La promozione dell'energia da fonti rinnovabili secondo le nuove direttive europee

L'Unione europea ha fissato obiettivi ambiziosi per la riduzione delle emissioni di gas serra e l'aumento della quota di energia da fonti rinnovabili, per raggiungere i quali è fondamentale semplificare e accelerare le procedure autorizzative per gli impianti di energia rinnovabile. Da ultimo, la direttiva RED II ha introdotto termini massimi per la conclusione delle procedure autorizzative, e la RED III ha ulteriormente rafforzato queste disposizioni.

In particolare, l'obiettivo primario della direttiva RED III – a cui col provvedimento in esame si vuol dare attuazione – è accelerare in modo significativo la diffusione delle fonti di energia rinnovabile (FER) all'interno dell'Unione, in modo da raggiungere i traguardi di decarbonizzazione fissati al 2030 e la neutralità climatica entro il 2050. Gli interventi normativi oggetto dello schema di decreto in esame mirano dunque a: innalzare gli obiettivi nazionali in materia di energie rinnovabili al 2030, in linea con i nuovi target europei e con l'aggiornamento del Piano nazionale integrato per l'energia e il clima (PNIEC); introdurre nuovi princìpi e criteri di sostenibilità, con particolare riferimento all'utilizzo della biomassa e alla disciplina di nuovi vettori energetici, come i combustibili rinnovabili di origine non biologica (RFNBO); aggiornare e potenziare i regimi di sostegno e gli obblighi settoriali (edifici, termico, trasporti); rafforzare gli strumenti di tracciabilità, monitoraggio e trasparenza del mercato delle rinnovabili.

A tal fine il legislatore ha delegato il Governo – attraverso la legge di delegazione europea 2024 (in particolare attraverso l'articolo 1 e l'Allegato A della legge n. 91 del 2025) – a recepire la direttiva RED III.

Lo schema di decreto contiene 48 articoli suddivisi in VI capi, di cui ne illustra sinteticamente il contenuto.

Il capo I (articoli 1-31) introduce un'articolata serie di modifiche al decreto legislativo n. 199 del 2021, che a sua volta ha dato attuazione alla cosiddetta direttiva RED II.  Gli articoli 1 e 2 aggiornano e integrano numerose definizioni contenute nel decreto legislativo n. 199 del 2021 per allinearle alla direttiva RED III. Tra le principali novità, segnala l'inclusione dell'energia osmotica tra le fonti rinnovabili e l'introduzione di definizioni tecniche relative alla gestione dei sistemi di accumulo (es. «stato di salute», «stato di carica»), funzionali a nuove disposizioni in materia di accesso ai dati.      

L'articolo 3 incide anche sull'innalzamento degli obiettivi nazionali, che riflettono le maggiori ambizioni della direttiva RED III e l'aggiornamento del Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima (PNIEC). Le modifiche così introdotte definiscono la nuova traiettoria italiana verso la decarbonizzazione e, in particolare: l'obiettivo nazionale per la quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo al 2030 viene elevato in modo significativo, passando dal 30 per cento al 39,4 per cento; l'incremento medio annuo della quota di rinnovabili nel settore termico viene rivisto al ribasso, in linea con quanto previsto dalla Direttiva RED III, ma la misura non ha più carattere indicativo, in quanto si prevede un aumento di 0,8 punti percentuali per il periodo 2021-2025 e un'accelerazione a 1,1 punti percentuali per il quinquennio 2026-2030; vengono introdotti target specifici, seppur non strettamente vincolanti, per focalizzare l'azione in settori chiave: per l'industria, un incremento medio annuo dell'1,6 per cento di rinnovabili nei consumi energetici; per gli edifici, una quota indicativa di rinnovabili del 40,1 per cento nei consumi del settore entro il 2030; per le tecnologie innovative, un obiettivo indicativo del 5 per cento della nuova capacità installata al 2030 dovrà provenire da tecnologie rinnovabili innovative, per stimolare la ricerca e lo sviluppo di soluzioni all'avanguardia.

L'articolo 4 attribuisce al Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica (MASE) la facoltà di affidare al Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. (GSE) le attività di gestione e controllo relative ai meccanismi di incentivazione e agli obblighi previsti dal decreto, inclusi quelli del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR), ponendo i relativi costi a carico dei beneficiari.      

L'articolo 5 introduce la regolamentazione dell'uso delle biomasse a fini energetici, recependo le previsioni della direttiva RED III sulla sostenibilità di questa filiera. L'obiettivo è evitare effetti distorsivi sul mercato delle materie prime e prevenire impatti negativi sulla biodiversità.   

