Incentivi FER elettriche non fotovoltaiche dal 1 gen. 2013

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Incentivi FER elettriche non fotovoltaiche dal 1 gen. 2013

Última actualización en Martes, 01 de Mayo de 2012 10:08 Escrito por Administrator Martes, 01 de Mayo de 2012 09:47

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Il Ministro dello Sviluppo Economico

di concerto con

IL MINISTRO DELL'AMBIENTE E DELLA TUTELA DEL TERRITORIO E DEL MARE

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

VISTA la legge n. 296 del 2006 (finanziaria 2007);

VISTA la legge n. 244 del 2007 (finanziaria 2008);

VISTO il decreto-legge 10 gennaio 2006, n. 2, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 marzo
2006, n. 81, recante interventi urgenti per i settori dell'agricoltura, dell'agroindustria, della pesca,
nonché in materia di fiscalità d'impresa;

VISTO il decreto legislativo n. 79 del 1999, di attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme
comuni per il mercato interno dell'energia elettrica;

VISTO il decreto legislativo n. 387 del 2003, recante attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa
alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno
dell'elettricità, e relativi provvedimenti di attuazione;

VISTO il decreto legislativo n. 152 del 2006, recante norme in materia ambientale;

VISTO il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, di attuazione della direttiva 2009/28/CE, e in
particolare:

- l’articolo 23, in base al quale i regimi di sostegno sono volti a delineare un quadro generale
per la promozione della produzione di energia da fonti rinnovabili in misura adeguata al
raggiungimento degli obiettivi di cui all’articolo 3, attraverso la predisposizione di criteri e
strumenti che promuovano l’efficacia, l’efficienza, la semplificazione e la stabilità nel
tempo dei sistemi di incentivazione, perseguendo nel contempo l’armonizzazione con altri
strumenti di analoga finalità e la riduzione degli oneri di sostegno specifici in capo ai
consumatori;
- l’articolo 24, il quale individua gli aspetti da disciplinare con i decreti richiamati al
precedente alinea;
- il comma 5 dello stesso articolo 24, il quale prevede che con decreti del Ministro dello
sviluppo economico di concerto con il Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio e
del mare e, per i profili di competenza, con il Ministro delle politiche agricole e forestali,
sentite l’Autorità per l’energia elettrica e il gas e la Conferenza unificata di cui all’articolo 8

del decreto legislativo 28 agosto 1997, n. 281, sono definite le modalità per l’attuazione dei
sistemi di incentivazione alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, nel rispetto
dei criteri di cui ai commi 2, 3 e 4 del medesimo articolo 24;
- il comma 9 dello stesso articolo 24, che prevede specifici incentivi per la produzione di
energia mediante impianti tecnologicamente avanzati;

VISTO il primo Piano di azione per le energie rinnovabili (PAN), trasmesso alla Commissione
europea a giugno 2010;

VISTO il decreto del Ministro dello sviluppo economico del 18 dicembre 2008 per l’incentivazione
della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, ai sensi dell'articolo 2, comma 150, della
legge n. 244 del 2007;

VISTO il decreto del Ministro dello sviluppo economico 05 maggio 2011 recante incentivazione
della produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici, emanato in attuazione
dell’articolo 25, comma 10, del decreto legislativo n. 28 del 2011;

VISTO il decreto del Ministro dello sviluppo economico 4 agosto 2011, recante integrazioni al
decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, di attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione
della cogenerazione basata su una domanda di calore utile sul mercato interno dell'energia, e
modificativa della direttiva 92/42/CE;

VISTO il decreto del Ministro dello sviluppo economico 5 settembre 2011 di definizione del nuovo
regime di sostegno per la cogenerazione ad alto rendimento;

RITENUTO che le energie rinnovabili siano un pilastro fondamentale della strategia energetica
italiana, considerando, inoltre, che:

- l’Italia ha pienamente aderito allo spirito del cd. Pacchetto clima-energia “20-20-20”
(Direttiva 2009/28/CE), nato per creare uno scenario energetico europeo più sostenibile e
sicuro, attraverso la riduzione delle emissioni di CO2, l’aumento del ricorso a energie
rinnovabili e la maggior efficienza energetica;
- l’obiettivo italiano sulle energie rinnovabili derivante da tale Pacchetto, pari al 17% del
consumo complessivo di energia al 2020, è naturalmente confermare e, se possibile,
superare;
- lo stato d’avanzamento complessivo è positivo: al 2010 l’Italia ha superato il 10% del
consumo complessivo di energia da fonti rinnovabili;
- In particolare, nel settore elettrico l’Italia è ampiamente in anticipo rispetto agli obiettivi
fissati, essendo già arrivata a fine 2011 a una capacità installata equivalente a 94 TWh/ anno
vs. 100 TWh/anno di obiettivo al 2020.

VISTO, d’altronde, che l’approccio finora seguito per l’incentivazione delle fonti rinnovabili non
sia stato ottimale, soprattutto in termini di costi, considerando in particolare che:

-
- si è teso a privilegiare lo sviluppo di energia rinnovabile elettrica, in particolare quella
solare, rispetto ai settori calore e trasporti o all’efficienza energetica che, invece, sono
modalità economicamente più efficienti, in media, per il raggiungimento degli obiettivi;
- il ritorno economico sulla filiera italiana di questi investimenti è stato spesso non ottimale, a
causa della forte spinta su tecnologie dove l’Italia non ha una leadership industriale;

- gli incentivi corrisposti negli ultimi anni per l’energia rinnovabile elettrica sono stati molto
generosi – sia in rapporto a quanto corrisposto in altri paesi europei (in molti casi oltre il
doppio), sia in termini di ritorni garantiti agli investitori – soprattutto per l’energia
fotovoltaica;
- non si sono previsti adeguati meccanismi di contenimento dei volumi di installazioni sulla
base degli obiettivi PAN. Ciò ha causato una vera e propria esplosione degli impianti
realizzati. Ad esempio, nel 2011 l’Italia è stato il più grande mercato del mondo nel settore
solare (oltre un terzo delle installazioni mondiali di pannelli);
- nel fissare gli incentivi non si è tenuto sufficientemente conto del fatto che i costi delle
tecnologie rinnovabili sono in rapida diminuzione, dati i notevoli progressi tecnologici;
- Tutto questo si è tradotto in un costo molto elevato per il Paese: ad oggi gli incentivi
all’energia rinnovabile pesano circa 9 miliardi di Euro l’anno (quasi un quarto della ‘bolletta
totale’ italiana), di cui quasi 6 miliardi per il Fotovoltaico. Il costo cumulato/complessivo è
di oltre 150 miliardi di Euro, data la durata degli incentivi di 15-20 anni;
- questo rappresenta un aggravio di 120 Euro all’anno per la famiglia media per il sostegno
alle rinnovabili, ovvero un’incidenza di circa il 23% sulla bolletta annua media;
- le energie rinnovabili hanno comportato un costo nascosto addizionale e problematiche
gestionali significative per le reti elettriche, sia di trasporto che di distribuzione;

CONSIDERATO quindi che occorra rilanciare lo sviluppo delle energie rinnovabili con un
approccio alla crescita più virtuoso, basato sull’efficienza dei costi e sulla massimizzazione del
ritorno economico e ambientale per il Paese valutando in particolare che:

- In molti Paesi d’Europa, anche a causa della crisi finanziaria, è in corso un ripensamento
delle politiche nazionali sulle Rinnovabili – in qualche caso in maniera drastica (è di pochi
giorni fa la decisione da parte della Spagna di bloccare a tempo indeterminato tutti gli
incentivi). In questo contesto, l’Italia intende continuare lo sviluppo delle energie
rinnovabili, ma con un approccio nuovo, più ‘virtuoso’;
- il mix di energie rinnovabili (elettriche, termiche e l’efficienza energetica) per il futuro
dovrà favorire le tecnologie più vantaggiose in termini di:
1. Minor costo unitario (€/MWh, €/Ton CO2 evitata);
2. Maggiori ricadute sulla filiera economica del Paese (ad esempio, percentuale del
costo totale generato in Italia);
3. Minor impatto ambientale (tenendo conto di vari fattori: emissioni, impatto sul
paesaggio, presidio del territorio, interferenze con usi alimentari/ industriali, ecc) e sulle
reti elettriche.
- Da questo punto di vista, occorre rivedere l’attuale gerarchia d’uso delle risorse economiche,
spostando il più possibile risorse verso il settore termico e l’efficienza energetica;
- • Nell’ambito del settore elettrico, tenendo conto dei maggiori volumi già raggiunti
(come pure del cambiamento dello scenario nel nucleare), occorre ridefinire un nuovo
obiettivo di sviluppo del mix di capacità produttiva al 2020 di cui tener conto nella
definizione della Strategia Energetica Nazionale (SEN).
- Tenendo conto delle esigenze di bilanciamento del mix di fonti, dei tempi/costi di
adeguamento della rete, si ritiene che il nuovo target di energia elettrica da fonte rinnovabile
al 2020 possa essere posto a 140 TWh. In tal modo, le rinnovabili peserebbero dal 32% al
37% della produzione elettrica nazionale;
- Con tale mix il costo totale degli incentivi sulla bolletta nazionale al 2020 salirà a circa 11-
11,5 miliardi l’anno (dagli attuali 9), ipotizzando incentivi unitari maggiormente in linea con
gli effettivi costi e i livelli europei;

- la maggior produzione nazionale da rinnovabili rispetto al PAN esclude l’utilità di ricorrere
a progetti comuni con paesi terzi, fatti salvi gli accordi già stipulati, a meno che le
condizioni non siano davvero più favorevoli;
- I nuovi incentivi devono essere necessariamente più bassi, cercando una convergenza verso
livelli di remunerazioni europei e consentendo una crescita più ordinata nel tempo.
- per garantire una maggiore prevedibilità sugli oneri, è necessario introdurre, accanto alla
riduzione degli incentivi, meccanismi specifici per tenere i volumi di sviluppo sotto
controllo, in particolare:
. aste per gli impianti di potenza superiore a 5 MW;
. registri nazionali per tutti gli altri impianti, con volumi massimi predefiniti
per ciascun anno e per tecnologia e con selezione in base a criteri di priorità.

RITENUTO che, anche alla luce della crescente quantità di energia da fonti rinnovabili immessa in
rete, sia opportuno adottare una tariffa di tipo feed-in premium, che stimoli i produttori da fonti
rinnovabili a valorizzare l’energia sul mercato dell’energia elettrica;

RITENUTO, invece, che per i piccoli impianti possa esser mantenuto un meccanismo con ritiro
onnicomprensivo dell’energia immessa in rete, al fine di semplificarne l’esercizio;

RITENUTO, per ciò che concerne il meccanismo delle aste al ribasso, di dover individuare, sulla
base dei dati degli impianti entrati in esercizio con l’attuale meccanismo di incentivazione,
disponibili presso il GSE, valori della potenza di soglia per l’accesso al meccanismo delle aste tali
da garantire una buona partecipazione a tali meccanismi di gara e conseguenti risultati in termini di
recupero di efficienza sui livelli dell’incentivo, tenendo tuttavia conto delle specifiche
caratteristiche ed esigenze delle diverse tecnologie;

RITENUTO inoltre, vista la novità delle aste al ribasso, di dover individuare un meccanismo di
gara il più possibile semplice, prevedendo comunque la possibilità di procedere ad ulteriori
miglioramenti dopo una prima fase sperimentale;

RITENUTO che, in sede di prima applicazione, gli impianti alimentati da rifiuti solidi urbani a
valle della raccolta differenziata debbano essere esclusi dalla partecipazione alle procedure d’asta,
in quanto la realizzazione di tale tipologia di impianti è motivata principalmente da ragioni di natura
ambientale, connesse alla gestione del ciclo dei rifiuti, e che pertanto, anche alla luce delle criticità
del settore in talune regioni non sia opportuno introdurre ulteriori elementi potenzialmente in grado
di modificare i piani di investimento;

RITENUTO, sulla base delle specifiche previsioni del decreto legislativo n. 28 del 2011, che gli
interventi di rifacimento debbano essere esclusi dal meccanismo delle aste;

RITENUTO, per ciò che concerne la vita convenzionale utile, di dover differenziare tale valore in
relazione alla tipologia di impianto e taglia di potenza al fine di approssimarlo a quello della vita
reale degli impianti;

RITENUTO, per ciò che concerne il passaggio da certificati verdi a tariffa dopo il 2015, di dover
individuare lo stesso sistema di incentivo per gli impianti entrati in esercizio dal 1° gennaio 2013,
individuando come livello di incentivo fisso, quello stabilito dal decreto legislativo n. 28 del 2011,
pari al 78% del prezzo di riferimento dei certificati verdi, in modo da garantire la redditività degli
investimenti effettuati;

RITENUTO inoltre che, a fronte del complessivo processo di riassetto ed efficientamento del
settore, sia necessario fornire una prospettiva di lungo termine al settore, prevedendo che gli
incentivi di cui al presente decreto si continuino ad applicare fino al raggiungimento del tetto di
spesa programmato al 2020, riservando, in caso contrario, ulteriori interventi di aggiornamento;

RITENUTO, in analogia a quanto previsto per il fotovoltaico, dal decreto del Ministro dello
sviluppo economico 5 maggio 2011, di dover dare evidenza dei costi di sostegno alla produzione di
energia elettrica da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico, in modo da incrementare la
trasparenza sugli oneri indotti sulle tariffe dell’energia elettrica;

SENTITA l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, che si è espressa con nota del
XXXXXXXXXXX;

ACQUISITO il parere della Conferenza unificata di cui all'articolo 8 del decreto legislativo 28
agosto 1997, n. 281, formulato nella seduta del XXXXXXXXXX;

ACQUISITO il concerto del Ministro delle politiche agricole alimentari e forestali per quanto
attiene l’incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti alimentati a biomasse,
bioliquidi e biogas

decreta

Art. 1

(Finalità)

1. Il presente decreto ha la finalità di sostenere la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili
in misura adeguata al perseguimento dei relativi obiettivi, stabiliti nei Piani di azione per le energie
rinnovabili di cui all’articolo 3, comma 3, del decreto legislativo n. 28 del 2011, attraverso la
definizione di incentivi e modalità di accesso semplici e stabili, che promuovano l’efficacia,
l’efficienza e la sostenibilità degli oneri di incentivazione.

TITOLO I – DISPOSIZIONI GENERALI

Art. 2

(Definizioni)

1. Ai fini del presente decreto valgono le definizioni riportate all'articolo 2 del decreto legislativo n.
28 del 2011, le definizioni di cui all’articolo 2 del decreto legislativo n. 79 del 1999, escluso il
comma 15, le definizioni riportate all'articolo 2, comma 1, del decreto legislativo n. 387 del 2003,
con esclusione delle lettere a) ed e), le definizioni di cui all’articolo 183 del decreto legislativo n.
152 del 2006 e successive modificazioni, integrate dalle seguenti definizioni:

a) impianto alimentato da fonti rinnovabili: è l’insieme delle opere e delle apparecchiature,
funzionalmente interconnesse, destinate alla conversione dell’energia rinnovabile in energia
elettrica. Esso comprende in particolare:

1. le opere, compresi eventuali edifici e i macchinari che consentono l’utilizzo diretto oppure il
trattamento della fonte rinnovabile e il suo successivo utilizzo per la produzione di energia
elettrica;
2. i gruppi di generazione dell’energia elettrica, i servizi ausiliari di impianto nonché i
trasformatori posti a monte del/dei punto/punti di connessione alla rete elettrica.

Nell’allegato 2 sono indicate, per ciascuna tipologia di impianto, le principali parti che lo
compongono. Un impianto alimentato da fonti rinnovabili è considerato un “nuovo impianto”
quando è realizzato in un sito sul quale, prima dell’avvio dei lavori di costruzione, non era presente,
da almeno 5 anni, un altro impianto, anche dismesso, alimentato dalla stessa fonte rinnovabile;

b) integrale ricostruzione: è l’intervento che prevede la realizzazione di un impianto alimentato da
fonti rinnovabili in un sito sul quale, prima dell’avvio dei lavori, preesisteva un altro impianto di
produzione di energia elettrica, del quale può essere riutilizzato un numero limitato di infrastrutture
e opere preesistenti, come specificato, in relazione a ciascuna fonte e tipologia di impianto, in
allegato 2;

c) rifacimento di un impianto alimentato da fonti rinnovabili: è l’intervento finalizzato al
mantenimento in piena efficienza produttiva dell’impianto e può includere sostituzioni,
ricostruzioni e lavori di miglioramento di varia entità e natura, da effettuare su alcuni oppure sui
principali macchinari ed opere costituenti l’impianto. Il rifacimento è considerato totale o parziale a
seconda del rilievo dell’intervento complessivamente effettuato, come specificato, in relazione a
ciascuna fonte e tipologia di impianto, nell’allegato 2;

d) potenziamento di un impianto alimentato da fonti rinnovabili: è l'intervento che prevede la
realizzazione di opere sull’impianto volte ad ottenere un aumento della potenza dell’impianto, come
specificato, in relazione a ciascuna fonte e tipologia di impianto, nell’allegato 2;

e) riattivazione di un impianto alimentato da fonti rinnovabili: è la messa in servizio di un impianto,
dismesso da oltre dieci anni, come risultante dalla documentazione presentata all’Agenzia delle
Dogane (chiusura dell'officina elettrica o dichiarazione di produzione nulla per cinque anni
consecutivi) o dalla dismissione ai sensi dell'articolo 1-quinquies, comma 1, della legge 27 ottobre
2003, n. 290, ove previsto;

f) centrali ibride o impianti ibridi: sono gli impianti definiti dall’articolo 2, comma 1, lettera q), del
decreto legislativo n. 28 del 2011. Ai fini del presente decreto tali impianti sono distinti sulla base
delle definizione di cui alle lettere g) ed h);

g) “impianti ibridi alimentati da rifiuti parzialmente biodegradabili” o “impianti alimentati con la
frazione biodegradabile dei rifiuti”: sono impianti alimentati da rifiuti dei quali la frazione
biodegradabile è superiore almeno al 10%, ivi inclusi gli impianti alimentati da rifiuti urbani a valle
della raccolta differenziata;

h) altri impianti ibridi: sono impianti alimentati da un combustibile non rinnovabile quali ad
esempio gas o carbone e da una fonte rinnovabile, quale ad esempio biomassa; rientrano in tale
fattispecie anche gli impianti alimentati da un combustibile non rinnovabile e da rifiuti parzialmente
biodegradabili;

i) produzione lorda di un impianto, espressa in MWh: è la somma delle quantità di energia elettrica
prodotte da tutti i gruppi generatori interessati, come risultante dalla misura ai morsetti di uscita dei
generatori elettrici e comunicata, ove previsto, all’Agenzia delle dogane;

l) produzione netta di un impianto, espressa in MWh: è la produzione lorda diminuita dell'energia
elettrica assorbita dai servizi ausiliari, delle perdite nei trasformatori principali e delle perdite di
linea fino al punto di consegna dell’energia alla rete elettrica con obbligo di connessione di terzi;

