COMMISSIONE EUROPEA
Bruxelles, 23.2.2017
COM(2016) 767 final
2016/0382(COD)
Proposta di
DIRETTIVA DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO
sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili (rifusione)
(Testo rilevante ai fini del SEE)
{SWD(2016) 416 final}
{SWD(2016) 417 final}
{SWD(2016) 418 final}
{SWD(2016) 419 final}
RELAZIONE
1.CONTESTO DELLA PROPOSTA
•1.1Motivi e obiettivi della proposta
Le fonti energetiche rinnovabili contribuiscono a mitigare i cambiamenti climatici riducendo le emissioni di gas a effetto serra, a realizzare uno sviluppo sostenibile, a proteggere l’ambiente e a migliorare la salute dei cittadini. Si stanno inoltre affermando in tutt’Europa come fattore di crescita economica inclusiva, creazione di posti di lavoro e sicurezza energetica.
Questi aspetti sono sanciti dall’articolo 194 del trattato sul funzionamento dell’Unione europea, che conferisce all’Unione competenze in materia di promozione dell’energia da fonti rinnovabili.
L’Unione europea è da tempo uno dei leader mondiali nella promozione e nello sviluppo delle energie rinnovabili, essendosi messa a capo degli sforzi per contrastare i cambiamenti climatici, incoraggiare la transizione verso un’economia a basse emissioni di carbonio e stimolare una crescita economica ad alto potenziale. Come già annunciato dal presidente Juncker, tra le principali priorità politiche della Commissione vi è l’ambizione dell’Unione di conquistare il primato mondiale nel campo delle energie rinnovabili, che si traduce nel duplice obiettivo di aumentarne la diffusione e far sì che le imprese europee siano le fornitrici dei componenti chiave sia all’interno che all’esterno dell’Unione.
L’attuale quadro a orizzonte 2020 fissa un obiettivo del 20% di consumo di energia da realizzare mediante obiettivi nazionali giuridicamente vincolanti. I piani d’azione nazionali per le energie rinnovabili e il monitoraggio biennale previsto dalla direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili si sono dimostrati strumenti efficaci nel promuovere la trasparenza per gli investitori e gli altri operatori economici, e hanno quindi favorito il rapido aumento della quota delle energie rinnovabili, che dal 10,4% nel 2007 è salita al 17% nel 2015.
Nell’ottobre del 2014 il Consiglio europeo ha approvato il quadro 2030 per il clima e l’energia, ribadendo l’impegno a lungo termine dell’Unione a perseguire l’ambiziosa strategia sul fronte delle energie rinnovabili. Il nuovo quadro stabilisce che nel 2030 il consumo di energia da fonti rinnovabili nell’Unione sia pari ad almeno il 27%: si tratta di un obiettivo vincolante a livello di Unione da realizzarsi mediante contributi individuali degli Stati membri, informati alla necessità di raggiungere collettivamente l’obiettivo unionale. Il nuovo quadro permette inoltre agli Stati membri di perseguire l’obiettivo collettivo fissando propri obiettivi nazionali, anche più ambiziosi, e ricorrendo ad aiuti di Stato, nel rispetto della normativa in materia.
Il Consiglio europeo ha invitato a più riprese la Commissione 1 a riesaminare e ampliare, inter alia, la legislazione relativa alle energie rinnovabili per sostenere l’obiettivo fissato per il 2030. Il Parlamento europeo ha inoltre chiesto alla Commissione di proporre disposizioni in materia e aumentare ulteriormente il livello minimo di ambizione, portandolo al 30%.
Le proiezioni del sistema energetico dell’Unione indicano che, in assenza di nuove politiche nell’Unione e negli Stati membri, con quelle attualmente in vigore la quota di rinnovabili nell’energia consumata nel 2030 si aggirerebbe soltanto sul 24,3%. Questo livello è molto al di sotto dell’obiettivo vincolante minimo del 27% concordato dal Consiglio europeo e potrebbe impedire all’Unione di onorare collettivamente gli impegni assunti nell’accordo di Parigi del 2015. Se non si mutano le politiche si rischia di compromettere seriamente l’ambizione dell’Unione di conquistare il primato mondiale nel campo delle energie rinnovabili; si rinuncia inoltre alla maggiore sicurezza che si acquisirebbe aumentando l’approvvigionamento da fonti locali e si riduce la partecipazione dei consumatori nel sistema energetico.
L’analisi da cui muove la presente proposta di rifusione della direttiva sull’energia da fonti rinnovabili (la proposta) indica pertanto che per conseguire l’obiettivo minimo collettivo del 27% occorre modificare le politiche, introducendo un quadro a livello di Unione entro cui iscrivere misure unionali, nazionali e regionali. Tale modifica è ancor più necessaria se si considera che l’entità dello scarto dall’obiettivo è inevitabilmente soggetta a incertezza, dati i presupposti per calcolarne la stima, che una quota di energie rinnovabili superiore al 27% nell’Unione è il livello minimo da conseguire e che la mole di investimenti necessari per centrare l’obiettivo (ad esempio, 254 miliardi di euro per l’energia rinnovabile soltanto nella produzione di energia elettrica) chiede segnali politici tempestivi, chiari e stabili.
In assenza di un quadro normativo aggiornato sussiste anche il rischio che si accentuino le differenze tra gli Stati membri, per cui solo quelli più virtuosi continueranno a incrementare la loro quota di energie rinnovabili mantenendosi nella traiettoria tracciata, mentre quelli che sin d’ora non tengono il passo non troveranno alcun incentivo ad aumentarne né produzione né consumo; a ciò vanno poi aggiunte la spesa e la distorsione del mercato interno dell’energia che la concentrazione degli sforzi solo in alcuni Stati membri comporterebbe.
L’intervento a livello di Unione si presta particolarmente in questo frangente, data la sostanziale differenza tra il quadro per il 2020 e quello per il 2030: mentre nell’ambito del quadro per il 2020 l’obiettivo può essere raggiunto facendo grande assegnamento sugli obiettivi nazionali vincolanti, con un conseguente ampio margine di discrezionalità per gli Stati membri nella scelta delle misure nazionali, il quadro per il 2030 si basa unicamente su un obiettivo vincolante a livello di Unione, senza obiettivi nazionali.
Il modo migliore con cui l’Unione può raggiungere l’obiettivo che si è data per il 2030 è quindi mediante un partenariato con gli Stati membri e la combinazione dei loro piani nazionali sostenuti da un quadro di misure, come delineato nella presente proposta. Nel settore dell’energia elettrica, gli Stati membri potranno promuovere le fonti rinnovabili avvalendosi di regimi nazionali di sostegno economicamente efficienti, nel rispetto delle norme sugli aiuti di Stato, e attuando le condizioni quadro definite a livello dell’Unione, comprese le norme per la partecipazione transfrontaliera; nel settore del riscaldamento e del raffrescamento beneficeranno della flessibilità che consentirà loro di mettere in campo iniziative per sfruttare il potenziale inutilizzato di energie rinnovabili; nel settore dei trasporti, dati gli scambi transfrontalieri dei biocarburanti, è necessario un approccio armonizzato.
In tale contesto un elemento importante di coordinamento del quadro 2030 per le politiche dell’energia e del clima è la proposta sulla governance dell’Unione dell’energia, che contiene disposizioni in materia di: i) pianificazione, per cui gli Stati membri sono tenuti a redigere piani nazionali dell’energia e del clima; ii) comunicazione e monitoraggio, per cui gli Stati membri riferiscono i progressi compiuti nell’attuazione dei rispettivi piani nazionali; e iii) integrazioni/misure correttive, per cui la Commissione nel 2025 esaminerà accuratamente i progressi compiuti nel settore delle rinnovabili.
Si stima che il fabbisogno di investimenti per l’Unione nel suo insieme nel periodo 20152030 si situi intorno a mille miliardi di euro nella sola generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili 2 . Alla luce di questo dato il rafforzamento della fiducia degli investitori è un aspetto cruciale che la proposta annovera tra gli obiettivi specifici, anche in considerazione del calo degli investimenti nelle rinnovabili, che nel 2015, con 48,8 miliardi di dollari, sono diminuiti del 60% nell’Unione rispetto al 2011, e non solo causa del minor costo delle tecnologie. Si constata pertanto che l’Unione, pur non perdendo il primato degli investimenti pro capite nell’energia rinnovabile, ha visto un rapido declino degli investimenti totali in questo settore, che se nel 2010 costituivano circa la metà, nel 2015 erano scesi a meno di un quinto.
L’aggiornamento del quadro richiede anche che si tenga conto dei nuovi elementi che nel frattempo si sono aggiunti nel panorama degli investimenti. Il quadro per il 2030 è un’opportunità in termini di investimenti, crescita e creazione di posti di lavoro e, per quanto concerne i primi, l’Unione deve assicurarsi che vigano le condizioni giuste. In quest’ottica il Fondo europeo per gli investimenti strategici (FEIS), nell’ambito del piano di investimenti per l’Europa, e i fondi strutturali e d’investimento europei (fondi SIE) hanno contribuito in maniera determinante allo sviluppo degli investimenti nel settore delle energie rinnovabili. Il 23% delle operazioni FEIS approvate dalla Banca europea per gli investimenti (BEI) riguarda il settore dell’energia. Circa la metà dei progetti in questo settore verte su investimenti nelle energie rinnovabili, il che dimostra che esiste nell’Unione un reale interesse degli investitori privati a impegnarsi in progetti concreti in un settore considerato fondamentale per la transizione energetica dell’Unione europea e strategico per gli investimenti. I fondi SIE sono particolarmente orientati sugli investimenti a basse emissioni di carbonio, ivi comprese le energie rinnovabili, nel periodo 2014-2020.
La proposta di raddoppiare la durata dei fondi FEIS nonché la loro copertura finanziaria va inoltre vista come un’opportunità per rendere più attrattivo il settore delle rinnovabili. La proposta di prolungare al 2020 i fondi FEIS è mossa anche dall’obiettivo di mobilitare fino al 40% di investimenti nello sportello relativo alle infrastrutture e all’innovazione per progetti inerenti alla COP21. Per realizzare tale obiettivo, i progetti di energie rinnovabili, insieme a quelli di efficienza energetica, non devono cessare di costituire una parte cospicua degli investimenti nel settore dell’energia, ed è quindi essenziale continuare a inviare i segnali giusti in modo che il settore pubblico e quello privato ricevano un’indicazione chiara della futura evoluzione delle politiche dell’Unione. A tale riguardo la proposta stabilisce il quadro normativo adeguato. Gli investimenti nelle energie rinnovabili, nell’efficienza energetica e nella modernizzazione e l’integrazione dei mercati europei dell’energia sono essenziali per la decarbonizzazione dell’economia dell’Unione; ma lo sono ancor più per la crescita e la creazione di posti di lavoro, nonché per la competitività sulla scena mondiale, dato che sono alla base del vantaggio tecnologico dell’industria europea.
Non va neppure trascurato il fatto che la revisione dell’attuale quadro in materia di energie rinnovabili è necessaria anche per recepire i cambiamenti avvenuti a partire dal 2009, quando i concorrenti sui mercati mondiali hanno iniziato a rafforzarsi aumentando gli investimenti nelle energie rinnovabili. Se l’Unione vuole mantenere il ruolo guida che si è ritagliata ha bisogno di un quadro solido in materia di energie rinnovabili che ne sostenga la diffusione in tutti i settori e da cui deriveranno importanti vantaggi competitivi per la sua industria.
La proposta stabilisce i principi in base ai quali gli Stati membri possono garantire, collettivamente e in modo costante, che la quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo energetico finale dell’Unione raggiunga almeno il 27% entro il 2030 in modo economicamente efficiente nei settori dell’energia elettrica, del riscaldamento e raffrescamento, e dei trasporti, tenendo conto dei seguenti obiettivi specifici:
affrontare l’incertezza che frena gli investimenti, lungo un percorso che tenga conto degli obiettivi di decarbonizzazione a medio e lungo termine;
assicurare una diffusione economicamente efficiente e un’integrazione dei mercati dell’energia elettrica da fonti rinnovabili;
assicurare il conseguimento collettivo nel 2030 dell’obiettivo che l’Unione si è data per le energie rinnovabili, istituendo un quadro strategico coordinato con la governance dell’Unione dell’energia che consenta di evitare eventuali ritardi;
sviluppare il potenziale di decarbonizzazione dei biocarburanti avanzati e chiarire il ruolo dopo il 2020 dei biocarburanti prodotti da colture alimentari;
sviluppare il potenziale delle energie rinnovabili nel settore del riscaldamento e del raffrescamento.
Le misure contenute nella proposta mirano pertanto ad affrontare, in modo proporzionato, le questioni che attualmente ostacolano la diffusione delle energie rinnovabili, quali il clima di incertezza per gli investitori, gli ostacoli amministrativi, la subottimale efficienza dei costi, l’inadeguatezza del quadro strategico e il rischio di disinteresse dei cittadini durante la transizione verso il 2030.
1.2.•Coerenza con le disposizioni vigenti nel settore normativo interessato
La proposta è coerente con le proposte in materia di assetto del mercato e governance dell’Unione dell’energia, nonché con la revisione delle direttive sull’efficienza energetica e sulla prestazione energetica nell’edilizia, la proposta sul sistema EU ETS del luglio 2015, la proposta di regolamento sulla condivisione degli sforzi e la proposta di regolamento sull’uso del suolo, cambiamenti di uso del suolo e silvicoltura (LULUCF) del luglio 2016.
La proposta va considerata insieme alle iniziative summenzionate, che da sole non sono sufficienti a far sì che l’Unione raggiunga collettivamente almeno una quota del 27% di energie rinnovabili nel consumo finale di energia entro il 2030 in modo economicamente efficiente.
La proposta si fonda sullo sviluppo di un mercato dell’energia elettrica adatto ad accogliere le energie rinnovabili nell’ambito dell’iniziativa sull’assetto del mercato, nell’ambito della quale i mercati a breve termine raggiungono il pieno sviluppo e integrazione, la flessibilità svolge un ruolo essenziale nella promozione del valore di mercato delle energie rinnovabili e i generatori di energia rinnovabile possono ricavare maggiori proventi dai mercati dell’energia riducendo la necessità di un sostegno pubblico. La proposta integra inoltre l’iniziativa sull’assetto del mercato introducendo varie misure volte ad attrarre i necessari investimenti, in modo tempestivo ed economicamente efficiente, mediante un’ulteriore riduzione degli oneri amministrativi in capo ai produttori di energie rinnovabili, inclusi i consumatori che producono in proprio energia elettrica e calore da fonti rinnovabili.
La proposta è complementare alla governance dell’Unione dell’energia, creando le condizioni che agevolano nei tre settori (energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento, trasporti) la realizzazione collettiva dell’obiettivo dell’Unione. Al tempo stesso, l’iniziativa sulla governance razionalizza e integra gli obblighi vigenti di pianificazione, comunicazione e monitoraggio post 2020 dell’acquis dell’energia, compresi quelli riguardanti le energie rinnovabili, che consentiranno di seguire i progressi verso il conseguimento dell’obiettivo a livello di Unione, rivedere il livello di ambizione dei piani nazionali e innescare meccanismi in risposta a un livello insufficiente di ambizione collettiva o a ritardi nel conseguimento degli obiettivi.
La direttiva sull’efficienza energetica e la direttiva sul rendimento energetico nell’edilizia sono destinate, rispettivamente, ad agevolare il conseguimento dell’obiettivo di efficienza energetica e a migliorare il rendimento energetico degli edifici. Le disposizioni in materia di riscaldamento e raffrescamento proposte nella revisione delle due suddette direttive integreranno gli sforzi degli Stati membri volti a facilitare la penetrazione dell’energia da fonti rinnovabili in tale settore nell’ambito della duplice azione delle disposizioni contenute nella presente proposta e nel regolamento sulla governance. In tal modo si assicura la massima flessibilità per tenere conto delle differenze nazionali esistenti in questo tipo di sistemi, garantendo nel contempo il necessario contributo al conseguimento dell’obiettivo generale per il 2030.
Dalla riforma del sistema di scambio delle quote di emissioni dell’Unione (EU ETS), che lo ha adeguato al post 2020, è emerso un sistema rafforzato il cui ruolo sarà sempre più importante per fornire un segnale chiaro per gli investimenti nelle tecnologie a bassa emissione di carbonio, comprese le energie rinnovabili, e consentirà di sfruttare meglio le sinergie tra politiche in materia di clima e di energie rinnovabili. Ciononostante i prezzi delle quote ETS nel quadro del sistema riformato non saranno sufficienti a raggiungere l’obiettivo minimo vincolante del 27%; le disposizioni sui meccanismi di sostegno alle rinnovabili nel settore dell’energia elettrica sono intese a rendere tali meccanismi pienamente complementari con il sistema EU ETS e ridurre al minimo i potenziali effetti negativi sul prezzo del carbonio.
La proposta di regolamento sulla condivisione degli sforzi presenta obiettivi nazionali vincolanti di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra nei settori che non rientrano nel sistema EU ETS e nei settori LULUCF, senza tuttavia indicare come conseguirli nel modo economicamente più efficiente: dalle proiezioni del sistema energetico dell’Unione emerge che le politiche sulle rinnovabili nei settori dell’energia elettrica, riscaldamento e raffreddamento, e trasporti sono necessarie non solo per raggiungere l’obiettivo non ETS, ma per raggiungerlo in modo efficiente sul piano dei costi.
La proposta di regolamento LULUCF è intesa a includere nel quadro 2030 dell’Unione per le politiche dell’energia e del clima le emissioni e le rimozioni di carbonio ascrivibili all’agricoltura e alla silvicoltura. Il rafforzamento dei criteri unionali di sostenibilità della bioenergia mira a continuare a garantire la sostenibilità della biomassa forestale utilizzata a fini energetici, anche mediante l’obbligo, inserito nel regolamento LULUCF, di una corretta contabilizzazione del carbonio risultante dall’uso della biomassa forestale per la produzione di energia.
2.BASE GIURIDICA, SUSSIDIARIETÀ E PROPORZIONALITÀ
•2.1Base giuridica
La proposta poggia sull’articolo 194, paragrafo 2, del trattato sul funzionamento dell’Unione europea, che costituisce la base giuridica per le misure in materia di energia. Poiché il trattato contiene una base giuridica specifica per l’energia, è opportuno utilizzarla.
•2.2Principio di sussidiarietà
Il principio di sussidiarietà è chiamato in causa nella proposta in quanto l’Unione non ha competenza esclusiva nelle politiche in materia di energia rinnovabile. La proposta è dettata dalla crescente importanza dell’energia in quanto sfida politica ed economica e dalla stretta correlazione con settori strategici quali la sicurezza dell’approvvigionamento energetico, i cambiamenti climatici, il mercato interno e lo sviluppo economico e sociale.
Necessità dell’azione dell’Unione
L’azione a livello di Unione è necessaria per assicurare che gli Stati membri contribuiscano all’obiettivo unionale minimo vincolante del 27% di energia da fonti rinnovabili e che tale obiettivo sia raggiunto collettivamente e in modo economicamente efficiente. Gli Stati membri sono tenuti a definire i rispettivi livelli di ambizione, comprese le traiettorie che corrispondono alle situazioni e alle preferenze nazionali. Una traiettoria lineare su scala unionale permetterà di seguire i progressi compiuti verso il conseguimento dell’obiettivo collettivo senza che sia vincolante per i singoli Stati membri. Occorre consentire gradualmente agli operatori transfrontalieri di accedere ai regimi di sostegno delle rinnovabili, per ovviare alla frammentarietà del mercato interno e assicurare la commerciabilità transfrontaliera, in particolare dei carburanti da autotrazione.
Per quanto riguarda il settore dell’energia elettrica, l’Unione ha istituito un mercato unico integrato i cui principi di fondo, le norme per regolare problemi comuni e le norme sugli aspetti transfrontalieri sono stabiliti a livello di Unione. Ne consegue che anche per le energie rinnovabili occorre regolare tali aspetti a livello di Unione attraverso apposite norme.
Lo sviluppo della bioenergia espone a rischi di sostenibilità aventi dimensione transnazionale, che possono pertanto essere affrontati in modo più efficace a livello dell’Unione; ciò vale soprattutto per effetti ambientali quali i cambiamenti climatici e la perdita di biodiversità. È inoltre necessario istituire un quadro armonizzato a livello di Unione per la sostenibilità della biomassa utilizzata nella produzione di calore ed energia elettrica, al fine di favorire gli scambi di questi materiali e promuovere il mercato interno dei combustibili da biomassa.
Dalle analisi emerge che affidarsi solo agli interventi nazionali potrebbe causare distorsioni e frammentazione del mercato interno dell’energia, con un conseguente aumento generalizzato dei costi e una diffusione lenta dell’energia da fonti rinnovabili nell’Unione.
Valore aggiunto dell’Unione
Il settore del riscaldamento e raffrescamento consuma intorno al 50% dell’energia consumata nell’Unione, di cui il 75% è ancora di origine fossile. L’assenza di una strategia unionale ha aggravato la sfiducia degli investitori e ha causato la frammentazione dei mercati locali, in cui i consumatori hanno difficoltà a scegliere sulla base delle loro preferenze e non possono contare su politiche di regolamentazione che incentivano l’energia decentrata. L’emanazione di orientamenti dell’Unione potrebbe contribuire a creare un mercato integrato delle energie rinnovabili usate per riscaldamento e raffrescamento. Agli Stati membri si prospettano perciò diverse opzioni per sfruttare il potenziale ancora insito in questo settore.
Data la dimensione locale dei sistemi di riscaldamento e raffrescamento, la proposta definisce un quadro generale per incentivare le energie rinnovabili su questo fronte, lasciando agli Stati membri la possibilità di adattarlo alle circostanze locali nel modo economicamente più efficiente.
La domanda d’energia nei trasporti rappresenta circa un terzo della domanda totale dell’Unione ed è quasi interamente soddisfatta dal petrolio. Sebbene la transizione verso energia alternativa a basse emissioni sia già iniziata, stimolata anche dalla vigente direttiva sull’energia da fonti rinnovabili, il settore dei trasporti è nettamente indietro rispetto ad altri settori, per una serie di ragioni, in particolare la mancanza di forti incentivi all’innovazione, sia sul fronte dell’energia sia su quello delle tecnologie necessarie per la decarbonizzazione a lungo termine e la diversificazione dei trasporti, limitazioni infrastrutturali all’elettrificazione (che si sta cercando di sormontare mediante l’attuazione della direttiva sui carburanti alternativi e le misure proposte nell’ambito della revisione della direttiva sul rendimento energetico nell’edilizia).
Grazie a un’azione comune a livello di Unione gli obiettivi strategici (nella fattispecie lo sfruttamento del potenziale di decarbonizzazione offerto dai biocarburanti avanzati) saranno raggiunti collettivamente al minor costo.
Un quadro unionale a orizzonte 2030 per le energie rinnovabili aiuterà inoltre a monitorare e sostenere le politiche degli Stati membri, allo scopo di realizzare un sistema energetico sostenibile, sicuro e caratterizzato da prezzi accessibili per i cittadini europei. Grazie a un quadro normativo unionale prevedibile che traccia un percorso di europeizzazione delle politiche per le rinnovabili a supporto dell’obiettivo 2030, in particolare impostandolo maggiormente al mercato e promuovendo l’accesso al sostegno transfrontaliero, gli Stati membri potranno definire meglio le politiche nazionali mirate all’obiettivo 2020, in modo che le politiche riguardanti le energie rinnovabili siano coerenti con altri obiettivi in materia di energia e di clima, in particolare quelli inerenti all’ETS, alla condivisione degli sforzi e all’efficienza energetica per il 2030. Un quadro a livello di Unione che stabilisce i principi generali dei regimi di sostegno infonde altresì negli investitori la fiducia che in passato potrebbe essere stata compromessa dalle politiche discontinue, e talvolta da misure retroattive, adottate da alcuni Stati membri.
Intervenendo a livello di Unione si potrebbero abbattere vari ostacoli agli investimenti pubblici e privati (ad esempio, nelle procedure di autorizzazione), agendo sull’assenza di coordinamento tra le varie istanze autorizzative nazionali e stimolando la capacità amministrativa per la realizzazione di progetti transfrontalieri e regimi di sostegno.
L’azione dell’Unione offrirà agli investitori la certezza di un quadro normativo comune, una diffusione delle energie rinnovabili a costi efficienti e coerente sull’intero territorio unionale, e una gestione efficiente del mercato interno dell’energia, nel rispetto del potenziale di generazione dei singoli Stati membri che, in funzione del mix energetico prescelto, utilizzano fonti rinnovabili diverse.
Gli Stati membri conservano infatti un ampio margine di discrezionalità e flessibilità nel modo in cui promuovere lo sviluppo delle energie rinnovabili in ogni settore delle loro economie, secondo il potenziale e le circostanze nazionali, ivi compresa la possibilità di realizzare l’obiettivo collettivo sostenendo la diffusione delle energie rinnovabili in altri Stati membri, compatibilmente con le proposte sull’assetto del mercato.
La proposta è quindi conforme al principio di sussidiarietà.
2.3.Principio di proporzionalità e scelta dello strumento
La proposta rispetta il principio di proporzionalità in quanto delinea le azioni che l’Unione deve intraprendere per assicurarsi di conseguire l’obiettivo minimo del 27%, lasciando agli Stati membri la facoltà di attuarle e sviluppare il settore dell’energia rinnovabile nel modo più consono alle rispettive situazioni, preferenze e potenzialità nazionali, a patto che l’obiettivo sia collettivamente raggiunto.
L’obiettivo collettivo comporta un cambiamento radicale del quadro politico per il 2030: a obiettivi giuridicamente vincolanti per gli Stati membri, con ampia discrezionalità sulle misure nazionali con cui conseguirli, subentra un obiettivo giuridicamente vincolante per l’Unione europea nel suo insieme. In questo contesto con le sole misure nazionali non si otterrebbe una ripartizione uniforme ed economicamente efficiente degli sforzi da intraprendere, e ne risulterebbe una diffusione insufficiente delle energie rinnovabili nel mercato interno dell’energia, con ogni probabilità al di sotto dell’obiettivo concordato; né i meccanismi di governance proposti offrono sufficienti garanzie che con le sole misure nazionali, seppure coordinate, si riesca a raggiungere l’obiettivo al miglior costo, evitando qualsiasi forma di parassitismo tra gli Stati membri e riducendo la frammentarietà del mercato. L’intervento a livello di Unione può quindi creare un quadro forte e stabile che consente di raggiungere collettivamente e a costi efficienti l’obiettivo vincolante minimo del 27% di energia da fonti rinnovabili nel 2030, con una ripartizione equa degli sforzi tra gli Stati membri e senza richiedere misure che vadano al di là di quanto necessario per assicurare uno sforzo comune a costi ottimali.
Per quanto riguarda le disposizioni specifiche, il settore del riscaldamento e raffrescamento assorbe pressoché il 50% dell’energia consumata nell’Unione e il 75% di questa quota è ancora d’origine fossile. La decarbonizzazione di questo settore è fondamentale se l’Unione vuole tenere il passo con la traiettoria di decarbonizzazione che si è data a lungo termine e migliorare la sicurezza dell’approvvigionamento. Entro il 2030 circa la metà 3 del contributo all’obiettivo stabilito per le rinnovabili deve essere apportato dal settore del riscaldamento e raffrescamento: urge pertanto intervenire su questo fronte. Le opzioni proposte per il riscaldamento e il raffrescamento intendono guidare gli Stati membri nella scelta di un approccio che favorisca la penetrazione delle rinnovabili contribuendo a raggiungere la quota prestabilita nel modo più efficiente sotto il profilo dei costi, lasciando un ampio margine di manovra nella definizione dei piani nazionali integrati per l’energia e il clima. Se tutti gli Stati membri adottassero la misura suggerita si coprirebbe un quarto della quota che serve a colmare il divario tra la quota di rinnovabili che si otterrebbe a politiche invariate e l’obiettivo minimo del 27%.
Le disposizioni qui proposte non incidono su importanti prerogative nazionali, quali il diritto di uno Stato membro di determinare le condizioni di utilizzo delle sue fonti energetiche, la scelta tra varie fonti energetiche e la struttura generale del suo approvvigionamento energetico. Inoltre, il quadro unionale di sostenibilità della bioenergia prevede criteri minimi per dimostrare la produzione sostenibile e l’uso efficiente della biomassa nei trasporti e nella generazione di calore e di energia elettrica. Le nuove disposizioni in materia di sostenibilità sono state stilate in base a una valutazione del rischio e si applicano solo a centrali termiche ed elettriche di grandi dimensioni.
Infine, la proporzionalità è garantita dall’equilibrio tra gli obiettivi di competitività, sicurezza dell’approvvigionamento e sostenibilità e dalla prospettiva, per la linea d’azione proposta, dei benefici a lungo termine, al di là del 2030, e non solo degli effetti a breve e medio termine.
Pertanto, il livello del vincolo imposto è proporzionato all’obiettivo che si vuole raggiungere.
2.4.Scelta dello strumento
Lo strumento scelto è la direttiva, che dovrà essere attuata dagli Stati membri. La direttiva è lo strumento appropriato per la promozione delle fonti energetiche rinnovabili, in quanto definisce chiaramente gli obiettivi che l’Unione deve conseguire ma lascia agli Stati membri un margine di manovra sufficiente per attuarla secondo le modalità che essi ritengono più adatte alla situazione nazionale. È pertanto limitato il numero di disposizioni che impongono un’azione obbligatoria, ed esclusivamente al fine di aumentare la necessaria diffusione a costi ottimali in tutta l’Unione (ad esempio, l’articolo 5 della proposta sull’apertura parziale obbligatoria dei regimi di sostegno).
Poiché la proposta comporta una modificazione sostanziale della direttiva sull’energia da fonti rinnovabili, la tecnica della rifusione permette l’adozione di un unico testo legislativo che, al tempo stesso, introduce la modificazione voluta, la codifica integrandola nelle disposizioni dell’atto precedente che restano immutate, e abroga quest’ultimo. Una direttiva rifusa è perciò lo strumento appropriato, in linea con l’impegno assunto dalla Commissione a norma dell’accordo interistituzionale “Legiferare meglio” 4 .
3.RISULTATI DELLE VALUTAZIONI EX POST, DELLE CONSULTAZIONI DEI PORTATORI DI INTERESSI E DELLE VALUTAZIONI D’IMPATTO
3.1.Valutazione REFIT
Una valutazione dell’adeguatezza della direttiva sull’energia da fonti rinnovabili è stata eseguita tra il 2014 e il 2016 nell’ambito del programma REFIT. I risultati della valutazione sono presentati in un apposito documento di lavoro dei servizi della Commissione, insieme alla valutazione d’impatto che correda la proposta.
La valutazione REFIT ha concluso che l’obiettivo di aumentare in modo sostenibile la quota di energia rinnovabile nel consumo finale di energia dell’Unione si è dimostrato efficace. Gli obiettivi nazionali vincolanti, i piani d’azione nazionali e il monitoraggio biennale previsti dalla direttiva sono serviti particolarmente a promuovere la trasparenza per gli investitori e altri operatori economici e hanno costituito un mezzo di divulgazione di informazioni di qualità sui mercati delle energie rinnovabili e sulle politiche negli Stati membri, come dimostra il rapido aumento della quota di rinnovabili registrato a partire dall’adozione della direttiva: da 10,4% nel 2007 a 17% nel 2015.
Queste disposizioni, insieme ad altre politiche nazionali e misure di carattere non normativo, hanno contribuito al raggiungimento degli obiettivi che l’Unione si è data sul fronte dell’energia e del clima e sono sfociate nella diminuzione delle emissioni di gas a effetto serra, in una maggiore sicurezza dell’approvvigionamento energetico, nella conquista della leadership nel campo dell’innovazione, nella creazione di posti di lavoro, nell’accettazione pubblica e nello sviluppo regionale. Si sono dimostrate pertinenti, coerenti, efficienti, efficaci e generatrici di valore aggiunto per gli obiettivi unionali in materia di cambiamenti climatici ed energia. Le energie rinnovabili sono attualmente l’unica opzione di decarbonizzazione del settore energetico, con un tasso di diffusione che si avvicina a quello richiesto nell’ambito degli scenari di lungo termine delineati dall’Agenzia internazionale dell’energia (AIE) per limitare l’aumento della temperatura globale a 2 ºC al di sopra dei livelli preindustriali.
Tuttavia, anche se l’Unione nel suo insieme e tutti gli Stati membri tranne uno sono al momento sulla buona strada per raggiungere gli obiettivi per le rinnovabili a orizzonte 2020, il successo è garantito solo se gli Stati membri ne continueranno a promuovere lo sviluppo nell’intento di tenere il passo delle rispettive traiettorie, sempre più esigenti. Occorrono inoltre maggiori sforzi per innalzare il tasso d’uso delle rinnovabili nei trasporti, onde assicurare che l’obiettivo del 10% in capo al settore venga raggiunto; un freno è costituito in particolare dall’incertezza normativa causata dai lunghi tempi del dibattito politico su come affrontare il rischio di cambio della destinazione d’uso dei terreni (ILUC) posto dai biocarburanti ottenuti da colture alimentari.
3.2.Consultazioni dei portatori di interessi
3.2.1. Metodi di consultazione, principali settori interessati e profilo generale dei partecipanti
L’elaborazione della proposta ha visto il coinvolgimento di numerosi portatori d’interessi, tra cui gli Stati membri e le autorità nazionali di regolamentazione, per mezzo di: una consultazione pubblica di 12 settimane, un seminario per i portatori d’interessi tenutosi il 5 febbraio 2016, un dibattito ad hoc nell’ambito del Forum europeo sulla regolamentazione dell’energia elettrica a Firenze e vari dibattiti bilaterali.
La consultazione pubblica è stata avviata il 18 novembre 2015 e si è conclusa il 10 febbraio 2016. La Commissione ha ricevuto 614 risposte: 340 di associazioni nazionali e europee (58% delle risposte), di cui 110 di associazioni settoriali (18% delle risposte) e 90 del settore delle rinnovabili (15%); 186 risposte (30%) sono state inviate direttamente da imprese. Hanno partecipato alla consultazione anche 19 governi nazionali e 22 enti regionali o locali. Va rilevata l’importante partecipazione di singoli cittadini, cooperative dell’energia e organizzazioni non governative.
Dal 10 febbraio al 10 maggio del 2016 la Commissione ha condotto anche una consultazione pubblica online sulla sostenibilità della bioenergia, ricevendo 950 contributi. A corollario, il 12 maggio 2016 ha organizzato una conferenza tematica per i portatori d’interessi.
3.2.2 Sintesi delle osservazioni dei portatori d’interessi
Il vaglio attento delle risposte alla consultazione pubblica conferma l’ampio consenso su una serie di elementi sottoposti a consultazione, tra i quali la necessità di un quadro giuridico stabile e prevedibile dell’Unione, l’importanza di definire misure complementari nella direttiva rifusa per assicurare il conseguimento dell’obiettivo minimo vincolante del 27% a livello di Unione e l’importanza di sviluppare un mercato adatto alle rinnovabili. I portatori d’interessi dissentono però su altre questioni, come la portata geografica dei regimi di sostegno e l’esposizione delle rinnovabili alle condizioni di mercato (nella fattispecie, dispacciamento prioritario e responsabilità di bilanciamento).
Per quanto concerne il ruolo degli enti privati e pubblici nel mercato dell’energia elettrica, è fortemente auspicato l’intervento dell’Unione per dare ai consumatori e agli enti locali maggior spazio: la grande maggioranza dei partecipanti si dichiara a favore di norme unionali più incisive che garantiscano ai consumatori la possibilità di produrre e immagazzinare calore e energia elettrica autoprodotti da fonti rinnovabili e di partecipare a tutti i pertinenti mercati in modo non discriminatorio e con procedure semplici, anche tramite aggregatori. In molti caldeggiano un aumento dell’esposizione ai mercati a breve termine dei sistemi di autoconsumo, valorizzando al prezzo del mercato all’ingrosso l’energia elettrica in eccedenza immessa in rete, sebbene vari generatori di rinnovabili ritengano che, durante la transizione verso un assetto riformato del mercato, occorra mantenere i regimi di sostegno basati sul mercato per i sistemi di autoconsumo di piccola taglia. Numerosi partecipanti si sono dichiarati favorevoli a finanziamenti agevolati per le iniziative locali di produzione/consumo di energia rinnovabile.
I portatori d’interessi sono contrari alle modifiche retroattive dei regimi di sostegno, e individuano altri elementi altrettanto importanti per migliorare la stabilità degli investimenti; tra questi l’eliminazione degli ostacoli amministrativi, una maggiore integrazione dei mercati e il rafforzamento del regime di tutela degli investimenti al di là del trattato sulla Carta dell’energia. Sono in molti inoltre a insistere sulla necessità di garantire una rapida attuazione della direttiva rifusa, ben prima del 2021, in modo da inviare in tempo segnali politici e creare prospettive per gli investitori.
Vari Stati membri hanno in particolare sottolineato la necessità di garantire, in particolare in sede di concezione dei regimi di sostegno, il diritto degli Stati membri di scegliere il proprio mix energetico e sviluppare le tecnologie rinnovabili prescelte, ad esempio per motivi di diversificazione; hanno inoltre rilevato che l’integrazione del mercato delle energie rinnovabili deve essere organizzata in modo coordinato e non può essere lasciata in balia di procedure disomogenee che dipendono dai calendari di notifica degli Stati membri.
Da ultimo, ma non meno importante, un solido quadro giuridico sancito nella direttiva sulle rinnovabili è ritenuto fondamentale per raggiungere l’obiettivo di almeno il 27% di energie rinnovabili nell’Unione entro il 2030. La maggioranza dei partecipanti è a favore di misure preventive per evitare di mancare gli obiettivi, ma rileva anche la necessità di applicare contromisure qualora ciò si verifichi. Alcuni portatori d’interessi, quali le autorità di regolamentazione dell’energia, mettono in evidenza la necessità di garantire la coerenza di tutte le misure complementari con i regimi di sostegno nazionali.
Dalla consultazione pubblica è emerso che i principali ostacoli alla diffusione delle rinnovabili nel settore dei trasporti sono da addebitarsi alla mancanza di un quadro strategico stabile post 2020, all’annoso dibattito sulla sostenibilità dei biocarburanti e al prezzo elevato dei veicoli elettrici. L’ampia maggioranza dei partecipanti ritiene inoltre che un obbligo su scala unionale di immettere in consumo una quota di carburante da fonti rinnovabili sarebbe efficace o molto efficace nel promuovere il consumo di carburanti rinnovabili e sostenibili e aumentare l’uso dei veicoli elettrici.
Inoltre, il Forum europeo sulla regolamentazione dell’energia elettrica tenutosi a Firenze il 13-14 giugno 2016, a cui hanno partecipato gli Stati membri, le autorità nazionali di regolamentazione e i principali portatori d’interessi, ha concluso che il quadro per le rinnovabili post 2020 dovrebbe basarsi su un assetto rafforzato del mercato, adatto alla loro piena integrazione, un segnale forte del prezzo del carbonio grazie all’EU-ETS potenziato, e un sostegno specifico che, quando e se necessario, sia basato sul mercato e provochi meno distorsioni possibili del mercato. A tal fine il Forum ha esortato la Commissione a elaborare norme comuni sui regimi di sostegno, nell’ambito della revisione della direttiva sull’energia da fonti rinnovabili, che facilitino un approccio basato sul mercato e più regionalizzato per questo tipo di energia.
Dalla consultazione pubblica sulla sostenibilità della bioenergia è emersa una percezione disomogenea dei benefici e dei rischi di questa tecnologia, nonché della necessità di una nuova strategia dell’Unione. Tuttavia, la stragrande maggioranza dei partecipanti vede nella mitigazione dei cambiamenti climatici l’obiettivo principale di una politica di sostenibilità della bioenergia.
Molte autorità e imprese pubbliche, nonché vari produttori di biocarburanti e bioliquidi, aziende silvicole e vari Stati membri hanno affermato di prediligere lo scenario di riferimento, ossia nessun obbligo supplementare di sostenibilità a livello unionale, adducendo tra le ragioni principali l’esistenza di altra legislazione che contempla i rischi potenziali posti dalla biomassa per la produzione di energia, come pure il rischio di oneri amministrativi in eccesso.
Molti produttori e utilizzatori di bioenergia, così come un certo numero di Stati membri, sostengono invece la necessità di un intervento dell’Unione per estendere l’applicazione dei criteri di sostenibilità anche alla biomassa utilizzata a fini di riscaldamento/raffrescamento e produzione di energia elettrica. Il comitato permanente forestale, il gruppo consultivo sull’azione dell’Unione in materia, ha di recente formulato un parere favorevole all’opzione di introdurre un criterio di sostenibilità basato sul rischio per la biomassa forestale.
Tra i sostenitori dell’introduzione di requisiti sull’efficienza della conversione della biomassa in energia vi sono vari portatori d’interessi, in particolare le imprese utilizzatrici di legno - cartiere e produttori di pasta per carta in prima fila - e ONG ambientali; queste ultime sostengono inoltre un limite massimo all’uso della bioenergia, nonché restrizioni all’uso di certe materie prime o fonti, e requisiti ambientali e sociali per la produzione della biomassa.
In generale i portatori d’interessi chiedono che l’imposizione delle misure inerenti a materie prime specifiche sia effettuata in modo coerente, a prescindere dal loro uso finale: ciò significa, ad esempio, che le regole devono essere le stesse per la biomassa agricola usata per produrre biocarburanti o per il biogas a fini di riscaldamento ed energia elettrica.
3.3.Assunzione e uso di perizie
Sono stati commissionati i seguenti studi principali a contraenti esterni:
ECN, Oeko Institute, Eclareon, REBEL, SUER, BBH, Study on the impact assessment for a new Directive mainstreaming deployment of renewable energy and ensuring that the EU meets its 2030 renewable energy target;
Öko-Institut, E3-Modelling, Observ’ER, COWI, Study on Technical Assistance in Realisation of the 2016 Report on Renewable Energy, in preparation of the Renewable Energy Package for the Period 2020-2030 in the European Union;
Cambridge Economic Policy Associates (CEPA), Supporting investments into renewable electricity in context of deep market integration of RES-e after 2020: Study on EU, regional and national level options;
PricewaterhouseCoopers, Vito, TU Wien, Utrecht University, INFRO, Rutter Soceco, Study on the sustainable and optimal use of biomass for energy in the EU beyond 2020;
Forest Research UK, VTT, North Energy, Alterra, Carbon impacts of biomass consumed in the EU;
IISA, Idufor, EFI, Oeko Institute, IEEP, Study on impacts on resource efficiency on future EU demand for bioenergy.
3.4.Valutazione d’impatto
La valutazione d’impatto che correda la proposta anziché presentare le opzioni preferite analizza nel dettaglio ciascuna opzione strategica secondo quest’ordine: dall’opzione che prevede uno scenario a politiche invariate (opzione 0), in cui continuano ad applicarsi le misure nazionali senza alcun intervento supplementare a livello di Unione, fino a scenari alternativi che prevedono misure più globali dell’Unione, per i cinque punti sottoindicati.
Il 16 settembre 2016 5 il comitato per il controllo normativo ha espresso un primo parere sulla valutazione d’impatto chiedendo che fosse ripresentata. La valutazione è stata quindi riveduta e il 17 ottobre 2016 è stata ripresentata al comitato per il controllo normativo, che il 4 novembre 2016 ha formulato un secondo parere negativo ma non ne ha chiesto la revisione e ripresentazione.
La Commissione ha ritenuto opportuno procedere con la proposta di rifusione tenendo nel debito conto la riserva espressa dal comitato per il controllo normativo nel secondo parere. In particolare ha scelto di combinare disposizioni più proporzionate e meno gravose per il settore del riscaldamento e raffrescamento con disposizioni rafforzate di governance per assicurare il conseguimento degli obiettivi per il 2030. Ha inoltre procurato che le disposizioni contenute nella proposta siano del tutto compatibili e complementari con le norme sugli aiuti di Stato e non interferiscano con le competenze della Commissione in quest’ambito. Le disposizioni proposte sono principi generali che impongono il ricorso (quando necessario) a regimi di mercato ed economicamente efficienti, in piena coerenza con il nuovo assetto del mercato e con il proposito di minimizzare i costi per i contribuenti e i consumatori di energia elettrica. Le disposizioni concorrono a creare un clima di fiducia per gli investitori nel periodo 2021-2030. La Commissione, che ha preso in considerazione tutti gli obiettivi dell’Unione dell’energia, rileva l’inevitabile incertezza della stima dello scarto da colmare, la natura minima dell’obiettivo vincolante per l’Unione a 27 e la necessità di fornire incentivi stabili e tempestivi per gli investimenti in opere con tempi lunghi di realizzazione. Ciò considerato, la Commissione ritiene che il pacchetto di misure sia una risposta proporzionata ai problemi sul tavolo, come si illustra dettagliatamente in questo capitolo.
i) Opzioni volte ad aumentare la quota di energia da fonti rinnovabili nel settore dell’energia elettrica
a) Quadro comune europeo per i regimi di sostegno: 1) unicamente meccanismi di mercato; 2) quadro europeo per regimi di sostegno basati sul mercato ed economicamente efficienti; 3) passaggio obbligato a regimi di aiuti agli investimenti.
La direttiva sull’energia da fonti rinnovabili prevede la possibilità di instaurare regimi di sostegno, ma lascia agli Stati membri la scelta del tipo di regime. Così disponendo si è creata una situazione subottimale in cui gli Stati membri hanno introdotto regimi di sostegno per poi, in molti casi, modificarli o revocarli retroattivamente, il che ha a sua volta minato la fiducia degli investitori. Per ripristinare la fiducia, occorrono pertanto disposizioni più chiare nella direttiva rifusa sull’energia da fonti rinnovabili.
In questo contesto, l’opzione 2 prevede l’introduzione di principi a cui gli Stati membri conformano i regimi di sostegno che scelgono di instaurare e che sono tuttora necessari per attrarre investimenti in misura sufficiente a conseguire l’obiettivo dell’Unione per il 2030. Sono previsti principi di base a cui gli Stati membri, nel rispetto delle norme sugli aiuti di Stato, improntano i regimi di sostegno e le misure di protezione degli investitori dalle modifiche retroattive.
Per quanto concerne gli aiuti di Stato, il comitato per il controllo normativo ha ritenuto che gli orientamenti vigenti in materia già trattino la maggior parte delle questioni contemplate nella valutazione d’impatto e già racchiudano gli obiettivi 2030 per il clima e l’energia.
Ancorare tali principi alla legislazione è una scelta politica: le disposizioni sosterranno in tal modo l’europeizzazione della politica delle rinnovabili, adeguando questo settore al mercato e creando nel contempo un clima di certezza per gli investitori fino al 2030 (per maggiori dettagli si veda l’allegato 1 della valutazione d’impatto). In tale contesto il quadro proposto definisce principi di base che i) garantiscono certezza in misura sufficiente agli investitori nel periodo 2021-2030 e ii) impongono il ricorso (quando necessario) a regimi di mercato economicamente efficienti concepiti secondo le migliori pratiche che via via emergeranno. I principi contenuti nella presente proposta sono pienamente in linea con gli orientamenti adottati dalla Commissione nella disciplina in materia di aiuti di Stato a favore dell’ambiente e dell’energia, e per alcuni settori, come ad esempio la partecipazione transfrontaliera, li sviluppano ulteriormente.
Inoltre il quadro garantisce efficacemente un grado sufficiente di certezza agli investitori mediante la definizione di principi generali a cui improntare i regimi, in conformità con i principi del mercato e in base alle migliori pratiche che emergeranno nel periodo 2021-2030.
Al tempo stesso il quadro è proporzionato, non eccessivamente prescrittivo, poiché detta norme di carattere generale, e conforme al principio di sussidiarietà, in quanto tiene pienamente conto del diritto degli Stati membri di scegliere il proprio mix energetico. A tal fine occorre definire il rapporto tra, da un lato, il diritto degli Stati membri di scegliere il proprio mix energetico e di sviluppare le tecnologie rinnovabili prescelte, ad esempio per motivi di diversificazione, e, dall’altro, l’obiettivo di assicurare un livello di concorrenza tra le tecnologie. L’agenda per l’integrazione dei mercati vedrà rafforzata la legittimità e l’accettazione del pubblico una volta che tali principi di base del quadro energetico per l’Europa saranno stati approvati dal Consiglio e dal Parlamento europeo.
Inoltre vari portatori d’interessi, tra cui autorità di regolamentazione 6 e vari Stati membri, hanno chiesto l’introduzione nella proposta di un quadro normativo così delineato, a complemento delle norme sugli aiuti di Stato.
b) Approccio regionale più coordinato: 1) sostegno regionale obbligatorio; 2) apertura parziale obbligatoria dei regimi di sostegno alla partecipazione transfrontaliera.
La proposta accoglie la seconda opzione (opzione 1 nella relazione sulla valutazione d’impatto), al fine di rendere obbligatoria un’apertura parziale dei regimi di sostegno delle rinnovabili alla partecipazione transfrontaliera. Questa opzione consente di ridurre i costi complessivi del sistema e i costi di sostegno facendo in modo che gli investimenti si concentrino sempre più nelle zone con le migliori potenzialità e con le condizioni più favorevoli. I risultati della valutazione d’impatto dimostrano che questa misura ridurrebbe di 1 miliardo di euro l’anno i costi del sistema energetico nel periodo 2021-2030 e del 3% i costi del sostegno alle rinnovabili a carico dei consumatori.
Questa opzione è proporzionata perché propone una graduale apertura parziale, che tiene conto del livello di interconnessioni fisiche; rispetta inoltre il principio di sussidiarietà perché non limita la facoltà degli Stati membri di decidere la concezione dei rispettivi regimi di sostegno e pertanto non interferisce con il diritto di scegliere il mix energetico.
c) Strumento finanziario incentrato sulle rinnovabili: 1) strumento finanziario a livello di Unione con ampi criteri di ammissibilità; 2) strumento finanziario a livello di Unione a sostegno dei progetti di rinnovabili a maggior rischio.
La finalità perseguita su questo fronte è promuovere l’uso dei fondi a titolo degli strumenti finanziari esistenti o nuovi per sostenere l’ambizione degli Stati membri nella diffusione delle rinnovabili. I dettagli di tale quadro di sostegno dovrebbero essere definiti nel contesto dell’elaborazione del quadro finanziario pluriennale per il periodo 2021-2027.
d) Semplificazione amministrativa: 1) disposizioni rafforzate che prevedano sportelli unici, fasce orarie e procedure agevolate di ripotenziamento; 2) procedure di autorizzazione abbreviate, grazie all’approvazione automatica e alla semplice notifica per i progetti di piccole dimensioni.
Per la proposta si predilige la combinazione delle opzioni 1 e 2, al fine di istituire una procedura di autorizzazione dei progetti di energia rinnovabile presso una singola autorità designata (“sportello amministrativo unico”), una durata massima della procedura, una semplice notifica ai gestori dei sistemi di distribuzione per i progetti di piccole dimensioni e una disposizione specifica che consenta di accelerare la procedura quando ha per oggetto il ripotenziamento degli impianti esistenti. Questa opzione consente di ottenere procedure autorizzative più chiare, più trasparenti, prevedibili e rapide per i richiedenti.
L’opzione possiede una serie di punti forti: è proporzionata, in quanto attinge abbondantemente dalle buone prassi che già esistono in alcuni Stati membri; non comporta costi elevati; rispetta la sussidiarietà, perché lascia agli Stati membri la facoltà di scegliere le modalità di organizzazione degli sportelli amministrativi unici; non interferisce con il contenuto delle procedure autorizzative.
ii) Opzioni volte ad aumentare la quota di energia da fonti rinnovabili nel riscaldamento e raffrescamento
a) Integrare le rinnovabili nella fornitura di calore e freddo: 0) continuazione delle attuali misure nazionali senza alcun intervento dell’Unione; 1) introduzione dell’obbligo di rinnovabili nell’offerta di energia per riscaldamento e raffrescamento dei fornitori di combustibili fossili; 2) stesso obbligo per tutti i fornitori di combustibili.
L’opzione prescelta è la 2, in base alla quale i fornitori designati dagli Stati membri e rappresentanti almeno il 50% della fornitura di energia hanno l’obbligo di immettere gradualmente (1 punto percentuale all’anno) le energie rinnovabili nel volume totale delle rispettive vendite annue fino al 2030.
Poiché il comitato per il controllo normativo ha sollevati dubbi circa la proporzionalità di un obbligo in capo ai fornitori di energia per riscaldamento e il raffrescamento, nella proposta l’obbligo è sostituito dalla facoltà di scelta degli Stati membri tra varie opzioni, offrendo così flessibilità di attuazione a livello nazionale.
Tenuto conto che il riscaldamento e il raffrescamento rappresentano pressoché la metà del consumo di energia finale 7 e che tra il 2009 e il 2015 la quota di rinnovabili per questi usi è aumentata meno del 3%, a fronte di un aumento, nello stesso periodo, superiore all’8% per la produzione di energia elettrica, in questo settore s’impone una misura ambiziosa, ma al tempo stesso flessibile.
L’opzione è proporzionata perché non va oltre quanto è necessario per aumentare la diffusione delle rinnovabili nel settore del riscaldamento e raffrescamento a livello di Unione e non comporta oneri gravosi per le PMI.
L’opzione è coerente e complementare con la direttiva sull’efficienza energetica e la direttiva sul rendimento energetico nell’edilizia: l’efficienza energetica nel settore del riscaldamento e raffrescamento è promossa attraverso il risparmio energetico e la ristrutturazione degli edifici; parallelamente le opzioni considerate per il riscaldamento e raffrescamento permetterebbero di accelerare il passaggio dai combustibili fossili alle energie rinnovabili, anche nel parco immobiliare esistente. Apposite misure di promozione delle energie rinnovabili nella fornitura di calore e freddo e nell’uso dell’energia negli edifici ridurranno il rischio di chiusura (“lock-in”) tecnologica, ossia scongiureranno che l’approccio incentrato sull’efficienza energetica porti alla sostituzione delle tecnologie alimentate da combustibili fossili con soluzioni più efficienti ma comunque dipendenti da combustibili fossili.
b) Favorire l’uso dell’energia da fonti rinnovabili e l’energia di scarto nei sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento: 1) condivisione delle migliori prassi; 2) attestati di prestazione energetica e accesso consentito ai sistemi locali di riscaldamento e raffrescamento; 3) le misure di cui ai punti 1 e 2 accompagnate da un quadro per rafforzare i diritti dei consumatori.
L’opzione 3 è quella prescelta per la proposta. Essa consente ai consumatori di produrre localmente calore rinnovabile e di utilizzare sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento da fonti rinnovabili per creare sinergie locali con altri utenti, generando pertanto effetti sociali positivi. La possibilità di disconnessione consentirebbe di aumentare la produzione di energia termica da fonti rinnovabili tra il 2020 e il 2030, con ulteriori benefici sul fronte del clima. Le eventuali conseguenze negative causate dalla possibilità di disconnessione sui ricavi delle imprese locali di teleriscaldamento e teleraffrescamento sarebbero compensate dagli impatti positivi a livello sociale e ambientale.
Questa opzione è proporzionata poiché gli oneri amministrativi saranno direttamente correlati al livello di penetrazione nazionale dei sistemi di teleriscaldamento. In particolare, gli Stati membri con una bassa percentuale di teleriscaldamento dovranno far fronte a pochi oneri di certificazione e a una domanda di disconnessione probabilmente modesta.
Il teleriscaldamento e il teleraffrescamento rappresentano circa il 10% dell’approvvigionamento energetico nell’Unione. Grazie a questi sistemi si potrebbe aumentare la quota di energie rinnovabili nel sistema energetico dell’Unione: ad esempio, le pompe di calore su scala industriale sono ancora ampiamente sottoutilizzate nel teleriscaldamento e si stima che oltre il 25% della popolazione dell’Unione abiti in zone adatte all’installazione di impianti di teleriscaldamento geotermici. Inoltre, i sistemi di teleriscaldamento rappresentano un’importante tecnologia infrastrutturale che favorisce una maggiore efficienza di conversione totale degli impianti di termovalorizzazione 8 .
I sistemi più vecchi di teleriscaldamento e teleraffrescamento devono adeguarsi a una quantità di energia da fonti rinnovabili in aumento. Considerati tuttavia gli investimenti attuali nel teleriscaldamento e teleraffrescamento non si profila una transizione a un approvvigionamento efficiente di energia da fonti rinnovabili.
Le misure di rendimento energetico richiedono un sostegno amministrativo relativamente semplice, ma potrebbero aumentare notevolmente la diffusione delle rinnovabili, e di conseguenza l’efficienza della misura.
Questa opzione è proporzionata (perché crea condizioni concorrenziali eque tra i gestori locali di teleriscaldamento e teleraffrescamento, gli utilizzatori di energia termica e coloro che contribuiscono a produrla attraverso un sistema trasparente ma comparabile) e rispetta la sussidiarietà (perché delinea i principi, ma rispetta il ruolo delle autorità nazionali e locali nella creazione dei sistemi di teleriscaldamento e teleraffreddamento).
iii) Opzioni volte ad aumentare la quota di energia da fonti rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nei trasporti
1) Obbligo su scala unionale di immissione in consumo dei combustibili rinnovabili avanzati; 2) obbligo su scala unionale di immissione in consumo dei carburanti rinnovabili avanzati per i trasporti (compresi i biocarburanti avanzati), con la concomitante riduzione dei biocarburanti prodotti da colture alimentari, prefigurando diversi scenari in base ai tempi e all’entità della riduzione; 3) opzione 2 + obbligo specifico su scala unionale di immissione in consumo dei combustibili rinnovabili per i trasporti aerei e marittimi; 4) obbligo di ridurre le emissioni di gas a effetto serra (continuazione della direttiva sulla qualità dei carburanti).
Il comitato per il controllo normativo ha ritenuto che la sostenibilità dei biocarburanti e il loro contributo potenziale all’obiettivo unionale dovrebbero essere chiaramente precisati e valutati alla stregua di altre forme di bioenergia. Ha inoltre chiesto di considerare un’opzione aggiuntiva, ossia l’applicazione di migliori criteri di sostenibilità a tutti i biocarburanti.
Nella valutazione d’impatto sono state esaminate le precedenti quattro opzioni per promuovere, mediante un intervento a livello dell’Unione, la decarbonizzazione e la diversificazione energetica dei carburanti nei trasporti, affrontando la questione del cambiamento indiretto di destinazione dei terreni (ILUC) associato alla produzione di biocarburanti da colture alimentari. Basandosi sull’analisi formulata nella valutazione d’impatto della direttiva ILUC, la valutazione d’impatto della proposta prende in esame una serie di opzioni per rafforzare il vigente quadro in materia di sostenibilità dei biocarburanti, tra le quali l’estensione oltre il 2020 e l’ulteriore riduzione dell’attuale limite massimo applicabile ai biocarburanti ottenuti da colture alimentari allo scopo di ridurre al minimo le emissioni causate dal cambiamento indiretto di destinazione dei terreni. Inoltre, la valutazione d’impatto per la bioenergia ha esaminato le opzioni considerate per migliorare i criteri generali di sostenibilità della bioenergia, compreso un nuovo criterio per la biomassa forestale (utilizzata anche per la produzione di biocarburanti) e un’estensione dei criteri di sostenibilità alla biomassa utilizzata per la produzione di calore e di energia elettrica.
Per la proposta si preferisce l’opzione 2, poiché si fonda sulle pratiche di 25 Stati membri che hanno introdotto obblighi di miscelazione dei biocarburanti e fornisce all’industria una maggiore certezza sull’evoluzione futura della domanda o dei volumi di biocarburanti avanzati sul mercato, certezza necessaria per garantire investimenti su vasta scala e l’innovazione nel settore. Questa opzione consentirà inoltre di ridurre gradualmente i biocarburanti prodotti da colture alimentari, come indicato nella strategia sulla mobilità a basse emissioni di luglio 2016 9 .
La traiettoria di riduzione proposta tiene conto degli investimenti importanti realizzati finora ed è in linea con la diffusione sul mercato, a un ritmo realistico, dei biocarburanti avanzati. L’opzione è semplice e di facile applicazione, perché si basa sulla vasta esperienza politica e amministrativa acquisita a livello nazionale.
L’opzione prescelta affronta due aspetti: le emissioni causate dal cambiamento indiretto di destinazione dei terreni e la promozione delle prestazioni dei biocarburanti avanzati in fatto di emissioni di gas a effetto serra. Per quanto riguarda il primo, è possibile ridurre nettamente le emissioni riducendo gradualmente i biocarburanti convenzionali entro il 2030, concentrandosi soprattutto su quelli ricavati dalle colture oleaginose maggiormente responsabili del cambiamento indiretto della destinazione dei terreni; quanto alle prestazioni in termini di carbonio, il requisito minimo di riduzione di gas serra promuoverebbe una prestazione ottimale dei nuovi impianti di biocarburanti.
Nella strategia sulla mobilità a basse emissioni di carbonio la Commissione indica che i biocarburanti prodotti da colture alimentari hanno un ruolo limitato nella decarbonizzazione del settore dei trasporti data l’incertezza circa il loro reale contributo. La proposta di direttiva ILUC era informata a un approccio precauzionale che, accettato dai colegislatori, limita al 7% il contributo entro il 2020 dei biocarburanti prodotti da colture alimentari. L’incertezza che ha caratterizzato la stesura e la negoziazione della direttiva ILUC ha scoraggiato nuovi investimenti in questo settore oltre a quelli già esistenti.
Una riduzione progressiva dei biocarburanti prodotti da colture alimentari e la loro sostituzione con biocarburanti più avanzati concreteranno le potenzialità di decarbonizzazione del settore dei trasporti. Tuttavia, nel determinare la progressione della riduzione dei biocarburanti convenzionali è importante non compromettere i modelli commerciali incentivati dalla direttiva vigente. Pertanto la traiettoria proposta mira a evitare di causare attivi non recuperabili e la perdita non intenzionale di posti di lavoro, tenendo conto degli investimenti importanti realizzati finora, ed è in linea con uno scenario realistico di penetrazione dei biocarburanti avanzati nel mercato. Il suo tracciato scaturisce da una valutazione di ordine politico di quel che dovrebbe costituire un approccio equilibrato alla stabilità degli investimenti e alla riduzione delle emissioni di gas a effetto serra nei trasporti.
iv) Opzioni per responsabilizzare e informare i consumatori di energia rinnovabile
a) Responsabilizzare i consumatori ad autoprodurre e immagazzinare energia elettrica rinnovabile: 1) orientamenti sull’autoconsumo emanati dall’Unione; 2) responsabilizzare i cittadini ad autoconsumare e immagazzinare energia elettrica rinnovabile; 3) autoconsumo a distanza per le amministrazioni comunali.
Per la proposta è stata scelta l’opzione 2, perché consente di ottenere la massima responsabilizzazione e partecipazione dei consumatori, riduce i costi di sviluppo della rete, attenua i problemi legati alla ripartizione dei costi di rete e accresce il contributo del solare fotovoltaico all’obiettivo stabilito per le energie rinnovabili.
Questa opzione è proporzionata (in quanto non sancisce un diritto universale all’autoconsumo) e rispetta la sussidiarietà (poiché non pregiudica la libertà degli Stati membri di sostenere una determinata tecnologia, ma si limita a creare il giusto quadro per lo sviluppo della produzione decentrata delle energie rinnovabili).
b) Informativa sull’energia elettrica da fonti rinnovabili: 1) consolidare il regime delle garanzie d’origine; 2) estendere l’opzione 1 rendendo obbligatoria l’informativa sulla garanzia d’origine; 3) estendere l’opzione 2 imponendo la garanzia d’origine a tutte le fonti di generazione di energia elettrica.
Combinando le opzioni 1 e 2, la proposta consolida il regime e rende obbligatorio l’uso della garanzia d’origine dell’energia elettrica da fonti rinnovabili ai fini dell’informativa. È questo un modo equilibrato per ottenere una maggiore trasparenza e fiducia nel regime senza i costi amministrativi aggiuntivi che scaturirebbero se si estendesse il regime a tutte le fonti di generazione.
Questa opzione è proporzionata, poiché non comporta un onere amministrativo eccessivo per la gestione del regime (in particolare per i piccoli produttori), e rispetta il principio di sussidiarietà in quanto consente agli Stati membri di scegliere il metodo di gestione del regime.
c) Tenere traccia dei combustibili rinnovabili usati nel riscaldamento, raffrescamento e trasporti: 1) estendere la garanzia d’origine ai combustibili gassosi rinnovabili; 2) estendere la garanzia d’origine ai combustibili liquidi e gassosi rinnovabili; 3) sviluppo di un sistema alternativo di tracciamento per i combustibili liquidi e gassosi rinnovabili.
Le opzioni scelte per la proposta sono la 1 per i combustibili gassosi e la 3 per i combustibili liquidi. Oltre ai benefici di una migliore tracciabilità dei combustibili rinnovabili, a tutto vantaggio dei consumatori, e a minori rischi di frode, in particolare per i biocarburanti liquidi, questa scelta dovrebbe comportare una maggiore facilità di scambi transfrontalieri. L’opzione 3 è da preferirsi all’opzione 2 per i combustibili liquidi perché più compatibile con gli attuali sistemi amministrativi per tenere traccia della sostenibilità di questi combustibili.
Questa opzione è proporzionata (poiché si basa su sistemi già esistenti per i biocarburanti e sostiene il metodo più semplice per agevolare gli scambi transfrontalieri dei combustibili gassosi rinnovabili) e rispetta il principio di sussidiarietà (perché è complementare ai sistemi di registrazione esistenti a livello nazionale per i carburanti liquidi e gassosi).
v) Opzioni per assicurare il raggiungimento di almeno il 27% di energia rinnovabile nel 2030
a) Obiettivi nazionali a orizzonte 2020: obiettivi nazionali 2020 come base per lo scenario di riferimento.
Per la proposta si è preferita l’opzione 1, ossia garantire che gli obiettivi per il 2020 fungano da base per il periodo successivo. L’opzione di mantenere l’obiettivo stabilito per il 2020 offre un meccanismo di protezione e non dovrebbe richiedere alcuno sforzo supplementare, sempre che gli Stati membri conseguano il primo obiettivo.
Questa opzione è proporzionata (in quanto non dovrebbe richiedere alcuno sforzo supplementare nell’ipotesi che gli Stati membri conseguano il primo obiettivo) e rispetta il principio di sussidiarietà (dato che si tratta di un’estensione temporale di obiettivi già approvati dagli Stati membri).
Si noti che tutte le altre opzioni per conseguire almeno il 27% di energia rinnovabile nel 2030 sono prese in considerazione nel regolamento sulla governance dell’Unione dell’energia, mentre l’obbligo dell’Unione di realizzare l’obiettivo di riduzione minima del 27% è sancito dalla presente proposta.
b) Traiettoria: lineare vs. non lineare
L’opzione 1, che prevede una traiettoria lineare tracciata dal 2020 al 2030, è quella prescelta: garantisce una maggiore certezza e dovrebbe contribuire a ridurre i costi ed evitare i rischi insiti nel perseguimento dell’obiettivo per il 2030.
Questa opzione è proporzionata (in quanto ha un impatto contenuto sui costi di diffusione ora che le tecnologie più mature sono ampiamente conosciute e sfruttate) e rispetta il principio di sussidiarietà (dato che l’elemento in causa è una semplice modalità di misurazione dei progressi compiuti rispetto all’obiettivo a livello di Unione deciso dagli Stati membri).
c) Meccanismi per evitare gradi di ambizione inferiori a quanto richiesto per l’obiettivo unionale per l’energia rinnovabile: 1) revisione del grado di ambizione dei piani nazionali; 2) clausola di revisione per proporre meccanismi supplementari di risultato a livello dell’Unione, se necessari, in una fase successiva; 3) aumento del grado di ambizione delle misure unionali; 4) introduzione di obiettivi nazionali vincolanti.
L’opzione 1, che si basa sul processo di governance per conseguire l’obiettivo di riduzione minima del 27%, e l’opzione 2, che prevede una clausola di revisione per valutare l’eventualità di proporre ulteriori misure a livello di Unione, formano la combinazione prescelta per la proposta sulla governance dell’Unione dell’energia. Le altre opzioni non sono considerate politicamente accettabili, né praticabili senza pregiudicare il prossimo quadro di bilancio a medio termine.
Questo approccio è proporzionato (in quanto non fa automaticamente scattare misure supplementari che richiedono finanziamenti a livello dell’Unione) e rispetta il principio di sussidiarietà (perché lascia la facoltà agli Stati membri di mettere in campo sforzi supplementari).
d) Meccanismi per evitare e colmare ritardi nella realizzazione degli obiettivi: 1) revisione dei piani nazionali; 2) clausola di revisione per proporre meccanismi supplementari di risultato a livello dell’Unione, se necessari, in una fase successiva; 3) maggiore ambizione delle misure di livello unionale; 4) introduzione di obiettivi nazionali vincolanti.
