Sono 13 articoli complessivi che si occupano di misure per l’autoproduzione delle rinnovabili nei settori energivori a rischio delocalizzazione, per il rafforzamento della sicurezza degli approvvigionamenti di gas e la flessibilità e l’idroelettrico. Ma soprattutto di liberalizzazione del mercato energetico, che potrebbe essere rinviato, e di novità nel settore dello stoccaggio di CO2.
In particolare, per quanto riguarda la fine del mercato tutelato, il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica “per prevenire ingiustificati aumenti dei prezzi e alterazioni delle condizioni di fornitura in esito alle procedure competitive avviate ai sensi dell’articolo 16-ter, comma 2, del decreto-legge 6 novembre 2021, n. 152 (…) a completamento della liberalizzazione del mercato elettrico e del gas e dell’avvio del servizio a tutele graduali per i clienti finali domestici senza fornitore di energia elettrica, si avvale dell’Acquirente unico S.p.A. per l’effettuazione di campagne informative e per lo svolgimento delle azioni previste ai sensi dell’articolo 1, comma 60-bis, della legge 4 agosto 2017, n. 124, a valere sulle risorse del Fondo di cui al comma 2”, si legge nella bozza che aggiunge: “Al fine di assicurare un elevato coordinamento delle politiche e delle azioni a tutela dei consumatori energetici e del servizio idrico integrato, a decorrere dal primo gennaio 2024, il fondo di cui all’articolo 11-bis del decreto-legge 14 marzo 2005, n. 35, convertito, con modificazioni, dalla legge 14 maggio 2005, n. 80 è trasferito allo stato di previsione del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica”.
Arera, inoltre, “assicura, con propri provvedimenti, che i clienti finali domestici senza fornitore di energia elettrica siano riforniti dagli operatori individuati in esito alle procedure competitive (...) previa adeguata informazione, da svolgersi in coordinamento con le azioni previste ai sensi dell’articolo 1, comma 60-bis, della legge n. 124 del 2017, in ordine ai riferimenti dell’esercente il servizio a tutele graduali individuato per la loro area, prevedendo che il trasferimento dei punti di consegna agli operatori individuati abbia luogo non prima di sei mesi e comunque non oltre dodici mesi dalla data di conclusione delle procedure competitive”.
Qui di seguito AGEEI pubblica il pdf e il testo integrale della bozza di provvedimento:
DECRETO-LEGGE RECANTE “DISPOSIZIONI URGENTI PER LA SICUREZZA
ENERGETICA DEL PAESE, LA PROMOZIONE DEL RICORSO ALLE FONTI
RINNOVABILI, IL SOSTEGNO ALLE IMPRESE A FORTE CONSUMO DI ENERGIA,
NONCHÉ PER IL FUNZIONAMENTO DEL MERCATO AL DETTAGLIO DELL’ENERGIA
ELETTRICA”.
Il Presidente della Repubblica
VISTI gli articoli 77 e 87, quinto comma, della Costituzione;
VISTOil Trattato sul funzionamento dell’Unione europea, e, in particolare, l’articolo 108, paragrafo
3;
VISTO il regolamento (UE) 833/2014 del Consiglio, del 31 luglio 2014, concernente misure restrittive
in considerazione delle azioni della Russia che destabilizzano la situazione in Ucraina;
VISTO il regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’11 dicembre
2018, sulla governance dell'Unione dell'energia e dell'azione per il clima che modifica le direttive
(CE) n. 663/2009 e (CE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, le direttive 94/22/CE,
98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE e 2013/30/UE del Parlamento
europeo e del Consiglio, le direttive del Consiglio 2009/119/CE e (UE) 2015/652 e che abroga il
regolamento (UE) n. 525/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio;
VISTA la comunicazione della Commissione europea 2022/C 80/01, recante “Disciplina in materia di
aiuti di Stato a favore del clima, dell’ambiente e dell’energia 2022”;
VISTO il regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775, recante “Approvazione del testo unico delle
disposizioni di legge sulle acque e sugli impianti elettrici”;
VISTO il decreto del Presidente della Repubblica 31 agosto 1972, n. 670, recante “Approvazione del
testo unico delle leggi costituzionali concernenti lo statuto speciale per il Trentino-Alto Adige”;
VISTA la legge 7 agosto 1990, n. 241, recante “Nuove norme in materia di procedimento
amministrativo e di diritto di accesso ai documenti amministrativi”;
VISTA la legge 9 gennaio 1991, n. 9, recante “Norme per l’attuazione del nuovo Piano energetico
nazionale: aspetti istituzionali, centrali idroelettriche ed elettrodotti, idrocarburi e geotermia,
autoproduzione e disposizioni fiscali”;
VISTO il decreto legislativo 28 agosto 1997, n. 281, recante “Definizione ed ampliamento delle
attribuzioni della Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le regioni e le province autonome
di Trento e Bolzano ed unificazione, per le materie ed i compiti di interesse comune delle regioni,
delle province e dei comuni, con la Conferenza Stato-città ed autonomie locali”;
VISTO il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, recante “Attuazione della direttiva 96/92/CE
recante norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica”;
VISTO il decreto del Presidente della Repubblica 8 giugno 2001, n. 327, recante “Testo unico delle
disposizioni legislative e regolamentari in materia di espropriazione per pubblica utilità”;
VISTO il decreto-legge 7 febbraio 2002, n. 7, convertito, con modificazioni, dalla legge 9 aprile 2002,
n. 55, recante “Misure urgenti per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale”;
VISTA la legge 5 giugno 2003, n. 131, recante “Disposizioni per l’adeguamento dell’ordinamento
della Repubblica alla legge costituzionale 18 ottobre 2001, n. 3”;
VISTO il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, recante “Attuazione della direttiva 2001/77/CE
relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato
interno dell’elettricità”;
VISTO il decreto legislativo 22 gennaio 2004, n. 42, recante “Codice dei beni culturali e del paesaggio,
ai sensi dell'articolo 10 della legge 6 luglio 2002, n. 137”;
VISTA la legge 23 agosto 2004, n. 239, recante “Riordino del settore energetico, nonché delega al
Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia”;
VISTO il decreto legislativo 7 marzo 2005, n. 82, recante “Codice dell'amministrazione digitale”;
VISTO il decreto-legge 14 marzo 2005, n. 35, convertito, con modificazioni, dalla legge 14 maggio
2005, n. 80, recante “Disposizioni urgenti nell’ambito del Piano di azione per lo sviluppo economico,
sociale e territoriale”;
VISTO il decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, recante “Norme in materia ambientale”;
VISTO il decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito, con modificazioni, dalla legge 3 agosto
2007, n. 125, recante “Misure urgenti per l’attuazione di disposizioni comunitarie in materia di
liberalizzazione dei mercati dell’energia”;
VISTO il decreto-legge 29 novembre 2008, n. 185, convertito, con modificazioni, dalla legge 28
gennaio 2009, n. 2, recante “Misure urgenti per il sostegno a famiglie, lavoro, occupazione e impresa
e per ridisegnare in funzione anti-crisi il quadro strategico nazionale”;
VISTO il decreto legislativo 11 febbraio 2010, n. 22, recante “Riassetto della normativa in materia di
ricerca e coltivazione delle risorse geotermiche, a norma dell'articolo 27, comma 28, della legge 23
luglio 2009, n. 99”;
VISTO il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante “Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla
promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione
delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE”;
VISTO il decreto legislativo 14 settembre 2011, n. 162, recante “Attuazione della direttiva 2009/31/CE
in materia di stoccaggio geologico del biossido di carbonio, nonché modifica delle direttive
85/337/CEE, 2000/60/CE, 2001/80/CE, 2004/35/CE, 2006/12/CE, 2008/1/CE e del Regolamento
(CE) n. 1013/2006”;
VISTO il decreto legislativo 19 agosto 2016, n. 175, recante “Testo unico in materia di società a
partecipazione pubblica”;
VISTA la legge 4 agosto 2017, n. 124, recante “Legge annuale per il mercato e la concorrenza”;
VISTO il decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47, recante “Attuazione della direttiva (UE) 2018/410
del Parlamento europeo e del Consiglio del 14 marzo 2018, che modifica la direttiva 2003/87/CE per
sostenere una riduzione delle emissioni più efficace sotto il profilo dei costi e promuovere
investimenti a favore di basse emissioni di carbonio, nonché adeguamento della normativa nazionale
alle disposizioni del regolamento (UE) 2017/2392 relativo alle attività di trasporto aereo e alla
decisione (UE) 2015/1814 del Parlamento europeo e del Consiglio del 6 ottobre 2015 relativa
all'istituzione e al funzionamento di una riserva stabilizzatrice del mercato”;
VISTA la legge 30 dicembre 2020, n. 178, recante “Bilancio di previsione dello Stato per l'anno
finanziario 2021 e bilancio pluriennale per il triennio 2021-2023”;
VISTO il decreto-legge 1° marzo 2021, n. 22, convertito, con modificazioni, dalla legge 22 aprile
2021, n. 55, recante “Disposizioni urgenti in materia di riordino delle attribuzioni dei Ministeri” e, in
particolare, l’articolo 2 che ha ridenominato il “Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e
del mare” in “Ministero della transizione ecologica”;
VISTO il decreto-legge 6 novembre 2021, n. 152, convertito, con modificazioni, dalla legge 29
dicembre 2021, n. 233, recante “Disposizioni urgenti per l’attuazione del Piano nazionale di ripresa
e resilienza (PNRR) e per la prevenzione delle infiltrazioni mafiose”;
VISTO il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, recante “Attuazione della direttiva (UE)
2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla promozione dell’uso
dell'energia da fonti rinnovabili”;
VISTO il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 210, recante “Attuazione della direttiva UE
2019/944, del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il
mercato interno dell'energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE, nonché recante
disposizioni per l'adeguamento della normativa nazionale alle disposizioni del regolamento UE
943/2019 sul mercato interno dell'energia elettrica e del regolamento UE 941/2019 sulla preparazione
ai rischi nel settore dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2005/89/CE”;
VISTO il decreto-legge 25 febbraio 2022, n. 14, convertito, con modificazioni, dalla legge 5 aprile
2022, n. 28, recante “Disposizioni urgenti sulla crisi in Ucraina”;
VISTO il decreto-legge 1° marzo 2022, n. 17, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 aprile
2022, n. 34, recante “Misure urgenti per il contenimento dei costi dell'energia elettrica e del gas
naturale, per lo sviluppo delle energie rinnovabili e per il rilancio delle politiche industriali”;
VISTO il decreto-legge 17 maggio 2022, n. 50, convertito, con modificazioni, dalla legge 15 luglio
2022, n. 91, recante “Misure urgenti in materia di politiche energetiche nazionali, produttività delle
imprese e attrazione degli investimenti, nonché in materia di politiche sociali e di crisi ucraina”;
VISTO il decreto-legge 11 novembre 2022, n. 173, convertito, con modificazioni, dalla legge 16
dicembre 2022, n. 204, recante “Disposizioni urgenti in materia di riordino delle attribuzioni dei
Ministeri”, e, in particolare, l’articolo 4, che ridenomina il “Ministero della transizione ecologica” in
“Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica”;
VISTO il decreto-legge 4 maggio 2023, n. 48, convertito, con modificazioni, dalla legge 3 luglio 2023,
n. 85, recante “Misure urgenti per l'inclusione sociale e l'accesso al mondo del lavoro”;
VISTO il decreto-legge 29 maggio 2023, n. 57, convertito, con modificazioni, dalla legge 26 luglio
2023, n. 95, recante “Misure urgenti per il settore energetico”;
VISTO il decreto del Ministro dello sviluppo economico 2 marzo 2018, recante “Promozione dell’uso
del biometano e degli altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti”, pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale n. 65 del 19 marzo 2018;
VISTO il decreto del Ministro della transizione ecologica 21 dicembre 2021, recante
“Rideterminazione dei corrispettivi a copertura degli oneri generali del sistema del gas applicati alle
imprese a forte consumo di gas naturale”;
VISTO il decreto del Ministro della transizione ecologica 28 dicembre 2021, recante “Approvazione
del Piano per la transizione energetica sostenibile delle aree idonee”;
VISTO il decreto del Ministro della transizione ecologica 25 agosto 2022, n. 164, recante “Criteri,
modalità e requisiti per l'iscrizione nell’elenco dei soggetti abilitati alla vendita di energia elettrica ai
sensi dell’articolo 1, comma 81, della legge 4 agosto 2017, n. 124;
VISTO il decreto del Ministro della transizione ecologica 15 settembre 2022, recante “Attuazione
degli articoli 11, comma 1 e 14, comma 1, lettera b), del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199,
al fine di sostenere la produzione di biometano immesso nella rete del gas naturale, in coerenza con
la Missione 2, Componente 2, Investimento 1.4, del PNRR”, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n.