m) data di entrata in esercizio di un impianto:

m1) per i nuovi impianti, gli impianti integralmente ricostruiti, gli impianti riattivati, è la
data in cui si effettua il primo funzionamento dell'impianto in parallelo con il sistema
elettrico; ai fini dell’individuazione di tale data fa fede quella indicata nel verbale di primo
impianto dell'Agenzia delle Dogane o, in assenza, nella comunicazione che il produttore è
tenuto a inoltrare all'Agenzia delle Dogane;

m2) per impianti oggetto di rifacimento, ibridizzazione è la data, dichiarata dal produttore e
verificata dal GSE, in cui, al termine della realizzazione dell’intervento, si effettua il primo
funzionamento in parallelo con il sistema elettrico per la ripresa operatività dell’impianto;

n) data di entrata in esercizio commerciale di un impianto: è la data, comunicata dal produttore al
GSE, a decorrere dalla quale ha inizio il periodo di incentivazione;

o) periodo di avviamento e collaudo di un impianto: è il periodo, ai fini dell’incentivazione
comunque non superiore a diciotto mesi, intercorrente tra la data di entrata in esercizio e la data di
entrata in esercizio commerciale;

p) potenza di un impianto: è la somma, espressa in MW, delle potenze elettriche nominali dei
generatori che costituiscono l’impianto stesso, ove la potenza nominale di un generatore è
determinata moltiplicando la potenza apparente nominale, espressa in MVA, per il fattore di
potenza nominale riportati sui dati di targa del generatore medesimo. Per i soli impianti idroelettrici,
la potenza è pari alla potenza nominale di concessione di derivazione d’acqua, tenendo conto della
decurtazione conseguente all’applicazione del deflusso minimo vitale;

q) potenza di soglia o valore di soglia: è il valore di potenza al di sopra del quale, laddove previsto,
la tariffa incentivante è determinata mediante procedura competitiva di asta al ribasso;

r) bioliquidi sostenibili: sono i combustibili liquidi ottenuti dalla biomassa che rispettano i requisiti
di sostenibilità di cui all’articolo 38 del decreto legislativo n. 28 del 2011;

s) gas di discarica: è il gas prodotto dal processo biochimico di fermentazione anaerobica di rifiuti
stoccati in discarica;

t) gas derivante dai processi di depurazione: è il gas prodotto dal processo biochimico di
fermentazione anaerobica di fanghi prodotti in impianti deputati esclusivamente al trattamento delle
acque reflue civili e industriali;

u) biogas: è il gas prodotto dal processo biochimico di fermentazione anaerobica di biomassa;

v) bioliquidi sostenibili da filiera, biomassa da filiera e biogas da filiera: i bioliquidi sostenibili, la
biomassa e il biogas, prodotti nell’ambito di intese di filiera o contratti quadro, di cui agli articoli 9
e 10 del decreto legislativo n. 102 del 2005, ovvero da filiera corta, vale a dire prodotti entro un
raggio di 70 km dall’impianto di produzione dell’energia elettrica; la lunghezza del predetto raggio
è misurata come la distanza in linea d’aria che intercorre tra l’impianto di produzione dell’energia
elettrica e i confini amministrativi del comune o dei comuni in cui ricade il luogo di produzione dei
medesimi;

z) prodotti ottenuti da coltivazioni dedicate non alimentari: sono prodotti di origine biologica,
ottenuti da coltivazioni non impiegate per l’alimentazione umana e animale; in sede di prima
applicazione, rientrano in tale categoria i prodotti di cui alla tabella 1-B;

aa) tariffa incentivante: è il ricavo complessivo derivante dalla valorizzazione dell’energia elettrica
e dall’incentivo;

ab) incentivo: è l’integrazione economica al ricavo connesso alla valorizzazione dell’energia
prodotta idonea ad assicurare una equa remunerazione dei costi di investimento ed esercizio e
corrisposta dal GSE al produttore in riferimento alla produzione netta immessa in rete.

ac) “costo indicativo cumulato annuo degli incentivi” o “costo indicativo cumulato degli incentivi”:
è la sommatoria dei prodotti degli incentivi riconosciuti per ciascun impianto alimentato da fonti
rinnovabili diverse dalla fonte fotovoltaica, per la producibilità annua netta dell’impianto calcolata
dal GSE.

Art. 3

(Oggetto e ambito di applicazione)

1. Il presente decreto stabilisce le modalità di incentivazione della produzione di energia elettrica da
impianti, alimentati da fonti rinnovabili diverse da quella solare fotovoltaica, nuovi, integralmente
ricostruiti, riattivati, oggetto di intervento di potenziamento o di rifacimento.

2. Il costo indicativo cumulato di tutte le tipologie di incentivo degli impianti a fonte rinnovabile,
con esclusione di quelli fotovoltaici, non può superare i 5,5 miliardi di euro annui. A tal fine
l’Autorità per l’energia elettrica e il gas aggiorna e pubblica mensilmente il costo indicativo
cumulato degli incentivi alle fonti rinnovabili sulla base degli elementi forniti dal GSE. Con le
medesime modalità l’Autorità provvede a pubblicare mensilmente il costo indicativo cumulato degli
incentivi erogati per la fonte solare.

3. Con successivi provvedimenti adottati ai sensi dell’articolo 24, comma 5, del decreto legislativo
n. 28 del 2011 sono aggiornati i contingenti di cui agli articoli 8-bis, 9 e 15 sulla base dei criteri di
cui alla lettera f) del medesimo comma 5.

4. Con provvedimenti adottati con le medesime modalità di cui al comma 3 possono essere
aggiornate le tariffe incentivanti di cui al presente decreto. In assenza dei predetti provvedimenti
continuano ad applicarsi le tariffe incentivanti di cui al presente decreto con le decurtazioni
programmate ai sensi dell’articolo 7, comma 1.

Art. 4

(Accesso ai meccanismi di incentivazione )

1. Accedono ai meccanismi di incentivazione stabiliti dal presente decreto, previa iscrizione in
appositi registri in posizione tale da rientrare in limiti specifici di potenza, i seguenti impianti:

a) gli impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati, se la relativa potenza è non
superiore alla potenza di soglia;

b) gli altri impianti ibridi, la cui potenza complessiva è non superiore al valore di soglia
della fonte rinnovabile impiegata;

c) gli impianti previsti dai progetti di riconversione del settore bieticolo-saccarifero
approvati dal Comitato interministeriale di cui all'articolo 2 del decreto-legge 10 gennaio
2006, n. 2, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 marzo 2006, n. 81;

d) gli impianti oggetto di un intervento di rifacimento totale o parziale, nei limiti di
contingenti e con le modalità stabiliti all’articolo 15;

e) gli impianti oggetto di un intervento di potenziamento, qualora la differenza tra il valore
della potenza dopo l’intervento e quello della potenza prima dell’intervento sia non
superiore al valore di soglia vigente per impianti alimentati dalla stessa fonte;

2. Gli impianti di cui al comma 1, lettere a) e b), la cui potenza è superiore alla pertinente potenza di
soglia, come definita dall’articolo 5, possono accedere ai meccanismi di incentivazione di cui al
presente decreto a seguito di partecipazione a procedure competitive di aste al ribasso. Gli impianti
di cui al comma 1, lettera e), sono assoggettati alle medesime procedure competitive di aste al
ribasso qualora la differenza tra il valore della potenza dopo l’intervento e quello della potenza
prima dell’intervento sia superiore al valore di soglia vigente per impianti alimentati dalla stessa
fonte.

2-bis. Gli impianti alimentati da rifiuti solidi urbani a valle della raccolta differenziata di qualsiasi
potenza non sono soggetti alle procedure di cui ai commi 1 e 2 ed accedono direttamente ai
meccanismi di incentivazione di cui al presente decreto.

3. Per gli impianti solari termodinamici che entrano in esercizio successivamente al 31 dicembre
2012 continuano ad applicarsi le condizioni stabilite dal decreto del Ministro dello sviluppo
economico11 aprile 2008 recante criteri e modalità per incentivare la produzione di energia
elettrica da fonte solare mediante cicli termodinamici, con le seguenti modificazioni:

a) la tabella 6 è sostituita dalla seguente:

Tariffa incentivante [Euro/kWh elettrico prodotto]

Frazione di integrazione

Fino a
0,15

Tra 0,15 e
0,50

Oltre
0,50

Incentivo aggiuntivo al prezzo di vendita per impianti con superficie
captante compresa fra 500 m2 e 2500 m2

0,36

0,32

0,30

Incentivo aggiuntivo al prezzo di vendita per impianti con superficie
captante superiore a 2500 m2

0,32

0,30

0,27

b) le tariffe stabilite nella tabella dell’articolo 6 si applicano agli impianti che entrano in
esercizio entro il 31 dicembre 2015;

c) non si applicano i commi 3 e 4 del medesimo articolo 6;

b) le tariffe di cui alla tabella 6 sono

ridotte del 5% per l’anno 2014 e di un ulteriore 10% per l’anno 2015;

e) non si applica l’articolo 8, e trova applicazione l’articolo 26 del decreto legislativo n. 28 del
2011;

f) nell’articolo 4, comma 2, la lettera a) è sostituita dalla seguente: “a) sono dotati di sistema di
accumulo termico con capacità nominale di accumulo non inferiore a: 1,5 kWh termici per ogni
metro quadrato di superficie captante qualora la superficie captante sia superiore a 50.000 m2;
0,4 kWh termici per ogni metro quadrato di superficie captante qualora la superficie captante sia
compresa tra 10.000 e 50.000 m2” e la lettera c) è cancellata;

g) per gli impianti che utilizzano come unica fonte di integrazione una fonte rinnovabile, il
fattore di integrazione, come definito all’articolo 2, comma 1, lettera g) del decreto del Ministro
dello sviluppo economico11 aprile 2008, è convenzionalmente considerato sempre pari a 1.

4. Con successivo decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro
dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare possono essere adottati provvedimenti per
l’incentivazione di impianti solari termodinamici di piccola e media taglia, anche alla luce di
eventuali risultati derivanti dal monitoraggio di realizzazioni finanziate con specifici programmi per
la ricerca o lo sviluppo industriale su tali applicazioni.

Art. 5

(Valori della potenza di soglia)

1. I valori della potenza di soglia sono fissati in 5000 kW per tutte le tipologie di fonte rinnovabile,
come riportato in allegato 1.

2. Ai fini della determinazione della potenza dell’impianto e dei valori di potenza di cui al comma
1:

a) la potenza di un impianto è costituita dalla somma delle potenze degli impianti, alimentati
dalla stessa fonte, a monte di un unico punto di connessione alla rete elettrica; per i soli
impianti idroelettrici si considera unico impianto l’impianto realizzato a seguito di specifica
concessione di derivazione d’acqua, a prescindere dalla condivisione con altri impianti dello
stesso punto di connessione;
b) più impianti alimentati dalla stessa fonte, nella disponibilità del medesimo produttore o
riconducibili, a livello societario, a un unico produttore e localizzati nella medesima
particella catastale o su particelle catastali contigue si intendono come unico impianto di
potenza cumulativa pari alla somma dei singoli impianti.

Art. 6

(Vita media utile convenzionale e periodo di diritto ai meccanismi incentivanti)

1. Ai fini dell’accesso ai meccanismi di incentivanti di cui al presente decreto e della relativa durata,
la vita media utile convenzionale degli impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati, oggetto di
intervento di rifacimento o di potenziamento assume i valori riportati in Allegato 1.

2. Il periodo di diritto ai meccanismi incentivanti decorre dalla data di entrata in esercizio
commerciale dell’impianto, ed è pari alla vita media utile convenzionale, fatto salvo quanto previsto
al comma 3.

3. Il periodo per il quale si ha diritto di accesso ai meccanismi incevintanti è considerato al netto di
eventuali fermate, disposte dalle competenti autorità secondo la normativa vigente per problemi
connessi alla sicurezza della rete riconosciuti da Terna o per eventi calamitosi riconosciuti dalle
competenti autorità. A tal fine, al produttore è concessa un’estensione del periodo nominale di
diritto, pari al periodo complessivo di fermate di cui al presente comma.

Art. 7

(Modalità di determinazione delle tariffe incentivanti e degli incentivi)

1. Fatto salvo quanto previsto al comma 9, per i nuovi impianti di cui all’articolo 4, comma 1,
lettera a), che entrano in esercizio nell’anno 2013, il valore delle tariffe incentivanti è individuato,

per ciascuna fonte, tipologia di impianto e classe di potenza, dall’allegato 1. Per i medesimi
impianti che entrano in esercizio negli anni successivi, il valore delle tariffe incentivanti indicate
nella Tabella 1.1 dell’allegato 1 è decurtato del 2% all’anno, con arrotondamento commerciale alla
terza cifra decimale, fatto salvo quanto previsto al comma 3 dell’articolo 3. La predetta
decurtazione non si applica alle tecnologie per le quali, nell’anno precedente, la potenza
complessivamente assegnata tramite le procedure di aste e registro, resa nota dal GSE sul proprio
sito internet, sia inferiore all’80% rispetto alle quantità rese disponibili per l’anno. DA
VERIFICARE COMPATIBILITA’ TEMPISTICA

2. Per gli impianti oggetto di integrale ricostruzione, riattivazione, rifacimento, potenziamento e per
gli impianti ibridi, il livello di incentivazione spettante è determinato applicando le condizioni e le
modalità indicate in allegato 2 ai valori delle tariffe incentivanti per i nuovi impianti stabilite
dall’allegato 1. Nel medesimo allegato 2 sono inoltre individuate le modalità per la determinazione
della produzione imputabile a fonti rinnovabili nel caso di impianti ibridi alimentati dalla frazione
biodegradabile dei rifiuti e di altri impianti ibridi.

3. Per gli impianti di cui ai commi 1 e 2 sottoposti a procedura competitiva d’asta al ribasso, si
applica quanto previsto agli articoli 9, 11 e 12.

4. Per gli impianti di potenza fino a 1 MW, il GSE provvede, ove richiesto, al ritiro dell’energia
elettrica netta immessa in rete, erogando una tariffa incentivante onnicomprensiva dell’incentivo e
del prezzo zonale orario dell’energia.

5. Per gli impianti di potenza nominale superiore a 1 MW, anche soggetti alle aste al ribasso, il GSE
eroga, in riferimento alla produzione netta immessa in rete, il pertinente incentivo spettante.
L’energia prodotta dai medesimi impianti resta nella disponibilità del produttore.

6. Gli impianti di cui al comma 4 possono esercitare, per una sola volta nel periodo di vita utile, il
diritto di optare per il meccanismo di incentivazione definito al comma 5.

7. Il diritto ai meccanismi di incentivazione di cui ai commi 4 e 5 è alternativo all’accesso alle
modalità di ritiro dell’energia di cui all’articolo 13, comma 3, del decreto legislativo n. 387 del
2003.

8. In tutti i casi la tariffa incentivante di riferimento è quella vigente alla data di entrata in esercizio
dell’impianto, fermo restando che il GSE provvede alle conseguenti erogazioni a decorrere dalla
data di entrata in esercizio commerciale.

9. Per i soli impianti previsti dai progetti di riconversione del settore bieticolo-saccarifero approvati
dal Comitato interministeriale di cui all’articolo 2 del decreto-legge 10 gennaio 2006, n. 2,
convertito, con modificazioni, dalla legge 11 marzo 2006, n. 81, l’incentivo è determinato, sulla
base della potenza e della tipologia degli impianti, con le modalità stabilite all’articolo 18, comma
1. A seguito del rilascio dei titoli autorizzativi previsti dalle norme vigenti, le imprese ex-saccarifere
titolari dei progetti di riconversione, sono tenute a darne comunicazione al Comitato
interministeriale, mediante l’invio di una copia dei sopracitati titoli corredata dell'allegato
progettuale.

Art. 8

(Disposizioni specifiche per gli impianti alimentati da biomassa, biogas, e bioliquidi sostenibili)

1. Per gli impianti alimentati da bioliquidi sostenibili, l’accesso ai meccanismi di incentivazione di
cui al presente decreto è subordinato al rispetto e alla verifica dei criteri di sostenibilità, da
effettuarsi con le modalità di cui all’articolo 38 del decreto legislativo n. 28 del 2011.

2. Per gli impianti alimentati da biomasse in forma di pellet, ai sensi dell’articolo 10, comma 1, e
del punto 2 dell’allegato 2 del decreto legislativo n. 28 del 2011, l’accesso ai meccanismi di
incentivazione di cui al presente decreto è subordinato, a decorrere da un anno dalla data di entrata
in vigore del medesimo decreto legislativo, per il pellet, alla conformità alle classi di qualità A1 e
A2 indicate nelle norme UNI EN 14961-2.

3. Ai soli fini della verifica del possesso dei requisiti per l’accesso ai meccanismi incentivanti di cui
al presente decreto, qualora venga utilizzata materia prima classificata come rifiuto, il produttore di
energia elettrica si impegna a fornire al GSE le informazioni derivanti dall’applicazione
dell’articolo 188-bis del decreto legislativo n. 152 del 2006 e successive modificazioni, e ogni
ulteriore elemento necessario per verificare la natura dei rifiuti utilizzati.

4. Per gli impianti alimentati a biomasse e a biogas, al fine di determinare la tariffa incentivante di
riferimento, il GSE identifica, sulla base dell’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio
dell’impianto, da quali delle tipologie di seguito elencate è alimentato l’impianto:

a) prodotti di origine biologica;

b) sottoprodotti di origine biologica di cui alla Tabella 1 –A e rifiuti diversi da quelli di cui
alla lettera c);

c) rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è riconosciuta forfetariamente ai sensi
dell’Allegato 2.

5. Nei casi in cui l’autorizzazione di cui al comma 4, non indichi in modo esplicito che l’impianto
viene alimentato da una sola delle tipologie ivi indicate, il GSE procede come di seguito indicato
per l’individuazione della tariffa incentivante di riferimento:

a) nel caso in cui l’autorizzazione preveda che l’impianto possa utilizzare più di una
tipologia fra quelle di cui al comma 4, attribuisce all’intera produzione la tariffa incentivante
di minor valore fra quelli riferibili alle tipologie utilizzate;

b) nel caso in cui l’autorizzazione non rechi esplicita indicazione delle tipologie di
biomasse utilizzate, attribuisce la tariffa incentivante di minor valore fra quelli delle
possibili tipologie di alimentazione dell’impianto;

c) per i soli impianti a biogas di potenza non superiore a 1 MW e nel solo caso in cui
dall’autorizzazione risulti che per l’alimentazione vengono utilizzate biomasse della
tipologia di cui alla lettera b) del comma 4, congiuntamente a biomasse rientranti nella
tipologia di cui alla lettera a), con una percentuale di queste ultime non superiore al 30% in
peso, il GSE attribuisce all’intera produzione la tariffa incentivante di cui alla lettera b) del
medesimo comma.