Una variante dell’opzione 3 è stata scelta nella proposta sulla governance dell’Unione dell’energia, perché ritenuta il modo più praticabile per correggere gli eventuali scarti dall’obiettivo; l’opzione 1 (revisione dell’attuazione dei piani nazionali), che dovrebbe anch’essa entrare in vigore con il processo di governance dell’Unione dell’energia, ne sarebbe il giusto corollario.
Questa opzione è proporzionata (perché non innescare alcuna misura supplementare che richieda finanziamenti dell’Unione) e rispetta il principio di sussidiarietà (in quanto lascia la facoltà agli Stati membri di mettere in campo sforzi supplementari).
vi) Opzioni per rafforzare il quadro unionale di sostenibilità della bioenergia
È stata inoltre eseguita una valutazione d’impatto della sostenibilità della bioenergia, nella quale sono state esaminate alcune opzioni per garantire la sostenibilità della biomassa utilizzata nella produzione di calore ed energia elettrica: 1) scenario di base: affidarsi ad altri elementi del quadro 2030 per il clima e l’energia, nonché alle politiche nazionali; 2) applicare anche alla biomassa gassosa utilizzata per produrre calore ed energia elettrica i criteri di sostenibilità e riduzione dei gas a effetto serra applicati ai biocarburanti per trasporti; 3) opzione 2 + sviluppare ulteriormente gli obblighi di sostenibilità della biomassa forestale insieme all’obbligo di includere le emissioni LULUCF negli impegni nazionali sottoscritti a titolo dell’accordo di Parigi; 4) opzione 2 o 3 + obbligo di efficienza energetica per gli impianti di energia termica ed elettrica; 5) opzione 2 o 3 + limite massimo all’uso di alcune materie prime (ad esempio legno tondo) per la produzione di energia.
Per la proposta è stata scelta l’opzione 3, ritenuta economicamente la più efficiente per continuare a garantire che la bioenergia utilizzata nell’Unione dopo il 2020 concorra in maniera ottimale alla riduzione dei gas a effetto serra rischiando il meno possibile di causare effetti ambientali negativi dovuti all’aumento della raccolta di biomassa forestale. Questa opzione rispetta il principio di sussidiarietà in quanto, impostata sulla valutazione del rischio, si affida in primo luogo alle leggi e alle norme nazionali per la dimostrazione della produzione sostenibile della biomassa forestale a fini energetici. È altresì proporzionata perché si applica soltanto ai grandi impianti di energia termica ed elettrica da biomassa.
3.5.Modelli utilizzati
La proposta si basa sulle opzioni strategiche valutate alla luce dei risultati degli scenari di modellazione del sistema energetico. Più precisamente, il punto di partenza per la valutazione di impatto che accompagna la proposta è costituito dallo scenario di riferimento dell’Unione per il 2016 (REF2016), che fornisce le proiezioni del sistema energetico al 2030 sulla base delle tendenze e delle politiche attuali.
3.5.1. Gli scenari di riferimento
Basandosi su REF2016 ed EUCO27 (cfr. sezione 3.5.2.), si è ricorso a scenari di riferimento specifici che evidenziano come si prevede che il mantenimento delle politiche e delle pratiche attuali possa incidere sull’evoluzione di settori specifici, se sono oggetto di interventi strategici, presupponendo che tutti gli altri settori e politiche siano in linea con lo scenario strategico centrale.
3.5.2. Gli scenari strategici
È stato utilizzato anche uno scenario strategico centrale messo a punto per le valutazioni d’impatto che accompagnano la proposta di revisione della direttiva sull’efficienza energetica e la proposta di regolamento sulla condivisione degli sforzi. Questo scenario (denominato “EUCO27”) proietta gli sviluppi previsti in tutti i settori per raggiungere gli obiettivi al 2030 e contribuisce a individuare la portata delle sfide economiche, sociali e ambientali necessarie a raggiungere in modo economicamente efficiente una quota di almeno il 27% di rinnovabili.
L’approccio, che si basa su una politica comune per poi concentrarsi su “una questione alla volta”, è stato ritenuto l’unica modalità operativa per poter valutare gli impatti delle specifiche opzioni strategiche nel contesto più generale delle varie iniziative di ampia portata presentate dalla Commissione nel quadro dell’Unione dell’energia del 2016.
3.5.3. Modelli utilizzati
La serie di modelli usati congiuntamente per valutare le opzioni strategiche su cui si fonda la proposta è esattamente la stessa utilizzata sia per il pacchetto su clima ed energia del 2020 sia per il quadro 2030 delle politiche per l’energia e il clima.
I diversi modelli (PRIMES, PRIMES-TAPEM e PRIMES-TREMOVE, PRIMES per la fornitura di biomassa, GAINS, GLOBIOM-G4M, Prometheus e CAPRI) sono collegati gli uni agli altri in modo formalmente definito per assicurare coerenza nella costruzione degli scenari. Su questi collegamenti indispensabili si fonda il nucleo dell’analisi, che si incentra su energia, trasporti e tendenze delle emissioni di gas serra, e comprende questi elementi:
l’intero sistema energetico (domanda, offerta, prezzi e investimenti per il futuro in materia di energia) e tutte le emissioni e gli assorbimenti di gas a effetto serra;
orizzonte temporale: dal 1990 al 2050 (ad intervalli di 5 anni);
geografia: tutti gli Stati membri dell’Unione (singolarmente), i paesi candidati all’adesione e, se del caso, Norvegia, Svizzera e Bosnia-Erzegovina
impatti: in materia di energia, trasporti e industria (PRIMES), agricoltura, silvicoltura e uso del suolo (GLOBIOM-G4M), dispersione atmosferica, salute ed ecosistemi (acidificazione, eutrofizzazione) (GAINS); a livello macroeconomico su molteplici settori, sull’occupazione e il benessere sociale.
La valutazione d’impatto sulla sostenibilità della bioenergia usa EUCO27 come scenario di riferimento e valuta le opzioni strategiche con i seguenti due strumenti di modellazione:
i modelli GLOBIOM (Global Biosphere Management Model, modello globale per l’uso economico del suolo) e G4M (modello per il settore silvicolo) per fornire proiezioni degli impatti sui prezzi delle materie prime, sui terreni e le emissioni di gas a effetto serra provenienti da attività connesse all’uso del suolo, ai cambiamenti di uso del suolo e alla silvicoltura.
il modello Green-X (modello unionale per le energie rinnovabili) combinato con i modelli ArcGIS Network (modello geospaziale per le catene di trasporto di biomassa) e MULTIREG (modello input-output), per modellare la ripartizione sia delle fonti di energia rinnovabile e delle materie prime per la bioenergia sia delle emissioni di gas a effetto serra provenienti dal settore energetico, oltre agli impatti economici e sociali quali il valore aggiunto lordo, gli investimenti e l’occupazione.
4.INCIDENZA SUL BILANCIO
La proposta costituisce una rifusione della direttiva sulle energie rinnovabili e, in termini di strutture amministrative da mettere in opera, si prevede che le nuove misure di cui agli articoli 23 e 25 implichino conseguenze amministrative e di bilancio limitate per le autorità pubbliche degli Stati membri. Nella maggior parte dei casi i costi associati alle misure si riversano sul consumatore finale, che a sua volta trarrà vantaggio dalla decarbonizzazione. La proposta non ha alcuna incidenza sul bilancio dell’Unione.
5.Illustrazione dettagliata delle singole disposizioni della proposta
Le principali disposizioni che modificano in modo sostanziale la direttiva 2009/28/CE o vi aggiungono nuovi elementi sono elencate di seguito.
L’articolo 1 precisa l’oggetto della proposta, menzionando gli elementi nuovi per il periodo successivo al 2020, come ad esempio l’obiettivo vincolante complessivo a livello di Unione, l’autoconsumo di energia da rinnovabili, il miglioramento dei biocarburanti, la sostenibilità e la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa.
L’articolo 2 introduce nuove definizioni specifiche, alla luce delle modifiche apportate alla direttiva sulle energie rinnovabili.
L’articolo 3 definisce l’obiettivo dell’Unione per il 2030, indicando gli obiettivi nazionali per il 2020 come scenari di riferimento (ovvero, a partire dal 2021, gli Stati membri non possono scendere al di sotto degli obiettivi per il 2020). L’articolo menziona inoltre il meccanismo che garantisce il mantenimento dello scenario di riferimento ed evita di mancare gli obiettivi, come stabilito per entrambi questi aspetti dal regolamento sulla governance. Inoltre, elimina il riferimento all’obiettivo del 10% per la quota di energia da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti dopo il 2020.
L’articolo 4 stabilisce i principi generali che gli Stati membri possono applicare nel mettere a punto regimi di sostegno efficaci sotto il profilo dei costi, soggetti alle norme sugli aiuti di Stato, al fine di favorire un approccio orientato al mercato e europeizzato.
L’articolo 5 stabilisce una graduale e parziale apertura dei regimi di sostegno alla partecipazione transfrontaliera, nel settore dell’energia elettrica.
L’articolo 6 garantisce che, se gli Stati membri decidono di procedere ad eventuali revisioni del livello e delle condizioni del sostegno concesso ai progetti di energia rinnovabile, ciò non deve incidere negativamente sui progetti finanziati.
L’articolo 7, che disciplina le modalità di calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili, include una quota massima decrescente, a cominciare dal 2021, di biocarburanti e di bioliquidi prodotti a partire da colture alimentari o foraggere con l’obiettivo di affrontare le emissioni ILUC (derivanti da cambiamenti indiretti della destinazione dei terreni). Gli Stati membri possono fissare un limite inferiore e possono distinguere tra diversi tipi di biocarburanti e di bioliquidi ottenuti a partire da colture alimentari e foraggere, ad esempio fissando un limite inferiore per il contributo dei biocarburanti prodotti a partire da colture oleaginose, tenendo conto del cambiamento indiretto della destinazione dei terreni.
L’articolo 15 contiene una nuova metodologia di calcolo (fondata sulla direttiva sul rendimento energetico nell’edilizia) dei livelli minimi di energia da fonti rinnovabili negli edifici nuovi e in quelli esistenti che sono oggetto di ristrutturazioni.
L’articolo 16 istituisce una procedura per il rilascio delle autorizzazioni dei progetti di energia rinnovabile che comporta una singola autorità designata («sportello amministrativo unico») e una durata massima della procedura.
L’articolo 17 introduce una semplice notifica ai gestori dei sistemi di distribuzione per i progetti di piccole dimensioni e una disposizione specifica per accelerare la procedura di rilascio delle autorizzazioni per il ripotenziamento degli impianti esistenti per le energie rinnovabili.
L’articolo 19 contiene alcune modifiche del sistema delle garanzie di origine i) per estenderlo al gas rinnovabile; ii) per rendere obbligatorio il rilascio delle garanzie di origine per il riscaldamento e il raffrescamento su richiesta del produttore; iii) per rendere obbligatorio l’uso delle garanzie di origine per le comunicazioni di informazioni riguardanti sia il settore dell’elettricità prodotta da fonti rinnovabili sia dei gas da fonti rinnovabili; iv) per consentire il rilascio di garanzie di origine per l’energia elettrica da fonti rinnovabili che riceve un sostegno finanziario ed è allocata mediante vendita all’asta, facendo uso dei ricavati per compensare i costi del sostegno alle rinnovabili; v) per migliorare le procedure amministrative mediante l’applicazione della norma CEN.
L’articolo 21 dà potere ai consumatori consentendo loro un autoconsumo senza restrizioni indebite e di essere remunerati per l’elettricità che immettono nella rete.
L’articolo 22 stabilisce nuove disposizioni sulle comunità produttrici/consumatrici di energia al fine di consentire loro di partecipare al mercato.
L’articolo 23 mira a sfruttare le potenzialità delle energie rinnovabili nel settore del riscaldamento e del raffrescamento, al fine di assicurare che offra un contributo efficace sotto il profilo dei costi alla realizzazione degli obiettivi e per creare in tutta l’Unione un mercato più ampio per le rinnovabili in questo settore. Di conseguenza, gli Stati membri si adopereranno per conseguire un incremento annuo del 1% per la quota di energia da fonti rinnovabili per il riscaldamento e il raffrescamento. Gli Stati membri decidono in che modo realizzare questo obiettivo.
L’articolo 24 dà potere ai consumatori di energia perché consente loro di ottenere informazioni sul rendimento energetico del teleriscaldamento e di interrompere l’acquisto, a livello di edificio, di calore/freddo da un sistema di teleriscaldamento se essi stessi, o un terzo per loro conto, possono raggiungere un significativo miglioramento del rendimento energetico mediante misure adottate a livello di edificio. Esso apre inoltre i sistemi di riscaldamento e raffrescamento locale ai produttori di riscaldamento e raffrescamento da rinnovabili e di calore o freddo di scarto o ai terzi che agiscono a loro nome.
L’articolo 25 prevede l’istituzione a livello unionale dell’obbligo per i fornitori di combustibili di fornire una determinata percentuale (il 6,8% nel 2030) di combustibili a basse emissioni e da rinnovabili (compresi l’energia elettrica da fonti rinnovabili e i biocarburanti avanzati), al fine di stimolare la decarbonizzazione e la diversificazione energetica e di assicurare un contributo efficiente sotto il profilo dei costi da parte del settore per il raggiungimento dell’obiettivo globale. L’articolo 7 affronta le problematiche inerenti ai cambiamenti indiretti della destinazione dei terreni introducendo, a cominciare dal 2021, una quota massima decrescente di biocarburanti e di bioliquidi prodotti a partire da colture alimentari o foraggere. Il passaggio ai biocarburanti avanzati è incentivato da una prescrizione specifica che ne aumenta annualmente il contributo fino a raggiungere almeno il 3,6% entro il 2030. Infine, l’articolo contiene una disposizione che prevede l’introduzione di banche dati nazionali a garanzia della tracciabilità dei combustibili e per ridurre il rischio di frode.
L’articolo 26 rafforza i criteri dell’Unione in materia di sostenibilità per la bioenergia, in particolare estendendone il campo di applicazione a biomassa e biogas per il riscaldamento e il raffrescamento e la produzione di energia elettrica. Il criterio di sostenibilità per le biomasse di origine agricola è razionalizzato al fine di ridurre l’onere amministrativo. Il nuovo testo rende inoltre più rigoroso, ma anche più facile da verificare, il criterio per la tutela delle torbiere. Viene introdotto un nuovo criterio di sostenibilità per la biomassa forestale basato sul rischio, insieme all’obbligo, inserito nel regolamento LULUCF, di assicurare la corretta contabilizzazione del carbonio risultante dall’uso della biomassa forestale per la produzione di energia. Inoltre, il requisito di prestazione in termini di risparmio di gas serra applicabile ai biocarburanti è portato al 70% per i nuovi impianti ed è applicato un obbligo di risparmio dell’80% al riscaldamento/raffrescamento e all’energia elettrica da biomassa. Al fine di evitare oneri amministrativi eccessivi, i criteri dell’Unione riguardo la sostenibilità e la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra non si applicano ai piccoli impianti di riscaldamento/raffrescamento da biomassa con una capacità inferiore a 20 MW. L’allegato V comprende i valori standard aggiornati per i biocarburanti e i bioliquidi, ed è stato aggiunto un nuovo allegato VI contenente sia una metodologia comune per la contabilizzazione dei gas a effetto serra per i combustibili da biomassa per la produzione di calore ed energia elettrica sia i valori standard.
L’articolo 27 chiarisce il sistema di equilibrio di massa e lo adatta arrivando a coprire la codigestione di biogas e l’iniezione di biometano nella rete del gas naturale. L’articolo modificato prevede il riconoscimento reciproco obbligatorio delle prove scaturite dai sistemi nazionali degli Stati membri che sono stati verificati dalla Commissione. Al fine di razionalizzare i criteri di sostenibilità dell’Unione, l’articolo sopprime una serie di disposizioni non operative, compresa la possibilità di concludere accordi bilaterali con i paesi terzi, e consente alla Commissione di riconoscere aree per la protezione di ecosistemi o specie rari, minacciati o in pericolo di estinzione riconosciuti da accordi internazionali o inclusi in elenchi compilati da organizzazioni intergovernative o dall’Unione internazionale per la conservazione della natura. Inoltre, precisa la base giuridica che consente alla Commissione di specificare le strategie di controllo da applicare ai sistemi volontari, prestando particolare attenzione all’esigenza di rendere minimo l’onere amministrativo. Infine, esso rafforza il coinvolgimento degli Stati membri nella governance dei sistemi volontari, consentendo controlli degli organismi di certificazione.
L’articolo 28 contiene la base giuridica che permette alla Commissione di aggiornare la metodologia di calcolo delle emissioni di gas serra. Esso chiarisce inoltre l’uso futuro delle relazioni degli Stati membri sulle emissioni medie delle coltivazioni.
Gli articoli 3, 4, 16, paragrafi da 1 a 8, 22, 23, 24 e 26 della direttiva 2009/28/CE saranno abrogati dalla presente proposta. Gli articoli 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 14, 25, 25 bis, 27, 28 e 29 della direttiva 2009/28/CE (articoli 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 18, 31, 32, 33, 35 e 36 della presente proposta) sono leggermente modificati (ad esempio: alcuni aspetti tecnici o adattamenti alle nuove modifiche e disposizioni) o semplicemente rinumerati.
6.Informazioni aggiuntive
Adeguatezza della regolamentazione e semplificazione
La definizione di obiettivi per il 2030 a livello unionale offre l’opportunità di usare un approccio olistico per la diffusione delle energie rinnovabili. Ciò comporta un unico obiettivo comune a livello unionale per le energie rinnovabili pari ad almeno il 27% entro il 2030, senza dover mantenere un sotto-obiettivo specifico per l’energia da fonti rinnovabili per i trasporti. Inoltre, la proposta include misure in tutti e tre i settori delle energie rinnovabili che rafforzano la visibilità per gli investimenti in queste energie, migliorano il quadro normativo generale e valorizzano il potenziale di tutti i settori di contribuire allo sforzo collettivo al fine di raggiungere l’obiettivo per il 2030.
Il calcolo del consumo finale di energia da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti è spostato all’articolo 7 a fini di coerenza con il calcolo del consumo finale di energia da fonti rinnovabili nei settori sia dell’elettricità sia del riscaldamento e raffrescamento.
Sono state incluse le misure che razionalizzano l’attuale quadro per il sostegno all’energia elettrica da fonti rinnovabili (ad esempio, l’articolo 4 della proposta) e permettono di affrontare questioni trasversali (ad es. gli ostacoli amministrativi di cui agli articoli 15, 16 e 17 della proposta).
Abrogazione della legislazione vigente
L’adozione della proposta comporterà l’abrogazione dell’attuale direttiva sulle energie rinnovabili a partire dal 1º gennaio 2021.
Clausola di riesame/revisione/temporaneità
La proposta contiene, all’articolo 30, una clausola di riesame di portata generale.
Rifusione
La presente relazione accompagna una proposta di rifusione della direttiva sulle energie rinnovabili. Questo approccio specifico è stato adottato perché la rifusione comporta nuove modifiche sostanziali, sebbene alcune disposizioni dell’atto precedente restino immutate.
Tavola di concordanza
Gli Stati membri sono tenuti a trasmettere alla Commissione il testo delle disposizioni nazionali di attuazione della direttiva insieme a una tavola di concordanza tra queste ultime e la direttiva.
Dato l’ampio campo di applicazione della presente proposta, nonché il numero di obblighi giuridici da essa istituito, questa tavola di concordanza è necessaria affinché la Commissione possa svolgere correttamente i suoi compiti di supervisione del recepimento della direttiva
Spazio economico europeo (SEE)
L'atto proposto riguarda un settore contemplato dall'accordo SEE ed è quindi opportuno estenderlo allo Spazio economico europeo.
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
2016/0382 (COD)
Proposta di
DIRETTIVA DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO
sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili (rifusione)
(Testo rilevante ai fini del SEE)
IL PARLAMENTO EUROPEO E IL CONSIGLIO DELL'UNIONE EUROPEA,
visto il trattato che istituisce la Comunità europea Ö sul funzionamento dell’Unione europea Õ , in particolare l’articolo 175, paragrafo 1 ð 194, paragrafo 2 ï , e l’articolo 95 per quanto riguarda gli articoli 17, 18 e 19 della presente direttiva,
vista la proposta della Commissione europea,
previa trasmissione del progetto di atto legislativo ai parlamenti nazionali,
visto il parere del Comitato economico e sociale europeo 10 ,
visto il parere del Comitato delle regioni 11 ,
deliberando secondo la procedura Ö legislativa ordinaria Õ di cui all’articolo 251 del trattato 12 ,
considerando quanto segue:
ò nuovo
(1)La direttiva 2009/28/CE 13 ha subito varie e sostanziali modifiche 14 . Poiché si rendono necessarie nuove modifiche, è opportuno procedere alla rifusione della direttiva, al fine di garantirne la chiarezza.
ê 2009/28/CE Considerando 1 (adattato)
ð nuovo
(2)ð Promuovere le forme di energia da fonti rinnovabili rappresenta uno degli obiettivi della politica energetica dell’Unione. ï Il Il controllo del consumo di energia europeo e il maggiore ricorso all’energia da fonti rinnovabili, congiuntamente ai risparmi energetici e ad un aumento dell’efficienza energetica, costituiscono Ö costituisce una Õ partei importantei del pacchetto di misure necessarie per ridurre le emissioni di gas a effetto serra e per rispettare il protocollo di Kyoto della convenzione quadro delle Nazioni Unite Ö l’accordo di Parigi del 2015 Õ sui cambiamenti climatici e gli ulteriori impegni assunti a livello comunitario e internazionale per la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra oltre il 2012 Ö il quadro per le politiche dell'energia e del clima all'orizzonte 2030, compreso l’obiettivo vincolante di ridurre le emissioni nell’Unione di almeno il 40% rispetto ai livelli del 1990 entro il 2030 Õ . Tali fattori hanno Ö Un tale obiettivo può svolgere Õ un’importante funzione anche nel promuovere la sicurezza degli approvvigionamenti energetici, nel favorire lo sviluppo tecnologico e l’innovazione e nel creare posti di lavoro e sviluppo regionale, specialmente nelle zone rurali ed isolate ð o nelle regioni a bassa densità demografica ï .
ê 2009/28/CE Considerando 2 (adattato)
ð nuovo
(3)In particolare, i maggiori progressi tecnologici, gli incentivi all’uso e alla diffusione dei trasporti pubblici, il ricorso a tecnologie energeticamente efficienti e Ö la promozione Õ delll’utilizzo nei trasporti di energia proveniente da fonti rinnovabili ð nei settori dell'energia elettrica, del riscaldamento e del raffrescamento così come in quello dei trasporti ï sono tra gli strumenti più Ö molto Õ efficaci ð , assieme alle misure di efficienza energetica, ï Ö per Õ con cui la Comunità può ridurre ð le emissioni a effetto serra nell’Unione e ï la sua dipendenza dalle importazioni di ð gas e di ï petrolio nel settore dei trasporti, in cui il problema della sicurezza degli approvvigionamenti energetici è più acuto, e influenzare il mercato dei carburanti per autotrazione.
ò nuovo
(4)La direttiva 2009/28/CE ha istituito un quadro normativo per la promozione dell’utilizzo di energia da fonti rinnovabili che fissa obiettivi nazionali vincolanti in termini di quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo energetico e nei trasporti da raggiungere entro il 2020. La comunicazione della Commissione del 22 gennaio 2014 15 ha definito un quadro per le future politiche dell’Unione nei settori dell’energia e del clima e ha promosso un’intesa comune sulle modalità per sviluppare dette politiche dopo il 2020. La Commissione ha proposto come obiettivo dell’Unione una quota di energie rinnovabili consumate nell’Unione pari ad almeno il 27% entro il 2030.
(5)Il Consiglio europeo dell’ottobre 2014 ha approvato tale obiettivo, facendo presente che gli Stati membri possono fissare propri obiettivi nazionali più ambiziosi.
(6)Il Parlamento europeo nelle sue risoluzioni “Quadro per le politiche dell’energia e del clima per il periodo dal 2020 al 2030” e “Relazione sui progressi nel campo delle energie rinnovabili” si è dichiarato favorevole a un obiettivo vincolante dell’Unione per il 2030 di almeno il 30% del consumo finale complessivo di energia da fonti rinnovabili, sottolineando che tale obiettivo dovrebbe essere attuato fissando obiettivi nazionali che tengano conto della situazione e del potenziale individuale di ciascuno Stato membro.
(7)Appare pertanto opportuno stabilire un obiettivo vincolante dell’UE in relazione alla quota di energia da fonti rinnovabili pari almeno al 27%. Gli Stati membri dovrebbero definire il loro contributo al conseguimento di questo obiettivo nell’ambito dei rispettivi piani nazionali integrati per l’energia e il clima in applicazione del processo di governance definito nel regolamento [sulla governance].
(8)Un obiettivo vincolante in materia di energie rinnovabili a livello dell’Unione per il 2030 costituirebbe uno stimolo costante allo sviluppo di tecnologie in grado di generare energia rinnovabile e creerebbe certezza per gli investitori. Un obiettivo definito a livello dell’Unione lascerebbe agli Stati membri una maggiore flessibilità nel conseguire i propri obiettivi di riduzione dei gas a effetto serra nel modo più efficace sotto il profilo dei costi e più consono alle loro circostanze nazionali, al mix energetico prescelto e alle capacità di produrre energia da fonti rinnovabili.
(9)Gli obiettivi nazionali stabiliti per il 2020 dovrebbero rappresentare il contributo minimo degli Stati membri al nuovo quadro per il 2030. In nessun caso la quota nazionale delle fonti energetiche rinnovabili dovrebbe scendere al di sotto di tale contributo e, qualora ciò avvenisse, gli Stati membri interessati dovrebbero adottare congrui provvedimenti per garantire che il valore di riferimento sia mantenuto nonché contribuire allo strumento finanziario di cui al regolamento [sulla governance].
(10)Gli Stati membri dovrebbero adottare ulteriori misure qualora la quota di energie rinnovabili a livello di Unione non permettesse di mantenere la traiettoria dell’Unione verso l’obiettivo di almeno il 27% di energie rinnovabili. Come stabilito nel regolamento [sulla governance], se, nel valutare i piani nazionali integrati in materia di energia e clima, ravvisa un insufficiente livello di ambizione, la Commissione può adottare misure a livello dell’Unione per assicurare il conseguimento dell’obiettivo. Se, nel valutare le relazioni nazionali intermedie integrate sull'energia e il clima, la Commissione ravvisa progressi insufficienti verso la realizzazione degli obiettivi, gli Stati membri dovrebbero applicare le misure stabilite nel regolamento [sulla governance], che offrono loro sufficiente flessibilità di scelta.
(11)Per sostenere gli Stati membri nei loro ambiziosi contributi all’obiettivo dell’Unione, sarebbe necessario istituire un quadro finanziario volto a favorire gli investimenti nei progetti di energia rinnovabile negli Stati membri, anche mediante l’utilizzo di strumenti finanziari.
(12)La Commissione dovrebbe incentrare l’assegnazione dei fondi sulla riduzione del costo del capitale destinato ai progetti di energie rinnovabili, che ha un impatto significativo sul costo di tali progetti e sulla loro competitività.
(13)La Commissione dovrebbe facilitare lo scambio delle migliori pratiche tra le competenti autorità o organismi nazionali o regionali, ad esempio tramite periodiche riunioni intese a trovare un’impostazione comune nel promuovere una maggiore diffusione di progetti efficienti in termini di costi nel campo delle energie rinnovabili, stimolare gli investimenti in nuove tecnologie pulite e flessibili e definire una strategia adeguata per gestire la graduale eliminazione delle tecnologie che non contribuiscono alla riduzione di emissioni o che non presentano una sufficiente flessibilità, sulla base di criteri trasparenti e affidabili segnali di prezzo.
ê 2009/28/CE Considerando 7 (adattato)
ð nuovo
(14)La direttiva 2001/77/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 27 settembre 2001, sulla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità 16 , e la direttiva 2003/30/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’8 maggio 2003, sulla promozione dell’uso dei biocarburanti o di altri carburanti rinnovabili nei trasporti 17 , ð e il regolamento (CE) n. 1099/2008 del Parlamento europeo e del Consiglio 18 ï hanno definito vari tipi di energie da fonti rinnovabili. La direttiva 2003/54/CE XXXX/XX/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica Ö 19 Õ , ha fissato definizioni per il settore elettrico in generale. Per motivi di certezza del diritto e di chiarezza, nella presente direttiva è opportuno utilizzare le stesse definizioni o definizioni simili.
ò nuovo
(15)I regimi di sostegno all’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili si sono dimostrati efficaci nel favorirne la diffusione. Qualora gli Stati membri decidessero di attuare regimi di sostegno, detto sostegno dovrebbe essere fornito con modalità che garantiscano la minore distorsione possibile del funzionamento dei mercati dell’energia elettrica. A tal fine, sempre più Stati membri concedono sostegno in forma supplementare rispetto ai proventi del mercato.
(16)La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili dovrebbe comportare il minor costo possibile per i consumatori e i contribuenti. Quando progettano e attuano i regimi di sostegno, gli Stati membri dovrebbero cercare di ridurre al minimo i costi generali del sistema di diffusione, tenendo pienamente conto delle esigenze di sviluppo delle reti e dei sistemi, del mix energetico che ne risulta e del potenziale a lungo termine delle tecnologie.
(17)L’apertura dei regimi di sostegno alla partecipazione transfrontaliera limita gli effetti negativi sul mercato interno dell’energia e può, a certe condizioni, aiutare gli Stati membri a raggiungere l’obiettivo dell’Unione in termini economici migliori. La partecipazione transfrontaliera rappresenta anche il corollario naturale per lo sviluppo della politica dell’UE in materia di energie rinnovabili, intesa a sostituire gli obiettivi vincolanti nazionali con un obiettivo vincolante a livello dell’UE. È pertanto opportuno imporre agli Stati membri di aprire gradualmente e parzialmente il sostegno ai progetti situati in altri Stati membri e definire diverse modalità per realizzare tale apertura graduale, nel rispetto delle disposizioni del trattato sul funzionamento dell'Unione europea, compresi gli articoli 30, 34 e 110.
(18)Pur permettendo i necessari adeguamenti dei regimi di sostegno al fine di renderli compatibili con le norme sugli aiuti di Stato, le politiche di sostegno alle fonti rinnovabili dovrebbero essere stabili ed evitare frequenti modifiche. Tali modifiche hanno un impatto diretto sui costi di finanziamento del capitale, i costi di sviluppo del progetto e quindi sul costo complessivo della diffusione di energie rinnovabili nell’Unione. Gli Stati membri dovrebbero fare in modo che un’eventuale revisione del sostegno concesso ai progetti di energia rinnovabile non incida negativamente sulla loro sostenibilità economica. In questo contesto, gli Stati membri dovrebbero promuovere politiche di sostegno efficaci sotto il profilo dei costi e garantirne la sostenibilità finanziaria.
(19)Gli obblighi imposti agli Stati membri di elaborare piani d’azione per le energie rinnovabili e di redigere relazioni intermedie così come l’obbligo della Commissione di riferire sui progressi compiuti dagli Stati membri sono fondamentali per aumentare la trasparenza, garantire la chiarezza nei confronti degli investitori e dei consumatori e consentire un efficace monitoraggio. Il regolamento [sulla governance] integra tali obblighi nel sistema di governance dell’Unione dell’energia, che semplifica gli obblighi di pianificazione, comunicazione e monitoraggio nei settori dell’energia e del clima. La piattaforma per la trasparenza in materia di energie rinnovabili è anch’essa integrata nella più ampia piattaforma elettronica introdotta dal regolamento [sulla governance].
ê 2009/28/CE Considerando 11 (adattato)
(20)È necessario definire norme trasparenti e chiare per il calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili e per definire le fonti stesse. In questo contesto dovrebbe essere inclusa l’energia presente negli oceani e in altri corpi idrici in forma di onde, correnti marine, maree, gradienti di energia termica oceanica o gradienti di salinità.
ê 2009/28/CE Considerando 5
Al fine di ridurre le emissioni di gas a effetto serra all’interno della Comunità e la dipendenza di quest’ultima dalle importazioni di energia, è opportuno stabilire uno stretto collegamento tra lo sviluppo dell’energia da fonti rinnovabili e l’aumento dell’efficienza energetica.
ê 2009/28/CE Considerando 8
La Comunicazione della Commissione del 10 gennaio 2007 intitolata «Tabella di marcia per le energie rinnovabili — Le energie rinnovabili nel 21 o secolo: costruire un futuro più sostenibile» ha dimostrato che un obiettivo del 20% per la quota complessiva di energia da fonti rinnovabili ed un obiettivo del 10% per le energie da fonti rinnovabili nei trasporti sarebbero obiettivi appropriati e raggiungibili e che un quadro che preveda obiettivi obbligatori consentirebbe di creare la stabilità a lungo termine di cui le imprese hanno bisogno per effettuare investimenti razionali e sostenibili nel settore delle energie rinnovabili che sono in grado di ridurre la dipendenza dai combustibili fossili di importazione e di incrementare l’utilizzo delle nuove tecnologie energetiche. Detti obiettivi esistono già nel quadro del miglioramento del 20% dell’efficienza energetica entro il 2020, oggetto della comunicazione della Commissione del 19 ottobre 2006 dal titolo «Piano d’azione per l’efficienza energetica: concretizzare le potenzialità», avallata dal Consiglio europeo nel marzo 2007 e dal Parlamento europeo nella risoluzione del 31 gennaio 2008 su tale piano di azione.
ê 2009/28/CE Considerando 9
Il Consiglio europeo del marzo 2007 ha riaffermato l’impegno della Comunità a favore dello sviluppo dell’energia da fonti rinnovabili in tutta la Comunità oltre il 2010. Esso ha approvato un obiettivo obbligatorio del 20% di energia da fonti rinnovabili sul consumo di energia complessivo della Comunità entro il 2020 e un obiettivo minimo obbligatorio del 10% che tutti gli Stati membri dovranno raggiungere per quanto riguarda la quota di biocarburanti sul consumo di benzine e diesel per autotrazione entro il 2020, da introdurre in maniera efficiente sotto il profilo dei costi. Esso ha affermato che il carattere vincolante dell’obiettivo per i biocarburanti è opportuno, a condizione che la produzione sia sostenibile, che i biocarburanti di seconda generazione vengano resi disponibili sul mercato e che la direttiva 98/70/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 ottobre 1998, relativa alla qualità della benzina e del combustibile diesel 20 , sia modificata per consentire miscele in percentuali adeguate. Il Consiglio europeo del marzo 2008 ha ribadito che è essenziale elaborare e rispettare criteri di sostenibilità efficaci per i biocarburanti e assicurare la reperibilità sul mercato dei biocarburanti di seconda generazione. Il Consiglio europeo del giugno 2008 ha nuovamente fatto riferimento ai criteri di sostenibilità e allo sviluppo di biocarburanti di seconda generazione, sottolineando la necessità di valutare l’eventuale impatto della produzione di biocarburanti sui prodotti agricoli destinati alla produzione alimentare e intervenire, se necessario, per ovviare alle carenze. Ha inoltre dichiarato che sarebbe stata opportuna un’ulteriore valutazione delle conseguenze ambientali e sociali della produzione e del consumo di biocarburanti .
ê 2009/28/CE Considerando 10
Nella risoluzione del 25 settembre 2007 sulla tabella di marcia per le energie rinnovabili in Europa 21 , il Parlamento europeo ha invitato la Commissione a presentare entro la fine del 2007 una proposta per un quadro legislativo in materia di energie rinnovabili, facendo riferimento all’importanza di fissare obiettivi per le quote di energia da fonti rinnovabili a livello della Comunità e degli Stati membri.
ê 2009/28/CE Considerando 12
L’utilizzo di materiale agricolo come concimi, deiezioni liquide nonché altri rifiuti animali e organici per la produzione di biogas offre, grazie all’elevato potenziale di riduzione nelle emissioni di gas a effetto serra, notevoli vantaggi ambientali sia nella produzione di calore e di elettricità sia nell’utilizzo come biocarburanti. A motivo del carattere decentralizzato e della struttura d’investimento regionale, gli impianti di biogas possono contribuire in misura notevole allo sviluppo sostenibile delle zone rurali, offrendo agli agricoltori nuove possibilità di reddito.
ê 2009/28/CE Considerando 13
Tenuto conto delle posizioni del Parlamento europeo, del Consiglio e della Commissione, è opportuno fissare obiettivi nazionali obbligatori in linea con la quota del 20% per l’energia da fonti rinnovabili e per una quota del 10% per l’energia da fonti rinnovabili nei trasporti per quanto attiene al consumo di energia della Comunità al 2020.
ê 2009/28/CE Considerando 14
La principale finalità di obiettivi nazionali obbligatori è creare certezza per gli investitori nonché stimolare lo sviluppo costante di tecnologie capaci di generare energia a partire da ogni tipo di fonte rinnovabile. Non è pertanto opportuno rinviare la decisione sul carattere obbligatorio di un obiettivo in attesa di eventi futuri.
ê 2009/28/CE Considerando 15
Le situazioni di partenza, le possibilità di sviluppo dell’energia da fonti rinnovabili e il mix energetico variano da uno Stato membro all’altro. Occorre pertanto tradurre l’obiettivo complessivo comunitario del 20% in obiettivi individuali per ogni Stato membro, procedendo ad un’allocazione giusta e adeguata che tenga conto della diversa situazione di partenza e delle possibilità degli Stati membri, ivi compreso il livello attuale dell’energia da fonti rinnovabili e il mix energetico. A questo scopo, occorre ripartire l’aumento totale richiesto dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili tra gli Stati membri sulla base di un aumento uguale della quota di ogni Stato membro ponderato in funzione del rispettivo PIL, modulato in modo da tenere conto della loro situazione di partenza, ed effettuando i calcoli in termini di consumo finale lordo di energia, tenuto conto dell’impegno precedentemente profuso dagli Stati membri in merito all’uso dell’energia da fonti rinnovabili.
ê 2009/28/CE Considerando 16
Per contro, è opportuno fissare per tutti gli Stati membri un obiettivo del 10% per la quota di energia da fonti rinnovabili nei trasporti, per assicurare l’uniformità delle specifiche applicabili ai carburanti per autotrazione e la loro disponibilità. Data la facilità degli scambi dei carburanti per autotrazione, gli Stati membri che non dispongono di risorse sufficienti potranno facilmente ottenere biocarburanti altrove. Tecnicamente la Comunità sarebbe in grado di raggiungere l’obiettivo che si è fissata per l’impiego di energia da fonti rinnovabili nei trasporti unicamente con la produzione interna, tuttavia è probabile e auspicabile che l’obiettivo venga di fatto raggiunto tramite una combinazione di produzione interna e di importazioni. A questo scopo, la Commissione dovrebbe controllare l’approvvigionamento di biocarburanti del mercato comunitario e proporre, se necessario, misure idonee per conseguire un approccio equilibrato basato su produzione interna e importazioni, anche tenendo conto dell’andamento dei negoziati commerciali multilaterali e bilaterali, di considerazioni ambientali, sociali ed economiche e della sicurezza degli approvvigionamenti energetici.
ê 2009/28/CE Considerando 17
Il miglioramento dell’efficienza energetica è un obiettivo chiave della Comunità e lo scopo è di raggiungere un miglioramento dell’efficienza energetica del 20% entro il 2020. Tale scopo, unitamente alla normativa in vigore e futura, che comprende la direttiva 2002/91/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 16 dicembre 2002, sul rendimento energetico nell’edilizia 22 , la direttiva 2005/32/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 6 luglio 2005, relativa all’istituzione di un quadro per l’elaborazione di specifiche per la progettazione ecocompatibile dei prodotti che consumano energia 23 , e la direttiva 2006/32/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 aprile 2006, concernente l’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici 24 , svolge un ruolo fondamentale nel garantire che gli obiettivi in materia di clima ed energia siano raggiunti al minor costo possibile e possano altresì offrire nuove possibilità all’economia dell’Unione europea. Le politiche in materia di efficienza energetica e di risparmio energetico sono uno dei metodi più efficaci mediante cui gli Stati membri possono aumentare la quota di energia da fonti rinnovabili e, di conseguenza, gli Stati membri raggiungeranno più facilmente l’obiettivo complessivo nazionale e l’obiettivo per il settore dei trasporti in materia di energia da fonti rinnovabili fissati dalla presente direttiva.
ê 2009/28/CE Considerando 18
Spetterà agli Stati membri migliorare in modo significativo l’efficienza energetica in tutti i settori al fine di realizzare più facilmente i loro obiettivi in materia di energia da fonti rinnovabili, espressi in percentuale del consumo finale lordo di energia. La necessità di efficienza energetica nel settore dei trasporti è imperativa poiché probabilmente sarà sempre più difficile raggiungere in modo sostenibile l’obiettivo obbligatorio di una percentuale di energia da fonti rinnovabili se la domanda complessiva di energia per i trasporti continuerà a crescere. L’obiettivo obbligatorio del 10% per i trasporti che tutti gli Stati membri dovranno raggiungere dovrebbe pertanto essere definito come quota di energia finale consumata nei trasporti da ottenere a partire da fonti rinnovabili in generale e non soltanto da biocarburanti.
ê 2009/28/CE Considerando 19
Per assicurare che gli obiettivi nazionali obbligatori generali vengano raggiunti, gli Stati membri devono cercare di seguire una traiettoria indicativa che permetta loro di avanzare verso il conseguimento dei loro obiettivi obbligatori finali. Essi devono adottare un piano di azione nazionale per le energie rinnovabili che comprenda l’informazione sugli obiettivi settoriali, tenendo conto del fatto che esistono diversi usi della biomassa e che è pertanto essenziale sfruttare nuove risorse della biomassa. Inoltre, gli Stati membri dovrebbero indicare le misure volte a conseguire tali obiettivi. Ciascuno Stato membro dovrebbe valutare, nel calcolare il proprio consumo finale lordo di energia previsto nel piano di azione nazionale per le energie rinnovabili, il contributo che le misure di risparmio energetico e di efficienza energetica possono apportare al conseguimento di propri obiettivi nazionali. Gli Stati membri devono tener conto della combinazione ottimale di tecnologie per l’efficienza energetica e di energia da fonti rinnovabili.
ê 2009/28/CE Considerando 20
Per beneficiare dei progressi tecnologici e delle economie di scala, la traiettoria indicativa dovrebbe tenere conto della possibilità di un aumento più rapido dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili in futuro. Pertanto, un’attenzione particolare potrà essere prestata ai settori che risentono in misura sproporzionata della mancanza di progressi tecnologici e di economie di scala e restano pertanto al di sotto delle loro possibilità di sviluppo, ma in futuro potrebbero contribuire in misura significativa al raggiungimento degli obiettivi fissati per il 2020.
ê 2009/28/CE Considerando 21
Il punto di partenza della traiettoria indicativa dovrebbe essere il 2005, trattandosi dell’anno più recente per il quale si dispone di dati affidabili sulle quote nazionali di energia da fonti rinnovabili.
ê 2009/28/CE Considerando 23
Gli Stati membri possono incoraggiare le autorità locali e regionali a fissare obiettivi superiori a quelli nazionali e coinvolgerle nell’elaborazione di piani d’azione nazionali per le energie rinnovabili e nel varo di iniziative di sensibilizzazione del pubblico sui vantaggi dell’energia da fonti rinnovabili.
ê 2009/28/CE Considerando 24
Per sfruttare appieno il potenziale della biomassa, la Comunità e gli Stati membri dovrebbero promuovere un maggior ricorso alle riserve di legno esistenti e allo sviluppo di nuovi sistemi di silvicoltura.
ê 2009/28/CE Considerando 25
Gli Stati membri hanno potenziali diversi in materia di energia rinnovabile e diversi regimi di sostegno all’energia da fonti rinnovabili a livello nazionale. La maggioranza degli Stati membri applica regimi di sostegno che accordano sussidi solo all’energia da fonti rinnovabili prodotta sul loro territorio. Per il corretto funzionamento dei regimi di sostegno nazionali è essenziale che gli Stati membri possano controllare gli effetti e i costi dei rispettivi regimi in funzione dei loro diversi potenziali. Uno strumento importante per raggiungere l’obiettivo fissato dalla presente direttiva consiste nel garantire il corretto funzionamento dei regimi di sostegno nazionali, come previsto dalla direttiva 2001/77/CE, al fine di mantenere la fiducia degli investitori e permettere agli Stati membri di elaborare misure nazionali efficaci per conformarsi al suddetto obiettivo. La presente direttiva mira ad agevolare il sostegno transfrontaliero all’energia da fonti rinnovabili senza compromettere i regimi di sostegno nazionali. Introduce meccanismi facoltativi di cooperazione tra Stati membri che consentono loro di decidere in che misura uno Stato membro sostiene la produzione di energia in un altro e in che misura la produzione di energia da fonti rinnovabili dovrebbe essere computata ai fini dell’obiettivo nazionale generale dell’uno o dell’altro. Per garantire l’efficacia delle due misure per il conseguimento degli obiettivi, ossia i regimi di sostegno nazionali e i meccanismi di cooperazione, è essenziale che gli Stati membri siano in grado di determinare se e in quale misura i loro regimi nazionali di sostegno si applicano all’energia da fonti rinnovabili prodotta in altri Stati membri e di concordare tale sostegno applicando i meccanismi di cooperazione previsti dalla presente direttiva.
ê 2009/28/CE Considerando 26
È auspicabile che i prezzi dell’energia riflettano i costi esterni della produzione e del consumo di energia, compresi, se del caso, i costi ambientali, sociali e sanitari.
ê 2009/28/CE Considerando 27
Il supporto del pubblico è necessario per conseguire gli obiettivi comunitari relativi alla diffusione dell’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili, in particolare fintantoché le tariffe elettriche nel mercato interno non rifletteranno pienamente i costi ambientali e sociali e i vantaggi delle fonti energetiche utilizzate.
ê 2009/28/CE Considerando 28
La Comunità e gli Stati membri dovrebbero adoperarsi per ridurre il consumo totale di energia nel settore dei trasporti, aumentandone l’efficienza energetica. Fra i principali mezzi per ridurre il consumo di energia nel settore dei trasporti figurano la pianificazione del settore, il sostegno ai trasporti pubblici, l’aumento della quota delle autovetture elettriche attualmente prodotte e la fabbricazione di autovetture più efficienti sotto il profilo energetico, di dimensioni minori e di minore potenza.
ê 2009/28/CE Considerando 29
Gli Stati membri dovrebbero puntare a diversificare il loro mix di energie da fonti rinnovabili in tutti i comparti del trasporto. Entro il 1 o giugno del 2015 la Commissione dovrebbe presentare al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione che illustri le possibilità di incremento dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili in ogni comparto del trasporto.
ê 2009/28/CE Considerando 30
(21)Nel calcolo del contributo dell’energia idraulica ed eolica, ai fini della presente direttiva, dovrebbe essere applicata una formula di normalizzazione per attenuare gli effetti delle variazioni climatiche. Inoltre, l’energia elettricaelettricità prodotta in centrali di pompaggio che utilizzano l’acqua precedentemente pompata a monte non dovrebbe essere considerata come energia elettricaelettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili.
ê 2009/28/CE Considerando 31
(22)Le pompe di calore che permettono l’utilizzo del calore aerotermico, geotermico o idrotermico ad un livello di temperatura utile hanno bisogno di energia elettricaelettricità o di altra energia ausiliariae per funzionare. L’energia utilizzata per far funzionare le pompe di calore dovrebbe quindi essere dedotta dal calore utilizzabile totale. Solo le pompe di calore il cui rendimento in termini di calore eccede significativamente l’energia primaria di cui necessitano per funzionare dovrebbero essere prese in considerazione.
ê 2009/28/CE Considerando 32
(23)I sistemi energetici passivi utilizzano la progettazione degli edifici per generare energia. Ciò viene considerato energia risparmiata. Per evitare il doppio computo, l’energia generata in tal modo non dovrebbe essere presa in considerazione ai fini della presente direttiva.
ê 2009/28/CE Considerando 33 (adattato)
(24)In alcuni Stati membri il trasporto aereo rappresenta una quota rilevante del loro consumo finale lordo di energia. Alla luce dei vincoli tecnologici e normativi esistenti che vietano l’uso commerciale dei biocarburanti nel settore del trasporto aereo, occorre prevedere una deroga parziale per tali Stati membri, escludendo dal calcolo del loro consumo finale lordo di energia nel settore del trasporto aereo nazionale l’importo per il quale superano una volta e mezzo la media comunitaria Ö dell’Unione Õ per quanto concerne il consumo finale lordo di energia nel settore del trasporto aereo nel 2005 calcolata da Eurostat, ossia il 6,18%. Cipro e Malta, in ragione del loro carattere insulare e periferico, dipendono dal trasporto aereo quale modalità di trasporto essenziale per i loro cittadini e per la loro economia. Di conseguenza, Cipro e Malta hanno un consumo finale lordo di energia, per quanto concerne il trasporto aereo nazionale, che è sproporzionatamente elevato, ciò è a dire che supera più di tre volte la media a livello comunitario Ö dell’Unione Õ per il 2005, e sono dunque condizionati in maniera sproporzionata dagli attuali vincoli tecnologici e normativi. Per tali Stati membri è quindi opportuno disporre che tale esenzione copra l’importo per il quale superano la media a livello comunitario Ö dell’Unione Õ per quanto concerne il consumo finale lordo di energia nel settore del trasporto aereo nel 2005 calcolata da Eurostat, ossia il 4,12%.
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(25)Al fine di assicurare che l’allegato IX tenga conto dei principi della gerarchia dei rifiuti stabilita nella direttiva 2008/98/CE del Parlamento europeo e del Consiglio 25 , i criteri di sostenibilità dell’Unione e la necessità di garantire che l’allegato non crei un’ulteriore domanda di terreni e di promuovere l’utilizzo di rifiuti e residui, la Commissione, nella periodica valutazione dell’allegato dovrebbe considerare l’inclusione di altre materie prime che non causino significativi effetti di distorsione sui mercati dei (sotto)prodotti, dei rifiuti o dei residui.
ê 2009/28/CE Considerando 34
Per ottenere un modello energetico incentrato sull’energia da fonti rinnovabili è necessario promuovere una cooperazione strategica tra Stati membri cui partecipino, se del caso, le regioni e gli enti locali.
ê 2009/28/CE Considerando 35
Nel rispetto delle disposizioni della presente direttiva, gli Stati membri dovrebbero essere incoraggiati a perseguire tutte le forme appropriate di cooperazione in relazione agli obiettivi fissati dalla presente direttiva. Tale cooperazione può essere realizzata a tutti i livelli, sia bilateralmente sia multilateralmente. A parte i meccanismi che incidono sul calcolo degli obiettivi e sul loro rispetto, che sono esclusivamente previsti dalla presente direttiva, vale a dire i trasferimenti statistici tra Stati membri, i progetti comuni e i regimi comuni di sostegno, la cooperazione può anche assumere la forma, ad esempio, di scambio di informazioni e migliori prassi, come previsto in particolare nella piattaforma per la trasparenza istituita dalla presente direttiva, nonché di coordinamento volontario tra tutti i tipi di regimi di sostegno.
ê 2009/28/CE Considerando 36 (adattato)
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(26)Per creare le possibilità di ridurre il costo del conseguimento dell'obiettivodegli obiettivi Ö stabilito per l’Unione Õ fissati nella presente direttiva ð e per accordare agli Stati membri una certa flessibilità nell’ottemperare l’obbligo di non scendere al di sotto del loro obiettivo nazionale stabilito per il 2020 dopo tale data ï , è opportuno favorire il consumo negli Stati membri di energia prodotta da fonti rinnovabili in altri Stati membri e permettere agli Stati membri di computare l’energia da fonti rinnovabili consumata in altri Stati membri ai fini del conseguimento dellai propriai ð quota di energia da fonti rinnovabili ï obiettivi nazionali. Per questo motivo, sono necessariie misure di flessibilità ð meccanismi di cooperazione ï che, tuttavia, rimangono sotto il controllo degli Stati membri al fine di non pregiudicare la loro capacità di raggiungere i propri obiettivi nazionali ð ad integrazione degli obblighi di rendere accessibile il sostegno nazionale a progetti ubicati in altri Stati membri ï . Tali misure di flessibilità ð meccanismi ï assumono la forma di Ö includono Õ trasferimenti statistici, progetti comuni tra Stati membri o regimi di sostegno comuni.
ê 2009/28/CE Considerando 35 (adattato)
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(27)Nel rispetto delle disposizioni della presente direttiva, Ggli Stati membri dovrebbero essere incoraggiati a perseguire tutte le forme appropriate di cooperazione in relazione agli obiettivi fissati dalla presente direttiva. Tale cooperazione può essere realizzata a tutti i livelli, sia bilateralmente sia multilateralmente. A parte i meccanismi che incidono sul calcolo degli obiettivi ð relativi alla quota di energia da fonti rinnovabili ï e sul loro rispetto, che sono esclusivamente previsti dalla presente direttiva, vale a dire i trasferimenti statistici tra Stati membri, i progetti comuni e i regimi comuni di sostegno, la cooperazione può anche assumere la forma, ad esempio, di scambio di informazioni e migliori prassi, come previsto in particolare nella piattaforma per la trasparenza Ö elettronica Õ istituita dalla presente direttiva, ð nel regolamento sulla governance ï nonché Ö altre forme Õ di coordinamento volontario tra tutti i tipi di regimi di sostegno.
ê 2009/28/CE Considerando 37 (adattato)
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(28)L’energia elettricaelettricità importata, prodotta da fonti energetiche rinnovabili al di fuori dell'a Ö Unione Õ Comunità, dovrebbe poter essere computata ai fini del conseguimento degli obiettivi degli Stati membri ð relativi alla quota di energia da fonti rinnovabili ï . Tuttavia, per evitare un aumento netto delle emissioni di gas a effetto serra dovuto alla diversione delle fonti energetiche rinnovabili esistenti e alla loro sostituzione totale o parziale con fonti energetiche convenzionali, dovrebbe essere computata solo l’elettricità prodotta da impianti a energia da fonti rinnovabili che siano messi in servizio dopo l’entrata in vigore della presente direttiva o grazie all’incremento di capacità di un impianto ristrutturato dopo tale data. Affinché la sostituzione dell’energia convenzionale con l’energia rinnovabile nella Comunità Ö nell’Unione Õ e nei paesi terzi possa avere un effetto adeguato, occorre assicurare che tali importazioni possano essere individuate e computate in modo affidabile. Sarà valutata l’opportunità di accordi con paesi terzi in merito all’organizzazione di tali scambi di elettricità da fonti energetiche rinnovabili. Se, in virtù di una decisione adottata a tal fine in conformità del trattato che istituisce la Comunità dell’energia 26 , le parti contraenti di tale trattato sono vincolate dalle pertinenti disposizioni della presente direttiva, le misure di cooperazione tra gli Stati membri previste nella presente direttiva saranno Ö dovrebbero essere Õ ad esse applicabili.
ê 2009/28/CE Considerando 38
Quando gli Stati membri intraprendono progetti comuni con uno o più paesi terzi per la produzione di elettricità da fonti energetiche rinnovabili, è opportuno che tali progetti comuni riguardino unicamente impianti di nuova costruzione o impianti che sono stati oggetto recentemente di un aumento di capacità. Ciò contribuirà a garantire che la quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo totale di energia del paese terzo non sia ridotta a causa dell’importazione di energia da fonti rinnovabili nella Comunità. Inoltre, gli Stati membri interessati dovrebbero facilitare l’uso a livello nazionale da parte del paese terzo interessato di parte della produzione di elettricità degli impianti oggetto del progetto comune. Il paese terzo interessato dovrebbe altresì essere incoraggiato dalla Commissione e dagli Stati membri a sviluppare una politica ambiziosa in materia di energie rinnovabili.
ê 2009/28/CE Considerando 39
Considerando che i progetti che presentano un notevole interesse europeo nei paesi terzi, come il piano solare mediterraneo, possono aver bisogno di un lungo periodo di tempo prima di essere pienamente interconnessi con il territorio della Comunità, è opportuno facilitarne lo sviluppo consentendo agli Stati membri di tenere conto, nei loro obiettivi nazionali, di una quantità di elettricità limitata prodotta da tali progetti durante la costruzione dell’interconnessione.
ê 2009/28/CE Considerando 40 (adattato)
(29)La procedura utilizzata dall’amministrazione incaricata di supervisionare Ö per Õ l’autorizzazione, la certificazione e la concessione di licenze per impianti di produzione di energie rinnovabili dovrebbe essere obiettiva, trasparente, non discriminatoria e proporzionata nell’applicazione a progetti specifici. In particolare, è opportuno evitare oneri inutili che potrebbero insorgere dall’inclusione dei progetti in materia di energie da fonti rinnovabili tra gli impianti che comportano elevati rischi sanitari.
ê 2009/28/CE Considerando 42
(30)Per consentire il rapido sviluppo dell’energia da fonti rinnovabili e alla luce della loro grande utilità complessiva in termini di sostenibilità e di ambiente, gli Stati membri, nell’applicazione delle norme amministrative, delle strutture di pianificazione e della legislazione previste per la concessione di licenze agli impianti nel settore della riduzione e del controllo dell’inquinamento degli impianti industriali, per la lotta contro l’inquinamento atmosferico e per la prevenzione o la riduzione al minimo dello scarico di sostanze pericolose nell’ambiente, dovrebbero tenere conto del contributo delle fonti energetiche rinnovabili al conseguimento degli obiettivi in materia di ambiente e di cambiamenti climatici, in particolare rispetto agli impianti di energia non rinnovabile.
ê 2009/28/CE Considerando 43
Per stimolare il contributo dei singoli cittadini agli obiettivi previsti dalla presente direttiva, le autorità competenti dovrebbero valutare la possibilità di sostituire le autorizzazioni con una semplice notifica all’organismo competente in caso d’installazione di piccoli dispositivi decentrati per produrre energia da fonti rinnovabili.
ê 2009/28/CE Considerando 44 (adattato)
(31)È opportuno assicurare la coerenza tra gli obiettivi della presente direttiva e la normativa ambientale della Comunità Ö dell’Unione Õ . In particolare, durante le procedure di valutazione, pianificazione o concessione di licenze per gli impianti di energia rinnovabile, gli Stati membri dovrebbero tener conto di tutta la normativa ambientale della Comunità Ö dell’Unione Õ e del contributo delle fonti energetiche rinnovabili al conseguimento degli obiettivi in materia di ambiente e cambiamenti climatici, specialmente rispetto agli impianti di energia non rinnovabile.
ê 2009/28/CE Considerando 45 (adattato)
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(32)Le specifiche tecniche e gli altri requisiti fissati a livello nazionale che rientrano nell’ambito di applicazione della direttiva (UE) 2015/153598/34/CE del Parlamento europeo e del Consiglio Ö 27 Õ, del 22 giugno 1998, che prevede una procedura d’informazione nel settore delle norme e delle regolamentazioni tecniche e delle regole relative ai servizi della società dell’informazione 28 , relative ad esempio ai livelli di qualità, ai metodi di prova o alle condizioni di uso, non dovrebbero ostacolare gli scambi di apparecchiature e di sistemi per le energie rinnovabili. Pertanto, i regimi di sostegno per le energie da fonti rinnovabili non dovrebbero prevedere specifiche tecniche nazionali che differiscano dalle norme comunitarie Ö dell’Unione Õ esistenti, né esigere che le apparecchiature o i sistemi che beneficiano del sostegno siano certificati o testati in una determinata località o da un soggetto specifico.
ê 2009/28/CE Considerando 46
È opportuno che gli Stati membri prendano in considerazione i meccanismi per la promozione di sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento alimentati con energia da fonti rinnovabili.
ê 2009/28/CE Considerando 47 (adattato)
(33)A livello nazionale e regionale, le norme e gli obblighi in materia di requisiti minimi per l’utilizzo dell’energia da fonti rinnovabili negli edifici nuovi e ristrutturati hanno portato ad un notevole aumento dell’utilizzo di questo tipo di energia. Tali misure dovrebbero essere incoraggiate a un più ampio livello comunitario Ö dell’Unione Õ , promuovendo allo stesso tempo l’utilizzo di più efficienti applicazioni di energia da fonti rinnovabili tramite le regolamentazioni e i codici in materia urbanistica.
ê 2009/28/CE Considerando 48 (adattato)
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(34)Può essere opportuno che gli Stati membri, Aal fine di facilitare e di accelerare la fissazione di livelli minimi per l’uso di energia da fonti rinnovabili negli edifici, prevedano che tali livelli siano conseguiti con l’inserimento di un fattore di energia da fonti rinnovabili per il rispetto delle prescrizioni minime di rendimento energetico previste dalla direttiva 2002/91/CE, correlato a una riduzione ottimale in termini di costi delle emissioni di carbonio per edificio ð il calcolo di tali livelli minimi negli edifici nuovi o in quelli esistenti che necessitano di una ristrutturazione importante dovrebbe essere coerente con la metodologia stabilita nella direttiva 2010/31/UE del Parlamento europeo e del Consiglio 29 . ï
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(35)Onde garantire che le misure nazionali per lo sviluppo di sistemi di riscaldamento e di raffrescamento da energie rinnovabili siano basate su una mappatura e un’analisi complete del potenziale nazionale di energie rinnovabili e di energia di scarto e agevolare una maggiore integrazione delle energie rinnovabili e delle fonti di calore e freddo di scarto, è opportuno che gli Stati membri effettuino una valutazione del loro potenziale in termini di energie rinnovabili e del recupero di calore e freddo di scarto a fini di riscaldamento e raffrescamento, in particolare per agevolare l’integrazione delle energie rinnovabili negli impianti di riscaldamento e raffrescamento e promuovere il “teleriscaldamento e il teleraffreddamento efficiente” e competitivo quale definito dall’articolo 2, paragrafo 41, della direttiva 2012/27/UE del Parlamento europeo e del Consiglio 30 . Per garantire la coerenza con i requisiti in materia di efficienza energetica per il riscaldamento e il raffrescamento e ridurre gli oneri amministrativi, tale valutazione dovrebbe inserirsi nella valutazione globale effettuata e notificata in conformità dell’articolo 14 della suddetta direttiva.
ê 2009/28/CE Considerando 41
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(36)È stato dimostrato che l’assenza di norme trasparenti e di coordinamento tra i diversi organismi incaricati del rilascio delle autorizzazioni ostacola lo sviluppo dell’energia da fonti rinnovabili. ð L’istituzione di uno sportello amministrativo unico che integri o coordini tutte le procedure autorizzative dovrebbe ridurre la complessità e aumentare l’efficienza e la trasparenza ï Di conseguenza, le autorità nazionali, regionali o locali devono tenere conto della struttura specifica del settore dell’energia da fonti rinnovabili quando modificano le loro procedure amministrative di rilascio dei permessi per la costruzione e la gestione di impianti e delle connesse infrastrutture della rete di trasmissione e distribuzione per la produzione di elettricità, riscaldamento e raffreddamento o di carburanti per autotrazione da fonti energetiche rinnovabili. Le procedure amministrative di approvazione degli impianti che utilizzano energia da fonti rinnovabili dovrebbero essere semplificate con calendari trasparenti. Occorre adeguare le norme di pianificazione e gli orientamenti per tenere conto delle apparecchiature di produzione di calore, di freddo e di energia elettricaelettricità da fonti rinnovabili efficienti sotto il profilo dei costi e non dannose per l’ambiente. ð È necessario che la presente direttiva, in particolare le disposizioni relative all’organizzazione e alla durata delle procedure autorizzative, si applichi senza pregiudizio della normativa internazionale e dell’Unione, comprese le norme volte a proteggere l’ambiente e la salute umana. ï
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(37)La lunghezza delle procedure amministrative, oltre a renderle più costose, costituisce un serio ostacolo amministrativo. La semplificazione delle procedure autorizzative, che includa un chiaro limite temporale per l’adozione della decisione da parte delle rispettive autorità circa la costruzione del progetto, dovrebbe portare a una gestione più efficiente delle procedure, riducendo in tal modo anche i costi amministrativi.
(38)Un altro ostacolo alla diffusione economicamente efficiente delle energie rinnovabili è la difficoltà per gli investitori di prevedere la durata del periodo in cui gli Stati membri intendono concedere il sostegno. In particolare, gli Stati membri dovrebbero garantire che gli investitori possano fare sufficiente affidamento sull’uso previsto del sostegno da parte degli Stati membri. Ciò consente alle imprese di pianificare e sviluppare una catena di approvvigionamento, con conseguente riduzione dei costi complessivi dell’installazione.
ê 2009/28/CE Considerando 43 (adattato)
ð nuovo
(39)Per stimolare Ö agevolare Õ il contributo ð da parte delle micro, piccole e medie imprese (PMI) e ï dei singoli cittadini agli obiettivi previsti dalla presente direttiva, le autorità competenti dovrebbero valutare la possibilità di sostituire le autorizzazioni ð dovrebbero essere sostituite da ï con una semplice notifica all’organismo competente ð per i piccoli progetti nel campo dell’energia da fonti rinnovabili, compresi quelli ï in caso d’installazione di piccoli dispositivi decentrati ð quali installazione di pannelli solari sui tetti. In considerazione della crescente necessità di ripotenziare gli esistenti impianti per la produzione di energia da fonti rinnovabili, è necessario istituire procedure autorizzative accelerate ï per produrre energia da fonti rinnovabili.
ê 2009/28/CE Considerando 49
(40)Occorre colmare le carenze di informazione e di formazione, in particolare nel settore del riscaldamento e del raffrescddamento, per incoraggiare la diffusione dell’energia da fonti rinnovabili.
ê 2009/28/CE Considerando 50
(41)Qualora l’accesso alla professione di installatore o l’esercizio della stessa siano regolamentati, i presupposti per il riconoscimento delle qualifiche professionali figurano nella direttiva 2005/36/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 7 settembre 2005, relativa al riconoscimento delle qualifiche professionali 31 . La presente direttiva si applica pertanto senza pregiudizio della direttiva 2005/36/CE.
ê 2009/28/CE Considerando 51
(42)Anche se la direttiva 2005/36/CE fissa requisiti per il riconoscimento reciproco delle qualifiche professionali, in particolare per gli architetti, è tuttavia necessario assicurarsi che nei loro piani e progetti gli architetti e gli urbanisti prendano adeguatamente in considerazione una combinazione ottimale di fonti rinnovabili e di tecnologie altamente efficienti. Gli Stati membri dovrebbero pertanto dettare orientamenti precisi al riguardo, facendo salve le disposizioni della direttiva 2005/36/CE, in particolare gli articoli 46 e 49.
ê 2009/28/CE Considerando 52 (adattato)
(43)Le garanzie di origine, rilasciate ai fini della presente direttiva, hanno unicamente la funzione di provare Ö dimostrare Õ al cliente finale che una determinata quota o quantità di energia è stata prodotta da fonti energetiche rinnovabili. Una garanzia d’origine può essere trasferita, a prescindere dall’energia cui si riferisce, da un titolare all’altro. Tuttavia, al fine di assicurare che un’unità di elettricità prodotta Ö energia Õ da fonti energetiche rinnovabili sia indicata a un cliente una volta sola, è opportuno evitare doppi conteggi e doppie indicazioni delle garanzie di origine. L’energia da fonti rinnovabili la cui garanzia di origine che l’accompagna sia stata venduta separatamente dal produttore non dovrebbe essere indicata o venduta al cliente finale come energia prodotta da fonti rinnovabili. È importante operare una distinzione tra i certificati verdi utilizzati per i regimi di sostegno e le garanzie di origine.
ê 2009/28/CE Considerando 53 (adattato)
ð nuovo
(44)È opportuno consentire al mercato emergente dei consumatori di energia elettricaelettricità da fonti rinnovabili di contribuire alloa ð sviluppo della ï costruzione di nuovi impianti per la produzione di energia da fonti rinnovabili. Gli Stati membri dovrebbero, pertanto, poter imporre ai fornitori di energia elettricaelettricità che informano i clienti finali circa il loro mix energetico, ai sensi dell’articolo X3, paragrafo 6, della direttiva [Assetto del mercato dell’energia elettrica]2003/54/CE, ð o che scambiano energia sul mercato con i consumatori in relazione al consumo di energia prodotta da fonti rinnovabili di utilizzare ï di prevedere una percentuale minima di garanzie d’origine deglidi impianti di recente costruzione che producono energie da fonti rinnovabili, a condizione che tale prescrizione rispetti il diritto comunitario.