251 del 26 ottobre 2022;
VISTO il decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica 18 maggio 2023, recante
“Disciplina dei criteri e delle modalità per l’ingresso consapevole dei clienti domestici nel mercato
libero dell'energia elettrica”;
CONSIDERATI […];
RITENUTA la straordinaria necessità ed urgenza di introdurre misure per ridurre la dipendenza
energetica e promuovere la decarbonizzazione, il sostegno delle imprese per l’acquisto di energia
elettrica e gas naturale e la tutela dei clienti vulnerabili dell’energia elettrica;
RITENUTA inoltre la straordinaria necessità ed urgenza di introdurre misure strutturali e di
semplificazione in materia energetica per la sicurezza e per lo sviluppo dell’energia rinnovabile;
VISTA la deliberazione del Consiglio dei ministri, adottata nella riunione del …..;
Sulla proposta del Presidente del Consiglio dei ministri e del Ministro dell’ambiente e della sicurezza
energetica, di concerto…;
E m a n a
il seguente decreto-legge:
Art. 1
(Misure per promuovere l’autoproduzione di energia rinnovabile nei settori energivori a rischio
delocalizzazione attraverso la cessione dell’energia rinnovabile a prezzi equi ai clienti finali
energivori)
1. Tenuto conto dell’esigenza di promuovere e accelerare gli investimenti in autoproduzione di
energia rinnovabile nei settori a forte consumo di energia elettrica, in conformità al Piano nazionale
integrato energia e clima, fino al 31 dicembre 2030, la concessione di cui all’articolo 12, comma 2,
del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 è rilasciata prioritariamente ai soggetti iscritti nell’elenco
delle imprese a forte consumo di energia elettrica istituito presso la Cassa per i servizi energetici e
ambientali (CSEA) che intendono realizzare impianti fotovoltaici o eolici.
2. Al medesimo fine di cui al comma 1, entro sessanta giorni dalla data di entrata in vigore della
presente disposizione, il Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica definisce un meccanismo
per lo sviluppo di nuova capacità di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili da parte delle
imprese iscritte nell’elenco di cui al comma 1, nel rispetto dei seguenti criteri:
a) la nuova capacità di generazione è realizzata dalle imprese iscritte nell’elenco di cui al comma 1,
anche attraverso aggregazione, o da soggetti terzi con cui le imprese medesime sottoscrivono contratti
di approvvigionamento a termine per l’energia rinnovabile, per una potenza complessiva pari ad
almeno il doppio di quella oggetto di restituzione ai sensi della lettera i), numero 1). Nel caso in cui
la nuova capacità di cui al primo periodo sia realizzata da soggetti terzi, l’impresa iscritta nell’elenco
di cui al comma 1 assicura che i medesimi si impegnino a restituire l’energia rinnovabile al Gestore
dei servizi energetici – GSE S.p.A. (GSE) ai sensi della lettera i);
b) la nuova capacità di generazione è realizzata mediante:
1) nuovi impianti fotovoltaici, eolicie idroelettrici di potenza minima pari a 1 MW;
2) impianti fotovoltaici, eolicie idroelettrici oggetto di potenziamento ovvero di rifacimento che
consentano un incremento di potenza pari ad almeno 1 MW;
c) l’entrata in esercizio degli impianti di cui alla lettera b), numero 1) o l’entrata in operatività degli
interventi di cui alla medesima lettera b), numero 2), avviene entro quaranta mesi dalla data di stipula
del contratto di cui alla lettera d), salvo cause di forza maggiore o casi di ritardo nella conclusione
dei procedimenti amministrativi finalizzati alla realizzazione di nuova capacità di generazione,
sempreché il ritardo non sia imputabile o ascrivibile all’impresa;
d) nelle more dell’entrata in esercizio di nuova capacità di generazione degli impianti di cui alla lettera
b), le imprese iscritte nell’elenco di cui al comma 1 hanno facoltà di richiedere al GSE l’anticipazione,
per un periodo di trentasei mesi, di una quota parte delle quantità di energia elettrica rinnovabile, e
delle relative garanzie di origine, mediante la stipula di contratti per differenza a due vie. Il prezzo di
cessione dell’energia anticipata ai sensi della presente lettera è definito dal GSE almeno trenta giorni
prima del termine per la presentazione delle richieste di anticipazione stessa, tenuto conto del costo
efficiente medio di produzione di energia rinnovabile da impianti di dimensione di scala efficiente
che utilizzano tecnologie mature competitive;
e) la quantità di energia elettrica rinnovabile resa disponibile dal GSE, a fronte delle richieste di
anticipazione ai sensi della lettera d), è pari all’energia nella disponibilità del Gestore medesimo
derivante da impianti a fonti rinnovabili che beneficiano di tariffe onnicomprensive, di meccanismi
del ritiro dedicato dell’energia dicui all’articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre
2003, n. 387, o dello scambio sul posto di cui all’articolo 6 del medesimo decreto;
f) il GSE rende disponibile l’energia elettrica oggetto di anticipazione sul mercato elettrico gestito
dal Gestore del mercato elettrico – GME S.p.A. (GME), nei limiti della produzione attesa;
g) per ogni singola impresa iscritta nell’elenco di cui al comma 1, la quantità di energia elettrica
rinnovabile oggetto di richiesta di anticipazione ai sensi della lettera d) non può essere superiore, su
base annua, ai consumi medi annui rilevanti ai fini dell’iscrizione nell’elenco di cui al comma 1;
h) la quantità di energia elettrica di cui alla lettera e) è assegnata alle imprese iscritte nell’elenco di
cui al comma 1 in relazione alla quantità richiesta ai sensi della lettera d). Nel caso in cui l’ammontare
complessivo di energia elettrica richiesto ecceda la quantità nella disponibilità del GSE, lo stesso
provvede a riproporzionare le quantità in base alle richieste di anticipazione presentate;
i) la restituzione dell’energia elettrica rinnovabile e delle relative garanzie di origineoggetto di
anticipazione ai sensi della lettera d) avviene sulla base di contrattiper differenza stipulatitra l’impresa
e il GSE, recanti almeno le seguenti condizioni:
1) la potenza oggetto del contratto o, nel caso di una molteplicità di impianti, dei contratti è tale per
cui, sulla base delle stime sulla produzione attesa annua effettuate dal GSE e differenziate in ragione
della tipologia e della localizzazione degli impianti, l’energia elettrica rinnovabile complessivamente
ceduta al termine del contratto sia pari in valore atteso a quella oggetto di anticipazione. Nel caso in
cui il contratto abbia ad oggetto una quota parte della potenza degli impianti, l’energia ceduta al GSE
è determinata mediante ripartizione pro quota in ciascun periodo rilevante sulla base della potenza
contrattualizzata;
2) al fine di riconoscere adeguata remunerazione al servizio di anticipazione svolto dal GSE, il prezzo
di cessione è pari al prezzo dell’energia anticipata dal GSE, senza prevedere alcuna rivalutazione per
l’inflazione. È fatta salva la previsione circa l’applicazione di indicizzazioni durante il periodo di
restituzione, ove prevista negli schemi di contratto tipo utilizzati dal GSE per il supporto alla
produzione di energia rinnovabile;
3) la durata del periodo di restituzione è pari a venti annia decorrere dalla data di entrata in esercizio
degli impianti;
4) la produzione attesa è resa disponibile sul mercato elettrico gestito dal GME;
5) fermo restando quanto previsto ai numeri 1, 2, 3 e 4 si applica la disciplina contrattuale prevista in
materia di supporto alla produzione di energia rinnovabile da impianti che utilizzano tecnologie
mature;
l) ai fini della stipula dei contratti di cui alla lettera d), le imprese iscritte nell’elenco di cui al comma
1 presentano idonea garanzia a copertura dei rischi per il mancato adempimento delle obbligazioni
assunte;
m) a copertura del premio della garanzia di cui alla lettera l), può essere riconosciuto un contributo
dal valore complessivo non superiore a 100 milioni di euro e non superiore a 1 milione di euro per
ciascuna impresa, nel rispetto della disciplina eurounitaria in materia di aiuti di Stato. Il contributo a
copertura del premio della garanzia può essere riconosciuto attraverso la variazione degli importi da
regolare nell’ambito dei contratti di cui alla lettera d);
n) per i contratti di approvvigionamento a termine di energia rinnovabile stipulati tra le imprese
iscritte nell’elenco di cui al comma 1 e i soggetti terzi ai sensi della lettera a) è promossa
l’utilizzazione della piattaforma gestita dal Gestore dei mercati energetici – GME S.p.A. di cui
all’articolo 28 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199.
3. L’Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA), con uno o più provvedimenti,
stabilisce le modalità per la copertura degli oneri derivanti dall’anticipazione, ai sensi del comma 2,
lettera d), dell’energia nella disponibilità del GSE, nonché le modalità di riconoscimento e di
copertura degli eventuali oneri derivanti dalla lettera m) del medesimo comma 2, a valere sulla
componente degli oneri generali afferenti al sistema elettrico destinata al sostegno delle fonti
rinnovabili di energia.
4. Per le finalità di cui ai commi 1 e 2, il GSE ha facoltà di accedere ai dati presenti nel Sistema
informativo integrato (SII) istituito presso Acquirente Unico S.p.A. ai sensi dell’articolo 1-bis del
decreto-legge 8 luglio 2010, n. 105, convertito, con modificazioni, dalla legge 13 agosto 2010, n. 129.
Art. 2
(Misure per il rafforzamento della sicurezza degli approvvigionamenti di gas naturale e la relativa
flessibilità)
1. L’articolo 16 del decreto-legge 1° marzo 2022, n. 17, convertito, con modificazioni, dalla legge 27
aprile 2022, n. 34, è sostituito dal seguente:
“ Art. 16
(Misure per il rafforzamento della sicurezza di approvvigionamento di gas naturale a prezzi
ragionevoli)
1. Al fine di contribuire al rafforzamento della sicurezza degli approvvigionamenti di gas naturale e,
contestualmente, alla riduzione delle emissioni di gas climalteranti, entro trenta giorni dalla data di
entrata in vigore della presente disposizione, il Gestore dei servizi energetici – GSE S.p.A. o le società
da esso controllate (di seguito «Gruppo GSE») avviano, su direttiva del Ministro dell’ambiente e della
sicurezza energetica, procedure per l’approvvigionamento di lungo termine di gas naturale di
produzione nazionale a prezzi ragionevoli mediante invito rivolto ai soggetti di cui ai commi 2, 3 e
4.