6. Fermo restando il diritto al premio cogenerazione di cui all’allegato 1, alla tariffa di riferimento
per gli impianti alimentati da biomasse di cui al comma 4, lettere a) e b), di potenza non inferiore a
1 MW e non superiore a 5 MW ovvero di potenza superiore a 1 MW per impianti oggetto di
intervento di rifacimento, qualora siano rispettate le condizioni appresso riportate, possono essere
aggiunti e tra loro cumulati i valori indicati per ciascuna delle medesime condizioni:

a) l’esercizio degli impianti dà luogo a una riduzione delle emissioni di gas a effetto serra
rispetto ai valori obiettivo indicati nel decreto di cui al comma 7: 10 €/MWh;

b) gli impianti sono alimentati da biomasse da filiera ricomprese fra le tipologie indicate in
Tabella 1-B: 20 €/MWh;

c) gli impianti soddisfano i requisiti di emissione in atmosfera di cui all’Allegato 5: 20
€/MWh.

7. Entro 90 giorni dall’entrata in vigore del presente decreto l’ENEA in accordo con CTI provvede
a predisporre una procedura per il calcolo dell’impatto dei gas a effetto serra conseguente
all’utilizzo di biomasse e biogas in impianti di produzione di energia elettrica, tenuto conto di
quanto previsto dalla UNI/TS 11435, dalla comunicazione della Commissione europea
COM(2010)11 del 25 febbraio 2010 e in linea con quanto previsto per i bioliquidi sostenibili dal
decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66, così come integrato dal decreto legislativo 31 marzo 2011
n. 55. Con decreto del Ministro dell’Ambiente e della tutela del territorio e del mare, di concerto
con il Ministro dello Sviluppo Economico e con il Ministro delle Politiche Agricole Alimentari e
Forestali è approvata la suddetta procedura e sono stabiliti, ai fini di quanto previsto al comma 9, i
valori obiettivo di riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra, nonché le modalità con le quali è
verificato il rispetto dei suddetti valori.

8. Ai fini di quanto disposto al presente articolo, la verifica dei requisiti di provenienza e
tracciabilità della materia prima, da effettuarsi ai sensi dell’articolo 42, comma 2, del decreto
legislativo n. 28/2011, è eseguita dal Ministero delle politiche agricole alimentari e forestali,
avvalendosi di AGEA. Per gli impianti alimentati da biogas con le modalità di cui al comma 4,
lettera c), il Ministero delle politiche agricole alimentari e forestali, avvalendosi di AGEA,
predispone una procedura semplificata, che preveda comunque la verifica delle quantità di prodotto
e sottoprodotto impiegate dal produttore, anche tramite l’effettuazione di controlli a campione. Con
tale procedura vengono definiti anche le modalità e il costo dei controlli in capo al Ministero delle
politiche agricole alimentari e forestali ai sensi del presente articolo, a carico dei produttori elettrici.

9. Restano ferme la funzione di controllo dell’amministrazione pubblica competente sull’effettiva
tipologia di rifiuti, biomasse o biogas di alimentazione dell’impianto e la funzione di segnalazione
al GSE ai sensi dell’articolo 42, commi 2 e 4, del decreto legislativo n.28 del 3 marzo 2011.

10. In riferimento ai premi di cui al comma 6, il GSE eroga l’incentivo minimo spettante e
corrisponde gli incrementi previsti a conguaglio, a seguito di comunicazione di esito positivo dei
controlli e delle verifiche indicati ai commi 7, 8 e nell’allegato 5.

TITOLO I-bis

PROCEDURE PER ISCRIZIONE A REGISTRO

Art. 8 -bis

(Iscrizione al registro)

1. Per l’accesso ai meccanismi di incentivazione di cui al presente decreto, gli impianti di cui
all’articolo 4, comma 1, devono richiedere al GSE l’iscrizione al registro informatico relativo alla
fonte di appartenenza.

2. La prima apertura dei registri, riferiti ai contingenti di potenza disponibile per il 2013, è indetta
entro il 30 giugno 2012. Per i periodi successivi successivi, l’apertura dei registri è indetta entro il
31 marzo di ogni anno in riferimento al primo semestre ed entro il 30 settembre in riferimento al
secondo semestre.

3. Per il periodo 2013-2015 sono fissati i seguenti contingenti annuali, espressi in MW:

2013

2014

2015

Eolico onshore

Eolico offshore

Idroelettrico

Geotermoelettrico

Biomasse di cui all’articolo
8, comma 4, lettere) a e b) e
bioliquidi sostenibili

Biogas, gas di depurazione e
gas di discarica

130

4. In ogni procedura viene messo a registro l’intero contingente disponibile nell’anno, sommato alle
quantità eventualmente non assegnate nella precedente procedura nonché alle quantità di potenza
relative ad impianti ammessi in precedenti procedure e per i quali il soggetto interessato abbia
comunicato la rinuncia al GSE.

Art. 8-ter

(Requisiti per la richiesta di iscrizione al registro e modalità di selezione)

1. Possono richiedere l’iscrizione al registro gli impianti provvisti di titolo autorizzativo.

2. I soggetti che intendono accedere al registro sono tenuti a presentare, entro i termini stabiliti in
ciascuna procedura e comunque prima della data di entrata in esercizio dell’impianto, domanda di
iscrizione con i seguenti allegati:

a) i documenti di cui al punto 1 dell’Allegato 3;

b) eventuale altra documentazione indicata nel regolamento tecnico di svolgimento delle
procedure, predisposto dal GSE ai sensi dell’articolo 22, comma 1.

3. Il GSE forma le graduatorie degli impianti iscritti a ciascun registro e le pubblica sul proprio sito
entro trenta giorni dalla data di chiusura del relativo periodo, secondo i seguenti criteri di priorità,
da applicare in ordine gerarchico:

a) impianti iscritti al precedente registro che, pur avendo presentato domanda completa ed
idonea per l’accesso ai meccanismi incentivanti di cui al presente decreto, siano risultati in
posizione tale da non rientrare nel limite di potenza previsto;

b) per gli impianti a biomassa e biogas, diversi da quelli di cui alla lettera b), e bioliquidi:
disponibilità di contratti preliminari finalizzati all’utilizzo di biomassa, bioliquidi sostenibili
e biogas da filiera o di prodotti ottenuti da coltivazioni dedicate non alimentari;

c) per gli impianti eolici: maggiore velocità media annua del vento, misurata da uno studio
anemologico di durata almeno annuale e certificata da soggetto terzo;

d) per gli impianti geotermoelettrici: totale reiniezione del fluido geotermico nelle stesse
formazioni di provenienza;

e) disponibilità di precontratto di finanziamento bancario;

f) anzianità del titolo autorizzativo;

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

4. Sono ammessi ai meccanismi di incentivazione di cui al presente decreto gli impianti rientranti
nelle graduatorie, nel limite dello specifico contingente di potenza.

5. La graduatoria formata a seguito dell’iscrizione al registro non è soggetta a scorrimento. Le
eventuali risorse liberatesi a seguito di rinuncia o decadenza dal diritto sono allocate sul primo
periodo utile successivo. Il GSE provvede alla ricognizione delle predette risorse e a comunicare il
periodo della relativa allocazione.

Art. 8-quater

(Adempimenti per l’ accesso ai meccanismi di incentivazione per gli impianti iscritto al registro)

1. Gli impianti inclusi nella graduatorie devono entrare in esercizio entro i seguenti termini,
decorrenti dalla data della comunicazione di esito positivo della procedura:

Mesi

Eolico onshore

Eolico offshore

Idroelettrico

Geotermoelettrico

Biomasse e biogas di cui
all’articolo 8, comma 4,
lettere) a e b)

Bioliquidi sostenibili

2. Il mancato rispetto dei termini di cui al comma 1 comporta l’applicazione di una decurtazione
della tariffa incentivante di riferimento dell’1% per ogni mese di ritardo rispetto a detti termini, nel
limite massimo di 12 mesi di ritardo. Tali termini sono da considerare al netto dei tempi di fermo
derivanti da eventi calamitosi che risultino attestati dall’autorità competente.

3. Agli impianti che non risultino realizzati nel limite massimo di tempo indicato al comma 2, e che
richiedano di accedere, in un periodo successivo, ai meccanismi di incentivazione di cui al presente
decreto, si applica una riduzione del 15% della tariffa incentivante di riferimento, vigente alla data
di entrata in esercizio.

TITOLO II – PROCEDURE D’ASTA

Art. 9

(Capacità di produzione da mettere ad asta e periodicità delle procedure)

1. Il GSE indice con periodicità annuale, ovvero semestrale per gli impianti eolici onshore, e fatta
salva diversa indicazione del Ministero dello sviluppo economico, procedure pubbliche d’asta al
ribasso, anche in forma telematica, per la definizione dei livelli di incentivazione della produzione
di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili, nei limiti dei contingenti annui di
nuova capacità produttiva di cui al comma 4. La procedura si svolge nel rispetto dei principi
fondamentali di trasparenza, pubblicità, tutela della concorrenza e secondo modalità non
discriminatorie.

2. Il GSE pubblica il bando relativo alla procedura d’asta trenta giorni prima dell’apertura di
ciascuna procedura d’asta.

3. La prima asta, riferita al contingente di potenza disponibile per l’anno 2013, è indetta entro il 30
giugno 2012. Per i periodi successivi, la procedura d’asta è indetta entro il 31 marzo di ogni anno.

4. Per il periodo 2013-2015 sono fissati i seguenti contingenti, espressi in MW, da mettere ad asta:

2013

2014

2015

Eolico onshore

500

Eolico offshore

650

Idroelettrico

Geotermoelettrico

Biomasse di cui all’articolo
8, comma 4, lettere) a e b) e
bioliquidi sostenibili

Biogas, gas di depurazione e
gas di discarica

5. In ogni procedura viene messo ad asta l’intero contingente disponibile nell’anno, sommato alle
quantità eventualmente non assegnate nella precedente procedura nonché alle quantità di potenza
relative ad impianti ammessi in precedenti procedure e per i quali il soggetto interessato abbia
comunicato la rinuncia al GSE.

Art. 10

(Requisiti minimi dei progetti e dei soggetti)

1. In via di prima applicazione, partecipano alla procedura d’asta gli impianti provvisti di titolo
autorizzativo, del preventivo di connessione redatto dal gestore di rete ed accettato in via definitiva
dal proponente e, per i soli impianti idroelettrici, geotermoelettrici ed eolici off-shore, di titolo
concessorio. Per gli impianti eolici offshore di qualsiasi potenza e per gli impianti con potenza non
superiore a 20 MW, il possesso del titolo autorizzativo è sostituito dal giudizio di compatibilità
ambientale.

2. Fermo il rispetto delle condizioni di cui al comma 1, partecipano alle procedure d’asta i soggetti
dotati di solidità finanziaria ed economica adeguata alle iniziative per le quali chiedono l’accessi ai
meccanismi di incentivazione, dimostrata mediante una delle seguenti modalità:

a) dichiarazione di almeno due istituti bancari o intermediari autorizzati ai sensi del decreto
legislativo 1° settembre 1993, n. 385, che attesti la capacità finanziaria ed economica del
soggetto partecipante in relazione all’entità dell’intervento, ovvero l’impegno dei medesimi
istituti a finanziare l’intervento;

b) capitale sociale minimo interamente versato pari ad almeno il 10% dell’investimento
previsto per la realizzazione dell’impianto per il quale si partecipa alla procedura d’asta,
convenzionalmente fissato come da tabella I dell’Allegato 2.

3. Fermo restando l’articolo 23, comma 3 del decreto n. 28 del 2011, sono esclusi dalle procedure
d’asta i soggetti per i quali ricorre una delle cause di esclusione di cui all’articolo 38 del decreto
legislativo n. 163 del 2006.

4. Al fine di promuovere lo sviluppo dei nuovi contingenti di potenza di cui all’articolo 9
garantendo le condizioni di sicurezza delle reti e non aggravando il costo per il mantenimento in
sicurezza del sistema, almeno tre mesi prima della data di pubblicazione del bando, il GSE richiede
ai gestori di rete l’evidenza di zone critiche, ad elevata concentrazione di impianti non
programmabili, per le quali gli stessi gestori propongano motivate misure di riduzione dell’ulteriore
capacità produttiva incentivabile. Almeno un mese prima della data di pubblicazione del bando,
GSE comunica l’esito dell’interlocuzione con i gestori di rete al Ministero dello sviluppo
economico, che provvede a indicare allo stesso GSE eventuali requisiti aggiuntivi per la
partecipazione alle procedure d’asta.

Art. 11

(Valori base d’asta e valore minimo comunque riconosciuto)

1. L’asta al ribasso è realizzata tramite offerte di riduzione percentuale rispetto al valore posto a
base d’asta, corrispondente alla tariffa incentivante vigente per l’ultimo scaglione di potenza alla
data di entrata in esercizio dell’impianto, così come individuato dall’allegato 1, per ciascuna
tipologia. Il valore posto a base d’asta per impianti rientranti nei contingenti di cui all’articolo 9,
comma 4, per i quali l’entrata in esercizio sia successiva al 31 dicembre 2015, è determinato con le
modalità di cui all’articolo 7, comma 1.

2. Sono escluse dalla valutazione d’asta le offerte di riduzione inferiori al 2% della base d’asta.

3. La tariffa incentivante minima comunque riconosciuta è quello corrispondente ad una riduzione
percentuale del 30% della tariffa incentivante posta a base d’asta, come individuata al comma 1, a
condizione che siano rispettati i requisiti per la partecipazione alle procedure, stabiliti dal presente
titolo.

Art. 12

(Obblighi di allegazioni per la partecipazione alle procedure d’asta e modalità di selezione dei
progetti)

1. I soggetti che intendono partecipare alle procedure d’asta sono tenuti a presentare, entro i termini
stabiliti in ciascuna procedura, domanda di partecipazione con i seguenti allegati:

a) i documenti di cui al punto 1 dell’Allegato 3;

b) la documentazione necessaria alla verifica del rispetto dei requisiti soggettivi, di cui
all’articolo 10;

c) impegno a prestare la cauzione definitiva a garanzia della realizzazione degli impianti
secondo le modalità definite dal punto 3 dell’allegato 3 e a trasmettere al GSE la medesima
cauzione entro 90 giorni dall’espletamento positivo della procedura d’asta;

d) l’offerta di riduzione percentuale rispetto alla base d’asta;

e) eventuale altra documentazione indicata nel regolamento tecnico di svolgimento delle
procedure, predisposto dal GSE ai sensi dell’articolo 22, comma 1.

2. La graduatoria è formata in base al criterio della maggiore riduzione percentuale offerta, fermo
restando il rispetto di tutti i requisiti previsti per la partecipazione. L’assenza o la non conformità ai
requisiti previsti dalla vigente normativa dei documenti da allegare alla domanda di partecipazione
all’asta comporta l’esclusione dalla graduatoria. Non è consentita l’integrazione dei documenti
presentati.

3. A parità di riduzione offerta, ivi inclusa quella di cui all’articolo 11, comma 3, si applicano,
nell’ordine, i seguenti ulteriori criteri, in ordine di priorità:

a) impianti già in esercizio a seguito dell’intervento;

c) per gli impianti a biomassa e biogas, diversi da quelli di cui alla lettera b), e bioliquidi:
disponibilità di contratti preliminari finalizzati all’utilizzo di biomassa, bioliquidi sostenibili
e biogas da filiera o di prodotti ottenuti da coltivazioni dedicate non alimentari;

d) per gli impianti eolici: maggiore velocità media annua del vento, misurata da uno studio
anemologico di durata almeno annuale e certificata da soggetto terzo; POSSIBILI DUBBI
INTERPRETATIVI E CONSEGUENTI RICORSI; SE RIUSCIAMO A SOSTITUIRE
CON ROBA PIU’ SEMPLICE VA MEGLIO ANCHE PER QUELLI A REGISTRO, CHE
MAGARI NON HANNO LA CERTIFICAZIONE TERZA

e) per gli impianti geotermoelettrici: totale reiniezione del fluido geotermico nelle stesse
formazioni di provenienza;

f) disponibilità di precontratto di finanziamento bancario;

g) anzianità del titolo autorizzativo.

4. Sono ammessi ai meccanismi di incentivazione gli impianti rientranti nelle graduatorie, nel limite
dello specifico contingente di potenza posto all’asta, comprensivo degli impianti di cui all’articolo
11, comma 3.

5. Entro sessanta giorni dal termine per la presentazione delle domande di partecipazione alle
procedure d’asta, il GSE pubblica sul proprio sito le graduatorie per ciascuna fonte o tipologia
impiantistica.

Art. 13

(Adempimenti per l’ accesso ai meccanismi di incentivazione dopo lo svolgimento delle aste)

1. Entro il termine di sessanta giorni dalla data della positiva pubblicazione sul sito GSE della
graduatoria della procedura d’asta, il soggetto aggiudicatario è tenuto a costituire a favore del GSE
la cauzione definitiva nei termini indicati in allegato 3.

2. Gli impianti inclusi nella graduatorie di cui al comma 1 devono entrare in esercizio entro i
seguenti termini, decorrenti dalla data della comunicazione di esito positivo della procedura d’asta:

Mesi

Eolico onshore

Eolico offshore

Idroelettrico

Geotermoelettrico

Biomasse e biogas di cui
all’articolo 8, comma 4,
lettere) a e b)

Bioliquidi sostenibili

3. Il mancato rispetto dei termini di cui al comma 2 comporta l’applicazione di una decurtazione
della tariffa incentivante, aggiuntiva rispetto a quella aggiudicata nella procedura d’asta, del 2% per
ogni mese di ritardo rispetto a detti termini, nel limite massimo di 24 mesi di ritardo. Tali termini
sono da considerare al netto dei tempi di fermo derivanti da eventi calamitosi che risultino attestati
dall’autorità competente.

4. La cauzione di cui all’articolo 12, comma 1, lettera c), è svincolata al momento dell’entrata in
esercizio dell’impianto entro il tempo massimo di cui al comma 3. Decorso il termine massimo di
cui al comma 3, il GSE provvede ad escutere la medesima cauzione.

Art. 14

(Adeguamenti automatici delle procedure d’asta)

1. A seguito dell’espletamento della prima procedura d’asta, la successiva procedura d’asta, per
ciascuna tipologia di impianto, tiene conto della potenza degli impianti selezionati e ammessi nella
prima procedura, secondo i seguenti criteri:

a) qualora la potenza complessiva degli impianti selezionati e degli impianti che hanno
richiesto la tariffa incentivante di cui all’articolo 11, comma 3, sia superiore a 1,5 volte il
contingente messo a gara nella precedente procedura, il valore di cui all’articolo 11, comma
2, è incrementato di un ulteriore 5%;

b) qualora la medesima potenza di cui alla lettera a) sia inferiore a 0,8 volte il contingente
messo a gara nella precedente procedura, il requisito del possesso dell’autorizzazione alla
costruzione e all’esercizio dell’impianto è sostituito dal possesso del parere positivo della
valutazione di impatto ambientale o di non assoggettamento al parere di valutazione di
impatto ambientale;

c) qualora la medesima potenza di cui alla lettera a) sia inferiore a 0,5 volte il contingente
messo a gara nella precedente procedura, il requisito del possesso dell’autorizzazione alla
costruzione e all’esercizio dell’impianto è sostituito dal possesso del parere positivo della
valutazione di impatto ambientale o di non assoggettamento al parere di valutazione di
impatto ambientale e il valore percentuale di cui all’articolo 11, comma 2, è posto pari a
zero.