ê 2009/28/CE Considerando 54 (adattato)
ð nuovo
(45)È importante fornire informazioni sulle modalità di allocazione dell’energia elettricaelettricità che beneficia di un sostegno ai clienti finali in ottemperanza dell’articolo 3, paragrafo 6, della direttiva 2003/54/CE. Al fine di migliorare la qualità di tali informazioni destinate ai consumatori, in particolare per quanto riguarda la quantità di energia da fonti rinnovabili prodotta dai nuovi impianti, la Commissione dovrebbe valutare l’efficacia delle misure adottate dagli Stati membri ð gli Stati membri dovrebbero assicurare che siano rilasciate garanzie di origine per tutte le unità di energia rinnovabile prodotta. Inoltre, al fine di evitare doppie compensazioni, i produttori di energia da fonti rinnovabili che beneficiano di un sostegno finanziario non dovrebbero ricevere garanzie di origine. Tuttavia, tali garanzie di origine dovrebbero essere utilizzate per la diffusione delle informazioni, in modo che il consumatore finale possa ricevere prove chiare, affidabili e sufficienti dell’origine rinnovabile dell’unità energetica in questione. Inoltre, per l’energia elettrica che ha beneficiato di sostegno, le garanzie di origine dovrebbero essere messe all’asta sul mercato e il ricavato dovrebbe essere utilizzato per ridurre le sovvenzioni pubbliche a favore delle energie rinnovabili. ï
ê 2009/28/CE Considerando 55 (adattato)
ð nuovo
(46)La direttiva 2012/27/UE2004/8/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’11 febbraio 2004, sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell’energia 32 , prevede garanzie di origine per dimostrare l’origine dell’energia elettricaelettricità dagli impianti di cogenerazione ad alto rendimento. ð Tuttavia, essa non specifica l’utilizzo di ï tTali garanzie di origine ð che ï non possono ð pertanto anche ï essere impiegate nel dare comunicazione dell’uso di energie da fonti rinnovabili conformemente all’articolo 3, paragrafo 6, della direttiva 2003/54/CE, in quanto ciò potrebbe comportare un doppio computo e una doppia comunicazione. ð prodotte da impianti di cogenerazione ad alto rendimento ï.
ê 2009/28/CE Considerando 56 (adattato)
Le garanzie di origine non conferiscono di per sé il diritto di beneficiare di regimi di sostegno nazionali.
ò nuovo
(47)Le garanzie di origine, che sono attualmente in vigore per l’energia elettrica da fonti rinnovabili e le energie rinnovabili per il riscaldamento e il raffrescamento, dovrebbero essere estese al gas da fonti rinnovabili. Ciò garantirebbe un metodo coerente per provare al cliente finale l’origine del gas da fonti rinnovabili, quale il biometano, e faciliterebbe maggiori scambi transfrontalieri di tali gas. Ciò favorirebbe anche l’introduzione di garanzie di origine per altri gas da fonti rinnovabili quali l’idrogeno.
ê 2009/28/CE Considerando 57 (adattato)
ð nuovo
(48)Occorre dare sostegno all’integrazione dell’energia da fonti rinnovabili nella rete di distribuzione e trasmissione e all’impiego di sistemi di immagazzinamento dell’energia per la produzione intermittente ð variabile ï integrata di energia da fonti rinnovabili, ð in particolare per quanto rigarda le norme che disciplinano il dispacciamento e l’accesso alla rete. La direttiva [Assetto del mercato dell’energia elettrica] definisce il quadro per l’integrazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili. Tuttavia, tale quadro non comprende disposizioni sull’integrazione del gas proveniente da fonti energetiche rinnovabili nella rete del gas. È pertanto necessario mantenerle nella presente direttiva. ï
ê 2009/28/CE Considerando 58
Occorrerebbe accelerare lo sviluppo di progetti sulle energie rinnovabili, compresi i progetti di interesse europeo nel settore delle energie rinnovabili nel quadro del programma per la rete transeuropea dell’energia (RTE-E). A tal fine, la Commissione dovrebbe anche analizzare come migliorare il finanziamento di tali progetti. Occorrerebbe dedicare particolare attenzione ai progetti sulle energie rinnovabili che contribuiscano a migliorare in modo significativo la sicurezza degli approvvigionamenti energetici nella Comunità e nei paesi vicini.
ê 2009/28/CE Considerando 3 (adattato)
(49)Sono state riconosciute le possibilità di conseguire la crescita economica grazie all’innovazione e ad una politica energetica sostenibile e competitiva. La produzione di energia da fonti rinnovabili dipende spesso dalle piccole e medie imprese (PMI) locali o regionali. Sono rilevanti le possibilità di crescita e di occupazione negli Stati membri e nelle loro regioni riconducibili agli investimenti nella produzione di energia da fonti rinnovabili a livello regionale e locale. La Commissione e gli Stati membri dovrebbero pertanto sostenere le azioni di sviluppo nazionali e regionali in tali settori, incoraggiare lo scambio di migliori prassi tra iniziative di sviluppo locali e regionali in materia di produzione di energia da fonti rinnovabili e promuovere il ricorso ai fondi strutturali della politica di coesione in tale settore.
ê 2009/28/CE Considerando 4
(50)Nel favorire lo sviluppo del mercato delle fonti energetiche rinnovabili, è necessario tener conto dell’impatto positivo sullo sviluppo a livello regionale e locale, sulle prospettive di esportazione, sulla coesione sociale e sulla creazione di posti di lavoro, in particolare per quanto riguarda le PMI e i produttori indipendenti di energia.
ò nuovo
(51)La situazione specifica delle regioni ultraperiferiche è riconosciuta dall’articolo 349 del trattato sul funzionamento dell’Unione europea. Il settore dell’energia in tali regioni è spesso caratterizzato da isolamento, approvvigionamento limitato e dipendenza dai combustibili fossili, benché queste regioni vantino importanti fonti di energia rinnovabili locali. Le regioni ultraperiferiche possono servire da esempio dell’applicazione di tecnologie energetiche innovative per l’Unione. Occorre pertanto promuovere il ricorso alle energie rinnovabili per conseguire una più ampia autonomia energetica in tali regioni e riconoscerne la situazione specifica in termini di potenziale di energia rinnovabile e il fabbisogno di sostegno pubblico.
ê 2009/28/CE Considerando 6 (adattato)
ð nuovo
(52)È opportuno sostenere la fase di dimostrazione e commercializzazione ð consentire lo sviluppo ï delle tecnologie decentrate per la produzione di energia da fonti rinnovabili ð a condizioni non discriminatorie e senza ostacolare il finanziamento degli investimenti nelle infrastrutture ï . Il passaggio a una produzione energetica decentrata presenta molti vantaggi, compreso l’utilizzo delle fonti di energia locali, maggiore sicurezza locale degli approvvigionamenti energetici, minori distanze di trasporto e ridotta dispersione energetica. Tale passaggio favorisce, inoltre, lo sviluppo e la coesione delle comunità grazie alla disponibilità di fonti di reddito e alla creazione di posti di lavoro a livello locale.
ò nuovo
(53)Con la crescente incidenza dell’autoconsumo di energia rinnovabile, è necessario introdurre la definizione di “autoconsumatori di energia rinnovabile” e stabilire un quadro normativo tale da consentire a detti autoconsumatori di produrre, immagazzinare, utilizzare e vendere energia elettrica senza incorrere in oneri sproporzionati. L’autoconsumo collettivo dovrebbe essere consentito in alcuni casi, di modo che i cittadini che vivono in appartamento possano, ad esempio, beneficiare dei diritti concessi ai consumatori nella stessa misura delle famiglie che abitano case unifamiliari.
(54)La partecipazione locale dei cittadini a progetti nell’ambito delle energie rinnovabili attraverso le comunità che producono energia rinnovabile ha comportato un notevole valore aggiunto in termini di accettazione delle energie rinnovabili a livello locale e l’accesso a capitali privati aggiuntivi. Questo coinvolgimento a livello locale sarà tanto più importante in un contesto caratterizzato dall’aumento della capacità di energia rinnovabile in futuro.
(55)Le caratteristiche specifiche delle comunità locali che producono energia rinnovabile, in termini di dimensioni, assetto proprietario e numero di progetti, possono ostacolarne la competitività paritaria con gli operatori di grande taglia, segnatamente i concorrenti che dispongono di progetti o portafogli più ampi. Le misure atte ad ovviare a tali svantaggi includono anche consentire alle comunità produttrici/consumatrici di energia di operare nel sistema energetico e agevolarne l’integrazione nel mercato.
(56)Rappresentando circa la metà del consumo di energia finale dell’Unione, il settore del riscaldamento e del raffrescamento è considerato di fondamentale importanza nell’accelerare la decarbonizzazione del sistema energetico. Inoltre, il settore è strategico anche in termini di sicurezza energetica, in quanto in base alle proiezioni circa il 40% del consumo di energia da fonti rinnovabili entro il 2030 sarà imputabile all’utilizzo ai fini di riscaldamento e raffrescamento. In assenza di una strategia armonizzata a livello dell’Unione, la mancata internalizzazione dei costi esterni e la frammentarietà dei mercati del riscaldamento e raffrescamento hanno portato a progressi relativamente lenti finora in questo settore.
(57)Diversi Stati membri hanno attuato misure nel settore del riscaldamento e del raffrescamento per conseguire il proprio obiettivo in materia di energie rinnovabili per il 2020. Tuttavia, in assenza di obiettivi nazionali vincolanti per il periodo successivo al 2020, i rimanenti incentivi nazionali potrebbero non essere sufficienti a raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione a lungo termine per il 2030 e il 2050. Per essere in linea con tali obiettivi, rafforzare la certezza per gli investitori e promuovere lo sviluppo di un mercato del riscaldamento e del raffrescamento da fonti rinnovabili a livello di Unione, pur rispettando il principio che dà priorità all’efficienza energetica, è opportuno incoraggiare gli sforzi degli Stati membri di fornire energia per il riscaldamento e raffrescamento da fonti rinnovabili in modo da contribuire al graduale aumento della quota di queste energie. Data la frammentarietà di alcuni mercati del riscaldamento e raffrescamento, è della massima importanza garantire flessibilità nel progettare le misure a tal fine. È altresì importante assicurare che un potenziale utilizzo del riscaldamento e raffrescamento da energie rinnovabili non abbia effetti collaterali negativi sull’ambiente.
(58)Il teleriscaldamento e il teleraffrescamento rappresentano attualmente il 10% circa della domanda di energia termica in tutta l’Unione, con grandi differenze tra gli Stati membri. La strategia della Commissione in materia di riscaldamento e raffrescamento ha riconosciuto il potenziale per la decarbonizzazione del teleriscaldamento grazie a una maggiore efficienza energetica e allo sviluppo delle energie rinnovabili.
(59)La strategia dell’Unione dell’energia ha anche riconosciuto il ruolo dei cittadini nella transizione energetica, in cui assumono la responsabilità delle scelte energetiche, si avvalgono delle nuove tecnologie per ridurre il costo delle bollette e partecipano attivamente al mercato.
(60)Occorre valorizzare le potenziali sinergie tra gli sforzi di promozione delle energie rinnovabili ai fini del riscaldamento e del raffrescamento e i regimi esistenti in base alle direttive 2010/31/UE e 2012/27/UE. Gli Stati membri dovrebbero, per quanto possibile, poter utilizzare le strutture amministrative esistenti per attuare tali sforzi, al fine di ridurre l’onere amministrativo.
(61)Nel settore del teleriscaldamento, è pertanto essenziale consentire il passaggio alle energie rinnovabili ed evitare chiusure sotto il profilo normativo e tecnologico ed esclusioni delle innovazioni tecnologiche rafforzando i diritti dei produttori di energia rinnovabile e dei consumatori finali, dotando questi ultimi degli strumenti per facilitare la scelta tra le soluzioni che offrono il miglior rendimento energetico e anticipano il fabbisogno futuro di riscaldamento e raffrescamento secondo i previsti criteri di prestazione degli edifici.
(62)La strategia europea per una mobilità a basso tenore di carbonio, del luglio 2016, ha evidenziato che i biocarburanti derivanti da colture alimentari rivestono un ruolo limitato nella decarbonizzazione del settore dei trasporti e dovrebbero essere gradualmente eliminati e sostituiti da biocarburanti avanzati. Per preparare la transizione verso i biocarburanti avanzati e ridurre al minimo le ripercussioni globali indirette del cambio di destinazione colturale dei terreni, è opportuno limitare la quantità di biocarburanti e di bioliquidi ottenuti a partire da colture alimentari e foraggere che possono essere contabilizzati ai fini dell’obiettivo dell’Unione stabilito nella presente direttiva.
(63)La direttiva (UE) 2015/1513 del Parlamento europeo e del Consiglio 33 ha invitato la Commissione a presentare quanto prima una proposta di strategia ad ampio raggio, da applicare dopo il 2020, efficiente sotto il profilo dei costi e tecnologicamente neutra al fine di creare una prospettiva a lungo termine per gli investimenti in biocarburanti sostenibili, che presentano un basso rischio di cambio indiretto della destinazione colturale dei terreni, e in altre soluzioni per la decarbonizzazione del settore dei trasporti. Imporre ai fornitori di combustibili l’obbligo di includere prodotti da fonti rinnovabili nella loro offerta può creare certezza per gli investitori e stimolare lo sviluppo costante di carburanti per autotrazione da fonti energetiche alternative e rinnovabili, che includano biocarburanti avanzati, carburanti per autotrazione rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica, ed energia elettrica da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti. È opportuno stabilire un obbligo di pari livello per i fornitori di carburante in ciascuno Stato membro, al fine di garantire la coerenza delle specifiche applicabili ai carburanti per autotrazione e la loro disponibilità. Data la facilità di reperire carburanti per autotrazione sul mercato, i fornitori di combustibili negli Stati membri che non dispongono di risorse sufficienti dovrebbero poter ottenere facilmente carburanti rinnovabili altrove.
(64)I biocarburanti avanzati e gli altri biocarburanti e biogas prodotti a partire da materie prime di cui all’allegato IX, i carburanti per autotrazione rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica, e l’energia elettrica da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti possono contribuire a ridurre le emissioni di carbonio, incentivare la decarbonizzazione del settore dei trasporti dell’Unione in modo efficiente sotto il profilo dei costi, intensificando, tra l’altro, la diversificazione energetica anche nel settore dei trasporti; allo stesso tempo, essi possono stimolare l’innovazione, la crescita e l’occupazione nell’economia dell’Unione nonché ridurre la dipendenza dalle importazioni di energia. L’obbligo per i fornitori di combustibili di includere le fonti rinnovabili nella loro offerta dovrebbe incoraggiare lo sviluppo di carburanti avanzati, compresi i biocarburanti, ed è importante garantire che tale obbligo serva anche a incentivare migliori prestazioni in termini di gas a effetto serra dei carburanti scelti ai fini di tale integrazione. La Commissione dovrebbe valutare la prestazione in termini di riduzione dei gas a effetto serra, l’innovazione tecnica e la sostenibilità di tali carburanti.
(65)Anche la promozione di carburanti fossili a basse emissioni di carbonio prodotti dai flussi di rifiuti fossili può contribuire agli obiettivi della politica di diversificazione energetica e decarbonizzazione dei trasporti. È quindi opportuno includere tali carburanti nell’obbligo di inclusione per i fornitori di carburante.
(66)Occorre promuovere le materie prime utilizzate per i biocarburanti che hanno un basso impatto sul cambiamento indiretto della destinazione colturale dei terreni per il loro contributo alla decarbonizzazione dell’economia. In particolare le materie prime per biocarburanti avanzati, che richiedono tecnologie più innovative e meno mature e necessitano pertanto di un maggiore sostegno, dovrebbero essere incluse in un allegato della presente direttiva. Al fine di garantire che tale allegato sia al passo con i più recenti sviluppi tecnologici, evitando gli effetti negativi involontari, dopo l’adozione della direttiva si dovrebbe procedere ad una valutazione al fine di stabilire se l’allegato possa essere esteso alle nuove materie prime.
ê 2009/28/CE Considerando 94
Le misure di cui agli articoli da 17 a 19, poiché incidono anche sul funzionamento del mercato interno tramite l’armonizzazione dei criteri di sostenibilità per i biocarburanti e i bioliquidi ai fini della valutazione del raggiungimento degli obiettivi ai sensi della presente direttiva, facilitando in tal modo, in conformità dell’articolo 17, paragrafo 8, gli scambi tra gli Stati membri di biocarburanti e di bioliquidi che soddisfano dette condizioni, sono basate sull’articolo 95 del trattato.
ê 2009/28/CE Considerando 59
L’interconnessione tra paesi facilita l’integrazione dell’elettricità da fonti rinnovabili. Oltre ad attenuare la variabilità, l’interconnessione consente di ridurre i costi di bilanciamento, stimola una reale concorrenza portando a una riduzione dei prezzi e sostiene lo sviluppo delle reti. Inoltre, la condivisione e l’uso ottimale delle capacità di trasmissione potrebbero contribuire ad evitare l’eccessivo bisogno di nuove costruzioni dirette ad aumentare la capacità.
ê 2009/28/CE Considerando 60
L’accesso prioritario e l’accesso garantito per l’elettricità da fonti energetiche rinnovabili sono importanti per integrare le fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità, in linea con l’articolo 11, paragrafo 2, e sviluppare ulteriormente l’articolo 11, paragrafo 3, della direttiva 2003/54/CE. Gli obblighi afferenti al mantenimento dell’affidabilità e della sicurezza della rete, nonché al dispacciamento, possono differire in funzione delle caratteristiche della rete nazionale e del suo funzionamento sicuro. L’accesso prioritario alla rete prevede una garanzia data ai generatori di elettricità da fonti energetiche rinnovabili collegati secondo cui saranno in grado di vendere e trasmettere l’elettricità da fonti energetiche rinnovabili in conformità delle norme sulla connessione in qualsiasi momento in cui sia disponibile la fonte. Qualora l’elettricità da fonti energetiche rinnovabili sia integrata nel mercato a pronti, l’accesso garantito fornisce la certezza che tutta l’elettricità venduta e incentivata abbia accesso alla rete, consentendo l’uso di un quantitativo massimo di elettricità da fonti energetiche rinnovabili prodotte in impianti connessi alla rete. Tuttavia ciò non implica che gli Stati membri siano obbligati a sostenere o a introdurre obblighi di acquisto di energia da fonti rinnovabili. In altri sistemi è definito un prezzo fisso per l’elettricità da fonti energetiche rinnovabili, di consueto in combinazione con un obbligo di acquisto per il gestore del sistema. In questo caso l’accesso prioritario è già presente.
ê 2009/28/CE Considerando 61
In determinate circostanze non è possibile assicurare integralmente la trasmissione e la distribuzione di elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili senza compromettere l’affidabilità o la sicurezza della rete. In tali circostanze può essere opportuno accordare compensazioni finanziarie ai predetti produttori. Gli obiettivi della presente direttiva richiedono tuttavia un aumento sostanziale della trasmissione e distribuzione di elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili senza pregiudicare l’affidabilità o la sicurezza del sistema di rete. A tal fine, gli Stati membri dovrebbero adottare misure appropriate tese a permettere una maggiore penetrazione di energia da fonti rinnovabili, anche tenendo conto delle specificità delle risorse variabili e di quelle che non sono ancora immagazzinabili. Ove richiesto dagli obiettivi previsti dalla presente direttiva, la connessione di nuovi impianti per la produzione di energia da fonti rinnovabili dovrebbe essere autorizzata quanto prima. Onde snellire le procedure di connessione alla rete, gli Stati membri possono prevedere connessioni prioritarie o capacità per connessioni riservate per i nuovi impianti che producono elettricità da fonti energetiche rinnovabili.
ê 2009/28/CE Considerando 62 (adattato)
(67)I costi della connessione alla rete elettrica e alla rete del gas di nuovi produttori di elettricità e di gas da fonti energetiche rinnovabili dovrebbero essere Ö basarsi su criteri Õ oggettivi, trasparenti e non discriminatori e si dovrebbero tenere in debito conto i benefici apportati alle suddette reti dai produttori integrati di elettricità da fonti energetiche rinnovabili e dai produttori locali di gas da fonti rinnovabili.
ê 2009/28/CE Considerando 63
I produttori di elettricità che intendono sfruttare le potenzialità dell’energia da fonti rinnovabili nelle regioni periferiche della Comunità, segnatamente nelle regioni insulari e in quelle a bassa densità demografica, dovrebbero beneficiare, ove possibile, di costi ragionevoli di connessione onde evitare che siano indebitamente svantaggiati rispetto ai produttori ubicati in regioni più centrali, più industrializzate e più densamente popolate.
ê 2009/28/CE Considerando 64
La direttiva 2001/77/CE definisce il quadro per l’integrazione nella rete dell’elettricità prodotta da fonti rinnovabili. Tuttavia, il grado effettivo di integrazione nella rete varia considerevolmente da uno Stato membro all’altro. Per questo motivo, occorre rafforzare il quadro e verificarne periodicamente l’applicazione a livello nazionale.
ê 2009/28/CE Considerando 24 (adattato)
ð nuovo
(68)Per sfruttare appieno il potenziale della biomassa ð ai fini della decarbonizzazione dell’economia grazie al suo impiego per i materiali e l’energia ï , la Comunità Ö l’Unione Õ e gli Stati membri dovrebbero promuovere un maggior ricorso ð sostenibile ï alle riserve ð risorse agricole e ï di legno esistenti e allo sviluppo di nuovi sistemi di silvicoltura ð e di produzione agricola ï .
ê 2009/28/CE Considerando 65 (adattato)
ð nuovo
(69)La produzione di biocarburanti dovrebbe essere sostenibile. ð È auspicabile che i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa siano sempre prodotti in modo sostenibile. ï Pertanto occorre che i biocarburanti, ð i bioliquidi e i combustibili da biomassa ï utilizzati per conseguire gli obiettivi fissati dalla presente direttiva e i biocarburanti quelli che beneficiano di regimi di sostegno nazionali soddisfino criteri di sostenibilità ð e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï .
ê 2009/28/CE Considerando 66 (adattato)
ð nuovo
(70)È opportuno che la Comunità Ö l’Unione Õ adotti misure adeguate nel quadro della presente direttiva, tra cui la promozione di criteri di sostenibilità ð e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï per i biocarburanti, ð i bioliquidi e i combustibili da biomassa utilizzati per il riscaldamento o il raffrescamento e la generazione di energia elettrica ï e lo sviluppo di biocarburanti di seconda e terza generazione nella Comunità e nel mondo, nonché misure tese a rafforzare la ricerca agricola e la creazione di conoscenza in tali settori.
ê 2009/28/CE Considerando 67
L’introduzione di criteri di sostenibilità per i biocarburanti non raggiungerebbe i suoi obiettivi se i prodotti che non soddisfano i criteri e che sarebbero stati altrimenti utilizzati come biocarburanti sono utilizzati come bioliquidi per la produzione di calore o di elettricità. Per questo motivo, i criteri di sostenibilità dovrebbero applicarsi in generale a tutti i bioliquidi.
ê 2009/28/CE Considerando 68 (adattato)
(68) Il Consiglio europeo del marzo 2007 ha invitato la Commissione a presentare proposte per una direttiva di vasta portata sull’uso di tutte le fonti energetiche rinnovabili, contenente criteri e disposizioni per assicurare l’approvvigionamento e l’uso sostenibile della bioenergia. Questi criteri di sostenibilità dovrebbero inquadrarsi in maniera coerente in un sistema più ampio che abbracci tutti i bioliquidi e non soltanto i biocarburanti. Occorre pertanto che i criteri di sostenibilità vengano inclusi nella presente direttiva. Al fine di garantire un approccio coerente tra le politiche energetiche e le politiche ambientali e per evitare i costi aggiuntivi per le imprese e l’incoerenza sotto il profilo ambientale che risulterebbe da un approccio non uniforme, è essenziale prevedere gli stessi criteri di sostenibilità per l’utilizzo di biocarburanti utilizzati ai fini della presente direttiva e ai fini della direttiva 98/70/CE. Per le stesse ragioni, si dovrebbe evitare, in un simile contesto, la duplicazione di relazioni. Inoltre, la Commissione e le autorità nazionali competenti dovrebbero coordinare le proprie attività nell’ambito di un comitato responsabile in maniera specifica per tutti gli aspetti legati alla sostenibilità. Nel 2009 la Commissione dovrebbe inoltre valutare se includere altre applicazioni della biomassa e le modalità di tale inclusione.
ê 2009/28/CE Considerando 69 (adattato)
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(71)L’aumento della domanda mondiale di ð La produzione di materie prime agricole per i ï biocarburanti, e idi bioliquidi ð e i combustibili da biomassa, così come ï e gli incentivi per il loro uso previsti dalla presente direttiva non dovrebbero avere l’effetto di incoraggiare la distruzione di terreni ricchi di biodiversità. Tali risorse limitate, il cui valore per tutta l’umanità è stato riconosciuto in molti atti internazionali, dovrebbero essere preservate. Inoltre, i consumatori della Comunità riterrebbero moralmente inaccettabile che il maggiore uso di biocarburanti e di bioliquidi avesse come potenziale effetto la distruzione di terreni ricchi di biodiversità. Per questi motivi, Èè Ö pertanto Õ necessario prevedere criteri di sostenibilità ð e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï che assicurino che i biocarburanti, e i bioliquidi ð e i combustibili da biomassa ï possano beneficinoare di incentivi soltanto quando vi sia la garanzia che ð le materie prime agricole ï non provengono da aree ricche di biodiversità oppure, nel caso di aree designate per scopi di protezione della natura o per la protezione di ecosistemi o specie rari, minacciati o in pericolo di estinzione, quando l’autorità competente dimostri sia dimostrato che la produzione delle materie prime ð agricole ï non interferisce con detti scopi. Ö Occorre considerare “ricca di biodiversità”, secondo Õ iI criteri di sostenibilità, dovrebbero considerare una foresta ricca di biodiversità nel caso in cui Ö che Õ sia una foresta primaria secondo la definizione dell’Organizzazione delle Nazioni Unite per l’alimentazione e l’agricoltura (FAO) nella «Valutazione delle risorse forestali mondiali», documento che i paesi di tutto il mondo utilizzano per rendicontare sull’estensione delle foreste primarie, o sia protetta da leggi nazionali in materia di protezione della natura. Dovrebbero essere incluse Ö considerate “foreste ricche di biodiversità” Õ le aree ove si pratica la raccolta di prodotti forestali diversi dal legno, purché l’impatto umano sia limitato. Altri tipi di foreste secondo la definizione della FAO, quali le foreste naturali modificate, le foreste seminaturali e le piantagioni, non dovrebbero essere considerati foreste primarie. Inoltre, tenuto conto dell’elevato grado di biodiversità di alcuni terreni erbosi, temperati o tropicali, incluse savane, steppe, terreni arbustivi e praterie ad elevata biodiversità, i biocarburanti, ð i bioliquidi e i combustibili da biomassa ï prodotti a partire da materie prime ð agricole ï coltivate su tali terreni non dovrebbero poter beneficiare degli incentivi previsti dalla presente direttiva. La Commissione dovrebbe fissare criteri adeguati e precisare le zone geografiche per definire questo tipo di terreni erbosi ad elevata biodiversità, conformemente ai migliori dati scientifici disponibili e alle norme internazionali applicabili.
ê 2009/28/CE Considerando 70
Quando terreni che presentano elevate quantità di carbonio nel suolo o nella vegetazione vengono destinati alla coltivazione di materie prime per la produzione di biocarburanti o di bioliquidi, una parte del carbonio contenuto nel suolo viene di norma liberata nell’atmosfera formando biossido di carbonio. Il conseguente impatto negativo in termini di produzione di gas a effetto serra può ridurre, in alcuni casi in misura considerevole, l’impatto positivo in termini di produzione di gas a effetto serra dei biocarburanti o dei bioliquidi. Pertanto, nel calcolo della riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ottenuta grazie a determinati biocarburanti e bioliquidi occorre tener conto di tutti gli effetti in termini di produzione di carbonio di una tale conversione. Ciò è necessario per assicurare che nel calcolo della riduzione delle emissioni di gas a effetto serra si tenga conto di tutti gli effetti in termini di carbonio dell’uso dei biocarburanti e dei bioliquidi.
ê 2009/28/CE Considerando 71
Per calcolare l’impatto della conversione dei terreni in termini di gas a effetto serra, è opportuno che gli operatori economici siano in grado di utilizzare valori effettivi per gli stock di carbonio connessi con la destinazione di riferimento dei terreni e la destinazione degli stessi dopo la conversione. Dovrebbero inoltre essere in grado di utilizzare valori standard. Il lavoro del gruppo di esperti intergovernativo sui cambiamenti climatici costituisce la base giusta per tali valori standard, un lavoro che attualmente non è espresso in una forma immediatamente applicabile dagli operatori economici. La Commissione, ispirandosi a tale lavoro, dovrebbe quindi elaborare orientamenti che fungano da base di calcolo delle variazioni degli stock di carbonio ai fini della presente direttiva, anche per quanto concerne le zone boschive con una copertura della volta compresa tra il 10% e il 30%, le savane, i terreni arbustivi e le praterie.
ê 2009/28/CE Considerando 72
È opportuno che la Commissione sviluppi metodologie per valutare l’impatto del drenaggio delle torbiere sulle emissioni di gas a effetto serra.
ê 2009/28/CE Considerando 73 (adattato)
ð nuovo
(72)Non dovrebbero essere convertiti alla produzione di ð materie prime agricole per ï biocarburanti, ð bioliquidi e combustibili da biomassa, ï i terreni in cui la perdita dello stock di carbonio a seguito della conversione non possa essere compensata dalla riduzione delle emissioni di gas a effetto serra realizzata tramite la produzione ð e l’utilizzo ï di biocarburanti, o di bioliquidi ð e combustibili da biomassa ï entro un periodo di tempo ragionevole, tenuto conto dell’urgenza di affrontare i cambiamenti climatici. Ciò eviterebbe che siano imposte inutilmente agli operatori economici attività di ricerca onerose e impedirebbe la conversione di terre con rilevanti stock di carbonio che dovessero rivelarsi inadatte per la coltivazione di materie prime ð agricole ï destinate alla produzione di biocarburanti, e di bioliquidi ð e combustibili da biomassa ï . L’inventario degli stock mondiali di carbonio indica che le zone umide e le zone boschive continue con una copertura della volta superiore al 30% dovrebbero essere incluse in tale categoria. Anche le zone boschive con una copertura della volta compresa tra il 10% e il 30% dovrebbero essere incluse, a meno che non si possa dimostrare che il loro stock di carbonio è sufficientemente esiguo da giustificarne la conversione a norma della presente direttiva. Il riferimento alle zone umide dovrebbe tener conto della definizione enunciata nella convenzione relativa alle zone umide di importanza internazionale, soprattutto come habitat degli uccelli acquatici, adottata il 2 febbraio 1971 a Ramsar.
ò nuovo
(73)Le materie prime di origine agricola destinate alla produzione di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa non dovrebbero essere prodotte su torbiere in quanto la coltivazione di materie prime sulle torbiere porterebbe a significative perdite di stock di carbonio se il terreno è stato ulteriormente drenato a tale scopo, sebbene l’assenza di tale drenaggio non possa essere facilmente verificata.
(74)Nell’ambito della politica agricola comune gli agricoltori dell’Unione dovrebbero rispettare una vasta gamma di requisiti ambientali al fine di beneficiare di un sostegno diretto. La conformità a tali requisiti può essere verificata in modo più efficace nell’ambito della politica agricola. Non è opportuno includere tali requisiti nel regime di sostenibilità in quanto i criteri di sostenibilità per la bioenergia dovrebbero stabilire norme oggettive e applicabili a livello generale. La verifica della conformità ai sensi della presente direttiva rischierebbe di creare inutili oneri amministrativi.
(75)È opportuno introdurre criteri a livello di Unione in materia di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per i combustibili da biomassa utilizzati nella produzione di energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento, in modo da continuare ad assicurare elevate riduzioni di gas a effetto serra rispetto alle alternative d’origine fossile, onde evitare indesiderati effetti sulla sostenibilità, e promuovere il mercato interno.
(76)Onde assicurare che, nonostante la crescente domanda di biomassa forestale, la raccolta del legno sia effettuata in modo sostenibile nelle foreste in cui la rigenerazione è garantita, che venga prestata un’attenzione particolare a settori esplicitamente designati per la tutela della biodiversità, dei paesaggi e degli specifici elementi naturali, che le risorse di biodiversità siano salvaguardate e che gli stock di carbonio siano tracciati, la materia prima legnosa dovrebbe provenire solo da foreste in cui la raccolta avviene secondo i principi di gestione forestale sostenibile elaborati nell’ambito di istanze internazionali sulle foreste quali Forest Europe ed attuati mediante leggi nazionali o le migliori pratiche in materia di gestione a livello di azienda forestale. Gli operatori dovrebbero prendere le misure appropriate per ridurre al minimo il rischio di un uso non sostenibile della biomassa forestale per la produzione di bioenergia. A tal fine, gli operatori dovrebbero adottare un approccio basato sul rischio. In tale contesto, è opportuno che la Commissione sviluppi linee guida operative per la verifica della conformità con l’approccio basato sul rischio, previa consultazione del comitato sulla governance dell’Unione dell’energia e del comitato permanente forestale istituito dalla decisione 89/367/CEE del Consiglio 34 .
(77)Al fine di ridurre al minimo gli oneri amministrativi, i criteri unionali di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra dovrebbero applicarsi solo all’energia elettrica e al riscaldamento generati a partire da combustibili da biomassa in impianti con una capacità di combustione pari o superiore a 20 MW.
(78)I combustibili da biomassa dovrebbero essere convertiti in energia elettrica e termica in modo efficiente, al fine di massimizzare la sicurezza energetica e le riduzioni di gas a effetto serra, nonché di limitare le emissioni di inquinanti atmosferici e ridurre al minimo la pressione sulle risorse limitate di biomassa. Per questo motivo, il sostegno pubblico agli impianti con una capacità di combustione pari o superiore a 20 MW, se necessario, dovrebbe essere concesso solo a impianti di cogenerazione ad alto rendimento di energia elettrica e termica ai sensi dell’articolo 2, paragrafo 34, della direttiva 2012/27/UE. Gli attuali regimi di sostegno dell’energia elettrica da biomassa dovrebbero tuttavia essere autorizzati fino alla loro scadenza finale per tutti gli impianti alimentati a biomassa. Inoltre l’energia elettrica prodotta a partire dalla biomassa in impianti nuovi con una capacità di combustione pari o superiore a 20 MW dovrebbe essere contabilizzata soltanto ai fini degli obiettivi e degli obblighi in materia di energie rinnovabili e in caso di impianti ad alto rendimento di cogenerazione di energia elettrica e termica. Conformemente alle norme in materia di aiuti di Stato, gli Stati membri dovrebbero tuttavia essere autorizzati a concedere sostegno pubblico ad impianti per la produzione di energie rinnovabili, e contabilizzare l’energia elettrica da loro prodotta ai fini del conseguimento degli obiettivi e degli obblighi stabiliti per le energie rinnovabili, al fine di evitare un aumento della dipendenza da combustibili fossili a maggiore impatto ambientale e climatico, qualora, dopo aver esaurito tutte le possibilità tecniche ed economiche di installare impianti ad alto rendimento di cogenerazione di energia elettrica e termica da biomasse, gli Stati membri fossero esposti ad un rischio fondato per la sicurezza dell’approvvigionamento di energia elettrica.
(79)È opportuno aumentare la soglia minima di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra applicabile ai biocarburanti e ai bioliquidi prodotti nei nuovi impianti, onde migliorare il loro bilancio globale di gas a effetto serra e dissuadere ulteriori investimenti in impianti con ridotte prestazioni in termini di gas a effetto serra. Tale aumento offre la garanzia degli investimenti nelle capacità di produzione di biocarburanti e di bioliquidi.
(80)Sulla base dell’esperienza acquisita nell’attuazione pratica dei criteri di sostenibilità dell’Unione, è opportuno rafforzare il ruolo dei sistemi volontari di certificazione nazionali e internazionali per la verifica del rispetto dei criteri di sostenibilità in modo armonizzato.
ê 2009/28/CE Considerando 74
Gli incentivi previsti dalla presente direttiva incoraggeranno un aumento della produzione di biocarburanti e bioliquidi a livello mondiale. I biocarburanti e i bioliquidi prodotti a partire da materie prime coltivate all’interno della Comunità dovrebbero altresì rispettare i requisiti comunitari in ambito ambientale relativi al settore agricolo, inclusi quelli per la tutela della qualità delle acque sotterranee e delle acque superficiali, e i requisiti in ambito sociale. Tuttavia, esiste il timore che la produzione di biocarburanti e di bioliquidi in alcuni paesi terzi non rispetti i requisiti minimi in ambito ambientale o sociale. Per tale motivo è opportuno incoraggiare la conclusione di accordi multilaterali e bilaterali, nonché l’introduzione di sistemi volontari a livello internazionale o nazionale, che contemplino aspetti essenziali in materia ambientale e sociale, al fine di promuovere la produzione sostenibile di biocarburanti e bioliquidi a livello mondiale. In assenza di tali accordi o sistemi, gli Stati membri dovrebbero obbligare gli operatori economici a riferire in materia.
ê 2009/28/CE Considerando 75
Nel 2009 la Commissione dovrebbe esaminare i requisiti di un sistema di sostenibilità per gli usi energetici della biomassa, ad eccezione dei bioliquidi e dei biocarburanti, tenendo conto della necessità di gestire le risorse della biomassa in maniera sostenibile.
ê 2009/28/CE Considerando 76
I criteri di sostenibilità sono efficaci soltanto se determinano un cambiamento del comportamento degli operatori del mercato. Tali cambiamenti avranno luogo solo se il rispetto di tali criteri per i biocarburanti e per i bioliquidi determina un vantaggio in termini di prezzo rispetto ai prodotti che non rispettano detti criteri. Secondo il metodo dell’equilibrio di massa per la verifica della conformità, esiste un collegamento fisico tra la produzione di biocarburanti e di bioliquidi che soddisfano i criteri di sostenibilità e il consumo di biocarburanti e di bioliquidi nella Comunità, che crea un equilibrio tra l’offerta e la domanda e garantisce un vantaggio, in termini di prezzo, superiore a quello che si ha in un sistema in cui tale collegamento non esiste. Pertanto, per assicurare che i biocarburanti e i bioliquidi che soddisfano i criteri di sostenibilità possano essere venduti ad un prezzo superiore, occorre applicare il metodo dell’equilibrio di massa per la verifica della conformità. Ciò dovrebbe permettere di mantenere l’integrità del sistema evitando nello stesso tempo di imporre un onere non ragionevole alle imprese. Occorre tuttavia valutare altri metodi di verifica.
ê 2009/28/CE Considerando 77
Ove opportuno, la Commissione dovrebbe tenere in debito conto la «Valutazione degli ecosistemi per il millennio», che contiene informazioni utili per la conservazione almeno delle aree che forniscono servizi di ecosistema fondamentali in situazioni critiche, quali la protezione degli spartiacque e il controllo dell’erosione.
ê 2009/28/CE Considerando 78
Occorre sorvegliare l’impatto della coltivazione della biomassa, dovuto ad esempio a modifiche della destinazione dei terreni, incluso lo spostamento, l’introduzione di specie esotiche invasive ed altri effetti sulla biodiversità, e gli effetti sulla produzione alimentare e sulla prosperità locale. La Commissione dovrebbe tener conto di tutte le fonti d’informazione pertinenti, compresa la mappa della fame della FAO. I biocarburanti dovrebbero essere promossi in maniera da incoraggiare una maggiore produttività agricola e l’utilizzo dei terreni degradati.
ê 2009/28/CE Considerando 79 (adattato)
ð nuovo
(81)È nell’interesse della Comunità Ö dell’Unione Õ incoraggiare la conclusione di accordi multilaterali e bilaterali, nonché l’introduzione di sistemi volontari a livello internazionale o nazionale che fissino norme per la produzione sostenibile di biocarburanti, e di bioliquidi ð e combustibili da biomassa ï e che certifichino che la produzione dei biocarburanti, e di bioliquidi ð e combustibili da biomassa ï soddisfa le predette norme. Per questo motivo, dovrebbero essere previste disposizioni per il riconoscimento di detti accordi o sistemi quali accordi o sistemi che forniscono prove e dati affidabili, a condizione che rispondano a norme adeguate in materia di affidabilità, trasparenza e controllo indipendente. ð Onde garantire che il rispetto dei criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra sia verificato in modo armonizzato e solido, segnatamente nell’intento di prevenire le frodi, la Commissione dovrebbe poter stabilire norme attuative dettagliate, compresi adeguati standard di affidabilità, trasparenza e controllo contabile indipendente cui sottoporre i sistemi volontari. ï
ò nuovo
(82)I sistemi volontari rivestono un ruolo sempre più importante nel fornire prove della conformità ai criteri di sostenibilità e riduzione delle emissioni di gas a effetto serra dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei combustibili da biomassa. È pertanto opportuno che la Commissione disponga che i sistemi volontari, compresi quelli già riconosciuti dalla Commissione, presentino periodiche relazioni sulla loro attività. Occorre rendere pubbliche tali relazioni in modo da aumentare la trasparenza e migliorare la sorveglianza da parte della Commissione. Inoltre, esse fornirebbero le informazioni necessarie alla Commissione per riferire in merito al funzionamento dei sistemi volontari allo scopo di individuare le migliori prassi e presentare, se del caso, una proposta per promuovere ulteriormente tali migliori prassi.
(83)Per facilitare il funzionamento del mercato interno, le prove riguardanti la conformità ai criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per la biomassa con riferimento ad energia prodotta conformemente a un sistema riconosciuto dalla Commissione devono essere accettate in tutti gli Stati membri. Gli Stati membri dovrebbero contribuire a garantire la corretta attuazione dei principi di sistemi volontari di certificazione sorvegliando il funzionamento degli organismi di certificazione accreditati dall’organismo nazionale competente e comunicando ai sistemi volontari le osservazioni pertinenti.
ê 2009/28/CE Considerando 80
Occorre fissare norme precise per il calcolo delle emissioni di gas a effetto serra prodotte dai biocarburanti e dai bioliquidi e dai carburanti fossili di riferimento.
ê 2009/28/CE Considerando 81
Nel calcolo delle emissioni di gas a effetto serra si dovrebbe tener conto dei prodotti secondari derivanti dalla produzione e dall’uso dei combustibili. Il metodo della sostituzione è appropriato ai fini dell’analisi politica, ma non ai fini della disciplina dei singoli operatori economici e delle diverse partite di carburante per autotrazione. In tali casi, il metodo dell’allocazione energetica è il più adeguato, perché di facile applicazione, è affidabile nel tempo, riduce al minimo gli incentivi controproducenti e produce risultati generalmente comparabili con quelli ottenuti con il metodo della sostituzione. Ai fini dell’analisi politica, nelle relazioni la Commissione dovrebbe anche presentare i risultati ottenuti con il metodo della sostituzione.
ê 2009/28/CE Considerando 82 (adattato)
ð nuovo
(84)Per evitare un onere amministrativo sproporzionato, occorre elaborare un elenco di valori standard per le filiere normali di produzione dei biocarburanti, ð dei bioliquidi e dei combustibili da biomassa ï che dovrebbe essere aggiornato e ampliato allorché si rendono disponibili ulteriori dati. Per gli operatori economici dovrebbe essere sempre possibile far valere il livello di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per i biocarburanti, e i bioliquidi ð e i combustibili da biomassa ï indicato nell’elenco. Ove il valore standard di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra di una filiera di produzione sia inferiore al livello minimo richiesto di riduzione delle emissioni, i produttori che intendano far constatare che rispettano il livello minimo dovrebbero essere tenuti a dimostrare che le emissioni effettivamente prodotte dal processo di produzione da essi applicato sono inferiori a quelle che sono state ipotizzate nel calcolo dei valori standard.
ò nuovo
(85)Occorre fissare norme precise per il calcolo della riduzione delle emissioni di gas a effetto serra prodotte dai biocarburanti, dai bioliquidi e dai combustibili da biomassa, così come dai combustibili fossili di riferimento.
(86)Conformemente alle attuali conoscenze scientifiche e tecniche, la metodologia di contabilizzazione dei gas a effetto serra dovrebbe tenere conto della trasformazione dei combustibili solidi e gassosi prodotti da biomasse in energia finale per essere coerente con il calcolo dell’energia da fonti rinnovabili ai fini del conteggio in vista dell’obiettivo dell’Unione di cui alla presente direttiva. L’assegnazione di emissioni a prodotti secondari, diversi da rifiuti e residui, dovrebbe essere riesaminata anche nei casi in cui l’energia elettrica e/o il riscaldamento e il raffrescamento siano prodotti in impianti di cogenerazione o poligenerazione.
(87)Al fine di assicurare la coerenza e la comparabilità della riduzione di gas a effetto serra dei combustibili da biomassa utilizzati per il riscaldamento e il raffrescamento e la produzione di energia elettrica in diversi Stati membri, è opportuno applicare un combustibile fossile di riferimento basato sulla media delle emissioni nei settori del riscaldamento e dell’energia elettrica.
(88)Quando terreni che presentano elevate quantità di carbonio nel suolo o nella vegetazione vengono destinati alla coltivazione di materie prime per la produzione di biocarburanti, bioliquidi o combustibili da biomassa, una parte del carbonio contenuto nel suolo viene di norma liberata nell’atmosfera formando biossido di carbonio. Il conseguente impatto negativo in termini di produzione di gas a effetto serra può controbilanciare, in alcuni casi in misura considerevole, l’impatto positivo in termini di produzione di gas a effetto serra dei biocarburanti, bioliquidi o combustibili da biomassa. Pertanto, nel calcolo della riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ottenuta grazie a determinati biocarburanti, bioliquidi o combustibili da biomassa occorre tener conto di tutti gli effetti in termini di produzione di carbonio di una tale conversione. Ciò è necessario per assicurare che nel calcolo della riduzione delle emissioni di gas a effetto serra si tenga conto di tutti gli effetti in termini di carbonio dell’uso dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei combustibili da biomassa.
(89)Per calcolare l’impatto della conversione dei terreni sulle emissioni di gas a effetto serra, è opportuno che gli operatori economici siano in grado di utilizzare i valori effettivi degli stock di carbonio associati alla destinazione dei terreni di riferimento e alla destinazione dei terreni dopo la conversione. Dovrebbero inoltre essere in grado di utilizzare valori standard. La metodologia del Gruppo intergovernativo sul cambiamento climatico costituisce la base adeguata per tali valori standard. Tale lavoro non è attualmente espresso in una forma immediatamente applicabile dagli operatori economici. La Commissione dovrebbe pertanto rivedere gli orientamenti del 10 giugno 2010 per il calcolo degli stock di carbonio nel suolo ai fini dell’allegato V della presente direttiva, assicurando nel contempo la coerenza con il regolamento (UE) n. 525/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio 35 .
(90)Nel calcolo delle emissioni di gas a effetto serra si dovrebbe tener conto dei prodotti secondari derivanti dalla produzione e dall’uso dei combustibili. Il metodo della sostituzione è appropriato ai fini dell’analisi politica, ma non ai fini della disciplina dei singoli operatori economici e delle singole partite di carburante per autotrazione. In tali casi, il metodo dell’allocazione energetica è il più adeguato, perché di facile applicazione, è affidabile nel tempo, riduce al minimo gli incentivi controproducenti e produce risultati generalmente comparabili con quelli ottenuti con il metodo della sostituzione. Ai fini dell’analisi politica, nelle relazioni la Commissione dovrebbe anche presentare i risultati ottenuti con il metodo della sostituzione.
(91)I co-prodotti differiscono dai rifiuti e residui di origine agricola, dato che essi costituiscono l’obiettivo principale del processo produttivo. È pertanto opportuno chiarire che i residui di colture agricole sono rifiuti e non co-prodotti. Ciò non ha conseguenze per la metodologia esistente, ma chiarisce le disposizioni esistenti.
(92)Il metodo consolidato di utilizzare l’assegnazione dell’energia come regola per dividere le emissioni di gas a effetto serra tra i co-prodotti ha dato risultati positivi e deve essere mantenuto. È opportuno allineare la metodologia per il calcolo delle emissioni di gas a effetto serra provenienti dall’uso della cogenerazione di energia elettrica e termica (CHP) quando la cogenerazione è utilizzata nella trasformazione di biocarburanti, bioliquidi e carburanti da biomasse alla metodologia applicata quando la cogenerazione di energia elettrica e termica (CHP) costituisce l’utilizzo finale.
(93)La metodologia tiene conto della riduzione delle emissioni di gas serra derivanti dall’uso della cogenerazione rispetto all’impiego di impianti per la sola produzione di energia elettrica o energia termica, prendendo in considerazione l’utilità dell’energia termica rispetto all’energia elettrica, e quella dell’energia termica a temperature differenti. Ne consegue che una temperatura più elevata dovrebbe comportare una quota maggiore del totale delle emissioni di gas a effetto serra, rispetto all’energia termica a bassa temperatura, quando viene coprodotta assieme all’energia elettrica. La metodologia prende in considerazione l’intera filiera fino all’energia finale, compresa la conversione in energia termica o elettrica.
ê 2009/28/CE Considerando 84
Per non incoraggiare la coltivazione di materie prime per biocarburanti e per bioliquidi su terreni sui quali tale produzione genererebbe elevate emissioni di gas a effetto serra, l’uso dei valori standard per la coltivazione dovrebbe essere limitato alle zone nelle quali detto effetto possa essere escluso con sicurezza. Tuttavia, per evitare un onere amministrativo sproporzionato, gli Stati membri dovrebbero stabilire medie nazionali o regionali per le emissioni derivanti dalla coltivazione, tra cui dall’uso di fertilizzanti.
ê 2009/28/CE Considerando 83 (adattato)
(94)È opportuno che i dati utilizzati nel calcolo dei valori standard siano ottenuti da fonti scientifiche specializzate e indipendenti e siano aggiornati, se del caso, con il progredire dei lavori di queste ultime. La Commissione dovrebbe incoraggiare tali fonti ad esaminare, nel quadro dei loro lavori di aggiornamento, le emissioni derivanti dalla coltivazione, l’effetto delle condizioni regionali e climatologiche, gli effetti della coltivazione che si avvale di metodi sostenibili in materia di agricoltura e di coltura biologica e i contributi scientifici dei produttori, sia nella Comunità Ö nell’Unione Õ sia nei paesi terzi, e della società civile.
ê 2009/28/CE Considerando 85 (adattato)
ð nuovo
(95)La domanda globale di materie prime agricole è in crescita. Questa domanda in crescita potrà essere parzialmente soddisfatta aumentando la superficie dei terreni agricoli. Uno dei modi per aumentare la superficie dei terreni disponibili per le coltivazioni consiste nel ripristino di terreni gravemente degradati o fortemente contaminati che, allo stato attuale, non possono essere utilizzati per scopi agricoli. Il regime di sostenibilità dovrebbe promuovere l’utilizzo di terreni degradati ripristinati, dato che la promozione dei biocarburanti, e dei bioliquidi ð e dei combustibili da biomassa ï contribuirà alla crescita della domanda di materie prime agricole. Anche se gli stessi biocarburanti sono fabbricati a partire da materie prime provenienti da terreni già utilizzati come seminativi, l’aumento netto della domanda di colture provocato dalla promozione dei biocarburanti potrebbe portare ad un aumento netto delle zone coltivate. Ciò potrebbe interessare i terreni che presentano un elevato stock di carbonio, conducendo a dannose perdite di stock di carbonio. Al fine di mitigare tale rischio, è opportuno introdurre misure di accompagnamento volte ad incoraggiare un incremento del tasso di produttività sui terreni già utilizzati come seminativi, l’utilizzazione dei terreni degradati e l’adozione di requisiti di sostenibilità, analoghi a quelli previsti nella presente direttiva per il consumo di biocarburanti nella Comunità, in altri paesi che consumano biocarburanti. La Commissione dovrebbe definire una metodologia pratica volta a ridurre al minimo le emissioni di gas a effetto serra imputabili ai cambiamenti indiretti della destinazione dei terreni. A tal fine la Commissione dovrebbe analizzare sulla base dei migliori dati scientifici disponibili, in particolare, l’inclusione di un fattore per i cambiamenti indiretti della destinazione dei terreni ai fini del calcolo delle emissioni di gas a effetto serra e la necessità di incentivare i biocarburanti sostenibili, che riducono al minimo l’impatto del cambiamento di destinazione dei terreni e migliorano la sostenibilità dei biocarburanti riguardo al cambiamento indiretto di destinazione dei terreni. Nello sviluppare tale metodologia, la Commissione dovrebbe anche affrontare i potenziali effetti dei cambiamenti indiretti di destinazione dei terreni derivanti dai biocarburanti prodotti da materie cellulosiche di origine non alimentare e da materie ligno-cellulosiche.
ê 2009/28/CE Considerando 86
Per conseguire una sufficiente quota di mercato dei biocarburanti occorre assicurare l’immissione sul mercato di diesel contenente miscele di biodiesel in una percentuale superiore a quella prevista dalla norma EN 590/2004.
ê 2009/28/CE Considerando 87
Per assicurare il valore commerciale dei biocarburanti che consentono di diversificare la gamma delle colture utilizzate, le disposizioni nazionali vincolanti in materia dovrebbero dare più peso a questo tipo di biocarburanti.
ê 2009/28/CE Considerando 88
Una comunicazione periodica è necessaria per mantenere l’attenzione sui progressi nello sviluppo delle energie da fonti rinnovabili a livello nazionale e comunitario. È opportuno prevedere l’uso di un modello armonizzato per i piani di azione nazionali in materia di energie da fonti rinnovabili che dovrebbero essere presentati dagli Stati membri. Tali piani potrebbero comprendere una stima dei costi e dei benefici delle misure previste, misure connesse al necessario ampliamento e/o rafforzamento dell’infrastruttura di rete esistente, una stima dei costi e benefici per sviluppare l’energia da fonti rinnovabili oltre il livello richiesto dalla traiettoria indicativa, nonché informazioni sui regimi nazionali di sostegno e sull’uso delle energie da fonti rinnovabili negli edifici nuovi o ristrutturati.
ê 2009/28/CE Considerando 89
Con i rispettivi regimi di sostegno, gli Stati membri possono incoraggiare l’uso dei biocarburanti che generano benefici aggiuntivi, ivi compresi benefici in termini di diversificazione offerta dai biocarburanti prodotti a partire da rifiuti, residui, materie cellulosiche di origine non alimentare, materie ligno-cellulosiche, alghe e piante non irrigate coltivate in zone aride per combattere la desertificazione, tenendo in debito conto la differenza di costi tra la produzione di energia a partire da biocarburanti convenzionali e a partire dai biocarburanti che generano benefici aggiuntivi. Gli Stati membri possono incoraggiare gli investimenti nella ricerca e nello sviluppo di queste e altre tecnologie per le energie rinnovabili che hanno bisogno di tempo per diventare competitive.
ò nuovo
(96)Al fine di garantire un’attuazione armonizzata del metodo di calcolo delle emissioni di gas a effetto serra e di conformarsi ai più recenti risultati scientifici, la Commissione dovrebbe poter adattare i principi metodologici e i valori necessari a valutare se i criteri di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra sono soddisfatti e decidere che le relazioni trasmesse dagli Stati membri e paesi terzi contengono dati accurati sulle emissioni delle coltivazioni di materie prime.
ê 2009/28/CE Considerando 22 (adattato)
(97)La realizzazione degli obiettivi della presente direttiva esige che la Comunità Ö l’Unione Õ e gli Stati membri destinino consistenti risorse finanziarie alla ricerca e allo sviluppo in relazione alle tecnologie nel settore delle energie rinnovabili. In particolare, l’Istituto europeo di innovazione e tecnologia dovrebbe dare elevata priorità alla ricerca e allo sviluppo di tecnologie in tale settore.
ê 2009/28/CE Considerando 90
(98)L’attuazione della presente direttiva dovrebbe tener conto, se del caso, delle disposizioni della convenzione sull’accesso alle informazioni, la partecipazione del pubblico ai processi decisionali e l’accesso alla giustizia in materia ambientale, in particolare quale attuata dalla direttiva 2003/4/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 28 gennaio 2003, sull’accesso del pubblico all’informazione ambientale 36 .
ò nuovo
(99)Al fine di integrare o modificare alcuni elementi non essenziali delle disposizioni della presente direttiva, dovrebbe essere delegato alla Commissione il potere di adottare atti conformemente all'articolo 290 del trattato sul funzionamento dell'Unione europea concernenti l’elenco di materie prime per la produzione di biocarburanti avanzati, il cui contributo al conseguimento dell’obbligo dei fornitori di carburante per autotrazione è limitato; l’adeguamento del contenuto energetico dei carburanti per autotrazione ai progressi scientifici e tecnici; la metodologia per determinare la quota di biocarburante derivante da biomassa che viene trattata assieme ai combustibili fossili in un processo comune; l’attuazione di accordi sul riconoscimento reciproco delle garanzie di origine; la fissazione di regole per controllare il funzionamento del sistema delle garanzie di origine; e di regole per il calcolo dell’impatto dei gas a effetto serra dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei carburanti fossili di riferimento. È di particolare importanza che durante i lavori preparatori la Commissione svolga adeguate consultazioni, anche a livello di esperti, e che tali consultazioni siano condotte nel rispetto dei principi stabiliti nell'accordo interistituzionale del 13 aprile 2016 «Legiferare meglio». In particolare, al fine di garantire la parità di partecipazione alla preparazione degli atti delegati, il Parlamento europeo e il Consiglio ricevono tutti i documenti contemporaneamente agli esperti degli Stati membri, e i loro esperti hanno sistematicamente accesso alle riunioni dei gruppi di esperti della Commissione incaricati della preparazione di tali atti delegati.
ê 2009/28/CE Considerando 91 (adattato)
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(100)Le misure necessarie per l’esecuzione della presente direttiva dovrebbero essere adottate secondo la decisione 1999/468/CE del Consiglio, del 28 giugno 1999 ð il regolamento (UE) n. 182/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio 37 ï , recante modalità per l’esercizio delle competenze di esecuzione conferite alla Commissione 38 .
ê 2009/28/CE Considerando 92
In particolare, la Commissione dovrebbe avere il potere di adattare i principi metodologici e i valori necessari per valutare se i biocarburanti e i bioliquidi rispettino i criteri di sostenibilità, per adattare il contenuto energetico dei carburanti per autotrazione al progresso tecnico e scientifico, per fissare i criteri e i limiti geografici per determinare i terreni erbosi caratterizzati da un grado elevato di biodiversità e stabilire definizioni dettagliate per i terreni fortemente degradati o contaminati. Tali misure di portata generale e intese a modificare elementi non essenziali della presente direttiva, anche completandola con nuovi elementi non essenziali, devono essere adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 5 bis della decisione 1999/468/CE.
ê 2009/28/CE Considerando 93
Le disposizioni della direttiva 2001/77/CE e della direttiva 2003/30/CE che si sovrappongono alle disposizioni della presente direttiva dovrebbero essere soppresse a decorrere dal termine ultimo per il recepimento della presente direttiva. Le misure che fissano obiettivi e disciplinano la presentazione di relazioni per il 2010 dovrebbero restare in vigore fino alla fine del 2011. Occorre pertanto modificare di conseguenza la direttiva 2001/77/CE e la direttiva 2003/30/CE.
ê 2009/28/CE Considerando 95
Il regime di sostenibilità non dovrebbe impedire agli Stati membri di tener conto, nei rispettivi regimi di sostegno nazionali, del costo di produzione più elevato dei biocarburanti e dei bioliquidi che offrono vantaggi che vanno al di là dei minimi previsti dal regime di sostenibilità.
ê 2009/28/CE Considerando 96 (adattato)
ð nuovo
(101)Poiché gli obiettivi generali della presente direttiva, ciò è a dire il raggiungimento ð di almeno il 27% ï del 20% della quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia della Comunità Ö dell’Unione Õ e del 10% della quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo di energia per autotrazione in ogni Stato membro entro il 2020 ð 2030 ï , non possono essere realizzati in misura sufficiente dagli Stati membri e possono dunque, a causa delle dimensioni dell’intervento, essere realizzati meglio a livello comunitario Ö dell’Unione Õ , la Comunità Ö l’Unione Õ può intervenire in base al principio di sussidiarietà sancito dall’articolo 5 del trattato Ö sull’Unione europea Õ . La presente direttiva si limita a quanto è necessario per conseguire tali obiettivi in ottemperanza al principio di proporzionalità enunciato nello stesso articolo.
ê 2009/28/CE Considerando 97
Conformemente al punto 34 dell’accordo interistituzionale «Legiferare meglio» 39 , gli Stati membri sono incoraggiati a redigere e a rendere pubblici, nell’interesse proprio e della Comunità, prospetti indicanti, per quanto possibile, la concordanza tra la presente direttiva e i provvedimenti di recepimento,
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(102)L’obbligo di recepire la presente direttiva nel diritto interno dovrebbe essere limitato alle disposizioni che rappresentano modificazioni sostanziali della direttiva precedente. L'obbligo di recepire le disposizioni che restano immutate discende dalla direttiva precedente.
(103)Conformemente alla dichiarazione politica comune del 28 settembre 2011 degli Stati membri e della Commissione sui documenti esplicativi ð 40 ï , gli Stati membri si sono impegnati ad accompagnare, in casi giustificati, la notifica delle loro misure di recepimento con uno o più documenti che chiariscano il rapporto tra gli elementi costitutivi di una direttiva e le parti corrispondenti degli strumenti nazionali di recepimento.
(104)Occorre che la presente direttiva faccia salvi gli obblighi degli Stati membri relativi alla data ultima per l'attuazione nel diritto interno delle direttive indicati nell'allegato XI, parte B,
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
HANNO ADOTTATO LA PRESENTE DIRETTIVA:
Articolo 1
Oggetto e ambito di applicazione
La presente direttiva stabilisce un quadro comune per la promozione dell’energia da fonti rinnovabili. Fissa Ö un Õ obiettivoi nazionali obbligatori Ö vincolante Õ ð dell’Unione ï per la quota complessiva di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia ð nel 2030 ï e per la quota di energia da fonti rinnovabili nei trasporti. Detta Ö anche Õ norme relative ai trasferimenti statistici tra gli Stati membri, ai progetti comuni ð al sostegno finanziario alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, all’autoconsumo di energia elettrica da fonti rinnovabili e all’uso di energia da fonti rinnovabili nei settori del riscaldamento e raffreddamento e dei trasporti, alla cooperazione regionale ï tra gli Stati membri e con i paesi terzi, alle garanzie di origine, alle procedure amministrative, Ö e Õ all’informazione e alla formazione nonché all’accesso alla rete elettrica per l’energia da fonti rinnovabili. Fissa criteri di sostenibilità ð e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï per i biocarburanti, e i bioliquidi ð e i combustibili da biomassa ï .
ê 2009/28/CE Articolo 2 (adattato)
ð nuovo
Articolo 2
Definizioni
Ai fini della presente direttiva si applicano le definizioni della direttiva 2003/54/CE 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio 41 .
Si applicano inoltre le seguenti definizioni:
a) «energia da fonti rinnovabili»: energia proveniente da fonti rinnovabili non fossili, vale a dire energia eolica, solare ð (solare termico e fotovoltaico) ï , aerotermica, geotermica, idrotermica ð calore ambiente ed energia mareomotrice, del moto ondoso e altre forme di energia marina ï e oceanica, idraulica, da biomassa, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas;
ò nuovo
b) «calore ambiente»: energia termica ad un livello di temperatura utile accumulata nell’aria ambiente, nel sottosuolo o nelle acque superficiali ed estratta o catturata per mezzo di pompe di calore che hanno bisogno di energia elettrica o altra energia ausiliaria per funzionare. I valori da indicare sono stabiliti sulla base della stessa metodologia utilizzata per la comunicazione dell’energia termica estratta o catturata da pompe di calore;
ê 2009/28/CE Articolo 2 (adattato)
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b) «energia aerotermica»: l’energia accumulata nell’aria ambiente sotto forma di calore;
c) «energia geotermica»: energia immagazzinata sotto forma di calore sotto la crosta terrestre;
d) «energia idrotermica»: l’energia immagazzinata nelle acque superficiali sotto forma di calore;
ce) «biomassa»: la frazione biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui di origine biologica provenienti dall’agricoltura, (comprendente sostanze vegetali e animali), dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, comprese la pesca e l’acquacoltura, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti, ð compresi i rifiuti ï industriali e urbani ð di origine biologica ï ;
df) «consumo finale lordo di energia»: i prodotti energetici forniti a scopi energetici all’industria, ai trasporti, alle famiglie, ai servizi, compresi i servizi pubblici, all’agricoltura, alla silvicoltura e alla pesca, ivi compreso il consumo di energia elettricaelettricità e di calore del settore elettrico per la produzione di energia elettricaelettricità e di calore, incluse le perdite di energia elettricaelettricità e di calore con la distribuzione e la trasmissione;
eg) «teleriscaldamento» o «teleraffrescamento»: la distribuzione di energia termica in forma di vapore, acqua calda o liquidi refrigerati, da una fonte centrale di produzione verso una pluralità di edifici o siti tramite una rete, per il riscaldamento o il raffrescamentoraffreddamento di spazi o di processi di lavorazione;
fh) «bioliquidi»: combustibili liquidi per scopi energetici diversi dal trasporto, compresi l’energia elettricaelettricità, il riscaldamento ed il raffrescamentoraffreddamento, prodotti a partire dalla biomassa;
gi) «biocarburanti»: carburanti liquidi o gassosi per i trasporti ricavati dalla biomassa;
hj) «garanzia di origine»: documento elettronico che serve esclusivamente a provare ad un cliente finale che una determinata quota o un determinato quantitativo di energia sono stati prodotti da fonti rinnovabili come previsto all’articolo 3, paragrafo 6, della direttiva 2003/54/CE;
ik) «regime di sostegno»: strumento, regime o meccanismo applicato da uno Stato membro o gruppo di Stati membri, inteso a promuovere l’uso delle energie da fonti rinnovabili riducendone i costi, aumentando i prezzi a cui possono essere vendute o aumentando, per mezzo di obblighi in materia di energie rinnovabili o altri mezzi, il volume acquistato di dette energie. Ciò comprende, ma non in via esclusiva, le sovvenzioni agli investimenti, le esenzioni o gli sgravi fiscali, le restituzioni d’imposta, i regimi di sostegno all’obbligo in materia di energie rinnovabili, compresi quelli che usano certificati verdi, e i regimi di sostegno diretto dei prezzi, ivi comprese le tariffe di riacquisto e le sovvenzioni;
jl) «obbligo in materia di energie rinnovabili»: regime di sostegno nazionale che obbliga i produttori di energia a includere una determinata quota di energia da fonti rinnovabili nella loro produzione, che obbliga i fornitori di energia a includere una determinata quota di energia da fonti rinnovabili nella loro offerta o che obbliga i consumatori di energia a includere una determinata quota di energia da fonti rinnovabili nei loro consumi. Ciò comprende i regimi nei quali tali obblighi possono essere soddisfatti mediante l’uso di certificati verdi;
km) «valore reale»: la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per alcune o per tutte le fasi di uno specifico processo di produzione di biocarburanti calcolata secondo la metodologia definita nell’allegato V, parte C;
ln) «valore tipico»: una stima della riduzione rappresentativa delle emissioni di gas a effetto serra Ö e della riduzione delle emissioni Õ per una particolare filiera di produzione del biocarburante ð del bioliquido o del combustibile da biomassa ï Ö , rappresentativa del consumo dell’Unione Õ ;
mo) «valore standard»: un valore stabilito a partire da un valore tipico applicando fattori predeterminati e che, in circostanze definite dalla presente direttiva, può essere utilizzato al posto di un valore reale;
np) «rifiuti»: si utilizza la definizione di cui all'articolo 3, paragrafo 1, della direttiva 2008/98/CE del Parlamento europeo e del Consiglio 42 ; le sostanze che sono state deliberatamente modificate o contaminate per soddisfare tale definizione non sono comprese nella presente definizione;
oq) «colture amidacee»: colture comprendenti principalmente cereali (indipendentemente dal fatto che siano utilizzati solo i grani ovvero sia utilizzata l'intera pianta, come nel caso del mais verde), tuberi e radici (come patate, topinambur, patate dolci, manioca e ignami) e colture di bulbo-tuberi (quali la colocasia e la xantosoma);
pr) «materie ligno-cellulosiche»: materie composte da lignina, cellulosa ed emicellulosa quali la biomassa proveniente da foreste, le colture energetiche legnose e i residui e rifiuti della filiera forestale;
qs) «materie cellulosiche di origine non alimentare»: materie prime composte principalmente da cellulosa ed emicellulosa e aventi un tenore di lignina inferiore a quello delle materie ligno-cellulosiche. Comprendono residui di colture alimentari e foraggere (quali paglia, steli di granturco, pule e gusci), colture energetiche erbacee a basso tenore di amido (quali loglio, panico verga, miscanthus, canna comune e colture di copertura precedenti le colture principali e ad esse successive), residui industriali (anche residui di colture alimentari e foraggere dopo che sono stati estratti gli olii vegetali, gli zuccheri, gli amidi e le proteine) e materie derivate dai rifiuti organici;
rt) «residuo della lavorazione»: sostanza diversa dal prodotto o dai prodotti finali cui mira direttamente il processo di produzione; non costituisce l'obiettivo primario del processo di produzione, il quale non è stato deliberatamente modificato per ottenerlo;
su) «carburanti per autotrazione rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica»: i carburanti liquidi o gassosi diversi dai biocarburanti il cui contenuto energetico proviene da fonti energetiche rinnovabili diverse dalla biomassa e che sono utilizzati nei trasporti;
tv) «residui dell'agricoltura, dell'acquacoltura, della pesca e della silvicoltura»: residui generati direttamente dall'agricoltura, dall'acquacoltura, dalla pesca e dalla silvicoltura; non comprendono i residui delle industrie connesse o della lavorazione;
uw) «biocarburanti e bioliquidi a basso rischio di cambiamento indiretto di destinazione dei terreni»: biocarburanti e bioliquidi le cui materie prime sono state prodotte nell'ambito di sistemi che riducono la delocalizzazione della produzione a scopi diversi dalla fabbricazione di biocarburanti e bioliquidi e che sono stati prodotti conformemente ai criteri di sostenibilità per i biocarburanti e i bioliquidi stabiliti nell'articolo 26;17.