2. Sono legittimati a partecipare alle procedure per l’approvvigionamento di lungo termine di cui al
comma 1 i titolari di concessioni esistenti i cui impianti di coltivazione di gas naturale sono situati in
tutto o in parte in aree considerate compatibili nell’ambito del Piano per la transizione energetica
sostenibile delle aree idonee approvato con decreto del Ministro della transizione ecologica 28
dicembre 2021, di cui al comunicato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 35 dell’11 febbraio 2022,
anche nel caso di concessioni improduttive o in condizione di sospensione volontaria delle attività e
considerando, anche ai fini dell’attività di ricerca e di sviluppo con nuove infrastrutture minerarie, i
soli vincoli classificati come assoluti dal Piano medesimo e già costituiti alla data di entrata in vigore
della presente disposizione.
3. È consentita, per la durata di vita utile del giacimento, in deroga all’articolo 4 della legge 9 gennaio
1991, n. 9 e all’articolo 6, comma 17, primo periodo, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, la
coltivazione di gas naturale sulla base di concessioni esistenti ovvero di nuove concessioni rilasciate
ai sensi del comma 6, nel tratto di mare compreso tra il 45° parallelo e il parallelo distante da
quest’ultimo 40 chilometri a sud e che dista almeno 9 miglia dalle linee di costa, a condizione che:
a) i relativi giacimentiabbiano un potenziale minerario di gas per un quantitativo di riserva certa
superiore a una soglia di 500 milioni di metri cubi;
b) i titolari di concessioni esistenti o i soggetti richiedenti nuove concessioni aderiscano alle
procedure per l’approvvigionamento di lungo termine di cui al comma 1, previa presentazione di
analisi tecnico-scientifiche e di programmi dettagliati di monitoraggio e verifica dell’assenza di effetti
significativi di subsidenza sulle linee di costa da condurre sotto il controllo del Ministero
dell’ambiente e della sicurezza energetica, fermo restando quanto previsto al comma 5.
4. In deroga a quanto previsto all’articolo 6, comma 17, secondo periodo, del decreto legislativo 3
aprile 2006, n. 152, è consentita, per la durata di vita utile del giacimento, la coltivazione di gas
naturale sulla base di nuove concessioni rilasciate ai sensi del comma 6 in zone di mare poste fra le 9
e le 12 miglia dalle linee di costa e dal perimetro esterno delle aree marine e costiere protette, a
condizione che:
a) i relativi giacimenti abbiano un potenziale minerario di gas per un quantitativo di riserva certa
superiore a una soglia di 500 milioni di metri cubi;
b) i soggetti richiedenti nuove concessioni aderiscano alle procedure per l’approvvigionamento di
lungo termine di cui al comma 1.
5. I soggetti di cui ai commi 2, 3 e 4 presentano al Gruppo GSE la manifestazione di interesse ad
aderire alle procedure di cui al comma 1, comunicando i programmi incrementali delle produzioni di
gas naturale per la durata di vita utile del giacimento, un elenco di possibili sviluppi, incrementi o
ripristini delle produzioni di gas naturale, i tempi massimi di entrata in erogazione, il profilo atteso di
produzione e i relativi investimenti necessari. La manifestazione di interesse reca inoltre:
a) l’impegno a presentare, a pena di esclusione, la relazione dettagliata in ordine al costo per MWh
di cui al comma 7;
b) l’impegno, riferito a ciascun campo di coltivazione ed eventualmente per diversi livelli di
produzione, se caratterizzati da costi medi differenziati e crescenti, a cedere il gas prodotto al punto
di scambio virtuale (PSV) e a mettere a disposizione del Gruppo GSE un quantitativo di diritti sul gas
corrispondente ai volumi produttivi medi annui attesi, a un prezzo pari al costo asseverato di cui al
comma 7. Il quantitativo di diritti sul gas di cui al primo periodo è messo a disposizione per cinque
anni decorrenti dal primo ottobre 2024 o, nel caso in cui il contratto di cui al comma 10, lettera a) sia
stipulato in data successiva al 30 aprile 2024, dal primo giorno del sesto mese successivo alla stipula
del contratto medesimo.
6. Le nuove concessioni, le proroghe e le modifiche delle concessioni esistenti, nonché le
autorizzazioni delle opere necessarie all’attuazione dei programmi di produzione di gas di cui al
presente articolo sono rilasciate a seguito di un procedimento unico, comprensivo delle valutazioni
ambientali di cui al titolo III della parte seconda del decreto legislativo n. 152 del 2006, al quale
partecipano tutte le amministrazioni interessate, svolto nel rispetto dei principi di semplificazione e
con le modalità stabilite dalla legge 7 agosto 1990, n. 241. Il procedimento unico di cui al primo
periodo si conclude entro il termine di tre mesi dalla data di presentazione della relativa istanza da
parte dei soggetti che hanno manifestato interesse ai sensi del comma 5. L’attività istruttoria per le
valutazioni di impatto ambientale, ove previste, è svolta dalla Commissione tecnica PNRR-PNIEC di
cui all’articolo 8, comma 2-bis, del decreto legislativo n. 152 del 2006. Il terzo periodo si applica, su
richiesta dell’interessato, anche ai procedimenti di valutazione ambientale già in corso alla data di
entrata in vigore della presente disposizione. L’efficacia degli atti di cui al primo periodo è
condizionata alla stipula dei contratti ai sensi del comma 10, lettera a).
7. Entro quarantacinque giorni dalla data di conclusione, con esito positivo, del procedimento unico
di cui al comma 6, i titolari degli atti di cui al medesimo comma comunicano, a pena di decadenza,
al Gruppo GSE e al Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, il costo a MWh della
produzione oggetto dei programmi di cui al comma 5, per livello di produzione e campo di
coltivazione, corredato da una relazione dettagliata in ordine alla sua determinazione, inclusa
l’indicazione del tasso di remunerazione del capitale impiegato. La relazione di cui al primo periodo
è asseverata da una primaria società di revisione contabile di livello internazionale, iscritta al registro
dei revisori legali.
8. Il Gruppo GSE, con una o più procedure di allocazione gestite dal Gestore dei mercati energetici –
GME S.p.A., offre i diritti sul gas oggetto della comunicazione di cui al comma 7, in via prioritaria
ai clienti finali industriali a forte consumo di gas, che agiscano anche in forma aggregata, aventi
diritto alle agevolazioni di cui al decreto del Ministro della transizione ecologica 21 dicembre 2021,
recante “Rideterminazione dei corrispettivi a copertura degli oneri generali del sistema del gas
applicati alle imprese a forte consumo di gas naturale”, senza nuovi o maggiori oneri per il Gruppo
GSE. Nell’ambito delle procedure di allocazione di cui al primo periodo:
a) i diritti sono offerti per quantità distinte per campo di coltivazione e, se i costi asseverati ai sensi
del comma 7 risultano crescenti al crescere del livello di produzione, per livelli di produzione;
b) il prezzo di offerta per ciascun insieme di diritti è pari al costo di cui al comma 7;
c) i diritti sono aggiudicati in ordine crescente di prezzo all’esito di una o più aste che prevedono:
1) l’allocazione prioritaria ai clienti finali industriali a forte consumo di gas che possono presentare
offerte per quantità pari al prodotto tra il consumo medio degli ultimi tre anni e il maggiore fra:
1.1) il minore tra uno e il valore assunto dall’intensità di utilizzo del gas sul valore aggiunto nel
periodo di riferimento;
1.2) l’indice di prevalenza dell’uso del gas rispetto all’energia elettrica determinato dal rapporto tra
il prelievo del gas nel periodo di riferimento espresso in MWh e la somma del suddetto prelievo e del
prelievo di energia elettrica dalla rete nel medesimo periodo espressi in MWh;
2) i diritti non assegnati ai sensi del numero 1) sono oggetto di una eventuale ulteriore procedura di
allocazione aperta a tipologie di clienti diversi da quelli industriali a forte consumo di gas per quantità,
comunque, non superiori al relativo consumo medio degli ultimi tre anni, nonché ai clienti industriali
a forte consumo di gas per la differenza tra i loro consumi medi e le quantità ammesse in offerta ai
sensi del medesimo numero 1);
3) la verifica da parte del Gruppo GSE delle quantità di diritti richiedibili dai clienti;
4) la regolazione al prezzo marginale differenziato per procedura;
d) i diritti offerti e aggiudicati sono remunerati da parte del Gruppo GSE a un corrispettivo pari ai
costi definiti ai sensi del comma 7 per lo specifico campo di coltivazione e, se del caso, per livello di
produzione.
9. L’Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) stabilisce, con proprio
provvedimento, le modalità con le quali la differenza, definita in esito a ciascuna procedura di
allocazione di cui al comma 8, tra i proventi di aggiudicazione e il relativo costo riconosciuto dal
Gruppo GSE, è destinata alla riduzione delle tariffe per il servizio di trasporto e distribuzione a favore
dei clienti finali ammessi alla specifica procedura. Nel determinare l’entità della riduzione delle tariffe
per il servizio di trasporto e distribuzione, l’ARERA applica un criterio pro quota tra i clienti finali
in ragione delle quantità offerte dagli stessi nell’ambito della specifica procedura.
10. In esito alle procedure di allocazione di cui al comma 8, il Gruppo GSE:
a) stipula, con i soggetti di cui ai commi 2, 3 e 4 che abbiano ottenuto gli atti ai sensi del comma 6,
contratti di acquisto di lungo termine per i diritti sul gas, nella forma di contratti finanziari per
differenza a due vie rispetto al PSV, di durata pari a cinque anni e al prezzo pari al costo asseverato
ai sensi del comma 7;
b) stipula con ciascun cliente finale assegnatario un contratto finanziario per differenza rispetto al
PSV, per i diritti aggiudicati al prezzo definito in esito alle procedure di cui al comma 8, di durata pari
a quella dei contratti sottoscritti ai sensi della lettera a).
11. La quantità di diritti oggetto del contratto di cui al comma 10, lettera a), è rideterminata al 31
gennaio di ogni anno sulla base delle effettive produzioni nel corso dell’anno precedente.
12. Il Gruppo GSE comunica periodicamente al Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica
l’elenco dei contratti stipulati ai sensi del comma 10. Nel caso in cui il contratto di cui al comma 10,
lettera b) sia stipulato dai clienti finali in forma aggregata, il contratto medesimo assicura che gli
effetti siano trasferiti a ciascun cliente finale aggregato. È fatto divieto di cessione tra i clienti finali
dei diritti derivanti dal contratto.
13. Il Gruppo GSE è autorizzato a rilasciare garanzie a beneficio dei soggetti di cui ai commi 2, 3 e
4 in relazione ai contratti stipulati ai sensi del comma 10, lettera a). Il Gruppo GSE acquisisce dai
clienti finali industriali a forte consumo di gas una corrispondente garanzia in relazione ai contratti
stipulati ai sensi del comma 10, lettera b).”.
2. In considerazione della necessità di incrementare la flessibilità delle fonti di approvvigionamento
del gas naturale e delle esigenze di sicurezza energetica nazionale, costituiscono interventi strategici
di pubblica utilità, indifferibili e urgenti le opere finalizzate alla costruzione e all’esercizio di terminali
di rigassificazione di gas naturale liquefatto on-shore, nonché le connesse infrastrutture, per le quali,
alla data di entrata in vigore della presente disposizione, sia stato rilasciato il provvedimento di
autorizzazione.