TITOLO III – INCENTIVAZIONE DELLA PRODUZIONE DI ENERGIA
ELETTRICA DA IMPIANTI OGGETTO DI INTERVENTI DI RIFACIMENTO
TOTALE O PARZIALE E DA IMPIANTI IBRIDI

Art. 15

(Disposizioni specifiche per i rifacimenti totali e parziali)

1. Gli interventi di rifacimento parziale e totale non sono sottoposti alla procedura d’asta e sono
ammessi incentivai meccanismi di incentivazione di cui al presente decreto nel limite dei seguenti
contingenti, riferiti per ciascuno degli anni dal 2013 al 2015 alla potenza nominale cumulata degli
impianto così come definita dall’articolo 2, comma 1, lettera p) :

Eolico onshore

150

Eolico offshore

Idroelettrico

300

Geotermoelettrico

Biomasse di cui all’articolo
8, comma 4, lettere) a e b) e
bioliquidi sostenibili

Biomasse di cui all’articolo
8, comma 4, lettera c)

Biogas, gas di depurazione e
gas di discarica

2. Ai fini dell’ammissione, il GSE avvia una specifica procedura per ciascuna tipologia di impianto
di cui al comma 1, con le medesime tempistiche previste per le procedure d’asta. Sono ammessi alla
procedura gli impianti che rispettano i seguenti requisiti:

a) sono in esercizio da un periodo pari almeno ai due terzi della vita utile convenzionale
dell’impianto, come definita per gli impianti nuovi in Allegato 1 del presente decreto;

b) non beneficiano, alla data di avvio della procedura, di incentivi sulla produzione
energetica attribuiti ai sensi di norme nazionali.

3. In caso di domande per una potenza complessiva superiore a quella messa a disposizione per
ciascuna annualità, il GSE redige e pubblica la graduatoria degli interventi ammessi, selezionati
sulla base dei seguenti criteri, applicati in ordine di priorità:

a) anzianità della prima data di entrata in esercizio dell’impianto;

b) maggiore estensione del periodo di esercizio in assenza di incentivo;

c) per impianti alimentati dalla tipologia di biomasse e biogas di cui all’articolo 8, comma 4,
lettera c): dichiarazione della regione competente attestante, nell’ambito della pianificazione
regionale in materia di rifiuti, la funzione dell’impianto ai fini della corretta gestione del
ciclo dei rifiuti;

d) per impianti a biomassa e biogas, diversi da quelli di cui alla lettera c), e bioliquidi:
disponibilità di precontratti finalizzati all’utilizzo di biomassa, bioliquidi sostenibili e biogas
da filiera o di prodotti ottenuti da coltivazioni dedicate non alimentari;

e) per impianti eolici: minore entità dell’energia elettrica non prodotta nell’ultimo anno
solare di produzione dell’impianto a seguito dell’attuazione di ordini di dispacciamento
impartiti da Terna, e, in caso di parità o inapplicabilità del predetto criterio, maggiore
velocità media annua del vento, determinata sulla base dei dati di esercizio;

f) per impianti geotermoelettrici: reiniezione del fluido geotermico nelle stesse formazioni di
provenienza;

g) anzianità del titolo autorizzativo all’esecuzione del rifacimento.

4. Gli impianti inclusi nella graduatorie di cui al comma 3 devono entrare in esercizio entro i tempi
indicati nella sottostante tabella. Tali tempi decorrono dalla data della comunicazione di esito
positivo della domanda di ammissione all’intervento di rifacimento. Il mancato rispetto dei predetti
termini comporta l’applicazione di una decurtazione della tariffa incentivante, determinato come
specificato in allegato 2, del 2% per ogni mese di ritardo rispetto ai medesimi termini, da
considerare al netto dei tempi di fermo derivanti da eventi calamitosi che risultino attestati
dall’autorità competente.

Mesi

Eolico onshore

Eolico offshore

Idroelettrico

geotermoelettrico

Biomasse e biogas di cui
all’articolo 8, comma 4,
lettere) a e b)

Biomasse e biogas di cui
all’articolo 8, comma 4,
lettera c)

Bioliquidi sostenibili

5. A seguito dell’intervento di rifacimento parziale o totale, gli impianti a biomasse e a bioliquidi
sono ammessi ai meccanismi di incentivazione di cui al presente decreto a condizione che rispettino
le condizioni dell’articolo 8.

6. Ai fini dell’applicazione dell’articolo 24, comma 2, lettera i), paragrafo iii., del decreto
legislativo n. 28/2011, il soggetto che partecipa alla procedura di cui al presente articolo allega alla
domanda di partecipazione un’autocertificazione, resa ai sensi del DPR n. 445 del 2000, attestante
che l’intervento di rifacimento e le relative spese non comprendono opere di manutenzione
ordinaria e opere effettuate per adeguare l’impianto a prescrizioni di legge, ivi comprese, per gli
impianti idroelettrici, geotermoelettrici ed eolici offshore, le eventuali opere indicate come
obbligatorie nella concessione per l’utilizzo della risorsa.

Art. 16

(Produzioni imputabili a fonti rinnovabili da impianti alimentati esclusivamente con la frazione
biodegradabile dei rifiuti)

1. Le modalità di determinazione forfetaria della produzione di energia elettrica imputabile a fonti
rinnovabili in impianti alimentati esclusivamente dai rifiuti di cui all’allegato 2, si applicano, a
decorrere dalla data di entrata in vigore del presente decreto, anche all’energia prodotta dagli
impianti che accedono agli incentivi ai sensi dell’articolo 19, comma 2, del decreto interministeriale
18 dicembre 2008, ivi inclusi gli impianti già in esercizio.

2. Ai fini dell’applicazione del decreto del Ministro dello sviluppo economico 18 dicembre 2008, il
biogas ottenuto dalla fermentazione della frazione organica dei rifiuti urbani ricade tra le fonti di cui
alla riga 6 della Tabella 2 allegata alla legge n. 244 del 2007 e successive modificazioni e
integrazioni.

Art. 17

(Cumulabilità incentivi dei meccanismi di incentivazione)

1. I meccanismi di incentivazione di cui al presente decreto non sono cumulabili con altri incentivi
pubblici comunque denominati, fatte salve le disposizioni di cui all’articolo 26 del decreto
legislativo n. 28 del 2011.

2. Il premio per la produzione in assetto cogenerativo ad alto rendimento di cui in allegato 1 non è
cumulabile con ulteriori incentivi all’efficienza energetica e alla produzione di energia termica, ivi
inclusi quelli di cui all’articolo 30, comma 11, della legge n. 99 del 2009.

TITOLO IV - DISPOSIZIONI INERENTI LA TRANSIZIONE DAI
PRECEDENTI MECCANISMI DI INCENTIVAZIONE AL MECCANISMO
DISCIPLINATO DAL PRESENTE DECRETO

Art. 18

(Conversione del diritto ai certificati verdi in incentivo)

1. Per la produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili entrati in esercizio entro il 31
dicembre 2012, che ha maturato il diritto a fruire dei certificati verdi, è riconosciuto, per il residuo
periodo di diritto ai certificati verdi, successivo al 2015, un incentivo I sulla produzione netta
incentivata ai sensi della previgente normativa di riferimento, aggiuntivo ai ricavi conseguenti alla
valorizzazione dell’energia, pari a:

I = k x (180 –Re) x 0,78

ove:

k = 1 per gli impianti entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2007 e, per gli impianti entrati
in esercizio successivamente alla medesima data, è pari al coefficiente applicabile alla
medesima produzione in attuazione dell’articolo 2, comma 148 della legge n. 244 del 2007 e
successive modifiche e integrazioni;

Re è il prezzo di cessione dell’energia elettrica definito dall’Autorità per l’energia elettrica e
il gas in attuazione dell’articolo 13, comma 3, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n.
387, registrato nell’anno precedente e comunicato dalla stessa Autorità.

2. La produzione di energia da impianti di cogenerazione abbinati a teleriscaldamento di cui
all'articolo 2, comma 3, lettera a), del decreto del Ministro delle attività produttive del 24 ottobre
2005 entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012, che ha maturato il diritto ai certificati verdi, ha
diritto, per il residuo periodo di diritto ai certificati verdi successivo al 2015, a un incentivo I sulla
produzione netta incentivata ai sensi della previgente normativa di riferimento, aggiuntivo ai ricavi
conseguenti alla valorizzazione dell’energia, pari a:

I = (D – Re)

Dove D è la somma del prezzo medio di mercato dei certificati verdi per impianti di
cogenerazione abbinati a teleriscaldamento e del prezzo di cessione dell’energia registrati
nell’anno 2010.

3. La produzione di energia di cui al comma 4-bis dell’articolo 3 del decreto-legge 1º luglio 2009, n.
78, convertito, con modificazioni, dalla legge 3 agosto 2009, n. 102, realizzata con impianti entrati
in esercizio entro il 31 dicembre 2012, che ha maturato il diritto ai certificati verdi, ha diritto, per il
residuo periodo di diritto ai certificati verdi successivo al 2015, a un incentivo sulla produzione

netta incentivata ai sensi della previgente normativa di riferimento, aggiuntivo ai ricavi conseguenti
alla valorizzazione dell’energia, determinata con le medesime modalità di cui al comma 2.

4. Per impianti di potenza inferiore a 1 MW che richiedono il ritiro onnicomprensivo ai sensi
dell’articolo 7, comma 4, il GSE provvede a calcolare il valore onnicomprensivo spettante con
riferimento al prezzo medio zonale nell’anno precedente a quello di entrata in esercizio.

Art. 19

(Disposizioni inerenti il ritiro dei certificati verdi rilasciati per le produzioni degli anni fino al
2015)

1. Ai fini del rilascio e del ritiro dei certificati verdi relativi alle produzioni degli anni dal 2012 al
2015, in attuazione dell’articolo 24, comma 5, lettera c), primo periodo, si applicano le disposizioni
di cui ai successivi commi.

2. Su richiesta del produttore il GSE rilascia, in ciascun trimestre di calendario, certificati verdi
sulla produzione del trimestre precedente, a partire dalle misure trasmesse mensilmente al GSE dai
gestori di rete sulla base di un’apposita procedura pubblicata entro sessanta giorni dall’entrata in
vigore del presente decreto.

3. Su richiesta del detentore, il GSE ritira, al prezzo stabilito all’articolo 25, comma 4, del decreto
legislativo n. 28 del 2011 e secondo le modalità definite nella procedura di cui all’articolo 23:

a) su base annuale, entro il 30 giugno 2012, i certificati verdi relativi alle produzioni del 2011;

b) su base semestrale, entro il terzo mese successivo al semestre di riferimento, i certificati
verdi relativi alle produzioni dal 2012 al 2015.

4. In ciascuno degli anni dal 2012 al 2016, il GSE offre ai soggetti sottoposti all’obbligo di cui
all’articolo 11 del decreto legislativo n. 79 del 1999 i certificati verdi ritirati ai sensi dei commi
precedenti, a un prezzo pari a quello di ritiro. Le operazioni relative a tale compravendita si
svolgono mediante il mercato dei certificati verdi gestito dal Gestore dei mercati energetici.

TITOLO V – DISPOSIZIONI VARIE

Art. 20

(Richiesta di accesso ai meccanismi di incentivazione)

1. I soggetti che richiedono l’accesso ai meccanismi di incentivazione di cui al presente decreto
devono corrispondere al GSE un contributo per le spese di istruttoria pari alla somma di una
quota fissa, stabilita in 150 euro, più una quota variabile sulla base della potenza
dell’impianto, come di seguito indicata:
a) 80 € per gli impianti di potenza nominale media annua superiore a 20 kW e non
superiore a 200 kW;
b) 495 € per gli impianti di potenza nominale media annua superiore a 200 kW e non

superiore a 1 MW;
c) 1320 € per gli impianti di potenza nominale media annua superiore a 1 MW e non
superiore a 6 MW;
d) 2200 € per gli impianti di potenza nominale media annua superiore a 6 MW.

2. Il contributo di cui al comma 1 è dovuto alla richiesta di iscrizione al registro ovvero di
partecipazione alla procedura d’asta, con modalità di versamento precisate dal GSE sul
proprio sito internet entro 10 giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto.
3. Per la copertura degli oneri di gestione, verifica e controllo in capo al GSE, di cui al Capo II
del decreto legislativo n. 28 del 2011, i soggetti che, a qualsiasi titolo, accedono incentivai
meccanismi di incentivazione per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili
diverse dal fotovoltaico, con eccezione degli impianti ammessi al provvedimento Cip 6/92,
sono tenuti a corrispondere allo stesso GSE, a decorrere dal 1 gennaio 2013, un contributo di
0,2 c€ per ogni kWh di energia incentivata.
4. Il contributo di cui al comma 3 è trattenuto dal GSE a compensazione dagli incentivi
spettanti, ove applicabile, ovvero secondo diversa modalità indicata dal GSE sul proprio sito
internet entro un mese dalla data di entrata in vigore del presente decreto.

5. Per ogni singolo impianto, a valle del conseguimento del diritto di accesso ai meccanismi di
incentivazione di cui al presente decreto, il soggetto responsabile è tenuto a stipulare un contratto di
diritto privato con il GSE. Il GSE fornisce all’Autorità per l’energia elettrica e il gas gli elementi
per la definizione da parte della stessa, entro 3 mesi dall’entrata in vigore del presente decreto, del
contratto-tipo di cui all’articolo 24, comma 2 lettera d), del decreto legislativo n. 28 del 2011.

6. Le regioni e le province delegate allo svolgimento del procedimento di autorizzazione unica di
cui all’articolo 12 del decreto legislativo 387 del 2003, possono richiedere al GSE, ai fini
dell’ammissibilità degli impianti alla procedura di cui al medesimo articolo 12, una valutazione
circa la corrispondenza della fonte di alimentazione dell’impianto alla definizione di fonti
energetiche rinnovabili, così come stabilita dall’articolo 2 del decreto legislativo n. 28 del 2011.

Art. 21

(Erogazione degli incentivi e delle tariffe incentivanti)

1. Fatto salvo l’articolo 18, il GSE provvede mensilmente alla liquidazione degli importi dovuti in
applicazione del presente decreto, sulla base delle misurazioni a consuntivo trasmesse dai gestori di
rete. Nel solo caso di impianti cogenerativi per i quali, ai sensi dell’Allegato 1, sia dovuto un
premio sull’energia prodotta, il medesimo premio, riportato sotto la colonna del medesimo Allegato
1 con dicitura “Incremento CHP”, da applicare alla sola produzione netta riconosciuta come energia
elettrica cogenerata, è erogato con periodicità compatibile con la verifica, da parte del GSE, del
rispetto delle condizioni stabilite dal decreto del Ministro dello sviluppo economico 4 agosto 2011.
L’accesso al medesimo premio è incompatibile con l’accesso agli incentivi di cui al decreto del
Ministro dello sviluppo economico 5 settembre 2011 e con l’accesso ai certificati bianchi.

2. Ai fini della determinazione degli assorbimenti dei servizi ausiliari per gli impianti con potenza
fino a 1 MW si applica l’Allegato 4. Per gli impianti con potenza superiore a 1 MW si applica
quanto disposto nei provvedimenti di cui al comma 3.

3. Per le finalità di cui ai commi 1 e 2, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas aggiorna i propri
provvedimenti relativi all’erogazione del servizio di misura dell’energia elettrica prodotta e in
particolare:

a) definisce le caratteristiche dei misuratori dell’energia elettrica prodotta lorda assorbita
dai servizi ausiliari oppure netta, prevedendo comunque:

a1) che in tutti i casi, i medesimi misuratori devono essere teleleggibili da parte dei
gestori di rete o comunque dotati di dispositivi che consentano l’acquisizione per via
telematica delle misure da parte dei medesimi gestori di rete con cadenza minima
mensile e, per gli impianti di potenza superiore a 1 MW, con un dettaglio almeno orario;

a2) i requisiti necessari al fine di garantire la manutenzione e la sicurezza dei misuratori,
intesa anche in termini di dotazione di specifici dispositivi antifrode;

b) prevede che la responsabilità del servizio di misura dell’energia elettrica prodotta
comprensivo dell’attività di installazione e manutenzione dei misuratori, sia posta, anche
ai fini del successivo riconoscimento degli incentivi e delle tariffe incentivanti, in capo
ai gestori di rete e che i medesimi siano tenuti a trasmettere al GSE le misure di cui alla
lettera a1) nonché quelle relative all’energia elettrica immessa in rete con cadenza
mensile e con un dettaglio orario;
c) stabilisce, ai fini del riconoscimento degli incentivi e delle tariffe incentivanti di cui al
presente decreto, le modalità per la determinazione dell’energia elettrica assorbita dai
servizi ausiliari di centrale per gli impianti di potenza superiore a 1 MW individuando i
casi in cui risulta necessario installare misuratori atti a rilevare l’energia elettrica
assorbita dai servizi ausiliari, nonché le condizioni per l’erogazione, da parte dei gestori
di rete, del servizio di misura dell’energia elettrica consumata dai servizi ausiliari di
centrale.

4. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas definisce, con propri provvedimenti, le modalità con le
quali trovano copertura sulle componenti tariffarie dell’energia elettrica le risorse necessarie per
l’erogazione degli incentivi di cui al presente decreto, assicurando, a decorrere dal 2013, la
completa copertura dei costi da sostenere da parte del GSE attraverso un adeguamento
preliminare delle componenti tariffarie idoneo a garantire l'equilibrio economico del bilancio
della medesima società.

Art. 22

(Meccanismo dello scambio sul posto)

1. L’accesso al meccanismo dello scambio sul posto è alternativo all’accesso incentivai meccanismi
di incentivazione di cui al presente decreto.

2. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas aggiorna, entro 120 giorni dall’entrata in vigore del
presente decreto, la disciplina delle condizioni tecnico-economiche dello scambio sul posto al fine
di semplificarne la fruizione anche per gli impianti già entrati in esercizio.

3. L’aggiornamento della disciplina di cui al comma 1 prevede che l'energia elettrica immessa sia
valorizzata ai prezzi di mercato e, in aggiunta, stabilisce corrispettivi medi forfetari annualmente
definiti e pubblicati dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas per gli oneri mediamente sostenuti
per l’utilizzo della rete, commisurati alla potenza degli impianti e alla fonte utilizzata, per l’utilizzo
della rete, da applicare limitatamente alla quantità di energia elettrica scambiata con la rete, come
comunicata dai gestori di rete.

Art. 23

(Procedure applicative, controlli e monitoraggio)

1. Entro il 31 luglio 2012, il GSE adotta e pubblica apposite procedure applicative delle disposizioni
del presente decreto, ivi incluso il regolamento operativo per le procedure di asta, per le procedure
di iscrizione ai registri e per i rifacimenti parziali e totali, valorizzando, per quanto compatibili, le
procedure seguite nell’ambito dei previgenti meccanismi di sostegno alla produzione di energia
elettrica da fonti rinnovabili.