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x) «gestore del sistema di distribuzione»: gestore ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 6, della direttiva 2009/72/CE;
y) «calore o freddo di scarto»: il calore o il freddo ottenuto come sottoprodotto nei processi industriali o negli impianti di produzione di energia e che si disperderebbe nell’aria o nell’acqua rimanendo inutilizzato e senza accesso a un sistema di teleriscaldamento o teleraffrescamento;
z) «ripotenziamento (repowering)»: il rinnovamento delle centrali elettriche che producono energia rinnovabile, compresa la sostituzione integrale o parziale di impianti o apparecchiature e sistemi operativi, al fine di sostituire la capacità o aumentare l’efficienza;
aa) «autoconsumatore di energia rinnovabile»: un cliente attivo ai sensi della direttiva [direttiva MDI] che consuma e può immagazzinare e vendere energia elettrica rinnovabile generata nei suoi locali; rientra nella definizione un condominio, un sito commerciale o di servizi condivisi o un sistema di distribuzione chiuso, purché, per gli autoconsumatori di energia rinnovabile diversi dai nuclei familiari, tali attività non costituiscano l’attività commerciale o professionale principale;
bb) «autoconsumo di energia rinnovabile»: la generazione e il consumo, nonché, eventualmente, l’immagazzinamento, di energia elettrica da fonti rinnovabili da parte degli autoconsumatori di energia rinnovabile;
cc) «accordo per l’acquisto di energia elettrica»: un contratto con il quale una persona giuridica si impegna ad acquistare energia elettrica da fonti rinnovabili direttamente da un produttore di energia;
dd) «colture alimentari e foraggere»: colture amidacee, zuccherine e oleaginose prodotte su terreni agricoli come coltura principale, esclusi residui, rifiuti o materie ligno-cellulosiche;
ee) «biocarburanti avanzati»: i biocarburanti prodotti a partire dalle materie prime elencate nell’allegato IX, parte A;
ff) «combustibili fossili ricavati da rifiuti»: combustibili liquidi e gassosi prodotti dai flussi di rifiuti di origine non rinnovabile, compresi i gas derivanti dal trattamento dei rifiuti e i gas di scarico;
gg) «fornitore di combustibile»: il soggetto responsabile del passaggio di combustile o energia attraverso un punto di riscossione delle accise o, se queste ultime non sono dovute, qualsiasi altro soggetto pertinente designato da uno Stato membro;
hh) «biomassa agricola»: la biomassa risultante dall’agricoltura;
ii) «biomassa forestale»: la biomassa risultante dalla silvicoltura;
jj) «permesso di raccolta»: un documento ufficiale attestante il diritto di raccogliere la biomassa forestale;
kk) «PMI»: le microimprese, le piccole imprese o le medie imprese ai sensi della raccomandazione 2003/361/CE della Commissione 43 ;
ll) «rigenerazione forestale»: la ricostituzione con mezzi naturali o artificiali di un’area boschiva a seguito della rimozione della precedente popolazione forestale per abbattimento o per cause naturali, compresi gli incendi e le tempeste;
mm) «azienda forestale»: una o più parcelle forestali e altri terreni boschivi che rappresentano un’unica unità dal punto di vista della gestione o dell’utilizzo;
nn) «rifiuti organici»: rifiuti biodegradabili di giardini e parchi, rifiuti alimentari e di cucina prodotti da nuclei familiari, ristoranti, servizi di ristorazione e punti vendita al dettaglio e rifiuti analoghi derivanti dall'industria di trasformazione alimentare;
oo) «mix energetico residuale»: il totale annuo del mix energetico di uno Stato membro, esclusa la quota rappresentata dalle garanzie di origine annullate;
pp) «combustibili da biomassa»: combustibili solidi e gassosi prodotti a partire dalle biomasse;
qq) «biogas»: gas prodotto a partire dalle biomasse;
rr) «procedura di gara aperta»: una procedura di aggiudicazione per l’installazione di impianti per la produzione di energia rinnovabile, organizzata da uno Stato membro e aperta alle offerte di progetti ubicati in uno o più altri Stati membri;
ss) «procedura di gara congiunta»: una procedura di aggiudicazione per l’installazione di impianti per la produzione di energia rinnovabile, elaborata e organizzata congiuntamente da due o più Stati membri e aperta a progetti ubicati in tutti gli Stati membri coinvolti;
tt) «sistema di certificazione aperto»: un sistema di certificati realizzato da uno Stato membro, aperto agli impianti ubicati in uno o più altri Stati membri;
uu) «strumenti finanziari»: gli strumenti finanziari ai sensi del regolamento (UE, Euratom) n. 966/2012 del Parlamento europeo e del Consiglio 44 .
ê 2009/28/CE
Articolo 3
Obiettivi e misure nazionali generali obbligatori per l’uso dell’energia da fonti rinnovabili
1. Ogni Stato membro assicura che la propria quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia nel 2020, calcolata conformemente agli articoli da 5 a 11, sia almeno pari al proprio obiettivo nazionale generale per la quota di energia da fonti rinnovabili per quell’anno, indicato nella terza colonna della tabella all’allegato I, parte A. Tali obiettivi nazionali generali obbligatori sono coerenti con l’obiettivo di una quota pari almeno al 20% di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia della Comunità nel 2020. Al fine di conseguire più facilmente gli obiettivi fissati nel presente articolo, ogni Stato membro promuove e incoraggia l’efficienza ed il risparmio energetici.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 2, lettera a)
Ai fini del rispetto degli obiettivi di cui al primo comma del presente paragrafo, il massimo contributo comune dei biocarburanti e dei bioliquidi prodotti a partire dai cereali e da altre colture amidacee, zuccherine e oleaginose e da colture coltivate su superfici agricole come colture principali soprattutto a fini energetici non supera la quantità di energia che corrisponde al contributo massimo fissato al paragrafo 4, lettera d).
ê 2009/28/CE
2. Gli Stati membri adottano misure efficacemente predisposte per assicurare che la propria quota di energia da fonti rinnovabili sia uguale o superiore alla quota indicata nella traiettoria indicativa di cui all’allegato I, parte B.
3. Per il conseguimento degli obiettivi di cui ai paragrafi 1 e 2 del presente articolo, gli Stati membri possono, tra l’altro, applicare le seguenti misure:
a) regimi di sostegno;
b) misure di cooperazione tra vari Stati membri e con paesi terzi per il raggiungimento dei rispettivi obiettivi nazionali generali in conformità degli articoli da 5 a 11.
Fatti salvi gli articoli 87 e 88 del trattato, gli Stati membri hanno il diritto di decidere, conformemente agli articoli da 5 a 11 della presente direttiva, in che misura sostenere l’energia da fonti rinnovabili prodotta in un altro Stato membro.
4. Ogni Stato membro assicura che la propria quota di energia da fonti rinnovabili in tutte le forme di trasporto nel 2020 sia almeno pari al 10% del consumo finale di energia nel settore dei trasporti nello Stato membro
Ai fini del presente paragrafo si applicano le seguenti disposizioni:
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 2, lettera b)
a) per il calcolo del denominatore, ossia della quantità totale di energia consumata nel trasporto ai fini del primo comma, sono presi in considerazione solo la benzina, il diesel, i biocarburanti consumati nel trasporto su strada e su rotaia e l'elettricità, compresa l'elettricità utilizzata per la produzione di carburanti per autotrazione rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica;
ê 2009/28/CE
è1 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 2, lettera b)
b) per il calcolo del numeratore, ossia della quantità di energia da fonti rinnovabili consumata nel trasporto ai fini del primo comma, sono presi in considerazione tutti i tipi di energia da fonti rinnovabili consumati in tutte le forme di trasporto. è1 La presente lettera si applica fatti salvi il presente paragrafo, lettera d), e l'articolo 17, paragrafo 1, lettera a); ç
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 2, lettera b)
c) per il calcolo del contributo di elettricità prodotta da fonti rinnovabili e consumata in tutti i tipi di veicoli elettrici e per la produzione di carburanti per autotrazione rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica ai fini di cui alle lettere a) e b), gli Stati membri possono scegliere di utilizzare la quota media di elettricità da fonti rinnovabili per l'Unione o la quota di elettricità da fonti rinnovabili per il proprio paese, misurata due anni prima dell'anno in questione. Inoltre, per il calcolo dell'elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili consumata dal trasporto ferroviario elettrificato, tale consumo è considerato pari a 2,5 volte il contenuto energetico dell'apporto di elettricità proveniente da fonti energetiche rinnovabili. Per il calcolo dell'elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili consumata dai veicoli stradali elettrici di cui alla lettera b), tale consumo è considerato pari a 5 volte il contenuto energetico dell'apporto di elettricità proveniente da fonti energetiche rinnovabili;
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 2, lettera b)
d) per il calcolo dei biocarburanti nel numeratore, la quota di energia da biocarburanti prodotti a partire dai cereali e da altre colture amidacee, zuccherine e oleaginose e da colture coltivate su superfici agricole come colture principali soprattutto a fini energetici non è superiore al 7% del consumo finale di energia nei trasporti nel 2020.
I biocarburanti prodotti a partire dalle materie prime elencate nell'allegato IX non sono conteggiati ai fini del limite fissato al primo comma della presenta lettera.
Gli Stati membri possono stabilire che la quota di energia da biocarburanti prodotti a partire da colture coltivate su superfici agricole come colture principali soprattutto a fini energetici diverse dai cereali e da altre colture amidacee, zuccherine e oleaginose non è computata ai fini del limite fissato al primo comma della presente lettera, a condizione che:
i) la verifica della conformità ai criteri di sostenibilità di cui all'articolo 17, paragrafi da 2 a 5, sia stata effettuata in conformità dell'articolo 18; e
ii) tali colture siano coltivate su terreni che rientrano nell'allegato V, parte C, punto 8, e il corrispondente premio «e B » di cui all'allegato V, parte C, punto 7, sia stato incluso nel calcolo delle emissioni di gas a effetto serra al fine di dimostrare la conformità all'articolo 17, paragrafo 2;
e) ciascuno Stato membro si adopera per conseguire l'obiettivo di un livello minimo di consumo nel proprio territorio di biocarburanti prodotti a partire dalle materie prime e di altri carburanti, elencati nella parte A dell'allegato IX. A tal fine, entro il 6 aprile 2017, gli Stati membri fissano un obiettivo nazionale che si sforzano di raggiungere. Un valore di riferimento per quest'obiettivo è 0,5 punti percentuali in contenuto energetico della quota di energia da fonti rinnovabili in tutte le forme di trasporto nel 2020 di cui al primo comma, da raggiungere con biocarburanti a partire dalle materie prime e con altri carburanti, elencati nella parte A dell'allegato IX. Inoltre i biocarburanti ottenuti a partire da materie prime elencate nell'allegato IX, che le autorità nazionali competenti hanno determinato come rifiuti, residui, materie cellulosiche di origine non alimentare o materie ligno-cellulosiche e che sono usati in impianti esistenti prima dell'adozione della direttiva (UE) 2015/1513 del Parlamento europeo e del Consiglio 45 ( 1 ), possono essere computati ai fini dell'obiettivo nazionale.
Gli Stati membri possono fissare un obiettivo nazionale inferiore al valore di riferimento di 0,5 punti percentuali sulla base di uno o più dei motivi seguenti:
i) fattori oggettivi, ad esempio un potenziale limitato di produzione sostenibile dei biocarburanti ottenuti dalle materie prime e di altri carburanti figuranti nella parte A dell'allegato IX, ovvero una disponibilità limitata sul mercato di tali biocarburanti a prezzi economicamente vantaggiosi;
ii) caratteristiche tecniche o climatiche specifiche del mercato nazionale dei carburanti per trasporti, ad esempio composizione e condizioni del parco autoveicoli; o
iii) politiche nazionali che assegnano risorse finanziarie commisurate per incentivare l'efficienza energetica e l'uso dell'elettricità da fonti energetiche rinnovabili nei trasporti.
Al momento della fissazione dei loro obiettivi nazionali, gli Stati membri forniscono le informazioni disponibili sulla quantità di biocarburanti consumati a partire dalle materie prime e altri carburanti elencati nella parte A dell'allegato IX.
Nella determinazione delle politiche volte a promuovere la produzione di carburanti a partire dalle materie prime elencate nell'allegato IX, gli Stati membri tengono in debita considerazione la gerarchia dei rifiuti quale stabilita all'articolo 4 della direttiva 2008/98/CE, comprese le disposizioni relative all'impostazione in termini di ciclo di vita in relazione agli impatti complessivi della produzione e della gestione dei vari flussi di rifiuti.
La Commissione pubblica conformemente all'articolo 24 della presente direttiva:
–gli obiettivi nazionali degli Stati membri,
–ove disponibili, i piani degli Stati membri per il conseguimento degli obiettivi nazionali,
–se del caso, i motivi della differenziazione degli obiettivi nazionali degli Stati membri rispetto al valore di riferimento comunicati in conformità dell'articolo 4, paragrafo 2, della direttiva (UE) 2015/1513, e
–una relazione di sintesi sui risultati conseguiti dagli Stati membri verso i rispettivi obiettivi nazionali;
f) i biocarburanti prodotti a partire dalle materie prime elencate nell'allegato IX sono considerati pari a due volte il loro contenuto energetico ai fini del rispetto dell'obiettivo fissato al primo comma.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 2, lettera c)
Entro il 31 dicembre 2017 la Commissione presenta, se del caso, una proposta che consenta, a determinate condizioni, di prendere in considerazione l'intera quantità di elettricità proveniente da fonti rinnovabili usata per alimentare tutti i tipi di veicoli elettrici per la produzione di carburanti per autotrazione rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica.
ê 2009/28/CE
Entro il 31 dicembre 2011 la Commissione presenta altresì, se del caso, una proposta relativa ad un metodo di calcolo del contributo dell’idrogeno proveniente da fonti rinnovabili nel mix complessivo di combustibili.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 2, lettera d)
5. Onde ridurre il rischio che singole spedizioni siano notificate più di una volta nell'Unione, gli Stati membri e la Commissione si impegnano a rafforzare la cooperazione tra i sistemi nazionali e tra questi ultimi e i sistemi volontari istituiti a norma dell'articolo 18, incluso se del caso lo scambio di dati. Onde evitare che le materie siano intenzionalmente modificate o eliminate per farle rientrare nell'allegato IX, gli Stati membri promuovono lo sviluppo e l'utilizzazione di sistemi per rintracciare e seguire le materie prime e i biocarburanti da esse derivati lungo l'intera filiera di valore. Gli Stati membri assicurano l'adozione di misure appropriate qualora si individuino frodi. Entro il 31 dicembre 2017, e in seguito ogni due anni, gli Stati membri riferiscono in merito alle misure da essi adottate se non hanno fornito informazioni equivalenti sull'affidabilità e la protezione contro la frode nelle loro relazioni sui progressi realizzati nella promozione e nell'uso dell'energia da fonti rinnovabili elaborate ai sensi dell'articolo 22, paragrafo 1, lettera d).
Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati conformemente all'articolo 25 bis per modificare l'elenco delle materie prime figurante nella parte A dell'allegato IX al fine di aggiungere materie prime ma non di cancellarne. La Commissione adotta un atto delegato distinto per ciascuna materia prima da aggiungere all'elenco figurante nella parte A dell'allegato IX. Ciascun atto delegato si basa su un'analisi dei più recenti progressi scientifici e tecnici, che tiene debitamente conto dei principi relativi alla gerarchia dei rifiuti di cui alla direttiva 2008/98/CE e sostiene la conclusione che la materia prima in questione non genera un'ulteriore domanda di terreni né significativi effetti di distorsione sui mercati dei (sotto)prodotti, rifiuti o residui, consente una riduzione sostanziale delle emissioni di gas a effetto serra rispetto ai combustibili fossili e non rischia di creare impatti negativi sull'ambiente e la biodiversità.
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Articolo 3
Obiettivo vincolante complessivo dell’Unione per il 2030
1. Gli Stati membri provvedono, collettivamente, a far sì che la quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia dell’Unione nel 2030 sia almeno pari al 27%.
2. I rispettivi contributi degli Stati membri al presente obiettivo complessivo per il 2030 sono stabiliti e notificati alla Commissione come parte dei loro piani nazionali integrati per l'energia e il clima in conformità degli articoli da 3 a 5 e da 9 a 11 del regolamento [sulla governance].
3. A partire dal 1º gennaio 2021, la quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia di ciascuno Stato membro non è inferiore a quella indicata nella terza colonna della tabella riportata nell’allegato I, parte A. Gli Stati membri adottano le misure necessarie per garantire il rispetto di tale scenario di riferimento.
4. La Commissione sostiene gli obiettivi ambiziosi degli Stati membri introducendo un quadro favorevole che comprende un maggior utilizzo dei fondi dell’Unione, in particolare gli strumenti finanziari, soprattutto al fine di ridurre il costo del capitale per progetti di energia rinnovabile.
5. Qualora la Commissione constati, nel corso della valutazione dei piani nazionali integrati in conformità dell’articolo 25 del regolamento [sulla governance], che la traiettoria indicata per l’Unione non è complessivamente soddisfatta o che lo scenario di riferimento di cui al paragrafo 3 non è realizzato, si applica l’articolo 27, paragrafo 4, del citato regolamento.
Articolo 4
Sostegno finanziario per l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili
1. Fatte salve le norme sugli aiuti di Stato, gli Stati membri possono applicare regimi di sostegno al fine di conseguire l’obiettivo dell’Unione di cui all’articolo 3, paragrafo 1. I regimi di sostegno per l’energia elettrica da fonti rinnovabili sono concepiti in modo da evitare inutili distorsioni dei mercati dell’energia elettrica e di garantire che i produttori tengano conto della domanda e dell’offerta di energia, nonché di eventuali vincoli di rete.
2. Il sostegno della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili va concepito in modo da integrare l’energia elettrica da fonti rinnovabili nel mercato dell’energia elettrica e garantire che i produttori di energia rinnovabile reagiscano ai segnali dei prezzi di mercato e massimizzino le loro entrate sul mercato.
3. Gli Stati membri assicurano che il sostegno all’energia elettrica da fonti rinnovabili sia concesso in esito a una procedura di gara aperta, trasparente, competitiva, non discriminatoria ed efficace sotto il profilo dei costi.
4. Gli Stati membri valutano l’efficacia del loro sostegno all’energia elettrica da fonti rinnovabili almeno ogni quattro anni. Le decisioni relative alla prosecuzione o alla proroga del sostegno e all’elaborazione di nuovi aiuti sono basate sui risultati delle valutazioni.
Articolo 5
Apertura dei regimi di sostegno per l’energia elettrica da fonti rinnovabili
1. Gli Stati membri aprono il sostegno per l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili ai produttori con sede in un altro Stato membro alle condizioni stabilite nel presente articolo.
2. Gli Stati membri assicurano che il sostegno di almeno il 10% della capacità che beneficia di nuovo sostegno in ciascun anno tra il 2021 e il 2025 e almeno il 15% della capacità che beneficia di nuovo sostegno in ciascun anno tra il 2026 e il 2030 sia aperto agli impianti ubicati in altri Stati membri.
3. I regimi di sostegno possono essere aperti alla partecipazione transfrontaliera mediante, tra l’altro, procedure di gara aperte, congiunte, sistemi di certificazione aperti o regimi di sostegno congiunti. L’assegnazione - nei confronti dei rispettivi contributi degli Stati membri - dell’energia elettrica da fonti rinnovabili che beneficiano di un sostegno in base a una procedura di gara aperta, congiunta o di sistemi di certificazione aperti forma l’oggetto di un accordo di cooperazione transfrontaliera che stabilisce le norme per l’erogazione del finanziamento, sulla base del principio che l’energia va contabilizzata a favore dello Stato membro che ha finanziato l’impianto.
4. La Commissione valuterà entro il 2025 i benefici delle disposizioni di cui al presente articolo sulla diffusione nell’Unione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili in modo efficace in termini di costi. A seguito di questa valutazione, la Commissione potrà proporre di aumentare le percentuali di cui al paragrafo 2.
Articolo 6
Stabilità del sostegno finanziario
Fatti salvi gli adattamenti necessari per conformarsi alle norme in materia di aiuti di Stato, gli Stati membri provvedono affinché il livello e le condizioni del sostegno concesso ai progetti di energia rinnovabile non subiscano revisioni tali da incidere negativamente sui diritti che ne discendono e sull’economia dei progetti sostenuti.
ê 2009/28/CE
Articolo 4
Piani di azione nazionali per le energie rinnovabili
1. Ogni Stato membro adotta un piano di azione nazionale per le energie rinnovabili. I piani di azione nazionali per le energie rinnovabili fissano gli obiettivi nazionali degli Stati membri per la quota di energia da fonti rinnovabili consumata nel settore dei trasporti, dell’elettricità e del riscaldamento e raffreddamento nel 2020, tenendo conto degli effetti di altre misure politiche relative all’efficienza energetica sul consumo finale di energia, e le misure appropriate da adottare per raggiungere detti obiettivi nazionali generali, ivi compresi la cooperazione tra autorità locali, regionali e nazionali, i trasferimenti statistici o i progetti comuni pianificati, le politiche nazionali per lo sviluppo delle risorse della biomassa esistenti e per lo sfruttamento di nuove risorse della biomassa per usi diversi, nonché le misure da adottare per ottemperare alla prescrizioni di cui agli articoli da 13 a 19.
La Commissione adotta entro il 30 giugno 2009 un modello per i piani di azione nazionali per le energie rinnovabili. Tale modello comprende i requisiti minimi di cui all’allegato VI. Gli Stati membri si conformano a questo modello nella presentazione dei piani di azione nazionali per le energie rinnovabili.
2. Gli Stati membri notificano alla Commissione i loro piani di azione nazionali per le energie rinnovabili entro il 30 giugno 2010.
3. Ogni Stato membro pubblica e notifica alla Commissione, sei mesi prima della data in cui il proprio piano di azione nazionale per le energie rinnovabili dev’essere presentato, un documento previsionale contenente:
a) una stima della produzione eccedentaria di energia da fonti rinnovabili rispetto alla traiettoria indicativa che potrebbe essere oggetto di un trasferimento verso altri Stati membri in ottemperanza degli articoli da 6 a 11, nonché la stima del suo potenziale per progetti comuni fino al 2020; e
b) una stima della domanda di energia da fonti rinnovabili da soddisfare con mezzi diversi dalla produzione nazionale, fino al 2020.
Tali informazioni possono includere elementi relativi ai costi e ai benefici nonché ai finanziamenti. Le previsioni sono aggiornate nelle relazioni degli Stati membri, come previsto all’articolo 22, paragrafo 1, lettere l) e m).
4. Lo Stato membro la cui quota di energia da fonti rinnovabili sia scesa al di sotto della traiettoria indicativa nel biennio immediatamente precedente di cui all’allegato I, parte B, presenta un piano di azione per le energie rinnovabili modificato alla Commissione entro il 30 giugno dell’anno successivo, prevedendo misure adeguate e proporzionate per rientrare entro un periodo di tempo ragionevole nella traiettoria indicativa di cui all’allegato I, parte B.
Se lo Stato membro ha mancato la sua traiettoria indicativa per un margine limitato, e tenendo conto delle attuali e future misure adottate dallo Stato membro stesso, la Commissione può adottare la decisione di esentare lo Stato membro dall’obbligo di presentare un piano d’azione per le energie rinnovabili modificato.
5. La Commissione valuta i piani di azione nazionali per le energie rinnovabili, in particolare l’adeguatezza delle misure previste dallo Stato membro conformemente all’articolo 3, paragrafo 2. In risposta a un piano d’azione nazionale per le energie rinnovabili o a un piano d’azione nazionale per le energie rinnovabili modificato, la Commissione può emettere una raccomandazione.
6. La Commissione trasmette al Parlamento europeo i piani d’azione nazionali per le energie rinnovabili e i documenti di previsione nella forma in cui sono stati resi noti sulla piattaforma di trasparenza di cui all’articolo 24, paragrafo 2, così come qualunque raccomandazione di cui al paragrafo 5 del presente articolo.
ê 2009/28/CE
ð nuovo
Articolo 57
Calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili
1. Il consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili in ogni Stato membro è calcolato come la somma:
a) del consumo finale lordo di energia elettricaelettricità da fonti energetiche rinnovabili;
b) del consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili per il riscaldamento e il raffrescddamento; e
c) del consumo finale di energia da fonti energetiche rinnovabili nei trasporti.
Per il calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo, il gas, l’energia elettricaelettricità e l’idrogeno prodotti da fonti energetiche rinnovabili sono presi in considerazione una sola volta ai fini delle lettere a), b) o c), del primo comma.
Fatto salvo il secondo comma dell’articolo 2617, paragrafo 1, i biocarburanti, e i bioliquidi ð e i combustibili da biomassa ï che non soddisfano i criteri di sostenibilità ð e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï definiti all’articolo 2617, paragrafi da 2 a 76, non sono presi in considerazione.
ò nuovo
Ai fini del calcolo del consumo finale lordo di energia da fonti energetiche rinnovabili di uno Stato membro, il contributo dei biocarburanti e dei bioliquidi, nonché dei combustibili da biomassa consumati nel settore dei trasporti, se prodotti a partire da colture alimentari o foraggere, non è superiore al 7% del consumo finale di energia nei trasporti stradali e ferroviari in tale Stato membro. Tale limite è ridotto al 3,8% nel 2030 conformemente alla traiettoria di cui all’allegato X, parte A. Gli Stati membri possono fissare un limite inferiore e possono distinguere tra diversi tipi di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa ottenuti da colture alimentari o foraggere, ad esempio fissando un limite inferiore per il contributo dei biocarburanti ottenuti da colture oleaginose per alimenti o mangimi, tenendo conto del cambiamento indiretto della destinazione dei terreni.
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
2. Quando uno Stato membro ritiene di trovarsi, per causa di forza maggiore, nell’impossibilità di raggiungere la quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia nel 2020 indicata nella terza colonna della tabella dell’allegato I, ne informa appena possibile la Commissione. La Commissione adotta una decisione con la quale stabilisce se sia stata dimostrata la sussistenza della forza maggiore. La Commissione, se adotta una decisione con la quale stabilisce che è stata dimostrata la sussistenza della forza maggiore, decide le modalità di adeguamento del consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili dello Stato membro per l’anno 2020.
32. Ai fini del paragrafo 1, lettera a), il consumo finale lordo di energia elettricaelettricità da fonti energetiche rinnovabili è calcolato come quantità di energia elettricaelettricità prodotta in uno Stato membro da fonti energetiche rinnovabili, ð compresa l’energia elettrica prodotta da autoconsumatori e da comunità produttrici/consumatrici di energia rinnovabile e ï escludendo la produzione di energia elettricaelettricità in centrali di pompaggio con il ricorso all’acqua precedentemente pompata a monte.
Negli impianti multicombustibile che utilizzano fonti rinnovabili e convenzionali, si tiene conto unicamente della parte di energia elettricaelettricità prodotta da fonti rinnovabili. Ai fini del calcolo, il contributo di ogni fonte di energia è calcolato sulla base del suo contenuto energetico.
L’ energia elettricaelettricità da energia idraulica ed energia eolica è presa in considerazione conformemente alla formula di normalizzazione definita all’allegato II.
43. Ai fini del paragrafo 1, lettera b), del presente articolo, il consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili per il riscaldamento e il raffrescddamento è calcolato come quantità di teleriscaldamento e teleraffrescamento prodotti in uno Stato membro da fonti rinnovabili più il consumo di altre energie da fonti rinnovabili nell’industria, nelle famiglie, nei servizi, in agricoltura, in silvicoltura e nella pesca per il riscaldamento, il raffrescddamento e la lavorazione.
Negli impianti multicombustibile che utilizzano fonti rinnovabili e convenzionali, si tiene conto unicamente della parte di calore e di freddo prodotta a partire da fonti rinnovabili. Ai fini del calcolo, il contributo di ogni fonte di energia è calcolato sulla base del suo contenuto energetico.
Si tiene conto dell’energia da calore aerotermico, geotermico e idrotermale ð ambiente ï catturatoa da pompe di calore ai fini del paragrafo 1, lettera b), a condizione che il rendimento finale di energia ecceda in maniera significativa l’apporto energetico primario necessario per far funzionare le pompe di calore. La quantità di calore da considerare quale energia da fonti rinnovabili ai fini della presente direttiva è calcolatao secondo la metodologia di cui all’allegato VII.
Ai fini del paragrafo 1, lettera b), non si tiene conto dell’energia termica generata da sistemi energetici passivi, che consentono di diminuire il consumo di energia in modo passivo tramite la progettazione degli edifici o il calore generato da energia prodotta da fonti non rinnovabili.
ò nuovo
4. Ai fini dell'applicazione del paragrafo 1, lettera c, si applicano le seguenti disposizioni:
a) Il consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili nei trasporti è calcolato come la somma di tutti i biocarburanti, combustibili da biomassa e combustibili per autotrazione liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica utilizzati nel settore dei trasporti. Tuttavia, i carburanti per autotrazione liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica che sono prodotti da energia elettrica rinnovabile sono presi in considerazione ai fini del calcolo di cui al paragrafo 1, lettera a), solo al momento di contabilizzare la quantità di energia elettrica prodotta in uno Stato membro a partire da fonti energetiche rinnovabili.
b) Per il calcolo del consumo finale lordo di energia nel settore dei trasporti possono essere utilizzati i valori relativi al contenuto energetico dei carburanti per autotrazione di cui all’allegato III. Per determinare il contenuto energetico dei carburanti per autotrazione non inclusi nell’allegato III, gli Stati membri applicano le rispettive norme ESO per calcolare il potere calorifico dei carburanti. Se non sono state adottate norme ESO a tal fine, essi si avvalgono delle rispettive norme ISO.
5. Onde ridurre al minimo il rischio che singole spedizioni siano notificate più di una volta nell'Unione, gli Stati membri e la Commissione si impegnano a rafforzare la cooperazione tra i sistemi nazionali e tra questi ultimi e i sistemi volontari istituiti a norma dell'articolo 27, incluso se del caso lo scambio di dati.
Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati conformemente all'articolo 32 per modificare l'elenco delle materie prime figurante nell'allegato IX, parti A e B, al fine di aggiungere materie prime ma non di cancellarne. Ciascun atto delegato si basa su un'analisi dei più recenti progressi scientifici e tecnici, che tiene debitamente conto dei principi relativi alla gerarchia dei rifiuti di cui alla direttiva 2008/98/CE, nel rispetto dei criteri di sostenibilità dell’Unione, ad avallo della conclusione che la materia prima in questione non genera un'ulteriore domanda di terreni e promuove l’uso di rifiuti e residui, evita allo stesso tempo significativi effetti di distorsione sui mercati dei (sotto)prodotti, rifiuti o residui, consente una riduzione sostanziale delle emissioni di gas a effetto serra rispetto ai combustibili fossili e non crea rischi di impatti negativi sull'ambiente e sulla biodiversità.
Ogni 2 anni la Commissione effettua una valutazione dell’elenco delle materie prime riportato nelle parti A e B dell’allegato IX al fine di aggiungere materie prime, nel rispetto dei principi di cui al presente paragrafo. La prima valutazione è effettuata entro 6 mesi a decorrere dal [data di entrata in vigore della presente direttiva]. Se opportuno, la Commissione adotta atti delegati per modificare l'elenco delle materie prime riportato nelle parti A e B dell'allegato IX al fine di aggiungere materie prime ma non di cancellarne.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 3
56. Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati conformemente all'articolo 25 bis 32 riguardo all'adeguamento ai progressi scientifici e tecnici del contenuto energetico dei carburanti per autotrazione di cui all'allegato III.
ê 2009/28/CE
67. La quota di energia da fonti rinnovabili è calcolata dividendo il consumo finale lordo di energia da fonti energetiche rinnovabili per il consumo finale lordo di energia da tutte le fonti energetiche, espressa in percentuale.
Ai fini del primo comma, la somma di cui al paragrafo 1 è adeguata in conformità degli articoli 8, 10, 12 e 136, 8, 10 e 11.
Nel calcolo del consumo finale lordo di energia di uno Stato membro nell’ambito della valutazione del conseguimento degli obiettivi e della traiettoria indicativa stabiliti dalla presente direttiva, la quantità di energia consumata nel settore dell’aviazione è considerata, come quota del consumo finale lordo di energia di detto Stato membro, non superiore al 6,18%. Per Cipro e Malta la quantità di energia consumata per l’aviazione è considerata, come quota del consumo finale lordo di energia di tali Stati membri, non superiore al 4,12%.
78. La metodologia e le definizioni utilizzate per il calcolo della quota di energia prodotta da fonti rinnovabili sono quelle fissate dal regolamento (CE) n. 1099/2008 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 22 ottobre 2008, relativo alle statistiche dell’energia 46 .
Gli Stati membri garantiscono la coerenza tra le informazioni statistiche utilizzate per il calcolo di tali quote settoriali e totali e le informazioni statistiche trasmesse alla Commissione ai sensi del regolamento (CE) n. 1099/2008.
Articolo 68
Trasferimenti statistici tra Stati membri
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 4 (adattato)
ð nuovo
1. Gli Stati membri possono accordarsi convenire e concludere accordi per sulil trasferimento statistico da uno Stato membro all'altro di una determinata quantità di energia da fonti rinnovabili. La quantità trasferita è:
(a) dedotta dalla quantità di energia da fonti rinnovabili presa in considerazione nel misurarevalutare ð la quota di energia da fonti rinnovabili ï il rispetto da parte dello Stato membro che effettua il trasferimento ð ai fini della presente direttiva ï delle disposizioni dell'articolo 3, paragrafi 1, 2 e 4; e
(b) aggiunta alla quantità di energia da fonti rinnovabili presa in considerazione nel misurarevalutare ð la quota di energia da fonti rinnovabili ï il rispetto, da parte dello Stato membro che accetta il trasferimento ð ai fini della presente direttiva ï, delle disposizioni dell'articolo 3, paragrafi 1, 2 e 4.
2. Gli accordi di cui al presente articolo, paragrafo 1, relativamente all'articolo 3, paragrafi 1, 2 e 4, possono avere una durata di uno o più anni. Essi sono notificati alla Commissione entro tre ð dodici ï mesi dalla fine di ciascun anno in cui hanno efficacia. Tra le informazioni trasmesse alla Commissione figurano la quantità e il prezzo dell'energia in questione.
ê 2009/28/CE (adattato)
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3. Gli effetti dei trasferimenti cominciano a decorrere soltanto dopo che tutti gli Stati membri interessati dal trasferimento ne abbiano dato notifica alla Commissione.
Articolo 79
Progetti comuni tra Stati membri
1. Due o più Stati membri possono cooperare su tutti i tipi di progetti comuni per la produzione di energia elettricaelettricità, calore e freddo da fonti energetiche rinnovabili. Tale cooperazione può comprendere operatori privati.
2. Gli Stati membri notificano alla Commissione la quota o la quantità di energia elettricaelettricità, calore e freddo da fonti energetiche rinnovabili prodotte nell’ambito di progetti comuni realizzati sul loro territorio che sono stati messi in servizio dopo il 25 giugno 2009 o grazie all’incremento di capacità di un impianto ristrutturato dopo tale data, da computare ai fini dell’obiettivo ð della quota di energia da fonti rinnovabili ï nazionale generale di un altro Stato membro nell’ambito della valutazione del rispetto degli obblighi imposti dalla presente direttiva.
3. La notifica di cui al paragrafo 2:
a) fornisce la descrizione dell’impianto proposto o l’indicazione dell’impianto ristrutturato;
b) specifica la quota o la quantità di elettricità, calore o freddo prodotte dall’impianto che devono essere computate ai fini dell’obiettivo ð della quota di energia da fonti rinnovabili ï nazionale generale di un altro Stato membro
(c) indica lo Stato membro per il quale è effettuata la notifica; e
(d) precisa il periodo, in anni civili interi, durante il quale l’energia elettricaelettricità o il calore o freddo prodotti dall’impianto a partire da fonti rinnovabili devono essere computati ai fini dell’obiettivo ð della quota di energia da fonti rinnovabili ï nazionale generale dell’altro Stato membro.
4. Il periodo indicato nel paragrafo 3, lettera d), non può essere prorogato oltre il 2020. La durata di un progetto congiunto può andare oltre il 2020 ð 2030 ï .
5. Una notifica effettuata ai sensi del presente articolo non può essere modificata o ritirata senza il comune accordo dello Stato membro notificante e dello Stato membro indicato ai sensi del paragrafo 3, lettera c).
Articolo 810
Effetti dei progetti comuni tra Stati membri
1. Entro tre mesi dalla fine di ciascun anno che ricade nel periodo di cui all’articolo 97, paragrafo 3, lettera d), lo Stato membro che ha effettuato la notifica ai sensi dell’articolo 97 emette una lettera di notifica in cui dichiara:
a) la quantità totale di energia elettricaelettricità o di calore o freddo prodotta durante l’anno da fonti energetiche rinnovabili dall’impianto oggetto della notifica di cui all’articolo 97; e
b) la quantità di energia elettricaelettricità o di calore o freddo prodotta durante l’anno da fonti energetiche rinnovabili da tale impianto che dev’essere computata ai fini dell’obiettivo ð della quota di energia da fonti rinnovabili ï nazionale generale di un altro Stato membro conformemente a quanto indicato nella notifica.
2. Lo Stato membro notificante trasmette la lettera di notifica allo Stato membro a favore del quale è effettuata la notifica e alla Commissione.
3. Ai fini della valutazione del rispetto degli obblighi imposti dalla presente direttiva riguardanti gli obiettivi nazionali generali, la quantità di energia elettricaelettricità o di calore o freddo da fonti energetiche rinnovabili notificata conformemente al paragrafo 1, lettera b), è:
a) dedotta dalla quantità di energia elettricaelettricità o di calore o freddo prodotta da fonti rinnovabili presa in considerazione nel misurarevalutare ð la quota di energia da fonti rinnovabili ï da parte dello Stato membro che emette la lettera di notifica ai sensi del paragrafo 1; e
b) sommata alla quantità di energia elettricaelettricità o di calore o freddo prodotta da fonti rinnovabili presa in considerazione nel misurarevalutare ð la quota di energia da fonti rinnovabili ï da parte dello Stato membro che riceve la lettera di notifica ai sensi del paragrafo 2.
Articolo 9 11
Progetti comuni tra Stati membri e paesi terzi
1. Uno o più Stati membri possono cooperare con uno o più paesi terzi su tutti i tipi di progetti comuni per la produzione di energia elettricaelettricità da fonti rinnovabili. Tale cooperazione può comprendere operatori privati.
2. L’energia elettricaelettricità prodotta in un paese terzo da fonti energetiche rinnovabili è presa in considerazione ai fini della misurazione valutazione dell’osservanza degli obblighi imposti dalla presente direttiva per quanto riguarda gli obiettivi nazionali generali ð delle quote di energia rinnovabile degli Stati membri ï solo se sono soddisfatte le seguenti condizioni:
a) l’energia elettricaelettricità è consumata nell'a Comunità Ö Unione Õ , requisito che si considera soddisfatto quando:
i) una quantità di energia elettricaelettricità equivalente all’energia elettricaelettricità contabilizzata è stata definitivamente attribuita alla capacità di interconnessione assegnata da parte di tutti i gestori della rete di trasmissione nel paese d’origine, nel paese di destinazione e, se del caso, in ciascun paese terzo di transito;
ii) una quantità di energia elettricaelettricità equivalente all’energia elettricaelettricità contabilizzata è stata definitivamente registrata nella tabella di programmazione da parte del gestore della rete di trasmissione responsabile nella parte unionalecomunitaria di un interconnettore; e
iii) la capacità attribuita e la produzione di elettricità da fonti energetiche rinnovabili da parte dell’impianto di cui al paragrafo 2, lettera b), si riferiscono allo stesso periodo;
b) l’elettricità è prodotta in un impianto di nuova costruzione entrato in esercizio dopo il 25 giugno 2009 o da un impianto che è stato ristrutturato, accrescendone la capacità, dopo tale data nell’ambito di un progetto comune di cui al paragrafo 1; e
c) la quantità di energia elettricaelettricità prodotta ed esportata non ha beneficiato di un sostegno da parte di un regime di sostegno di un paese terzo diverso da un aiuto agli investimenti concesso per l’impianto.
3. Gli Stati membri possono chiedere alla Commissione di tenere conto, ai fini dell’articolo 75, dell’energia elettricaelettricità da fonti energetiche rinnovabili prodotta e consumata in un paese terzo, nell’ambito della costruzione di un interconnettore che richieda tempi lunghi di realizzazione tra lo Stato membro e un paese terzo, alle seguenti condizioni:
a) la costruzione dell’interconnettore deve essere iniziata entro il 31 dicembre ð 2026 ï 2016;
b) non è possibile mettere in esercizio l’interconnettore entro il 31 dicembre ð 2030 ï 2020;
c) non è possibile mettere in esercizio l’interconnettore entro il 31 dicembre ð 2032 ï 2022;
d) dopo l’entrata in esercizio, l’interconnettore sarà utilizzato per l’esportazione verso la Comunità Ö l’Unione Õ , a norma del paragrafo 2, di energia elettricaelettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili;
e) la richiesta si riferisce ad un progetto comune che soddisfi i criteri di cui al paragrafo 2, lettere b) e c), e che utilizzerà l’interconnettore dopo la sua entrata in esercizio e per una quantità di energia elettricaelettricità che non sia superiore ala quantità che sarà esportata verso la Comunità Ö l’Unione Õ dopo l’entrata in esercizio dell’interconnettore.
4. La quota o la quantità di energia elettricaelettricità prodotta da qualsiasi impianto nel territorio di un paese terzo che va computata ai fini dell’obiettivo ð della quota di energia ï nazionale generale di uno o più Stati membri nell’ambito della valutazione della conformità con l’articolo 3 ð presente direttiva ï è notificata alla Commissione. Quando sono interessati più Stati membri, la ripartizione di tale quota o quantità tra Stati membri è notificata alla Commissione. Tale quota o tale quantità non è superiore alla quota o alla quantità effettivamente esportata nella Comunità Ö nell’Unione Õ e ivi consumata, corrispondente alla quantità di cui al paragrafo 2, lettera a), punti i) e ii), del presente articolo e conforme alle condizioni di cui al paragrafo 2, lettera a). La notifica è effettuata da ciascuno Stato membro ai fini del cui obiettivo nazionale generale deve essere computata la quota o la quantità di energia elettricaelettricità.
5. La notifica di cui al paragrafo 4:
a) fornisce la descrizione dell’impianto proposto o l’indicazione dell’impianto ristrutturato;
b) specifica la quota o la quantità di energia elettricaelettricità prodotta nell’impianto da computare ai fini dell’obiettivo ð della quota di energia rinnovabile ï nazionale di uno Stato membro e, fatte salve le disposizioni in materia di confidenzialità, le corrispondenti disposizioni finanziarie;
c) precisa il periodo, in anni civili interi, durante il quale l’energia elettricaelettricità deve essere computata ai fini dell’obiettivo ð della quota di energia rinnovabile ï nazionale generale dello Stato membro; e
d) comporta un riconoscimento scritto delle lettere b) e c) da parte del paese terzo sul cui territorio l’impianto è destinato ad entrare in esercizio e la quota o la quantità di energia elettricaelettricità prodotte nell’impianto che saranno utilizzate a livello nazionale.
6. Il periodo di cui al paragrafo 5, lettera c), non va oltre il 2020. La durata di un progetto congiunto può andare oltre il 2020 ð 2030 ï .
7. Una notifica effettuata ai sensi del presente articolo non può essere modificata o ritirata senza il comune accordo dello Stato membro notificante e del paese terzo che ha riconosciuto il progetto comune in conformità del paragrafo 5, lettera d).
8. Gli Stati membri e la Comunità Ö l’Unione Õ incoraggiano i pertinenti organi del trattato che istituisce la Comunità dell’energia a prendere, in conformità con tale trattato, le misure necessarie affinché le parti contraenti di tale trattato possano applicare le disposizioni in materia di cooperazione tra Stati membri previste dalla presente direttiva.
Articolo 1012
Effetti dei progetti comuni tra Stati membri e paesi terzi
1. Entro tre ð dodici ï mesi dalla fine di ciascun anno che ricade nel periodo di cui all’articolo 119, paragrafo 5, lettera c), lo Stato membro che ha effettuato la notifica ai sensi dell’articolo 119 emette una lettera di notifica in cui dichiara:
a) la quantità totale di energia elettricaelettricità prodotta durante l’anno da fonti energetiche rinnovabili nell’impianto oggetto della notifica ai sensi dell’articolo 119;
b) la quantità di energia elettricaelettricità prodotta durante l’anno da fonti energetiche rinnovabili da tale l’impianto che deve essere computata ai fini ð della sua quota di energia rinnovabile ï del suo obiettivo nazionale generale conformemente a quanto indicato nella notifica ai sensi dell’articolo 119; e
c) la prova del soddisfacimento delle condizioni di cui all’articolo 119, paragrafo 2.
2. Lo Stato membro trasmette la lettera di notifica al paese terzo che ha riconosciuto il progetto in conformità dell’articolo 119, paragrafo 5, lettera d), e alla Commissione.
3. Ai fini della valutazione del rispetto degli obblighi imposti dalla presente direttiva riguardanti gli obiettivi ð del calcolo delle quote di energia rinnovabile ï nazionali generali ð nell’ambito della presente direttiva ï , la quantità di energia elettricaelettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili notificata conformemente al paragrafo 1, lettera b), è sommata alla quantità di energia da fonti rinnovabili presa in considerazione nel valutare il rispetto dei requisiti da parte ð misurare le quote di energia rinnovabile ï dello Stato membro che emette la lettera di notifica.
Articolo 1113
Regimi di sostegno comuni
1. Fatti salvi gli obblighi imposti agli Stati membri dall’articolo 53, due o più Stati membri possono decidere, su base volontaria, di unire o coordinare parzialmente i loro regimi di sostegno nazionali. In questi casi una determinata quantità di energia proveniente da fonti rinnovabili prodotta nel territorio di uno Stato membro partecipante può essere computata ai fini dell’obiettivo ð della quota di energia rinnovabile ï nazionale generale di un altro Stato membro partecipante se gli Stati membri interessati:
a) effettuano un trasferimento statistico di importi specifici di energia proveniente da fonti rinnovabili da uno Stato membro verso un altro Stato membro in conformità dell’articolo 86; o
b) istituiscono una norma di distribuzione, approvata dagli Stati membri partecipanti, che distribuisce quantità di energia da fonti rinnovabili tra gli Stati membri interessati. Tale norma è notificata alla Commissione entro tre mesi dalla fine del primo anno in cui prende effetto.
2. Entro tre mesi dalla fine di ogni anno gli Stati membri che hanno effettuato una notifica ai sensi del paragrafo 1, lettera b), emettono una lettera di notifica che indica la quantità totale di energia elettricaelettricità o calore o freddo proveniente da fonti energetiche rinnovabili prodotta nell’anno destinato a formare oggetto della norma di distribuzione.
3. Ai fini della valutazione del rispetto degli obblighi imposti dalla presente direttiva riguardanti gli obiettivi ð del calcolo delle quote di energia rinnovabile ï nazionali generali ð nell’ambito della presente direttiva ï, la quantità di energia elettricaelettricità, di calore o di freddo da fonti energetiche rinnovabili notificata conformemente al paragrafo 2 è ridistribuita tra gli Stati membri interessati in conformità della norma di distribuzione notificata.
Articolo 1214
Aumento di capacità
Ai fini dell’articolo 97, paragrafo 2, e dell’articolo 119, paragrafo 2, lettera b), le unità di energia da fonti rinnovabili dovute all’aumento di capacità di un impianto sono considerate come se fossero prodotte da un impianto distinto messo in servizio al momento in cui si è verificato l’aumento di capacità.
ê 2009/28/CE (adattato)
Article 1315
Procedure amministrative, regolamentazioni e codici
1. Gli Stati membri assicurano che le norme nazionali in materia di procedure di autorizzazione, certificazione e concessione di licenze applicabili agli impianti e alle connesse infrastrutture della rete di trasmissione e distribuzione per la produzione di energia elettricaelettricità, di calore o di freddo a partire da fonti energetiche rinnovabili e al processo di trasformazione della biomassa in biocarburanti o altri prodotti energetici siano proporzionate e necessarie.
Gli Stati membri prendono in particolare le misure appropriate per assicurare che:
a) fatte salve le differenze tra gli Stati membri per quanto riguarda le strutture amministrative e l’organizzazione, le responsabilità rispettive degli organi amministrativi nazionali, regionali e locali in materia di procedure di autorizzazione, di certificazione e di concessione di licenze, compresa la pianificazione del territorio, siano chiaramente coordinate e definite e che siano previsti calendari trasparenti per decidere sulle domande urbanistiche ed edilizie;
b) siano rese disponibili al livello adeguato informazioni esaurienti sul trattamento delle domande di autorizzazione, certificazione e concessione di licenze per gli impianti di energia rinnovabile e sull’assistenza disponibile per i richiedenti;
a) c) le procedure amministrative siano semplificate e accelerate al livello amministrativo adeguato;
b) d) le norme in materia di autorizzazione, certificazione e concessione di licenze siano oggettive, trasparenti, proporzionate, non contengano discriminazioni tra partecipanti e tengano pienamente conto delle specificità di ogni singola tecnologia per le energie rinnovabili;
c) e) le spese amministrative pagate da consumatori, urbanisti, architetti, imprese edili e installatori e fornitori di attrezzature e di sistemi siano trasparenti e proporzionate ai costi; e
d) f) siano previste procedure di autorizzazione semplificate e meno gravose, anche attraverso semplice notifica se consentito dal quadro regolamentare applicabile, per i progetti di piccole dimensioni ed eventualmente per dispositivi decentrati per la produzione di energia da fonti rinnovabili.
2. Gli Stati membri definiscono chiaramente le specifiche tecniche da rispettare affinché le apparecchiature e i sistemi per le energie rinnovabili possano beneficiare dei regimi di sostegno. Se esistono norme europee, tra cui i marchi di qualità ecologica, le etichette energetiche e altri sistemi di riferimento tecnico creati da organismi europei di normalizzazione, le specifiche tecniche sono redatte in conformità di dette norme. Le specifiche tecniche non prescrivono dove le apparecchiature e i sistemi debbano essere certificati e non dovrebbero costituire ostacoli al funzionamento del mercato interno.
ò nuovo
3. Gli Stati membri assicurano che gli investitori possano fare sufficiente affidamento sul sostegno pianificato per l’energia da fonti rinnovabili. A tal fine, gli Stati membri definiscono e pubblicano un calendario a lungo termine in relazione ai previsti stanziamenti per il sostegno, che copra almeno i successivi tre anni e comprenda anche per ciascun regime il calendario indicativo, la capacità, la dotazione di bilancio prevista, nonché una consultazione dei portatori d’interessi in merito all’ideazione del sostegno.
ê 2009/28/CE Articolo 13 (adattato)
ð nuovo
43. Gli Stati membri raccomandano a tutti i soggetti, in particolare agli organi amministrativi locali e regionali di garantire l’installazione di apparecchiature e sistemi di produzione di elettricità, calore e freddo da fonti energetiche rinnovabili e l’installazione di apparecchiature e sistemi di teleriscaldamento o di teleraffrescamento ð provvedono affinché le autorità competenti a livello nazionale, regionale e locale inseriscano disposizioni volte all’integrazione e alla diffusione delle energie rinnovabili e per l’uso dell’inevitabile calore o freddo di scarto ï in sede di pianificazione, progettazione, costruzione e ristrutturazione di ð infrastrutture urbane, ï aree industriali o residenziali ð e infrastrutture energetiche, comprese le reti di energia elettrica, teleriscaldamento e teleraffrescameto, gas naturale e combustibili alternativi ï. Gli Stati membri, in particolare, incoraggiano gli enti amministrativi locali e regionali a includere, se del caso, il riscaldamento e il raffreddamento da fonti rinnovabili nella pianificazione delle infrastrutture urbane delle città.
54. Nelle regolamentazioni e nei codici in materia di edilizia, gli Stati membri introducono misure appropriate al fine di aumentare la quota di qualsiasi tipo di energia da fonti rinnovabili nel settore edilizio.
Nell’elaborare tali misure o nel regime di sostegno regionale, gli Stati membri possono tener conto di misure nazionali riguardanti sostanziali incrementi dell’efficienza energetica e riguardanti la cogenerazione e gli edifici passivi, a consumo di energia basso o nullo.
Entro il 31 dicembre 2014 Ggli Stati membri, nelle regolamentazioni e nei codici in materia edilizia o in altro modo avente effetto equivalente, ove opportuno, impongono l’uso di livelli minimi di energia da fonti rinnovabili in tutti gli edifici nuovi e negli edifici esistenti sottoposti a ristrutturazioni rilevanti ð, che rispecchino il calcolo dei livelli ottimali in funzione dei costi ai sensi dell’articolo 5, paragrafo 2, della direttiva 2010/31/UE ï . Gli Stati membri consentono di raggiungere tali livelli minimi anche mediante il teleriscaldamento o il teleraffrescamento prodotti utilizzando una quota significativa di fonti di energia rinnovabile.
Gli obblighi previsti dal primo comma si applicano alle forze armate solo nella misura in cui ciò non sia in contrasto con la natura e l’obiettivo primario delle attività delle forze armate e ad eccezione dei materiali utilizzati esclusivamente a fini militari.
65. Gli Stati membri provvedono affinché i nuovi edifici pubblici e gli edifici pubblici esistenti sottoposti a ristrutturazioni rilevanti, a livello nazionale, regionale e locale, svolgano un ruolo di esempio nel contesto della presente direttiva a partire dal 1° gennaio 2012 in poi. Gli Stati membri possono tra l’altro consentire che tale obbligo sia soddisfatto rispettando le norme in materia di edifici a consumo di energia nullo o prevedendo che i tetti degli edifici pubblici o misti (pubblico-privato) siano utilizzati da terzi per impianti che producono energia da fonti rinnovabili.
76. Nelle regolamentazioni e nei codici in materia edilizia, gli Stati membri promuovono l’uso di sistemi e di apparecchiature per il riscaldamento e il raffrescddamento da energie rinnovabili che consentano una riduzione significativa del consumo di energia. Gli Stati membri utilizzano le etichette energetiche, i marchi di qualità ecologica o le altre certificazioni o norme adeguate sviluppate a livello nazionale o comunitario Ö dell’Unione Õ , se esistono, per incentivare tali sistemi e apparecchiature.
Nel caso della biomassa, gli Stati membri promuovono le tecnologie di conversione che presentano un’efficienza di conversione almeno dell’85% per le applicazioni residenziali e commerciali e almeno del 70% per le applicazioni industriali.
Nel caso delle pompe di calore, gli Stati membri promuovono quelle che soddisfano i requisiti minimi per il rilascio del marchio di qualità ecologica ai sensi della decisione 2007/742/CE della Commissione, del 9 novembre 2007, che stabilisce i criteri ecologici per l’assegnazione del marchio comunitario di qualità ecologica alle pompe di calore elettriche, a gas o ad assorbimento funzionanti a gas 47 .
Nel caso dell’energia termica solare, gli Stati membri promuovono le apparecchiature e i sistemi certificati basati sulle norme europee, ove esistenti, compresi i marchi di qualità ecologica, le etichette energetiche e altri sistemi tecnici di riferimento creati da organismi europei di normalizzazione.
Nel valutare l’efficienza di conversione e il rapporto tra apporto e rendimento dei sistemi e delle apparecchiature ai fini del presente paragrafo, gli Stati membri utilizzano le procedure comunitarie o, in mancanza, quelle internazionali, ove esistenti.
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8. Gli Stati membri effettuano una valutazione del loro potenziale di fonti di energia rinnovabile e dell’uso del calore e freddo di scarto a fini di riscaldamento e raffrescamento. Tale valutazione è acclusa alla seconda valutazione globale di cui all’articolo 14, paragrafo 1, della direttiva 2012/27/UE, per la prima volta entro il 31 dicembre 2020 e negli aggiornamenti delle valutazioni globali dopo tale data.
9. Gli Stati membri eliminano gli ostacoli amministrativi agli accordi per l’acquisto di energia elettrica a lungo termine a livello delle imprese al fine di finanziare le energie rinnovabili ed agevolarne l’utilizzo.
Articolo 16
Organizzazione e durata della procedura autorizzativa
1. Entro il 1º gennaio 2021 gli Stati membri istituiscono uno o più sportelli amministrativi unici, incaricati di coordinare l’intero processo autorizzativo delle domande di autorizzazione a costruire e gestire impianti e le connesse infrastrutture della rete di trasmissione e distribuzione per la produzione di energia da fonti rinnovabili.
2. Lo sportello amministrativo unico guida il richiedente durante il processo di presentazione della domanda in modo trasparente, gli fornisce tutte le informazioni necessarie, coordina e coinvolge, se del caso, altre autorità, e prende una decisione giuridicamente vincolante alla fine del processo.
3. Lo sportello amministrativo unico, in collaborazione con i gestori dei sistemi di trasmissione e distribuzione, pubblica un manuale delle procedure rivolto ai promotori dei progetti di energie rinnovabili, in particolare per progetti su piccola scala e progetti di autoconsumo.
4. Il processo autorizzativo di cui al paragrafo 1 non può superare un periodo di tre anni, tranne per i casi di cui all’articolo 16, paragrafo 5, e all’articolo 17.
5. Gli Stati membri facilitano il ripotenziamento (repowering) degli impianti esistenti di produzione di energie rinnovabili, garantendo fra l’altro una procedura autorizzativa semplificata e rapida, che non può superare un anno a decorrere dalla data in cui la richiesta di ripotenziamento è trasmessa allo sportello amministrativo unico.
Articolo 17
Procedura di notifica semplice
1. I progetti di dimostrazione e gli impianti con una capacità elettrica inferiore a 50 kW possono collegarsi alla rete previa notifica al gestore del sistema di distribuzione.
2. Il ripotenziamento è concesso previa notifica allo sportello amministrativo unico istituito conformemente all’articolo 16, se non si prevedono significative conseguenze sociali o ambientali negative. Lo sportello amministrativo unico decide se tale notifica è sufficiente entro sei mesi dalla data di ricezione della stessa.
Se decide in senso affermativo, lo sportello amministrativo unico concede automaticamente l’autorizzazione.
Se lo sportello amministrativo unico decide che la notifica non è sufficiente, sarà necessario presentare una nuova domanda di autorizzazione. In questo caso si applica il termine di cui all’articolo 16, paragrafo 5.
ê 2009/28/CE (adattato)
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Articolo 1418
Informazione e formazione
1. Gli Stati membri assicurano che le informazioni sulle misure di sostegno siano messe a disposizione di tutti i soggetti interessati, quali consumatori, imprese edili, installatori, architetti e fornitori di apparecchiature e di sistemi di riscaldamento, di raffrescddamento e per la produzione di energia elettricaelettricità e di veicoli che possono utilizzare energia da fonti rinnovabili.
2. Gli Stati membri assicurano che le informazioni sui benefici netti, sui costi e sull’efficienza energetica delle apparecchiature e dei sistemi per l’uso di calore, freddo ed energia elettricaelettricità da fonti energetiche rinnovabili siano messe a disposizione dal fornitore dell’apparecchiatura o del sistema ovvero dalle autorità nazionali competenti.
3. Gli Stati membri assicurano che entro il 31 dicembre 2012 sistemi di certificazione o sistemi equivalenti di qualificazione siano messi a disposizione degli installatori su piccola scala di caldaie o di stufe a biomassa, di sistemi solari fotovoltaici o termici, di sistemi geotermici poco profondi e di pompe di calore. Tali sistemi possono tener conto, se del caso, dei sistemi e delle strutture esistenti e si basano sui criteri enunciati all’allegato IV. Ogni Stato membro riconosce le certificazioni rilasciate dagli altri Stati membri conformemente ai predetti criteri.
4. Gli Stati membri mettono a disposizione del pubblico informazioni sui sistemi di certificazione o sistemi equivalenti di qualificazione di cui al paragrafo 3. Essi possono anche rendere pubblico l’elenco degli installatori qualificati o certificati in conformità delle disposizioni di cui al paragrafo 3.
5. Gli Stati membri provvedono affinché siano resi disponibili a tutti i soggetti interessati, in particolare agli urbanisti e agli architetti, orientamenti che consentano loro di considerare adeguatamente la combinazione ottimale di fonti energetiche rinnovabili, tecnologie ad alta efficienza e sistemi di teleriscaldamento e di teleraffrescamento in sede di pianificazione, progettazione, costruzione e ristrutturazione di aree industrialið , commerciali ï o residenziali.
6. Gli Stati membri, di concerto con le autorità locali e regionali, elaborano programmi adeguati d’informazione, sensibilizzazione, orientamento o formazione al fine di informare i cittadini sui benefici e sugli aspetti pratici dello sviluppo e dell’impiego di energia da fonti rinnovabili.
ê 2009/28/CE (adattato)
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Articolo 1519
Garanzie di origine dell’energia elettricaelettricità, del calore e del freddo prodotti da fonti energetiche rinnovabili
1. Per provare ai clienti finali la quota o la quantità di energia da fonti rinnovabili nel mix energetico di un fornitore di energia ð e nell’energia fornita ai consumatori in base a contratti conclusi con riferimento al consumo di energia prodotta da fonti rinnovabili ï, in conformità dell’articolo 3, paragrafo 6, della direttiva 2003/54/CE, gli Stati membri assicurano che l’origine dell’elettricità Ö energia Õ prodotta da fonti energetiche rinnovabili sia garantita come tale ai sensi della presente direttiva, in base a criteri obiettivi, trasparenti e non discriminatori.
2. A tale fine, gli Stati membri assicurano che sia rilasciata una garanzia di origine su richiesta di un produttore di elettricità Ö energia Õ da fonti rinnovabili. Gli Stati membri possono provvedere affinché siano emesse garanzie di origine ð per le fonti di energia non rinnovabili. ï in risposta a una richiesta dei produttori di calore e freddo da fonti energetiche rinnovabili. Tale provvedimento ð Il rilascio della garanzia di origine ï può essere subordinato a un limite minimo di capacità. La garanzia di origine corrisponde ad una quantità standard di 1 MWh. Per ogni unità di energia prodotta non può essere rilasciata più di una garanzia di origine.
Gli Stati membri garantiscono che la stessa unità di energia da fonti rinnovabili sia tenuta in considerazione una sola volta.
Gli Stati membri possono disporre ð provvedono a ï che ð nessuna garanzia di origine sia rilasciata ï a un produttore ð che ï non sia concesso nessun sostegno se tale produttore riceve ð sostegno finanziario da un regime di sostegno ï una garanzia d’origine per la stessa produzione di energia da fonti rinnovabili. ð Gli Stati membri rilasciano tali garanzie di origine e le trasferiscono al mercato mediante vendita all’asta. Il ricavato delle aste è utilizzato per compensare le sovvenzioni pubbliche a favore delle energie rinnovabili. ï
La garanzia d’origine non ha alcuna funzione in termini di osservanza dell’articolo 3 da parte dello Stato membro. I trasferimenti di garanzie d’origine, che avvengono separatamente o contestualmente al trasferimento fisico di energia, non influiscono sulla decisione degli Stati membri di utilizzare trasferimenti statistici, progetti comuni o regimi di sostegno comuni per il conseguimento degli obiettivi né sul calcolo del consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili a norma dell’articolo 75.
3. Qualsiasi utilizzo di una garanzia d’origine avviene entro dodici mesi dalla produzione della corrispondente unità energetica. La garanzia d’origine è annullata dopo l’uso.
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3. Ai fini del paragrafo 1, le garanzie di origine sono valide per l’anno civile nel corso del quale l’unità di energia è prodotta. Sei mesi dopo la fine di ciascun anno civile, gli Stati membri provvedono affinché tutte le garanzie di origine dell’anno civile precedente che non sono state annullate cessino di produrre effetti. Le garanzie di origine scadute sono iscritte dagli Stati membri nel calcolo del mix energetico residuale.
4. Ai fini della comunicazione delle informazioni di cui ai paragrafi 8 e 13, gli Stati membri provvedono affinché le garanzie di origine siano annullate dalle imprese energetiche entro il 30 giugno dell’anno successivo all’anno civile per il quale esse sono state rilasciate.
ê 2009/28/CE
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45. Gli Stati membri o gli organi competenti designati controllano il rilascio, il trasferimento e l’annullamento delle garanzie di origine. Gli organi competenti designati hanno responsabilità geografiche senza sovrapposizioni e sono indipendenti dalle attività di produzione, commercio e fornitura.
56. Gli Stati membri o gli organi competenti designati predispongono gli opportuni meccanismi per assicurare che le garanzie di origine siano rilasciate, trasferite e annullate elettronicamente e siano precise, affidabili e a prova di frode. ð Gli Stati membri e le loro autorità designate assicurano che gli obblighi imposti siano conformi alla norma CEN - EN 16325. ï
67. La garanzia di origine indica almeno:
a) la fonte energetica utilizzata per produrre l’energia e le date di inizio e di fine della produzione;
b) se la garanzia di origine riguarda:
i) l’energia elettricaelettricità; ovvero
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ii) il gas, ovvero
ê 2009/28/CE (adattato)
iiiii) il riscaldamento e/o il raffrescddamento;
c) la denominazione, l’ubicazione, il tipo e la capacità dell’impianto nel quale l’energia è stata prodotta;
d) se e in quale misura l’impianto ha beneficiato di sostegni all’investimento, Ö e Õ se e in quale misura l’unità energetica ha beneficiato in qualsiasi altro modo di un regime nazionale di sostegno e il tipo di regime di sostegno;
e) la data di messa in servizio; e
f) la data e il paese di rilascio e il numero identificativo unico.
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Nelle garanzie d’origine provenienti da impianti su scala ridotta possono essere indicate informazioni semplificate.
ê 2009/28/CE (adattato)
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87. Se è tenuto a provare la quota o la quantità di energia da fonti rinnovabili nel suo mix energetico ai fini dell’articolo 3, paragrafo 96, della direttiva 2009/72/CE2003/54/CE, un fornitore di energia elettricaelettricità può farlo ð vi provvede ï utilizzando le proprie garanzie d’origine. ð Analogamente, le garanzie di origine create a norma dell’articolo 14, paragrafo 10, della direttiva 2012/27/CE sono utilizzate per soddisfare l’obbligo di comprovare la quantità di energia elettrica prodotta da impianti di cogenerazione ad alto rendimento. Gli Stati membri assicurano che le perdite di trasmissione siano pienamente prese in considerazione quando le garanzie di origine sono utilizzate per dimostrare il consumo di energie rinnovabili o di energia elettrica prodotta da impianti di cogenerazione ad alto rendimento. ï
8. La quantità di energia da fonti rinnovabili corrispondente alle garanzie d’origine trasferite da un fornitore di elettricità a terzi è dedotta dalla quota di energia da fonti rinnovabili nel suo mix energetico ai fini dell’articolo 3, paragrafo 6, della direttiva 2003/54/CE.