Art. 3
(Misure urgenti in materia di grandi derivazioni d’acqua a scopo idroelettrico)
1. All’articolo 12 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, dopo il comma 1-bis sono inseriti i
seguenti:
“1-bis.1. Al fine di perseguire il rafforzamento dell’autonomia energetica nazionale, promuovere la
produzione di energia da fonti rinnovabili in vista del conseguimento degli obiettivi eurounitari di
decarbonizzazione del sistema energetico, dell’esigenza, in considerazione del cambiamento
climatico in atto, di avviare con urgenza gli investimenti necessari a salvaguardare i bacini idrografici
di pertinenza, e di esperire un’alternativa più veloce rispetto alle procedure concorsuali di
assegnazione, pur salvaguardando condizioni economiche di mercato, le regioni e le province
autonome possono, in alternativa a quanto previsto nel comma 1-bis, e fermo restando il passaggio
in proprietà delle opere di cui all'articolo 25, primo comma, del regio decreto 11 dicembre 1933, n.
1775, riassegnare direttamente al concessionario scaduto o uscente delle concessioni di cui al presente
articolo, per una durata conforme a quella prevista al comma 1-ter, lett. f), le concessioni per l’uso
dei beni acquisiti alla proprietà pubblica, delle acque e della relativa forza idraulica. Per l’avvio del
procedimento di cui al periodo precedente le regioni o le province autonome richiedono ai
concessionari scaduti o uscenti di presentare una proposta tecnico-economica e finanziaria per
ciascuna concessione o gruppo di concessioni da riassegnare.
1-bis.2. La richiesta delle regioni o province autonome avviene sulla base di linee guida adottate dalle
medesime amministrazioni nel rispetto di un atto di indirizzo approvato dalla Conferenza Stato-
Regioni, mediante intesa ai sensi dell’articolo 8, comma 6, della legge 5 giugno 2003, n. 131, previo
parere dell’Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA) sui criteri di verifica delle
proposte tecnico-economiche e finanziarie in ordine ai profili di coerenza e congruità della
remunerazione del capitale investito, rispetto al tasso di rendimento per investimenti nel settore delle
energie rinnovabili, con particolare riferimento al segmento idroelettrico, alle normali condizioni di
mercato.
1-bis.3. La proposta tecnico-economica e finanziaria presentata dal concessionario scaduto o uscente
per ciascuna concessione o gruppo di concessioni da riassegnare in base alla richiesta formulata dalle
regioni o province autonome, conforme alle linee guida adottate dalle regioni o province autonome,
dovrà prevedere la presentazione di un piano economico-finanziario integrato di investimenti
pluriennali sugli impianti e sul territorio, con riferimento alla cadenza sia degli interventi di
manutenzione alle opere passate in proprietà delle regioni e province autonome e sia degli ulteriori
investimenti per il periodo di durata della concessione e che soddisfi le necessità evidenziate dalle
amministrazioni rispetto a quanto previsto dalle lettere g), h), i), l) e o) del comma 1-ter. La redazione
del piano di cui al periodo precedente si fonderà sull’utilizzo di metodologie obiettive, basate su
principi di calcolo economico-finanziario generalmente accettati e idonee a riflettere che, fermo
restando l’equilibrio operativo ed economico-finanziario della gestione della specifica concessione o
gruppo di concessioni, la remunerazione del capitale investito del piano sia coerente con il tasso di
rendimento per investimenti nel settore delle energie rinnovabili, con particolare riferimento al
segmento idroelettrico, nel rispetto delle normali condizioni di mercato. Le regioni e le province
autonome per la valutazione della congruità e della rispondenza all’interesse dell’amministrazione
della proposta tecnico-economica e finanziaria presentata dal concessionario scaduto o uscente,
possono avvalersi dell’assistenza di soggetti terzi, indipendenti, individuati dalle amministrazioni tra
quelli dotati di adeguata esperienza e competenza.
1-bis.4. Nel caso in cui le regioni e le province autonome valutino la proposta congrua e nell’interesse
dell’amministrazione, deliberano in tal senso e il progetto di fattibilità tecnico-economica
conseguente dovrà essere sottoposto ad un procedimento unico condotto sulla base del comma 1-ter,
lettera m). Le regioni e le province autonome procedono all’assegnazione ai sensi del comma 1-bis,
laddove valutino la proposta non congrua ovvero non rispondente all’interesse dell’amministrazione.
Condizione per la riassegnazione della concessione è l’insussistenza, alla data del provvedimento di
assegnazione definitiva, di situazioni debitorie a carico del concessionario scaduto o uscente nei
confronti dell’amministrazione concedente inerenti alla concessione.
1-bis.5. In alternativa alla procedura di riassegnazione di cui al comma 1-bis.1, le regioni e le province
autonome, qualora lo ritengano preferibile alla luce delle proprie finalità strategiche e delle specifiche
caratteristiche economiche e territoriali delle concessioni, possono costituire con il concessionario
scaduto o uscente, in deroga alle disposizioni contenute nel decreto legislativo 19 agosto 2016, n. 175
in riferimento alle modalità di selezione del socio privato di minoranza, una società a capitale misto
pubblico privato. Nel caso di cui al periodo precedente le regioni o le province autonome richiedono
ai concessionari scaduti o uscenti di presentare una proposta tecnico-economica e finanziaria, per
ciascuna concessione o gruppo di concessioni da riassegnare alla società mista, formulata
conformemente alle linee guida di cui al precedente comma 1-bis.2. Le regioni e le province
autonome per la valutazione della congruità e della rispondenza all’interesse dell’amministrazione
della proposta tecnico-economica e finanziaria presentata dal concessionario scaduto o uscente, ai
fini della costituzione della società, possono avvalersi dell’assistenza di soggetti terzi, indipendenti,
individuati dalle amministrazioni tra quelli dotati di adeguata esperienza e competenza. Nel caso in
cui le regioni e le province autonome valutino la proposta congrua e nell’interesse
dell’amministrazione, deliberano in tal senso e in ordine alla costituzione della società. Il progetto di
fattibilità tecnico-economica conseguente dovrà essere sottoposto ad un procedimento unico condotto
sulla base del comma 1-ter, lettera m). Le regioni e le province autonome procedono all’assegnazione
ai sensi del comma 1-bis, laddove valutino la proposta non congrua ovvero non rispondente
all’interesse dell’amministrazione, ai fini della costituzione della società. Condizione per la
riassegnazione della concessione è l’insussistenza, alla data del provvedimento di assegnazione
definitiva, di situazioni debitorie a carico del concessionario scaduto o uscente nei confronti
dell’amministrazione concedente inerenti alla concessione.
1-bis.6. Le regioni e le province autonome qualora intendano applicare le procedure di cui ai commi
da 1-bis.1, 1-bis.2, 1-bis.3, 1-bis.4 e 1-bis.5 adeguano le rispettive normative di riferimento approvate
ai sensi del comma 1-ter.”.
2. Al fine di consentire alle regioni e alle province autonome di concludere l’acquisizione delle opere
di cui all’articolo 25, comma 1, del regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775 al patrimonio delle stesse,
relativamente alle concessioni già scadute alla data di entrata in vigore del presente comma e per
consentire alla Conferenza Stato-Regioni di approvare l’atto di indirizzo di cui all’articolo 12, comma
1-bis.1, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, come modificato dal presente articolo, il termine
di cui al primo periodo del comma 1-quater dell’articolo 12 del d.lgs. 79/1999 è posticipato di 12
mesi.
Art. 4
(Disposizioni in materia di concessioni geotermoelettriche)
1. Al decreto legislativo 11 febbraio 2010, n. 22, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) all’articolo 16:
1) al comma 10 è aggiunto, infine, il seguente periodo: “Per le concessioni oggetto del terzo periodo,
il termine per l’indizione della gara previsto dall’articolo 9, comma 1, è stabilito in due anni prima
della scadenza delle concessioni medesime.”;
2) al comma 10-bis, le parole “31 dicembre 2025” sono sostituite dalle seguenti: “31 dicembre 2026”;
b) dopo l’articolo 16, è inserito il seguente:
“ Art. 16-bis
(Piano pluriennale per la promozione degli investimenti)
1. Ai fini del rafforzamento dell’autonomia energetica nazionale e del conseguimento degli obiettivi
di decarbonizzazione, l’autorità competente può chiedere al concessionario uscente di presentare,
entro un termine stabilito dall’autorità medesima, comunque non successivo al 30 giugno 2024, un
piano pluriennale di investimenti, avente a oggetto:
a) interventi di manutenzione e di miglioramento tecnologico degli impianti in esercizio, anche volti
alla riduzione delle emissioni;
b) interventi minerari per recuperare il declino naturale del campo geotermico;
c) interventi per la sostenibilità ambientale, comprensivi di misure volte alla tutela e al ripristino
ambientale dei territori interessati dalla concessione di coltivazione;
d) interventi per la realizzazione di nuovi impianti di produzione e le attività minerarie a essi connesse
ovvero per il potenziamento degli impianti esistenti;
e) misure per l’innalzamento dei livelli occupazionali nei territori interessati dalla concessione di
coltivazione.
2. L’autorità competente procede alla valutazione del piano di investimenti di cui al comma 1 tenuto
conto della funzionalità dello stesso in rapporto alle finalità di cui al medesimo comma 1 e della sua
fattibilità tecnica ed economica. Entro trenta giorni dalla data di presentazione del piano di cui al
comma 1, l’autorità competente ha la facoltà di richiedere al concessionario interessato modifiche o
integrazioni del piano medesimo. In caso di valutazione positiva, da esprimersi entro trenta giorni
dalla data di presentazione del piano di cui al comma 1 ovvero entro quindici giorni dalla data di
presentazione del piano modificato o integrato ai sensi del secondo periodo del presente comma,
l’autorità competente rimodula le condizioni di esercizio della concessione di coltivazione relativa
agli impianti interessati dal piano stesso, anche sotto il profilo della durata, comunque non superiore
a venti anni, secondo quanto previsto nel piano valutato positivamente.
3. Qualora il concessionario uscente non presenti il piano ai sensi del comma 1 o l’autorità competente
non lo valuti positivamente ai sensi del comma 2, l’autorità medesima procede alla riassegnazione
della concessione di coltivazione ai sensi dell’articolo 9. Il primo periodo si applica anche nel caso in
cui l’autorità competente accerti, in sede di monitoraggio, da svolgersi secondo le modalità
disciplinate dall’autorità medesima, l’inadempimento del concessionario in ordine alla realizzazione
degli interventi e delle misure del piano, anche sotto il profilo delle relative tempistiche. Qualora
l’autorità competente accerti, in sede di monitoraggio, da svolgersi secondo le modalità disciplinate
dall’autorità medesima, l’inadempimento del concessionario in ordine alla realizzazione degli
interventi e delle misure del piano, anche sotto il profilo delle relative tempistiche, procede, entro i
successivi X giorni, alla riassegnazione della concessione di coltivazione secondo quanto previsto
all’articolo 9, commi 1, 3 e 4.”.
Art. 5
(Disposizioni per incentivare le regioni e le province autonome a ospitare impianti a fonti
rinnovabili)
1. È istituito, nello stato di previsione del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, un
Fondo di compensazione e di riequilibrio ambientale e territoriale con una dotazione di 200 milioni
di euro per ciascuno degli anni dal 2024 al 2032 da ripartire tra le regioni e le province autonome per
l’adozione di misure per la decarbonizzazione e la promozione dello sviluppo sostenibile del
territorio, a fronte della concentrazione di impianti di produzione di energia elettrica alimentati da
fonti rinnovabili. Agli oneri derivanti dal primo periodo, pari a 200 milioni di euro per ciascuno degli
anni dal 2024 al 2032, si provvede a valere sui proventi derivanti dalle aste delle quote di emissione
di anidride carbonica di cui all’articolo 23 del decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47, di competenza
del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica.