2. Con le regole di cui al comma 1 sono precisate, sentita AGEA per il tramite del Ministero delle
politiche agricole, alimentari e forestali, le modalità di raccordo tra le verifiche di cui all’articolo 8 e
le attività inerenti i controlli, di competenza del GSE, e l’erogazione degli incentivi.

3. L’erogazione, da parte del GSE, degli incentivi di cui al presente decreto è subordinata al
controllo dei dati forniti dai produttori. I controlli sono svolti in accordo alla disciplina di cui
all’articolo 42, comma 6, del decreto legislativo n. 28 del 2011, anche avvalendosi degli enti
controllati dallo stesso GSE e di strutture terze qualificate.

4. Ferme restando le altre conseguenze disposte dalla legge, l’accertamento della non veridicità di
dati e documenti o della falsità di dichiarazioni, resi dai produttori ai fini dell’ottenimento degli
incentivi di cui al presente decreto comporta, ai sensi dell’articolo 23, comma 3, del decreto
legislativo n. 28 del 2011, la decadenza dal diritto agli incentivi, nonché la ripetizione dell’indebito,
comprensivo degli interessi legali maturati, da parte del GSE, nel caso di incentivi già percepiti, e
l’esclusione dagli incentivi per dieci anni dalla data dell’accertamento, per le persone fisiche e
giuridiche che hanno presentato la richiesta di incentivo e per gli ulteriori soggetti indicati al citato
articolo 23.

5. Anche al fine di monitorare il raggiungimento degli obiettivi di produzione da fonte rinnovabili,
di cui all’articolo 3 del decreto legislativo n.28 del 2011, nonché di spesa di cui all’articolo 3,
comma 2 del presente decreto, il GSE, entro 120 giorni dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, pubblica sul proprio sito internet e aggiorna con continuità:

a) i dati, ripartiti per classe di potenza e tipologia di impianto, relativi alla potenza e
all’energia degli impianti che entrano in esercizio ricadendo nelle disponibilità di cui al
presente decreto;

b) i dati, ripartiti per classe di potenza e tipologia di impianto, relativi alla potenza
all’energia degli impianti che entrano in esercizio ricadendo nelle disponibilità di cui ai
precedenti provvedimenti di incentivazione della produzione di energia da fonti rinnovabili
di competenza del GSE;

c) il valore dei costi degli incentivi di cui all’articolo 2, comma 1, lettera ac), nonché i valori
degli incentivi applicabili in ciascun periodo.

6. Il GSE pubblica con cadenza annuale e aggiorna semestralmente, un bollettino informativo, con
l'elenco degli impianti da fonti rinnovabili in esercizio e in progetto con l’indicazione della
tipologia della fonte, della potenza, del Comune e della categoria dell’intervento, con qualifica
vigente o inclusi nelle graduatorie a seguito delle aste, degli incentivi previsti e delle tariffe erogate.
Il bollettino annuale contiene, inoltre, dati statistici aggregati sugli impianti, sulla rispettiva potenza,
sulla produzione energetica effettiva verificata dal GSE, sui controlli effettuati. Per gli impianti in

progetto, il bollettino riporta i dati di potenza e di producibilità attesa, dichiarata dal produttore o
calcolata dal GSE.

7. Il GSE provvede altresì a sviluppare, aggiornandolo e rendendolo pubblico con una cadenza
annuale, un rapporto sui sistemi incentivanti adottati nei principali paesi europei per lo sviluppo
delle energie rinnovabili nel settore elettrico e un rapporto, che raffronti, inoltre, i costi di
generazione nei principali Paesi europei, con particolare riguardo all’Italia.

8. Il GSE integra il sistema informativo di cui all’art. 40, comma 2, del decreto legislativo n. 28 del
2011 con un’apposita sezione disponibile al pubblico, da aggiornare annualmente, che riporti i dati
di sintesi, raggruppati per tipologia di impianto e per categoria d’intervento, riguardanti gli incentivi
erogati alle fonti rinnovabili ai sensi del presente decreto nonché ai sensi dei precedenti
provvedimenti di incentivazione delle fonti rinnovabili. Il GSE provvede inoltre a sviluppare,
aggiornandolo e rendendolo pubblico con una cadenza annuale, un rapporto sulle energie
rinnovabili che deve illustrare tutti i principali risultati raggiunti in Italia, il raffronto con il target al
2020, i costi sostenuti per gli incentivi nonché una stima dei costi da sostenere negli anni futuri.

9. Anche per le finalità di cui all’articolo 24, comma 5, lettera f), del decreto legislativo n. 28/2011,
in attuazione dell’articolo 40, comma 7, dello stesso decreto legislativo, entro la fine del 2011 e
successivamente ogni due anni l'ENEA sottopone all’approvazione del Ministero dello sviluppo
economico uno specifico programma biennale di monitoraggio concernente lo stato e le prospettive
delle tecnologie per la produzione di energia elettrica, con riguardo particolare alla disponibilità di
nuove opzioni tecnologiche, ai costi commerciali attesi nel medio e lungo periodo di tali sistemi
innovativi e al potenziale nazionale residuo di fonti rinnovabili. Il consuntivo delle attività e dei
costi sostenuti è approvato dal Ministero dello sviluppo economico e trasmesso all’Autorità per
l’energia elettrica e il gas ai fini dell’applicazione dell’articolo 40, comma 8, del decreto legislativo
n. 28 del 2011.

Art. 24

(Sicurezza e servizi per la rete elettrica)

1. L’Autorità per l’energia elettrica e il gas definisce con proprie deliberazioni le modalità con le
quali gli impianti da fonti rinnovabili non programmabili che rientrano nel campo di applicazione
del presente decreto, sono tenuti, ai fini dell’accesso agli incentivi, a prestare servizi di rete e
protezioni, coordinando le relative disposizioni con quelle di analoga finalità inerenti il fotovoltaico.
In particolare:

a) per gli impianti collegati in alta tensione sono valutati i casi e le modalità in cui:

i. devono mantenersi connessi alla rete nel campo di variazione della frequenza
indicato dal gestore della rete;
ii. devono essere in grado di regolare in diminuzione la potenza attiva in relazione
all’aumento della frequenza di rete e di regolare la potenza reattiva in funzione della
tensione di rete tramite dispositivi automatici; per gli impianti fotovoltaici
l’immissione e l’assorbimento della potenza reattiva in rete deve essere possibile
anche con potenza attiva prodotta nulla.
iii. devono essere muniti di dispositivi per il monitoraggio e per il sistema di difesa in
grado di eseguire le funzioni di distacco automatico, tele scatto, monitoraggio segnali
e misure, controllo in emergenza.
iv. devono mantenere insensibilità a rapidi abbassamenti di tensione;
v. devono potersi connettere alla rete solo se il valore di frequenza è stabile in un
intervallo indicato dal gestore della rete e per un tempo maggiore a quello indicato

dal gestore della rete; la riconnessione deve avvenire con un ’aumento graduale della
potenza immessa.

b) per gli impianti collegati in media e bassa tensione sono valutati i casi e le modalità in cui gli
impianti devono prestare i seguenti servizi e protezioni:

i. mantenere la connessione con la rete nel campo di variazione della frequenza
indicato dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas;
ii. mantenere insensibilità a rapidi abbassamenti di tensione;
iii. consentire la disconnessione dalla rete a seguito di un comando da remoto;
iv. prevedere schemi di protezione che evitino fenomeni di disconnessione intempestiva
dell'impianto per transitori di frequenza o tensione sul sistema elettrico nazionale e
ne garantiscano la disconnessione solo per guasti sulla media o bassa tensione;
v. consentire l’erogazione o l’assorbimento di energia reattiva;
vi. consentire la riduzione della potenza attiva in relazione all’aumento della frequenza
di rete;
vii. evitare la possibilità che possano alimentare i carichi elettrici della rete in assenza di
tensione sulla cabina della rete;
viii. essere dotati di un sistema che permetta la connessione graduale alla rete solo se il
valore di frequenza è stabile secondo le modalità indicate dall’Autorità per l’energia
elettrica e il gas.

c) i casi e le modalità in cui, ai fini del miglioramento delle previsioni della produzione degli
impianti alimentati a fonte rinnovabile non programmabile, il GSE possa richiedere l’installazione
presso gli impianti di dispositivi di misurazione e trasmissione satellitare dei dati di energia
prodotta e di energia primaria.

2. Le deliberazioni di cui al comma 1 sono aggiornate tenendo conto, ove necessario, delle zone
critiche, ad elevata concentrazione di impianti non programmabili, per le quali i gestori propongano
motivate misure di programmazione dell’ulteriore capacità produttiva incentivabile ovvero
l’adozione di specifici dispositivi di sicurezza, a carico dei soggetti realizzatori.

3. L’Autorità per l’energia elettrica e il gas definisce le modalità con le quali la porzione delle opere
di connessione alla rete degli impianti eolici offshore, ubicata a mare dalla costa fino all’impianto, è
considerata infrastruttura appartenente alla rete nazionale.

Art. 25

(Premi per applicazioni e tecnologie avanzate)

1. Le tariffe incentivanti di riferimento per gli impianti geotermici sono incrementate:

a) di 30 €/MWh nel caso di totale reiniezione del fluido geotermico nelle stesse formazioni di
provenienza e comunque con emissioni nulle;
b) di 30 €/MWh per i primi 10 MW realizzati su nuove aree oggetto di concessioni di coltivazione
sulle quali non preesistevano precedenti impianti geotermici.

2. Nel caso di impianti alimentati da biogas operanti in regime di cogenerazione ad alto rendimento
che prevedano il recupero dell’azoto dalle sostanze trattate con la finalità di produrre concimi
organici biologici, il premio per l’assetto cogenerativo è incrementato di 30 €/MWh.

3. Per l’accesso al premio di cui al comma 2 è previsto che:

a) l’autorizzazione dell’impianto preveda un Piano di Utilizzo Agronomico con rimozione di
almeno il 70% dell’azoto;
b) sia verificata la conformità del fertilizzante prodotto secondo quanto stabilito dal decreto
legislativo n.75 del 2010, nonché sia verificato che il fertilizzante e il produttore dello
stesso siano iscritti ai rispettivi registri di cui all’articolo 8, comma 1, del medesimo decreto
legislativo;
c) L’intera produzione di calore in cogenerazione sia indirizzata alla sezione di produzione del
fertilizzante.

4. Per gli impianti di cui al comma 2 il Ministero delle politiche agricole alimentari e forestali,
avvalendosi di AGEA, predispone una procedura semplificata, anche tramite l’effettuazione di
controlli a campione, volta alla verifica del rispetto delle condizioni di cui al comma 3, lettere a) e
b).

5. Per gli impianti di cui al comma 2, il GSE eroga l’incentivo minimo spettante e corrisponde il
conguaglio a seguito di comunicazione dell’esito dei controlli e delle verifiche di cui al comma 4.

Art. 26

(Disposizioni finali)

1. Il presente decreto, di cui gli allegati sono parte integrante, non comporta nuovi o maggiori oneri
a carico del bilancio dello Stato ed entra in vigore il giorno successivo alla data di pubblicazione
nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana.

IL MINISTRO DELLO SVILUPPO ECONOMICO

IL MINISTRO DELL’AMBIENTE E DELLA TUTELA DEL TERRITORIO E DEL MARE

IL MINISTRO DELLE POLITICHE AGRICOLE, ALIMENTARI E FORESTALI

Allegato 1 – Vita utile convenzionale, tariffe incentivanti e incentivi per i nuovi impianti

Fonte
rinnovabile

Tipologia

Potenza

VITA UTILE
degli IMPIANTI

base tariffa
incentivante

Incremento
CHP

anni

€/MWh

Eolica

On-shore

1<P=20

291

20<P=200

268

200<P=1000

149

1000<P=5000

135

P>5000

127

Off-shore

1<P=5000

156

P>5000

146

Idraulica

ad acqua fluente (compresi gli impianti in acquedotto)

1<P=20

257

20<P=500

219

500<P=1000

155

1000<P=5000

104

P>5000

a bacino o a serbatoio

1<P=5000

P>5000

Oceanica

1<P=5000

194

P>5000

194

Geotermica

1<P=1000

135

1000<P=5000

P>5000

Gas di discarica

1<P=1000

1000<P=5000

P>5000

Gas residuati dai processi di depurazione

1<P=1000

111

1000<P=5000

P>5000

Biogas

a) prodotti di origine biologica;

1<P=300

187

300<P=1000

147

1000<P=5000

104

P>5000

b) sottoprodotti di origine biologica di cui alla Tabella 1 –
A, e rifiuti diversi da quelli di cui alla lettera c)

1<P=300

227

300<P=1000

175

1000<P=5000

125

P>5000

101

c) rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è
riconosciuta forfetariamente ai sensi dell’Allegato 2

1<P=1000

216

1000<P=5000

109

P>5000

Biomasse

a) prodotti di origine biologica;

1<P=1000

209

1000<P=5000

143

P>5000

122

b) sottoprodotti di origine biologica di cui alla Tabella 1 –
A, e rifiuti diversi da quelli di cui alla lettera c)

1<P=1000

227

1000<P=5000

151

P>5000

145

c) rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è
riconosciuta forfetariamente ai sensi dell’Allegato 2

1<P=5000

174

P>5000

125

Bioliquidi sostenibili

1<P=5000

121

P>5000

110

Tabella 1.1

I valori della potenza di soglia sono fissati in 5000 kW per tutte le tipologie di fonte rinnovabile.

(*) Il premio CHP è ammesso fino ad una potenza di 10.000 kW.

CALCOLO INCENTIVO

Il GSE provvede per ciascun impianto alla determinazione dell’incentivo sulla base dei dati della
produzione di energia elettrica immessa in rete e dei prezzi zonali comunicati dal GME, applicando
la seguente formula:

I= T – Pz

Dove:

I è l’incentivo;

T è la tariffa incentivante ricavata per ciascuna fonte e tipologia di impianto dalla tabella 1.1;

Pz è il prezzo zonale orario, della zona in cui è immessa in rete l’energia elettrica prodotta da
ciascun impianto.

Nel caso in cui il valore dell’incentivo risulti negativo esso è posto pari a zero.

Tabella 1.A - ELENCO SOTTOPRODOTTI UTILIZZABILI NEGLI IMPIANTI A BIOMASSE E BIOGAS

Fermo restando il rispetto delle disposizioni in materia di sottoprodotti di cui al decreto legislativo n. 152 del
2006, si elencano di seguito i sottoprodotti utilizzabili negli impianti a biomasse e biogas ai fini dell’accesso ai
meccanismi incentivanti di cui al presente decreto

1. Materiali sottoprodotti di origine animale non destinati al consumo umano - Reg. Ce
1069/2009

• classificati di Cat. 3 (con specifiche previste nel regolamento stesso):
. carcasse e parti di animali macellati non destinati al consumo umano per motivi commerciali;
. prodotti di origine animale o prodotti alimentari contenenti prodotti di origine animale non più
destinati al consumo umano per motivi commerciali o a causa di problemi di fabbricazione o difetti
che non presentano rischi per la salute pubblica o degli animali;
. sottoprodotti di origine animale derivanti dalla fabbricazione di prodotti destinati al consumo
umano,compresi ciccioli, fanghi da centrifuga o da separatore risultanti dalla lavorazione del latte;
. sangue che non presenti alcun sintomo di malattie trasmissibili all’uomo o agli animali;
. carniccio;
. .tessuto adiposo di animali che non presenti alcun sintomo di malattie trasmissibili all’uomo o agli
animali;
. rifiuti da cucina e ristorazione;
. sottoprodotti di animali acquatici;
• classificati di Cat. 2 (con specifiche previste nel regolamento stesso per l’impiego in impianti di biogas,
qualora l'autorità competente ritenga che non presentino rischi di diffusione di malattie trasmissibili gravi,
dopo la trasformazione preliminare o senza trasformazione preliminare)
. stallatico (escrementi e/o urina di animali, guano non mineralizzato, ecc...);
. tubo digerente e suo contenuto.

2. Sottoprodotti provenienti da attività agricola, di allevamento, dalla gestione del verde e da attività forestale

• effluenti zootecnici;
• paglia;
• pula;
• stocchi;
• fieni e trucioli da lettiera.
• residui di campo delle aziende agricole;
• sottoprodotti derivati dall’espianto;
• sottoprodotti derivati dalla lavorazione dei prodotti forestali;
• sottoprodotti derivati dalla gestione del bosco;
• potature, ramaglie e residui dalla gestione del verde pubblico e privato.

3. Sottoprodotti provenienti da attività alimentari ed agroindustriali

• sottoprodotti della trasformazione del pomodoro (buccette, bacche fuori misura, ecc.);
• sottoprodotti della trasformazione delle olive (sanse, acque di vegetazione);
• sottoprodotti della trasformazione dell’uva (vinacce, graspi, ecc..);
• sottoprodotti della trasformazione della frutta (condizionamento, sbucciatura, detorsolatura , pastazzo
di agrumi, spremitura di pere, mele, pesche,noccioli, gusci, ecc.);
• sottoprodotti della trasformazione di ortaggi vari (condizionamento, sbucciatura, confezionamento,
ecc.)

• sottoprodotti della trasformazione delle barbabietole da zucchero (borlande; melasso; polpe di bietola
esauste essiccate, suppressate fresche, suppressate insilate ecc...)
• sottoprodotti derivati dalla lavorazione del risone (farinaccio, pula, lolla, ecc...)
• sottoprodotti della trasformazione dei semi oleosi (pannelli di germe di granoturco, lino, ecc.)
• pannello di spremitura di alga;
• sottoprodotti dell’industria della panificazione, della pasta alimentare, dell’industria dolciaria (sfridi di
pasta, biscotti, altri prodotti da forno, ecc.).
• sottoprodotti della torrefazione del caffè.

Tabella 1-B Elenco prodotti di cui all’articolo 8, comma 4, lettera b)

Colture per bioenergia

Coltura

Competizione alimentare o foraggiera

Valenza ambientale

Prescrizione

ANNUALI

Cardo mariano (Silybum
marianum)

Facelia (Phacelia spp.)

Kokia scoparia

Loiessa (Lolium spp)

Medicago sativa

Rapa Invernale (Brassica rapa)

nessuna

Ricino (Ricinus communis L.)

cover crop, utile contro erosione
nella copertura invernale del
terreno. Protezione dalla liscivazione
di elementi nutritivi. Funzione
ecologica e reddituale

Saggina spagnola, Phalaris
arundinacea L.

azotofissatrice

Sorghum bicolor

nessuna

Sorghum sudanensis

produzione italiana pari a 6.000 ton nel
2001 in diminuzione

rotazione

Sorgo da fibra sudangrass (
(Sorghum bicolor L)

non utilizzabile per l'alimentazione umana
o zootecnica ex Direttiva 76/934/CEE della
Commissione, del 1 dicembre 1976,
relativa alla fissazione di quantità
massime per le sostanze e per i prodotti
indesiderabili negli alimenti per gli animali

rotazione

Sulla (Hedysarum coronarium L.

nessuna

rotazione su mais per limitare la
diabrotica

in precessione o
sucessione a
coltura alimentare
o faraggiera

Trifoglio (Trifolium spp)

cover crop, utile contro erosione
nella copertura invernale del
terreno. Protezione dalla liscivazione
di elementi nutritivi. Funzione
ecologica e reddituale

leguminosa
annuale
autoriseminante

Arundo donax (canna comune)

nessuna

efficienti da un punto di vista del
bilancio del carbonio

Cactacee

nessuna

efficienti da un punto di vista del
bilancio del carbonio

Cannuccia di palude (Phragmites

nessuna

efficienti da un punto di vista del

australis)

bilancio del carbonio

Disa o saracchio (Ampelodesmos
mauritanicus)

nessuna

clima mediterraneo

Ginestra odorosa (Spartium
junceum L.)

nessuna

Essendo una pianta che sviluppa le
sue radici in profondità, può essere
utilizzata per consolidare terreni.

endemica in gran
parte
dell'areale del
bacino del
Mediterraneo

Igniscum (Fallopia sachalinensis)

utilizzo solo energetico (combustibile e
biogas)

efficiente dal punto di vista
economico perchè utilizzabile dopo
la semina per 20 a; pianta utilizza
poche risorse e aumenta il humus
del suolo;

Kenaf (Hibiscus cannabinus)

nessuna

Mischanthus

nessuna

efficienti da un punto di vista del
bilancio del carbonio

Nicotiana tabacum , tabacco
energetico

nessuna

efficienti da un punto di vista del
bilancio del carbonio

Pennisetum spp

nessuna

clima mediterraneo

Saccharum spontaneum

nessuna

specifica per ambiente caldo umido
(Sicilia)

Topinambur (Helianthus
tuberosus)

nessuna

efficienti da un punto di vista del
bilancio del carbonio

POLIENNALI
ARBOREE

Acacia saligna

ottime per zone marginali

Eucalitto (Eucalyptus spp)

ottime per zone marginali

Olmo siberiano (Ulmus pumila
L.)

ottime per zone marginali

Paulownia

ottime per zone marginali

platano

ottime per zone marginali

Robinia (Robinia pseudoacacia)

ottime per zone marginali

Salice (Salix spp)

ottime per zone marginali

Gli elenchi di cui alle tabelle 1-A e 1-B possono essere aggiornati con decreti del Ministro dello sviluppo
economico di concerto con il Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare e con il
Ministro delle politiche agricole alimentari e forestali

ALLEGATO 2: IMPIANTI OGGETTO DI INTEGRALE RICOSTRUZIONE,
RIATTIVAZIONE, RIFACIMENTO, POTENZIAMENTO ED IMPIANTI
IBRIDI

1.1 Definizioni

Al fine di meglio individuare le opere che di volta in volta vengono interessate dai diversi interventi
contemplati dal presente allegato, di seguito sono fornite le definizioni puntuali di ciascun impianto
alimentato da fonti rinnovabili.

1.1.1 Impianti idroelettrici

Gli impianti idroelettrici possono essere del tipo ad acqua fluente, a bacino e a serbatoio secondo la
terminologia dell'UNIPEDE. L'impianto idroelettrico viene funzionalmente suddiviso in due parti:

1. centrale di produzione con uno o più gruppi turbina alternatore e opere elettromeccaniche
connesse;
2. opere idrauliche.

Le principali opere idrauliche degli impianti idroelettrici sono esemplificativamente le seguenti:

a) traverse, dighe, bacini, opere di presa, canali e gallerie di derivazione, vasche di carico,
scarichi di superficie e di fondo, pozzi piezometrici, condotte forzate, opere di restituzione,
opere di dissipazione;
b) organi di regolazione e manovra, meccanici ed elettromeccanici, delle portate d'acqua fluenti
nell'impianto (paratoie fisse e mobili, organi di regolazione e intercettazione varia, griglie e
altri).

1.1.2 Impianti geotermoelettrici

L'impianto geotermoelettrico è costituito dalle seguenti quattro parti funzionali principali:

a) Centrale, costituita da uno o più gruppi turbina alternatore, condensatori, estrattori gas, torri di
raffreddamento, pompe di estrazione condensato e trasformatori;
b) Pozzi, comprendenti i pozzi di estrazione del vapore e di reinezione del condensato;
c) Reti di trasporto fluido, comprendenti i vapordotti e acquedotti di reiniezione;
d) Impiantistica di superficie, costituita da impianti di trattamento fluidi, anche volti
all'ottimizzazione ambientale.

1.1.3 Impianti eolici

Impianto eolico è l’insieme di tutti gli aerogeneratori connessi nel medesimo punto di connessione
alla rete con obbligo di connessione di terzi.

1.1.4 Impianti alimentati da gas di discarica

Impianto a gas di discarica: è l’insieme dei pozzi di captazione inseriti nella discarica, delle
tubazioni di convogliamento del gas, dei sistemi di pompaggio, condizionamento e trattamento del
gas, di tutti i gruppi di generazione (gruppi motore-alternatore) e del sistema di trattamento fumi.
Ad impianti separati sulla stessa discarica devono corrispondere lotti indipendenti.

1.1.5 Impianti alimentati da gas di depurazione

Impianto a gas residuati dai processi di depurazione: è l’insieme delle apparecchiature di
trasferimento fanghi ai digestori, dei digestori (dei fanghi prodotti in un impianto deputato al
trattamento delle acque reflue, civili e/o industriali), dei gasometri, delle tubazioni di
convogliamento del gas, dei sistemi di pompaggio, condizionamento e trattamento del gas, di tutti i
gruppi di generazione (gruppi motore-alternatore) e del sistema di trattamento fumi.

1.1.6 Impianti alimentati da biogas

Impianto a biogas: è l’insieme del sistema di stoccaggio/vasche idrolisi delle biomasse, delle
apparecchiature di trasferimento ai digestori del substrato, dei digestori e gasometri, delle tubazioni
di convogliamento del gas, dei sistemi di pompaggio, condizionamento e trattamento del gas, di
tutti i gruppi di generazione (gruppi motore-alternatore) e del sistema di trattamento dei fumi.

1.1.7 Impianti alimentati da bioliquidi

Impianto a bioliquidi: è l’insieme degli apparati di stoccaggio e trattamento del combustibile, di
trasferimento del combustibile dallo stoccaggio ai buffer tank e da questi ai motori, di tutti i gruppi
di generazione (gruppi motore-alternatore), del sistema di trattamento fumi.

1.1.8 Impianti alimentati da biomasse

Impianto a biomasse: è l’insieme degli apparati di stoccaggio, trattamento e trasformazione del
combustibile (tra cui se presenti i gassificatori), dei generatori di vapore, dei forni di combustione,
delle griglie e di tutti i gruppi di generazione (gruppi motore-alternatore), dei condensatori, della
linea di trattamento fumi, del camino, e, quando ricorra, delle opere di presa e di scarico dell’acqua
di raffreddamento e delle torri di raffreddamento.

2 INTEGRALI RICOSTRUZIONI
2.1 Definizioni

2.1.1 Impianti idroelettrici

Integrale ricostruzione di un impianto idroelettrico è l’intervento su un impianto che comporta la
totale ricostruzione di tutte le opere idrauliche appartenenti all’impianto e la sostituzione con nuovi

macchinari di tutti i gruppi turbina-alternatore costituenti l’impianto stesso. Nel caso in cui
l’impianto idroelettrico utilizzi opere idrauliche consortili, che risultano esclusivamente nella
disponibilità di un soggetto terzo, queste opere potranno non essere interessate dall’intervento;
l’intervento di integrale ricostruzione non è contemplato per gli impianti idroelettrici installati negli
acquedotti.

2.1.2 Impianti geotermoelettrici

Integrale ricostruzione di un impianto geotermoelettrico: è l’intervento su un impianto che comporta
la totale ricostruzione dei pozzi di produzione e reiniezione, qualora l’impianto ne sia provvisto,
nonché la sostituzione con nuovi macchinari almeno dell'alternatore, della turbina e del
condensatore di tutti i gruppi costituenti l'impianto.

2.1.2 Altri impianti

Integrale ricostruzione di un impianto diverso da idroelettrico e geotermoelettrico: è l’impianto
realizzato su un sito sul quale, prima dell’avvio dei lavori di ricostruzione, preesisteva un altro
impianto di produzione di energia elettrica, del quale possono essere riutilizzate le sole
infrastrutture elettriche, le opere infrastrutturali interrate e gli edifici connessi al funzionamento del
preesistente impianto.

L’intervento di integrale ricostruzione non è contemplato per gli impianti alimentati da bioliquidi,
biogas, gas di discarica e gas residuati dei processi di depurazione.

Incentivi applicati alle integrali ricostruzioni

Ai fini dell’applicazione dell’articolo 7, l’incentivo è pari a:

I = Inuovo * D

Dove:

Inuovo = incentivo calcolato secondo le modalità di cui all’allegato 1 per impianti nuovi di potenza
pari quella dell’impianto dopo l’intervento stesso;

D = coefficiente di gradazione pari a 0,9.

Nel caso di impianti ad asta l’incentivo determinato come sopra per l’ultimo di scaglione di potenza
è quello posto a base d’asta.

Per impianti che richiedono la tariffa onnicomprensiva ai sensi dell’articolo 7, comma 4, il GSE
provvede a calcolare il valore onnicomprensivo spettante con riferimento al prezzo medio zonale
nell’anno precedente a quello di entrata in esercizio.

3 POTENZIAMENTI

Nei seguenti paragrafi sono individuate, a secondo della tipologia di impianto, condizioni e
modalità per l’accesso agli incentivi.

In tutti i casi, ad eccezione degli impianti idroelettrici, il produttore deve dimostrare che la potenza
nominale dei motori primi dopo l’intervento risulti incrementata di almeno il 10%

Il potenziamento, per essere ammesso al regime incentivante, deve essere realizzato su impianti
entrati in esercizio da almeno cinque anni e deve essere concluso entro dodici mesi dalla data di

inizio lavori. Il predetto limite minimo di cinque anni non si applica agli impianti alimentati da gas
di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas.

3.1. POTENZIAMENTO DI IMPIANTI DIVERSI DAGLI IMPIANTI IDROELETTRICI

Fatta eccezione per i potenziamenti di impianti idroelettrici, per i quali vale quanto disposto dal
paragrafo 3.2, per i potenziamenti di altri impianti l’energia imputabile al potenziamento “EP”
viene determinata con la seguente formula:

EP = (EN – E5)

Dove:

EP = Energia elettrica imputabile all’intervento effettuato;

EN = Energia netta immessa in rete annualmente dopo l’intervento di rifacimento;

E5 = Media della produzione netta degli ultimi 5 anni utili precedenti l'intervento.

3.2. POTENZIAMENTO DEGLI IMPIANTI IDROELETTRICI

L'intervento su un impianto idroelettrico esistente è riconosciuto come un potenziamento quando si
verificano almeno le seguenti condizioni:

a) l'impianto è entrato in esercizio da almeno 5 anni; a tal fine, la data di entrata in esercizio
corrisponde al primo parallelo dell'impianto con la rete elettrica;

b) l'intervento effettuato per consentire l'aumento della producibilità deve comportare un costo
specifico minimo del potenziamento definito di seguito.

Il potenziamento dell'impianto idroelettrico, finalizzato all'aumento dell'efficienza produttiva
globale dello stesso, può comprendere interventi di varia natura e di diversa entità e complessità sul
macchinario produttivo elettromeccanico, sul sistema di automazione e sulle opere idrauliche.

L'intervento di potenziamento deve essere completato entro dodici mesi dalla data di inizio dei
lavori, comunicata dal produttore al GSE.

Costo minimo del potenziamento idroelettrico

Il costo complessivo del potenziamento, espresso in euro, rappresenta la somma di tutte le spese
sostenute esclusivamente per la realizzazione delle opere previste nell'intervento di potenziamento
dell'impianto idroelettrico. Non sono ammissibili i costi imputabili ad opere di manutenzione
ordinaria.

Si definisce «p», costo specifico del potenziamento, il rapporto tra il costo complessivo del
potenziamento C e la potenza nominale dell'impianto dopo il potenziamento.

p = C : Pd, dove il valore di p è espresso in €/kW

C è il costo complessivo del potenziamento espresso in €

Pd è la potenza nominale delle turbine appartenenti all’impianto dopo l'intervento di potenziamento
(somma aritmetica delle potenze nominali di targa delle turbine idrauliche utilizzate nell'impianto,
espressa in kW).

Per ottenere il riconoscimento del potenziamento dell'impianto idroelettrico il valore del parametro
p deve risultare non inferiore a 150 €/kW.

Documentazione specifica da allegare alla domanda di riconoscimento di potenziamento
idroelettrico

Il costo complessivo dell'intervento di rifacimento parziale dell'impianto idroelettrico deve essere
adeguatamente documentato attraverso una apposita relazione tecnica-economica, firmata dal
progettista delle opere e dal legale rappresentante del produttore che richiede il riconoscimento
dell'intervento stesso.

La relazione tecnica economica allegata alla domanda di riconoscimento deve riportare:

a) la descrizione sintetica e l'elenco dei lavori di potenziamento previsti o effettuati, suddiviso per
macro-insiemi significativi di opere, riferiti alle parti funzionali dell’impianto;

b) il computo economico complessivo dei costi effettivamente sostenuti, o preventivati nei casi di
impianti non ancora in esercizio alla data di presentazione della domanda, connessi alla
realizzazione dei macro insiemi di opere suddetti; in ogni caso deve essere indicato il costo
effettivamente sostenuto; i costi esposti, qualora richiesto dal GSE, dovranno risultare da idonea
documentazione contabile dei lavori effettuati;

c) il programma temporale schematico, corrispondente alle macro-attività lavorative, previsto o
effettivamente realizzato, che riporti esplicitamente la data di inizio lavori e la data di fine lavori di
potenziamento, corrispondente con la data di entrata in esercizio dell'impianto a seguito del
potenziamento (data del primo parallelo con la rete a seguito dell'intervento);

d) una corografia generale e un profilo funzionale idraulico dell'impianto.

Energia elettrica imputabile per potenziamento idroelettrico

La produzione di energia elettrica degli impianti riconosciuti e qualificati come potenziamenti di
impianti idroelettrici dà diritto alla certificazione di una quota di produzione da fonti rinnovabili.

La quota di produzione annua imputabile all’intervento di potenziamento degli impianti
idroelettrici, espressa in MWh, al generico anno i-esimo (i=1,....,n) dopo il potenziamento
dell'impianto, è data dalle seguente formula:

EP = 0,05 · ENi

dove

EP è l’energia elettrica da incentivare con specifica tariffa, del generico anno i-esimo dopo
l'intervento di potenziamento, espressa in MWh.

ENi è la produzione netta annuale immessa in rete nell’anno i-esimo espressa in MWh.

ER è l’ energia immessa nel sistema elettrico dopo l'intervento di potenziamento nel generico anno
i-esimo espressa in MWh.

Nella determinazione del valore di Eai ed ER di ENi si tiene conto anche delle eventuali modifiche
normative in merito al minimo deflusso costante vitale, eventualmente intervenute successivamente
all'intervento di potenziamento, aggiungendo il corrispondente valore di produzione di energia
elettrica.

Incentivi applicati all’energia imputabile al potenziamento

All’energia riconosciuta potenziamento, determinata con le modalità sopra riportate, l’incentivo
applicabile ai sensi dell’articolo 7 è pari a:

I = Inuovo * D

Dove:

Inuovo = incentivo calcolato secondo le modalità di cui all’allegato 1 per impianti nuovi di potenza
pari a quella dell’impianto dopo il potenziamento;

D = coefficiente di gradazione pari a 0,8.

Nel caso di impianti ad asta l’incentivo determinato come sopra per l’ultimo di scaglione di potenza
è quello posto a base d’asta.

4 RIFACIMENTI PARZIALI E TOTALI
4.1 Definizioni

4.1.1 Impianti idroelettrici

Il rifacimento parziale o totale può comprendere la realizzazione di interventi di varia natura e di
diversa entità/complessità sui gruppi turbina-alternatori, sulle opere civili e/o idrauliche nonché
sulle apparecchiature di manovra idraulica afferenti all'impianto. Pertanto, gli interventi sui
macchinari e sulle opere riconosciuti come finalizzati al rifacimento possono riguardare:

a) gruppi turbina alternatori: interventi migliorativi che vanno dalla revisione funzionale e/o
tecnologica sino alla completa sostituzione, con nuovi macchinari, di parte o di tutti i gruppi
turbina-alternatori appartenenti all’impianto stesso;

b) le opere civili e/o idrauliche, le condotte forzate e gli organi elettromeccanici di regolazione
e manovra; esemplificativamente: la costruzione ex novo delle opere idrauliche o di parte di esse, la
sostituzione oppure il rinnovamento delle condotte forzate, il rifacimento dei rivestimenti di canali e
gallerie, il rifacimento dei paramenti delle traverse e delle dighe di sbarramento, la stabilizzazione
delle fondazioni delle opere idrauliche, la stabilizzazione di versanti dei bacini, il risanamento
superficiale o strutturale delle murature delle opere idrauliche, la sostituzione oppure il
rinnovamento degli organi elettromeccanici di regolazione e manovra.

4.1.2 Impianti geotermoelettrici

Il rifacimento parziale o totale può comprendere la realizzazione di interventi di varia natura e di
diversa entità/complessità sui gruppi turbina-alternatore, sulle opere civili, sui pozzi, e sulle reti di
trasporto dei fluidi e sull’impiantistica di superficie. Pertanto, gli interventi sui macchinari e sulle
opere riconosciuti come finalizzati al rifacimento possono riguardare:

a) Gruppi turbina alternatori: interventi migliorativi che vanno dalla revisione funzionale e/o
tecnologica sino alla completa sostituzione, con nuovi macchinari, di parte o di tutti i gruppi
turbina-alternatori appartenenti all’impianto stesso;
b) Centrale: condensatori, estrattori gas, torri di raffreddamento, pompe di estrazione condensato
e trasformatori;
c) Pozzi: di estrazione del vapore e di reinezione del condensato;
d) Reti di trasporto fluido: vapordotti e acquedotti di reinezione;
e) Impiantistica di superficie: impianti di trattamento fluidi, anche ai fini dell'ottimizzazione
ambientale.

4.1.3 Impianti eolici

Il rifacimento parziale o totale può comprendere la realizzazione di interventi di varia natura e di
diversa entità/complessità sui diversi componenti dell’impianto. Pertanto, gli interventi riconosciuti
come finalizzati al rifacimento possono riguardare: la torre, il generatore, il moltiplicatore di giri,
l’inverter, il sistema controllo, il mozzo ed il rotore.

4.1.4 Impianti alimentati da gas di discarica

4.1.5 Impianti alimentati da gas di depurazione

• i gruppi motore-alternatore: interventi migliorativi che vanno dalla revisione funzionale e/o
tecnologica sino alla completa sostituzione, con nuovi macchinari, di parte o di tutti i gruppi
motore-alternatore appartenenti all’impianto stesso;
• le apparecchiature di trasferimento dei fanghi ai digestori, i digestori dei fanghi (prodotti in
un impianto deputato al trattamento delle acque reflue, civili e/o industriali), i gasometri, le
tubazioni di convogliamento del gas, i sistemi di pompaggio, il condizionamento e
trattamento del gas nonché il sistema di trattamento dei fumi.

4.1.6 Impianti alimentati da biogas

• i gruppi motore-alternatore: interventi migliorativi che vanno dalla revisione funzionale e/o
tecnologica sino alla completa sostituzione, con nuovi macchinari, di parte o di tutti i gruppi
motore-alternatore appartenenti all’impianto stesso;
a) le vasche di idrolisi delle biomasse, le apparecchiature di trasferimento ai digestori del
substrato, i digestori, i gasometri, le tubazioni di convogliamento del gas, i sistemi di
pompaggio, il condizionamento e trattamento del biogas nonché il sistema di trattamento dei
fumi.

4.1.7 Impianti alimentati da bioliquidi

• i gruppi motore-alternatore: interventi migliorativi che vanno dalla revisione funzionale e/o
tecnologica sino alla completa sostituzione con nuovi macchinari, di parte o di tutti i gruppi
motore-alternatore appartenenti all’impianto stesso;
• gli apparati di stoccaggio e trattamento del combustibile, i sistemi di trasferimento del
combustibile dallo stoccaggio ai buffer tank e da questi ai motori, il sistema di trattamento
fumi nonché sul camino.

4.1.8 Impianti alimentati da biomasse

• i gruppi motore-alternatore: interventi migliorativi che vanno dalla revisione funzionale e/o
tecnologica sino alla completa sostituzione, con nuovi macchinari, di parte o di tutti i gruppi
motore-alternatore appartenenti all’impianto stesso;
• i sistemi di stoccaggio, di trattamento e trasformazione del combustibile (tra cui se presenti
anche i gassificatori), i generatori di vapore, i condensatori, i forni di combustione, le
griglie, la linea di trattamento fumi, il camino, e, qualora presenti, le opere di presa e di
scarico dell’acqua di raffreddamento nonché delle torri di raffreddamento.

Qualora l’impianto sia articolato con diverse linee produttive, dotate di autonomia di esercizio e di
misuratori dedicati dell’energia generata, per motivi legati alla continuità di gestione dell’impianto
stesso, l’intervento di rifacimento può essere realizzato anche sulle singole linee produttive
appartenenti all’impianto.

L’intervento di rifacimento può comportare anche la diminuzione oppure l’aumento della potenza
rispetto a quella dell’impianto preesistente.

La domanda di partecipazione alla procedura di cui all’articolo 15, munita dei pertinenti elementi
previsti per la qualifica dal punto 1 dell’allegato 3, è accompagnata da una relazione tecnica-
economica preliminare riferita agli interventi da eseguire, ricadenti tra quelli di cui ai punti
precedenti, e del relativo programma temporale di esecuzione.

4.2 Incentivi riconosciuti e modalità di richiesta e ottenimento

4.2.1 Determinazione dell’incentivo spettante a seguito dell’intervento

I = Inuovo * D

Dove:

Inuovo = incentivo calcolato secondo le modalità di cui all’allegato 1 per impianti nuovi di potenza
pari a quella dell’impianto dopo il potenziamento;

D = coefficiente di gradazione come definito al paragrafo successivo.

Il coefficiente di gradazione D è calcolato con le seguenti modalità:

a) per gli impianti diversi da quelli alimentati a biomassa e rifiuti, si calcola il rapporto:

R = Cs/Cr

dove:

• Cs è il costo specifico dell’intervento di rifacimento (espresso in €/kW di potenza dopo
l’intervento), riconosciuto dal GSE;
• Cr è il costo specifico di riferimento, determinato per ciascuna fonte, tipologia e taglia di
impianto, nella tabella I del presente Allegato.

Il costo specifico “ Cs “ dell'intervento di rifacimento espresso in €/kW si ottiene dividendo il costo
complessivo “ C “ dell'intervento, espresso in euro, per la potenza dell’impianto (espressa in kW)
dopo l’intervento di rifacimento; esclusivamente per gli impianti idroelettrici, a questo fine, la
potenza dell’impianto dopo l’intervento, viene valutata come somma delle potenze nominali
(espresse in kW) delle turbine idrauliche appartenenti all’impianto.

Il costo complessivo “ C “ del rifacimento, espresso in euro, rappresenta la somma di tutte le spese
sostenute esclusivamente per la progettazione e per realizzazione delle opere previste nell'intervento
di rifacimento totale o parziale dell'impianto alimentato da fonti rinnovabili.

Si è in presenza di rifacimento parziale quando 0,15<R= 0,25.

In tal caso, il coefficiente di gradazione D è pari a R.

Si è in presenza di rifacimento totale quando R> 0,25.

In tal caso, per valori di R fino a 0,5 il coefficiente di gradazione D è pari a R; per R > 0,5, il
coefficiente di gradazione D è comunque pari a 0,5.

b) per gli impianti a biomassa e rifiuti, si calcola il rapporto R come al punto a).

Si è in presenza di rifacimento parziale quando 0,15 <R =0,25

In tal caso, il coefficiente di gradazione D è pari a R + 0,55.

Si è in presenza di rifacimento totale quando R> 0,25 .

In tal caso, il coefficiente di gradazione D è una funzione variabile linearmente tra 0,8 per R = 0,25
e 0,9 per R = 0,5. Per R > 0,5 il coefficiente di gradazione D è comunque pari a 0,9.

4.2.3. Indicazioni di carattere generale

Si precisa che la realizzazione di un intervento di rifacimento esclude la possibilità di eseguire,
durante il periodo dell’incentivazione spettante al rifacimento stesso, un intervento di
potenziamento sullo stesso impianto;

Si evidenzia che non verranno considerati e contabilizzati, ai fini della valutazione del costo
complessivo dell’intervento “C”, i lavori effettuati successivamente ai periodi massimi ammissibili
di realizzazione dell’intervento dei rifacimento parziali e totali posti pari a quelli individuati nella
tabella di cui all’art.15 comma 4.

Per gli impianti a biomassa, qualora l’Operatore richieda il rifacimento su una linea produttiva
autonoma dell’impianto, il costo complessivo “C” del rifacimento deve essere riferito
esclusivamente agli interventi effettuati sulla stessa linea produttiva. I costi degli interventi
effettuati su sistemi e apparati comuni, a più linee produttive dell’impianto, devono essere suddivisi
pro-quota in base al rapporto della potenza della linea produttiva interessata dei lavori rispetto alla
potenza totale dell’impianto.

Nel caso di impianti gravemente danneggiati o distrutti da eventi alluvionali di eccezionale gravità o
da altri eventi naturali distruttivi, riconosciuti dalle competenti autorità, non viene considerata la
condizione sugli anni di funzionamento dell'impianto, precedenti alla realizzazione dell’intervento
di rifacimento introdotta al comma 2/a dell’art. 15.

Tabella I. Costi specifici di riferimento per gli interventi di rifacimento parziale e totale

Fonte rinnovabile

Tipologia

Potenza

€/kW

Eolica

On-shore

1<P=20

3.300

20<P=200

2.700

200<P=1000

1.600

1000<P=50005000

1.350

P>50005000

1.225

Off-shore

1<P=50005000

2.700

P>50005000

2.500

Idraulica

ad acqua fluente (compresi gli impianti in acquedotto)

1<P=20

4.500

20<P=220

4.000

220<P=1000

3.600

1000<P=50005000

2.800

P>50005000

2.700

a bacino o a serbatoio

1<P=50005000

2.300

P>50005000

2.200

Geotermica

1<P=1000

5.500

1000<P=5000

3.600

P>5000

3.000

Gas di discarica

1<P=1000

2.500

1000<P=50005000

2.375

P>50005000

2.256

Gas residuati dai processi di depurazione

1<P=1000

3.900

1000<P=5000

3.000

P>5000

2.700

Biogas

a) prodotti di origine biologica;

1<P=300

5.500

300<P=1000

4.000

1000<P=50005000

3.000

P>50005000

2.700

b) sottoprodotti di origine biologica di cui alla Tabella 1 –A, e rifiuti diversi da
quelli di cui alla lettera c)

1<P=300

5.700

300<P=1000

4.300

1000<P=50005000

3.000

P>50005000

2.700

c) rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è riconosciuta forfetariamente
ai sensi dell’Allegato 2

1<P=1000

6.100

1000<P=50005000

4.000

P>50005000

3.600

Biomasse

a) prodotti di origine biologica;

1<P=1000

4.500

1000<P=50005000

3.700

P>50005000

3.000

b) sottoprodotti di origine biologica di cui alla Tabella 1 –A, e rifiuti diversi da
quelli di cui alla lettera c)

1<P=1000

4.500

1000<P=50005000

4.000

P>50005000

3.500

c) rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è riconosciuta forfetariamente
ai sensi dell’Allegato 2

1<P=50005000

6.500

P>50005000

6.200

Bioliquidi sostenibili

1<P=5000

1.200

P>5000

1.080

4.2.3 Ulteriore Documentazione da produrre da parte del produttore a intervento ultimato

A intervento terminato, il produttore integra i pertinenti elementi previsti dal punto 2 dell’allegato 3
con una relazione tecnica-economica di consuntivo composta da:

a) una relazione tecnica con la descrizione dettagliata dell'elenco dei lavori effettuati, suddiviso per
macro insiemi significativi di opere e/o componenti, come indicato per le diverse tipologie
impiantistiche al paragrafo 4.1; la relazione tecnica deve essere corredata di tavole grafiche
relative allo stato dell’impianto pre-intervento e post-intervento di rifacimento;

b) per la determinazione del costo complessivo “C” dell’intervento deve essere sviluppato il
computo economico dettagliato dei costi effettivamente sostenuti e riferiti esclusivamente alle
opere indicate al paragrafo 4.1, accompagnato da tutta la documentazione contabile di supporto;
il produttore è tenuto a conservare, per tutto il periodo di diritto all’incentivo, la copia originale
della relazione tecnica economica di consuntivo nonché copia originale di tutta la
documentazione contabile e delle fatture emesse a riscontro dei costi sostenuti per la
realizzazione dell’intervento;
c) il diagramma temporale delle attività eseguite, che riporti esplicitamente la data di inizio lavori e
la data di fine lavori di rifacimento, corrispondente con la data di entrata in esercizio
dell'impianto a seguito del rifacimento.

Per gli impianti di potenza superiore a 1 MW, la relazione tecnica economica di consuntivazione
dell’intervento effettuato deve essere certificata da un soggetto terzo con modalità precisate dal
GSE.

Il costo sostenuto dal produttore per la certificazione della suddetta relazione tecnica economica
potrà essere inserito come onere afferente al costo complessivo dell’intervento di rifacimento
effettuato.

Nel caso di impianti gravemente danneggiati o distrutti da eventi calamitosi riconosciuti dalle
competenti autorità, qualora siano previsti contributi monetari come indennizzo di natura pubblica
dei danni subiti per la ricostruzione dell'impianto, tali contributi saranno detratti dal costo
complessivo computato per la realizzazione del rifacimento parziale o totale.

Il GSE valuta la documentazione acquisita e, ad esito positivo della stessa valutazione, provvede
alle conseguenti erogazioni secondo le modalità previste dal presente decreto.

5. RIATTIVAZIONI

La riattivazione di un impianto è la messa in servizio di un impianto dismesso da oltre cinque anni,
come risultante dalla documentazione presentata all’Agenzia delle Dogane (chiusura dell'officina
elettrica o dichiarazione di produzione nulla per cinque anni consecutivi) o dalla dismissione ai
sensi dell'articolo 1-quinquies, comma 1, della legge 27 ottobre 2003, n. 290, ove previsto.

Incentivi applicati alle riattivazioni

Ai fini dell’applicazione dell’articolo 7, l’incentivo è pari a:

I = Inuovo * D

Dove:

Inuovo = incentivo calcolato secondo le modalità di cui all’allegato 1 per impianti nuovi di potenza
pari a quella dell’impianto dopo il potenziamento;

D = coefficiente di gradazione pari a 0,8.

Nel caso di impianti ad asta l’incentivo determinato come sopra per l’ultimo di scaglione di potenza
è quello posto a base d’asta.

6. IMPIANTI IBRIDI

Parte I: IMPIANTI IBRIDI ALIMENTATI DA RIFIUTI PARZIALMENTE
BIODEGRADABILI

6.1. Rifiuti la cui quota biodegradabile è computata forfetariamente

1. Fatta salva la facoltà del produttore di richiedere l’applicazione di vigenti procedure analitiche, la
quota di produzione di energia elettrica imputabile a fonti rinnovabili riconosciuta ai fini
dell’accesso ai meccanismi incentivanti è pari al 51% della produzione netta per tutta la durata di
diritto, nei seguenti casi :

i) rifiuti urbani a valle della raccolta differenziata individuati dai CER che iniziano con le
4 cifre 20 03 e 20 02 con esclusione dei CER 200202 e 200203;
ii) Combustibile solido secondario (CSS di cui all’ art. 183 D. Lgs. 152/06 e s.m.i.)
prodotto da rifiuti urbani che rispetta le caratteristiche di classificazione e specificazione
individuate dalla norma UNI EN 15359 e smi che abbia un PCI non superiore a 16
MJ/kg sul secco al netto delle ceneri, come da dichiarazione del produttore tramite
idonea certificazione. Il CDR di cui alla norma UNI 9903-1:2004 qualificato come RDF
di qualità normale si considera rientrante nei CSS;
iii) Rifiuti speciali non pericolosi a valle della racconta differenziata che rientrano
nell’elenco riportato in Tabella 6.A solo se la somma delle masse di tali rifiuti è non
superiore al 20% del peso totale dei rifiuti utilizzati su base annua. Nel caso in cui siano
utilizzati anche altri rifiuti speciali non pericolosi non compresi nell’elenco di cui alla
Tabella 6.A, è fissata una franchigia fino al 5% in peso di tali rifiuti, rispetto al totale dei
rifiuti utilizzati su base annua, compresa entro il 20% sopracitato;
iv) Combustibile solido secondario ( CSS di cui all’ art. 183 dls n.152/06 e smi) prodotto da
rifiuti speciali non pericolosi a valle della raccolta differenziata di cui alla Tabella 6.A e
da rifiuti urbani che rispetta le caratteristiche di classificazione e specificazione
individuate dalla norma UNI EN 15359 e che abbia un PCI non superiore a 16 MJ/kg sul
secco al netto delle ceneri, solo se la somma delle masse dei rifiuti speciali non
pericolosi di cui alla Tabella 6.A è non superiore al 40 % del totale delle masse dei rifiuti
utilizzati per la produzione del CSS. Il CdR di cui alla norma UNI 9903-1:2004
qualificato come RDF di qualità normale rientra nei CSS.

2. Nel caso di utilizzo contestuale di rifiuti speciali non pericolosi di cui al punto iii) e CSS di cui al
punto iv del paragrafo 1), la somma complessiva delle masse di CSS e di altri rifiuti speciali non
pericolosi inclusi nell’elenco di cui alla Tabella 6.A di cui al punto iii) deve comunque risultare
inferiore al 20% del peso totale di tutti i rifiuti trattati su base annua.

3. Nel caso in cui la percentuale di rifiuti speciali non pericolosi, indicata al paragrafo 1, punti iii) e
iv), e paragrafo 2, sia superata, ai fini della determinazione della quota di energia prodotta da fonti
rinnovabili, alla quantità di rifiuti speciali in esubero rispetto al 20% viene attribuita una
percentuale biogenica pari a zero e ai fini dei bilanci di energia a tale quota in esubero viene
forfettariamente assegnato un PCI pari a 16 MJ/kg sul secco al netto delle ceneri;

4. Nel caso iii) per i rifiuti speciali, identificati dal codice CER categoria 19, compresi nell’elenco
della Tabella 6.A provenienti da impianti di trattamento e/o separazione meccanica dei rifiuti
urbani, per il calcolo della quota di produzione di energia elettrica imputabile alle fonti energetiche
rinnovabili si applicano, rispettivamente, le condizioni di cui al punto i) qualora al trattamento e/o
separazione meccanica a monte dell’impianto di produzione siano destinati esclusivamente rifiuti
urbani indifferenziati a valle di attività di raccolta differenziata o le condizioni di cui allo stesso
punto iii) relativamente alla percentuale di rifiuti speciali non pericolosi di cui all’elenco della

Tabella 6.A da considerare qualora l’impianto di trattamento e/o separazione meccanica a monte
dell’impianto di produzione energetica sia alimentato congiuntamente da rifiuti urbani e da rifiuti
speciali non pericolosi, questi ultimi nella misura massima del 10%.

6.2. Ulteriori rifiuti speciali ammessi a forfetizzazione

1. Il ricorso a criteri forfettari è ammesso anche per le seguenti ulteriori tipologie di rifiuti speciali:

a) rifiuti sanitari e veterinari a rischio infettivo ( codici CER 180103* 180202*) per i quali si
assume una percentuale forfettaria di biodegradabilità pari al 40%.

Nel caso di impianti in cui i rifiuti sanitari e veterinari sopracitati siano trattati congiuntamente ai
rifiuti urbani a valle della raccolta differenziata e ai rifiuti speciali non pericolosi, la quantità dei
rifiuti di cui al punto a) concorre alla percentuale del 10% di cui all’ art. 1, paragrafo 1 punto iii).

Nel caso di impianti dedicati per i rifiuti di cui al punto a) si assume forfettariamente un PCI pari a
10,5 MJ/kg.

6.3. Altri rifiuti

Per gli impianti alimentati da rifiuti diversi da quelli di cui ai punti precedenti, per la
determinazione della quota di produzione di energia elettrica imputabile a fonti rinnovabili si
procedere attraverso metodi di determinazione analitica sulla base di procedure aggiornate dal GSE,
sentito il CTI, entro 90 giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto. Il GSE, sentito il
CTI, propone ulteriori rifiuti per i quali riconoscere la produzione imputabile a fonti rinnovabili
sulla base di valori forfettari.

6.4. Informazioni da fornire

1. Nel caso di riconoscimento forfetario dell’energia imputabile a fonti rinnovabili, il produttore è
tenuto a fornire bimestralmente al GSE i dati sui quantitativi di rifiuti utilizzati, distinti per codice
CER, nonché le analisi, rilasciate da laboratori terzi ed effettuate con cadenza almeno semestrale,
necessarie per la verifica del rispetto delle norme tecniche citate al paragrafo 1, delle quantità e,
laddove necessario, dei PCI.

2. Qualora non si dia luogo al riconoscimento forfetario, il produttore è tenuto a caratterizzare i
rifiuti utilizzati in termini di codici CER, quantità, PCI poteri calorifici dei rifiuti e del CSS sulla
base della normativa tecnica UNI-CTI e delle linee guida CTI.