9. Gli Stati membri riconoscono le garanzie di origine rilasciate da altri Stati membri conformemente alla presente direttiva esclusivamente come prova degli elementi di cui al paragrafo 1 e al paragrafo 76, lettere da a) a f). Uno Stato membro può rifiutare di riconoscere una garanzia di origine soltanto qualora nutra fondati dubbi sulla sua precisione, affidabilità o autenticità. Lo Stato membro notifica alla Commissione tale rifiuto e la sua motivazione.
10. Qualora giudichi infondato il rifiuto di riconoscere una garanzia di origine, la Commissione può adottare una decisione che obbliga lo Stato membro a riconoscere la garanzia.
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11. Gli Stati membri non riconoscono le garanzie di origine rilasciate da un paese terzo tranne quando la Commissione abbia firmato un accordo con tale paese terzo sul reciproco riconoscimento delle garanzie di origine rilasciate nell’Unione e sistemi di garanzie di origine compatibili siano stati introdotti in tale paese, nel quale vi sia importazione o esportazione diretta di energia. Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati a norma dell'articolo 32 per far rispettare tali accordi.
ê 2009/28/CE (adattato)
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1112. Uno Stato membro può introdurre, conformemente alla normativa comunitaria Ö dell’Unione Õ , criteri obiettivi, trasparenti e non discriminatori riguardo all’uso delle garanzie di origine per conformarsi agli obblighi di cui all’articolo 3, paragrafo 96, della direttiva 2009/72/CE2003/54/CE.
1213. Qualora i fornitori di energia commercializzino energia da fonti rinnovabili ð o da cogenerazione ad alto rendimento ï presso i clienticonsumatori facendo riferimento ai benefici ambientali o di altro tipo dell’energia da fonti rinnovabili ð o da cogenerazione ad alto rendimento ï , gli Stati membri possono impongonochiedonoere loro di mettere a disposizione, in forma sintetica, informazioni ð utilizzare le garanzie di origine per informare ï sulla quantità o sulla quota di energia da fonti rinnovabili ð o da cogenerazione ad alto rendimento ï proveniente da impianti o da un aumento di capacità, messi in servizio dopo il 25 giugno 2009.
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14. Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati, conformemente all’articolo 32, che disciplinino il controllo del funzionamento del regime di cui al presente articolo.
ê 2009/28/CE (adattato)
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Articolo 1620
Accesso e gestionefunzionamento delle reti
1. Gli Stati membri adottano le misure appropriate per sviluppare l’infrastruttura di rete di trasmissione e di distribuzione, reti intelligenti, impianti di stoccaggio e il sistema elettrico, in modo da consentire il funzionamento sicuro del sistema elettrico nel far fronte all’ulteriore sviluppo della produzione di elettricità da fonti energetiche rinnovabili, ivi compresa l’interconnessione tra gli Stati membri e tra gli Stati membri e i paesi terzi. Gli Stati membri adottano altresì misure adeguate per accelerare le procedure di autorizzazione dell’infrastruttura della rete e coordinare l’approvazione dell’infrastruttura della rete e le procedure amministrative e di pianificazione.
2. Fatte salve le disposizioni relative al mantenimento dell’affidabilità e della sicurezza della rete, basate su criteri trasparenti e non discriminatori definiti dalle autorità nazionali competenti:
a) gli Stati membri assicurano che i gestori del sistema di trasmissione e del sistema di distribuzione presenti sul loro territorio assicurino la trasmissione e la distribuzione dell’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili;
b) gli Stati membri provvedono altresì affinché l’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili abbia un accesso prioritario o un accesso garantito al sistema di rete;
c) gli Stati membri assicurano che, nel dispacciamento degli impianti di produzione dell’elettricità, i gestori del sistema di trasmissione diano la priorità agli impianti di produzione che utilizzano le fonti energetiche rinnovabili nella misura consentita dal funzionamento sicuro del sistema elettrico nazionale e sulla base di criteri trasparenti e non discriminatori. Gli Stati membri assicurano che siano adottate appropriate misure operative relative al mercato e alla rete, affinché vi siano meno limitazioni possibili dell’elettricità prodotta dalle fonti rinnovabili. Qualora siano adottate misure significative per limitare le fonti rinnovabili al fine di garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale e la sicurezza degli approvvigionamenti di energia, gli Stati membri assicurano che i gestori del sistema responsabili riferiscano in merito a tali misure alle competenti autorità di regolamentazione e indichino le misure correttive che intendono adottare per evitare limitazioni inopportune.
3. Gli Stati membri impongono ai gestori del sistema di trasmissione e del sistema di distribuzione l’obbligo di elaborare e rendere pubbliche norme standard in materia di assunzione e ripartizione dei costi degli adattamenti tecnici, quali le connessioni alla rete e il potenziamento della rete, una migliore gestione della rete e norme in materia di applicazione non discriminatoria dei codici di rete, necessari per integrare i nuovi produttori che immettono nella rete interconnessa l’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili.
Tali norme si basano su criteri oggettivi, trasparenti e non discriminatori che tengono conto in particolare di tutti i costi e benefici della connessione dei predetti produttori alla rete e della situazione particolare dei produttori situati in regioni periferiche o a bassa densità di popolazione. Tali norme possono prevedere diversi tipi di connessione.
4. Se necessario, gli Stati membri possono imporre ai gestori del sistema di trasmissione e del sistema di distribuzione l’obbligo di sostenere, in tutto o in parte, i costi di cui al paragrafo 3. Entro il 30 giugno 2011, e successivamente ogni due anni, gli Stati membri rivedono il quadro e le norme per l’assunzione e la ripartizione dei costi di cui al paragrafo 3 e adottano le misure necessarie per migliorarli, in modo da assicurare l’integrazione dei nuovi produttori ai sensi del predetto paragrafo.
5. Gli Stati membri impongono ai gestori del sistema di trasmissione e del sistema di distribuzione l’obbligo di fornire ai nuovi produttori di energia da fonti rinnovabili che desiderano connettersi alla rete tutte le informazioni necessarie richieste, tra cui:
a) una stima esauriente e dettagliata dei costi di connessione;
b) un calendario preciso e ragionevole per la ricezione e il trattamento della domanda di connessione alla rete;;
c) un calendario indicativo ragionevole per ogni connessione alla rete proposta.
Gli Stati membri possono consentire ai produttori di elettricità da fonti energetiche rinnovabili che desiderano connettersi alla rete di indire una gara d’appalto per i lavori di connessione.
6. La ripartizione dei costi di cui al paragrafo 3 è attuata mediante un meccanismo basato su criteri oggettivi, trasparenti e non discriminatori che tiene conto dei benefici che i produttori già connessi o che si connetteranno in seguito e i gestori del sistema di trasmissione e del sistema di distribuzione traggono dalle connessioni.
7. Gli Stati membri assicurano che la tariffazione dei costi di trasmissione e di distribuzione non penalizzi l’elettricità prodotta da fonti rinnovabili, tra cui in particolare l’elettricità da fonti rinnovabili prodotta nelle regioni periferiche, quali le regioni insulari e le regioni a bassa densità di popolazione. Gli Stati membri assicurano che la tariffazione dei costi di trasmissione e di distribuzione non penalizzi il gas prodotto da fonti energetiche rinnovabili.
8. Gli Stati membri assicurano che la tariffazione da parte dei gestori del sistema di trasmissione e del sistema di distribuzione per la trasmissione e la distribuzione dell’elettricità prodotta da impianti che utilizzano fonti energetiche rinnovabili rifletta i vantaggi in termini di costi realizzabili grazie alla connessione alla rete degli impianti. Tali riduzioni dei costi possono derivare dall’uso diretto della rete a bassa tensione.
91. Se del caso, gli Stati membri valutano la necessità di estendere l’infrastruttura di rete del gas esistente per agevolare l’integrazione del gas prodotto a partire da fonti energetiche rinnovabili.
102. Se del caso, gli Stati membri impongono ai gestori del sistema di trasmissione e del sistema di distribuzione sul loro territorio l’obbligo di pubblicare norme tecniche in conformità dell’articolo 6 della direttiva 2003/55/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale 48 , in particolare riguardo alle norme di connessione alla rete, comprendenti requisiti in materia di qualità, odorizzazione e pressione del gas. Gli Stati membri impongono inoltre ai gestori del sistema di trasmissione e del sistema di distribuzione l’obbligo di pubblicare le tariffe per la connessione di fonti rinnovabili di gas sulla base di criteri trasparenti e non discriminatori.
113 Nei rispettivi piani d’azione nazionali per le energie rinnovabili gli Stati membri valutano la necessità di costruire una nuova infrastruttura per il teleriscaldamento e il teleraffrescamento prodotte da fonti rinnovabili al fine di raggiungere gli obiettivi nazionali del 2020 di cui all’articolo 3, paragrafo 1. In base a tale Ö alla loro Õ valutazione ð inclusa nei piani nazionali integrati per l’energia e il clima conformemente all’allegato I del regolamento [sulla governance], circa la necessità di costruire una nuova infrastruttura per il teleriscaldamento e il teleraffrescamento da fonti rinnovabili al fine di raggiungere l’obiettivo dell’Unione di cui all’articolo 3, paragrafo 1, della presente direttiva ï gli Stati membri adottano, se necessario, misure intese a sviluppare l’infrastruttura per il teleriscaldamento in modo da far fronte allo sviluppo della produzione di riscaldamento e di raffrescddamento in grandi impianti a biomassa, solari e geotermici.
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Articolo 21
Autoconsumatori di energia da fonti rinnovabili
1. Gli Stati membri provvedono affinché gli autoconsumatori di energia da fonti rinnovabili, individualmente o attraverso aggregatori:
a) siano autorizzati a praticare l’autoconsumo e a vendere, anche tramite accordi per l’acquisto di energia elettrica, le eccedenze di produzione di energia elettrica rinnovabile senza essere soggetti a procedure sproporzionate e oneri che non tengono conto dei costi;
b) mantengano i loro diritti in quanto consumatori;
c) non siano considerati fornitori di energia in base a disposizioni legislative nazionali o dell’Unione in relazione a una quantità annua di energia elettrica da fonti rinnovabili che immettono nella rete non superiore a 10 MWh, nel caso di famiglie, e a 500 MWh, nel caso di persone giuridiche; e
d) ricevano una remunerazione per l’energia elettrica da fonti rinnovabili autogenerata che immettono nella rete, che rispecchia il valore di mercato dell’energia elettrica alimentata in rete.
Gli Stati membri possono fissare una soglia più elevata di quella indicata alla lettera c).
2. Gli Stati membri provvedono affinché gli autoconsumatori di energia da fonti rinnovabili che abitano nello stesso condominio o si trovano nello stesso sito commerciale o con servizi condivisi o in un sistema di distribuzione chiuso, siano autorizzati a praticare l’autoconsumo collettivamente come se si trattasse di un unico autoconsumatore di energia rinnovabile. In questo caso, la soglia stabilita al paragrafo 1, lettera c), si applica a ciascun autoconsumatore di energia rinnovabile interessato.
3. L’impianto dell’autoconsumatore di energia rinnovabile può essere gestito da un terzo in relazione all’installazione, al funzionamento, compresa la gestione dei contatori, e alla manutenzione.
Articolo 22
Comunità produttrici/consumatrici di energia rinnovabile
1. Gli Stati membri assicurano che le comunità produttrici/consumatrici di energia rinnovabile abbiano il diritto di produrre, consumare, immagazzinare e vendere l’energia rinnovabile, anche tramite accordi per l’acquisto di energia elettrica, senza essere soggette a procedure sproporzionate ed oneri che non tengono conto dei costi.
Ai fini della presente direttiva, una comunità produttrice/consumatrice di energia rinnovabile è una PMI o un’organizzazione senza fini di lucro, i cui azionisti o membri collaborano per la generazione, la distribuzione, lo stoccaggio o la fornitura di energia rinnovabile, che soddisfi almeno quattro dei seguenti criteri:
a) gli azionisti o i membri sono persone fisiche, autorità locali, comprese le amministrazioni comunali, o PMI operanti nei settori dell’energia rinnovabile;
b) almeno il 51% degli azionisti o dei membri con diritto di voto dell’entità sono persone fisiche;
c) almeno il 51% delle azioni o dei diritti di partecipazione dell’entità sono di proprietà di membri locali, ossia rappresentanti di interessi socio-economici locali, pubblici o privati, o cittadini con un interesse diretto nelle attività della comunità e nel relativo impatto;
c) almeno il 51% dei posti nel consiglio di amministrazione o negli organi direttivi dell’entità sono riservati a membri locali, ossia rappresentanti di interessi socio-economici locali, pubblici o privati, o cittadini con un interesse diretto nelle attività della comunità e nel relativo impatto;
e) la comunità non ha installato più di 18 MW di capacità di energia rinnovabile destinata all’energia elettrica, al riscaldamento e raffrescamento e ai trasporti, in media ogni anno nell’ultimo quinquiennio.
2. Fatte salve le norme in materia di aiuti di Stato, quando elaborano regimi di sostegno, gli Stati membri tengono conto delle specificità delle comunità che producono energia da fonti rinnovabili.
Articolo 23
Inclusione dell’energia rinnovabile negli impianti di riscaldamento e raffrescamento
1. Al fine di facilitare l’inclusione dell’energia da fonti rinnovabili nel settore del riscaldamento e del raffrescamento, ciascuno Stato membro procura di aumentare la quota di energia rinnovabile destinata al riscaldamento e al raffrescamento di almeno 1 punto percentuale ogni anno, espresso in termini di quota nazionale del consumo di energia finale e calcolato secondo la metodologia indicata all’articolo 7.
2. Gli Stati membri possono designare e rendere pubblici, sulla base di criteri oggettivi e non discriminatori, un elenco di misure e le entità incaricate dell’attuazione, quali i fornitori di combustibile, che contribuiscono all’aumento di cui al paragrafo 1.
3. L’aumento di cui al paragrafo 1 può essere realizzato mediante una o più delle seguenti opzioni:
a) l’integrazione fisica dell’energia rinnovabile nell’energia e nel relativo combustibile destinati al riscaldamento e al raffrescamento;
b) misure dirette di mitigazione, quali l’installazione negli edifici di sistemi ad alto rendimento di riscaldamento e raffrescamento da fonti rinnovabili o l’utilizzo di energia rinnovabile per i processi industriali di riscaldamento e raffrescamento;
c) misure indirette di mitigazione, corredate di certificati negoziabili attestanti il rispetto dell’obbligo mediante sostegno alle misure indirette di mitigazione, realizzate da un altro operatore economico quale un installatore indipendente di tecnologia per le fonti rinnovabili o una società di servizi energetici (ESCO) che fornisce servizi di installazione in materia di rinnovabili.
4. Gli Stati membri possono utilizzare le strutture già istituite nell’ambito dei regimi nazionali obbligatori di efficienza energetica di cui all’articolo 7 della direttiva 2012/27/UE al fine di attuare e monitorare le misure di cui al paragrafo 2.
5. Le entità designate di cui al paragrafo 2 assicurano che il loro contributo sia misurabile e verificabile e riferiscono ogni anno, a partire dal 30 giugno 2021, all’autorità designata dallo Stato membro, in merito:
a) all’importo totale dell’energia fornita per il riscaldamento e il raffrescamento;
b) all’importo totale dell’energia da fonti rinnovabili fornita per il riscaldamento e il raffrescamento;
c) alla quota dell’energia rinnovabile nell’importo totale di energia fornita per il riscaldamento e il raffrescamento; e
d) al tipo di fonte di energia rinnovabile.
6. Gli Stati membri provvedono affinché le relazioni di cui al paragrafo 5 siano soggette a verifica della competente autorità designata.
Articolo 24
Teleriscaldamento e teleraffrescamento
1. Gli Stati membri provvedono affinché i fornitori di teleriscaldamento e teleraffrescamento forniscano ai consumatori finali informazioni sul loro rendimento energetico e sulla quota di energia da fonti rinnovabili nei loro sistemi. Tali informazioni sono conformi alle norme di cui alla direttiva 2010/31/UE.
2. Gli Stati membri adottano le misure necessarie per consentire ai clienti dei sistemi di teleriscaldamento o teleraffrescamento che non costituiscono «teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti» ai sensi dell’articolo 2, paragrafo 41, della direttiva 2012/27/UE di disconnettersi dal sistema al fine di generare in proprio il riscaldamento o il raffrescamento da fonti rinnovabili, oppure di passare a un altro fornitore di calore o di freddo che ha accesso al sistema di cui al paragrafo 4.
3. Gli Stati membri possono limitare il diritto di disconnettersi o cambiare fornitore ai clienti che possono dimostrare che la soluzione alternativa prevista per la fornitura di riscaldamento o raffrescamento si traduce in un miglioramento significativo della prestazone energetica. La valutazione della prestazione della soluzione alternativa può essere basata sull’attestato di prestazione energetica ai sensi della direttiva 2010/31/UE.
4. Gli Stati membri adottano le misure necessarie per assicurare un accesso non discriminatorio ai sistemi di teleriscaldamento o teleraffrescamento per il calore o il freddo prodotti da fonti energetiche rinnovabili e per il calore o il freddo di scarto. Tale accesso non discriminatorio consente la fornitura diretta di riscaldamento o raffrescamento provenienti da tali fonti ai clienti connessi al sistema di teleriscaldamento o teleraffrescamento da parte di fornitori diversi dal gestore del sistema di teleriscaldamento o teleraffrescamento.
5. Il gestore di un sistema di teleriscaldamento o teleraffrescamento può rifiutare l’accesso a fornitori se il sistema non dispone della necessaria capacità a motivo di altre forniture di calore o di freddo di scarto, di calore o di freddo da fonti rinnovabili o di calore o di freddo prodotti mediante cogenerazione ad alto rendimento. Gli Stati membri assicurano che, in presenza di un tale rifiuto, il gestore del sistema di teleriscaldamento o teleraffrescamento fornisca le informazioni pertinenti all’autorità competente di cui al paragrafo 9 sulle misure necessarie per rafforzare il sistema.
6. I nuovi sistemi di teleriscaldamento o teleraffrescamento possono, su richiesta, essere esentati dall’applicazione del paragrafo 4 per un periodo di tempo determinato. L’autorità competente decide caso per caso in merito a tali richieste di esenzione. Un’esenzione può essere accordata soltanto se il nuovo sistema di teleriscaldamento o teleraffrescamento costituisce «teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti», ai sensi dell’articolo 2, paragrafo 41, della direttiva 2012/27/UE e se sfrutta il potenziale di utilizzo delle fonti di energia rinnovabile e del calore o del freddo di scarto individuati nella valutazione globale effettuata a norma dell’articolo 14 della direttiva 2012/27/UE.
7. Il diritto di disconnettersi o cambiare fornitore può essere esercitato da singoli clienti, da imprese comuni costituite da clienti o da parti che agiscono per conto dei clienti. Per i condomini, una tale disconnessione può essere praticata soltanto a livello dell’intero edificio.
8. Gli Stati membri impongono ai gestori di sistemi di distribuzione dell’energia elettrica di valutare almeno ogni due anni, in collaborazione con i gestori di sistemi di teleriscaldamento o teleraffrescamento nei rispettivi settori, il potenziale dei sistemi di teleriscaldamento o teleraffrescamento di fornire servizi di bilanciamento e altri servizi di sistema, compresa la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia elettrica eccedentaria prodotta da fonti rinnovabili e se l’uso del potenziale così individuato sarebbe più efficiente in termini di risorse e di costi rispetto a soluzioni alternative.
9. Gli Stati membri designano una o più autorità competenti incaricate di assicurare che i diritti dei consumatori e le regole di gestione dei sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento in conformità del presente articolo siano chiaramente definiti e attuati.
Articolo 25
Inclusione dell’energia da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti
1. Con effetto dal 1º gennaio 2021 gli Stati membri impongono ai fornitori di combustibili di includere una quota minima di energia proveniente da biocarburanti avanzati e altri biocarburanti e biogas prodotti a partire da materie prime di cui all’allegato IX, da carburanti per autotrazione liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica, da combustibili fossili ricavati dai rifiuti e dall’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili nel totale dei carburanti per autotrazione che forniscono per il consumo o l’uso sul mercato nel corso di un anno civile.
La quota minima è almeno pari all’1,5% nel 2021, con un aumento fino ad almeno il 6,8% nel 2030, seguendo la traiettoria di cui all’allegato X, parte B. In tale quota totale, il contributo dei biocarburanti e biogas avanzati prodotti a partire dalle materie prime elencate nell’allegato IX, parte A, rappresenta almeno lo 0,5% dei carburanti per autotrazione forniti per consumo o l’uso sul mercato a decorrere dal 1º gennaio 2021, con un aumento fino ad almeno il 3,6% entro il 2030, seguendo la traiettoria indicata nell’allegato X, parte C.
La riduzione di emissioni di gas a effetto serra grazie all’uso di biocarburanti avanzati e altri biocarburanti e biogas prodotti a partire da materie prime di cui all’allegato IX è pari ad almeno il 70% al 1º gennaio 2021.
Per il calcolo delle quote di cui al secondo comma, si applicano le seguenti disposizioni:
a) per il calcolo del denominatore, ossia il contenuto energetico dei carburanti per trasporti stradali e ferroviari destinati al consumo o all’uso sul mercato, sono presi in considerazione: benzina, diesel, gas naturale, biocarburanti, biogas, carburanti per autotrazione liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica, combustibili fossili ricavati dai rifiuti ed energia elettrica;
b) per il calcolo del numeratore, è preso in considerazione il contenuto energetico di: biocarburanti avanzati e altri biocarburanti e biogas prodotti a partire da materie prime di cui all’allegato IX, carburanti per autotrazione liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica, combustibili fossili dai rifiuti forniti a tutti i settori di trasporto e l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili fornita ai veicoli stradali.
Per il calcolo del numeratore, il contributo dei biocarburanti e biogas prodotti a partire da materie prime di cui all’allegato IX, parte B, è limitato all’1,7% del contenuto energetico dei carburanti per autotrazione forniti per consumo o uso sul mercato e il contributo dei carburanti forniti nel settore dell’aviazione e dei trasporti marittimi è ottenuto moltiplicando per 1,2 volte il loro contenuto energetico.
b) Per il calcolo sia del numeratore sia del denomiantore, sono utilizzati i valori relativi al contenuto energetico dei carburanti per autotrazione di cui all’allegato III. Per determinare il contenuto energetico dei carburanti per autotrazione non inclusi nell’allegato III, gli Stati membri applicano le rispettive norme ESO per calcolare il potere calorifico dei carburanti. Se non sono state adottate norme ESO a tal fine, essi si avvalgono delle rispettive norme ISO.
2. Ai fini del paragrafo 1, gli Stati membri istituiscono un sistema che consenta ai fornitori di carburante di trasferire l’obbligo di cui al paragrafo 1 ad altri fornitori di combustibili e garantire che tutti i trasferimenti siano documentati nelle banche dati nazionali di cui al paragrafo 4.
3. Per determinare la quota di energia rinnovabile ai fini del paragrafo 1 può essere utilizzata la quota media di energia elettrica da fonti rinnovabili nell’Unione oppure la quota di energia elettrica da fonti rinnovabili nello Stato membro in cui l’energia elettrica è fornita, misurata due anni prima l’anno in questione. In entrambi i casi, viene annullato un ammontare equivalente di garanzie di origine rilasciate in conformità all’articolo 19.
La quota dell’energia rinnovabile nei carburanti per autotrazione liquidi e gassosi va determinata sulla base della quota di energia rinnovabile nell’energia totale consumata per la produzione del carburante.
Ai fini del presente paragrafo si applicano le seguenti disposizioni:
a) Quando l’energia elettrica è utilizzata per la produzione di carburanti per autotrazione liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica, direttamente o per la produzione di prodotti intermedi, la quota media di energia elettrica da fonti rinnovabili nell’Unione o la quota di energia elettrica da fonti rinnovabili nel paese di produzione, misurata due anni prima dell’anno in questione, può essere utilizzata per determinare la quota di energia rinnovabile. In entrambi i casi, viene annullato un ammontare equivalente di garanzie di origine rilasciate in conformità all’articolo 19.
Tuttavia, l’energia elettrica ottenuta mediante collegamento diretto ad un impianto di generazione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili: i) che entrerà in funzione dopo oppure al momento stesso dell’impianto che produce i carburanti per autotrazione liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica; e ii) non è collegato alla rete, può essere pienamente conteggiata come energia elettrica rinnovabile per la produzione di quei carburanti per autotrazione liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica.
b) Quando la biomassa viene trattata con i combustibili fossili in un processo comune, la quantità di biocarburante nel prodotto è stabilita applicando adeguati fattori di conversione alla biomassa in ingresso. Se dal processo risultano più prodotti, si suppone che tutti i prodotti derivanti dal processo contengano la stessa quota di biocarburante. Le medesime norme si applicano ai fini dell'articolo 27, paragrafo 1.
4. Gli Stati membri istituiscono una banca dati che consente di tracciare i carburanti per autotrazione che possono essere conteggiati ai fini del calcolo del numeratore di cui al paragrafo 1, lettera b), e impongono agli operatori economici interessati di inserire informazioni sulle transazioni effettuate e le caratteristiche di sostenibilità dei biocarburanti ammissibili, compresi i gas a effetto serra emessi durante il loro ciclo di vita, a partire dal loro luogo di produzione fino al fornitore di carburante che immette il carburante sul mercato.
La banca dati comprende informazioni sull’obbligo imposto ai fornitori di carburante descritto al paragrafo 1 e sulle modalità del relativo adempimento.
Le banche dati nazionali sono collegate tra loro in modo che si possano tracciare le transazioni di combustibili tra Stati membri. Per garantire la compatibilità delle banche dati nazionali, la Commissione definisce le specifiche tecniche del loro contenuto e uso mediante atti di esecuzione adottati secondo la procedura di esame di cui all’articolo 31.
5. Gli Stati membri comunicano le informazioni aggregate provenienti dalle banche dati nazionali, incluse le emissioni di gas a effetto serra del ciclo di vita del carburante, a norma dell’allegato VII del regolamento [sulla governance].
6. Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati conformemente all’articolo 32 per: precisare ulteriormente la metodologia di cui al paragrafo 3, lettera b), del presente articolo; determinare la quota di carburante derivante da biomassa che viene trattato assieme ai combustibili fossili in un processo comune; precisare la metodologia per valutare le riduzioni di emissioni di gas a effetto serra da carburanti per autotrazione liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica e da combustibili fossili ricavati dai rifiuti; e determinare la riduzione di emissioni di gas a effetto serra minima che si rende necessaria per tali carburanti ai fini del paragrafo 1 del presente articolo.
7. Entro il 31 dicembre 2025, nel contesto della valutazione biennale dei progressi compiuti in applicazione del regolamento [sulla governance], la Commissione valuta se l’obbligo di cui al paragrafo 1 stimola effettivamente l’innovazione e promuove la riduzione dei gas a effetto serra nel settore dei trasporti, e se gli obblighi di riduzione dei gas a effetto serra per i biocarburanti e biogas sono appropriati. La Commissione, se del caso, presenta una proposta volta a modificare l’obbligo di cui al paragrafo 1.
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
Articolo 1726
Criteri di sostenibilità ð e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï per i biocarburanti, e i bioliquidi ð e i combustibili da biomassa ï
1. Indipendentemente dal fatto che le materie prime siano state coltivate all’interno o all’esterno del territorio della Comunità, Ll’energia prodotta da biocarburanti, e da bioliquidi ð e combustibili da biomassa ï è presa in considerazione ai fini di cui alle lettere a), b) e c) solo se rispetta i criteri di sostenibilità definiti ai paragrafi da 2 a 6 ð così come i criteri di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra di cui al paragrafo 7 ï :
a) per misurare il rispetto dei requisiti della presente direttiva per quanto riguarda gli obiettivi nazionali; ð per contribuire all’obiettivo dell’Unione e alla quota di energia rinnovabile degli Stati membri; ï
b) per misurare il rispetto degli obblighi in materia di energie rinnovabili ð inclusi gli obblighi definiti agli articoli 23 e 25 ï ;
c) per determinare se il consumo di biocarburanti, e di bioliquidi ð e di combustibili da biomassa ï possa beneficiare di sostegno finanziario.
Tuttavia, i biocarburanti, e i bioliquidi ð e i combustibili da biomassa ï prodotti a partire da rifiuti e residui diversi dai residui dell’agricoltura, dell’acquacoltura, della pesca e della silvicoltura devono soddisfare soltanto i criteri di sostenibilità ð riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï definiti al paragrafo 72 per essere presi in considerazione ai fini di cui alle lettere a), b) e c). ð Questa disposizione si applica anche ai rifiuti e ai residui che sono stati trasformati in un prodotto prima di essere trattati per ottenere biocarburante, bioliquido o combustibile da biomassa. ï
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Occorre che i combustibili da biomassa soddisfino i criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra di cui ai paragrafi da 2 a 7 soltanto se utilizzati in impianti per la produzione di energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento o di carburanti con una capacità di combustione pari o superiore a 20 MW, nel caso di combustibili solidi da biomassa, e con una capacità elettrica pari o superiore a 0,5 MW nel caso di combustibili gassosi da biomassa. Gli Stati membri possono applicare i criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra agli impianti con capacità di combustione inferiore.
I criteri di sostenibilità definiti ai paragrafi da 2 a 6 e i criteri di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra di cui al paragrafo 7 si applicano indipendentemente dall’origine geografica della biomassa.
ê 2009/28/CE Articolo 17 (adattato)
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32. I biocarburanti, e i bioliquidi ð e i combustibili da biomassa provenienti dall’agricoltura ï presi in considerazione ai fini di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e c), non sono prodotti a partire da materie prime ottenute su terreni che presentano un elevato valore in termini di biodiversità, ossia terreni che nel gennaio 2008 o successivamente possedevano uno degli status seguenti, indipendentemente dal fatto che abbiano o meno conservato detto status:
a) foreste primarie e altri terreni boschivi, vale a dire foreste e altri terreni boschivi di specie native, ove non vi sia alcun segno chiaramente visibile di attività umana e i processi ecologici non siano perturbati in modo significativo;
b) aree designate:
i) a norma di legge o dall’autorità competente per scopi di protezione della natura; ovvero
ii) per la protezione di ecosistemi o specie rari, minacciati o in pericolo di estinzione, riconosciuti da accordi internazionali o inclusi in elenchi compilati da organizzazioni intergovernative o dall’Unione internazionale per la conservazione della natura, previo il loro riconoscimento secondo la procedura di cui all’articolo 2718, paragrafo 4, primosecondo comma;
a meno che non venga dimostrato che la produzione delle predette materie prime non ha interferito con detti scopi di protezione della natura;
c) terreni erbosi naturali ad elevata biodiversità ð aventi un’estensione superiore a un ettaro ï , ossia:
i) terreni erbosi che rimarrebbero tali in assenza di interventi umani e che mantengono la composizione naturale delle specie nonché le caratteristiche e i processi ecologici; ovvero
ii) terreni erbosi non naturali, ossia terreni erbosi che cesserebbero di essere tali in assenza di interventi umani e che sono ricchi di specie e non degradati ð e la cui elevata biodiversità è stata riconosciuta dall’autorità competenteï , a meno che non venga dimostrato che il raccolto delle materie prime è necessario per preservarne lo status di terreni erbosi Ö ad elevata biodiversità Õ .
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La Commissione può fissare i criteri per determinare quali terreni erbosi rientrino nell’ambito di applicazione della lettera c) mediante atti di esecuzione adottati conformemente alla procedura d’esame di cui all’articolo 31, paragrafo 2.
ê 2009/28/CE Articolo 17 (adattato)
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4.3. I biocarburanti, e i bioliquidi ð e i combustibili da biomassa provenienti dall’agricoltura ï presi in considerazione ai fini di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e c), non sono prodotti a partire da materie prime ottenute su terreni che presentano un elevato stock di carbonio, ossia terreni che nel gennaio 2008 possedevano uno degli status seguenti, che nel frattempo hanno perso:
a) zone umide, ossia terreni coperti o saturi di acqua in modo permanente o per una parte significativa dell’anno;
b) zone boschive continue, ossia terreni aventi un’estensione superiore ad un ettaro caratterizzati dalla presenza di alberi di altezza superiore a cinque metri e da una copertura della volta superiore al 30% o di alberi che possono raggiungere tali soglie in situ;
c) terreni aventi un’estensione superiore ad un ettaro caratterizzati dalla presenza di alberi di altezza superiore a cinque metri e da una copertura della volta compresa tra il 10% e il 30% o di alberi che possono raggiungere queste soglie in situ, a meno che non vengano fornite prove del fatto che lo stock di carbonio della superficie in questione prima e dopo la conversione è tale che, quando viene applicata la metodologia di cui all’allegato V, parte C, sono soddisfatte le condizioni di cui al paragrafo 72 del presente articolo.
Le disposizioni del presente paragrafo non si applicano se, al momento dell’ottenimento delle materie prime, i terreni avevano lo stesso status che nel gennaio 2008.
54. I biocarburanti, e i bioliquidi ð e i combustibili da biomassa provenienti dall’agricoltura ï considerati ai fini di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e c), non sono prodotti a partire da materie prime ottenute su terreni che erano torbiere nel gennaio 2008, a meno che non vengano fornite prove del fatto che la coltivazione e la raccolta di tali materie prime non comportano drenaggio di terreno precedentemente non drenato.
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5. I biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa ottenuti da biomassa forestale presi in considerazione ai fini di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e c), soddisfano i seguenti requisiti per ridurre al minimo il rischio di utilizzare una produzione non sostenibile di biomassa forestale:
a) il paese in cui è stata raccolta la biomassa forestale ha introdotto e attua leggi nazionali e/o subnazionali nel campo della raccolta così come dei sistemi di monitoraggio e di applicazione che garantiscono che:
i) la raccolta avviene in base alle condizioni del permesso di raccolta entro i confini stabiliti dalla legge;
ii) ha luogo la rigenerazione forestale delle superfici oggetto di raccolta;
iii) le aree di elevato valore in termini di conservazione, comprese le zone umide e torbiere, sono protette;
iv) l’impatto della raccolta forestale sulla qualità del suolo e la biodiversità è ridotto al minimo; e
v) la raccolta non eccede la capacità produttiva a lungo termine delle foreste;
b) se non sono disponibili le prove di cui al primo comma, i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa ottenuti a partire da biomassa forestale sono presi in considerazione ai fini di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e c), se sono attuati sistemi di gestione a livello di azienda forestale per garantire che:
i) la biomassa forestale è stata raccolta conformemente a un permesso legale;
ii) ha luogo la rigenerazione forestale delle superfici oggetto di raccolta;
iii) le aree di elevato valore in termini di conservazione, comprese le zone umide e torbiere, sono individuate e protette;
iv) l’impatto della raccolta forestale sulla qualità del suolo e la biodiversità è ridotto al minimo;
v) la raccolta non eccede la capacità produttiva a lungo termine delle foreste;
6. I biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa ottenuti da biomassa forestale sono presi in considerazione ai fini di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e c), se il paese o l’organizzazione regionale di integrazione economica di origine della biomassa forestale soddisfa i seguenti requisiti relativi alla destinazione dei suoli, al cambiamento della destinazione dei suoli e alla silvicoltura (LULUCF):
i) è parte di, e ha ratificato, l’accordo di Parigi;
ii) ha presentato un contributo determinato a livello nazionale (NDC) alla convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici (convenzione UNFCC), relativo alle emissioni e agli assorbimenti risultanti dall’agricoltura, dalla silvicoltura e dall’uso del suolo, che garantisce che le variazioni di stock di carbonio associate alla raccolta della biomassa sono contabilizzate all’attivo dell’impegno del paese di ridurre o limitare le emissioni di gas serra, come specificato nell’NDC, oppure sono in vigore leggi nazionali o subnazionali, in conformità dell’articolo 5 dell’accordo di Parigi, applicabili alla zona di raccolta, per conservare e migliorare gli stock e i pozzi di assorbimento di carbonio;
iii) ha in vigore un sistema nazionale per la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra e gli assorbimenti risultanti dall’uso del suolo, comprese la silvicoltura e l’agricoltura, che si conforma ai requisiti stabiliti nelle decisioni adottate nell’ambito della convenzione UNFCC e dell’accordo di Parigi;
Se non sono disponibili le prove di cui al primo comma, i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa prodotti a partire da biomassa forestale sono presi in considerazione ai fini di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e c), se sono attuati sistemi di gestione a livello di azienda forestale per garantire che i livello di stock e di pozzi di assorbimento di carbonio nella foresta siano mantenuti.
La Commissione può stabilire le prove operative per dimostrare il rispetto degli obblighi stabiliti ai paragrafi 5 e 6, mediante atti di esecuzione adottati conformemente alla procedura d’esame di cui all’articolo 31, paragrafo 2.
Entro il 31 dicembre 2023 la Commissione valuta se i criteri di cui ai paragrafi 5 e 6 riducono effettivamente al minimo il rischio dell’uso di biomassa forestale non sostenibile e affrontano gli obblighi LULUCF, sulla base dei dati disponibili. La Commissione, se del caso, presenta una proposta volta a modificare gli obblighi di cui ai paragrafi 5 e 6.
ê 2009/28/CE
Le materie prime agricole coltivate nella Comunità e utilizzate per la produzione di biocarburanti e di bioliquidi presi in considerazione ai fini di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e c), sono ottenute nel rispetto delle prescrizioni e delle norme previste dalle disposizioni menzionate nella parte A, rubrica «Ambiente», e al punto 9 dell’allegato II del regolamento (CE) n. 73/2009 del Consiglio, del 19 gennaio 2009, che stabilisce norme comuni relative ai regimi di sostegno diretto agli agricoltori nell’ambito della politica agricola comune e istituisce taluni regimi di sostegno a favore degli agricoltori 49 ( 1 ), e conformemente ai requisiti minimi per il mantenimento di buone condizioni agricole e ambientali definite ai sensi dell’articolo 6, paragrafo 1, dello stesso regolamento.
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7. La riduzione delle emissioni di gas a effetto serra grazie all’uso di biocarburanti, di bioliquidi e di combustibili da biomassa presi in considerazione ai fini di cui al paragrafo 1, è pari almeno:
a) al 50% per i biocarburanti e i bioliquidi prodotti negli impianti in funzione al 5 ottobre 2015 o prima di tale data;
b) al 60% per i biocarburanti e i bioliquidi prodotti negli impianti in funzione a partire dal 5 ottobre 2015;
c) al 70% per i biocarburanti e i bioliquidi prodotti negli impianti in funzione dopo il 1º gennaio 2021;
d) all’80% per l’energia elettrica, il riscaldamento e il raffrescamento da combustibili da biomassa usati negli impianti in funzione a partire dal 1º gennaio 2021 e all’85 % per gli impianti in funzione a partire dal 1º gennaio 2026.
Un impianto è considerato in funzione quando ha avuto inizio la produzione fisica dei biocarburanti o dei bioliquidi e la generazione di riscaldamento e raffrescamento ed energia elettrica a partire da combustibili da biomassa.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 5, lettera a)
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2. La riduzione delle emissioni di gas a effetto serra grazie all'uso di biocarburanti presi in considerazione ai fini di cui al paragrafo 1 è pari ad almeno il 60% per i biocarburanti e i bioliquidi prodotti negli impianti operativi successivamente al 5 ottobre 2015. Un impianto è considerato operativo se si verifica la produzione fisica dei biocarburanti o dei bioliquidi.
In caso di impianti operativi al 5 ottobre 2015 o in precedenza, ai fini di cui al paragrafo 1 la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra associata ai biocarburanti e ai bioliquidi è pari ad almeno il 35% fino al 31 dicembre 2017 e al 50% a partire dal 1 o gennaio 2018.
La riduzione delle emissioni di gas a effetto serra grazie all'uso di biocarburanti, e di bioliquidi ð e di combustibili da biomassa in impianti per la produzione di energia elettrica e per la generazione di calore e di freddo ï è calcolata in conformità dell'articolo 2819, paragrafo 1.
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8. L’energia elettrica da combustibili da biomassa prodotta in impianti con una capacità di combustione pari o superiore a 20 MW è presa in considerazione ai fini di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e c), soltanto se prodotta applicando una tecnologia di cogenerazione ad alto rendimento così come definita all’articolo 2, paragrafo 34, della direttiva 2012/27/UE. Ai fini delle lettere a) e b) del paragrafo 1, la presente disposizione si applica solo agli impianti in funzione dopo [3 anni dopo la data di adozione della presente direttiva]. Ai fini della lettera c) del paragrafo 1, la presente disposizione non pregiudica il sostegno pubblico erogato nel quadro di regimi approvati entro [3 anni dalla data di adozione della presente direttiva].
Il primo comma non si applica all’energia elettrica prodotta da impianti che sono oggetto di una specifica notifica da parte di uno Stato membro alla Commissione, debitamente motivata, basata sull’esistenza di rischi per la sicurezza dell’approvvigionamento di energia elettrica. Al momento della valutazione della notifica, la Commissione adotta una decisione, tenendo conto degli elementi ivi contenuti.
ê 2009/28/CE
7. Per quanto riguarda sia i paesi terzi sia gli Stati membri che rappresentano una fonte importante di biocarburanti o di materie prime per i biocarburanti consumati nella Comunità, la Commissione presenta ogni due anni al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione sulle misure nazionali adottate per garantire il rispetto dei criteri di sostenibilità definiti ai paragrafi da 2 a 5, nonché la tutela del suolo, delle risorse idriche e dell’aria. La prima relazione è presentata nel 2012.
La Commissione presenta ogni due anni al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione sull’impatto dell’aumento della domanda di biocarburanti sulla sostenibilità sociale nella Comunità e nei paesi terzi e sull’impatto della politica comunitaria in materia di biocarburanti sulla disponibilità di prodotti alimentari a prezzi accessibili, in particolare per le popolazioni dei paesi in via di sviluppo, e su altre questioni generali legate allo sviluppo. Le relazioni esaminano il rispetto dei diritti di destinazione dei terreni. Esse precisano, sia per i paesi terzi sia per gli Stati membri che rappresentano una fonte importante di materie prime per i biocarburanti consumati nella Comunità, se sono state ratificate e attuate le seguenti convenzioni dell’Organizzazione internazionale del lavoro:
–convenzione concernente il lavoro forzato ed obbligatorio (n. 29),
–convenzione concernente la libertà sindacale e la protezione del diritto sindacale (n. 87),
–convenzione sull’uguaglianza di retribuzione fra manodopera maschile e manodopera femminile per un lavoro di valore uguale (n. 100),
–convenzione concernente la discriminazione in materia di impiego e di professione (n. 111),
–convenzione sull’età minima per l’assunzione all’impiego (n. 138),
–convenzione riguardante il divieto delle peggiori forme di lavoro minorile e le azioni immediate in vista della loro eliminazione (n. 182).
Tali relazioni indicano, per i paesi terzi e gli Stati membri che rappresentano una fonte significativa di materie prime per il biocarburante consumato all’interno della Comunità, se il paese ha ratificato e attuato:
–il protocollo di Cartagena sulla biosicurezza,
–la convenzione sul commercio internazionale delle specie di flora e fauna selvatiche minacciate di estinzione.
La prima relazione è presentata nel 2012. La Commissione propone, se del caso, misure correttive, in particolare in presenza di elementi che dimostrano che la produzione dei biocarburanti ha ripercussioni considerevoli sul prezzo dei prodotti alimentari.
9. Entro il 31 dicembre 2009 la Commissione riferisce sui requisiti di un regime di sostenibilità per gli usi energetici della biomassa, ad eccezione dei biocarburanti e dei bioliquidi. La relazione è accompagnata, se del caso, da proposte indirizzate al Parlamento europeo e al Consiglio per la creazione di un regime di sostenibilità per gli altri usi energetici della biomassa. La relazione e le eventuali proposte sono basate sulle migliori conoscenze scientifiche disponibili e tengono conto dei nuovi sviluppi in materia di processi innovativi. Se dall’apposita analisi risulta provata l’opportunità di modificare, per quanto riguarda la biomassa forestale, la metodologia di calcolo prevista all’allegato V o i criteri di sostenibilità relativi agli stock di carbonio per i biocarburanti e i bioliquidi, la Commissione, se necessario, presenta proposte al Parlamento europeo e al Consiglio contemporaneamente a tale riguardo.
8. 9. Ai fini di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e c), gli Stati membri non rifiutano di prendere in considerazione, sulla base di altri motivi di sostenibilità, i biocarburanti e i bioliquidi ottenuti conformemente al presente articolo.
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10. Ai fini di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e c), gli Stati membri possono imporre ulteriori criteri di sostenibilità per i combustibili da biomassa.
ê 2009/28/CE (adattato)
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Articolo 1827
Verifica del rispetto dei criteri di sostenibilità ð e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï per i biocarburanti, e per i bioliquidi ð e i combustibili da biomassa ï
1. Quando i biocarburanti, e i bioliquidi ð e i combustibili da biomassa ï devono essere presi in considerazione ai fini di cui ð agli articoli 23, 25 e ï all’articolo 2617, paragrafo 1, lettere a), b) e c), gli Stati membri impongono agli operatori economici l’obbligo di dimostrare che sono stati rispettati i criteri di sostenibilità ð e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï di cui all’articolo 2617, paragrafi da 2 a 75. A tal fine, essi obbligano gli operatori economici ad utilizzare un sistema di equilibrio di massa che:
a) consenta che partite di materie prime o di biocarburanti, ð bioliquidi e combustibili da biomassa ï con caratteristiche di sostenibilità ð e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï diverse siano mescolate ð ad esempio in un container, un impianto logistico o di trattamento, una infrastruttura o sito di trasmissione e distribuzione ï ;
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b) consenta che partite di materie prime aventi un diverso contenuto energetico siano mescolate a fini di ulteriore trattamento, a condizione che il volume delle partite sia adeguato in base al loro contenuto energetico;
ê 2009/28/CE (adattato)
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bc) imponga che le informazioni sulle caratteristiche di sostenibilità ð e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï e sul volume delle partite di cui alla lettera a) restino associate alla miscela; e
cd) preveda che la somma di tutte le partite prelevate dalla miscela sia descritta come avente le stesse caratteristiche di sostenibilità, nelle stesse quantità, della somma di tutte le partite aggiunte alla miscela ð così come che tale equilibrio sia raggiunto in un adeguato arco temporale ï .
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2. Se una partita è trasformata, le informazioni sulle caratteristiche di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra della partita sono adeguate e ascritte al prodotto risultante conformemente alle regole seguenti:
a) quando dal trattamento di una partita di materie prime si ottiene un unico prodotto destinato alla produzione di biocarburanti, bioliquidi o combustibile da biomassa, il volume della partita e le relative quantità in termini di sostenibilità e di riduzione di emissioni di gas a effetto serra sono adeguati applicando un fattore di conversione pari al rapporto tra la massa del prodotto destinato alla produzione di biocarburanti, bioliquidi o combustibili da biomassa e la massa delle materie prime che entrano nel processo;
b) quando dal trattamento di una partita di materie prime si ottengono più prodotti destinati alla produzione di biocarburanti, bioliquidi o combustibili da biomassa, a ciascun prodotto è applicato un distinto fattore di conversione ed utilizzato un distinto bilancio di massa.
ê 2009/28/CE (adattato)
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2. La Commissione riferisce al Parlamento europeo e al Consiglio nel 2010 e nel 2012 sul funzionamento del metodo di verifica basato sull’equilibrio di massa descritto al paragrafo 1 e sulle possibilità di considerare altri metodi di verifica per alcuni o per tutti i tipi di materie prime, di biocarburanti o di bioliquidi. Nella sua valutazione la Commissione prende in considerazione i metodi di verifica nei quali non è necessario che le informazioni relative alle caratteristiche di sostenibilità ambientale restino fisicamente associate a partite o miscele determinate. La valutazione tiene conto della necessità di preservare l’integrità e l’efficacia del sistema di verifica senza imporre un onere irragionevole alle imprese. La relazione è accompagnata, se del caso, da proposte di altri metodi di verifica indirizzate al Parlamento europeo e al Consiglio.
3. Gli Stati membri provvedono a che gli operatori economici presentino informazioni attendibili ð in merito al rispetto dei criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra di cui all’articolo 26, paragrafi da 2 a 7 ï e mettano a disposizione dello Stato membro, su sua richiesta, i dati utilizzati per elaborare le informazioni. Gli Stati membri impongono agli operatori economici l’obbligo di garantire un livello adeguato di controllo indipendente delle informazioni da essi presentate e di dimostrare che il controllo è stato effettuato. Il controllo consiste nella verifica che i sistemi utilizzati dagli operatori economici siano precisi, affidabili e a prova di frode. Sono valutati la frequenza e il metodo di campionamento nonché la solidità dei dati.
Rientrano nelle informazioni di cui al primo comma, in particolare, le informazioni sul rispetto dei criteri di sostenibilità di cui all’articolo 17, paragrafi da 2 a 5, e informazioni appropriate e pertinenti sulle misure adottate per la tutela del suolo, delle risorse idriche e dell’aria, per il ripristino dei terreni degradati e per evitare il consumo eccessivo di acqua in zone afflitte da carenza idrica, nonché informazioni pertinenti sulle misure adottate in considerazione degli elementi di cui all’articolo 17, paragrafo 7, secondo comma.
La Commissione adotta atti di esecuzione secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 25, paragrafo 3, per stabilire l'elenco delle informazioni appropriate e pertinenti di cui ai primi due commi del presente paragrafo. La Commissione provvede, in particolare, a che la comunicazione di dette informazioni non rappresenti un onere amministrativo eccessivo per gli operatori in generale e per i piccoli coltivatori, le organizzazioni di produttori e le cooperative in particolare.
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
Gli obblighi di cui al presente paragrafo si applicano sia ai biocarburanti, o bioliquidi ð e combustibili da biomassa ï prodotti nella Comunità Ö nell’Unione Õ sia a quelli importati.
Gli Stati membri presentano, in forma aggregata, le informazioni di cui al primo comma del presente paragrafo alla Commissione, che le pubblica in forma sintetica sulla piattaforma per la trasparenza ð per le comunicazioni elettroniche ï di cui all’articolo 24 ð del regolamento [sulla governance] ï , preservando la riservatezza dei dati commercialmente sensibili.
4. La Comunità si adopera per concludere accordi bilaterali o multilaterali con i paesi terzi che contengano disposizioni sui criteri di sostenibilità corrispondenti a quelle della presente direttiva. Quando la Comunità ha concluso accordi contenenti disposizioni sulle materie che rientrano nell’ambito di applicazione dei criteri di sostenibilità di cui all’articolo 17, paragrafi da 2 a 5, la Commissione può decidere che tali accordi dimostrano che i biocarburanti e i bioliquidi prodotti a partire da materie prime coltivate in detti paesi rispettano i criteri di sostenibilità in questione. Nel concludere tali accordi è prestata particolare attenzione alle misure adottate per la conservazione di aree che forniscono servizi di ecosistema fondamentali in situazioni critiche (ad esempio protezione degli spartiacque e controllo dell’erosione), per la tutela del suolo, delle risorse idriche e dell’aria, in relazione ai cambiamenti indiretti della destinazione dei terreni, per il ripristino dei terreni degradati e per evitare il consumo eccessivo di acqua in zone afflitte da carenza idrica, nonché agli elementi di cui all’articolo 17, paragrafo 7, secondo comma.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 6, lettera b)
ð nuovo
4. La Commissione può decidere che i sistemi volontari nazionali o internazionali per la misurazione della riduzione di gas a effetto serra contengono dati accurati ai fini dell’articolo 2617, paragrafo 72 e/o dimostrano che le partite di biocarburanti, o di bioliquidi ð o di combustibili da biomassa ï rispettano i criteri di sostenibilità di cui all'articolo 2617, paragrafi 2, 3, 4, e 5 e 6, e/o che le materie non sono state modificate o eliminate intenzionalmente in modo che le partite o parti di esse rientrino nell'allegato IX. ð Quando dimostrano che gli obblighi di cui all’articolo 26, paragrafi 5 e 6, sono rispettati, gli operatori possono decidere di fornire direttamente le prove richieste a livello dell’azienda forestale. ï La Commissione può decidere che tali sistemi contengono dati accurati ai fini delle informazioni relative alle misure adottate per la conservazione di aree che forniscono servizi di ecosistema fondamentali in situazioni critiche (ad esempio protezione degli spartiacque e controllo dell'erosione), per la tutela del suolo, delle risorse idriche e dell'aria, per il ripristino dei terreni degradati e per evitare il consumo eccessivo di acqua in zone afflitte da carenza idrica, nonché in merito agli elementi di cui all'articolo 17, paragrafo 7, secondo comma. Ai fini dell'articolo 2617, paragrafo 23, lettera b), punto ii), la Commissione può inoltre riconoscere le aree di protezione di ecosistemi o specie rari, minacciati o in pericolo di estinzione, riconosciute da accordi internazionali o incluse in elenchi compilati da organizzazioni intergovernative o dall'Unione internazionale per la conservazione della natura.
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
La Commissione può decidere che i ð detti ï sistemi volontari nazionali o internazionali per la misurazione della riduzione di gas a effetto serra contengono dati accuratei ð informazioni sulle misurazioni effettuate ï ai fini dell’articolo 17, paragrafo 2. ð per la protezione del terreno, delle risorse idriche e dell’aria, per il ripristino dei terreni degradati e per evitare il consumo eccessivo di acqua in zone afflitte da carenza idrica, così come per la certificazione dei biocarburanti e dei bioliquidi a basso rischio di cambiamento indiretto di destinazione dei terreni ï .
La Commissione può decidere che i terreni inclusi in un programma nazionale o regionale di riconversione dei terreni pesantemente degradati o fortemente contaminati rispondono ai criteri di cui all’allegato V, parte C, punto 9.
5. La Commissione adotta le decisioni di cui al paragrafo 4 soltanto se l’accordo o il sistema rispettano adeguati criteri di affidabilità, trasparenza e controllo indipendente. I sistemi per la misurazione della riduzione di gas a effetto serra rispettano anche i requisiti metodologici di cui all’allegato V ð o all’allegato VI ï. Nel caso di aree con un elevato valore di biodiversità di cui all’articolo 2617, paragrafo 23, lettera b), punto ii), i relativi elenchi rispettano criteri adeguati di obiettività e coerenza con norme internazionalmente riconosciute e prevedono idonee procedure di ricorso.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 6, lettera c)
ð nuovo
I sistemi volontari di cui al paragrafo 4 («sistemi volontari») pubblicano periodicamente, e almeno una volta all'anno, un elenco dei loro organismi di certificazione utilizzati per il controllo indipendente, indicando per ciascun organismo di certificazione da quale soggetto o autorità nazionale pubblica è stato riconosciuto e quale soggetto o autorità nazionale pubblica ne attua la sorveglianza.
ð Per garantire che il rispetto dei criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra è verificato in modo efficiente e armonizzato e ï iIn particolare per prevenire le frodi, la Commissione può, sulla base di un'analisi dei rischi o delle relazioni di cui al presente articolo, paragrafo 6, secondo comma, precisare ð dettagliate disposizioni attuative, comprese ï le norme ð adeguate ï didel controllo ð affidabile, trasparente e ï indipendente e imporre a tutti i sistemi volontari di applicarle. ð Nel precisare tali disposizioni, la Commissione presta particolare attenzione all’esigenza di rendere minimo l’onere amminstrativo. ï Ciò avviene tramite atti di esecuzione adottati secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 3125, paragrafo 3. Tali atti fissano un termine entro il quale i sistemi volontari devono attuare le norme. La Commissione può abrogare le decisioni che riconoscono i sistemi volontari qualora essi non attuino tali norme entro i tempi previsti.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 6, lettera d) (adattato)
ð nuovo
6. Le decisioni di cui al paragrafo 4 del presente articolo sono adottate secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 3125, paragrafo 3. Tali decisioni sono valide per un periodo non superiore ai cinque anni.
La Commissione dispone che ciascun sistema volontario in merito al quale è stata adottata una decisione ai sensi del paragrafo 4 le presenti entro il 6 ottobre 2016, e successivamente ogni anno entro il 30 aprile, una relazione che contempli ciascuno dei punti indicati al terzo comma del presente paragrafo. In generale, le relazioni coprono l'anno civile precedente. La prima relazione copre almeno sei mesi a partire dal 9 settembre 2015. L'obbligo di presentare una relazione si applica soltanto ai sistemi volontari che operano da almeno 12 mesi.
Entro il 6 aprile 2017 e successivamente nell'ambito delle sue relazioni conformemente all'articolo 23, paragrafo 3, la Commissione presenta al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione in cui analizza le relazioni di cui al secondo comma del presente paragrafo e rivede il funzionamento degli accordi di cui al paragrafo 4 o dei sistemi volontari in relazione ai quali è stata adottata una decisione a norma del presente articolo e in cui individua le migliori prassi. La relazione si basa sulle migliori informazioni disponibili, anche a seguito di consultazioni con le parti interessate, e sull'esperienza pratica nell'applicazione degli accordi o dei sistemi interessati. La relazione analizza i seguenti aspetti:
in generale:
a) l'indipendenza, le modalità e la frequenza dei controlli, sia in relazione a quanto indicato su tali aspetti nella documentazione del sistema interessato al momento dell'approvazione dello stesso da parte della Commissione, sia in relazione alle migliori prassi del settore;
b) la disponibilità di metodi per individuare e trattare i casi di inosservanza, in particolare per trattare i casi o le denunce di illeciti gravi da parte degli aderenti al sistema, nonché l'esperienza e la trasparenza nella loro applicazione;
c) la trasparenza, in particolare per quanto riguarda l'accessibilità del sistema, la disponibilità di traduzioni nelle lingue applicabili dei paesi e delle regioni da cui provengono le materie prime, l'accessibilità di un elenco di operatori certificati e delle pertinenti certificazioni e l'accessibilità delle relazioni di revisione;
d) la partecipazione delle parti interessate, in particolare per quanto riguarda la consultazione delle comunità autoctone e locali prima del processo decisionale durante l'elaborazione e la revisione del sistema, così come durante i controlli, e la risposta ai loro contributi;
e) la solidità generale del sistema, in particolare alla luce delle norme in materia di accreditamento, qualifica e indipendenza dei revisori e dei pertinenti organismi del sistema;
f) l'aggiornamento del sistema rispetto al mercato, i quantitativi di materie prime e biocarburanti certificati, per paese di origine e tipologia, il numero dei partecipanti;
g) la semplicità e l'efficacia di attuazione di un sistema che identifichi le prove di conformità ai criteri di sostenibilità offerte dal sistema a chi vi aderisce, quale mezzo atto a prevenire attività fraudolente, in particolare ai fini dell'individuazione, del trattamento e del seguito da dare ai sospetti casi di frode e di altre irregolarità e, se del caso, il numero dei casi di frode o irregolarità individuati;
e in particolare:
h) le opzioni per l'autorizzazione dei soggetti a riconoscere e monitorare gli organismi di certificazione;
i) i criteri per il riconoscimento o l'accreditamento degli organismi di certificazione;
j) le norme sulle modalità di esecuzione del monitoraggio degli organismi di certificazione;
k) le modalità per agevolare o migliorare la promozione delle migliori prassi.
La Commissione pubblica le relazioni dei sistemi volontari, in forma aggregata o nella loro integralità se opportuno, sulla piattaforma per la trasparenza ð per le comunicazioni elettroniche ï di cui all'articolo 24 ð del regolamento [sulla governance] ï .
ò nuovo
Gli Stati membri possono istituire sistemi nazionali laddove il rispetto dei criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra, stabiliti all’articolo 26, paragrafi da 2 a 7, sia verificato lungo l’intera catena di custodia che coinvolge le autorità nazionali competenti.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 6, lettera d)
ð nuovo
Uno Stato membro può notificare il suo sistema nazionale alla Commissione. La Commissione procede in via prioritaria alla valutazione di tale sistema. Una decisione sulla conformità di tale sistema nazionale così notificato alle condizioni stabilite nella presente direttiva è adottata secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 3125, paragrafo 3, al fine di agevolare il reciproco riconoscimento bilaterale o multilaterale dei sistemi di verifica della conformità ai criteri di sostenibilità ð e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï per i biocarburanti, e i bioliquidi ð e i combustibili da biomassa ï . Ove la decisione sia positiva, i sistemi istituiti conformemente al presente articolo non possono rifiutare il reciproco riconoscimento al sistema di detto Stato membro per quanto riguarda la verifica della conformità ai criteri di sostenibilità ð e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï di cui all'articolo 2617, paragrafi da 2 a 75.
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
7. Quando un operatore economico presenta la prova o dati ottenuti conformemente ad un accordo o ad un sistema oggetto di una decisione ai sensi del paragrafo 4 ð o 6 ï , nella misura prevista da tale decisione, gli Stati membri non impongono al fornitore l’obbligo di fornire altre prove di conformità ai criteri di sostenibilità ð e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï fissati all’articolo 2617, paragrafi da 2 a 75, o informazioni sulle misure di cui al paragrafo 3, secondo comma, del presente articolo.
ò nuovo
Le autorità competenti degli Stati membri sono autorizzate a controllare il funzionamento degli organismi di certificazione che sono accreditati dall’organismo nazionale di accreditamento e stanno effettuando una verifica indipendente nell’ambito di un sistema volontario.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 6, lettera e)
8. Su richiesta di uno Stato membro o di propria iniziativa, la Commissione esamina l'applicazione dell'articolo 17 in relazione ad una fonte di biocarburante e, entro sei mesi dal ricevimento di una richiesta, decide, secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 25, paragrafo 3, se lo Stato membro interessato possa prendere in considerazione il biocarburante proveniente da detta fonte ai fini dell'articolo 17, paragrafo 1.
ê 2009/28/CE
9. Entro il 31 dicembre 2012 la Commissione riferisce al Parlamento europeo e al Consiglio:
a) sull’efficacia del sistema posto in atto per la comunicazione delle informazioni relative ai criteri di sostenibilità; e
b) sulla praticabilità e l’opportunità di introdurre prescrizioni obbligatorie in relazione alla tutela dell’aria, del suolo o delle risorse idriche, tenendo conto dei più recenti dati scientifici e degli obblighi internazionali della Comunità.
La Commissione propone, se del caso, misure correttive.
ê 2009/28/CE Articolo 19 1.2. (adattato)
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Articolo 1928
Calcolo dell’impatto dei gas a effetto serra dei biocarburanti, e dei bioliquidi ð e dei combustibili da biomassa ï
1. La riduzione delle emissioni di gas a effetto serra derivanti dall’uso di biocarburanti, e di bioliquidi ð e di combustibili da biomassa ï ai fini dell’articolo 2617, paragrafo 72, è calcolata come segue:
a) se l’allegato V, parte A o B ð , per quanto riguarda i biocarburanti e i bioliquidi, e l’allegato VI, parte A per i combustibili da biomassa ï , fissano un valore standard per la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra associate alla filiera di produzione e se il valore el per questi biocarburanti o bioliquidi calcolato secondo l’allegato V, parte C, punto 7, ð e per i combustibili da biomassa calcolato secondo l’allegato VI, parte B, punto 7, ï è uguale o inferiore a zero, utilizzando detto valore standard;
b) utilizzando il valore reale calcolato secondo la metodologia definita nell’allegato V, parte C ð , per quanto riguarda i biocarburanti e i bioliquidi, e nell’allegato VI, parte B per i combustibili da biomassa ï; o
c) utilizzando un valore risultante dalla somma dei fattori dellea formulea di cui all’allegato V, parte C, punto 1, ove i valori standard disaggregati di cui all’allegato V, parte D o E, possono essere utilizzati per alcuni fattori e i valori reali calcolati secondo la metodologia definita nell’allegato V, parte C, per tutti gli altri fattori;. Ö o Õ
ò nuovo
d) utilizzando un valore risultante dalla somma dei fattori delle formule di cui all’allegato VI, parte B, punto 1, ove i valori standard disaggregati di cui all’allegato VI, parte C, possono essere utilizzati per alcuni fattori e i valori reali calcolati secondo la metodologia definita nell’allegato VI, parte B, per tutti gli altri fattori.
ê 2009/28/CE Articolo 19, paragrafo 2 (adattato)
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2. Entro il 31 marzo 2010 Ggli Stati membri ð possono ï presentareno alla Commissione una relazionie comprendentie ð informazioni sulle emissioni tipiche di gas a effetto serra derivanti dalla coltivazione di materie prime agricole ï l’elenco delle zone nel loro territorio classificate al livello 2 della nomenclatura delle unità territoriali per la statistica («NUTS») o a un livello NUTS più disaggregato conformemente al regolamento (CE) n. 1059/2003 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 maggio 2003, relativo all’istituzione di una classificazione comune delle unità territoriali per la statistica (NUTS) 50 ( 1 ), nelle quali le emissioni tipiche di gas a effetto serra derivanti dalla coltivazione di materie prime agricole sono inferiori o uguali alle emissioni indicate alla rubrica «Valori standard disaggregati per la coltivazione» dell’allegato V, parte D, della presente direttiva, accompagnata da una descrizione del metodo e dei dati utilizzati per redigere l’elenco. ð Le relazioni sono corredate della descrizione del metodo e dei dati utilizzati per calcolare il livello di emissioni. ï Tale metodo prende in considerazione le caratteristiche del suolo, il clima e le rese previste di materie prime.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 7, lettera a) (adattato)
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3. Le emissioni tipiche di gas a effetto serra derivanti dalla coltivazione di materie prime agricole incluse nelle relazioni di cui al paragrafo 2 nel caso degli Stati membri e, Nnel caso dei territori esterni all'Unione, nelle relazioni equivalenti a quelle di cui al paragrafo 2 ed elaborate dagli organi competenti possono essere presentate alla Commissione.
4. La Commissione può decidere, mediante un atto di esecuzione adottato secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 3125, paragrafo 23, che le relazioni di cui ail paragrafio Ö 2 e Õ 3 del presente articolo contengono dati accurati ai fini della misurazione delle emissioni di gas a effetto serra associate alla coltivazione di materie prime da cui ricavare biocarburanti e bioliquidi ð biomasse agricole ï tipicamente prodotte in tali Ö nelle Õ zone Ö comprese nelle citate relazioni Õ agli scopi previsti dall'articolo 2617, paragrafo 72. ð Tali dati possono pertanto essere utilizzati al posto dei valori standard disaggregati per la coltivazione di cui all’allegato V, parte D o E, per i biocarburanti e i bioliquidi, e all’allegato VI, parte C per i combustibili da biomassa. ï
5. Entro e non oltre il 31 dicembre 2012, e in seguito ogni due anni, la Commissione elabora e pubblica una relazione sui valori standard e sui valori tipici stimati di cui all'allegato V, parti B ed E, prestando particolare attenzione alle emissioni di gas a effetto serra prodotte nelle fasi di trasporto e di lavorazione.
Qualora le suddette relazioni di cui al primo comma indichino che può rendersi necessario adeguare i valori standard e i valori tipici stimati di cui all'allegato V, parti B ed E, sulla base delle più recenti conoscenze scientifiche, la Commissione presenta se del caso una proposta legislativa al Parlamento europeo e al Consiglio.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 7, lettera c) (adattato)
ð nuovo
57. La Commissione esamina regolarmente l'allegato V ð e l’allegato VI ï al fine di inserirvi ð o di rivedere ï , se la situazione lo giustifica, i valori per ulteriori filiere di produzione diei biocarburanti ð , bioliquidi e combustibili da biomassa ï per la stessa o per altre materie prime. L'esame tiene conto anche della modifica della metodologia definita nell'allegato V, parte C, ð e nell’allegato VI, parte B. ï in particolare per quanto riguarda:
–le modalità di contabilizzazione dei rifiuti e dei residui;
–le modalità di contabilizzazione dei prodotti secondari;
–le modalità di contabilizzazione della cogenerazione, e
–lo status attribuito ai residui di colture agricole in quanto prodotti secondari.
I valori standard per il biodiesel da rifiuti vegetali o animali sono riveduti non appena possibile. Qualora, in seguito al suo esame, la Commissione concluda che occorre apportare aggiunte ð modifiche ï all'allegato V ð o all’allegato VI ï , alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati conformemente all'articolo 3225 bis per aggiungere, ma non per cancellare o modificare, i valori tipici e i valori standard stimati di cui all'allegato V, parti A, B, D ed E, per le filiere dei biocarburanti e dei bioliquidi per le quali nel suddetto allegato non sono ancora inclusi valori specifici.