2. Ai fini dell’alimentazione del Fondo di cui al comma 1, i titolari di impianti di produzione di
energia elettrica da fonti rinnovabili di potenza superiore a 20 kW, che abbiano acquisito il titolo per
la costruzione degli impianti medesimi nel periodo intercorrente tra il 1° gennaio 2024 e il 31
dicembre 2030, sono tenuti a corrispondere al Gestore dei servizi energetici – GSE S.p.A.(GSE) un
contributo annuo pari a 10euro per ogni chilowatt di potenza dell’impianto, per i primi tre anni dalla
data di entrata in esercizio. Le risorse di cui al primo periodo sono versate dal GSE all’entrata del
bilancio dello Stato, per essere riassegnate sul Fondo di cui al comma 1, fermo restando quanto
previsto dalla convenzione di cui al comma 3.
3. Le attività necessarie all’operatività del Fondo di cui al comma 1 sono affidate al GSE e sono
disciplinate mediante apposita convenzione sottoscritta con il Ministero dell’ambiente e della
sicurezza energetica. Il GSE definisce e pubblica sul proprio sito istituzionale i flussi informativi che
Terna S.p.A., sulla base delle informazioni contenute nel sistema di Gestione delle anagrafiche uniche
degli impianti di produzione (Gaudì), è tenuta a trasmettere al Gestore medesimo in relazione agli
impianti di produzione di cui al comma 2. Agli oneri derivanti dalle attività di cui al primo periodo si
provvede a valere sul contributo di cui al comma 2. Alle attività di cui al secondo periodo si provvede
senza nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica.
4. Con decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica, d’intesa con la Conferenza
unificata di cui all’articolo 8 del decreto legislativo 28 agosto 1997, n. 281, sono stabiliti le modalità
e i criteri di riparto tra le regioni e le province autonome delle risorse del Fondo di cui al comma 1,
tenendo conto, in via prioritaria, del livello di conseguimento degli obiettivi annui di potenza
installata ai sensi dell’articolo 20, comma 2, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, nonché
dell’impatto ambientale e del grado di concentrazione territoriale degli impianti di cui al comma 2
del presente articolo. Per il solo anno 2024, il decreto di cui al primo periodo stabiliscele modalità di
riparto dello stanziamento di cui al comma 1 tra le regioni e le province autonome che abbiano
provveduto con legge all’individuazione delle aree idonee entro il termine di cui all’articolo 20,
comma 4, del decreto legislativo n. 199 del 2021, o comunque non oltre il termine del 31 dicembre
2024.
5. Il presente articolo non si applica ai titolari di impianti alimentati da fonti energetiche geotermiche
tenuti al pagamento dei contributi di cui all’articolo 16, comma 4 del decreto legislativo 11 febbraio
2010, n. 22, né ai titolari di impianti idroelettrici tenuti al pagamento di contribuiti per la realizzazione
di misure di compensazione ambientale e territoriale ai sensi dell’articolo 12, comma 1-ter, lettera l),
del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.
Art. 6
(Disposizioni in materia di limiti emissivi per la sicurezza del sistema energetico)
1. I gestori degli impianti di generazione di energia elettrica alimentati a carbone con potenza termica
nominale superiore a 300 MW che hanno usufruito delle deroghe di cui all’articolo 5-bis, comma 3,
del decreto-legge 25 febbraio 2022, n. 14, convertito, con modificazioni, dalla legge 5 aprile 2022, n.
28 e che, in considerazione del divieto di importazione del carbone russo stabilito dall’articolo 3-
duodecies del regolamento (UE) n. 833/2014 del Consiglio, del 31 luglio 2014, non riescono a
reperire sul mercato carbone di qualità tale da garantire l’osservanza dei valori limite delle emissioni,
possono usufruire di ulteriori deroghe ai sensi del medesimo articolo 5-bis, commi 3 e 3-bis, a
condizione che:
a) i medesimi impianti siano inseriti da Terna S.p.A. nell’elenco degli impianti essenziali per la
sicurezza del sistema elettrico ai sensi dell’articolo 3, comma 11, lettera a), del decreto-legge 29
novembre 2008, n. 185, convertito, con modificazioni, dalla legge 28 gennaio 2009, n. 2;
b) Terna S.p.A. dichiari che un'eventuale indisponibilità non programmata dei medesimi impianti
comporterebbe il rischio elevato del mancato rispetto degli standard di sicurezza dell’esercizio del
sistema elettrico;
c) la deroga sia limitata a quanto necessario per consentire il rispetto degli standard di sicurezza
dell'esercizio del sistema elettrico.
Art. 7
(Misure per il contributo degli impianti non abilitati alimentati da bioliquidi sostenibili alla
flessibilità del sistema elettrico)
1. Al fine di conseguire gli obiettivi dal Piano nazionale integrato energia e clima di cui al regolamento
(UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’11 dicembre 2018, è istituito un
meccanismo per la contrattualizzazione di capacità produttiva alimentata da bioliquidi sostenibili che
rispettino i requisiti e le condizioni di cui agli articoli 40 e 42 del decreto legislativo 8 novembre
2021, n. 199 e siano già in esercizio alla data di entrata in vigore della presente disposizione. Il
meccanismo di cui al primo periodo tiene conto, tra l’altro, delle specificità, anche in termini
di numero minimo di ore di funzionamento degli impianti, della logistica, dell’approvvigionamento,
dello stoccaggio e della gestione dell’energia primaria, nonché delle esigenze di mantenimento
efficiente degli impianti stessi, per quanto necessario ad assicurare il contributo dei medesimi alla
flessibilità del sistema elettrico. Entro centoventi giorni dalla data di entrata in vigore della presente
disposizione, con decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica, su proposta
dell’Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA), sono stabiliti i criteri, le modalità
e le condizioni per l’attuazione, da parte di Terna S.p.A., del meccanismo di cui al primo periodo,
nonché definiti i relativi schemi di contratto tipo.
2. A partire dalla data di entrata in vigore della presente disposizione fino alla data di entrata in
operatività del meccanismo di cui al comma 1 e comunque non oltre il 31 dicembre 2026, agli impianti
a bioliquidi sostenibili che rispettino i requisiti e le condizioni di cui agli articoli 40 e 42 del decreto
legislativo n. 199 del 2021, si applicano prezzi minimi garantiti definiti sulla base dei criteri di cui
all’articolo 3-ter del decreto-legge 29 maggio 2023, n. 57, convertito, con modificazioni, dalla legge
26 luglio 2023, n. 95. Entro sessanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione,
l’ARERAadotta i provvedimenti necessari all’attuazione delle disposizioni di cui al del primo
periodo.
3. All’articolo 298, comma 2-ter, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, sono apportate le
seguenti modificazioni:
a) al primo periodo, le parole “Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio” sono sostituite dalle
seguenti: “Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica” e le parole “ed il Ministro dello
sviluppo economico” sono soppresse;
b) il secondo periodo è sostituito dal seguente: “La commissione è composta da due rappresentanti
del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, due rappresentanti del Ministero della salute,
due rappresentanti del Ministero dell'agricoltura, della sovranità alimentare e delle foreste, nonché un
rappresentante del Dipartimento per gli affari regionali e le autonomie della Presidenza del Consiglio
dei ministri.”.
Art. 8
(Semplificazione del procedimento per la realizzazione di condensatori ad aria presso centrali
esistenti)
1. Al fine di garantire la continuità della produzione di energia elettrica e il pieno utilizzo della
capacità installata, anche in funzione del più efficiente impiego della risorsa idrica, nelle centrali
termoelettriche con potenza termica superiore a 300 MW, la realizzazione di sistemi di condensazione
ad ariain impianti già dotati di sistemi di raffreddamento ad acqua, che non comporti incremento della
potenza elettrica e che avvenga su superfici all’interno delle centrali esistenti, costituisce modifica
non sostanziale ai sensi dell’articolo 1, comma 2-bis, secondo periodo, del decreto-legge 7 febbraio
2002, n. 7, convertito, con modificazioni, dalla legge 9 aprile 2002, n. 55 ed è subordinata a
comunicazione preventiva al Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica. La comunicazione
di cui al primo periodo è effettuata almeno sessanta giorni prima della data di avvio dei lavori.
2. Agli interventi di cui al comma 1 si applicano gli articoli 6, comma 9-bis, e 29-nonies del decreto
legislativo 3 aprile 2006, n. 152.
3. Gli interventi di cui al comma 1 non sono soggetti ad autorizzazione paesaggistica ai sensi
dell’articolo 146 del codice dei beni culturali e del paesaggio di cui al decreto legislativo 22 gennaio
2004, n. 42, a condizione che siano realizzati in sostituzione di volumi esistenti all’interno della
medesima centrale termoelettrica. Ai fini di cui al primo periodo, il proponente presenta al Ministero
dell’ambiente e della sicurezza energetica, unitamente alla comunicazione di cui al comma 1, una
dichiarazione asseverata da un tecnico abilitato che attesti l’assenza di variazioni rispetto alla
volumetria esistente.
Art. 9
(Disposizioni urgenti in materia di mercato al dettaglio dell’energia elettrica)
1. Il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, per prevenire ingiustificati aumenti dei
prezzi e alterazioni delle condizioni di fornitura in esito alle procedure competitive avviate ai sensi
dell’articolo 16-ter, comma 2, del decreto-legge 6 novembre 2021, n. 152, convertito, con
modificazioni, dalla legge 29 dicembre 2021, n. 233, a completamento della liberalizzazione del
mercato elettrico e del gas e dell’avvio del servizio a tutele graduali per i clienti finali domestici senza
fornitore di energia elettrica, si avvale dell’Acquirente unico S.p.A. per l’effettuazione di campagne
informative e per lo svolgimento delle azioni previste ai sensi dell’articolo 1, comma 60-bis, della
legge 4 agosto 2017, n. 124, a valere sulle risorse del Fondo di cui al comma 2.
2. Al fine di assicurare un elevato coordinamento delle politiche e delle azioni a tutela dei consumatori
energetici e del servizio idrico integrato, a decorrere dal primo gennaio 2024, il fondo di cui
all’articolo 11-bis del decreto-legge 14 marzo 2005, n. 35, convertito, con modificazioni, dalla legge
14 maggio 2005, n. 80 è trasferito allo stato di previsione del Ministero dell’ambiente e della sicurezza
energetica. Conseguentemente, all’articolo 11-bis del decreto-legge 14 marzo 2005, n. 35, convertito,
con modificazioni, dalla legge 14 maggio 2005, n. 80, le parole “Ministro dello sviluppo economico”
sono sostituite dalle seguenti: “Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica”. La disposizione
di cui al secondo periodo si applica a decorrere dal 1° gennaio 2024.
3. L’Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) assicura, con propri provvedimenti,
che i clienti finali domestici senza fornitore di energia elettrica siano riforniti dagli operatori
individuati in esito alle procedure competitive avviate ai sensi dell’articolo 16-ter, comma 2, del
decreto-legge n. 152 del 2021, previa adeguata informazione, da svolgersi in coordinamento con le
azioni previste ai sensi dell’articolo 1, comma 60-bis, della legge n. 124 del 2017, in ordine ai
riferimenti dell’esercente il servizio a tutele graduali individuato per la loro area, prevedendo che il
trasferimento dei punti di consegna agli operatori individuati abbia luogo non prima di sei mesi e
comunque non oltre dodici mesi dalla data di conclusione delle procedure competitive.
4. All’articolo 11 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 210, il comma 2 è sostituito dai seguenti:
“2. I clienti vulnerabili di cui al comma 1 hanno diritto a essere riforniti di energia elettrica nell’ambito
del servizio di vulnerabilità di cui al presente comma, secondo condizioni disciplinate dall’Autorità
di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA), a un prezzo che riflette il costo dell’energia
elettrica nel mercato all’ingrosso e costi efficienti delle attività di commercializzazione del servizio
medesimo, determinati sulla base di criteri di mercato. Acquirente unico S.p.A. svolge, secondo
modalità stabilite da ARERA, basate su criteri di mercato, la funzione di approvvigionamento
centralizzato dell’energia elettrica all’ingrosso per la successiva cessione agli esercenti il servizio di
vulnerabilità. Il servizio di vulnerabilità è esercito da un fornitore iscritto nell’elenco dei soggetti
abilitati alla vendita di energia elettrica al dettaglio di cui al decreto del Ministro della transizione
ecologica 25 agosto 2022, n. 164, individuato mediante procedure competitive svolte da Acquirente
unico S.p.A. ai sensi del comma 2-bis, lettera b).
2-bis. L’ARERA adotta misure per la disciplina del servizio di vulnerabilità nel rispetto dei seguenti
criteri:
a) il servizio è limitato alla sola fornitura di energia elettrica;
b) il servizio è assegnato, per una durata non superiore a sei anni, mediante procedure competitive,
relative a un’unica area nazionale, conformi ai principi di trasparenza, pubblicità, massima
partecipazione e non discriminazione e la conclusione della prima procedura di aggiudicazione
avviene non oltre il 31° dicembre 2025;
c) l’esercente il servizio di vulnerabilità può avvalersi dell’azienda o del ramo d’azienda degli
esercenti il servizio di cui all’articolo 1, comma 2, del decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito,
con modificazioni, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125, e subentrare nei rapporti giuridici in capo allo
stesso al momento della cessazione del servizio di cui al citato articolo 1, comma 2, del decreto-legge
n. 73 del 2007, correlati al servizio medesimo;
d) ai fini dell’individuazione dell’offerta economicamente più vantaggiosa, si tiene conto
dell’esercizio della facoltà di cui alla lettera c) prevedendo una rimodulazione dell’offerta
commisurata al minor reintegro dei costi da riconoscere agli esercenti il servizio di cui all’articolo 1,
comma 2, del decreto-legge n. 73 del 2007;
e) è stabilito un valore limite al corrispettivo di assegnazione del servizio di cui lettera b), tenuto
conto di quanto previsto alla lettera d);
f) il fornitore individuato per l’esercizio del servizio di vulnerabilità svolge la relativa attività in
maniera separata rispetto a ogni altra attività svolta al di fuori del servizio medesimo e, in ogni caso,
non può utilizzare:
1) il canale di commercializzazione del servizio di vulnerabilità per promuovere offerte sul mercato;
2) i dati e le informazioni acquisite nello svolgimento del servizio di vulnerabilità per attività diverse
da quella di commercializzazione del servizio stesso;
3) per l’esercizio del servizio di vulnerabilità, lo stesso marchio con cui svolge attività al di fuori del
servizio medesimo;
g) le condizioni economiche inerenti all’esercizio della facoltà di cui alla lettera c) sono definite in
modo che i relativi costi annui totali siano non superiori a quelli che sarebbero riconosciuti agli
esercenti il servizio di cui all’articolo 1, comma 2, del decreto-legge n. 73 del 2007, per la
prosecuzione del servizio medesimo con riferimento ai clienti vulnerabili.
2-ter. In caso di mancata aggiudicazione del servizio di vulnerabilità all’esito delle procedure
competitive disciplinate ai sensi del comma 2-bis, Acquirente unico S.p.A. provvede a svolgere una
nuova procedura entro ventiquattro mesi dalla precedente.”.
5. Entro sei mesi del termine del servizio di cui all’articolo 1, comma 2, del decreto-legge 18 giugno
2007, n. 73, convertito, con modificazioni, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125, stabilito ai sensi
dell’articolo 16-ter, comma 3, del decreto-legge 6 novembre 2021, n. 152, convertito, con
modificazioni, dalla legge 29 dicembre 2021, n. 233, gli esercenti cessati presentano al Ministero
dell’ambiente e della sicurezza energetica e all’Autorità di regolazione per energia reti e ambiente
(ARERA) una relazione che indica i costi non recuperabili, alla data di cessazione del servizio,
direttamente imputabili al servizio medesimo. L’ARERA disciplina i termini e la modalità per la
presentazione della relazione ai sensi del primo periodo. In sede di individuazione dei costi di cui al
primo periodo ARERA tiene conto dei ricavi ottenibili dallo svolgimento dell’attività di
commercializzazione del servizio di vulnerabilità di cui all’articolo 11, comma 2, del decreto
legislativo 8 novembre 2021, n. 210. Tra i costi di cui al primo periodo sono inclusi quelli relativi al
personale, anche non dipendente, impiegato in via esclusiva per la gestione commerciale pregressa
del servizio di cui all’articolo 1, comma 2, del decreto-legge n. 73 del 2007, eventualmente anche
oggetto di procedure di stabilizzazione nel corso del processo di progressiva apertura del mercato ai
sensi della legge 4 agosto 2017, n. 124, al netto dei costi strumentali e di personale funzionali
all’esercizio del servizio di vulnerabilità di cui all’articolo 11, commi 2, del decreto legislativo n. 210
del 2021, svolto in via diretta ovvero per il tramite delle società appartenenti al medesimo gruppo. I
costi di cui al primo periodo sono riconosciuti con decreto del Ministero dell’ambiente e della
sicurezza energetica, su proposta di ARERA, previa decisione favorevole della Commissione europea
ai sensi dell’articolo 108, paragrafo 3, del Trattato sul funzionamento dell’Unione europea e sono
posti a carico degli utenti del sistema elettrico.
6. L’articolo 36-ter del decreto-legge 4 maggio 2023, n. 48, convertito, con modificazioni, dalla legge
3 luglio 2023, n. 85, è abrogato.
Art. 10
(Disposizioni in materia di stoccaggio geologico di CO2)
1. Al decreto legislativo 14 settembre 2011, n. 162, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) all’articolo 3, comma 1, dopo la lettera a), è inserita la seguente:
“a-bis) programmi sperimentali di stoccaggio geologico di CO2: stoccaggio geologico di CO2 che
avviene, per un periodo di tempo limitato e a fini di sperimentazione, all’interno di giacimenti di
idrocarburi esauriti situati nel mare territoriale e nell’ambito della zona economica esclusiva e della
piattaforma continentale;”;
b) all’articolo 7:
1) al comma 3, secondo periodo, le parole “autorizzare i titolari delle relative concessioni di
coltivazione a svolgere programmi sperimentali di stoccaggio geologico di CO2, ai sensi delle
previsioni di cui agli articoli 8, comma 7, e 14, comma 1, in quanto applicabili” sono sostituite dalle
seguenti: “rilasciare licenze di esplorazione, autorizzazioni a svolgere programmi sperimentali di
stoccaggio geologico di CO2, autorizzazioni allo stoccaggio geologico di CO2 ai sensi del presente
decreto”;
2) al comma 4, dopo le parole “comma 3” sono aggiunte inserite le seguenti “, primo periodo,”;
3) al comma 8, dopo le parole “stoccaggio di CO2” sono inserite le seguenti: “o la domanda di
autorizzazione a svolgere programmi sperimentali di stoccaggio di CO2”;
4) ai commi 9 e 10, dopo le parole “stoccaggio di CO2” sono inserite le seguenti: “, anche nel caso in
cui lo stesso avvenga nell’ambito di programmi sperimentali,”;
c) all’articolo 8, comma 5, secondo periodo, le parole “proroga per un ulteriore periodo massimo di
anni 2” sono sostituite dalle seguenti: “proroghe, fino a un massimo di tre e per una durata non
superiore a due anni ciascuna”;
d) dopo l’articolo 11, sono inseriti i seguenti:
“ Art. 11-bis
(Autorizzazioni allo svolgimento di programmi sperimentali di stoccaggio di CO2)
1. Le autorizzazioni allo svolgimento di programmi sperimentali di stoccaggio geologico di CO2 sono
rilasciate ai soggetti richiedenti, su parere del Comitato, dal Ministero dell’ambiente e della sicurezza
energetica, con procedimento unico nel cui ambito viene acquisito ogni atto di assenso delle
amministrazioni interessate, comprese le valutazioni ambientali di cui al titolo III della parte seconda
del decreto legislativo n. 152 del 2006, secondo la procedura di cui all’articolo 11-ter. Qualora lo
stoccaggio geologico di CO2 a fini sperimentali di cui al primo periodo imponga anche la
realizzazione ovvero l’uso di infrastrutture a terra, l’autorizzazione di cui al medesimo periodo è
rilasciata previa intesa della regione territorialmente interessata.
2. I soggetti richiedenti dimostrano di essere in possesso delle capacità tecniche, organizzative ed
economiche necessarie allo svolgimento delle attività del programma sperimentale, secondo quanto
previsto all’allegato III.
3. L’autorizzazione di cui al comma 1 ha una durata massima di tre anni. Entro la data di scadenza, il
soggetto autorizzato può richiedere proroghe, fino a un massimo di tre e per una durata non superiore
a due anni ciascuna, documentando le operazioni svolte, le motivazioni che non hanno permesso di
ultimare la sperimentazione nei tempi previsti e gli elementi che consentono di prevedere un risultato
positivo della sperimentazione, nonché il tempo ulteriormente necessario per completare la
sperimentazione stessa. Durante il periodo di validità dell’autorizzazione non sono consentiti utilizzi
del sito oggetto di sperimentazione incompatibili con quanto previsto dall’autorizzazione medesima.
4. I progetti relativi ai programmi sperimentali di stoccaggio geologico di CO2 sono sottoposti, fermo
restando quanto previsto all’articolo 7, comma 3, terzo periodo, alle valutazioni ambientali di cui al
titolo III della parte seconda del decreto legislativo n. 152 del 2006 e l’autorizzazione di cui al comma
1 è rilasciata a condizione che:
a) sia stato presentato un programma di indagine idoneo, coerente con i criteri fissati nell’allegato I;
b) siano esclusi effetti negativi a danno di concessioni minerarie esistenti o di giacimenti minerari;
c) siano previste le misure necessarie a garantire la prevenzione di pericoli per la vita, la salute e la
proprietà delle persone addette al servizio e dei terzi;
d) siano garantite e intraprese le precauzioni adeguate per la protezione dei beni ambientali e, qualora
ciò non sia possibile, venga garantito il ripristino dei beni stessi;
e) non siano compromesse la sicurezza, l’ambiente e l’efficienza del traffico marittimo;
f) la posa in opera, la manutenzione e la gestione di cavi sottomarini e condotte, nonché l’effettuazione
di ricerche oceanografiche o altre ricerche scientifiche, non danneggino la pesca, più di quanto non
sia imposto dalle circostanze e in maniera impropria;
g) la prova dell’avvenuta prestazione della garanzia finanziaria o di altro mezzo equivalente ai sensi
dell’articolo 25, prima che abbiano inizio le attività di sperimentazione, fatta eccezione per i progetti
relativi a programmi sperimentali che interessino un volume complessivo di stoccaggio geologico
di CO2 inferiore a 100.000 tonnellate.