Con gli articoli 6 e 7 vengono aggiornati i criteri per i meccanismi di sostegno per la produzione di energia elettrica, termica e per il raffrescamento. Si prevede che l'incentivo possa essere calcolato anche sull'energia producibile (per gestire i casi di curtailment) e si introducono disposizioni per la definizione di specifiche tecniche che le apparecchiature devono rispettare per accedere agli incentivi e agli appalti pubblici.

Con gli articoli 8 e 9 si rafforza il quadro per la cooperazione transfrontaliera, impegnando il Governo a definire almeno due progetti comuni con altri Stati membri entro il 2030. Si chiarisce che l'energia elettrica importata da Paesi terzi può essere «contabilizzata» ai fini degli obiettivi, ma non può beneficiare di incentivi, salvo accordi intergovernativi specifici. Ai sensi dell'articolo 10, l'ambito di applicazione dell'obbligo di integrazione delle fonti rinnovabili viene esteso anche agli interventi di ristrutturazione di un impianto termico. Si introduce, inoltre, la possibilità per gli edifici pubblici di adempiere all'obbligo tramite l'installazione di impianti da parte di soggetti terzi. L'articolo 11 introduce misure sull'obbligo di incremento dell'energia rinnovabile termica nelle forniture di energia. Si disciplina la ripartizione dei costi relativi alle attività di gestione, verifica e controllo connesse all'obbligo di incrementare la quota di fonti rinnovabili nelle vendite di calore e si chiarisce che, nella definizione di «calore e freddo di scarto», rientra anche la quota di calore eccedente quella già classificata come rinnovabile. Con gli articoli 12 e 13 si introduce una disposizione che prevede che i proprietari di batterie (domestiche, industriali e di veicoli elettrici) e i soggetti terzi da loro autorizzati debbano avere accesso gratuito e in tempo reale ai dati del sistema di gestione della batteria (es. stato di carica, stato di salute).

Con l'articolo 14 si prevede la drastica e progressiva riduzione, fino all'azzeramento completo nel 2030, del contributo dei biocarburanti prodotti da colture alimentari e foraggere considerate ad alto rischio di cambiamento indiretto della destinazione dei suoli (ILUC). Gli articoli 16, 17 e 18 aggiornano i criteri di sostenibilità per le biomasse, includendo la tutela delle foreste antiche e l'obbligo per gli impianti di digestione anaerobica di coprire le vasche di digestato per ridurre le emissioni di metano. Si stabilisce, inoltre, per i combustibili rinnovabili di origine non biologica (RFNBO) e per i carburanti da carbonio riciclato (RFC), un risparmio minimo di emissioni del 70 per cento rispetto al fossile di riferimento.   Con l'articolo 20 si introduce l'obbligo di funzionalità di ricarica intelligente per tutti i punti di ricarica di potenza standard non accessibili al pubblico, nuovi o sostituiti, a partire dal 30 giugno 2026.

Con gli articoli 21 e 22, il sistema delle garanzie di origine (GO) è esteso ai combustibili rinnovabili gassosi di origine non biologica. Con gli articoli 15 e 23 vengono abrogate le disposizioni contenute che riguardavano originariamente l'istituzione della banca dati unionale (prevista dalla precedente direttiva RED II), che vengono poi parzialmente riprodotte, aggiornandole con significative novità rispetto al precedente quadro normativo: in particolare, si delinea un sistema di tracciabilità più esteso e dettagliato per i combustibili rinnovabili, in linea con gli obiettivi della direttiva RED III. Una differenza fondamentale consiste nell'estensione del campo di applicazione della banca dati unionale. L'articolo 24 introduce un nuovo obbligo a carico del GSE, che dovrà assicurare il monitoraggio specifico della produzione e del consumo di idrogeno e dei suoi derivati, inclusi i combustibili rinnovabili di origine non biologica (RFNBO). Viene inoltre attribuito al MASE il compito di fornire un quadro di riferimento sulle misure e sui regimi di sostegno per le energie rinnovabili elettriche, nonché sulle barriere che ne ostacolano lo sviluppo.