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
Ö Qualora siano apportate modifiche Õ Ogni adattamento o aggiuntea all’elenco dei valori standard di cui all’allegato V ð o all’allegato VI ï deve rispettare i seguenti criteri:
(a) quando il contributo di un fattore alle emissioni complessive è limitato o quando la variazione è ridotta o quando il costo o la difficoltà di accertare i valori reali sono elevati, i valori standard devono essere Ö sono Õ i valori tipici dei processi di produzione normali.;
b) in tutti gli altri casi, i valori standard devono essere conservativi rispetto ai processi di produzione normali.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 7, lettera d) (adattato)
ð nuovo
68. Se del caso, al fine di assicurare l'applicazione uniforme dell'allegato V, parte C, punto 9, ð e dell’allegato VI, parte B, ï la Commissione può adottare atti di esecuzione per stabilire specifiche tecniche Ö comprendenti Õ e definizioni particolareggiate ð , i fattori di conversione, il calcolo delle emissioni annue derivanti dalla coltivazione e/o della riduzione delle emissioni dovute a modifiche degli stock di carbonio presenti sul suolo o nel sottosuolo di terreni già coltivati, il calcolo della riduzione di emissioni grazie alla cattura, alla sostituzione e allo stoccaggio geologico del carbonio ï . Tali atti di esecuzione sono adottati secondo la procedura di esame di cui all'articolo 3125, paragrafo 23.
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
Articolo 2029
Misure di attuazione
Le misure di attuazione di cui all’articolo 2617, paragrafo 23, secondo comma, ð e paragrafo 6 ï all’articolo 18, paragrafo 3, terzo comma, all’articolo 2718, paragrafo 6, all’articolo 18, paragrafo 8, all’articolo 19, paragrafo 5, all’articolo 2819, paragrafo 57, primo comma, e Ö paragrafo 6 Õ all’articolo 19, paragrafo 8, tengono altresì pienamente conto dei fini dell’articolo 7 bis della direttiva 98/70/CE 51 .
ê 2009/28/CE
Articolo 22
Relazioni degli Stati membri
Entro il 31 dicembre 2011, e successivamente ogni due anni, ciascuno Stato membro presenta alla Commissione una relazione sui progressi realizzati nella promozione e nell’uso dell’energia da fonti rinnovabili. La sesta relazione, da presentare entro il 31 dicembre 2021, è l’ultima relazione richiesta.
La relazione specifica in particolare
a) le quote settoriali (elettricità, riscaldamento e raffreddamento, trasporti) e complessive di energia da fonti rinnovabili nel corso dei due precedenti anni civili e le misure adottate o previste a livello nazionale per promuovere la crescita delle energie da fonti rinnovabili tenendo conto della traiettoria indicativa di cui all’allegato I, parte B, conformemente all’articolo 5;
b) l’introduzione e il funzionamento di regimi di sostegno e di altre misure miranti a promuovere l’energia da fonti rinnovabili e ogni sviluppo nelle misure applicate rispetto a quelle indicate nel piano di azione nazionale per le energie rinnovabili dello Stato membro, nonché informazioni sulle modalità di allocazione dell’elettricità che beneficia di un sostegno ai clienti finali ai fini dell’articolo 3, paragrafo 6, della direttiva 2003/54/CE;
c) il modo in cui lo Stato membro ha eventualmente strutturato i suoi regimi di sostegno per integrare le applicazioni di energie rinnovabili che presentano benefici supplementari rispetto ad altre applicazioni analoghe, ma che possono anche comportare costi maggiori, ivi compresi i biocarburanti prodotti da rifiuti, residui, materie cellulosiche di origine non alimentare e materie ligno-cellulosiche;
d) il funzionamento del sistema delle garanzie di origine per l’elettricità, il riscaldamento e il raffreddamento da fonti energetiche rinnovabili e le misure adottate per assicurare l’affidabilità e la protezione del sistema contro la frode;
e) i progressi realizzati nella valutazione e nel miglioramento delle procedure amministrative per eliminare gli ostacoli regolamentari e non regolamentari allo sviluppo dell’energia da fonti rinnovabili;
f) le misure adottate per garantire la trasmissione e la distribuzione dell’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili e per migliorare il quadro o le norme che disciplinano l’assunzione e la ripartizione dei costi di cui all’articolo 16, paragrafo 3;
g) gli sviluppi intervenuti nella disponibilità e nell’uso delle risorse della biomassa a fini energetici;
h) le variazioni del prezzo dei prodotti e della destinazione dei terreni nello Stato membro legati al maggiore uso della biomassa e di altre forme di energia da fonti rinnovabili;
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 9, lettera a)
i) lo sviluppo e la quota dei biocarburanti ottenuti a partire dalle materie prime elencate nell'allegato IX, inclusa una valutazione delle risorse incentrata sugli aspetti di sostenibilità connessi all'effetto della sostituzione della produzione di alimenti e mangimi con la produzione di biocarburanti, tenendo debitamente conto dei principi relativi alla gerarchia dei rifiuti stabiliti nella direttiva 2008/98/CE e del principio dell'uso a cascata della biomassa, tenuto conto delle particolarità economiche e tecnologiche locali e regionali, del mantenimento del necessario stock di carbonio nel suolo e della qualità del suolo e degli ecosistemi;
ê 2009/28/CE
j) l’impatto stimato della produzione di biocarburanti e di bioliquidi sulla biodiversità, sulle risorse idriche, sulla qualità dell’acqua e sulla qualità del suolo all’interno dello Stato membro;
k) la stima della riduzione netta delle emissioni di gas a effetto serra conseguita con l’uso di energia da fonti rinnovabili;
l) una stima della produzione eccedentaria di energia da fonti rinnovabili rispetto alla traiettoria indicativa che potrebbe essere oggetto di trasferimento verso altri Stati membri, nonché una stima del potenziale per progetti comuni fino al 2020;
m) una stima della domanda di energie da fonti rinnovabili da soddisfare con mezzi diversi dalla produzione nazionale fino al 2020;
n) informazioni sui metodi impiegati per stimare la quota di rifiuti biodegradabili contenuti nei rifiuti destinati alla produzione di energia e sulle misure adottate per migliorare e verificare tali stime; e
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 9, lettera b)
o) le quantità di biocarburanti e bioliquidi in unità di energia corrispondenti a ciascuna delle categorie di materie prime elencate nella parte A dell'allegato VIII prese in considerazione da tale Stato membro ai fini del rispetto degli obiettivi di cui all'articolo 3, paragrafi 1 e 2, e all'articolo 3, paragrafo 4, primo comma.
ê 2009/28/CE
2. Per la stima della riduzione netta delle emissioni di gas a effetto serra conseguita con l’uso di biocarburanti, lo Stato membro può utilizzare, ai fini delle relazioni di cui al paragrafo 1, i valori tipici di cui all’allegato V, parte A e parte B.
3. Nella sua prima relazione lo Stato membro precisa se intende:
a) creare un organismo amministrativo unico incaricato di trattare le domande di autorizzazione, certificazione e concessione di licenze per gli impianti a energia rinnovabile e di assistere i richiedenti;
b) prevedere l’approvazione automatica delle domande di licenza urbanistica ed edilizia per impianti ad energia rinnovabile quando l’organismo responsabile del rilascio dell’autorizzazione non risponde entro i termini previsti; o
c) indicare nei piani urbanistici le zone geografiche adatte per lo sfruttamento dell’energia da fonti rinnovabili e per la creazione di sistemi di teleriscaldamento e di teleraffrescamento.
4. In ciascuna relazione lo Stato membro ha la possibilità di correggere i dati forniti nelle relazioni precedenti.
ê 2009/28/CE (adattato)
è1 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 10, lettera a)
ð nuovo
Articolo 2330
MonitoraggioControllo e relazione della Commissione
1. La Commissione monitorasorveglia l’origine dei biocarburanti, e dei bioliquidi ð e dei combustibili da biomassa ï consumati nella Comunità Ö nell’Unione Õ e l’impatto della loro produzione, compreso l’impatto risultante dallo spostamento, sulla destinazione dei terreni nella Comunità Ö nell’Unione Õ e nei paesi terzi principali fornitori. Tale monitoraggiosorveglianza si basa ð sui piani nazionali integrati per l'energia e il clima degli Stati membri e sulle corrispondenti ï sulle relazioni ð sullo stato di avanzamento, imposti dagli articoli 3, 15 e 18 del regolamento [sulla governance] ï degli Stati membri, trasmesse conformemente all’articolo 22, paragrafo 1, su quelle dei paesi terzi interessati, delle organizzazioni intergovernative, su studi scientifici e su altre fonti di informazione pertinenti. La Commissione sorveglia anche l’evoluzione dei prezzi dei prodotti associata all’uso della biomassa per la produzione di energia e ogni effetto positivo e negativo associato sulla sicurezza alimentare. è1 --- ç
2. La Commissione mantiene il dialogo e lo scambio di informazioni con i paesi terzi e con le organizzazioni di produttori e di consumatori di biocarburanti, ð bioliquidi e combustibili da biomassa ï nonché con la società civile in merito all’applicazione generale delle misure della presente direttiva riguardanti i biocarburanti, e i bioliquidi ð e i combustibili da biomassa ï . In tale ambito presta particolare attenzione al possibile impatto della produzione di biocarburanti ð e dei bioliquidi ï sul prezzo dei prodotti alimentari.
3. Sulla base delle relazioni presentate dagli Stati membri ai sensi dell’articolo 22, paragrafo 1, e della sorveglianza e delle analisi di cui al paragrafo 1 del presente articolo, la Commissione presenta ogni due anni una relazione al Parlamento europeo e al Consiglio. La prima relazione è presentata nel 2012.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 10, lettera b)
4. Nelle relazioni sulla riduzione delle emissioni di gas a effetto serra grazie all'uso di biocarburanti e bioliquidi, la Commissione utilizza le quantità comunicate dagli Stati membri conformemente all'articolo 22, paragrafo 1, lettera o), compresi i valori medi provvisori delle emissioni stimate associate al cambiamento indiretto della destinazione dei terreni e il margine associato derivato dall'analisi di sensibilità di cui all'allegato VIII. La Commissione mette a disposizione del pubblico i dati relativi ai valori medi provvisori delle emissioni stimate associate al cambiamento indiretto della destinazione dei terreni e al margine associato derivato dall'analisi di sensibilità. Inoltre, la Commissione valuta se e come le stime della riduzione delle emissioni dirette cambierebbero se si tenesse conto dei prodotti secondari utilizzando il metodo della sostituzione.
ê 2009/28/CE
5. Nelle sue relazioni, la Commissione analizza in particolare:
a) i benefici e i costi ambientali relativi dei vari biocarburanti, gli effetti delle politiche di importazione della Comunità su di essi, le implicazioni in termini di sicurezza degli approvvigionamenti e le modalità per realizzare un approccio equilibrato tra produzione interna e importazioni;
b) l’impatto dell’aumento della domanda di biocarburanti sulla sostenibilità ambientale nella Comunità e nei paesi terzi, tenuto conto dell’impatto economico e ambientale, anche sulla biodiversità;
c) il margine esistente per individuare, in maniera scientificamente obiettiva, le zone geografiche aventi un elevato valore in termini di biodiversità che non sono contemplate dall’articolo 17, paragrafo 3;
d) l’impatto dell’aumento della domanda di biomassa sui settori che utilizzano la biomassa;
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 10, lettera c)
e) la disponibilità e la sostenibilità dei biocarburanti ottenuti a partire dalle materie prime elencate nell'allegato IX, inclusa una valutazione dell'effetto della sostituzione della produzione di alimenti e mangimi con la produzione di biocarburanti, tenendo debitamente conto dei principi relativi alla gerarchia dei rifiuti stabiliti nella direttiva 2008/98/CE e del principio dell'uso a cascata della biomassa tenuto conto delle particolarità economiche e tecnologiche locali e regionali, del mantenimento del necessario stock di carbonio nel suolo e della qualità del suolo e degli ecosistemi;
f) i dati sui risultati disponibili delle ricerche scientifiche relative al cambiamento indiretto della destinazione dei terreni per tutte le filiere di produzione e l'analisi di tali risultati, corredate di una valutazione volta ad appurare se sia possibile ridurre il margine di incertezza individuato nell'analisi alla base delle stime delle emissioni legate al cambiamento indiretto della destinazione dei terreni e se il possibile impatto delle politiche dell'Unione, ad esempio in materia di ambiente, clima e agricoltura, possa essere calcolato; e
g) gli sviluppi tecnologici e la disponibilità di dati sull'uso e sull'impatto economico e ambientale dei biocarburanti e dei bioliquidi prodotti nell'Unione a partire da colture non alimentari dedicate coltivate soprattutto a fini energetici.
ê 2009/28/CE
La Commissione propone, se del caso, misure correttive.
6. Sulla base delle relazioni presentate dagli Stati membri ai sensi dell’articolo 22, paragrafo 3, la Commissione esamina l’efficacia delle misure adottate dagli Stati membri per creare un organismo amministrativo unico incaricato di trattare le domande di autorizzazione, certificazione e concessione di licenze e di assistere i richiedenti.
7. Al fine di migliorare il finanziamento e il coordinamento per la realizzazione dell’obiettivo del 20% di cui all’articolo 3, paragrafo 1, la Commissione presenta, entro il 31 dicembre 2010, un’analisi e un piano d’azione sull’energia da fonti rinnovabili, finalizzati in particolare a:
a) un migliore utilizzo dei fondi strutturali e dei programmi quadro;
b) un utilizzo più efficiente e più esteso dei fondi della Banca europea per gli investimenti e di altri istituti finanziari pubblici;
c) un migliore accesso al capitale di rischio, segnatamente attraverso l’analisi della fattibilità di un meccanismo con ripartizione dei rischi per gli investimenti in energia da fonti rinnovabili nella Comunità, analogo all’iniziativa «Fondo mondiale per l’efficienza energetica e l’energia rinnovabile» destinata ai paesi terzi;
d) un migliore coordinamento dei finanziamenti comunitari e nazionali, nonché di altre forme di sostegno; e
e) un migliore coordinamento a sostegno delle iniziative in materia di energie rinnovabili il cui successo dipende dall’attività di operatori stabiliti in vari Stati membri.
8. Entro il 31 dicembre 2014 la Commissione presenta una relazione concernente in particolare i seguenti elementi:
a) una valutazione delle soglie minime di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra che si applicheranno a decorrere dalle date di cui all’articolo 17, paragrafo 2, secondo comma, elaborata sulla scorta di un’analisi dell’impatto che tenga conto, in particolare, dell’evoluzione tecnologica, delle tecnologie disponibili e della disponibilità di biocarburanti di prima e seconda generazione che permettono una riduzione considerevole delle emissioni di gas a affetto serra;
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 10, lettera d)
b) riguardo agli obiettivi di cui all'articolo 3, paragrafo 4, una valutazione:
i) del rapporto costo-efficacia delle misure da attuare per raggiungere tali obiettivi;
ii) dell'analisi della possibilità di realizzare tali obiettivi, garantendo nel contempo la sostenibilità della produzione di biocarburanti nell'Unione e nei paesi terzi, e considerando l'impatto economico, ambientale e sociale, compresi gli effetti e l'impatto indiretti sulla biodiversità, nonché la disponibilità commerciale dei biocarburanti di seconda generazione;
iii) dell'impatto dell'attuazione degli obiettivi sulla disponibilità di prodotti alimentari a prezzi accessibili;
iv) della disponibilità commerciale degli autoveicoli a motore elettrico, ibrido e a idrogeno nonché della metodologia scelta per calcolare la quota di energia da fonti rinnovabili consumata nel settore dei trasporti;
v) della stima della situazione specifica del mercato, tenendo conto in particolare dei mercati in cui i carburanti per autotrazione rappresentano oltre la metà del consumo finale di energia e dei mercati che dipendono totalmente dai biocarburanti importati;
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
c) un’analisi dell’attuazione della presente direttiva, con particolare riguardo ai meccanismi di cooperazione, per garantire che gli Stati membri possano continuare ad avvalersi dei regimi di sostegno nazionali ai sensi dell’articolo 3, paragrafo 3, e, nel contempo, conseguire tramite tali meccanismi gli obiettivi nazionali di cui all’allegato I sulla base del migliore rapporto costi-benefici, degli sviluppi tecnologici e delle conclusioni da trarre per raggiungere l’obiettivo di produrre il 20% dell’energia da fonti rinnovabili a livello comunitario.
Sulla base di tale relazione la Commissione presenta, se del caso, proposte al Parlamento europeo e al Consiglio riguardanti gli elementi illustrati e in particolare:
–per quanto riguarda l’elemento di cui alla lettera a), una modifica della riduzione minima delle emissioni di gas a effetto serra ivi contemplata, e
–per l’elemento di cui alla lettera c), adeguati aggiustamenti delle misure di cooperazione previste nella presente direttiva per migliorare la loro efficacia nel raggiungere l’obiettivo del 20%. Tali proposte non condizionano l’obiettivo del 20% né il controllo degli Stati membri sui sistemi nazionali di sostegno e sulle misure di cooperazione.
39. Nel 2018 Ö 2026 Õ la Commissione presenta una tabella di marcia per le energie rinnovabili relativa al ð proposta legislativa relativa al quadro normativo per la promozione dell’energia da fonti rinnovabili per il ï periodo successivo al 2020 Ö 2030 Õ .
La tabella di marcia è accompagnata, se del caso, da proposte indirizzate al Parlamento europeo e al Consiglio per il periodo successivo al 2020. Detta tabella di marcia ð Tale proposta ï tiene conto dell’esperienza acquisita nell’attuazione della presente direttiva ð compresi i criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ï e dell’evoluzione tecnologica nel settore dell’energia da fonti rinnovabili.
410. Nel 2021 Ö 2032 Õ la Commissione presenta una relazione sull’applicazione della presente direttiva. La relazione esamina in particolare in quale misura i seguenti elementi hanno consentito agli Stati membri di conseguire gli obiettivi nazionali di cui all’allegato I sulla base del miglior rapporto costi-benefici:
a) la procedura di elaborazione di documenti previsionali e di piani d’azione nazionali per le energie rinnovabili;
b) l’efficacia dei meccanismi di cooperazione;
c) l’evoluzione tecnologica nel settore dell’energia da fonti rinnovabili, anche per quanto riguarda l’impiego di biocarburanti per l’aviazione commerciale;
d) l’efficacia dei regimi di sostegno nazionali; e
e) le conclusioni delle relazioni elaborate dalla Commissione di cui ai paragrafi 8 e 9.
Articolo 24
Piattaforma per la trasparenza
1. La Commissione crea una piattaforma pubblica in linea per la trasparenza, destinata ad aumentare la trasparenza e a facilitare e promuovere la cooperazione tra Stati membri, in particolare in materia di trasferimenti statistici di cui all’articolo 6 e progetti comuni di cui agli articoli 7 e 9. La piattaforma può essere utilizzata anche per rendere pubbliche pertinenti informazioni che la Commissione o uno Stato membro ritengano essenziali ai fini della presente direttiva e del raggiungimento dei suoi obiettivi.
2. La Commissione pubblica sulla piattaforma per la trasparenza le seguenti informazioni, se del caso in formato aggregato, preservando la riservatezza dei dati commercialmente sensibili:
a) i piani d’azione nazionali per le energie rinnovabili degli Stati membri;
b) i documenti previsionali degli Stati membri di cui all’articolo 4, paragrafo 3, corredati, non appena possibile, della sintesi della Commissione riguardo alla produzione eccedentaria e alla domanda stimata di importazioni;
c) le offerte di cooperazione degli Stati membri in materia di trasferimenti statistici o progetti comuni, su richiesta dello Stato membro interessato;
d) le informazioni di cui all’articolo 6, paragrafo 2, sui trasferimenti statistici tra Stati membri;
e) le informazioni di cui all’articolo 7, paragrafi 2 e 3, e all’articolo 9, paragrafi 4 e 5, su progetti comuni;
f) le relazioni nazionali degli Stati membri di cui all’articolo 22;
g) le relazioni della Commissione di cui all’articolo 23, paragrafo 3.
Tuttavia, su richiesta dello Stato membro che ha fornito le informazioni, la Commissione non rende pubblici i documenti previsionali degli Stati membri di cui all’articolo 4, paragrafo 3, né le informazioni contenute nelle relazioni nazionali degli Stati membri di cui all’articolo 22, paragrafo 1, lettere l) e m).
ê 2015/1513 Articolo 2.
ð nuovo
Articolo 2531
Procedura di comitato
1. Fatti salvi i casi di cui al paragrafo 2, Lla Commissione è assistita dal comitato sulle fonti di energia rinnovabili ð dell’Unione dell’energia ï . Esso è un comitato ai sensi del regolamento (UE) n. 182/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio 52 ð , che si riunisce nelle formazioni settoriali di volta in volta pertinenti per il presente regolamento ï.
2. Per le questioni concernenti la sostenibilità dei biocarburanti e dei bioliquidi, la Commissione è assistita dal comitato sulla sostenibilità dei biocarburanti e dei bioliquidi. Esso è un comitato ai sensi del regolamento (UE) n. 182/2011.
23. Nei casi in cui è fatto riferimento al presente paragrafo, si applica l'articolo 5 del regolamento (UE) n. 182/2011.
Qualora il comitato non esprima alcun parere, la Commissione non adotta il progetto di atto di esecuzione e si applica l'articolo 5, paragrafo 4, terzo comma, del regolamento (UE) n. 182/2011.
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 12 (adattato)
Articolo 25a32
Esercizio della delega
1. Il potere di adottare atti delegati è conferito alla Commissione alle condizioni stabilite nel presente articolo.
2. Il potere di adottare atti delegati di cui all'articolo 75, paragrafio 5, Ö e 6, all’articolo 19, paragrafi 11 e 14, all’articolo 25, paragrafo 6 Õ e all'articolo 2819, paragrafo 57, è conferito alla Commissione per un periodo di cinque anni a decorrere dal 5 ottobre 2015 Ö 1o gennaio 2021 Õ .
3. La delega di potere di cui all'articolo 75, paragrafio 5, Ö e 6, all’articolo 19, paragrafi 11 e 14, all’articolo 25, paragrafo 6 Õ e all'articolo 2819, paragrafo 57, può essere revocata in qualsiasi momento dal Parlamento europeo o dal Consiglio. La decisione di revoca pone fine alla delega di potere ivi specificata. Gli effetti della decisione decorrono dal giorno successivo alla pubblicazione della decisione nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea o da una data successiva ivi specificata. Essa non pregiudica la validità degli atti delegati già in vigore.
Ö 4. Prima di adottare un atto delegato la Commissione consulta gli esperti designati dagli Stati membri in conformità ai principi di cui all'accordo interistituzionale “Legiferare meglio” del 13 aprile 2016. Õ
ê 2015/1513 Articolo 2, paragrafo 12 (adattato)
45. Non appena adotta un atto delegato, la Commissione ne dà contestualmente notifica al Parlamento europeo e al Consiglio.
56. L'atto delegato adottato ai sensi deall'articolo 75, paragrafio 5, Ö e 6, deall’articolo 19, paragrafi 11 e 14, deall’articolo 25, paragrafo 6 Õ e Ö deall'articolo 2819, paragrafo 57 Õ, entra in vigore solo se né il Parlamento europeo né il Consiglio hanno sollevato obiezioni entro il termine di due mesi dalla data in cui esso è stato loro notificato o se, prima della scadenza di tale termine, sia il Parlamento europeo che il Consiglio hanno informato la Commissione che non intendono sollevare obiezioni. Tale termine è prorogato di due mesi su iniziativa del Parlamento europeo o del Consiglio.
ê 2009/28/CE (adattato)
Articolo 26
Modifiche e abrogazioni
1. L’articolo 2, l’articolo 3, paragrafo 2, e gli articoli da 4 a 8 della direttiva 2001/77/CE sono abrogati a decorrere dal 1 o aprile 2010.
2. L’articolo 2, l’articolo 3, paragrafi 2, 3 e 5, e gli articoli 5 e 6 della direttiva 2003/30/CE sono abrogati a decorrere dal 1 o aprile 2010.
3. Le direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE sono abrogate a decorrere dal 1 o gennaio 2012.
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
Articolo 2733
Recepimento
1. Fatto salvo l’articolo 4, paragrafi 1, 2 e 3, gGli Stati membri mettono in vigore le disposizioni legislative, regolamentari e amministrative necessarie per conformarsi alla presente direttiva entro il ð 30 giugno 2021 ï 5 dicembre 2010 ð Essi comunicano immediatamente alla Commissione il testo di tali disposizioni ï.
Quando gli Stati membri adottano tali disposizioni, queste contengono un riferimento alla presente direttiva o sono corredate di un siffatto riferimento all’atto della pubblicazione ufficiale. Le modalità di tale riferimento sono decise dagli Stati membri. Ö Esse recano altresì l'indicazione che i riferimenti alle direttive abrogate dalla presente direttiva, contenuti in disposizioni legislative, regolamentari e amministrative previgenti, si intendono fatti alla presente direttiva. Le modalità del riferimento, nonché di come tale indicazione debba essere formulata, sono stabilite dagli Stati membri. Õ
2. Gli Stati membri comunicano alla Commissione il testo delle disposizioni essenziali di diritto interno che essi adottano nel settore disciplinato dalla presente direttiva.
ò nuovo
Articolo 34
Abrogazione
La direttiva 2002/28/CE, modificata dalle direttive elencate nell’allegato XI, parte A, è abrogata con effetto dal 1o gennaio 2021, fatti salvi gli obblighi degli Stati membri relativi ai termini di recepimento nel diritto interno delle direttive elencate nell’allegato XI, parte B.
I riferimenti alla direttiva abrogata si intendono fatti alla presente direttiva e vanno letti secondo la tavola di concordanza di cui all'allegato XII.
ê 2009/28/CE (adattato)
Articolo 2835
Entrata in vigore
La presente direttiva entra in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea Ö 1o gennaio 2021 Õ .
Articolo 2936
Destinatari
Gli Stati membri sono destinatari della presente direttiva.
Fatto a Bruxelles, il
Per il Parlamento europeo Per il Consiglio
Il presidente Il presidente
COMMISSIONE EUROPEA
Bruxelles, 23.2.2017
COM(2016) 767 final
ALLEGATI
della
Proposta di direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili (rifusione)
{SWD(2016) 416 final}
{SWD(2016) 417 final}
{SWD(2016) 418 final}
{SWD(2016) 419 final}
ê 2009/28/CE
ð nuovo
ALLEGATO I
Obiettivi nazionali generali per la quota di energia da fonti rinnovabili nel sul consumo finale lordo di energia nel 2020 1
A. Obiettivi nazionali generali
|
Quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia, 2005 (S2005) |
Obiettivo per la quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia, 2020 (S2020) |
|
|
Belgio |
2,2% |
13% |
|
Bulgaria |
9,4% |
16% |
|
Repubblica ceca |
6,1% |
13% |
|
Danimarca |
17,0% |
30% |
|
Germania |
5,8% |
18% |
|
Estonia |
18,0% |
25% |
|
Irlanda |
3,1% |
16% |
|
Grecia |
6,9% |
18% |
|
Spagna |
8,7% |
20% |
|
Francia |
10,3% |
23% |
|
ð Croazia ï |
ð 12,6% ï |
ð 20% ï |
|
Italia |
5,2% |
17% |
|
Cipro |
2,9% |
13% |
|
Lettonia |
32,6% |
40% |
|
Lituania |
15,0% |
23% |
|
Lussemburgo |
0,9% |
11% |
|
Ungheria |
4,3% |
13% |
|
Malta |
0,0% |
10% |
|
Paesi Bassi |
2,4% |
14% |
|
Austria |
23,3% |
34% |
|
Polonia |
7,2% |
15% |
|
Portogallo |
20,5% |
31% |
|
Romania |
17,8% |
24% |
|
Slovenia |
16,0% |
25% |
|
Repubblica slovacca |
6,7% |
14% |
|
Finlandia |
28,5% |
38% |
|
Svezia |
39,8% |
49% |
|
Regno Unito |
1,3% |
15% |
B. Traiettoria indicativa
La traiettoria indicativa di cui all’articolo 3, paragrafo 2, è costituita dalle seguenti quote di energia da fonti rinnovabili:
S2005 + 0,20 (S2020 – S2005), come media del biennio 2011-2012;
S2005 + 0,30 (S2020 – S2005), come media del biennio 2013-2014;
S2005 + 0,45 (S2020 – S2005), come media del biennio 2015-2016; e
S2005 + 0,65 (S2020 – S2005), come media del biennio 2017-2018;
dove
S2005 = la quota dello Stato membro nel 2005 indicata nella tabella di cui alla parte A;
e
S2020 = la quota dello Stato membro nel 2020 indicata nella tabella di cui alla parte A.
ê 2009/28/CE
ALLEGATO II
Formula di normalizzazione per il computo dell’energia elettrica da energia idraulica e da energia eolica
Ai fini del computo dell’energia elettrica da energia idraulica in un dato Stato membro si applica la seguente formula:
(QN(norm))( CN[(/(i)( N 14))(QiCi)] 15)
dove:
|
N |
= |
anno di riferimento; |
|
QN(norm) |
= |
energia elettrica normalizzata generata da tutte le centrali idroelettriche dello Stato membro nell’anno N, a fini di computo; |
|
Qi |
= |
quantità di energia elettrica, misurata in GWh, effettivamente generata nell’anno i da tutte le centrali idroelettriche dello Stato membro, escludendo la produzione delle centrali di pompaggio che utilizzano l’acqua precedentemente pompata a monte; |
|
Ci |
= |
capacità totale installata, al netto dell’accumulazione per pompaggi, misurata in MW, di tutte le centrali idroelettriche dello Stato membro alla fine dell’anno i. |
Ai fini del computo dell’energia elettrica da energia eolica in un dato Stato membro si applica la seguente formula:
(QN(norm))((CN CN 12)((/(i)(Nn))Qi(/(j)(Nn))(Cj Cj 12)))
dove:
|
N |
= |
anno di riferimento; |
|
QN(norm) |
= |
energia elettrica normalizzata generata da tutte le centrali eoliche dello Stato membro nell’anno N, a fini di computo; |
|
Qi |
= |
quantità di energia elettrica, misurata in GWh, effettivamente generata nell’anno i da tutte le centrali eoliche dello Stato membro; |
|
Cj |
= |
capacità totale installata, misurata in MW, di tutte le centrali eoliche dello Stato membro alla fine dell’anno j; |
|
n |
= |
4 o il numero di anni precedenti l’anno N per i quali sono disponibili dati sulla capacità e la produzione dello Stato membro in questione. |
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
ALLEGATO III
Contenuto energetico dei combustibilicarburanti per autotrazione
|
Combustibile |
Contenuto energetico in peso (potere calorifico inferiore, MJ/kg) |
Contenuto energetico in volume (potere calorifico inferiore, MJ/l) |
|
COMBUSTIBILI DA BIOMASSA E/O OPERAZIONI DI LAVORAZIONE DELLA BIOMASSA |
||
|
Biopropano |
46 |
24 |
|
Olio vegetale puro (olio prodotto a partire da piante oleaginose mediante spremitura, estrazione o procedimenti analoghi, greggio o raffinato ma chimicamente non modificato) |
37 |
34 |
|
Biodiesel - estere metilico di acidi grassi (estere metilico prodotto da oli ottenuti da biomassa) |
37 |
33 |
|
Biodiesel - estere etilico di acidi grassi (estere etilico prodotto da oli ottenuti da biomassa) |
38 |
34 |
|
Biogas che può essere sottoposto a purificazione per ottenere una qualità analoga a quella del gas naturale |
50 |
- |
|
Olio idrotrattato (sottoposto a trattamento termochimico con idrogeno) ottenuto da biomassa, destinato ad essere usato come sostituto del diesel |
44 |
34 |
|
Olio idrotrattato (sottoposto a trattamento termochimico con idrogeno) ottenuto da biomassa, destinato ad essere usato come sostituto della benzina |
45 |
30 |
|
Olio idrotrattato (sottoposto a trattamento termochimico con idrogeno) ottenuto da biomassa, destinato ad essere usato come sostituto del carburante per aviazione |
44 |
34 |
|
Olio idrotrattato (sottoposto a trattamento termochimico con idrogeno) ottenuto da biomassa, destinato ad essere usato come sostituto del gas di petrolio liquefatto |
46 |
24 |
|
Olio co-trattato (lavorato in raffineria contemporaneamente al combustibile fossile) ottenuto da biomassa o da biomassa pirolizzata, destinato ad essere usato come sostituto del diesel |
43 |
36 |
|
Olio co-trattato (lavorato in raffineria contemporaneamente al combustibile fossile) ottenuto da biomassa o da biomassa pirolizzata, destinato ad essere usato come sostituto della benzina |
44 |
32 |
|
Olio co-trattato (lavorato in raffineria contemporaneamente al combustibile fossile) ottenuto da biomassa o da biomassa pirolizzata, destinato ad essere usato come sostituto del carburante per aviazione |
43 |
33 |
|
Olio co-trattato (lavorato in raffineria contemporaneamente al combustibile fossile) ottenuto da biomassa o da biomassa pirolizzata, destinato ad essere usato come sostituto del gas di petrolio liquefatto |
46 |
23 |
|
COMBUSTIBILI RINNOVABILI CHE POSSONO ESSERE PRODOTTI A PARTIRE DA DIVERSE FONTI ENERGETICHE RINNOVABILI, COMPRESA LA BIOMASSA |
||
|
Metanolo da fonti di energia rinnovabili |
20 |
16 |
|
Etanolo da fonti di energia rinnovabili |
27 |
21 |
|
Propanolo da fonti di energia rinnovabili |
31 |
25 |
|
Butanolo da fonti di energia rinnovabili |
33 |
27 |
|
Diesel di sintesi Fischer-Tropsch (idrocarburo di sintesi o miscela di idrocarburi di sintesi destinato ad essere usato come sostituto del diesel) |
44 |
34 |
|
Benzina di sintesi Fischer-Tropsch (idrocarburo di sintesi o miscela di idrocarburi di sintesi ottenuto da biomassa, destinato ad essere usato come sostituto della benzina) |
44 |
33 |
|
Carburante per aviazione di sintesi Fischer-Tropsch (idrocarburo di sintesi o miscela di idrocarburi di sintesi ottenuto da biomassa, destinato ad essere usato come sostituto del carburante per aviazione) |
44 |
33 |
|
Gas di petrolio liquefatto di sintesi Fischer-Tropsch (idrocarburo di sintesi o miscela di idrocarburi di sintesi destinato ad essere usato come sostituto del gas di petrolio liquefatto) |
46 |
24 |
|
DME (etere dimetilico) |
28 |
19 |
|
Idrogeno da fonti rinnovabili |
120 |
- |
|
ETBE (etere etil-ter butilico ottenuto dall’etanolo) |
36 (di cui il 37% da fonti rinnovabili) |
27 (di cui il 37% da fonti rinnovabili) |
|
MTBE (etere metil-ter butilico ottenuto dal metanolo) |
35 (di cui il 22% da fonti rinnovabili) |
26 (di cui il 22% da fonti rinnovabili) |
|
TAEE (etere terziario-amil-etilico ottenuto dall’etanolo) |
38 (di cui il 29% da fonti rinnovabili) |
29 (di cui il 29% da fonti rinnovabili) |
|
TAME (etere terziario-amil-metilico ottenuto dall’etanolo) |
36 (di cui il 18% da fonti rinnovabili) |
28 (di cui il 18% da fonti rinnovabili) |
|
THxEE (etere terziario-esil-etilico ottenuto dall’etanolo) |
38 (di cui il 25% da fonti rinnovabili) |
30 (di cui il 25% da fonti rinnovabili) |
|
THxME (etere terziario esil-metilico ottenuto dall’etanolo) |
38 (di cui il 14% da fonti rinnovabili) |
30 (di cui il 14% da fonti rinnovabili) |
|
COMBUSTIBILI FOSSILI |
||
|
Benzina |
43 |
32 |
|
Diesel |
43 |
36 |
ê 2009/28/CE
|
Combustibile |
Contenuto energetico per peso (potere calorifico inferiore, MJ/kg) |
Contenuto energetico per volume (potere calorifico inferiore, MJ/l) |
|
Bioetanolo (etanolo prodotto a partire dalla biomassa) |
27 |
21 |
|
Bio-ETBE (etere etil-ter-butilico prodotto a partire dal bioetanolo) |
36 (di cui il 37% prodotto da fonti rinnovabili) |
27 (di cui il 37% prodotto da fonti rinnovabili) |
|
Biometanolo (metanolo prodotto a partire dalla biomassa destinato a essere usato come biocarburante) |
20 |
16 |
|
Bio-MTBE (etere metil-ter-butilico prodotto a partire dal biometanolo) |
35 (di cui il 22% prodotto da fonti rinnovabili) |
26 (di cui il 22% prodotto da fonti rinnovabili) |
|
Bio-DME (dimetiletere prodotto a partire dalla biomassa destinato a essere usato come biocarburante) |
28 |
19 |
|
Bio-TAEE (etere terziario-amil-etilico prodotto a partire dal bioetanolo) |
38 (di cui il 29% prodotto da fonti rinnovabili) |
29 (di cui il 29% prodotto da fonti rinnovabili) |
|
Biobutanolo (butanolo prodotto a partire dalla biomassa destinato a essere usato come biocarburante) |
33 |
27 |
|
Biodiesel (estere metilico prodotto a partire da oli vegetali o animali, di tipo diesel, destinato ad essere usato come biocarburante) |
37 |
33 |
|
Diesel di sintesi Fischer-Tropsch (idrocarburo sintetico o miscela di idrocarburi sintetici prodotti a partire dalla biomassa) |
44 |
34 |
|
Olio vegetale idrotrattato (olio vegetale sottoposto a trattamento termochimico con idrogeno) |
44 |
34 |
|
Olio vegetale puro (olio prodotto a partire da piante oleaginose mediante spremitura, estrazione o procedimenti analoghi, greggio o raffinato ma chimicamente non modificato, nei casi in cui il suo uso sia compatibile con il tipo di motori usato e con i corrispondenti requisiti in materia di emissione) |
37 |
34 |
|
Biogas (gas combustibile prodotto a partire dalla biomassa e/o dalla frazione biodegradabile dei rifiuti, che può essere trattato in un impianto di purificazione per ottenere una qualità analoga a quella del gas naturale, destinato a essere usato come biocarburante o gas di legna) |
50 |
— |
|
Benzina |
43 |
32 |
|
Diesel |
43 |
36 |
ê 2009/28/CE
ALLEGATO IV
Certificazione degli installatori
I sistemi di certificazione o i sistemi equivalenti di qualificazione menzionati all’articolo 18 14, paragrafo 3, sono basati sui criteri seguenti:
1. La procedura di certificazione o di qualificazione deve essere trasparente e chiaramente definita dallo Stato membro o dall’organismo amministrativo da esso designato.
2. Gli installatori di sistemi a biomassa, di pompe di calore, di sistemi geotermici poco profondi e di solare fotovoltaico e di solare termico ricevono la certificazione nel quadro di un programma di formazione o da parte di un fornitore di formazione riconosciuti.
3. L’accreditamento del programma di formazione o del fornitore di formazione è rilasciato dallo Stato membro o dagli organismi amministrativi da esso designati. L’organismo di accreditamento assicura la continuità e la copertura regionale o nazionale del programma di formazione offerto dal fornitore. Il fornitore di formazione dispone di apparecchiature tecniche adeguate, in particolare di materiale di laboratorio o di attrezzature analoghe, per impartire la formazione pratica. Oltre alla formazione di base, il fornitore di formazione deve anche proporre corsi di aggiornamento più brevi su temi specifici, ivi comprese le nuove tecnologie, per assicurare una formazione continua sulle installazioni. Il fornitore di formazione può essere il produttore dell’apparecchiatura o del sistema, un istituto o un’associazione.
4. La formazione per il rilascio della certificazione o della qualificazione degli installatori comprende sia una parte teorica che una parte pratica. Al termine della formazione, gli installatori devono possedere le capacità richieste per installare apparecchiatura e sistemi rispondenti alle esigenze dei clienti in termini di prestazioni e di affidabilità, essere in grado di offrire un servizio di qualità e di rispettare tutti i codici e le norme applicabili, ivi comprese le norme in materia di marchi energetici e di marchi di qualità ecologica.
5. La formazione si conclude con un esame in esito al quale viene rilasciato un attestato. L’esame comprende una prova pratica mirante a verificare la corretta installazione di caldaie o stufe a biomassa, di pompe di calore, di sistemi geotermici poco profondi o di sistemi solari fotovoltaici o termici.
6. I sistemi di certificazione o i sistemi equivalenti di qualificazione di cui all’articolo 18 14, paragrafo 3, tengono debitamente conto degli orientamenti seguenti.
a) Programmi di formazione riconosciuti dovrebbero essere proposti agli installatori in possesso di esperienza professionale che hanno seguito o stanno seguendo i tipi di formazione seguenti:
i) per gli installatori di caldaie e di stufe a biomassa: una formazione preliminare di idraulico, installatore di canalizzazioni, tecnico del riscaldamento o tecnico di impianti sanitari e di riscaldamento o raffrescddamento;
ii) per gli installatori di pompe di calore: una formazione preliminare di idraulico o di tecnico frigorista e competenze di base di energia elettrica e impianti idraulici (taglio di tubi, saldatura e incollaggio di giunti di tubi, isolamento, sigillamento di raccordi, prove di tenuta e installazione di sistemi di riscaldamento o di raffrescddamento);
iii) per gli installatori di sistemi solari fotovoltaici o termici: una formazione preliminare di idraulico o di elettricista e competenze di impianti idraulici, di energia elettrica e di copertura tetti, ivi compresi saldatura e incollaggio di giunti di tubi, sigillamento di raccordi, prove di tenuta, capacità di collegare cavi, buona conoscenza dei materiali di base per la copertura dei tetti, nonché dei metodi di isolamento e di impermeabilizzazione; o
iv) un programma di formazione professionale che consenta agli installatori di acquisire competenze adeguate corrispondenti a tre anni di formazione nei settori di competenze di cui alle lettere a), b) o c), comprendente sia la formazione in classe che la pratica sul luogo di lavoro.
b) L’aspetto teorico della formazione degli installatori di caldaie e di stufe a biomassa dovrebbe fornire un quadro della situazione del mercato della biomassa e comprendere gli aspetti ecologici, i combustibili derivati dalla biomassa, gli aspetti logistici, la prevenzione degli incendi, le sovvenzioni connesse, le tecniche di combustione, i sistemi di accensione, le soluzioni idrauliche ottimali, il confronto costi/redditività, nonché la progettazione, l’installazione e la manutenzione delle caldaie e delle stufe a biomassa. La formazione dovrebbe anche permettere di acquisire una buona conoscenza delle eventuali norme europee relative alle tecnologie e ai combustibili derivati dalla biomassa (ad esempio i pellet) e della legislazione nazionale e comunitaria relativa alla biomassa.
c) L’aspetto teorico della formazione degli installatori di pompe di calore dovrebbe fornire un quadro della situazione del mercato delle pompe di calore e coprire le risorse geotermiche e le temperature del suolo di varie regioni, l’identificazione del suolo e delle rocce per determinarne la conducibilità termica, le regolamentazioni sull’uso delle risorse geotermiche, la fattibilità dell’uso di pompe di calore negli edifici, la determinazione del sistema più adeguato e la conoscenza dei relativi requisiti tecnici, la sicurezza, il filtraggio dell’aria, il collegamento con la fonte di calore e lo schema dei sistemi. La formazione dovrebbe anche permettere di acquisire una buona conoscenza di eventuali norme europee relative alle pompe di calore e della legislazione nazionale e comunitaria pertinente. Gli installatori dovrebbero dimostrare di possedere le seguenti competenze fondamentali:
i) comprensione di base dei principi fisici e di funzionamento delle pompe di calore, ivi comprese le caratteristiche del circuito della pompa: relazione tra le basse temperature del pozzo caldo, le alte temperature della fonte di calore e l’efficienza del sistema, determinazione del coefficiente di prestazione (COP) e del fattore di prestazione stagionale (SPF);
ii) comprensione dei componenti e del loro funzionamento nel circuito della pompa di calore, ivi compreso il compressore, la valvola di espansione, l’evaporatore, il condensatore, fissaggi e guarnizioni, il lubrificante, il fluido frigorigeno, e conoscenza delle possibilità di surriscaldamento e di sottosubraffreddamento e di raffrescddamento; e
iii) capacità di scegliere e di misurare componenti in situazioni di installazione tipiche, ivi compresa la determinazione dei valori tipici del carico calorifico di vari edifici e, per la produzione di acqua calda in funzione del consumo di energia, la determinazione della capacità della pompa di calore in funzione del carico calorifico per la produzione di acqua calda, della massa inerziale dell’edificio e la fornitura di energia elettrica interrompibile; determinazione di componenti, quale il serbatoio tampone e il suo volume, nonché integrazione di un secondo sistema di riscaldamento.
d) La parte teorica della formazione degli installatori di sistemi solari fotovoltaici e di sistemi solari termici dovrebbe fornire un quadro della situazione del mercato dei prodotti solari, nonché confronti costi/redditività e coprire gli aspetti ecologici, le componenti, le caratteristiche e il dimensionamento dei sistemi solari, la scelta di sistemi accurati e il dimensionamento dei componenti, la determinazione della domanda di calore, la prevenzione degli incendi, le sovvenzioni connesse, nonché la progettazione, l’installazione e la manutenzione degli impianti solari fotovoltaici e termici. La formazione dovrebbe anche permettere di acquisire una buona conoscenza delle eventuali norme europee relative alle tecnologie e alle certificazioni, ad esempio «Solar Keymark», nonché della legislazione nazionale e comunitaria pertinente. Gli installatori dovrebbero dimostrare di possedere le seguenti competenze fondamentali:
i) capacità di lavorare in condizioni di sicurezza utilizzando gli strumenti e le attrezzature richieste e applicando i codici e le norme di sicurezza, e di individuare i rischi connessi all’impianto idraulico, all’energia elettrica e altri rischi associati agli impianti solari;
ii) capacità di individuare i sistemi e i componenti specifici dei sistemi attivi e passivi, ivi compresa la progettazione meccanica, e di determinare la posizione dei componenti e determinare lo schema e la configurazione dei sistemi;
iii) capacità di determinare la zona, l’orientamento e l’inclinazione richiesti per l’installazione dei sistemi solari fotovoltaici e dei sistemi solari di produzione di acqua calda, tenendo conto dell’ombra, dell’apporto solare, dell’integrità strutturale, dell’adeguatezza dell’impianto in funzione dell’edificio o del clima, e di individuare i diversi metodi di installazione adeguati al tipo di tetto e i componenti BOS (balance of system) necessari per l’installazione; e
iv) per i sistemi solari fotovoltaici in particolare, la capacità di adattare la concezione elettrica, tra cui la determinazione delle correnti di impiego, la scelta dei tipi di conduttori appropriati e dei flussi adeguati per ogni circuito elettrico, la determinazione della dimensione, del flusso e della posizione adeguati per tutte le apparecchiature e i sottosistemi associati, e scegliere un punto di interconnessione adeguato.
e) La certificazione degli installatori dovrebbe avere una durata limitata nel tempo, cosicché il rinnovo sarebbe subordinato alla frequenza di un corso di aggiornamento, in forma di seminario o altro.
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
ALLEGATO V
Regole per il calcolo dell’impatto dei gas a effetto serra dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei carburanti fossili di riferimento
A. Valori tipici e standard dei biocarburanti se prodotti senza emissioni nette di carbonio a seguito della modifica della destinazione dei terreni
|
Filiera di produzione del biocarburante |
Riduzione tipica delle emissioni di gas a effetto serra |
Riduzione standard delle emissioni di gas a effetto serra |
|
etanolo da barbabietola da zucchero ð (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) ï |
61% ð 67% ï |
52 ð 59 ï% |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) ï |
ð 77% ï |
ð 73% ï |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 73% ï |
ð 68% ï |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 79% ï |
ð 76% ï |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 58% ï |
ð 46% ï |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 71% ï |
ð 64% ï |
|
etanolo da cereali (combustibile di processo non specificato) |
32% |
16% |
|
etanolo da cereali (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione) |
32% |
16% |
|
etanolo da cereali (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) |
45% |
34% |
|
etanolo da cereali (metano come combustibile di processo in impianti di cogenerazione) |
53% |
47% |
|
etanolo da cereali (paglia come combustibile di processo in impianti di cogenerazione) |
69% |
69% |
|
ð etanolo da granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) ï |
ð 48% ï |
ð 40% ï |
|
etanolo da granturco, prodotto nella Comunità (gas naturalemetano come combustibile di processo in impianti di cogenerazione ð * ï ) |
56 ð 55 ï% |
49 ð 48% ï |
|
ð etanolo da granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 40% ï |
ð 28% ï |
|
ð etanolo da granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 69% ï |
ð 68% ï |
|
ð etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) ï |
ð 47% ï |
ð 38% ï |
|
ð etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 53% ï |
ð 46% ï |
|
ð etanolo da altri cereali, escluso il granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 37% ï |
ð 24% ï |
|
ð etanolo da altri cereali, escluso il granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 67% ï |
ð 67% ï |
|
etanolo da canna da zucchero |
ð 70% ï |
ð 70% ï |
|
la frazione dell’etere etil-ter-butilico (ETBE) prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|
|
la frazione dell’etere terziario-amil-etilico (TAEE) prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|
|
biodiesel da semi di colza |
45 ð 52 ï% |
38 ð 47 ï% |
|
biodiesel da semi di girasole |
58 ð 57 ï% |
51 ð 52 ï% |
|
biodiesel da soia |
40 ð 55 ï% |
31 ð 50 ï% |
|
biodiesel da olio di palma ( ð da impianti "open pond" ï , processo non specificato) |
36 ð 38 ï% |
19 ð 25 ï% |
|
biodiesel da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) |
62 ð 57 ï% |
56 ð 51 ï% |
|
biodiesel da oli ð di cottura ï vegetale o animale * esausti |
88 ð 83 ï% |
83 ð 77 ï% |
|
ð biodiesel dalla colatura di grassi animali ï |
ð 79% ï |
ð 72% ï |
|
olio vegetale idrotrattato da semi di colza |
51% |
47% |
|
olio vegetale idrotrattato da semi di girasole |
ð 58 ï 65% |
ð 54 ï 62% |
|
ð olio vegetale idrotrattato da soia ï |
ð 55%ï |
ð 51% ï |
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma ( ð prodotto in impianti "open pond" ï , processo non specificato) |
40% |
ð 28 ï 26% |
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) |
ð 59 ï 68% |
ð 55 ï 65% |
|
ð olio vegetale idrotrattato da oli di cottura esausti ï |
ð 90%ï |
ð 87% ï |
|
ð olio vegetale idrotrattato da colatura di grassi animali ï |
ð 87% ï |
ð 83% ï |
|
olio vegetale puro da semi di colza |
ð 59% ï 58% |
57% |
|
ð olio vegetale puro da semi di girasole ï |
ð 65% ï |
ð 64% ï |
|
ð olio vegetale puro da soia ï |
ð 62% ï |
ð 61% ï |
|
ð olio vegetale puro da olio di palma (prodotto in impianti "open pond") ï |
ð 46% ï |
ð 36% ï |
|
ð olio vegetale puro da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) ï |
ð 65% ï |
ð 63% ï |
|
ð olio vegetale puro da oli di cottura esausti ï |
ð 98% ï |
ð 98% ï |
|
biogas da rifiuti urbani organici come gas naturale compresso |
80% |
73% |
|
biogas da letame umido come gas naturale compresso |
84% |
81% |
|
biogas da letame asciutto come gas naturale compresso |
86% |
82% |
(*) Escluso l’olio animale prodotto a partire da sottoprodotti di origine animale classificati come materiali di categoria 3 in conformità del regolamento (CE) n. 1774/2002 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 3 ottobre 2002, recante norme sanitarie relative ai sottoprodotti di origine animale non destinati al consumo umano (1 2 )
ò nuovo
ð (*) I valori standard per i processi che utilizzano la cogenerazione sono validi solo se TUTTO il calore del processo è fornito dall’impianto di cogenerazione. ï
2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
B. Stima dei valori tipici e standard dei futuri biocarburanti non presenti sul mercato o presenti solo in quantità trascurabili al gennaio 2008 Ö 2016 Õ se prodotti senza emissioni nette di carbonio a seguito della modifica della destinazione dei terreni
|
Filiera di produzione del biocarburante |
Riduzione tipica delle emissioni di gas a effetto serra |
Riduzione standard delle emissioni di gas a effetto serra |
|
Etanolo da paglia di cereali |
87 % ð 85% ï |
85 % ð 83% ï |
|
Etanolo da residui legnosi |
80 % |
74 % |
|
Etanolo da legno coltivato |
76 % |
70 % |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi ð in impianto autonomo ï |
95 %ð 85% ï |
95 %ð 85% ï |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato ð in impianto autonomo ï |
93 %ð 78% ï |
93 %ð 78% ï |
|
ð benzina di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi in impianto autonomo ï |
ð 85% ï |
ð 85% ï |
|
ð benzina di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato in impianto autonomo ï |
ð 78% ï |
ð 78% ï |
|
dimetiletere (DME) da residui legnosi ð in impianto autonomo ï |
ð 86% ï 95% |
ð 86% ï 95% |
|
dimetiletere (DME) da legno coltivato ð in impianto autonomo ï |
ð 79% ï 92% |
ð 79% ï92% |
|
metanolo da residui legnosi ð in impianto autonomo ï |
94 % ð 86% ï |
94 % ð 86% ï |
|
metanolo da legno coltivato ð in impianto autonomo ï |
91 % ð 79% ï |
91 %ð 79% ï |
|
ð diesel di sintesi Fischer — Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta ï |
ð 89 % ï |
ð 89 % ï |
|
ð benzina di sintesi Fischer — Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta ï |
ð 89 % ï |
ð 89 % ï |
|
ð dimetiletere DME di sintesi Fischer- Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta ï |
ð 89 % ï |
ð 89 % ï |
|
ð metanolo di sintesi Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta ï |
ð 89 % ï |
ð 89 % ï |
|
la frazione dell’etere metilterbutilico (MTBE) prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione del metanolo |
|
C. Metodologia
1. Le emissioni di gas a effetto serra provenienti dalla produzione e dall’uso di carburanti per autotrazione, biocarburanti e bioliquidi vengono calcolate secondo la seguente formula:
ò nuovo
a) le emissioni di gas a effetto serra provenienti dalla produzione e dall’uso di biocombustibili vengono calcolate secondo la seguente formula:
2009/28/CE (adattato)
E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr – eee,
dove
|
E |
= |
totale delle emissioni derivanti dall’uso del carburante; |
|
eec |
= |
emissioni derivanti dall’estrazione o dalla coltivazione delle materie prime; |
|
el |
= |
emissioni annualizzate risultanti da modifiche degli stock di carbonio a seguito del cambiamento della destinazione dei terreni; |
|
ep |
= |
emissioni derivanti dalla lavorazione; |
|
etd |
= |
emissioni derivanti dal trasporto e alla distribuzione; |
|
eu |
= |
emissioni derivanti dal carburante al momento dell’uso; |
|
esca |
= |
riduzioni delle emissioni grazie all’accumulo di carbonio nel suolo mediante una migliore gestione agricola; |
|
eccs |
= |
riduzioni delle emissioni grazie alla cattura e al sequestro del carbonio; e |
|
eccr |
= |
riduzione delle emissioni grazie alla cattura e alla sostituzione del carbonio; e |
|
eee |
= |
la riduzione di emissioni grazie all’energia elettrica eccedentaria prodotta dalla cogenerazione. |
Non si tiene conto delle emissioni dovute alla produzione di macchinari e apparecchiature.
ò nuovo
b) le emissioni di gas a effetto serra provenienti dalla produzione e dall’uso di bioliquidi sono calcolate come per i biocombustibili (E), ma con l’estensione necessaria a includere la conversione energetica in energia elettrica e/o calore e freddo prodotti, come segue:
ð i) per impianti di energia che producono solo calore: ï
ii) per impianti di energia che producono solo energia elettrica:
dove
EC h, el = totale delle emissioni di gas a effetto serra dal prodotto energetico finale.
E = totale delle emissioni di gas a effetto serra del bioliquido prima della conversione finale.
ηel = efficienza elettrica, definita come l’energia elettrica prodotta annualmente divisa per l’input annuale di bioliquido in base al suo contenuto energetico.
ηh = efficienza termica, definita come il calore utile prodotto annualmente diviso per l’input annuale di bioliquido in base al suo contenuto energetico.
iii) Per l’energia elettrica o meccanica da impianti che producono calore utile assieme all’energia elettrica e/o meccanica:
iv) Per il calore utile da impianti che producono calore assieme all’energia elettrica e/o meccanica:
dove:
EC h, el = totale delle emissioni di gas a effetto serra dal prodotto energetico finale.
E = totale delle emissioni di gas a effetto serra del bioliquido prima della conversione finale.
ηel = efficienza elettrica, definita come l’energia elettrica prodotta annualmente divisa per l’input annuale di combustibile in base al suo contenuto energetico.
ηh = efficienza termica, definita come il calore utile prodotto annualmente diviso per l’input annuale di combustibile in base al suo contenuto energetico.
Cel = frazione di exergia nell’energia elettrica, e/o meccanica, fissata al 100% (Cel = 1).
Ch = rendimento di Carnot (frazione di exergia nel calore utile).
Il rendimento di Carnot, Ch, per il calore utile a diverse temperature è definito come segue:
dove
Th = temperatura, misurata in temperatura assoluta (kelvin) del calore utile al punto di fornitura.
T0 = temperatura ambiente, fissata a 273 kelvin (pari a 0 °C)
Per Th, < 150ºC (423,15 kelvin), Ch può, in alternativa, essere definito come segue:
Ch = rendimento di Carnot alla temperatura di 150 ºC (423,15 kelvin), pari a: 0,3546
Ai fini del presente calcolo si applicano le seguenti definizioni:
a) "cogenerazione" la generazione simultanea in un unico processo di energia termica ed elettrica e/o meccanica;
b) "calore utile": il calore generato per soddisfare una domanda economicamente giustificabile di calore, ai fini di riscaldamento e raffrescamento;
c) "domanda economicamente giustificabile": una domanda non superiore al fabbisogno di calore o di freddo che sarebbe altrimenti soddisfatta a condizioni di mercato.
ê 2009/28/CE
ð nuovo
2. La riduzione di emissioni di gas a effetto serra da ð biocarburanti e da bioliquidi è espressa come segue: ï carburanti, E, sono espresse in grammi equivalenti di CO2 per MJ di carburante, gCO2eq/MJ.
ò nuovo
a) le emissioni di gas a effetto serra derivanti dai biocarburanti, E, sono espresse in grammi equivalenti di CO2 per MJ di carburante, gCO2eq/MJ;
b) le emissioni di gas a effetto serra dai bioliquidi, EC, sono espresse in termini di grammi equivalenti di CO2 per MJ del prodotto energetico finale (calore o energia elettrica), gCO2eq/MJ.
Qualora il riscaldamento e il raffrescamento siano co-generati assieme all’energia elettrica le emissioni sono ripartite tra il calore e l’energia elettrica (di cui al punto 1, lettera b)), indipendentemente dal fatto che l’energia termica sia utilizzata ai fini di effettivo riscaldamento o di raffrescamento 3 .
Se le emissioni di gas a effetto serra derivanti dall’estrazione o dalla coltivazione delle materie prime, eec sono espresse in unità g CO2eq/t di materia prima solida e la conversione in grammi equivalenti di CO2 per MJ di combustibile, gCO2eq/MJ è calcolata come segue:
dove
Le emissioni per tonnellata di materia prima solida sono calcolate come segue:
ê 2009/28/CE (adattato)
3. In deroga al punto 2, per i carburanti per autotrazione, i valori espressi in gCO2eq/MJ possono essere aggiustati per tenere conto delle differenze tra i combustibili in termini di lavoro utile eseguito, espresso in km/MJ. Tali aggiustamenti sono possibili soltanto quando viene fornita la prova delle differenze in termini di lavoro utile fornito.
4. 3. La riduzione di emissioni di gas a effetto serra da biocarburanti e da bioliquidi è calcolata secondo la seguente formula:
ò nuovo
a) riduzione di emissioni di gas a effetto serra da biocarburanti:
ê 2009/28/CE
ð nuovo
RIDUZIONE = ð (E F(t) – E B /E F(t)) ï , (EF – EB)/EF,
dove
|
EB |
= |
totale delle emissioni derivanti dal biocarburante; e |
|
EF(t) |
= |
totale delle emissioni derivanti dal carburante fossile di riferimento ð per autotrazione ï |
ò nuovo
b) riduzione di emissioni di gas a effetto serra da calore e freddo ed energia elettrica prodotti da bioliquidi:
RIDUZIONE = (ECF(h&c,el,) – ECB(h&c,el)/ECF (h&c,el),
dove
ECB(h&c,el) = totale delle emissioni derivanti dal calore o energia elettrica; e
ECF(h&c,el) = totale delle emissioni derivanti dal combustibile di riferimento per il calore utile o l’energia elettrica.
ê 2009/28/CE
ð nuovo
45. I gas a effetto serra presi in considerazione ai fini del punto 1 sono: CO2, N2O and CH4. Ai fini del calcolo dell’equivalenza in CO2, ai predetti gas sono associati i seguenti valori:
|
CO2 |
: |
1 |
|
N2O |
: |
296 ð 298 ï |
|
CH4 |
: |
23 ð 25 ï |
56. Le emissioni derivanti dall’estrazione o dalla coltivazione delle materie prime, eec, comprendono le emissioni derivanti dal processo stesso di estrazione o di coltivazione, dalla raccolta, ð dall’essiccazione e dallo stoccaggio ï delle materie prime, dai rifiuti e dalle perdite, e dalla produzione di sostanze chimiche o di prodotti utilizzati per l’estrazione e la coltivazione. Non si tiene conto della cattura di CO2 nella coltivazione delle materie prime. Occorre sottrarre le riduzioni certificate delle emissioni di gas a effetto serra dalla combustione in torcia nei siti di produzione petrolifera dovunque nel mondo. Le emissioni stimate dalla coltivazione di ð biomassa agricola ï possono derivare dall’utilizzo delle medie ð regionali ï ð per le emissioni da coltivazione incluse nelle relazioni di cui all’articolo 28, paragrafo 4, e dalle informazioni sui valori standard disaggregati delle emissioni da coltivazione inclusi nel presente allegato, in alternativa all’uso dei valori effettivi. In assenza di informazioni pertinenti nelle relazioni di cui sopra è consentito calcolare medie sulla base delle pratiche agricole utilizzando, ad esempio, i dati di un gruppo di aziende ï calcolate per zone geografiche più ridotte di quelle utilizzate per il calcolo dei valori standard, in alternativa all’uso dei valori effettivi.
ò nuovo
6. Ai fini del calcolo di cui al punto 3, le riduzioni di emissioni rese possibili da una migliore gestione agricola, come il passaggio a una ridotta aratura o a una semina senza aratura, una migliore rotazione delle colture, l’uso di colture di copertura, compresa la gestione dei residui delle colture, e l’utilizzo di ammendanti organici (ad es. compost, digestato della fermentazione del letame), sono prese in considerazione solo se sono forniti elementi di prova attendibili e verificabili che il carbonio nel suolo è aumentato o che è ragionevole attendersi che sia aumentato nel periodo di coltura delle materie prime considerate tenendo conto anche delle emissioni laddove tali pratiche comportino un maggiore impiego di erbicidi e fertilizzanti.
2015/1513 Articolo 2, paragrafo 13 e allegato II.1
7. Le emissioni annualizzate risultanti da modifiche degli stock di carbonio dovute al cambiamento della destinazione dei terreni, el, sono calcolate ripartendo uniformemente il totale delle emissioni su 20 anni. Per il calcolo di dette emissioni, si applica la seguente formula:
el = (CSR – CSA) × 3,664 × 1/20 × 1/P – eB, 4
dove
|
el |
= |
le emissioni annualizzate di gas a effetto serra risultanti da modifiche degli stock di carbonio dovute al cambiamento della destinazione del terreno (espresse in massa (grammi) equivalente di CO2 per unità di energia prodotta (megajoules) dal biocarburante o bioliquido). I «terreni coltivati» 5 e le «colture perenni» 6 sono considerati un solo tipo di destinazione del terreno; |
|
CSR |
= |
lo stock di carbonio per unità di superficie associato alla destinazione del terreno di riferimento (espresso in massa (tonnellate) di carbonio per unità di superficie, compresi suolo e vegetazione). La destinazione di riferimento del terreno è la destinazione del terreno nel gennaio 2008 o 20 anni prima dell'ottenimento delle materie prime, se quest'ultima data è posteriore; |
|
CSA |
= |
lo stock di carbonio per unità di superficie associato alla destinazione reale del terreno (espresso in massa (tonnellate) di carbonio per unità di superficie, compresi suolo e vegetazione). Nel caso in cui lo stock di carbonio si accumuli per oltre un anno, il valore attribuito al CSA è il valore stimato per unità di superficie dopo 20 anni o quando le colture giungono a maturazione, se quest'ultima data è anteriore; |
|
P |
= |
la produttività delle colture (misurata come quantità di energia prodotta da un biocarburante o bioliquido per unità di superficie all’anno); e |
|
eB |
= |
bonus di 29 gCO2eq/MJ di biocarburante o bioliquido la cui biomassa è ottenuta a partire da terreni degradati ripristinati secondo le condizioni di cui al punto 8. |
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
8. Il bonus di 29 gCO2eq/MJ è attribuito in presenza di elementi che dimostrino che il terreno in questione:
a) non era utilizzato per attività agricole o di altro tipo nel gennaio 2008; e
b) rientra in una selle seguenti categorie:
i) terreno Ö è Õ pesantemente degradato, compresi i terreni precedentemente utilizzati per scopi agricoli.
ii) terreno fortemente contaminato.
Il bonus di 29 gCO2eq/MJ si applica per un periodo massimo di 10 ð 20 ï anni a decorrere dalla data di conversione del terreno ad uso agricolo purché, per i terreni di cui al punto i), siano assicurate la crescita regolare dello stock di carbonio e la rilevante riduzione dell’erosione e, per i terreni di cui (al punto i alla lettera b ) e, per i terreni di cui al punto ii), la contaminazione sia ridotta
9. Le categorie di cui al punto 8, lettera b), sono definite come segue:
a)per Per «terreni pesantemente degradati» s’intendono terreni che sono da tempo fortemente salini o il cui tenore di materie organiche è particolarmente basso e la cui erosione è particolarmente forte;
b) «terreni fortemente contaminati»: terreni il cui livello di contaminazione è tale da renderli inadatti alla produzione di alimenti o mangimi.
Sono inclusi i terreni oggetto di una decisione della Commissione a norma dell’articolo 18, paragrafo 4, quarto comma.
10. La Commissione adotta Ö rivede Õ , entro il 31 dicembre 20202009, orientamenti per il calcolo degli stock di carbonio 7 nel suolo attingendo agli orientamenti IPCC del 2006 per gli inventari nazionali di gas a effetto serra — volume 4 ð e in conformità del regolamento (UE) n. 525/2013 8 e del regolamento (INSERIRE IL NUMERO DOPO L’ADOZIONE 9 ) ï . Gli orientamenti della Commissione fungono da base per il calcolo degli stock di carbonio nel suolo ai fini della presente direttiva.
11. Le emissioni derivanti dalla lavorazione, ep, includono le emissioni dalla lavorazione stessa, dai rifiuti e dalle perdite, e dalla produzione di sostanze chimiche e prodotti utilizzati per la lavorazione.
Nel calcolo del consumo di energia elettrica prodotta all’esterno dell’unità di produzione del carburante, l’intensità delle emissioni di gas a effetto serra della produzione e della distribuzione dell’energia elettrica viene ipotizzata uguale all’intensità media delle emissioni dovute alla produzione e alla distribuzione di energia elettrica in una regione data. In deroga a questa regola, per l’energia elettrica prodotta in un dato impianto di produzione elettrica non collegato alla rete elettrica i produttori possono utilizzare un valore medio.
ò nuovo
Le emissioni derivanti dalla lavorazione comprendono le emissioni derivanti dall’essiccazione di prodotti e materiali intermedi, se del caso.