5. In caso di autorizzazione allo svolgimento di programmi sperimentali di cui al presente articolo, si
applicano gli articoli 14, comma 3, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, comma 3, 27 e 33. L’articolo
25 non si applica nel caso di autorizzazione allo svolgimento di programmi sperimentali che
interessino un volume complessivo di stoccaggio geologico di CO2 inferiore a 100.000 tonnellate.
6. Eventuali modifiche del programma sperimentale di stoccaggio geologico di CO2 oggetto di
autorizzazione sono consentite previa approvazione del Ministero dell’ambiente e della sicurezza
energetica, su parere del Comitato.
7. In caso di inosservanza delle prescrizioni autorizzatorie, il Ministero dell’ambiente e della
sicurezza energetica, anche su segnalazione del Comitato, procede, secondo la gravità delle infrazioni,
alla diffida, con eventuale sospensione temporanea dell’attività di sperimentazione, del soggetto
interessato, assegnando un termine entro il quale devono essere sanate le irregolarità.
8. Il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, anche su segnalazione del Comitato,
dispone la revoca dall’autorizzazione di cui al presente articolo:
a) in caso di mancato adeguamento alle prescrizioni oggetto della diffida di cui al comma 7 ovvero
in caso di reiterate violazioni che determinino situazioni di pericolo o di danno per l’ambiente;
b) in caso di mancata presentazione della relazione di cui all’articolo 20;
c) se dalla relazione di cui all’articolo 20 o dalle ispezioni effettuate ai sensi dell’articolo 21 emerge
il mancato rispetto delle condizioni fissate nell’autorizzazione o rischi di fuoriuscite o di irregolarità
significative;
d) in caso di violazione dell’articolo 14, comma 3.
9. Nel caso in cui venga disposta la revoca ai sensi del comma 8, si applica l’articolo 17, comma 4,
primo, secondo e terzo periodo. Qualora sussistano le condizioni di sicurezza per il proseguimento
delle operazioni di stoccaggio sperimentale da parte di un soggetto terzo, il sito di stoccaggio è messo
a disposizione di altri concorrenti, autorizzati ai sensi del presente articolo.
10. Le opere necessarie allo stoccaggio geologico di CO2 nell’ambito del programma sperimentale e
quelle necessarie per il trasporto al sito di stoccaggio sono dichiarate di pubblica utilità ai sensi
del decreto del Presidente della Repubblica 8 giugno 2001, n. 327.
11. Le domande di autorizzazione allo svolgimento di programmi sperimentali di cui al presente
articolo contengono le informazioni di cui alle lettere a), b), c), d), e), f), g), i), m), n), o), p), q), r) e
s) del comma 1 dell’articolo 13 e le finalità delle attività oggetto dei programmi stessi. Il primo
periodo si applica anche nel caso di programmi sperimentali che interessino un volume
complessivo di stoccaggio geologico di CO2 inferiore a 100.000 tonnellate, fatta eccezione per
l’articolo 13, comma 1, lettera r).
12. Per ciascuna unità idraulica è rilasciata un’unica autorizzazione. Ai fini del rilascio
dell’autorizzazione di cui al presente articolo, nel caso di più siti di stoccaggio insistenti nella stessa
unità idraulica, le potenziali interazioni di pressione debbono essere tali che tutti i siti rispettino
simultaneamente le prescrizioni del presente decreto.
13. L’autorizzazione di cui al presente articolo reca i seguenti elementi:
a) il nome, i dati fiscali e l’indirizzo del gestore;
b) l’ubicazione e la delimitazione precise del sito di stoccaggio e del complesso di stoccaggio, nonché
i dati sulle unità idrauliche interessate;
c) le prescrizioni in materia di gestione dello stoccaggio, il quantitativo totale di CO2 consentito ai
fini dello stoccaggio geologico, i limiti di pressione per le rocce serbatoio, le portate e le pressioni di
iniezione massimi;
d) la composizione del flusso di CO2 per la procedura di valutazione dell'accettabilità dello stesso ai
sensi dell'articolo 18;
e) il piano di monitoraggio approvato, l’obbligo di mettere in atto il piano medesimo e di aggiornarlo
ai sensi dell’articolo 19, nonché le istruzioni in materia di comunicazione ai sensi dell’articolo 20;
f) l’obbligo di informare il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica e, per conoscenza, il
Comitato, in caso di qualunque irregolarità o rilascio di CO2 e di mettere in atto gli opportuni
provvedimenti correttivi a norma dell'articolo 22;
g) le condizioni per la chiusura e la fase di post-chiusura di cui all’articolo 23;
h) fatta eccezione per i progetti relativi a programmi sperimentali che interessino un volume
complessivo di stoccaggio geologico di CO2 inferiore a 100.000 tonnellate, l’obbligo di presentare
la prova dell’avvenuta prestazione della garanzia finanziaria o di altro mezzo equivalente prima che
abbiano inizio le attività di stoccaggio ai sensi dell’articolo 25.
Art. 11-ter
(Norme procedurali per il rilascio dell’autorizzazione allo svolgimento di programmi sperimentali
di stoccaggio di CO2)
1. La domanda per il rilascio dell'autorizzazione allo svolgimento di programmi sperimentali di
stoccaggio di CO2 di cui all’articolo 11-bis è redatta in forma cartacea e su supporto informatico ed
è trasmessa al Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica e al Comitato, nonché, nei casi di
cui all’articolo 11-bis, comma 1, secondo periodo, alla regione interessata, esclusivamente su
supporto informatico. Il soggetto interessato garantisce la conformità della domanda redatta in forma
cartacea con quella presentata su supporto informatico e sottoscritta con firma digitale basata su un
certificato qualificato, rilasciato da un certificatore accreditato ai sensi del decreto legislativo n. 82
del 2005. La domanda è pubblicata sul sito web del Ministero dell’ambiente e della sicurezza
energetica.
2. Nel caso di aree per le quali siano disponibili informazioni sufficienti alla valutazione del
complesso di stoccaggio, ulteriori istanze che insistono sulla stessa area sono presentate entro 30
giorni dalla data di pubblicazione della prima istanza.
3. Il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, ai fini del rilascio dell’autorizzazione di cui
all’articolo 11-bis, convoca un’apposita conferenza dei servizi ai sensi della legge n. 241 del 1990,
alla quale partecipano tutte le amministrazioni interessate.
4. Il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica rilascia l’autorizzazione di cui all’articolo
11-bis entro 120 giorni dalla data di presentazione della domanda o dal termine del periodo di
concorrenza di cui al comma 2. Nel caso in cui, nell’ambito della conferenza dei servizi di cui al
comma 3, pervengano richieste di integrazioni documentali ovvero di chiarimenti da parte di
un’amministrazione coinvolta in relazione ad aspetti di propria competenza, il soggetto interessato
provvede a trasmettere le integrazioni ovvero i chiarimenti richiesti entro i successivi 30 giorni, con
contestuale sospensione del termine di cui al primo periodo. Ciascuna amministrazione può formulare
la richiesta di cui al secondo periodo una sola volta.
5. Nei casi di cui all’articolo 11-bis, comma 1, secondo periodo, la regione rende l’intesa nel termine
di 90 giorni dalla ricezione della domanda di autorizzazione.
6. L’autorizzazione di cui all’articolo 11-bis comprende ogni altra autorizzazione, approvazione,
visto, nulla osta o parere, comunque denominati, previsti dalle norme vigenti, costituendo titolo a
costruire e a esercitare tutte le opere e tutte le attività previste nel progetto approvato. Nel
procedimento unico sono compresi, oltre alle autorizzazioni minerarie, tutti gli atti necessari alla
realizzazione delle relative attività, quali giudizio di compatibilità ambientale, varianti agli strumenti
urbanistici, dichiarazione di pubblica utilità dell’opera e apposizione del vincolo preordinato
all’esproprio dei beni compresi nel complesso di stoccaggio, nonché l’intesa con la regione interessata
nei casi di cui all’articolo 11-bis, comma 1, secondo periodo.
7. In caso di concorrenza ai sensi del comma 2, l’autorizzazione di cui all’articolo 11-bis è rilasciata
sulla base della valutazione tecnica della documentazione presentata, nonché tenuto conto del
programma lavori presentato dal soggetto richiedente, del grado di compatibilità con le eventuali
attività minerarie già in atto nella medesima area, delle modalità di svolgimento dei programmi lavori,
con particolare riferimento alla sicurezza e alla salvaguardia ambientale, dei tempi programmati e dei
costi.”;
e) all’articolo 12:
1) dopo il comma 4, è inserito il seguente:
“4-bis. Fatte salve le valutazioni tecniche relative al programma di stoccaggio, ai fini del rilascio
dell’autorizzazione di cui al presente articolo per un determinato sito, è data precedenza al titolare
dell’autorizzazione a svolgere, nel medesimo sito di stoccaggio, programmi sperimentali di
stoccaggio geologico di CO2 ai sensi dell’articolo 11-bis, a condizione che il programma sperimentale
autorizzato sia stato ultimato e che la domanda di autorizzazione di cui al presente articolo, non
soggetta a concorrenza, sia presentata durante il periodo di validità dell’autorizzazione allo
svolgimento di programmi sperimentali.”;
2) il comma 8 è abrogato;
f) all’articolo 13, il comma 2 è abrogato;
g) all’articolo 16:
1) al comma 2, dopo le parole “per le quali non sia stata rilasciata in precedenza una licenza di
esplorazione” sono inserite le seguenti: “o una autorizzazione a svolgere programmi sperimentali di
stoccaggio geologico di CO2 ai sensi dell’articolo 7, comma 3, secondo periodo”;
2) il comma 8 è sostituito dal seguente:
“8. In caso di concorrenza ai sensi del comma 2, l’autorizzazione di cui all’articolo 12 è rilasciata
sulla base della valutazione tecnica della documentazione presentata, nonché tenuto conto del
programma lavori presentato dal soggetto richiedente, del grado di compatibilità con le eventuali
attività minerarie già in atto nella medesima area, delle modalità di svolgimento dei programmi lavori,
con particolare riferimento alla sicurezza e alla salvaguardia ambientale, dei tempi programmati e dei
costi.”;
3) il comma 12 è abrogato;
h) all’articolo 25, dopo il comma 2, è inserito il seguente:
“2-bis. Nelle more della data di entrata in vigore del decreto di cui al comma 2, l’entità della garanzia
finanziaria è stabilita, previo parere del ComitatoETS di cui all’articolo 4 del decreto legislativo 9
giugno 2020, n. 47, in sede di rilascio delle licenze ovvero delle autorizzazioni allo stoccaggio, tenuto
conto dei costi da sostenere per la realizzazione del progetto, di ogni obbligo derivante dalla licenza
ovvero dall’autorizzazione, compresi quelli di chiusura e post-chiusura, dei costi da sostenere in caso
di fuoriuscite o irregolarità ai sensi dell’articolo 22, nonché delle capacità tecniche, organizzative ed
economiche del soggetto interessato, incluso il livello di rating di lungo termine del medesimo, anche
sulla base di apposita documentazione richiesta allo stesso.”;
i) all’articolo 27, dopo il comma 2 è inserito il seguente:
“2-bis. Nelle more della data di efficacia del decreto di cui al comma 2, gli oneri derivanti dalle attività
svolte ai sensi degli articoli 4 e 6, comma 1, nonché dal Ministero dell’ambiente e della sicurezza
energetica per il rilascio di licenze di esplorazione, autorizzazioni allo stoccaggio geologico di CO2
o autorizzazioni a svolgere programmi sperimentali di stoccaggio geologico di CO2 ai sensi del
presente articolo, sono posti a carico degli operatori interessati dalle attività medesime mediante il
versamento di un contributo di importo non superiore all’uno per mille del valore delle opere da
realizzare. L’obbligo di cui al primo periodo non si applica ai procedimenti per i quali, alla data di
entrata in vigore della presente disposizione, si sia già conclusa l’istruttoria.”;
l) all’articolo 31:
1) al comma 1, dopo le parole “geologico di CO2” sono inserite le seguenti: “, anche nell’ambito di
programmi sperimentali,”;
2) il comma 2 è soppresso.
