardo (Cynara cardunculus L.); ▪ Cardo mariano (Silybum marianum L.); ▪ Erba medica (Medicago sativa L.); ▪ Fico d’India (Opuntia ficus-indica L.); ▪ Panìco (Panicum virgatum L.); ▪ Penniseto (Pennisetum spp.); ▪ Saggina spagnola (Phalaris arundinacea L.); ▪ Silphium perfoliatum L.; ▪ Sulla (Hedysarum coronarium L.); ▪ Topinambur (Helianthus tuberosus L.); ▪ Vetiver (Chrysopogon zizanioides L.). 27 Tabella 2 - Elenco dei sottoprodotti e dei prodotti di integrazione utilizzabili negli impianti a biomasse Parte A – Sottoprodotti Fermo restando il rispetto delle disposizioni di cui al decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, del regolamento CE n. 1069/2009 e del regolamento CE n. 142/2011 si elencano di seguito i sottoprodotti utilizzabili negli impianti a biomasse ai fini dell’accesso ai meccanismi incentivanti di cui al presente decreto integrati con quanto disposto dalla legge n. 211 del 28 dicembre 2015 (c.d. Collegato Ambientale). 1) Sottoprodotti provenienti da attività agricola, di allevamento, dalla gestione del verde e da attività forestale: ▪ paglia; ▪ stocchi; ▪ residui di campo delle aziende agricole; ▪ sottoprodotti derivati dall’espianto; ▪ sottoprodotti derivati dalla lavorazione dei prodotti forestali; ▪ sottoprodotti derivati dalla gestione del bosco; ▪ potature, ramaglie e residui dalla manutenzione del verde pubblico e privato; ▪ sottoprodotti derivati attività di miglioramento delle aree forestali; ▪ sottoprodotti derivanti da attività di prevenzione selvicolturale degli incendi boschivi; ▪ sottoprodotti derivanti da lavori di mantenimento della funzionalità idraulica degli alvei; 2) Sottoprodotti provenienti da attività alimentari ed agroindustriali: ▪ sottoprodotti della trasformazione dell’uva: vinacce, graspi, buccette, vinaccioli; ▪ sottoprodotti della trasformazione della frutta: derivanti da attività di condizionamento, spremitura, sbucciatura o detorsolatura, noccioli, gusci; ▪ sottoprodotti derivanti dalla lavorazione del risone: pula, lolla; 3) Sottoprodotti provenienti da attività industriali: ▪ sottoprodotti della lavorazione del legno per la produzione di mobili e relativi componenti; ▪ sottoprodotti dell’industria del recupero e del riciclo di materie a base organica. Parte B – Prodotti 1) Specie erbacee annuali: ▪ Kenaf (Hibiscus cannabinus L.). 2) Specie erbacee poliennali: ▪ Canna comune (Arundo donax L.); ▪ Canna d’Egitto (Saccharum spontaneum L.); ▪ Cannuccia di palude (Phragmites australis L.); ▪ Disa o saracchio (Ampelodesmus mauritanicus L.); ▪ Ginestra (Spartium junceum L.); ▪ Miscanto (Miscanthus spp.); ▪ Panìco (Panicum virgatum L.); 28 3) Specie arboree: ▪ Acacia (Acacia spp.); ▪ Eucalipto (Eucalyptus spp.); ▪ Olmo siberiano (Ulmus pumila L.); ▪ Ontano (Alnus spp.); ▪ Paulonia (Paulownia spp.); ▪ Pino della California (Pinus Radiata); ▪ Pioppo (Populus spp.); ▪ Platano (Platanus spp.); ▪ Robinia (Robinia pseudoacacia L.); ▪ Salice (Salix spp.). 29