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
12. Le emissioni derivanti dal trasporto e dalla distribuzione, etd, comprendono le emissioni generate dal trasporto e dallo stoccaggio delle materie prime e dei materiali semilavorati, e dallo stoccaggio e dalla distribuzione dei prodotti finiti. Le emissioni derivanti dal trasporto e dalla distribuzione considerate al punto 6 5 non sono disciplinate dal presente punto.
13. Le emissioni del carburante al momento dell’uso, eu sono considerate pari a zero per i biocarburanti e i bioliquidi.
ð Le emissioni di gas ad effetto serra diversi dal CO2 (N2O e CH4) del combustibile utilizzato sono incluse nel fattore eu per i bioliquidi. ï
14. La riduzione di emissioni da cattura e stoccaggio geologico del carbonio, eccs, che non sia già stata computata in ep, è limitata alle emissioni evitate grazie alla cattura e ð allo stoccaggio ï al sequestrodella CO2 emessa direttamente legati all’estrazione, al trasporto, alla lavorazione e alla distribuzione del combustibile ð se lo stoccaggio rispetta i requisiti posti dalla direttiva 2009/31/CE relativa allo stoccaggio geologico di biossido di carbonio ï .
15. La riduzione di emissioni da cattura e sostituzione del carbonio, eccr, ð è direttamente collegata alla produzione di biocarburante o bioliquido alla quale è attribuita, e ï è limitata alle emissioni evitate grazie alla cattura della CO2 il cui carbonio proviene dalla biomassa e che viene usato ð nel settore dell’energia o in quello dei trasporti ï in sostituzione della CO2 derivata da carburanti fossili utilizzata in prodotti e servizi commerciali.
ò nuovo
16. Quando un’unità di cogenerazione - che fornisce calore e/o energia elettrica a un processo di produzione di combustibile le cui emissioni vengono calcolate — produce energia elettrica e/o calore utile in eccesso, le emissioni di gas a effetto serra sono suddivise tra l’energia elettrica e il calore utile a seconda della temperatura del calore (che riflette l’utilità del calore). Il fattore di attribuzione, detto rendimento di Carnot, Ch, è calcolato come segue per il calore utile a diverse temperature:
dove
Th = temperatura, misurata in temperatura assoluta (kelvin) del calore utile al punto di fornitura.
T0 = temperatura ambiente, fissata a 273 kelvin (pari a 0 °C)
Per Th, < 150ºC (423,15 kelvin), Ch può, in alternativa, essere definito come segue:
Ch = rendimento di Carnot nel calore a 150 ºC (423,15 kelvin), pari a: 0,3546
Ai fini del presente calcolo, sono applicati i rendimenti effettivi, definiti come le quantità annua di energia meccanica, elettrica e termica prodotte divise rispettivamente per l’energia annua immessa.
Ai fini del presente calcolo si applicano le seguenti definizioni:
a) "cogenerazione": la generazione simultanea in un unico processo di energia termica ed elettrica e/o meccanica;
b) "calore utile": il calore generato per soddisfare una domanda economicamente giustificabile di calore, ai fini di riscaldamento o raffrescamento;
c) "domanda economicamente giustificabile": la domanda che non eccede il fabbisogno di calore o di freddo e che sarebbe altrimenti soddisfatta a condizioni di mercato.
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
16. La riduzione di emissioni da energia elettrica in eccesso prodotta dalla cogenerazione, eee, è presa in considerazione per la parte di energia elettrica eccedentaria generata da sistemi di produzione di combustibile che utilizzano la cogenerazione, eccetto nei casi in cui il combustibile utilizzato per la cogenerazione è un co-prodotto diverso dai residui di colture agricole. Per il computo di tale energia elettrica eccedentaria, si suppone che l’impianto di cogenerazione abbia le dimensioni minime per fornire il calore richiesto per la produzione del combustibile. Si suppone che la riduzione di emissioni di gas a effetto serra associata a tale energia elettrica eccedentaria sia uguale alla quantità di gas a effetto serra che verrebbe emesso se una quantità uguale di energia elettrica fosse prodotta in una centrale alimentata con lo stesso combustibile dell’impianto di cogenerazione.
17. Quando nel processo di produzione di combustibile vengono prodotti, in combinazione, il combustibile per il quale vengono calcolate le emissioni ed uno o più altri prodotti («co-prodottiprodotti secondari»), le emissioni di gas a effetto serra sono divise tra il combustibile o il prodotto intermedio e i co-prodottiprodotti secondari proporzionalmente al loro contenuto energetico (determinato dal potere calorifico inferiore nel caso di co-prodottiprodotti secondari diversi dall’energia elettrica ð e dal calore ï ). ð L’intensità delle emissioni di gas a effetto serra dell’energia elettrica o del calore utile in eccesso è uguale all’intensità delle emissioni di gas a effetto serra fornite al processo di produzione di combustibile ed è determinata dal calcolo dell’intensità di gas a effetto serra di tutti gli input e le emissioni, comprese le materie prime e le emissioni di CH4 e N2O, da e verso l’unità di cogenerazione, caldaia o altro apparato che fornisce energia termica o elettrica al processo di produzione di combustibile. In caso di cogenerazione di energia elettrica e di energia termica il calcolo viene eseguito in applicazione del punto 16. ï
18. Ai fini del calcolo di cui al punto 17, le emissioni da dividere sono: eec + el + le frazioni di ep, etd e eee ð eec + e l + esca + le frazioni di e p, e td , eccs, ed eccr ï che intervengono fino alla fase, e nella fase stessa, del processo di produzione nella quale il co-prodotto è fabbricato. Se sono state attribuite emissioni a co-prodottiprodotti secondari in precedenti fasi del processo nel ciclo di vita, in sostituzione del totale delle emissioni si utilizza solo la frazione delle emissioni attribuita nell’ultima fase del processo prima del prodotto combustibile intermedio.
ò nuovo
Nel caso dei biocarburanti e dei bioliquidi, ai fini di tale calcolo vengono presi in considerazione tutti i co-prodotti che non sono contemplati dal punto 17. Nessuna emissione è attribuita ai rifiuti e ai residui. I co-prodotti il cui contenuto energetico è negativo sono considerati aventi un contenuto energetico pari a zero ai fini del calcolo.
Rifiuti e residui, compresi fronde e rami degli alberi, paglia, lolla, tutoli e gusci, e i residui della lavorazione, compresa la glicerina grezza (glicerina non raffinata) e bagasse, sono considerati materiali a zero emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita fino al processo di raccolta degli stessi, a prescindere dal fatto che essi vengono trasformati in prodotti intermedi prima di essere trasformati in prodotto finito.
Nel caso di combustibili prodotti in raffinerie, diversi dalla combinazione degli impianti di trasformazione con caldaie o unità di cogenerazione che forniscono energia termica e/o energia elettrica all’impianto di trasformazione, l’unità di analisi ai fini del calcolo di cui al punto 17 è la raffineria.
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
Nel caso dei biocarburanti e dei bioliquidi, ai fini di tale calcolo vengono presi in considerazione tutti i prodotti secondari, compresa l’energia elettrica non considerata ai fini del punto 16, ad eccezione dei residui delle colture agricole, quali paglia, bagassa, crusca, tutoli e gusci. I prodotti secondari il cui contenuto energetico è negativo sono considerati come se avessero un contenuto energetico pari a zero ai fini del calcolo.
I rifiuti, i residui di colture agricole, quali paglia, bagassa, crusca, tutoli e gusci, e i residui della lavorazione, compresa la glicerina grezza (glicerina non raffinata), sono considerati come se avessero emissioni di gas a effetto serra pari a zero nel corso del ciclo di vita fino alla raccolta.
Nel caso di combustibili prodotti in raffinerie, l’unità di analisi ai fini del calcolo di cui al punto 17 è la raffineria.
19. Per quanto riguarda i biocarburanti, ai fini del calcolo di cui al punto 43, il carburante fossile di riferimento, EF ð E F(t) ï , è pari all’ultimo valore disponibile per le emissioni medie reali della parte fossile della benzina e del gasolio consumati nella Comunità, e indicate nella relazione pubblicata ai sensi della direttiva 98/70/CE. Se tali dati non sono disponibili, il valore utilizzato è 83,8 ða 94 ï gCO2eq/MJ.
Per i bioliquidi utilizzati nella produzione di energia elettrica, ai fini del calcolo di cui al punto 43, il carburante fossile di riferimento EF è 91 ð 183 ï gCO2eq/MJ.
Per i bioliquidi utilizzati nella ð produzione di calore utile ï ð , così come nella produzione di riscaldamento e/o raffrescamento ï , ai fini del calcolo di cui al punto 43, il carburante fossile di riferimento EFð (h&c) ï è 77 ð 80 ï gCO2eq/MJ.
Per i bioliquidi utilizzati nella cogenerazione, ai fini del calcolo di cui al punto 4, il carburante fossile di riferimento EF è 85 gCO2eq/MJ.
D. Valori standard disaggregati per i biocarburanti e i bioliquidi
Valori standard disaggregati per la coltivazione: ‘eec’ come definitoa nella parte C del presente allegato Ö comprese le emissioni di N2O del suolo Õ
ò nuovo
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
||
|
etanolo da barbabietola da zucchero |
9,6 |
9,6 |
||
|
etanolo da granturco |
25,5 |
25,5 |
||
|
etanolo da altri cereali, escluso il granturco |
27,0 |
27,0 |
||
|
etanolo da canna da zucchero |
17,1 |
17,1 |
||
|
la frazione dell’ETBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|||
|
la frazione del TAEE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|||
|
biodiesel da semi di colza |
32,0 |
32,0 |
||
|
biodiesel da semi di girasole |
26,1 |
26,1 |
||
|
biodiesel da soia |
21,4 |
21,4 |
||
|
biodiesel da olio di palma |
20,7 |
20,7 |
||
|
biodiesel da oli di cottura esausti |
0 |
0 |
||
|
biodiesel dalla colatura di grassi animali |
0 |
0 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da semi di colza |
33,4 |
33,4 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da semi di girasole |
26,9 |
26,9 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da soia |
22,2 |
22,2 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma |
21,7 |
21,7 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da oli di cottura esausti |
0 |
0 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da colatura di grassi animali |
0 |
0 |
||
|
olio vegetale puro da semi di colza |
33,4 |
33,4 |
||
|
olio vegetale puro da semi di girasole |
27,2 |
27,2 |
||
|
olio vegetale puro da soia |
22,3 |
22,3 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma |
21,6 |
21,6 |
||
|
olio vegetale puro da oli di cottura esausti |
0 |
0 |
||
ê 2009/28/CE (adattato)
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas serra (gCO2eq/MJ) |
|
etanolo da barbabietola da zucchero |
12 |
12 |
|
etanolo da frumento |
23 |
23 |
|
etanolo da granturco, prodotto nella Comunità |
20 |
20 |
|
etanolo da canna da zucchero |
14 |
14 |
|
la frazione dell’ETBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|
|
la frazione del TAEE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|
|
biodiesel da semi di colza |
29 |
29 |
|
biodiesel da semi di girasole |
18 |
18 |
|
biodiesel da soia |
19 |
19 |
|
biodiesel da olio di palma |
14 |
14 |
|
biodiesel da rifiuti vegetali * o animali |
0 |
0 |
|
olio vegetale idrotrattato da semi di colza |
30 |
30 |
|
olio vegetale idrotrattato da semi di girasole |
18 |
18 |
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma |
15 |
15 |
|
olio vegetale puro da semi di colza |
30 |
30 |
|
biogas da rifiuti urbani organici come gas naturale compresso |
0 |
0 |
|
biogas da letame umido come gas naturale compresso |
0 |
0 |
|
biogas da letame asciutto come gas naturale compresso |
0 |
0 |
* Escluso l’olio animale prodotto a partire da sottoprodotti di origine animale classificati come materiali di categoria 3 in conformità del regolamento (CE) n. 1774/2002.
ò nuovo
Valori standard disaggregati per la coltivazione: «eec» — solo per le emissioni di N2O del suolo (esse sono già comprese nei valori disaggregati per le emissioni da coltivazione di cui alla tabella «eec»)
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
||
|
etanolo da barbabietola da zucchero |
4,9 |
4,9 |
||
|
etanolo da granturco |
13,7 |
13,7 |
||
|
etanolo da altri cereali, escluso il granturco |
14,1 |
14,1 |
||
|
etanolo da canna da zucchero |
2,1 |
2,1 |
||
|
la frazione dell’ETBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|||
|
la frazione del TAEE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|||
|
biodiesel da semi di colza |
17,6 |
17,6 |
||
|
biodiesel da semi di girasole |
12,2 |
12,2 |
||
|
biodiesel da soia |
13,4 |
13,4 |
||
|
biodiesel da olio di palma |
16,5 |
16,5 |
||
|
biodiesel da oli di cottura esausti |
0 |
0 |
||
|
biodiesel dalla colatura di grassi animali |
0 |
0 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da semi di colza |
18,0 |
18,0 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da semi di girasole |
12,5 |
12,5 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da soia |
13,7 |
13,7 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma |
16,9 |
16,9 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da oli di cottura esausti |
0 |
0 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da colatura di grassi animali |
0 |
0 |
||
|
olio vegetale puro da semi di colza |
17,6 |
17,6 |
||
|
olio vegetale puro da semi di girasole |
12,2 |
12,2 |
||
|
olio vegetale puro da soia |
13,4 |
13,4 |
||
|
olio vegetale puro da olio di palma |
16,5 |
16,5 |
||
|
olio vegetale puro da oli di cottura esausti |
0 |
0 |
||
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
Valori standard disaggregati per la lavorazione (inclusa l’energia elettrica eccedentaria): «ep – eee» come definito nella parte C del presente allegato
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
|
etanolo da barbabietola da zucchero ð (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) ï |
19 ð 18,8 ï |
26 ð 26,3 ï |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) ï |
ð 9,7 ï |
ð 13,6 ï |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 13,2 ï |
ð 18,5 ï |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 7,6 ï |
ð 10,6 ï |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 27,4 ï |
ð 38,3 ï |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 15,7 ï |
ð 22,0ï |
|
etanolo da cereali (combustibile di processo non specificato) |
32 |
45 |
|
etanolo da cereali (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione) |
32 |
45 |
|
etanolo da cereali (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) |
21 |
30 |
|
etanolo da cereali (metano come combustibile di processo in impianti di cogenerazione) |
14 |
19 |
|
etanolo da cereali (paglia come combustibile di processo in impianti di cogenerazione) |
1 |
1 |
|
ð etanolo da granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) ï |
ð 20,8 ï |
ð 29,1 ï |
|
ð etanolo da granturco ï prodotto nella Comunità ð (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
15 ð 14,8 ï |
21 ð 20,8 ï |
|
ð etanolo da granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 28,6 ï |
ð 40,1 ï |
|
ð etanolo da granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 1,8 ï |
ð 2,6 ï |
|
ð etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) ï |
ð 21,0 ï |
ð 29,3 ï |
|
ð etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 15,1 ï |
ð 21,1 ï |
|
ð etanolo da altri cereali, escluso il granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 30,3 ï |
ð 42,5 ï |
|
ð etanolo da altri cereali, escluso il granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 1,5 ï |
ð 2,2 ï |
|
etanolo da canna da zucchero |
1 ð 1,3 ï |
1 ð 1,8 ï |
|
la frazione dell’ETBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|
|
la frazione del TAEE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|
|
ð biodiesel da semi di colza ï |
16 ð 11,7 ï |
22 ð 16,3 ï |
|
ð biodiesel da semi di girasole ï |
16 ð 11,8 ï |
22 ð 16,5 ï |
|
ð biodiesel da soia ï |
18 ð 12,1 ï |
26 ð 16,9 ï |
|
biodiesel da olio di palma (processo non specificato ð in impianto "open pond" ) ï |
35 ð 30,4ï |
49 ð 42,6 ï |
|
biodiesel da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) |
13 ð 13,2 ï |
18 ð 18,5 ï |
|
biodiesel da oli ð di cottura ï vegetali o animali esausti |
9 ð 14,1 ï |
13 ð 19,7 ï |
|
ð biodiesel dalla colatura di grassi animali ï |
ð 17,8 ï |
ð 25,0 ï |
|
olio vegetale idrotrattato da semi di colza |
10 ð 10,7 ï |
13 ð 15,0 ï |
|
ð olio vegetale idrotrattato da semi di girasole ï |
10 ð 10,5 ï |
13 ð 14,7 ï |
|
ð olio vegetale idrotrattato da soia ï |
ð 10,9 ï |
ð 15,2 ï |
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma (processo non specificato ð in impianto "open pond" ï ) |
30 ð 27,8ï |
42 ð 38,9 ï |
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma(processo con cattura di metano all’oleificio) |
7 ð 9,7 ï |
9 ð 13,6 ï |
|
ð olio vegetale idrotrattato da oli di cottura esausti ï |
ð 7,6 ï |
ð 10,6 ï |
|
ð olio vegetale idrotrattato da colatura di grassi animali ï |
ð 10,4 ï |
ð 14,5 ï |
|
olio vegetale puro da semi di colza |
4 ð 3,7 ï |
5 ð 5,2 ï |
|
ð olio vegetale puro da semi di girasole ï |
ð 3,8 ï |
ð 5,4 ï |
|
ð olio vegetale puro da soia ï |
ð 4,2 ï |
ð 5,9 ï |
|
ð olio vegetale puro da olio di palma (prodotto in impianti "open pond") ï |
ð 22,6 ï |
ð 31,7 ï |
|
ð olio vegetale puro da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) ï |
ð 4,7 ï |
ð 6,5 ï |
|
ð olio vegetale puro da oli di cottura esausti ï |
ð 0,6 ï |
ð 0,8 ï |
|
biogas da rifiuti urbani organici come gas naturale compresso |
14 |
20 |
|
biogas da letame umido come gas naturale compresso |
8 |
11 |
|
biogas da letame asciutto come gas naturale compresso |
8 |
11 |
ò nuovo
Valori standard disaggregati per l’estrazione dell’olio (già compresi nei valori disaggregati ai fini delle emissioni da lavorazione riportate nella tabella «ep»)
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
|
biodiesel da semi di colza |
3,0 |
4,2 |
|
biodiesel da semi di girasole |
2,9 |
4,0 |
|
biodiesel da soia |
3,2 |
4,4 |
|
biodiesel da olio di palma (in impianti "open pond" ) |
20,9 |
29,2 |
|
biodiesel da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) |
3,7 |
5,1 |
|
biodiesel da oli di cottura esausti |
0 |
0 |
|
biodiesel dalla colatura di grassi animali |
4,3 |
6,0 |
|
olio vegetale idrotrattato da semi di colza |
3,1 |
4,4 |
|
olio vegetale idrotrattato da semi di girasole |
3,0 |
4,1 |
|
olio vegetale idrotrattato da soia |
3,3 |
4,6 |
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma (prodotto in impianti "open pond") |
21,9 |
30,7 |
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) |
3,8 |
5,4 |
|
olio vegetale idrotrattato da oli di cottura esausti |
0 |
0 |
|
olio vegetale idrotrattato da colatura di grassi animali |
4,6 |
6,4 |
|
olio vegetale puro da semi di colza |
3,1 |
4,4 |
|
olio vegetale puro da semi di girasole |
3,0 |
4,2 |
|
olio vegetale puro da soia |
3,4 |
4,7 |
|
olio vegetale puro da olio di palma (prodotto in impianti "open pond") |
21,8 |
30,5 |
|
olio vegetale puro da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) |
3,8 |
5,3 |
|
olio vegetale puro da oli di cottura esausti |
0 |
0 |
Valori standard disaggregati per trasporto e distribuzione: «etd» come definito nella parte C del presente allegato
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
||
|
etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) |
2,4 |
2,4 |
||
|
etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) |
2,4 |
2,4 |
||
|
etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
2,4 |
2,4 |
||
|
etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
2,4 |
2,4 |
||
|
etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
2,4 |
2,4 |
||
|
etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
2,4 |
2,4 |
||
|
etanolo da granturco (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
2,2 |
2,2 |
||
|
etanolo da granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) |
2,2 |
2,2 |
||
|
etanolo da granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
2,2 |
2,2 |
||
|
etanolo da granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
2,2 |
2,2 |
||
|
etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) |
2,2 |
2,2 |
||
|
etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
2,2 |
2,2 |
||
|
etanolo da altri cereali, escluso il granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
2,2 |
2,2 |
||
|
etanolo da altri cereali, escluso il granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
2,2 |
2,2 |
||
|
etanolo da canna da zucchero |
9,7 |
9,7 |
||
|
la frazione dell’ETBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|||
|
la frazione del TAEE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|||
|
biodiesel da semi di colza |
1,8 |
1,8 |
||
|
biodiesel da semi di girasole |
2,1 |
2,1 |
||
|
biodiesel da soia |
8,9 |
8,9 |
||
|
biodiesel da olio di palma (in impianti "open pond" ) |
6,9 |
6,9 |
||
|
biodiesel da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) |
6,9 |
6,9 |
||
|
biodiesel da oli di cottura esausti |
1,9 |
1,9 |
||
|
biodiesel dalla colatura di grassi animali |
1,7 |
1,7 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da semi di colza |
1,7 |
1,7 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da semi di girasole |
2,0 |
2,0 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da soia |
9,1 |
9,1 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma (prodotto in impianti "open pond") |
7,0 |
7,0 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) |
7,0 |
7,0 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da oli di cottura esausti |
1,8 |
1,8 |
||
|
olio vegetale idrotrattato da colatura di grassi animali |
1,5 |
1,5 |
||
|
olio vegetale puro da semi di colza |
1,4 |
1,4 |
||
|
olio vegetale puro da semi di girasole |
1,7 |
1,7 |
||
|
olio vegetale puro da soia |
8,8 |
8,8 |
||
|
olio vegetale puro da olio di palma (prodotto in impianti "open pond") |
6,7 |
6,7 |
||
|
olio vegetale puro da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) |
6,7 |
6,7 |
||
|
olio vegetale puro da oli di cottura esausti |
1,4 |
1,4 |
||
ê 2009/28/CE
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas serra (gCO2eq/MJ) |
|
etanolo da barbabietola da zucchero |
2 |
2 |
|
etanolo da frumento |
2 |
2 |
|
etanolo da granturco, prodotto nella Comunità |
2 |
2 |
|
etanolo da canna da zucchero |
9 |
9 |
|
la frazione dell’ETBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|
|
la frazione del TAEE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|
|
biodiesel da semi di colza |
1 |
1 |
|
biodiesel da semi di girasole |
1 |
1 |
|
biodiesel da soia |
13 |
13 |
|
biodiesel da olio di palma |
5 |
5 |
|
biodiesel da rifiuti vegetali o animali |
1 |
1 |
|
olio vegetale idrotrattato da semi di colza |
1 |
1 |
|
olio vegetale idrotrattato da semi di girasole |
1 |
1 |
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma |
5 |
5 |
|
olio vegetale puro da semi di colza |
1 |
1 |
|
biogas da rifiuti urbani organici come gas naturale compresso |
3 |
3 |
|
biogas da letame umido come gas naturale compresso |
5 |
5 |
|
biogas da letame asciutto come gas naturale compresso |
4 |
4 |
ò nuovo
Valori standard disaggregati per trasporto e distribuzione solo del carburante finale: sono già compresi nella tabella delle "emissioni dei trasporti e della distribuzione etd" come definito nella parte C del presente allegato, ma i seguenti valori sono utili per l’operatore economico che intenda dichiarare le emissioni effettive dei trasporti soltanto per il trasporto di cereali o di oli).
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
|
etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) |
1,6 |
1,6 |
|
etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) |
1,6 |
1,6 |
|
etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
1,6 |
1,6 |
|
etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
1,6 |
1,6 |
|
etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
1,6 |
1,6 |
|
etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
1,6 |
1,6 |
|
etanolo da granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) |
1,6 |
1,6 |
|
etanolo da granturco (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
1,6 |
1,6 |
|
etanolo da granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
1,6 |
1,6 |
|
etanolo da granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
1,6 |
1,6 |
|
etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) |
1,6 |
1,6 |
|
etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
1,6 |
1,6 |
|
etanolo da altri cereali, escluso il granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
1,6 |
1,6 |
|
etanolo da altri cereali, escluso il granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
1,6 |
1,6 |
|
etanolo da canna da zucchero |
6,0 |
6,0 |
|
la frazione dell’etere etil-ter-butilico (ETBE) prodotta da fonti rinnovabili |
Sarà considerata analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|
|
la frazione dell’etere terziario-amil-etilico (TAEE) prodotta da fonti rinnovabili |
Sarà considerata analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|
|
biodiesel da semi di colza |
1,3 |
1,3 |
|
biodiesel da semi di girasole |
1,3 |
1,3 |
|
biodiesel da soia |
1,3 |
1,3 |
|
biodiesel da olio di palma (in impianti "open pond" ) |
1,3 |
1,3 |
|
biodiesel da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) |
1,3 |
1,3 |
|
biodiesel da oli di cottura esausti |
1,3 |
1,3 |
|
biodiesel dalla colatura di grassi animali |
1,3 |
1,3 |
|
olio vegetale idrotrattato da semi di colza |
1,2 |
1,2 |
|
olio vegetale idrotrattato da semi di girasole |
1,2 |
1,2 |
|
olio vegetale idrotrattato da soia |
1,2 |
1,2 |
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma (prodotto in impianti "open pond") |
1,2 |
1,2 |
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) |
1,2 |
1,2 |
|
olio vegetale idrotrattato da oli di cottura esausti |
1,2 |
1,2 |
|
olio vegetale idrotrattato da colatura di grassi animali |
1,2 |
1,2 |
|
olio vegetale puro da semi di colza |
0,8 |
0,8 |
|
olio vegetale puro da semi di girasole |
0,8 |
0,8 |
|
olio vegetale puro da soia |
0,8 |
0,8 |
|
olio vegetale puro da olio di palma (prodotto in impianti "open pond") |
0,8 |
0,8 |
|
olio vegetale puro da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) |
0,8 |
0,8 |
|
olio vegetale puro da oli di cottura esausti |
0,8 |
0,8 |
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
Totale per coltivazione, lavorazione, trasporto e distribuzione
|
ð Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi ï |
ð Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ ) ï |
ð Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) ï |
|
etanolo da barbabietola da zucchero ð (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) ï |
33 ð 30,8 ï |
40 ð 38,3 ï |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) ï |
ð 21,7 ï |
ð 25,6 ï |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 25,2 ï |
ð 30,5 ï |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 19,6 ï |
ð 22,6 ï |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 39,4 ï |
ð 50,3 ï |
|
ð etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 27,7 ï |
ð 34,0 ï |
|
ð etanolo da granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) ï |
ð 48,5 ï |
ð 56,8 ï |
|
etanolo da granturco, prodotto nella Comunità (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) |
37 ð 42,5 ï |
43 ð 48,5 ï |
|
ð etanolo da granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 56,3 ï |
ð 67,8 ï |
|
ð etanolo da granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 29,5 ï |
ð 30,3 ï |
|
ð etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali) ï |
ð 50,2 ï |
ð 58,5 ï |
|
ð etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 44,3 ï |
ð 50,3 ï |
|
ð etanolo da altri cereali, escluso il granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 59,5 ï |
ð 71,7 ï |
|
ð etanolo da altri cereali, escluso il granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione*) ï |
ð 30,7 ï |
ð 31,4 ï |
|
etanolo da canna da zucchero |
24 ð 28,1 ï |
24 ð 28,6 ï |
|
la frazione dell’ETBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|
|
la frazione del TAEE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione dell’etanolo |
|
|
biodiesel da semi di colza |
46 ð 45,5 ï |
52 ð 50,1 ï |
|
biodiesel da semi di girasole |
35 ð 40,0 ï |
41 ð 44,7 ï |
|
biodiesel da soia |
50 ð 42,4 ï |
58 ð 47,2 ï |
|
biodiesel da olio di palma (processo non specificato ð in impianto "open pond" ï ) |
54 ð 58,0 ï |
68 ð 70,2 ï |
|
biodiesel da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) |
32 ð 40,8 ï |
37 ð 46,1 ï |
|
biodiesel da rifiuti vegetali o animali ð da oli di cottura esausti ï |
10 ð 16,0 ï |
14 ð 21,6 ï |
|
ð biodiesel dalla colatura di grassi animali ï |
ð 19,5 ï |
ð 26,7 ï |
|
olio vegetale idrotrattato da semi di colza |
41 ð 45,8 ï |
44 ð 50,1 ï |
|
olio vegetale idrotrattato da semi di girasole |
29 ð 39,4 ï |
32 ð 43,6 ï |
|
olio vegetale idrotrattato da soia |
ð 42,2 ï |
ð 46,5 ï |
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma (processo non specificato ð prodotto in impianto "open pond" ï ) |
50 ð 56,5 ï |
62 ð 67,6 ï |
|
olio vegetale idrotrattato da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) |
27 ð 38,4 ï |
29 ð 42,3 ï |
|
ð olio vegetale idrotrattato da oli di cottura esausti ï |
ð 9,4 ï |
ð 12,4 ï |
|
ð olio vegetale idrotrattato da colatura di grassi animali ï |
ð 11,9 ï |
ð 16,0 ï |
|
ð olio vegetale puro da semi di colza ï |
35 ð 38,5 ï |
36 ð 40,0 ï |
|
ð olio vegetale puro da semi di girasole ï |
ð 32,7 ï |
ð 34,3 ï |
|
ð olio vegetale puro da soia ï |
ð 35,3 ï |
ð 37,0 ï |
|
ð olio vegetale puro da olio di palma (prodotto in impianti "open pond") ï |
ð 50,9 ï |
ð 60,0 ï |
|
ð olio vegetale puro da olio di palma (processo con cattura di metano all’oleificio) ï |
ð 33,0 ï |
ð 34,8 ï |
|
ð olio puro da oli di cottura esausti ï |
ð 2,0 ï |
ð 2,2 ï |
|
biogas da rifiuti urbani organici come gas naturale compresso |
17 |
23 |
|
biogas da letame umido come gas naturale compresso |
13 |
16 |
|
biogas da letame asciutto come gas naturale compresso |
12 |
15 |
ò nuovo
(*) I valori standard per i processi che utilizzano la cogenerazione sono validi solo se TUTTO il calore del processo è fornito da un impianto di cogenerazione.
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
E. Stima dei valori standard disaggregati per i futuri biocarburanti e bioliquidi non presenti sul mercato e presenti sul mercato solo in quantità trascurabili al gennaio 2008 Ö 2016 Õ
Valori standard disaggregati per la coltivazione: ‘eec’ come definito nella parte C del presente allegato Ö comprese le emissioni di N2O (compresa la truciolatura di residui di legno o legno coltivato) Õ
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
|
etanolo da paglia di cereali |
1,8 |
1,8 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
3,3 |
3,3 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato, prodotto in impianto autonomo |
12,4 |
12,4 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi prodotta in impianto autonomo |
3,3 |
3,3 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato prodotta in impianto autonomo |
12,4 |
12,4 |
|
dimetiletere (DME) di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
3,1 |
3,1 |
|
dimetiletere (DME) di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato prodotto in impianto autonomo |
11,4 |
11,4 |
|
metanolo da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
3,1 |
3,1 |
|
metanolo da legno coltivato prodotto in impianto autonomo |
11,4 |
11,4 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
2,5 |
2,5 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
2,5 |
2,5 |
|
dimetiletere DME da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
2,5 |
2,5 |
|
metanolo da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
2,5 |
2,5 |
|
la frazione dell’MTBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione del metanolo |
|
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas serra (gCO2eq/MJ) |
|
Etanolo da paglia di cereali |
3 |
3 |
|
Etanolo da residui legnosi |
1 |
1 |
|
Etanolo da legno coltivato |
6 |
6 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi |
1 |
1 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato |
4 |
4 |
|
DME da residui legnosi |
1 |
1 |
|
DME da legno coltivato |
5 |
5 |
|
metanolo da residui legnosi |
1 |
1 |
|
metanolo da legno coltivato |
5 |
5 |
|
la frazione dell’MTBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione del metanolo |
|
ò nuovo
Valori standard disaggregati per le emissioni di N2O del suolo (già incluse nei valori standard disaggregati per le emissioni da coltivazione nella tabella «eec»)
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
|
etanolo da paglia di cereali |
0 |
0 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
0 |
0 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato, prodotto in impianto autonomo |
4.4 |
4.4 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi prodotta in impianto autonomo |
0 |
0 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato prodotta in impianto autonomo |
4.4 |
4.4 |
|
dimetiletere (DME) da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
0 |
0 |
|
dimetiletere (DME) da legno coltivato prodotto in impianto autonomo |
4.1 |
4.1 |
|
metanolo da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
0 |
0 |
|
metanolo da legno coltivato prodotto in impianto autonomo |
4.1 |
4.1 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
0 |
0 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
0 |
0 |
|
dimetiletere DME da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
0 |
0 |
|
metanolo da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
0 |
0 |
|
la frazione dell’MTBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione del metanolo |
|
ò nuovo
Valori standard disaggregati per la lavorazione: «ep» come definito nella parte C del presente allegato
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas serra (gCO2eq/MJ) |
|
Etanolo da paglia di cereali |
5 |
7 |
|
etanolo da legno |
12 |
17 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da legno |
0 |
0 |
|
DME da legno |
0 |
0 |
|
metanolo da legno |
0 |
0 |
|
la frazione dell’MTBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione del metanolo |
|
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
|
etanolo da paglia di cereali |
4,8 |
6,8 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
0,1 |
0,1 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato, prodotto in impianto autonomo |
0,1 |
0,1 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi prodotta in impianto autonomo |
0,1 |
0,1 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato prodotta in impianto autonomo |
0,1 |
0,1 |
|
dimetiletere (DME) da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
0 |
0 |
|
dimetiletere (DME) da legno coltivato prodotto in impianto autonomo |
0 |
0 |
|
metanolo da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
0 |
0 |
|
metanolo da legno coltivato prodotto in impianto autonomo |
0 |
0 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
0 |
0 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
0 |
0 |
|
dimetiletere DME da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
0 |
0 |
|
metanolo da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
0 |
0 |
|
la frazione dell’MTBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione del metanolo |
|
Valori standard disaggregati per trasporto e distribuzione: «etd» come definito nella parte C del presente allegato
ò nuovo
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
|
etanolo da paglia di cereali |
7,1 |
7,1 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
10,3 |
10,3 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato, prodotto in impianto autonomo |
8,4 |
8,4 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi prodotta in impianto autonomo |
10,3 |
10,3 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato prodotta in impianto autonomo |
8,4 |
8,4 |
|
dimetiletere (DME) da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
10,4 |
10,4 |
|
dimetiletere (DME) da legno coltivato prodotto in impianto autonomo |
8,6 |
8,6 |
|
metanolo da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
10,4 |
10,4 |
|
metanolo da legno coltivato prodotto in impianto autonomo |
8,6 |
8,6 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
7,7 |
7,7 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
7,9 |
7,9 |
|
DME da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
7,7 |
7,7 |
|
metanolo da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
7,9 |
7,9 |
|
la frazione dell’MTBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione del metanolo |
|
ê 2009/28/CE (adattato)
ð nuovo
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas serra (gCO2eq/MJ) |
|
Etanolo da paglia di cereali |
2 |
2 |
|
Etanolo da residui legnosi |
4 |
4 |
|
Etanolo da legno coltivato |
2 |
2 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi |
3 |
3 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato |
2 |
2 |
|
DME da residui legnosi |
4 |
4 |
|
DME da legno coltivato |
2 |
2 |
|
metanolo da residui legnosi |
4 |
4 |
|
metanolo da legno coltivato |
2 |
2 |
|
la frazione dell’MTBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione del metanolo |
|
Valori standard disaggregati per trasporto e distribuzione solo del carburante finale: sono già compresi nella tabella delle "emissioni dei trasporti e della distribuzione etd" come definito nella parte C del presente allegato, ma i seguenti valori sono utili per l’operatore economico che intenda dichiarare le emissioni effettive dei trasporti soltanto per il trasporto di materie prime.
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
|
etanolo da paglia di cereali |
1,6 |
1,6 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
1,2 |
1,2 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato, prodotto in impianto autonomo |
1,2 |
1,2 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi prodotta in impianto autonomo |
1,2 |
1,2 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato prodotta in impianto autonomo |
1,2 |
1,2 |
|
dimetiletere (DME) da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
2,0 |
2,0 |
|
DME da legno coltivato prodotto in impianto autonomo |
2,0 |
2,0 |
|
metanolo da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
2,0 |
2,0 |
|
metanolo da legno coltivato prodotto in impianto autonomo |
2,0 |
2,0 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
2,0 |
2,0 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
2,0 |
2,0 |
|
DME da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
2,0 |
2,0 |
|
metanolo da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
2,0 |
2,0 |
|
la frazione dell’MTBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione del metanolo |
|
Totale per coltivazione, lavorazione, trasporto e distribuzione
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
|
Etanolo da paglia di cereali |
13,7 |
15,7 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
13,7 |
13,7 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato, prodotto in impianto autonomo |
20,9 |
20,9 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi prodotta in impianto autonomo |
13,7 |
13,7 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato prodotta in impianto autonomo |
20,9 |
20,9 |
|
dimetiletere (DME) da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
13,5 |
13,5 |
|
dimetiletere (DME) da legno coltivato prodotto in impianto autonomo |
20,0 |
20,0 |
|
metanolo da residui legnosi prodotto in impianto autonomo |
13,5 |
13,5 |
|
metanolo da legno coltivato prodotto in impianto autonomo |
20,0 |
20,0 |
|
diesel di sintesi Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
10,2 |
10,2 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
10,4 |
10,4 |
|
dimetiletere DME da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
10,2 |
10,2 |
|
metanolo da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta |
10,4 |
10,4 |
|
la frazione dell’MTBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione del metanolo |
|
|
Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi |
Emissioni tipiche di gas serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas serra (gCO2eq/MJ) |
|
Etanolo da paglia di cereali |
11 |
13 |
|
Etanolo da residui legnosi |
17 |
22 |
|
Etanolo da legno coltivato |
20 |
25 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da residui legnosi |
4 |
4 |
|
benzina di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato |
6 |
6 |
|
DME da residui legnosi |
5 |
5 |
|
DME da legno coltivato |
7 |
7 |
|
metanolo da residui legnosi |
5 |
5 |
|
metanolo da legno coltivato |
7 |
7 |
|
la frazione dell’MTBE prodotta da fonti rinnovabili |
analoga a quella della filiera di produzione del metanolo |
|
ò nuovo
ALLEGATO VI
Regole per il calcolo dell’impatto dei gas a effetto serra dei combustibili da biomassa e i relativi combustibili fossili di riferimento
A. Valori tipici e standard della riduzione dei gas a effetto serra per i combustibili da biomassa se prodotti senza emissioni nette di carbonio a seguito della modifica della destinazione dei terreni
|
Trucioli di legno |
||||||
|
Sistema di produzione di combustibile da biomassa |
Distanza di trasporto |
Riduzione tipica delle emissioni di gas a effetto serra |
Riduzione standard delle emissioni di gas a effetto serra |
|||
|
Energia termica |
Energia elettrica |
Energia termica |
Energia elettrica |
|||
|
Trucioli di legno da residui forestali |
1-500 km |
93% |
89% |
91% |
87% |
|
|
500-2 500 km |
89% |
84% |
87% |
81% |
||
|
2 500-10 000 km |
82% |
73% |
78% |
67% |
||
|
Superiore a 10 000 km |
67% |
51% |
60% |
41% |
||
|
Trucioli di legno da boschi cedui a rotazione rapida (eucalipto) |
2 500-10 000 km |
64% |
46% |
61% |
41% |
|
|
Trucioli di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo -fertilizzato) |
1-500 km |
89% |
83% |
87% |
81% |
|
|
500-2 500 km |
85% |
78% |
84% |
76% |
||
|
2 500-10 000 km |
78% |
67% |
74% |
62% |
||
|
Superiore a 10 000 km |
63% |
45% |
57% |
35% |
||
|
Trucioli di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo - non
|
1-500 km |
91% |
87% |
90% |
85% |
|
|
500-2 500 km |
88% |
82% |
86% |
79% |
||
|
2 500-10 000 km |
80% |
70% |
77% |
65% |
||
|
Superiore a 10 000 km |
65% |
48% |
59% |
39% |
||
|
Trucioli di legno da corteccia d’albero |
1-500 km |
93% |
89% |
92% |
88% |
|
|
500-2 500 km |
90% |
85% |
88% |
82% |
||
|
2 500-10 000 km |
82% |
73% |
79% |
68% |
||
|
Superiore a 10 000 km |
67% |
51% |
61% |
42% |
||
|
Trucioli di legno da residui industriali |
1-500 km |
94% |
92% |
93% |
90% |
|
|
500-2 500 km |
91% |
87% |
90% |
85% |
||
|
2 500-10 000 km |
83% |
75% |
80% |
71% |
||
|
Superiore a 10 000 km |
69% |
54% |
63% |
44% |
||
|
Pellet di legno* |
|||||||
|
Sistema di produzione di combustibile da biomassa |
Distanza di trasporto |
Riduzione tipica delle emissioni di gas a effetto serra |
Riduzione standard delle emissioni di gas a effetto serra |
||||
|
Energia termica |
Energia elettrica |
Energia termica |
Energia elettrica |
||||
|
Bricchetti o pellet di legno da residui forestali |
Caso 1 |
1-500 km |
58% |
37% |
49% |
24% |
|
|
500-2 500 km |
58% |
37% |
49% |
25% |
|||
|
2 500-10 000 km |
55% |
34% |
47% |
21% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
50% |
26% |
40% |
11% |
|||
|
Caso 2a |
1-500 km |
77% |
66% |
72% |
59% |
||
|
500-2 500 km |
77% |
66% |
72% |
59% |
|||
|
2 500-10 000 km |
75% |
62% |
70% |
55% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
69% |
54% |
63% |
45% |
|||
|
Caso 3a |
1-500 km |
92% |
88% |
90% |
85% |
||
|
500-2 500 km |
92% |
88% |
90% |
86% |
|||
|
2 500-10 000 km |
90% |
85% |
88% |
81% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
84% |
76% |
81% |
72% |
|||
|
Bricchetti o pellet di legno da boschi cedui a rotazione rapida (eucalipto) |
Caso 1 |
2 500-10 000 km |
40% |
11% |
32% |
-2% |
|
|
Caso 2a |
2 500-10 000 km |
56% |
34% |
51% |
27% |
||
|
Caso 3a |
2 500-10 000 km |
70% |
55% |
68% |
53% |
||
|
Bricchetti o pellet di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo -
|
Caso 1 |
1-500 km |
54% |
32% |
46% |
20% |
|
|
500-10 000 km |
52% |
29% |
44% |
16% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
47% |
21% |
37% |
7% |
|||
|
Caso 2a |
1-500 km |
73% |
60% |
69% |
54% |
||
|
500-10 000 km |
71% |
57% |
67% |
50% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
66% |
49% |
60% |
41% |
|||
|
Caso 3a |
1-500 km |
88% |
82% |
87% |
81% |
||
|
500-10 000 km |
86% |
79% |
84% |
77% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
80% |
71% |
78% |
67% |
|||
|
Bricchetti o pellet di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo - non fertilizzato) |
Caso 1 |
1-500 km |
56% |
35% |
48% |
23% |
|
|
500-10 000 km |
54% |
32% |
46% |
20% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
49% |
24% |
40% |
10% |
|||
|
Caso 2a |
1-500 km |
76% |
64% |
72% |
58% |
||
|
500-10 000 km |
74% |
61% |
69% |
54% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
68% |
53% |
63% |
45% |
|||
|
Caso 3a |
1-500 km |
91% |
86% |
90% |
85% |
||
|
500-10 000 km |
89% |
83% |
87% |
81% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
83% |
75% |
81% |
71% |
|||
|
Corteccia d’albero |
Caso 1 |
1-500 km |
57% |
37% |
49% |
24% |
|
|
500-2 500 km |
58% |
37% |
49% |
25% |
|||
|
2500-10 000 km |
55% |
34% |
47% |
21% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
50% |
26% |
40% |
11% |
|||
|
Caso 2a |
1-500 km |
77% |
66% |
73% |
60% |
||
|
500-2 500 km |
77% |
66% |
73% |
60% |
|||
|
2500-10 000 km |
75% |
63% |
70% |
56% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
70% |
55% |
64% |
46% |
|||
|
Caso 3a |
1-500 km |
92% |
88% |
91% |
86% |
||
|
500-2 500 km |
92% |
88% |
91% |
87% |
|||
|
2500-10 000 km |
90% |
85% |
88% |
83% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
84% |
77% |
82% |
73% |
|||
|
Bricchetti o pellet di legno da residui legnosi industriali |
Caso 1 |
1-500 km |
75% |
62% |
69% |
55% |
|
|
500-2 500 km |
75% |
62% |
70% |
55% |
|||
|
2500-10 000 km |
72% |
59% |
67% |
51% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
67% |
51% |
61% |
42% |
|||
|
Caso 2a |
1-500 km |
87% |
80% |
84% |
76% |
||
|
500-2 500 km |
87% |
80% |
84% |
77% |
|||
|
2500-10 000 km |
85% |
77% |
82% |
73% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
79% |
69% |
75% |
63% |
|||
|
Caso 3a |
1-500 km |
95% |
93% |
94% |
91% |
||
|
500-2 500 km |
95% |
93% |
94% |
92% |
|||
|
2500-10 000 km |
93% |
90% |
92% |
88% |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
88% |
82% |
85% |
78% |
|||
* Il caso 1 si riferisce ai processi in cui una caldaia a gas naturale è utilizzata per fornire il calore di processo all’impianto di pellettizzazione. L’energia elettrica per l’impianto di pellettizzazione è fornita dalla rete.
Il caso 2a si riferisce ai processi in cui una caldaia alimentata con trucioli di legno preessiccati è utilizzata per fornire il calore di processo. L’energia elettrica per l’impianto di pellettizzazione è fornita dalla rete.
Il caso 3a si riferisce ai processi in cui un impianto di cogenerazione alimentato con trucioli di legno preessiccati è utilizzato per fornire energia elettrica e termica all’impianto di pellettizzazione.
|
Filiera agricola |
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|
Sistema di produzione di combustibile da biomassa |
Distanza di trasporto |
Riduzione tipica delle emissioni di gas a effetto serra |
Riduzione standard delle emissioni di gas a effetto serra |
|||
|
Energia termica |
Energia elettrica |
Energia termica |
Energia elettrica |
|||
|
Residui agricoli con densità <0,2 t/m³ * |
1-500 km |
95% |
92% |
93% |
90% |
|
|
500-2 500 km |
89% |
83% |
86% |
80% |
||
|
2500-10 000 km |
77% |
66% |
73% |
60% |
||
|
Superiore a 10 000 km |
57% |
36% |
48% |
23% |
||
|
Residui agricoli con densità >0,2 t/m³ ** |
1-500 km |
95% |
92% |
93% |
90% |
|
|
500-2 500 km |
93% |
89% |
92% |
87% |
||
|
2500-10 000 km |
88% |
82% |
85% |
78% |
||
|
Superiore a 10 000 km |
78% |
68% |
74% |
61% |
||
|
Paglia in pellet |
1-500 km |
88% |
82% |
85% |
78% |
|
|
500-10 000 km |
86% |
79% |
83% |
74% |
||
|
Superiore a 10 000 km |
80% |
70% |
76% |
64% |
||
|
Bricchetti di bagassa |
500-10 000 km |
93% |
89% |
91% |
87% |
|
|
Superiore a 10 000 km |
87% |
81% |
85% |
77% |
||
|
Farina di palmisti |
Superiore a 10 000 km |
20% |
-18% |
11% |
-33% |
|
|
Farina di palmisti (senza emissioni di CH4 provenienti dall’oleificio) |
Superiore a 10 000 km |
46% |
20% |
42% |
14% |
|
* Questo gruppo di materiali comprende i residui agricoli a bassa densità apparente e comprende materiali come balle di paglia, lolla di riso, pula di avena e balle di bagassa della canna da zucchero (elenco non esaustivo).
** Il gruppo di residui agricoli a maggiore densità apparente include materiali come tutoli di mais, gusci di noce, baccelli di soia, gusci di palmisti (elenco non esaustivo).
|
Biogas per la produzione di energia elettrica* |
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|
Sistema di produzione di biogas |
Soluzione tecnologica |
Riduzione tipica delle emissioni di gas a effetto serra |
Riduzione standard delle emissioni di gas a effetto serra |
||
|
Letame umido 10 |
Caso 1 |
Digestato scoperto 11 |
146% |
94% |
|
|
Digestato coperto 12 |
246% |
240% |
|||
|
Caso 2 |
Digestato scoperto |
136% |
85% |
||
|
Digestato coperto |
227% |
219% |
|||
|
Caso 3 |
Digestato scoperto |
142% |
86% |
||
|
Digestato coperto |
243% |
235% |
|||
|
Pianta intera del granturco 13 |
Caso 1 |
Digestato scoperto |
36% |
21% |
|
|
Digestato coperto |
59% |
53% |
|||
|
Caso 2 |
Digestato scoperto |
34% |
18% |
||
|
Digestato coperto |
55% |
47% |
|||
|
Caso 3 |
Digestato scoperto |
28% |
10% |
||
|
Digestato coperto |
52% |
43% |
|||
|
Biorifiuti |
Caso 1 |
Digestato scoperto |
47% |
26% |
|
|
Digestato coperto |
84% |
78% |
|||
|
Caso 2 |
Digestato scoperto |
43% |
21% |
||
|
Digestato coperto |
77% |
68% |
|||
|
Caso 3 |
Digestato scoperto |
38% |
14% |
||
|
Digestato coperto |
76% |
66% |
|||
* Il caso 1 fa riferimento alle filiere in cui l’energia elettrica e termica necessarie al processo di produzione sono fornite dal motore dell’impianto di cogenerazione stesso.
Il caso 2 si riferisce alle filiere in cui l’energia elettrica necessaria al processo è prelevata dalla rete e il calore di processo viene fornito dal motore dell’impianto di cogenerazione stesso. In alcuni Stati membri, gli operatori non sono autorizzati a chiedere sovvenzioni per la produzione lorda e il caso 1 è la configurazione più probabile.
Il caso 3 si riferisce alle filiere in cui l’energia elettrica necessaria al processo è prelevata dalla rete e il calore di processo viene fornito da una caldaia a biogas. Questo caso si applica ad alcuni impianti in cui l’unità di cogenerazione non si trova in loco e il biogas è venduto (ma non trasformato in biometano).
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BIOGAS PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA — MISCELE DI LETAME E DI GRANTURCO |
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|
Sistema di produzione di biogas |
Soluzione tecnologica |
Riduzione tipica delle emissioni di gas a effetto serra |
Riduzione standard delle emissioni di gas a effetto serra |
|
|
Letame — Granturco 80% - 20% |
Caso 1 |
Digestato scoperto |
72% |
45% |
|
Digestato coperto |
120% |
114% |
||
|
Caso 2 |
Digestato scoperto |
67% |
40% |
|
|
Digestato coperto |
111% |
103% |
||
|
Caso 3 |
Digestato scoperto |
65% |
35% |
|
|
Digestato coperto |
114% |
106% |
||
|
Letame — Granturco 70% - 30% |
Caso 1 |
Digestato scoperto |
60% |
37% |
|
Digestato coperto |
100% |
94% |
||
|
Caso 2 |
Digestato scoperto |
57% |
32% |
|
|
Digestato coperto |
93% |
85% |
||
|
Caso 3 |
Digestato scoperto |
53% |
27% |
|
|
Digestato coperto |
94% |
85% |
||
|
Letame — Granturco 60% - 40% |
Caso 1 |
Digestato scoperto |
53% |
32% |
|
Digestato coperto |
88% |
82% |
||
|
Caso 2 |
Digestato scoperto |
50% |
28% |
|
|
Digestato coperto |
82% |
73% |
||
|
Caso 3 |
Digestato scoperto |
46% |
22% |
|
|
Digestato coperto |
81% |
72% |
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|
Biometano per autotrazione* |
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|
Sistema di produzione di biometano |
Soluzioni tecnologiche |
Riduzione tipica delle emissioni di gas a effetto serra |
Riduzione standard delle emissioni di gas a effetto serra |
|
Letame umido |
Digestato scoperto, senza combustione dei gas di scarico |
117% |
72% |
|
Digestato scoperto, con combustione dei gas di scarico |
133% |
94% |
|
|
Digestato coperto, senza combustione dei gas di scarico |
190% |
179% |
|
|
Digestato coperto, con combustione dei gas di scarico |
206% |
202% |
|
|
Pianta intera del granturco |
Digestato scoperto, senza combustione dei gas di scarico |
35% |
17% |
|
Digestato scoperto, con combustione dei gas di scarico |
51% |
39% |
|
|
Digestato coperto, senza combustione dei gas di scarico |
52% |
41% |
|
|
Digestato coperto, con combustione dei gas di scarico |
68% |
63% |
|
|
Biorifiuti |
Digestato scoperto, senza combustione dei gas di scarico |
43% |
20% |
|
Digestato scoperto, con combustione dei gas di scarico |
59% |
42% |
|
|
Digestato coperto, senza combustione dei gas di scarico |
70% |
58% |
|
|
Digestato coperto, con combustione dei gas di scarico |
86% |
80% |
|
* Le riduzioni relative al biometano si riferiscono solo al biometano compresso rispetto al combustibile fossile per autotrazione di riferimento pari a 94 gCO2 eq./MJ.
|
Biometano — MISCELE DI LETAME E GRANTURCO * |
|||
|
Sistema di produzione di biometano |
Soluzioni tecnologiche |
Riduzione tipica delle emissioni di gas a effetto serra |
Riduzione standard delle emissioni di gas a effetto serra |
|
Letame — Granturco 80% - 20% |
Digestato scoperto, senza combustione dei gas di scarico 14 |
62% |
35% |
|
Digestato scoperto, con combustione dei gas di scarico 15 |
78% |
57% |
|
|
Digestato coperto, senza combustione dei gas di scarico |
97% |
86% |
|
|
Digestato coperto, con combustione dei gas di scarico |
113% |
108% |
|
|
Letame — Granturco 70% - 30% |
Digestato scoperto, senza combustione dei gas di scarico |
53% |
29% |
|
Digestato scoperto, con combustione dei gas di scarico |
69% |
51% |
|
|
Digestato coperto, senza combustione dei gas di scarico |
83% |
71% |
|
|
Digestato coperto, con combustione dei gas di scarico |
99% |
94% |
|
|
Letame — Granturco 60% - 40% |
Digestato scoperto, senza combustione dei gas di scarico |
48% |
25% |
|
Digestato scoperto, con combustione dei gas di scarico |
64% |
48% |
|
|
Digestato coperto, senza combustione dei gas di scarico |
74% |
62% |
|
|
Digestato coperto, con combustione dei gas di scarico |
90% |
84% |
|
* Le riduzioni delle emissioni di gas a effetto serra relative al biometano si riferiscono solo al biometano compresso rispetto al combustibile fossile per autotrazione di riferimento pari a 94 gCO2 eq./MJ.
B. Metodologia
1. Le emissioni di gas a effetto serra provenienti dalla produzione e dall’uso di combustibili da biomassa vengono calcolate secondo la seguente formula:
a) Le emissioni di gas a effetto serra provenienti dalla produzione e dall’uso di combustibili da biomassa prima della conversione in energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento, vengono calcolate secondo la seguente formula:
E = eec + el + ep + etd + eu - esca– eccs - eccr,
dove:
E = totale delle emissioni derivanti dalla produzione del combustibile prima della conversione di energia;
eec = le emissioni derivanti dall’estrazione o dalla coltivazione delle materie prime;
el = le emissioni annualizzate risultanti da modifiche degli stock di carbonio a seguito del cambiamento della destinazione dei terreni;
ep = le emissioni derivanti dalla lavorazione;
etd = le emissioni derivanti dal trasporto e alla distribuzione;
eu = le emissioni derivanti dal combustibile al momento dell’uso;
esca = la riduzione delle emissioni grazie all’accumulo di carbonio nel suolo mediante una migliore gestione agricola;
eccs = la riduzione delle emissioni grazie alla cattura e al sequestro del carbonio; e
eccr = la riduzione delle emissioni grazie alla cattura e alla sostituzione del carbonio;
Non si tiene conto delle emissioni dovute alla produzione di macchinari e apparecchiature.
b) In caso di codigestione di diversi substrati utilizzati in un impianto di produzione di biogas per la produzione di biogas o biometano i valori tipici e standard delle emissioni di gas a effetto serra sono calcolati come segue:
E =
dove
E = le emissioni di gas a effetto serra per MJ di biogas o biometano da codigestione della definita miscela di substrati
Sn = quota di materie prime n nel contenuto energetico
En = le emissioni espresse in gCO2/MJ per la filiera n come indicato nella parte D del presente documento *
Sn =
dove
Pn = rendimento energetico [MJ] per chilogrammo di input umido di materie prime n **
Wn = fattore di ponderazione di substrato n definito come:
dove:
In = input annuale al digestore di substrato n [tonnellata di materia fresca]
AMn = umidità media annua del substrato n [kg acqua/kg di materia fresca]
SMn= umidità standard per il substrato n ***.
* Per il letame animale utilizzato come substrato, un bonus di 45 gCO2eq/MJ di letame (-54 kg CO2eq/t di materia fresca) è aggiunto per la gestione migliorata dell’agricoltura e del letame.
** I seguenti valori di Pn sono utilizzati per calcolare i valori standard e i valori tipici:
P(Granturco): 4,16 [MJbiogas/kg granturco umido @ 65% umidità]
P(Letame): 0,50 [MJbiogas/kg letame umido @ 90% umidità ]
P(Biorifiuti) 3,41 [MJbiogas/kg biorifiuti umidi @ 76% umidità]
*** I seguenti valori di umidità standard per il substrato SMn sono utilizzati:
SM(Granturco): 0,65 [kg acqua/kg di materia fresca]
SM(Letame): 0,90 [kg acqua/kg di materia fresca]
SM(Biorifiuti): 0,76 [kg acqua/kg di materia fresca]
c) Nel caso di codigestione di n substrati in un impianto a biogas per la produzione di energia elettrica o biometano, le emissioni effettive di gas a effetto serra di biogas e biometano sono calcolate come segue:
dove
E = totale delle emissioni derivanti dalla produzione di biogas o biometano prima della conversione di energia;
Sn = la quota di materie prime n, in frazione di input al digestore
eec,n = le emissioni derivanti dall’estrazione o dalla coltivazione delle materie prime n;
etd,materia prima,n = le emissioni derivanti dal trasporto di materie prime n al digestore;
el,n = le emissioni annualizzate risultanti da modifiche degli stock di carbonio a seguito del cambiamento della destinazione dei terreni, per la materia prima n;
esca = la riduzione delle emissioni grazie a una migliore gestione delle materie prime agricole n *;
ep = le emissioni derivanti dalla lavorazione;
etd,product = le emissioni derivanti dal trasporto e dalla distribuzione di biogas e/o biometano;
eu = le emissioni derivanti dal combustibile al momento dell’uso, ossia i gas a effetto serra emessi durante la combustione;
eccs = la riduzione delle emissioni grazie alla cattura e allo stoccaggio geologico del carbonio; e
eccr = riduzione delle emissioni grazie alla cattura e alla sostituzione del carbonio;
* Per l’esca un bonus di 45 g CO2 eq. /MJ di letame viene attribuito per la gestione migliorata dell’agricoltura e del letame se il letame animale è usato come substrato per la produzione di biogas e biometano.
d) Le emissioni di gas a effetto serra derivanti dall’uso di combustibili da biomassa per la produzione di energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento, compresa la conversione energetica in energia elettrica e/o calore o freddo, sono calcolate come segue:
i) per impianti di energia che producono solo energia termica:
ii) per impianti di energia che producono solo energia elettrica:
dove
ECh,el = totale delle emissioni di gas a effetto serra dal prodotto energetico finale.
E = totale delle emissioni di gas a effetto serra del combustibile prima della conversione finale.
ηel = l’efficienza elettrica, definita come l’energia elettrica prodotta annualmente divisa per l’input annuale di combustibile, in base al suo contenuto energetico.
ηh = l’efficienza termica, definita come l’energia termica prodotta annualmente divisa per l’input annuale di combustibile, in base al suo contenuto energetico.
iii) Per l’energia elettrica o meccanica da impianti che producono calore utile assieme all’energia elettrica e/o meccanica:
iv) Per l’energia termica utile da impianti che producono calore assieme all’energia elettrica e/o meccanica:
dove:
ECh,el = totale delle emissioni di gas a effetto serra dal prodotto energetico finale.
E = totale delle emissioni di gas a effetto serra del combustibile prima della conversione finale.
ηel = l’efficienza elettrica, definita come l’energia elettrica prodotta annualmente divisa per l’input annuale di combustibile, in base al suo contenuto energetico.
ηh = l’efficienza termica, definita come l’energia termica utile prodotta annualmente divisa per l’input annuale di combustibili in base al suo contenuto energetico.
Cel = frazione di exergia nell’energia elettrica, e/o energia meccanica, fissata al 100% (Cel = 1).
Ch = rendimento di Carnot (frazione di exergia nel calore utile).
Il rendimento di Carnot, Ch, per il calore utile a diverse temperature è definito come segue:
dove:
Th = la temperatura, misurata in temperatura assoluta (kelvin) del calore utile al punto di fornitura.
T0 = la temperatura ambiente, fissata a 273,15 kelvin (pari a 0 °C)
Per Th, < 150ºC (423,15 kelvin), Ch può, in alternativa, essere definito come segue:
Ch = rendimento di Carnot alla temperatura di 150 ºC (423,15 kelvin), pari a: 0,3546
Ai fini del presente calcolo si applicano le seguenti definizioni:
i) "cogenerazione": la generazione simultanea in un unico processo di energia termica ed elettrica e/o di energia meccanica;
ii) "calore utile": il calore generato per soddisfare una domanda economicamente giustificabile di calore, ai fini di riscaldamento o raffrescamento;
iii) "domanda economicamente giustificabile": la domanda che non eccede il fabbisogno di calore o di freddo e che sarebbe altrimenti soddisfatta a condizioni di mercato.
2. Le emissioni di gas a effetto serra da combustibili da biomassa sono espresse come segue:
a) Le emissioni di gas a effetto serra derivanti da combustibili da biomassa, E, sono espresse in grammi equivalenti di CO2 per MJ di combustibile da biomassa, gCO2eq/MJ.
b) Le emissioni di gas a effetto serra da riscaldamento o energia elettrica, prodotti da combustibili da biomassa, EC, sono espresse in termini di grammi equivalenti di CO2 per MJ del prodotto energetico finale (calore o energia elettrica), gCO2eq/MJ.
Qualora il riscaldamento e il raffrescamento siano co-generati assieme all’energia elettrica le emissioni sono ripartite tra il calore e l’energia elettrica (di cui al punto 1, lettera d)), indipendentemente dal fatto che l’energia termica viene utilizzata per l’effettivo riscaldamento o raffrescamento 16 .
Se le emissioni di gas a effetto serra derivanti dall’estrazione o dalla coltivazione delle materie prime, eec, sono espresse in unità g CO2eq/t di materia prima solida la conversione in grammi equivalenti di CO2 per MJ di carburante, gCO2eq/MJ, è calcolata come segue:
dove:
Le emissioni per tonnellata di materie prime solide sono calcolate come segue:
3. La riduzione delle emissioni di gas a effetto serra da combustibili da biomassa è calcolata secondo la seguente formula:
a) la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra da combustibili da biomassa usati come carburanti per autotrazione:
RIDUZIONE = (EF(t) – EB(t)/ EF(t))
dove
EB(t) = totale delle emissioni derivanti dal biocarburante o altro bioliquido; e
EF(t) = totale delle emissioni derivanti dal carburante fossile di riferimento per autotrazione.
b) la riduzione di emissioni di gas a effetto serra da calore e raffrescamento, ed energia elettrica prodotti da combustibili da biomassa, come segue:
RIDUZIONE = (ECF(h&c,el,) – ECB(h&c,el)/ECF (h&c,el),
dove
ECB(h&c,el) = totale delle emissioni derivanti dal calore o energia elettrica;
ECF(h&c,el) = totale delle emissioni derivanti dal combustibile fossile di riferimento per il calore utile o l’energia elettrica.
4. I gas a effetto serra presi in considerazione ai fini del punto 1 sono: CO2, N2O e CH4. Ai fini del calcolo dell’equivalenza in CO2, ai predetti gas sono associati i seguenti valori:
CO2: 1
N2O: 298
CH4: 25
5. Le emissioni derivanti dall’estrazione, raccolta o coltivazione delle materie prime, eec, comprendono le emissioni derivanti dal processo stesso di estrazione, coltivazione o raccolta; dalla raccolta, essiccazione e conservazione delle materie prime, dai rifiuti e dalle perdite, e dalla produzione di sostanze chimiche o prodotti utilizzati nell’estrazione o nella coltivazione. Non si tiene conto della cattura di CO2 nella coltivazione delle materie prime. La stima delle emissioni derivanti dalla coltivazione di biomassa agricola può essere desunta dalle medie regionali per le emissioni da coltivazione incluse nelle relazioni di cui all’articolo 28, paragrafo 4, della presente direttiva e dalle informazioni sui valori standard disaggregati delle emissioni da coltivazione inclusi nel presente allegato, in alternativa all’uso dei valori effettivi. In assenza di informazioni pertinenti nelle relazioni di cui sopra è consentito calcolare medie con riferimento alle pratiche agricole basate, ad esempio, sui dati di un gruppo di aziende, in alternativa all’uso dei valori effettivi.
Le stime delle emissioni derivanti dalla coltivazione e dalla raccolta di biomassa forestale possono essere ricavate dalle medie calcolate per le emissioni dalla coltivazione e dalla raccolta per aree geografiche a livello nazionale, in alternativa all’uso dei valori effettivi.
6. Ai fini del calcolo di cui al punto 3, le riduzioni di emissioni rese possibili da una migliore gestione agricola, come il passaggio a una ridotta aratura o a una semina senza aratura, una migliore rotazione delle colture, l’uso di colture di copertura, compresa la gestione delle colture, e l’utilizzo di ammendanti organici (ad es. compost, digestato della fermentazione del letame), sono prese in considerazione solo se sono forniti elementi di prova attendibili e verificabili che il carbonio nel suolo è aumentato o che è ragionevole attendersi che sia aumentato nel periodo di coltura delle materie prime considerate tenendo conto anche delle emissioni laddove tali pratiche comportino un maggiore impiego di erbicidi e fertilizzanti.
7. Le emissioni annualizzate risultanti da modifiche degli stock di carbonio dovute al cambiamento della destinazione dei terreni, el, sono calcolate ripartendo uniformemente il totale delle emissioni su 20 anni. Per il calcolo di dette emissioni, si applica la seguente formula:
el = (CSR – CSA) × 3,664 × 1/20 × 1/P– eB,( 17 )
dove
el = le emissioni annualizzate di gas a effetto serra risultanti da modifiche degli stock di carbonio dovute al cambiamento della destinazione del terreno (espresse in massa equivalente di CO2 per unità di energia prodotta dal combustibile da biomassa). I «terreni coltivati» 18 e le «colture perenni» 19 sono considerati un solo tipo di destinazione del terreno;
CSR= lo stock di carbonio per unità di superficie associato alla destinazione del terreno di riferimento (espresso in massa (tonnellate) di carbonio per unità di superficie, compresi suolo e vegetazione). La destinazione di riferimento del terreno è la destinazione del terreno nel gennaio 2008 o vent’anni prima dell’ottenimento delle materie prime, se quest’ultima data è posteriore;
CSA= lo stock di carbonio per unità di superficie associato alla destinazione del terreno di riferimento (espresso in massa (tonnellate) di carbonio per unità di superficie, compresi suolo e vegetazione). Nel caso in cui lo stock di carbonio si accumuli per oltre un anno, il valore attribuito al CSA è il valore stimato per unità di superficie dopo 20 anni o quando le colture giungono a maturazione, se quest'ultima data è anteriore; e
P = la produttività delle colture (misurata come quantità di energia ottenuta dal combustibile da biomassa per unità di superficie all'anno).
eB = bonus di 29 gCO2eq/MJ di conbustibile da biomassa se la biomassa è ottenuta a partire da terreni degradati ripristinati nel rispetto delle condizioni di cui al punto 8.
8. Il bonus di 29 gCO2eq/MJ è attribuito in presenza di elementi che dimostrino che il terreno in questione:
a) non era utilizzato per attività agricole nel gennaio 2008; e
b) è pesantemente degradato, compresi i terreni precedentemente utilizzati per scopi agricoli;
Il bonus di 29 gCO2eq/MJ si applica per un periodo massimo di 20 anni a decorrere dalla data di conversione del terreno ad uso agricolo purché, per i terreni di cui alla lettera b), siano assicurate la crescita regolare dello stock di carbonio e la rilevante riduzione dell’erosione e, per i terreni di cui al punto ii), la contaminazione sia ridotta.
9. Per «terreni pesantemente degradati» s’intendono terreni che sono da tempo fortemente salini o il cui tenore di materie organiche è particolarmente basso e la cui erosione è particolarmente forte.
10 In conformità dell’allegato V, parte C, punto 10, della presente direttiva gli orientamenti per il calcolo degli stock di carbonio 20 adottati in relazione alla medesima direttiva, che si basano sulle linee guida IPCC del 2006 per gli inventari nazionali di gas a effetto serra — volume 4, e in conformità con il regolamento (UE) n. 525/2013 21 e il regolamento (inserire il numero dopo l’adozione 22 ), fungono da base per il calcolo degli stock di carbonio nel suolo.
11. Le emissioni derivanti dalla lavorazione, ep, includono le emissioni dalla lavorazione stessa, dai rifiuti e dalle perdite, e dalla produzione di sostanze chimiche e prodotti utilizzati per la lavorazione.
Nel calcolo del consumo di energia elettrica prodotta all’esterno dell’unità di produzione del combustibile gassoso da biomassa, l’intensità delle emissioni di gas a effetto serra della produzione e della distribuzione dell’energia elettrica viene ipotizzata uguale all’intensità media delle emissioni dovute alla produzione e alla distribuzione di energia elettrica in una regione data. In deroga a questa regola, per l’energia elettrica prodotta in un dato impianto di produzione elettrica non collegato alla rete elettrica i produttori possono utilizzare un valore medio.
Nel calcolo del consumo di energia elettrica prodotta all’esterno dell’unità di produzione del combustibile gassoso da biomassa, l’intensità delle emissioni di gas a effetto serra della produzione e della distribuzione dell’energia elettrica viene ipotizzata uguale al combustibile fossile di riferimento ECF(el) stabilito nel paragrafo 19 del presente allegato. In deroga a questa regola, per l’energia elettrica prodotta in un dato impianto di produzione elettrica non collegato alla rete elettrica i produttori possono utilizzare un valore medio 23 .
Le emissioni derivanti dalla lavorazione comprendono le emissioni derivanti dall’essiccazione di prodotti e materiali intermedi, se del caso.
12. Le emissioni derivanti dal trasporto e dalla distribuzione, etd, comprendono le emissioni generate dal trasporto delle materie prime e dei prodotti semilavorati, e dallo stoccaggio e dalla distribuzione dei prodotti finiti. Le emissioni derivanti dal trasporto e dalla distribuzione da prendersi in considerazione ai sensi del punto 5 non sono coperte dal presente punto.
13. Le emissioni di CO2 derivanti dal combustibile al momento dell’uso, eu,, sono considerate pari a zero per i combustibili da biomassa. Le emissioni di gas ad effetto serra diversi dal CO2 (CH4 e N2O) derivanti dal combustibile utilizzato sono incluse nel fattore eu.
14. La riduzione di emissioni da cattura e stoccaggio geologico del carbonio, eccs, che non sia già stata computata in ep, è limitata alle emissioni evitate grazie alla cattura e allo stoccaggio di CO2 emesso, che sono direttamente collegati all’estrazione, al trasporto, alla lavorazione e alla distribuzione del combustibile da biomassa, se lo stoccaggio rispetta i requisiti posti dalla direttiva 2009/31/CE relativa allo stoccaggio geologico di biossido di carbonio.
15. La riduzione delle emissioni da cattura e sostituzione del carbonio, eccr , è direttamente collegata alla produzione di combustibile da biomassa al quale le emissioni sono attribuite, ed è limitata alle emissioni evitate grazie alla cattura di CO2 il cui carbonio proviene dalla biomassa e che viene usato in sostituzione del CO2 ascrivibile ai combustibili fossili utilizzati nel settore dell’energia o in quello dei trasporti.
16. Quando un’unità di cogenerazione - che fornisce calore e/o energia elettrica a un processo di produzione di combustibile le cui emissioni vengono calcolate - produce energia elettrica e/o calore utile in eccesso, le emissioni di gas a effetto serra sono suddivise tra l’energia elettrica e il calore utile a seconda della temperatura del calore (che riflette l’utilità del calore). Il fattore di attribuzione, detto rendimento di Carnot, Ch, è calcolato come segue per il calore utile a diverse temperature:
dove
Th = la temperatura, misurata in temperatura assoluta (kelvin) del calore utile al punto di fornitura.
T0 = la temperatura ambiente, fissata a 273,15 kelvin (pari a 0 °C)
Per Th, < 150ºC (423,15 kelvin), Ch può, in alternativa, essere definito come segue:
Ch = rendimento di Carnot alla temperatura di 150 ºC (423,15 kelvin), pari a: 0,3546
Ai fini del presente calcolo, sono applicati i rendimenti effettivi, definiti come le quantità annua di energia meccanica, elettrica e termica prodotte divise rispettivamente per l’energia annua immessa.
Ai fini del presente calcolo si applicano le seguenti definizioni:
a) "cogenerazione": la generazione simultanea in un unico processo di energia termica ed elettrica e/o meccanica;
b) "calore utile": il calore generato per soddisfare una domanda economicamente giustificabile di calore, ai fini di riscaldamento o raffrescamento;
c) "domanda economicamente giustificabile": una domanda non superiore al fabbisogno di calore o di freddo e che sarebbe altrimenti soddisfatta a condizioni di mercato
17. Quando nel processo di produzione di combustibile da biomassa vengono prodotti, in combinazione, il combustibile per il quale vengono calcolate le emissioni ed uno o più altri prodotti («co-prodotti»), le emissioni di gas a effetto serra sono divise tra il combustibile o il prodotto intermedio e i co-prodotti proporzionalmente al loro contenuto energetico (determinato dal potere calorifico inferiore nel caso di co-prodotti diversi dall’energia elettrica e dal calore). L’intensità delle emissioni di gas a effetto serra dell’energia elettrica o del calore utile in eccesso è uguale all’intensità delle emissioni di gas a effetto serra fornita al processo di produzione di combustibile ed è determinata dal calcolo dell’intensità di gas a effetto serra di tutti gli input e le emissioni, comprese le materie prime e le emissioni di CH4 e N2O, da e verso l’unità di cogenerazione, caldaia o altro apparato che fornisce calore o energia elettrica al processo di produzione di combustibile da biomassa). In caso di cogenerazione di energia elettrica e di calore il calcolo viene eseguito in applicazione del punto 16.
18. Ai fini del calcolo di cui al punto 17, le emissioni da dividere sono: eec + el + esca + le frazioni di ep, etd, eccs e eccr che intervengono fino alla fase, e nella fase stessa, del processo di produzione nella quale il co-prodotto è fabbricato. Se sono state attribuite emissioni a co-prodotti in precedenti fasi del processo nel ciclo di vita, in sostituzione del totale delle emissioni si utilizza solo la frazione delle emissioni attribuita nell’ultima fase del processo prima del prodotto combustibile intermedio.
Nel caso del biogas e del biometano, ai fini di tale calcolo vengono presi in considerazione tutti i co-prodotti che non sono contemplati dal punto 7. Nessuna emissione è attribuita ai rifiuti e ai residui. I co-prodotti il cui contenuto energetico è negativo sono considerati aventi un contenuto energetico pari a zero ai fini del calcolo.
Rifiuti e residui, compresi fronde e rami degli alberi, paglia, lolla, tutoli e gusci, e i residui della lavorazione, compresa la glicerina grezza (glicerina non raffinata) e bagasse, sono considerati materiali a zero emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita fino al processo di raccolta degli stessi, a prescindere dal fatto che essi vengono trasformati in prodotti intermedi prima di essere trasformati in prodotto finito.
Nel caso di combustibili da biomassa prodotti in raffinerie, diversi dalla combinazione degli impianti di trasformazione con caldaie o unità di cogenerazione che forniscono calore e/o energia elettrica all’impianto di trasformazione, l’unità di analisi ai fini del calcolo di cui al punto 17 è la raffineria.
19. Per i combustibili da biomassa utilizzati nella produzione di energia elettrica, ai fini del calcolo di cui al punto 3, il valore del combustibile fossile di riferimento ECF(el) è 183 gCO2eq/MJ di energia elettrica.
Per i combustibili da biomassa utilizzati nella produzione di calore utile a scopo di riscaldamento e/o raffrescamento, ai fini del calcolo di cui al punto 3, il valore del combustibile fossile di riferimento ECF(el) è 80 gCO2eq/MJ di energia elettrica.
Per i combustibili da biomassa utilizzati nella produzione di calore utile, laddove può essere comprovata una sostituzione fisica diretta del carbone, ai fini del calcolo di cui al punto 3, il valore del combustibile fossile di riferimento ECF(h) è 124 gCO2eq/MJ di energia elettrica.
Per i combustibili da biomassa utilizzati nell'autotrazione, ai fini del calcolo di cui al punto 3, il valore del combustibile fossile di riferimento ECF(t) è 94 gCO2eq/MJ di energia elettrica.
C. Valori standard disaggregati per i combustibili da biomassa
Bricchetti o pellet di legno
|
Sistema di produzione di combustibile da biomassa |
Distanza di trasporto |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
|||||||
|
Coltivazione |
Lavorazione |
Trasporto |
Emissioni diverse dal CO2 derivanti dal combustibile utilizzato |
Coltivazione |
Lavorazione |
Trasporto |
Emissioni diverse dal CO2 derivanti dal combustibile utilizzato |
|||
|
Trucioli di legno da residui forestali |
1-500 km |
0,0 |
1,6 |
3,0 |
0,4 |
0,0 |
1,9 |
3,6 |
0,5 |
|
|
500-2 500 km |
0,0 |
1,6 |
5,2 |
0,4 |
0,0 |
1,9 |
6,2 |
0,5 |
||
|
2 500-10 000 km |
0,0 |
1,6 |
10,5 |
0,4 |
0,0 |
1,9 |
12,6 |
0,5 |
||
|
Superiore a 10 000 km |
0,0 |
1,6 |
20,5 |
0,4 |
0,0 |
1,9 |
24,6 |
0,5 |
||
|
Trucioli di legno da bosco ceduo a corta rotazione (eucalipto) |
2 500-10 000 km |
13,1 |
0,0 |
11,0 |
0,4 |
13,1 |
0,0 |
13,2 |
0,5 |
|
|
Trucioli di legno da bosco ceduo a corta rotazione (pioppo - fertilizzato) |
1-500 km |
3,9 |
0,0 |
3,5 |
0,4 |
3,9 |
0,0 |
4,2 |
0,5 |
|
|
500-2 500 km |
3,9 |
0,0 |
5,6 |
0,4 |
3,9 |
0,0 |
6,8 |
0,5 |
||
|
2 500-10 000 km |
3,9 |
0,0 |
11,0 |
0,4 |
3,9 |
0,0 |
13,2 |
0,5 |
||
|
Superiore a 10 000 km |
3,9 |
0,0 |
21,0 |
0,4 |
3,9 |
0,0 |
25,2 |
0,5 |
||
|
Trucioli di legno da bosco ceduo a corta rotazione (pioppo - non fertilizzato) |
1-500 km |
2,2 |
0,0 |
3,5 |
0,4 |
2,2 |
0,0 |
4,2 |
0,5 |
|
|
500-2 500 km |
2,2 |
0,0 |
5,6 |
0,4 |
2,2 |
0,0 |
6,8 |
0,5 |
||
|
2 500-10 000 km |
2,2 |
0,0 |
11,0 |
0,4 |
2,2 |
0,0 |
13,2 |
0,5 |
||
|
Superiore a 10 000 km |
2,2 |
0,0 |
21,0 |
0,4 |
2,2 |
0,0 |
25,2 |
0,5 |
||
|
Trucioli di legno da corteccia d’albero |
1-500 km |
1,1 |
0,3 |
3,0 |
0,4 |
1,1 |
0,4 |
3,6 |
0,5 |
|
|
500-2 500 km |
1,1 |
0,3 |
5,2 |
0,4 |
1,1 |
0,4 |
6,2 |
0,5 |
||
|
2 500-10 000 km |
1,1 |
0,3 |
10,5 |
0,4 |
1,1 |
0,4 |
12,6 |
0,5 |
||
|
Superiore a 10 000 km |
1,1 |
0,3 |
20,5 |
0,4 |
1,1 |
0,4 |
24,6 |
0,5 |
||
|
Trucioli di legno da residui legnosi industriali |
1-500 km |
0,0 |
0,3 |
3,0 |
0,4 |
0,0 |
0,4 |
3,6 |
0,5 |
|
|
500-2 500 km |
0,0 |
0,3 |
5,2 |
0,4 |
0,0 |
0,4 |
6,2 |
0,5 |
||
|
2 500-10 000 km |
0,0 |
0,3 |
10,5 |
0,4 |
0,0 |
0,4 |
12,6 |
0,5 |
||
|
Superiore a 10 000 km |
0,0 |
0,3 |
20,5 |
0,4 |
0,0 |
0,4 |
24,6 |
0,5 |
||
Bricchetti o pellet di legno
|
Sistema di produzione di combustibile da biomassa |
Distanza di trasporto |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
||||||||
|
Coltivazione |
Lavorazione |
Trasporto e distribuzione |
Emissioni diverse dal CO2 derivanti dal combustibile utilizzato |
Coltivazione |
Lavorazione |
Trasporto e distribuzione |
Emissioni diverse dal CO2 derivanti dal combustibile utilizzato |
||||
|
Bricchetti o pellet di legno da residui forestali (caso 1) |
1-500 km |
0,0 |
25,8 |
2,9 |
0,3 |
0,0 |
30,9 |
3,5 |
0,3 |
||
|
500-2 500 km |
0,0 |
25,8 |
2,8 |
0,3 |
0,0 |
30,9 |
3,3 |
0,3 |
|||
|
2 500-10 000 km |
0,0 |
25,8 |
4,3 |
0,3 |
0,0 |
30,9 |
5,2 |
0,3 |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
0,0 |
25,8 |
7,9 |
0,3 |
0,0 |
30,9 |
9,5 |
0,3 |
|||
|
Bricchetti o pellet di legno da residui forestali (caso 2a) |
1-500 km |
0,0 |
12,5 |
3,0 |
0,3 |
0,0 |
15,0 |
3,6 |
0,3 |
||
|
500-2 500 km |
0,0 |
12,5 |
2,9 |
0,3 |
0,0 |
15,0 |
3,5 |
0,3 |
|||
|
2 500-10 000 km |
0,0 |
12,5 |
4,4 |
0,3 |
0,0 |
15,0 |
5,3 |
0,3 |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
0,0 |
12,5 |
8,1 |
0,3 |
0,0 |
15,0 |
9,8 |
0,3 |
|||
|
Bricchetti o pellet di legno da residui forestali (caso 3 a) |
1-500 km |
0,0 |
2,4 |
3,0 |
0,3 |
0,0 |
2,8 |
3,6 |
0,3 |
||
|
500-2 500 km |
0,0 |
2,4 |
2,9 |
0,3 |
0,0 |
2,8 |
3,5 |
0,3 |
|||
|
2 500-10 000 km |
0,0 |
2,4 |
4,4 |
0,3 |
0,0 |
2,8 |
5,3 |
0,3 |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
0,0 |
2,4 |
8,2 |
0,3 |
0,0 |
2,8 |
9,8 |
0,3 |
|||
|
Bricchetti di legno da boschi cedui a rotazione rapida (eucalipto — caso 1) |
2500-10 000 km |
11,7 |
24,5 |
4,3 |
0,3 |
11,7 |
29,4 |
5,2 |
0,3 |
||
|
Bricchetti di legno da boschi cedui a rotazione rapida (eucalipto — caso 2a) |
2500-10 000 km |
14,9 |
10,6 |
4,4 |
0,3 |
14,9 |
12,7 |
5,3 |
0,3 |
||
|
Bricchetti di legno da boschi cedui a rotazione rapida (eucalipto — caso 3 a) |
2500-10 000 km |
15,5 |
0,3 |
4,4 |
0,3 |
15,5 |
0,4 |
5,3 |
0,3 |
||
|
Bricchetti di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo — fertilizzato — caso 1) |
1-500 km |
3,4 |
24,5 |
2,9 |
0,3 |
3,4 |
29,4 |
3,5 |
0,3 |
||
|
500-10 000 km |
3,4 |
24,5 |
4,3 |
0,3 |
3,4 |
29,4 |
5,2 |
0,3 |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
3,4 |
24,5 |
7,9 |
0,3 |
3,4 |
29,4 |
9,5 |
0,3 |
|||
|
Bricchetti di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo — fertilizzato — caso 2a) |
1-500 km |
4,4 |
10,6 |
3,0 |
0,3 |
4,4 |
12,7 |
3,6 |
0,3 |
||
|
500-10 000 km |
4,4 |
10,6 |
4,4 |
0,3 |
4,4 |
12,7 |
5,3 |
0,3 |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
4,4 |
10,6 |
8,1 |
0,3 |
4,4 |
12,7 |
9,8 |
0,3 |
|||
|
Bricchetti di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo — fertilizzato — caso 3 a) |
1-500 km |
4,6 |
0,3 |
3,0 |
0,3 |
4,6 |
0,4 |
3,6 |
0,3 |
||
|
500-10 000 km |
4,6 |
0,3 |
4,4 |
0,3 |
4,6 |
0,4 |
5,3 |
0,3 |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
4,6 |
0,3 |
8,2 |
0,3 |
4,6 |
0,4 |
9,8 |
0,3 |
|||
|
Bricchetti di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo — non fertilizzato — caso 1) |
1-500 km |
2,0 |
24,5 |
2,9 |
0,3 |
2,0 |
29,4 |
3,5 |
0,3 |
||
|
500-2 500 km |
2,0 |
24,5 |
4,3 |
0,3 |
2,0 |
29,4 |
5,2 |
0,3 |
|||
|
2500-10 000 km |
2,0 |
24,5 |
7,9 |
0,3 |
2,0 |
29,4 |
9,5 |
0,3 |
|||
|
Bricchetti di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo — non fertilizzato — caso 2a) |
1-500 km |
2,5 |
10,6 |
3,0 |
0,3 |
2,5 |
12,7 |
3,6 |
0,3 |
||
|
500-10 000 km |
2,5 |
10,6 |
4,4 |
0,3 |
2,5 |
12,7 |
5,3 |
0,3 |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
2,5 |
10,6 |
8,1 |
0,3 |
2,5 |
12,7 |
9,8 |
0,3 |
|||
|
Bricchetti di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo — non fertilizzato — caso 3a) |
1-500 km |
2,6 |
0,3 |
3,0 |
0,3 |
2,6 |
0,4 |
3,6 |
0,3 |
||
|
500-10 000 km |
2,6 |
0,3 |
4,4 |
0,3 |
2,6 |
0,4 |
5,3 |
0,3 |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
2,6 |
0,3 |
8,2 |
0,3 |
2,6 |
0,4 |
9,8 |
0,3 |
|||
|
Bricchetti o pellet di legno da corteccia d’albero (caso 1) |
1-500 km |
1,1 |
24,8 |
2,9 |
0,3 |
1,1 |
29,8 |
3,5 |
0,3 |
||
|
500-2 500 km |
1,1 |
24,8 |
2,8 |
0,3 |
1,1 |
29,8 |
3,3 |
0,3 |
|||
|
2 500-10 000 km |
1,1 |
24,8 |
4,3 |
0,3 |
1,1 |
29,8 |
5,2 |
0,3 |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
1,1 |
24,8 |
7,9 |
0,3 |
1,1 |
29,8 |
9,5 |
0,3 |
|||
|
Bricchetti o pellet di legno da corteccia d’albero (caso 2a) |
1-500 km |
1,4 |
11,0 |
3,0 |
0,3 |
1,4 |
13,2 |
3,6 |
0,3 |
||
|
500-2 500 km |
1,4 |
11,0 |
2,9 |
0,3 |
1,4 |
13,2 |
3,5 |
0,3 |
|||
|
2 500-10 000 km |
1,4 |
11,0 |
4,4 |
0,3 |
1,4 |
13,2 |
5,3 |
0,3 |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
1,4 |
11,0 |
8,1 |
0,3 |
1,4 |
13,2 |
9,8 |
0,3 |
|||
|
Bricchetti o pellet di legno da corteccia d’albero (caso 3 a) |
1-500 km |
1,4 |
0,8 |
3,0 |
0,3 |
1,4 |
0,9 |
3,6 |
0,3 |
||
|
500-2 500 km |
1,4 |
0,8 |
2,9 |
0,3 |
1,4 |
0,9 |
3,5 |
0,3 |
|||
|
2 500-10 000 km |
1,4 |
0,8 |
4,4 |
0,3 |
1,4 |
0,9 |
5,3 |
0,3 |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
1,4 |
0,8 |
8,2 |
0,3 |
1,4 |
0,9 |
9,8 |
0,3 |
|||
|
Bricchetti o pellet di legno da residui legnosi industriali (caso 1) |
1-500 km |
0,0 |
14,3 |
2,8 |
0,3 |
0,0 |
17,2 |
3,3 |
0,3 |
||
|
500-2 500 km |
0,0 |
14,3 |
2,7 |
0,3 |
0,0 |
17,2 |
3,2 |
0,3 |
|||
|
2 500-10 000 km |
0,0 |
14,3 |
4,2 |
0,3 |
0,0 |
17,2 |
5,0 |
0,3 |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
0,0 |
14,3 |
7,7 |
0,3 |
0,0 |
17,2 |
9,2 |
0,3 |
|||
|
Bricchetti o pellet di legno da residui legnosi industriali (caso 2a) |
1-500 km |
0,0 |
6,0 |
2,8 |
0,3 |
0,0 |
7,2 |
3,4 |
0,3 |
||
|
500-2 500 km |
0,0 |
6,0 |
2,7 |
0,3 |
0,0 |
7,2 |
3,3 |
0,3 |
|||
|
2 500-10 000 km |
0,0 |
6,0 |
4,2 |
0,3 |
0,0 |
7,2 |
5,1 |
0,3 |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
0,0 |
6,0 |
7,8 |
0,3 |
0,0 |
7,2 |
9,3 |
0,3 |
|||
|
Bricchetti o pellet di legno da residui legnosi industriali (caso 3 a) |
1-500 km |
0,0 |
0,2 |
2,8 |
0,3 |
0,0 |
0,3 |
3,4 |
0,3 |
||
|
500-2 500 km |
0,0 |
0,2 |
2,7 |
0,3 |
0,0 |
0,3 |
3,3 |
0,3 |
|||
|
2 500-10 000 km |
0,0 |
0,2 |
4,2 |
0,3 |
0,0 |
0,3 |
5,1 |
0,3 |
|||
|
Superiore a 10 000 km |
0,0 |
0,2 |
7,8 |
0,3 |
0,0 |
0,3 |
9,3 |
0,3 |
|||
Filiera agricola
|
Sistema di produzione di combustibile da biomassa |
Distanza di trasporto |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq./MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq./MJ) |
||||||
|
Coltivazione |
Lavorazione |
Trasporto e distribuzione |
Emissioni diverse dal CO2 derivanti dal carburante utilizzato |
Coltivazione |
Lavorazione |
Trasporto e distribuzione |
Emissioni diverse dal CO2 derivanti dal carburante utilizzato |
||
|
Residui agricoli con densità <0,2 t/m³ |
1-500 km |
0,0 |
0,9 |
2,6 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
3,1 |
0,3 |
|
500-2 500 km |
0,0 |
0,9 |
6,5 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
7,8 |
0,3 |
|
|
2 500-10 000 km |
0,0 |
0,9 |
14,2 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
17,0 |
0,3 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
0,0 |
0,9 |
28,3 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
34,0 |
0,3 |
|
|
Residui agricoli con densità > 0,2 t/m³ |
1-500 km |
0,0 |
0,9 |
2,6 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
3,1 |
0,3 |
|
500-2 500 km |
0,0 |
0,9 |
3,6 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
4,4 |
0,3 |
|
|
2500-10 000 km |
0,0 |
0,9 |
7,1 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
8,5 |
0,3 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
0,0 |
0,9 |
13,6 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
16,3 |
0,3 |
|
|
Paglia in pellet |
1-500 km |
0,0 |
5,0 |
3,0 |
0,2 |
0,0 |
6,0 |
3,6 |
0,3 |
|
500-10 000 km |
0,0 |
5,0 |
4,6 |
0,2 |
0,0 |
6,0 |
5,5 |
0,3 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
0,0 |
5,0 |
8,3 |
0,2 |
0,0 |
6,0 |
10,0 |
0,3 |
|
|
Bricchetti di bagassa |
500-10 000 km |
0,0 |
0,3 |
4,3 |
0,4 |
0,0 |
0,4 |
5,2 |
0,5 |
|
Superiore a 10 000 km |
0,0 |
0,3 |
8,0 |
0,4 |
0,0 |
0,4 |
9,5 |
0,5 |
|
|
Farina di palmisti |
Superiore a 10 000 km |
21,6 |
21,1 |
11,2 |
0,2 |
21,6 |
25,4 |
13,5 |
0,3 |
|
Farina di palmisti (senza emissioni di CH4 provenienti dall’oleificio) |
Superiore a 10 000 km |
21,6 |
3,5 |
11,2 |
0,2 |
21,6 |
4,2 |
13,5 |
0,3 |
Valori standard disaggregati relativi al biogas per la produzione di energia elettrica
|
Sistema di produzione di combustibile da biomassa |
Tecnologia |
VALORI TIPICI [gCO2 eq./MJ] |
VALORI STANDARD [gCO2 eq./MJ] |
|||||||||
|
Coltivazione |
Lavorazione |
Emissioni diverse dal CO2 derivanti dal combustibile utilizzato |
Trasporto |
Crediti per letame |
Coltivazione |
Lavorazione |
Emissioni diverse dal CO2 derivanti dal combustibile utilizzato |
Trasporto |
Crediti per letame |
|||
|
Letame umido 24 |
caso 1 |
Digestato scoperto |
0,0 |
69,6 |
8,9 |
0,8 |
-107,3 |
0,0 |
97,4 |
12,5 |
0,8 |
-107,3 |
|
Digestato coperto |
0,0 |
0,0 |
8,9 |
0,8 |
-97,6 |
0,0 |
0,0 |
12,5 |
0,8 |
-97,6 |
||
|
caso 2 |
Digestato scoperto |
0,0 |
74,1 |
8,9 |
0,8 |
-107,3 |
0,0 |
103,7 |
12,5 |
0,8 |
-107,3 |
|
|
Digestato coperto |
0,0 |
4,2 |
8,9 |
0,8 |
-97,6 |
0,0 |
5,9 |
12,5 |
0,8 |
-97,6 |
||
|
caso 3 |
Digestato scoperto |
0,0 |
83,2 |
8,9 |
0,9 |
-120,7 |
0,0 |
116,4 |
12,5 |
0,9 |
-120,7 |
|
|
Digestato coperto |
0,0 |
4,6 |
8,9 |
0,8 |
-108,5 |
0,0 |
6,4 |
12,5 |
0,8 |
-108,5 |
||
|
Pianta intera del granturco 25 |
caso 1 |
Digestato scoperto |
15,6 |
13,5 |
8,9 |
0.0 26 |
- |
15,6 |
18,9 |
12,5 |
0,0 |
- |
|
Digestato coperto |
15,2 |
0,0 |
8,9 |
0,0 |
- |
15,2 |
0,0 |
12,5 |
0,0 |
- |
||
|
caso 2 |
Digestato scoperto |
15,6 |
18,8 |
8,9 |
0,0 |
- |
15,6 |
26,3 |
12,5 |
0,0 |
- |
|
|
Digestato coperto |
15,2 |
5,2 |
8,9 |
0,0 |
- |
15,2 |
7,2 |
12,5 |
0,0 |
- |
||
|
caso 3 |
Digestato scoperto |
17,5 |
21,0 |
8,9 |
0,0 |
- |
17,5 |
29,3 |
12,5 |
0,0 |
- |
|
|
Digestato coperto |
17,1 |
5,7 |
8,9 |
0,0 |
- |
17,1 |
7,9 |
12,5 |
0,0 |
- |
||
|
Biorifiuti |
caso 1 |
Digestato scoperto |
0,0 |
21,8 |
8,9 |
0,5 |
- |
0,0 |
30,6 |
12,5 |
0,5 |
- |
|
Digestato coperto |
0,0 |
0,0 |
8,9 |
0,5 |
- |
0,0 |
0,0 |
12,5 |
0,5 |
- |
||
|
caso 2 |
Digestato scoperto |
0,0 |
27,9 |
8,9 |
0,5 |
- |
0,0 |
39,0 |
12,5 |
0,5 |
- |
|
|
Digestato coperto |
0,0 |
5,9 |
8,9 |
0,5 |
- |
0,0 |
8,3 |
12,5 |
0,5 |
- |
||
|
caso 3 |
Digestato scoperto |
0,0 |
31,2 |
8,9 |
0,5 |
- |
0,0 |
43,7 |
12,5 |
0,5 |
- |
|
|
Digestato coperto |
0,0 |
6,5 |
8,9 |
0,5 |
- |
0,0 |
9,1 |
12,5 |
0,5 |
- |
||
Valori standard disaggregati per il biometano
|
Sistema di produzione di biometano |
Soluzione tecnologica |
VALORI TIPICI [gCO2 eq./MJ] |
VALORI STANDARD [gCO2 eq./MJ] |
|||||||||||
|
Coltivazione |
Lavorazione |
Up-grading |
Trasporto |
Compressione presso la stazione d’imbarco |
Crediti per letame |
Coltivazione |
Lavorazione |
Up-grading |
Trasporto |
Compressione presso la stazione d’imbarco |
Crediti per letame |
|||
|
Letame umido |
Digestato scoperto |
nessuna combustione dei gas di scarico |
0,0 |
84,2 |
19,5 |
1,0 |
3,3 |
-124,4 |
0,0 |
117,9 |
27,3 |
1,0 |
4,6 |
-124,4 |
|
combustione dei gas di scarico |
0,0 |
84,2 |
4,5 |
1,0 |
3,3 |
-124,4 |
0,0 |
117,9 |
6,3 |
1,0 |
4,6 |
-124,4 |
||
|
Digestato coperto |
nessuna combustione dei gas di scarico |
0,0 |
3,2 |
19,5 |
0,9 |
3,3 |
-111,9 |
0,0 |
4,4 |
27,3 |
0,9 |
4,6 |
-111,9 |
|
|
combustione dei gas di scarico |
0,0 |
3,2 |
4,5 |
0,9 |
3,3 |
-111,9 |
0,0 |
4,4 |
6,3 |
0,9 |
4,6 |
-111,9 |
||
|
Pianta intera del granturco |
Digestato scoperto |
nessuna combustione dei gas di scarico |
18,1 |
20,1 |
19,5 |
0,0 |
3,3 |
- |
18,1 |
28,1 |
27,3 |
0,0 |
4,6 |
- |
|
combustione dei gas di scarico |
18,1 |
20,1 |
4,5 |
0,0 |
3,3 |
- |
18,1 |
28,1 |
6,3 |
0,0 |
4,6 |
- |
||
|
Digestato coperto |
nessuna combustione dei gas di scarico |
17,6 |
4,3 |
19,5 |
0,0 |
3,3 |
- |
17,6 |
6,0 |
27,3 |
0,0 |
4,6 |
- |
|
|
combustione dei gas di scarico |
17,6 |
4,3 |
4,5 |
0,0 |
3,3 |
- |
17,6 |
6,0 |
6,3 |
0,0 |
4,6 |
- |
||
|
Biorifiuti |
Digestato scoperto |
nessuna combustione dei gas di scarico |
0,0 |
30,6 |
19,5 |
0,6 |
3,3 |
- |
0,0 |
42,8 |
27,3 |
0,6 |
4,6 |
- |
|
combustione dei gas di scarico |
0,0 |
30,6 |
4,5 |
0,6 |
3,3 |
- |
0,0 |
42,8 |
6,3 |
0,6 |
4,6 |
- |
||
|
Digestato coperto |
nessuna combustione dei gas di scarico |
0,0 |
5,1 |
19,5 |
0,5 |
3,3 |
- |
0,0 |
7,2 |
27,3 |
0,5 |
4,6 |
- |
|
|
combustione dei gas di scarico |
0,0 |
5,1 |
4,5 |
0,5 |
3,3 |
- |
0,0 |
7,2 |
6,3 |
0,5 |
4,6 |
- |
||
D. Totale dei valori tipici e standard delle emissioni di gas a effetto serra per le filiere del combustibile da biomassa
|
Sistema di produzione di combustibile da biomassa |
Distanza di trasporto |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
|
Trucioli di legno da residui forestali |
1-500 km |
5 |
6 |
|
500-2 500 km |
7 |
9 |
|
|
2 500-10 000 km |
12 |
15 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
22 |
27 |
|
|
Trucioli di legno da boschi cedui a rotazione rapida (eucalipto) |
2 500-10 000 km |
25 |
27 |
|
Trucioli di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo - fertilizzato) |
1-500 km |
8 |
9 |
|
500-2 500 km |
10 |
11 |
|
|
2 500-10 000 km |
15 |
18 |
|
|
2 500-10 000 km |
25 |
30 |
|
|
Trucioli di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo - non fertilizzato) |
1-500 km |
6 |
7 |
|
500-2 500 km |
8 |
10 |
|
|
2 500-10 000 km |
14 |
16 |
|
|
2 500-10 000 km |
24 |
28 |
|
|
Trucioli di legno da corteccia d’albero |
1-500 km |
5 |
6 |
|
500-2 500 km |
7 |
8 |
|
|
2 500-10 000 km |
12 |
15 |
|
|
2 500-10 000 km |
22 |
27 |
|
|
Trucioli di legno da residui industriali |
1-500 km |
4 |
5 |
|
500-2 500 km |
6 |
7 |
|
|
2 500-10 000 km |
11 |
13 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
21 |
25 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da residui forestali (caso 1) |
1-500 km |
29 |
35 |
|
500-2 500 km |
29 |
35 |
|
|
2 500-10 000 km |
30 |
36 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
34 |
41 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da residui forestali (caso 2a) |
1-500 km |
16 |
19 |
|
500-2 500 km |
16 |
19 |
|
|
2 500-10 000 km |
17 |
21 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
21 |
25 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da residui forestali (caso 3 a) |
1-500 km |
6 |
7 |
|
500-2 500 km |
6 |
7 |
|
|
2 500-10 000 km |
7 |
8 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
11 |
13 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da boschi cedui a rotazione rapida (eucalipto - caso 1) |
2 500-10 000 km |
41 |
46 |
|
Bricchetti o pellet di legno da boschi cedui a rotazione rapida (eucalipto - caso 2a) |
2500-10 000 km |
30 |
33 |
|
Bricchetti o pellet di legno da boschi cedui a rotazione rapida (eucalipto - caso 3 a) |
2 500-10 000 km |
21 |
22 |
|
Bricchetti o pellet di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo - fertilizzato -caso 1) |
1-500 km |
31 |
37 |
|
500-10 000 km |
32 |
38 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
36 |
43 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo - fertilizzato -caso 2a) |
1-500 km |
18 |
21 |
|
500-10 000 km |
20 |
23 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
23 |
27 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo - fertilizzato -caso 3a) |
1-500 km |
8 |
9 |
|
500-10 000 km |
10 |
11 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
13 |
15 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo - non fertilizzato - caso 1) |
1-500 km |
30 |
35 |
|
500-10 000 km |
31 |
37 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
35 |
41 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo - non fertilizzato - caso 2a) |
1-500 km |
16 |
19 |
|
500-10 000 km |
18 |
21 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
21 |
25 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da boschi cedui a rotazione rapida (pioppo - non fertilizzato - caso 3a) |
1-500 km |
6 |
7 |
|
500-10 000 km |
8 |
9 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
11 |
13 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da corteccia d’albero (caso 1) |
1-500 km |
29 |
35 |
|
500-2 500 km |
29 |
34 |
|
|
2 500-10 000 km |
30 |
36 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
34 |
41 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da corteccia d’albero (caso 2a) |
1-500 km |
16 |
18 |
|
500-2 500 km |
15 |
18 |
|
|
2 500-10 000 km |
17 |
20 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
21 |
25 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da corteccia d’albero (caso 3a) |
1-500 km |
5 |
6 |
|
500-2 500 km |
5 |
6 |
|
|
2 500-10 000 km |
7 |
8 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
11 |
12 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da residui legnosi industriali (caso 1) |
1-500 km |
17 |
21 |
|
500-2 500 km |
17 |
21 |
|
|
2 500-10 000 km |
19 |
23 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
22 |
27 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da residui legnosi industriali (caso 2a) |
1-500 km |
9 |
11 |
|
500-2 500 km |
9 |
11 |
|
|
2 500-10 000 km |
10 |
13 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
14 |
17 |
|
|
Bricchetti o pellet di legno da residui legnosi industriali (caso 3a) |
1-500 km |
3 |
4 |
|
500-2 500 km |
3 |
4 |
|
|
2 500-10 000 km |
5 |
6 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
8 |
10 |
Il caso 1 si riferisce ai processi in cui è utilizzata una caldaia a gas naturale per fornire il calore di processo all’impianto di pellettizzazione. L’energia elettrica è fornita all’impianto di pellettizzazione dalla rete.
Il caso 2 si riferisce ai processi in cui è utilizzata una caldaia alimentata con trucioli di legno per fornire il calore di processo all’impianto di pellettizzazione. L’energia elettrica è fornita all’impianto di pellettizzazione dalla rete.
Il caso 3 si riferisce ai processi in cui è utilizzato un impianto di cogenerazione alimentato con trucioli di legno per fornire l'energia elettrica e termica all’impianto di pellettizzazione.
|
Sistema di produzione di combustibile da biomassa |
Distanza di trasporto |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
|
Residui agricoli con densità <0,2 t/m³ 27 |
1-500 km |
4 |
4 |
|
500-2 500 km |
8 |
9 |
|
|
2500-10 000 km |
15 |
18 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
29 |
35 |
|
|
Residui agricoli con densità > 0,2 t/m³ 28 |
1-500 km |
4 |
4 |
|
500-2 500 km |
5 |
6 |
|
|
2 500-10 000 km |
8 |
10 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
15 |
18 |
|
|
Paglia in pellet |
1-500 km |
8 |
10 |
|
500-10 000 km |
10 |
12 |
|
|
Superiore a 10 000 km |
14 |
16 |
|
|
Bricchetti di bagassa |
500-10 000 km |
5 |
6 |
|
Superiore a 10 000 km |
9 |
10 |
|
|
Farina di palmisti |
Superiore a 10 000 km |
54 |
61 |
|
Farina di palmisti (senza emissioni di CH4 provenienti dall’oleificio) |
Superiore a 10 000 km |
37 |
40 |
Valori tipici e standard di biogas per la produzione di energia elettrica
|
Sistema di produzione di biogas |
Soluzione tecnologica |
Valore tipico |
Valore standard |
|
|
Emissioni di gas a effetto serra (g CO2eq/MJ) |
Emissioni di gas a effetto serra (g CO2eq/MJ) |
|||
|
Biogas da letame umido per la produzione di energia elettrica |
Caso 1 |
Digestato scoperto 29 |
-28 |
3 |
|
Digestato coperto 30 |
-88 |
-84 |
||
|
Caso 2 |
Digestato scoperto |
-23 |
10 |
|
|
Digestato coperto |
-84 |
-78 |
||
|
Caso 3 |
Digestato scoperto |
-28 |
9 |
|
|
Digestato coperto |
-94 |
-89 |
||
|
Biogas da piante intere di mais per la produzione di energia elettrica |
Caso 1 |
Digestato scoperto |
38 |
47 |
|
Digestato coperto |
24 |
28 |
||
|
Caso 2 |
Digestato scoperto |
43 |
54 |
|
|
Digestato coperto |
29 |
35 |
||
|
Caso 3 |
Digestato scoperto |
47 |
59 |
|
|
Digestato coperto |
32 |
38 |
||
|
Biogas da rifiuti organici per la produzione di energia elettrica |
Caso 1 |
Digestato scoperto |
31 |
44 |
|
Digestato coperto |
9 |
13 |
||
|
Caso 2 |
Digestato scoperto |
37 |
52 |
|
|
Digestato coperto |
15 |
21 |
||
|
Caso 3 |
Digestato scoperto |
41 |
57 |
|
|
Digestato coperto |
16 |
22 |
||
Valori tipici e standard di biogas per il biometano
|
Sistema di produzione di biometano |
Soluzione tecnologica |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (g CO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
|
Biometano da letame umido |
Digestato scoperto, senza combustione dei gas di scarico 31 |
-20 |
22 |
|
Digestato scoperto, con combustione dei gas di scarico 32 |
-35 |
1 |
|
|
Digestato coperto, senza combustione dei gas di scarico |
-88 |
-79 |
|
|
Digestato coperto, con combustione dei gas di scarico |
-103 |
-100 |
|
|
Biometano da piante intere di mais |
Digestato scoperto, senza combustione dei gas di scarico |
58 |
73 |
|
Digestato scoperto, con combustione dei gas di scarico |
43 |
52 |
|
|
Digestato coperto, senza combustione dei gas di scarico |
41 |
51 |
|
|
Digestato coperto, con combustione dei gas di scarico |
26 |
30 |
|
|
Biometano dai rifiuti organici |
Digestato scoperto, senza combustione dei gas di scarico |
51 |
71 |
|
Digestato scoperto, con combustione dei gas di scarico |
36 |
50 |
|
|
Digestato coperto, senza combustione dei gas di scarico |
25 |
35 |
|
|
Digestato coperto, con combustione dei gas di scarico |
10 |
14 |
Valori tipici e standard — biogas per l’energia elettrica - miscele di letame e granturco: emissioni di gas a effetto serra con quote calcolate in base alla massa fresca
|
Sistema di produzione di biogas |
Soluzioni tecnologiche |
Emissioni tipiche di gas a effetto serra (g CO2eq/MJ) |
Emissioni standard di gas a effetto serra (gCO2eq/MJ) |
|
|
Letame — Granturco 80% - 20% |
Caso 1 |
Digestato scoperto |
17 |
33 |
|
Digestato coperto |
-12 |
-9 |
||
|
Caso 2 |
Digestato scoperto |
22 |
40 |
|
|
Digestato coperto |
-7 |
-2 |
||
|
Caso 3 |
Digestato scoperto |
23 |
43 |
|
|
Digestato coperto |
-9 |
-4 |
||
|
Letame — Granturco 70% - 30% |
Caso 1 |
Digestato scoperto |
24 |
37 |
|
Digestato coperto |
0 |
3 |
||
|
Caso 2 |
Digestato scoperto |
29 |
45 |
|
|
Digestato coperto |
4 |
10 |
||
|
Caso 3 |
Digestato scoperto |
31 |
48 |
|
|
Digestato coperto |
4 |
10 |
||
|
Letame — Granturco 60% - 40% |
Caso 1 |
Digestato scoperto |
28 |
40 |
|
Digestato coperto |
7 |
11 |
||
|
Caso 2 |
Digestato scoperto |
33 |
47 |
|
|
Digestato coperto |
12 |
18 |
||
|
Caso 3 |
Digestato scoperto |
36 |
52 |
|
|
Digestato coperto |
12 |
18 |
||
Osservazioni
Il caso 1 fa riferimento alle filiere in cui l’energia elettrica e termica necessarie al processo di produzione sono fornite dal motore dell’impianto di co-generazione stesso.
Il caso 2 si riferisce alle filiere in cui l’energia elettrica necessaria al processo è prelevata dalla rete e il calore di processo viene fornito dal motore dell’impianto di cogenerazione stesso. In alcuni Stati membri, gli operatori non sono autorizzati a chiedere sovvenzioni per la produzione lorda e il caso 1 è la configurazione più probabile.
Il caso 3 si riferisce alle filiere in cui l’energia elettrica necessaria al processo è prelevata dalla rete e il calore di processo viene fornito da una caldaia a biogas. Questo caso si applica ad alcuni impianti in cui l’unità di cogenerazione non si trova in loco e il biogas è venduto (ma non trasformato in biometano).
Valori tipici e standard — biometano - miscele di letame e granturco: emissioni di gas a effetto serra con quote calcolate in base alla massa fresca
|
Sistema di produzione di biometano |
Soluzioni tecnologiche |
Valore tipico |
Valore standard |
|
(g CO2eq/MJ) |
(g CO2eq/MJ) |
||
|
Letame — Granturco 80% - 20% |
Digestato scoperto, senza combustione dei gas di scarico |
32 |
57 |
|
Digestato scoperto, con combustione dei gas di scarico |
17 |
36 |
|
|
Digestato coperto, senza combustione dei gas di scarico |
-1 |
9 |
|
|
Digestato coperto, con combustione dei gas di scarico |
-16 |
-12 |
|
|
Letame — Granturco 70% - 30% |
Digestato scoperto, senza combustione dei gas di scarico |
41 |
62 |
|
Digestato scoperto, con combustione dei gas di scarico |
26 |
41 |
|
|
Digestato coperto, senza combustione dei gas di scarico |
13 |
22 |
|
|
Digestato coperto, con combustione dei gas di scarico |
-2 |
1 |
|
|
Letame — Granturco 60% - 40% |
Digestato scoperto, senza combustione dei gas di scarico |
46 |
66 |
|
Digestato scoperto, con combustione dei gas di scarico |
31 |
45 |
|
|
Digestato coperto, senza combustione dei gas di scarico |
22 |
31 |
|
|
Digestato coperto, con combustione dei gas di scarico |
7 |
10 |
Nel caso del biometano utilizzato come biometano compresso per autotrazione, un valore di 3,3 gCO2eq./MJ di biometano va aggiunto ai valori tipici e di un valore di 4,6 gCO2eq./MJ di biometano ai valori standard.
ê 2009/28/CE
ALLEGATO VI
Requisiti minimi del modello standard armonizzato per i piani d’azione nazionali per energie rinnovabili
1. Consumo finale di energia previsto:
Consumo finale lordo di energia per energia elettrica, trasporti e riscaldamento e raffrescamento nel 2020 tenendo conto degli effetti delle misure adottate in materia di efficienza energetica.
2. Obiettivi settoriali nazionali per il 2020 e quote stimate di energia da fonti rinnovabili nei settori dell’energia elettrica, del riscaldamento e raffrescamento e dei trasporti:
a) obiettivo per la quota di energia da fonti rinnovabili nel settore dell’energia elettrica nel 2020;
b) traiettoria stimata per la quota di energia da fonti rinnovabili nel settore dell’energia elettrica;
c) obiettivo per la quota di energia da fonti rinnovabili nel settore del riscaldamento e raffrescamento nel 2020;
d) traiettoria stimata per la quota di energia da fonti rinnovabili nel settore del riscaldamento e raffrescamento;
e) traiettoria stimata per la quota di energia da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti;
f) traiettoria nazionale indicativa di cui all’articolo 3, paragrafo 2, e parte B dell’allegato I.
3. Misure per realizzare gli obiettivi:
a) rassegna di tutte le politiche e misure concernenti la promozione dell’uso di energia da fonti rinnovabili;
b) misure specifiche destinate a soddisfare i requisiti di cui agli articoli 13, 14 e 16, inclusa la necessità di ampliare o rafforzare l’infrastruttura esistente per agevolare l’integrazione delle quantità di energia da fonti rinnovabili necessarie alla realizzazione dell’obiettivo nazionale per il 2020, misure intese ad accelerare le procedure di autorizzazione, misure intese a ridurre gli ostacoli non tecnologici e misure relative agli articoli da 17 a 21;
c) regimi di sostegno per la promozione dell’uso di energia da fonti rinnovabili nel settore dell’energia elettrica applicati dallo Stato membro o da un gruppo di Stati membri;
d) regimi di sostegno per la promozione dell’uso di energia da fonti rinnovabili nel settore del riscaldamento e raffrescamento applicati dallo Stato membro o da un gruppo di Stati membri;
e) regimi di sostegno per la promozione dell’uso di energia da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti applicati dallo Stato membro o da un gruppo di Stati membri;
f) Misure specifiche per la promozione dell’uso di energia proveniente dalla biomassa, in particolare per la nuova mobilitazione delle biomasse prendendo in considerazione quanto segue:
i) la disponibilità di biomassa: potenziale nazionale e importazioni;
ii) misure per accrescere la disponibilità di biomassa, tenendo conto degli altri utilizzatori della biomassa (settori basati sull’agricoltura e le foreste);
g) uso previsto dei trasferimenti statistici tra Stati membri e partecipazione prevista a progetti comuni con altri Stati membri e paesi terzi
i) stima della produzione eccedentaria di energia da fonti rinnovabili rispetto alla traiettoria indicativa che potrebbe essere oggetto di un trasferimento verso altri Stati membri;
ii)stima del potenziale per progetti comuni;
iii) stima della domanda di energia da fonti rinnovabili da soddisfare con mezzi diversi dalla produzione nazionale.
4. Valutazioni:
a) il contributo totale previsto di ciascuna tecnologia di energia rinnovabile al conseguimento degli obiettivi obbligatori per il 2020 e della traiettoria indicativa per le quote di energia da fonti rinnovabili nei settori dell’energia elettrica, del riscaldamento e raffrescamento e dei trasporti;
b) il contributo totale previsto delle misure di efficienza energetica e di risparmio energetico al conseguimento degli obiettivi obbligatori per il 2020 e della traiettoria indicativa per le quote di energia da fonti rinnovabili nei settori dell’energia elettrica, del riscaldamento e raffrescamento e dei trasporti.
ê 2009/28/CE (adattato)
ALLEGATO VII
Computo dell’energia prodotta dalle pompe di calore
La quantità di energia aerotermica, geotermica o idrotermica catturata dalle pompe di calore da considerarsi energia da fonti rinnovabili ai fini della presente direttiva, ERES, è calcolata in base alla formula seguente:
ERES = Qusable * (1 – 1/SPF)
dove
–Qusable = il calore totale stimato prodotto da pompe di calore che rispondono ai criteri di cui all’articolo 7 5, paragrafo 4, applicato nel seguente modo: solo le pompe di calore per le quali SPF > 1,15 * 1/η sarà preso in considerazione;
–SPF = il fattore di rendimento stagionale medio stimato per tali pompe di calore;
–η è il rapporto tra la produzione totale lorda di energia elettrica e il consumo di energia primaria per la produzione di energia e sarà calcolato come media a livello UE sulla base dei dati Eurostat.
Entro il 1o gennaio 2013 la Commissione stabilisce orientamenti sul valore che gli Stati membri possono conferire ai valori Qusablee SPF per le varie tecnologie e applicazioni delle pompe di calore, prendendo in considerazione le differenze nelle condizioni climatiche, particolarmente per quanto concerne i climi molto freddi.
2009/28/CE
2015/1513 Articolo 2, paragrafo 13 e allegato II.2
ð nuovo
ALLEGATO VIII
33 Parte A. Emissioni stimate provvisorie prodotte dalle materie prime da cui ricavare biocarburanti e bioliquidi associate al cambiamento indiretto della destinazione dei terreni (gCO2eq/MJ) ð ï
|
Gruppo di materie prime |
Media ð 34 ï |
Intervallo interpercentile derivato dall’analisi di sensibilità ð 35 ï |
|
Cereali e altre amidacee |
12 |
da 8 a 16 |
|
Zuccheri |
13 |
da 4 a 17 |
|
Colture oleaginose |
55 |
da 33 a 66 |
Parte B. Biocarburanti e bioliquidi per cui le emissioni stimate associate al cambiamento indiretto della destinazione dei terreni sono considerate pari a zero
Le emissioni stimate associate al cambiamento indiretto della destinazione dei terreni sono considerate pari a zero per i biocarburanti e i bioliquidi prodotti a partire dalle seguenti categorie di materie prime:
1) materie prime non elencate nella parte A del presente allegato;
2) materie prime la cui produzione ha portato al cambiamento diretto della destinazione dei terreni, ovvero al passaggio da una delle seguenti categorie IPCC per la copertura del suolo: terreni forestali, terreni erbosi, zone umide, insediamenti o altri tipi di terreno a terreni coltivati o colture perenni ð 36 ï . In tal caso occorre calcolare un valore di emissione associato al cambiamento diretto della destinazione dei terreni (e l) in conformità dell'allegato V, parte C, punto 7.
2015/1513 Art. 2, paragrafo 13, e allegato III.3 (adattato)
ð nuovo
ALLEGATO IX
Parte A. Materie prime ð per la produzione di biocarburanti avanzati ï e carburanti il cui contributo per il conseguimento dell’obiettivo di cui all’articolo 3, paragrafo 4, primo comma, è considerato pari a due volte il loro contenuto energetico:
a) Alghe, se coltivate su terra in stagni o fotobioreattori.
b) Frazione di biomassa corrispondente ai rifiuti urbani non differenziati, ma non ai rifiuti domestici non separati soggetti agli obiettivi di riciclaggio di cui all'articolo 11, paragrafo 2, lettera a), della direttiva 2008/98/CE.
c) Rifiuto organico come definito all'articolo 3, paragrafo 4, della direttiva 2008/98/CE, proveniente dalla raccolta domestica e soggetto alla raccolta differenziata di cui all'articolo 3, paragrafo 11, di detta direttiva.
d) Frazione della biomassa corrispondente ai rifiuti industriali non idonei all'uso nella catena alimentare umana o animale, incluso materiale proveniente dal commercio al dettaglio e all'ingrosso e dall'industria agroalimentare, della pesca e dell'acquacoltura, ed escluse le materie prime elencate nella parte B del presente allegato.
e) Paglia.
f) Concime animale e fanghi di depurazione.
g) Effluente da oleifici che trattano olio di palma e fasci di frutti di palma vuoti.
h) Tallolio e Ptece di tallolio.
i) Glicerina grezza.
j) Bagasse.
k) Vinacce e fecce di vino.
l) Gusci.
m) Pule.
n) Tutoli ripuliti dei grani di mais.
o) Frazione della biomassa corrispondente ai rifiuti e ai residui dell'attività e dell'industria forestale quali corteccia, rami, prodotti di diradamenti precommerciali, foglie, aghi, chiome, segatura, schegge, liscivio nero, liquame marrone, fanghi di fibre, lignina e tallolio.
p) Altre materie cellulosiche di origine non alimentare definite all'articolo 2, secondo comma, lettera s).
q) Altre materie ligno-cellulosiche definite all'articolo 2, secondo comma, lettera r), eccetto tronchi per sega e per impiallacciatura.
r) Carburanti per autotrazione liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica.
s) Cattura e utilizzo del carbonio a fini di trasporto, se la fonte energetica è rinnovabile in conformità dell'articolo 2, secondo comma, lettera a).
t) Batteri, se la fonte energetica è rinnovabile in conformità dell'articolo 2, secondo comma, lettera a).
Parte A. Materie prime ð per la produzione di biocarburanti ï , il cui contributo per il conseguimento ð della quota minima stabilita all’articolo 25, paragrafo 1, è limitato ï , è considerato pari a due volte il loro contenuto energetico:
a) Olio da cucina usato.
b) Grassi animali classificati di categorie 1 e 2 in conformità del regolamento (CE) n. 1069/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio. 37
ò nuovo
c) Melassi ottenuti come sottoprodotto della raffinazione della canna da zucchero o delle barbabietole da zucchero a condizione che siano rispettati i migliori standard industriali per l’estrazione di zucchero.
2015/1513 Articolo 2, paragrafo 13 e allegato II.3
ò nuovo
ALLEGATO X
Parte A. Contributo massimo dei biocarburanti liquidi ottenuti a partire da colture destinate all’alimentazione umana o animale all’obiettivo dell’UE in materia di energie rinnovabili, di cui all’articolo 7, paragrafo 1
|
Anno civile |
Quota massima |
|
2021 |
7,0% |
|
2022 |
6,7% |
|
2023 |
6,4% |
|
2024 |
6,1% |
|
2025 |
5,8% |
|
2026 |
5,4% |
|
2027 |
5,0% |
|
2028 |
4,6% |
|
2029 |
4,2% |
|
2030 |
3,8% |
Parte B. Quota minima di energia da biogas e biocarburanti avanzati prodotti a partire dalle materie prime elencate nell’allegato IX, dai carburanti per autotrazione rinnovabili di origine non biologica, dai combustibili fossili ricavati dai rifiuti e dall’energia elettrica da fonti rinnovabili, di cui all’articolo 25, paragrafo 1
|
Anno civile |
Quota minima |
|
2021 |
1,5% |
|
2022 |
1,85% |
|
2023 |
2,2% |
|
2024 |
2,55% |
|
2025 |
2,9% |
|
2026 |
3,6% |
|
2027 |
4,4% |
|
2028 |
5,2% |
|
2029 |
6,0% |
|
2030 |
6,8% |
Parte C. Quota minima di energia da biogas e biocarburanti avanzati prodotti a partire dalle materie prime elencate nell’allegato IX, parte A, di cui all’articolo 25, paragrafo 1
|
Anno civile |
Quota minima |
|
2021 |
0,5% |
|
2022 |
0,7% |
|
2023 |
0,9% |
|
2024 |
1,1% |
|
2025 |
1,3% |
|
2026 |
1,75% |
|
2027 |
2,2% |
|
2028 |
2,65% |
|
2029 |
3,1% |
|
2030 |
3,6% |
é
ALLEGATO XI
Parte A
Direttiva abrogata e sue modificazioni successive (di cui all’articolo 34)
|
Direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (GU L 140 del 5.6.2009, pag. 16) |
|
|
Direttiva 2013/18/UE del Consiglio (GU L 158 del 10.6.2013, pag. 230) |
|
|
(GU L 239 del 15.9.2015, pag. 1) |
limitatamente all'articolo 2 |
Parte B
Termini per il recepimento nel diritto nazionale
(di cui all'articolo 34)
|
Direttiva |
Termine di recepimento |
|
2009/28/CE |
25 giugno 2009 |
|
2013/18/UE |
1° luglio 2013 |
|
10 settembre 2017 |
ALLEGATO XII
Tavola di concordanza
|
Direttiva 2009/28/CE |
La presente direttiva |
|
Articolo 1 |
Articolo 1 |
|
Articolo 2, primo comma |
Articolo 2, primo comma |
|
Articolo 1, secondo comma, frase introduttiva |
Articolo 1, secondo comma, frase introduttiva |
|
Articolo 2, secondo comma, lettera a) |
Articolo 2, secondo comma, lettera a) |
|
Articolo 2, secondo comma, lettere b), c) e d) |
— |
|
— |
Articolo 2, secondo comma, lettera b) |
|
Articolo 2, secondo comma, lettere e), f), g), h), i), j), k), l), m), n), o), p), q), r), s), t), u), v) e w) |
Articolo 2, secondo comma, lettere c), d), e), f), g), h), i), j), k), l), m), n), o), p), q), r), s), t) e u) |
|
— |
Articolo 2, secondo comma, lettere x), y), z), aa), bb), cc), dd), ee), ff), gg), hh), ii), jj), kk), ll), mm), nn), oo), pp), qq), rr), ss), tt) e uu) |
|
Articolo 3 |
— |
|
— |
Articolo 3 |
|
Articolo 4 |
— |
|
— |
Articolo 4 |
|
— |
Articolo 5 |
|
— |
Articolo 6 |
|
Articolo 5, paragrafo 1, primo, secondo e terzo comma |
Articolo 7, paragrafo 1, primo, secondo e terzo comma |
|
— |
Articolo 7, paragrafo 1, quarto comma |
|
Articolo 5, paragrafo 2 |
— |
|
Articolo 5, paragrafi 3 e 4 |
Articolo 7, paragrafi 2 e 3 |
|
— |
Articolo 7, paragrafi 4 e 5 |
|
Articolo 5, paragrafi 5, 6 e 7 |
Articolo 7, paragrafi 6, 7 e 8 |
|
Articolo 6 |
Articolo 8 |
|
Articolo 7 |
Articolo 9 |
|
Articolo 8 |
Articolo 10 |
|
Articolo 9 |
Articolo 11 |
|
Articolo 10 |
Articolo 12 |
|
Articolo 11 |
Articolo 13 |
|
Articolo 12 |
Articolo 14 |
|
Articolo 13, paragrafo 1, primo comma |
Articolo 15, paragrafo 1, primo comma |
|
Articolo 13, paragrafo 1, secondo comma |
articolo 15, paragrafo 1, secondo comma |
|
Articolo 13, paragrafo 1, secondo comma, lettere a) e b) |
— |
|
Articolo 13, paragrafo 1, secondo comma, lettere c), d), e) e f) |
Articolo 15, paragrafo 1, secondo comma, lettere a), b), c) e d) |
|
Articolo 13, paragrafo 2 |
Articolo 15, paragrafo 2 |
|
— |
Articolo 15, paragrafo 3 |
|
Articolo 13, paragrafi 3, 4 e 5 |
Articolo 15, paragrafi 4, 5 e 6 |
|
Articolo 15, paragrafo 6, primo comma |
Articolo 13, paragrafo 7, primo comma |
|
Articolo 13, paragrafo 6, secondo, terzo, quarto e quinto comma |
— |
|
— |
Articolo 15, paragrafi 8 e 9 |
|
— |
Articolo 16 |
|
— |
Articolo 17 |
|
Articolo 14 |
Articolo 18 |
|
Articolo 15, paragrafi 1 e 2 |
Articolo 19, paragrafi 1 e 2 |
|
Articolo 15, paragrafo 3 |
— |
|
— |
Articolo 19, paragrafi 3 e 4 |
|
Articolo 15, paragrafi 4 e 5 |
Articolo 19, paragrafi 5 e 6 |
|
Articolo 15, paragrafo 6, primo comma, lettera a) |
Articolo 19, paragrafo 7, primo comma, lettera a) |
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Articolo 15, paragrafo 6, primo comma, lettera a), punto i) |
Articolo 19, paragrafo 7, primo comma, lettera b), punto i) |
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— |
Articolo 19, paragrafo 7, primo comma, lettera b), punto ii) |
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Articolo 15, paragrafo 6, primo comma, lettera b), punto ii) |
Articolo 19, paragrafo 7, primo comma, lettera b), punto iii) |
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— |
Articolo 19, paragrafo 7, secondo comma |
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Articolo 15, paragrafo 7 |
Articolo 19, paragrafo 8 |
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Articolo 15, paragrafo 8 |
— |
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Articolo 15, paragrafi 9 e 10 |
Articolo 19, paragrafi 9 e 10 |
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— |
Articolo 19, paragrafo 11 |
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Articolo 15, paragrafi 11 e 12 |
Articolo 19, paragrafi 12 e 13 |
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Articolo 19, paragrafo 14 |
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Articolo 16, paragrafi 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 e 8 |
— |
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Articolo 16, paragrafi 9, 10 e 11 |
Articolo 20, paragrafi 1, 2 e 3 |
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— |
Articolo 21 |
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— |
Articolo 22 |
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— |
Articolo 23 |
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— |
Articolo 24 |
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— |
Articolo 25 |
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Articolo 17, paragrafo 1, primo e secondo comma |
Articolo 26, paragrafo 1, primo e secondo comma |
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— |
Articolo 26, paragrafo 1, terzo comma e quarto comma |
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Articolo 17, paragrafo 2, primo e secondo comma |
— |
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Articolo 17, paragrafo 2, terzo comma |
Articolo 26, paragrafo 7, terzo comma |
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Articolo 17, paragrafo 3, primo comma |
Articolo 26, paragrafo 2, primo comma |
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— |
Articolo 26, paragrafo 2, secondo comma |
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Articolo 17, paragrafo 4 |
Articolo 26, paragrafo 3 |
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Articolo 17, paragrafo 5 |
Articolo 26, paragrafo 4 |
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Articolo 17, paragrafi 6 e 7 |
— |
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Articolo 17, paragrafo 8 |
Articolo 26, paragrafo 9 |
|
Articolo 17, paragrafo 9 |
— |
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— |
Articolo 26, paragrafi 5, 6 e 8 |
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— |
Articolo 26, paragrafo 7, primo e secondo comma |
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— |
Articolo 26, paragrafo 10 |
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Articolo 18, paragrafo 1, primo comma |
Articolo 27, paragrafo 1, primo comma |
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Articolo 18, paragrafo 1, primo comma, lettere a), b) e c) |
Articolo 27, paragrafo 1, primo comma, lettere a), c) e d) |
|
— |
Articolo 27, paragrafo 1, primo comma, lettera b) |
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Articolo 18, paragrafo 2 |
— |
|
— |
Articolo 27, paragrafo 2 |
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Articolo 18, paragrafo 3, primo comma |
Articolo 27, paragrafo 3, primo comma |
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Articolo 18, paragrafo 3, secondo e terzo comma |
— |
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Articolo 18, paragrafo 3, quarto e quinto comma |
Articolo 27, paragrafo 3, secondo e terzo comma |
|
Articolo 18, paragrafo 4, primo comma |
— |
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Articolo 18, paragrafo 4, secondo e terzo comma |
Articolo 27, paragrafo 4, primo e secondo comma |
|
Articolo 18, paragrafo 4, quarto comma |
— |
|
Articolo 18, paragrafo 5 |
Articolo 27, paragrafo 5 |
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Articolo 18, paragrafo 6, primo e secondo comma |
Articolo 27, paragrafo 6, primo e secondo comma |
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Articolo 18, paragrafo 6, terzo comma |
— |
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Articolo 18, paragrafo 6, quarto comma |
Articolo 27, paragrafo 6, terzo comma |
|
— |
Articolo 27, paragrafo 6, quarto comma |
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Articolo 18, paragrafo 6, quinto comma |
Articolo 27, paragrafo 6, quinto comma |
|
Articolo 18, paragrafo 7, primo comma |
Articolo 27, paragrafo 7, primo comma |
|
— |
Articolo 27, paragrafo 7, secondo comma |
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Articolo 18, paragrafi 8 e 9 |
— |
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Articolo 19, paragrafo 1, primo comma |
Articolo 28, paragrafo 1, primo comma |
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Articolo 19, paragrafo 1, primo comma, lettere a), b) e c) |
Articolo 28, paragrafo 1, primo comma, lettere a), b) e c) |
|
— |
Articolo 28, paragrafo 1, primo comma, lettera d) |
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Articolo 19, paragrafi 2, 3 e 4 |
Articolo 28, paragrafi 2, 3 e 4 |
|
Articolo 19, paragrafo 5 |
— |
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Articolo 19, paragrafo 7, primo comma |
Articolo 28, paragrafo 5, primo comma |
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Articolo 19, paragrafo 7, primo comma, primo, secondo, terzo e quarto trattino |
— |
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Articolo 19, paragrafo 7, secondo comma |
Articolo 28, paragrafo 5, secondo comma |
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Articolo 19, paragrafo 7, terzo comma, frase introduttiva |
Articolo 28, paragrafo 5, terzo comma |
|
Articolo 19, paragrafo 7, terzo comma, lettera a) |
Articolo 28, paragrafo 5, terzo comma |
|
Articolo 19, paragrafo 7, terzo comma, lettera b) |
— |
|
Articolo 19, paragrafo 8 |
Articolo 28, paragrafo 6 |
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Articolo 20 |
Articolo 29 |
|
Articolo 22 |
— |
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Articolo 23, paragrafi 1 e 2 |
Articolo 30, paragrafi 1 e 2 |
|
Articolo 23, paragrafi 3, 4, 6, 7 e 8 |
— |
|
Articolo 23, paragrafo 9 |
Articolo 30, paragrafo 3 |
|
Articolo 23, paragrafo 10 |
Articolo 30, paragrafo 4 |
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Articolo 24 |
— |
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Articolo 25, paragrafo 1 |
Articolo 31, paragrafo 1 |
|
Articolo 25, paragrafo 2 |
— |
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Articolo 25, paragrafo 3 |
Articolo 31, paragrafo 2 |
|
articolo 25 bis, paragrafi 1, 2, 3, 4 e 5; |
Articolo 32, paragrafi 1, 2, 3, 5 e 6; |
|
— |
Articolo 32, paragrafo 4 |
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Articolo 26 |
— |
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Articolo 27 |
Articolo 33 |
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— |
Articolo 34 |
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Articolo 28 |
Articolo 35 |
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Articolo 29 |
Articolo 36 |
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Allegato I |
Allegato I |
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Allegato II |
Allegato II |
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Allegato III |
Allegato III |
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Allegato IV |
Allegato IV |
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Allegato V |
Allegato V |
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Allegato VI |
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— |
Allegato VI |
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Allegato VII |
Allegato VII |
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Allegato VIII |
Allegato VIII |
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Allegato IX |
Allegato IX |
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— |
Allegato X |
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Allegato XI |
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Allegato XII |