2. Il comma 1 si applica alle richieste per l’ottenimento delle licenze di esplorazione, alle domande
di autorizzazione allo svolgimento di programmi sperimentali di stoccaggio geologico di CO2, alle
domande di autorizzazione allo stoccaggio geologico di CO2 presentate successivamente alla data di
entrata in vigore della presente disposizione.
3. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, il Ministero
dell’ambiente e della sicurezza energetica, anche avvalendosi di società aventi comprovata esperienza
nei settori della cattura, trasporto e stoccaggio di CO2, anche per gli aspetti relativi alla regolazione
tecnica ed economica, predispone, senza nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica, uno
studio propedeutico a:
a) effettuare la ricognizione della normativa vigente relativa alla filiera carbon capture utilization and
storage (CCUS), nell’ottica di delineare un quadro di riferimento normativo funzionale all’effettivo
sviluppo della filiera stessa, anche tenendo conto delle esperienze europee e internazionali in materia;
b) elaborare schemi di regolazione tecnico-economica dei servizi di trasporto e stoccaggio della CO2;
c) elaborare schemi di regole tecniche per la progettazione, la costruzione, il collaudo, l’esercizio e
la sorveglianza delle reti di trasporto, ivi incluse le reti per il trasporto della CO2 dal sito di
produzione, cattura e raccolta alle stazioni di pompaggio;
d) effettuare analisi di fattibilità e di sostenibilità, anche sotto il profilo dei costi, dei processi di cattura
della CO2 per le diverse tipologie di utenza;
e) individuare la platea di potenziali fruitori del servizio di trasporto e stoccaggio della CO2
nell’ambito dei settori industriali hard to abate e termoelettrico;
f) definire le modalità per la remunerazione ed eventuali meccanismi di supporto per le diverse fasi
della filiera della cattura trasporto utilizzo e stoccaggio della CO2.
4. Il decreto di cui all’articolo 28, comma 2, del decreto legislativo n. 162 del 2011, è adottato entro
centottanta giorni dalla data di predisposizione dello studio di cui al comma 3 del presente articolo.
5. All’articolo 52-bis, comma 1, del decreto del Presidente della Repubblica 8 giugno 2001, n. 327,
dopo le parole “ivi incluse le opere, gli impianti e i servizi accessori connessi o funzionali all’esercizio
degli stessi,” sono inserite le seguenti: “le condotte necessarie per il trasporto e funzionali per lo
stoccaggio di biossido di carbonio,”.
Art. 11
(Misure per lo sviluppo di un polo strategico per l’eolico galleggiante in mare)
Art. 12
(Misure in materia di infrastrutture di rete elettrica)
1. Al fine di garantire la programmazione efficiente delle infrastrutture della rete elettrica di
trasmissione nazionale, in coordinamento con lo sviluppo degli impianti di produzione di energia da
fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo di energia, entro centottanta giorni dalla data di entrata in
vigore della presente disposizione, Terna S.p.A., in qualità di gestore della rete elettrica di
trasmissione nazionale, istituisce un Portale digitale:
a) riportante, a beneficio dei soggetti di cui al comma 2, i dati e le informazioni, inclusi quelli relativi
alla localizzazione, degli interventi di sviluppo della rete elettrica di trasmissione nazionale, nonché
delle richieste di connessione alla medesima rete degli impianti di produzione di energia da fonti
rinnovabili, dei sistemi di accumulo di energia e degli impianti di consumo;
b) per l’accesso, da parte dei soggetti di cui al comma 2, alle relazioni di monitoraggio sullo stato di
avanzamento dei procedimenti di connessione alla rete elettrica di trasmissione nazionale in
prospettiva del raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione al 2030 e al 2050, predisposte da
Terna medesima.
2. Per le finalità di cui al comma 1, accedono al Portale di cui al medesimo comma il Ministero
dell’ambiente e della sicurezza energetica, l’Autorità di regolazione per energia reti e ambiente
(ARERA), nonché le regioni e le province autonome di Trento e Bolzano.
3. La gestione e l’aggiornamento del Portale di cui al comma 1 sono affidati a Terna S.p.A..
4. Entro centoventi giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, l’ARERA, su
proposta di Terna S.p.A., disciplina le modalità di funzionamento del Portale di cui al comma 1 e la
copertura dei costi sostenuti ai sensi del medesimo comma 1 e del comma 3.
5. Fatta salva l’applicazione di regimi più favorevoli previsti dalla vigente normativa regionale o
provinciale, allo scopo di conseguire gli obiettivi di smartizzazione delle infrastrutture di rete del
Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR), fino al 31 dicembre 2026, per la realizzazione delle
cabine primarie e degli elettrodotti, senza limiti di estensione e fino a 30 kV, prevista nell’ambito di
progetti ammessi ai finanziamenti di cui all’Investimento 2.1, Componente 2, Missione 2, del Piano
medesimo, nonché per la realizzazione delle opere accessorie indispensabili all’attuazione dei
progetti stessi, si applicano i commi 6, 7, 8 e 9.
6. Ferma restando l’acquisizione del consenso dei proprietari delle aree interessate, nei casi in cui non
sussistano vincoli ambientali, paesaggistici, culturali o imposti dalla normativa eurounitaria, la
costruzione e l’esercizio delle opere e delle infrastrutture di cui al comma 5 avviene mediante
denuncia di inizio lavori (DIL) presentata alle regioni o alle province autonome almeno trenta giorni
prima dell’effettivo inizio dei lavori. La DIL è corredata dal progetto definitivo e da una relazione
attestante la conformità e la compatibilità delle opere e delle infrastrutture da realizzare con gli
strumenti pianificatori approvati e il non contrasto con quelli adottati nonché ai regolamenti edilizi
vigenti e l’assenza di vincoli ai sensi del primo periodo.
7. Nei casi in cui sussistano vincoli ambientali, paesaggistici, culturali o imposti dalla normativa
eurounitaria ovvero occorra l’acquisizione della dichiarazione di pubblica utilità o l’autorizzazione
in variante agli strumenti urbanistici esistenti, la costruzione e l’esercizio delle opere e delle
infrastrutture di cui al comma 5 avviene a seguito del rilascio di un’autorizzazione unica, secondo
quanto previsto dalla vigente normativa regionale o provinciale. Entro cinque giorni dalla data di
presentazione dell’istanza di autorizzazione unica ai sensi del primo periodo, l’amministrazione
procedente adotta lo strumento della conferenza semplificata di cui all’articolo 14-bis della legge 7
agosto 1990, n. 241, con le seguenti modificazioni:
a) fermo restando il rispetto della normativa eurounitaria, ogni amministrazione coinvolta rilascia le
determinazioni di competenza entro il termine di trenta giorni, decorso il quale senza che
l’amministrazione si sia espressa la determinazione si intende rilasciata positivamente e senza
condizioni;
b) fuori dai casi di cui all’articolo 14-bis, comma 5, della legge n. 241 del 1990, l’amministrazione
procedente svolge, entro quindici giorni decorrenti dalla scadenza del termine per il rilascio delle
determinazioni di competenza delle singole amministrazioni ai sensi della lettera a), con le modalità
di cui all’articolo 14-ter, comma 4, della legge medesima, una riunione telematica di tutte le
amministrazioni coinvolte nella quale prende atto delle rispettive posizioni e procede, entro il termine
perentorio di dieci giorni dalla convocazione della riunione telematica, all’adozione della
determinazione motivata conclusiva della conferenza di servizi.
8. L’istanza di autorizzazione unica di al comma 7, lettera a) si intende accolta qualora, entro novanta
giorni dalla data di presentazione dell’istanza medesima, non sia stato comunicato un provvedimento
di diniego ovvero non sia stato espresso un dissenso congruamente motivato, da parte di
un’amministrazione preposta alla tutela ambientale, paesaggistico-territoriale o dei beni culturali. Nei
casi di cui al primo periodo, fermi restando gli effetti comunque intervenuti dell’accoglimento,
l’amministrazione procedente è tenuta, su richiesta del soggetto interessato, a rilasciare, in via
telematica, un’attestazione circa l’intervenuto rilascio dell’autorizzazione unica. Decorsi inutilmente
dieci giorni dalla richiesta di cui al secondo periodo, l’attestazione è sostituita da una dichiarazione
del soggetto interessato ai sensi dell’articolo 47 del decreto del Presidente della Repubblica 28
dicembre 2000, n. 445. Nei casi di dissenso congruamente motivato da parte di una o più delle
amministrazioni coinvolte nel procedimento, ove non sia stata adottata la determinazione conclusiva
della conferenza di servizi nel termine di cui al comma 7, lettera b), il Presidente della regione, su
istanza del soggetto interessato, assume la determinazione motivata conclusiva della conferenza dei
servizi entro il termine di quindici giorni dalla ricezione della predetta istanza, direttamente o
mediante un commissario ad acta.
9. I commi 6, 7 e 8 si applicano, su richiesta del soggetto interessato, anche alle procedure per la
costruzione e l’esercizio delle opere e delle infrastrutture di cui al comma 5 in corso alla data di
entrata in vigore della presente disposizione.
Art. 13
(Disposizioni urgenti per l’implementazione lo sviluppo dei di progetti di teleriscaldamento e
teleraffrescamento)
1. Al fine di favorire la realizzazione di nuovi sistemi di teleriscaldamento ovvero di
teleraffrescamento efficiente o l’ammodernamento di quelli esistenti, sono destinatericonosciute, per
l’anno 2024, nel limite risorse pari adi 96.718.200 euro per l’anno 2024, all’attuazione dei le
agevolazioni di cui al decreto del Ministro della transizione ecologica 30 giugno 2022, recante
“Attuazione della Missione 2, Componente 3, Investimento 3.1, del Piano nazionale di ripresa e
resilienza - Promozione di un teleriscaldamento efficiente”, ai progetti di cui all’Allegato 1 al decreto
del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica 23 dicembre 2022, n. 435, a condizione che
i medesimi non siano finanziati a valere sulle risorse di cui all’Investimento 3.1, Missione 2,
Componente 3, del Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR).
2. Agli oneri derivanti dal comma 1, pari a 96.718.200 euro per l’anno 2024, si provvede:
a) per un importo pari a 77.266.712,84 euro, a valere sulle quote dei proventi derivanti dalle aste CO2
maturate nell’anno 2021, secondo quanto previsto con deliberazione del Comitato interministeriale
per la transizione ecologica (CITE) del 18 settembre 2023, adottata ai sensi dell’articolo 23, comma
8-bis, secondo periodo, del decreto-legislativo 9 giugno 2020, n. 47;
b) per un importo pari a 19.451.487,16 euro, a valere sulle quote dei proventi derivanti dalle aste CO2
maturate nell’anno 2022 di competenza del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica,
conformemente all’articolo 23, comma 7, lettera m), del decreto-legislativo n. 47 del 2020.