L'articolo 25 aggiorna le metodologie di calcolo per il raggiungimento degli obiettivi nazionali. In particolare: per i combustibili rinnovabili di origine non biologica (RFNBO) si stabilisce che l'energia prodotta da tali combustibili sia computata nel settore di consumo finale (elettrico, termico o trasporti); per calore e freddo di scarto vengono introdotti limiti quantitativi per il conteggio di tali fonti ai fini del target termico, fissando un contributo massimo pari a 0,4 punti percentuali dell'incremento medio annuo richiesto.

L'articolo 26 estende il campo di applicazione degli obblighi di integrazione delle fonti rinnovabili negli edifici. Tali obblighi si applicheranno non solo agli edifici di nuova costruzione, ma anche in caso di ristrutturazioni importanti di primo e secondo livello e per interventi significativi sull'impianto termico.    L'articolo 27 innalza i requisiti tecnici minimi per gli impianti termici ammessi ai regimi di incentivazione. Tra le principali innovazioni, si introduce l'obbligo di installare valvole termostatiche a bassa inerzia termica sui corpi scaldanti. Vengono, inoltre, definiti nuovi requisiti specifici per l'allaccio a reti di teleriscaldamento efficiente e per gli impianti di microcogenerazione alimentati da fonti rinnovabili.   

L'articolo 28 recepisce le nuove metodologie di calcolo introdotte dall'Allegato III della direttiva RED III. La modifica riguarda, in particolare, il contenuto rinnovabile dell'ETBE (Etil T-Butile Etere).

L'articolo 29 adegua la metodologia per il calcolo delle emissioni di gas a effetto serra (risparmio emissivo) di biocarburanti e bioliquidi, in recepimento delle disposizioni dell'Allegato V della direttiva RED III.   

L'articolo 30, similmente, aggiorna la metodologia di calcolo delle emissioni di gas a effetto serra (risparmio emissivo) per i combustibili da biomassa. L'intervento, che recepisce l'Allegato VI della direttiva RED III, interessa nello specifico la Sezione B, Parte B, Punto 3, introducendo precisazioni in materia di riduzione delle emissioni.   Infine, l'articolo 31 recepisce le disposizioni contenute nell'Allegato IX della direttiva RED III. La modifica principale consiste nella soppressione delle disposizioni che consentivano di considerare doppio, ai fini del conseguimento delle quote di rinnovabili, il contributo di alcune materie prime (cosiddetto double counting).

Il capo II detta modifiche al decreto legislativo n. 79 del 1999 in materia di trasparenza dei dati sull'energia. Esso si compone del solo articolo 32, col quale si attribuisce all'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) il compito di definire, entro 180 giorni, i criteri e le modalità con cui il gestore della rete di trasmissione nazionale dovrà rendere disponibili le informazioni sulla quota oraria di energia elettrica da fonti rinnovabili e sul contenuto di emissioni di gas a effetto serra per ciascuna zona di offerta. Si demanda inoltre a un decreto del MASE la definizione di ulteriori disposizioni attuative in materia. Si stabilisce che i criteri e le modalità definiti ai sensi di tali previsioni devono assicurare che le informazioni siano rese disponibili dal gestore della rete di trasmissione nel modo più accurato possibile.   Il capo III detta modifiche al decreto legislativo n. 93 del 2011 sul mercato interno dell'energia. Anch'esso si compone di una sola previsione, l'articolo 33, col quale si affida all'ARERA il compito di definire, entro 180 giorni, i criteri e le modalità con cui i distributori devono rendere disponibili i dati relativi all'energia rinnovabile immessa in rete. Nello specifico, la disposizione prevede che: i dati siano forniti in forma aggregata e anonima; le informazioni riguardino la produzione energetica degli auto-consumatori e delle comunità energetiche rinnovabili (CER); l'obiettivo sia garantire l'interoperabilità e la disponibilità non discriminatoria di tali dati a tutti gli operatori del mercato.   

Il capo IV (articoli 34-35) detta modifiche al decreto legislativo n. 28 del 2011 in materia di certificazione professionale nel settore delle fonti di energia rinnovabile (FER), con l'obiettivo di aggiornare e ampliare il sistema di qualificazione e certificazione professionale nel settore FER. Le principali novità riguardano l'estensione degli obblighi di certificazione anche alla figura dei progettisti e l'aggiornamento dei percorsi formativi.   

In particolare, l'articolo 34 disciplina in modo più organico il sistema di qualificazione, mentre l'articolo 35 prevede che i programmi di formazione vengano aggiornati per includere competenze relative a studi di fattibilità, progettazione, integrazione di sistemi di accumulo energetico e, per le pompe di calore geotermiche, nozioni sulla trivellazione, e introduce requisiti più rigorosi, subordinando il rinnovo della qualifica alla partecipazione a corsi di aggiornamento periodici.