3. In entrambi i casi di cui ai precedenti punti 1 e 2, per il CSS deve essere fornita al GSE
documentazione atta a evidenziarne la provenienza, le caratteristiche e i rifiuti utilizzati per la
produzione.

6.5 Incentivi applicati agli impianti a rifiuti

Le tariffe incentivanti di riferimento sono applicate alla sola produzione imputabile a fonti
rinnovabili, e sono quelle individuate dall’allegato 1 nel caso di nuovi impianti ovvero dal presente
allegato per le altre tipologie di intervento.

TABELLA 6.A - RIFIUTI A VALLE DELLA RACCOLTA DIFFERENZIATA PER I QUALI E’
AMMESSO IL CALCOLO FORFETTARIO DELL’ENERGIA IMPUTABILE ALLA BIOMASSA (51%),
SE USATI ENTRO CERTI LIMITI DI QUANTITA’

CODICE CER

DESCRIZIONE

02 01 02

Scarti di tessuti animali

02 01 03

Scarti di tessuti vegetali

02 01 04

Rifiuti plastici (ad esclusione degli imballaggi)

02 01 06

Feci animali, urine e letame ( comprese le lettiere usate) effluenti, raccolti
separatamente e trattati fuori sito

02 01 07

Rifiuti della silvicoltura

02 02 03

Scarti inutilizzabili per il consumo o la trasformazione

02 03 03

Rifiuti prodotti dall'estrazione tramite solvente

02 03 04

Scarti inutilizzabili per il consumo o la trasformazione

02 05 01

Scarti inutilizzabili per il consumo o la trasformazione

02 06 01

Scarti inutilizzabili per il consumo o la trasformazione

02 07 01

Rifiuti prodotti dalle operazioni di lavaggio, pulizia e macinazione della materia
prima

02 07 02

Rifiuti prodotti dalla distillazione di bevande alcoliche

02 07 04

Scarti inutilizzabili per il consumo o la trasformazione

03 01 01

Scarti di corteccia e sughero

03 01 05

Segatura, trucioli, residui di taglio, legno, pannelli di truciolare e piallacci diversi da
quelli di cui alla voce 03 01 04

03 01 99

Rifiuti non specificati altrimenti

03 03 01

Scarti di corteccia e legno

03 03 07

Scarti della separazione meccanica nella produzione di polpa da rifiuti di carta e
cartone

03 03 08

Scarti della selezione di carta e cartone destinati ad essere riciclati

03 03 09

Fanghi di scarto contenenti carbonato di calcio

03 03 10

Scarti di fibre e fanghi contenenti fibre, riempitivi e prodotti di rivestimento
generati dai processi di separazione meccanica

03 03 11

Fanghi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti, diversi da quelli di cui alla
voce 03 03 10

04 01 08

Cuoio conciato (scarti, cascami, ritagli, polveri di lucidatura) contenenti cromo

04 01 09

Rifiuti dalle operazioni di confezionamento e finitura

04 02 09

Rifiuti da materiali compositi (fibre impregnate, elastomeri, plastomeri)

04 02 21

Rifiuti da fibre tessili grezze

04 02 22

Rifiuti da fibre tessili lavorate

08 01 12

Pitture e vernici di scarto, diverse da quelle di cui alla voce 08 01 11

09 01 07

Carta e pellicole per fotografia, contenenti argento o composti dell'argento

09 01 08

Carta e pellicole per fotografia, non contenente argento o composti dell'argento

10 01 21

Fanghi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti diversi da quelli di cui alla
voce 10 01 20

10 11 20

Rifiuti solidi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti, diversi da quelli di cui
alla voce 10 11 19

12 01 05

Limatura e trucioli di materiali plastici

15 01 01

Imballaggi in carta e cartone

15 01 02

Imballaggi in plastica

15 01 03

imballaggi in legno

15 01 05

Imballaggi in materiali compositi

15 01 06

Imballaggi in materiali misti

15 01 09

Imballaggi in materia tessile

15 02 03

Assorbenti, materiali filtranti, stracci e indumenti protettivi, diversi da quelli di cui
alla voce 15 02 02

16 01 03

Pneumatici fuori uso

16 01 19

Plastica

16 01 22

Componenti non specificati altrimenti

16 03 04

Rifiuti inorganici, diversi da quelli di cui alla voce 16 03 03

17 02 01

Legno

17 02 03

Plastica

17 06 04

Altri materiali isolanti diversi da quelli di cui alle voci 17 06 01 e 17 06 03

18 01 04

Rifiuti che non devono essere raccolti e smaltiti applicando precauzioni particolari
per evitare infezioni (es. bende, ingessature, lenzuola, indumenti monouso,
assorbenti igienici)

19 05 01

Parte di rifiuti urbani e simili non compostata

19 05 02

Parte di rifiuti animali e vegetali non compostata

19 05 03

Compost fuori specifica

19 08 01

Vaglio

19 08 05

Fanghi prodotti dal trattamento delle acque reflue urbane

19 10 04

Fluff-frazione leggera e polveri, diversi di quelli di cui alla voce 19 10 03

19 12 01

Carta e cartone

19 12 04

Plastica e gomma

19 12 07

Legno diverso da quello di cui alla voce 19 12 06

19 12 08

Prodotti tessili

19 12 10

Rifiuti combustibili

19 12 12

altri rifiuti (compresi materiali misti) prodotti dal trattamento meccanico dei rifiuti,
diversi da quelli di cui alla voce 19 12 11

Nota: i rifiuti conferiti con codice 03 01 99 devono essere identificati con descrizione precisa

Parte II: ALTRI IMPIANTI IBRIDI

6.6 Determinazione dell’energia imputabile a fonti rinnovabili

1. Per gli impianti entrati in esercizio in assetto ibrido successivamente al 1° gennaio 2013,
l’energia elettrica incentivata è pari alla differenza fra la produzione totale e la parte ascrivibile alle
altre fonti di energia, tenuto conto dei poteri calorifici delle fonti non rinnovabili utilizzate nelle
condizioni effettive di esercizio dell'impianto, qualora tale differenza sia superiore al 5% del totale
secondo la seguente formula:

EI = Ea – Enr

Dove:

Ea = produzione annua netta;

Enr = Energia non Rinnovabile netta prodotta dall’impianto.

6.7. Incentivi applicati agli altri impianti ibridi

Ai fini dell’applicazione dell’articolo 7, l’incentivo è pari a:

I = Inuovo * D

Dove:

Inuovo = incentivo calcolato secondo le modalità di cui all’allegato 1 per impianti nuovi di potenza
pari a quella dell’impianto dopo il potenziamento;

D = coefficiente di gradazione pari a:

- 1 nel caso in cui di nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili operanti dalla prima data
di entrata in esercizio in assetto non ibrido;
- 0,5 nel caso in cui l’impianto sia alimentato a fonti rinnovabili entro 12 mesi dalla prima
data di entrata in esercizio dell’impianto.

Nel caso di impianti ad asta l’incentivo determinato come sopra per l’ultimo di scaglione di potenza
è quello posto a base d’asta.

Allegato 3: Documentazione da inviare

IMPIANTI -A REGISTRO

1. DOCUMENTAZIONE PER L?ISCRIZIONE AL REGISTRO

La domanda di qualificazione riporta: a) soggetto produttore, b) ubicazione dell'impianto, c) fonte
rinnovabile utilizzata, d) tecnologia utilizzata, e) potenza dell’impianto ovvero, per gli impianti
idroelettrici, potenza nominale media annua di concessione f) data presunta di entrata in esercizio,
g) produzione annua netta, h) quantificazione (e valutazione a forfait o misura) degli assorbimenti
dei servizi ausiliari (indicare il caso specifico secondo quanto riportato nell’allegato 4), i) tipo di
incentivazione richiesta.

Alla domanda sono allegati:

a) una relazione tecnica contenente tutte le informazioni tecniche e documentali necessarie a
valutare la tipologia di intervento;

b) copia del progetto definitivo dell’impianto;

c) copia del pertinente titolo autorizzativo; d) copia della soluzione di connessione alla rete elettrica
accettata dal produttore;

e) dichiarazione giurata con la quale il produttore attesta il rispetto delle condizioni di cumulabilità
degli incentivi di cui all’articolo 26 del decreto legislativo n. 28 del 2011 e di cui al presente
decreto.

2. DOCUMENTAZIONE DA TRASMETTERE ALL’ENTRATA IN ESERCIZIO, IN CASO DI
ESITO POSITIVO

a) la documentazione prevista per la qualifica preliminare, se non si è già fatta;

b) certificato antimafia del soggetto responsabile;

c) dichiarazione di libero accesso al GSE o ad organismo da questi delegato all’impianto per
esecuzione di verifiche e/o controlli;

c) Scheda Tecnica Finale d’Impianto

d) Schema elettrico unifilare dell’impianto con indicazioni di:

• contatori dell’energia prodotta e/o prelevata/immessa dalla rete elettrica di
distribuzione;
• punto di collegamento alla rete indicando in dettaglio gli organi di manovra e
protezione presenti nonché gli eventuali punti di derivazione dei carichi;
• presenza di gruppi elettrogeni, gruppi di continuità (UPS), sistemi di accumulo e di
eventuali altre fonti di generazione;

e) copia della comunicazione con la quale il gestore della rete ha notificato al soggetto responsabile
il codice POD;

f) copia dei verbali di attivazione dei contatori di misura dell’energia prodotta e di connessione alla
rete elettrica;

g) esclusivamente per impianti di potenza superiore a 20 kW, l’impegno a trasmettere, secondo
modalità previste nelle regole tecniche emanate dal GSE, copia del Verbale di Verifica di Primo
Impianto rilasciato dall’Agenzia delle Dogane oppure, se l’impianto immette tutta l’energia
prodotta nella rete, copia della comunicazione fatta all’Agenzia delle Dogane sulle caratteristiche
dell’impianto (circolare 17/D del 28 maggio 2007 dell’Agenzia delle Dogane: “disposizione
applicative del decreto legislativo 2 febbraio 2007, n. 26”). Tale comunicazione può essere
trasmessa anche nei tre mesi successivi alla data di entrata in esercizio.

h) Esclusivamente per impianti di potenza superiore a 6 kW:

- relazione generale, che descriva i criteri progettuali e le caratteristiche dell'impianto;

- almeno un disegno planimetrico atto ad identificare con chiarezza la disposizione
dell'impianto, dei principali tracciati elettrici e delle principali apparecchiature;

i) per gli impianti alimentati da biomasse: la tipologia di biomassa da utilizzare, evidenziando, in
particolare, se si tratti di biomassa prodotto, sottoprodotto o rifiuto, in coerenza con l’autorizzazione
alla costruzione e all’esercizio o alla PAS; l’eventuale utilizzo di biomasse di filiera o da
coltivazioni dedicate;

l) per i bioliquidi: oltre a quanto previsto alla lettera i), ogni ulteriore elemento utile ai fini del
rispetto dei criteri di sostenibilità di cui al provvedimento di attuazione della direttiva 2009/30/CE
del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009;

m) per i rifiuti: la tipologia, in relazione al CER, e l’ambito di raccolta.

IMPIANTI SOTTOPOSTI ALLE PROCEDURE D’ASTA

3. DOCUMENTAZIONE DA TRASMETTERE DOPO LA COMUNICAZIONE DI ESITO
POSITIVO DELL’ASTA

n) Cauzione da prestarsi sotto forma di fideiussione bancaria, nella misura di 300 euro per ogni kW
di potenza dell'impianto, rilasciata da istituti bancari o assicurativi o da intermediari finanziari
iscritti nell'elenco speciale di cui all'art. 107 del decreto legislativo 1° settembre 1993, n. 395, che
svolgono in via esclusiva o prevalente attività di rilascio di garanzie. La cauzione è costituita a
favore del GSE e restituita entro 1 mese dalla data di entrata in esercizio dell’impianto. La cauzione
non è dovuta se il soggetto responsabile è tenuto a prestare analoga forma di garanzia in attuazione
di leggi speciali o normative di settore.

La cauzione è costituita a titolo di penale in caso di mancato rispetto dei termini per l'entrata in
esercizio dell'impianto medesimo. La cauzione così prestata deve essere incondizionata ed a prima
richiesta e deve quindi espressamente contenere:

a) la rinuncia del beneficio alla preventiva escussione del debitore principale;

b) la rinuncia alla possibilità del fideiussore di far valere il decorso del termine di sei mesi
entro il quale, nell'ipotesi di scadenza dell'obbligazione principale, il creditore è tenuto a
proporre le proprie istanze avverso il debitore, ai sensi dell'art. 1957 del codice civile;

c) la sua operatività entro trenta giorni a semplice richiesta del soggetto attuatore.

Ulteriori indicazioni

Ogni impianto, in progetto oppure in esercizio, deve essere preliminarmente censito nel sistema di
anagrafica unica degli impianti di Terna ed individuato dal codice univocamente definito dalla
stessa Terna ai sensi delle delibere dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas n. 205/08.e ARG/elt
124/10.

I soggetti responsabili degli impianti comunicano al GSE, ogni variazione dei dati degli impianti
stessi, ivi inclusi l'avvio dei lavori di nuova costruzione, potenziamento, riattivazione, rifacimento
parziale o totale, e l'avvenuta entrata in esercizio.

Allegato 4

DETERMINAZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA ASSORBITA DAI SERVIZI AUSILIARI,
DALLE PERDITE DI LINEA E DALLE PERDITE DI RETE NEI TRASFORMATORI
PRINCIPALI PER IMPIANTI FINO A 1 MW

L'energia elettrica assorbita dai servizi ausiliari di centrale è definita come:

• quella impiegata, in usi diversi dalla illuminazione, esclusivamente per la generazione o per la
trasformazione in altra energia elettrica, compresa quella utilizzata per forza motrice nelle
centrali elettriche per servizi ausiliari strettamente connessi al compimento del ciclo di
generazione o di trasformazione dell'energia elettrica, anche esterni al perimetro della centrale
o forniti da soggetti diversi dal titolare della centrale, inclusi tutti i servizi ausiliari di
trattamento del combustibile;

• quella impiegata, in usi diversi dalla illuminazione, dai servizi ausiliari di centrale durante i
periodi di fermata dei gruppi di generazione, al netto dei periodi di manutenzione
programmata, straordinaria o di trasformazione, riconversione e rifacimento dei gruppi stessi.

Per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili con potenza non superiore a 1 MW si utilizzano i
valori percentuali riportati nella tabella 6, da applicare alla produzione lorda, come misurata ai sensi
dell’articolo 21.

Il GSE nell’ambito delle regole applicative di cui all’articolo 23, comma 1 individua altresì le
modalità operative finalizzate all’implementazione delle disposizioni di cui al presente Allegato
4 prevedendo, comunque che, per gli impianti dotati di un contatore dedicato dell’energia
immessa in rete che prelevano l’energia elettrica assorbita dai servizi ausiliari attraverso un unico
punto di connessione alla rete, non condiviso con altri impianti, non si procederà ad applicare i
valori forfettari sopra indicati. In tale situazione la misura dell’energia immessa in rete, rilevata
dal gestore di rete, rappresenterà direttamente l’energia elettrica netta.

Fonte rinnovabile

Tipologia

Assorbimento ausiliari
e perdite di linea e
trasformazione

Eolica

on-shore

1,0%

off-shore

2,0%

Idraulica

ad acqua fluente e a bacino o a serbatoio

3,0%

impianti in acquedotto

2,0%

Oceanica

Geotermica

7,0%

Gas di discarica

5,0%

Gas residuati dai processi di depurazione

11,0%

Biogas

a) prodotti di origine biologica;

11,0%

b) sottoprodotti di origine biologica di cui alla Tabella 1 –A, e rifiuti diversi
da quelli di cui alla lettera c)

11,0%

c) rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è riconosciuta
forfetariamente ai sensi dell’Allegato 2

11,0%

Biomasse

a) prodotti di origine biologica;

17,0%

b) sottoprodotti di origine biologica di cui alla Tabella 1 –A, e rifiuti diversi
da quelli di cui alla lettera c)

17,0%

c) rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è riconosciuta
forfetariamente ai sensi dell’Allegato 2

19,0%

Bioliquidi sostenibili

8,0%

TABELLA 6

ALLEGATO 5

1.Il premio di cui all’articolo 8 comma 6, lettera c), è corrisposto nel caso in cui la mediamensile dei parametri di emissione in atmosfera descritti nella seguente tabella e riferiti ad
una percentuale di ossigeno libero nell’effluentegassoso pari all’11%, risulti uguale o
inferioreai valori indicati.
Tabella VALORI DIEMISSIONE IN ATMOSFERA PER IMPIANTI DI COMBUSTIONE A BIOMASSE
(art.25 comma 6)

InquinanteValori (mg/Nm3)
PTN =6MWt6< PTN =20MWt20 < PTN= 50 MWtPTN > 50 MWtNOX(espressi come 200180180100NO2)
NH3
(1)5555CO35015010050SO220020010025COT -20105Polveri 3020105

PTN = Potenza Termica Nominale

(1)Nel caso di utilizzo di una tecnica di abbattimento ad urea o ammoniaca (SCR, SNCR),negli impianti ove è
previsto il controllo in continuo degli ossidi di azoto, dovrà essere installato lo specifico analizzatore di NH3.
2.Con Decreto del Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare diconcertocon il Ministro Sviluppo Economico, da emanarsi con frequenza biennale, i valori indicatinella tabella possono essere ulteriormente ridotti.
3.Al fine della concessione del premio l’evidenza che deve esser resa è quella del rispetto deivalori della tabella, riferita al valor medio mensile, calcolato sui giorni di effettivofunzionamento dell’impianto durante il mese solare, di ciascun parametro indicato nellarelativa tabella attraverso i valori misurati e rilevati dal sistema dimonitoraggio in continuo
delle emissioni (SME) conformea quanto previsto dalla normativa vigente, che l’impianto
deve avere installato, nonché all’insieme delle prescrizioni dell’ autorità competente alrilascio delle autorizzazioni all’esercizio dell’impianto stesso.
4.Limitatamente agli impianti di potenza termica nominale= 20 MWt in alternativa al sistemaSME di cui al comma precedente, il rispetto dei valori di cui alla tabella può esserecontrollato e verificato attraverso i dati forniti da un Sistema di AnalisiEmissioni (SAE)
cheautomaticamente sia in grado di rilevare e registrare leconcentrazioni in emissionedegli inquinanti da monitorare e dei principali parametri di processo (tenore di ossigeno
libero, tenore di vapore acqueo, temperatura, stato impianto, portata). Ai fini di una correttainterpretazione dei dati, alle misure di emissione effettuate con metodi continui automaticidevono essere associate i valori dei parametri di processo misurati o calcolati.
5.Con proprio provvedimento il Ministro dell’Ambiente e della tutela del territorio e del maredisciplina le modalità con le quali le competenti Agenzie regionali e provinciali per laprotezione dell’ambiente verificano ecomunicano al GSE il rispetto dellecondizioni perl’accesso al premio di cui al presente allegato.

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