Il capo V detta modifiche al decreto legislativo n. 102 del 2014 in materia di efficienza energetica e pianificazione, con l'obiettivo di migliorare la pianificazione e il monitoraggio dell'uso delle fonti rinnovabili, con un focus specifico sul settore del riscaldamento e del raffrescamento. Si compone del solo articolo 36, che impone di integrare nel rapporto nazionale una valutazione strategica comprensiva di: analisi del potenziale nazionale di energia da fonti rinnovabili e dell'uso del calore e freddo di scarto; mappatura delle aree idonee per lo sviluppo di progetti a basso rischio ambientale; valutazione del potenziale legato a progetti residenziali di piccola taglia. Tali analisi confluiranno nel PNIEC, garantendo maggiore coerenza alle politiche energetiche.

Il capo VI (articoli 37-48) dello schema di decreto in esame introduce modifiche al decreto legislativo n. 66 del 2005, concernente le specifiche tecniche della benzina e del combustibile diesel. Le modifiche perseguono un duplice obiettivo: da un lato, favorire l'immissione in commercio di combustibile diesel con un contenuto di biodiesel fino al 10 per cento (B10), dall'altro, garantire la disponibilità capillare del diesel B7 (con contenuto di biodiesel fino al 7 per cento) quale protection grade, a tutela dei veicoli non tecnicamente compatibili con il B10. Contestualmente, viene superato l'obbligo di distinzione tra benzina E5 e benzina E10, in ragione della piena compatibilità del parco veicolare circolante con quest'ultima.   

In particolare, l'articolo 37 prevede che le specifiche tecniche sui carburanti si applicheranno, in linea con le previsioni della direttiva RED III, ai combustibili destinati a veicoli stradali, macchine mobili non stradali, trattori agricoli e forestali e imbarcazioni da diporto e altre navi della navigazione interna (quando non in mare).   

L'articolo 38 aggiorna le definizioni di «Fornitore» e «Biocarburanti», operando un rinvio diretto alle definizioni già contenute nel decreto legislativo n. 199 del 2021, al fine di garantire coerenza e uniformità normativa.

L'articolo 39 sopprime la disposizione che imponeva la distinzione tra benzina con tenore di etanolo fino al 5 per cento (E5) e fino al 10 per cento (E10). Tale modifica si fonda sulla constatata compatibilità dell'attuale parco veicolare con la benzina E10 e mira a semplificare gli oneri operativi per i fornitori.   

L'articolo 40 introduce l'obbligo per le imprese di produzione o importazione di assicurare la commercializzazione di gasolio B7 in almeno il 30 per cento degli impianti di distribuzione di ogni provincia. La misura è volta a garantire la tutela dei possessori di veicoli non compatibili con il diesel B10. Contestualmente, si estende ai gestori degli impianti che commercializzano diesel con un livello di estere metilico di acidi grassi (FAME) superiore al 7 per cento l'obbligo di esporre l'elenco dei veicoli incompatibili, fornito al MASE dalle case costruttrici.

Gli articoli 41 e 42 dispongono l'integrale abrogazione delle disposizioni relative all'obbligo di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra nel ciclo di vita dei carburanti (cosiddetto Fuel Quality Directive), ora superate dalla nuova disciplina introdotta dalla direttiva RED III, che ridefinisce gli obiettivi e gli obblighi per il settore dei trasporti in un quadro normativo unificato.   

L'articolo 43 interviene sul regime sanzionatorio per adeguarlo al nuovo quadro normativo. Vengono aggiornati i riferimenti per sanzionare la violazione dei nuovi obblighi di distribuzione del diesel B7.

Gli articoli dal 44 al 47 provvedono all'aggiornamento degli allegati tecnici del decreto legislativo n. 66 del 2005. In particolare, si aggiornano le specifiche tecniche e i metodi di prova per benzina e diesel, in linea con le più recenti norme tecniche; la modifica più rilevante è contenuta nell'Allegato II, dove il valore massimo di FAME nel diesel viene innalzato da «7,0 per cento» a «10,0 per cento», abilitando così la commercializzazione del B10. Vengono poi soppressi gli allegati relativi alle modalità di calcolo delle emissioni di gas serra.   Infine, l'articolo 48 reca la clausola di invarianza finanziaria, disponendo che dall'attuazione del decreto legislativo non devono derivare nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica.