(1)

La direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (⁴) ha subito varie e sostanziali modifiche (⁵). Poiché si rendono necessarie nuove modifiche, a fini di chiarezza è opportuno procedere alla sua rifusione.

(2)

Ai sensi dell'articolo 194, paragrafo 1, del trattato sul funzionamento dell'Unione europea (TFUE), la promozione delle forme di energia da fonti rinnovabili rappresenta uno degli obiettivi della politica energetica dell'Unione. Tale obiettivo è perseguito dalla presente direttiva. Il maggiore ricorso all'energia da fonti rinnovabili o all'energia rinnovabile costituisce una parte importante del pacchetto di misure necessarie per ridurre le emissioni di gas a effetto serra e per rispettare gli impegni dell'Unione nel quadro dell'accordo di Parigi del 2015 sui cambiamenti climatici, a seguito della 21^a Conferenza delle parti della Convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici («accordo di Parigi»), e il quadro per le politiche dell'energia e del clima all'orizzonte 2030, compreso l'obiettivo vincolante dell'Unione di ridurre le emissioni di almeno il 40 % rispetto ai livelli del 1990 entro il 2030. L'obiettivo vincolante in materia di energie rinnovabili a livello dell'Unione per il 2030 e i contributi degli Stati membri a tale obiettivo, comprese le quote di riferimento in relazione ai rispettivi obiettivi nazionali generali per il 2020, figurano tra gli elementi di importanza fondamentale per la politica energetica e ambientale dell'Unione. Altri elementi sono contenuti nel quadro della presente direttiva, ad esempio per lo sviluppo di sistemi di riscaldamento e di raffrescamento da energie rinnovabili e per lo sviluppo di carburanti per il trasporto da fonti energetiche rinnovabili.

(3)

Il maggiore ricorso all'energia da fonti rinnovabili può svolgere una funzione indispensabile anche nel promuovere la sicurezza degli approvvigionamenti energetici, nel garantire un'energia sostenibile a prezzi accessibili, nel favorire lo sviluppo tecnologico e l'innovazione, oltre alla leadership tecnologica e industriale, offrendo nel contempo vantaggi ambientali, sociali e sanitari, come pure nel creare numerosi posti di lavoro e sviluppo regionale, specialmente nelle zone rurali ed isolate, nelle regioni o nei territori a bassa densità demografica o soggetti a parziale deindustrializzazione.

(4)

In particolare, la riduzione del consumo energetico, i maggiori progressi tecnologici, gli incentivi all'uso e alla diffusione dei trasporti pubblici, il ricorso a tecnologie energeticamente efficienti e la promozione dell'utilizzo di energia rinnovabile nei settori dell'energia elettrica, del riscaldamento e del raffrescamento, così come in quello dei trasporti sono strumenti molto efficaci, assieme alle misure di efficienza energetica per ridurre le emissioni a effetto serra nell'Unione e la sua dipendenza energetica.

(5)

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 rinnovabile nel consumo energetico e nel settore dei trasporti da raggiungere entro il 2020. La comunicazione della Commissione del 22 gennaio 2014, intitolata «Quadro per le politiche dell'energia e del clima per il periodo dal 2020 al 2030» 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. Tale proposta è stata sostenuta dal Consiglio europeo nelle conclusioni del 23 e 24 ottobre 2014, le quali indicano che gli Stati membri dovrebbero poter fissare i propri obiettivi nazionali più ambiziosi, per realizzare i contributi all'obiettivo dell'Unione per il 2030 da essi pianificati e andare oltre.

(6)

Il Parlamento europeo, nelle risoluzioni del 5 febbraio 2014, «Un quadro per le politiche dell'energia e del clima all'orizzonte 2030», e del 23 giugno 2016, «I progressi compiuti nell'ambito delle energie rinnovabili», si è spinto oltre la proposta della Commissione o le conclusioni del Consiglio, sottolineando che, alla luce dell'accordo di Parigi e delle recenti riduzioni del costo delle tecnologie rinnovabili, era auspicabile essere molto più ambiziosi.

(7)

È pertanto opportuno tenere conto dell'ambizione espressa nell'accordo di Parigi nonché degli sviluppi tecnologici, tra cui le riduzioni dei costi per gli investimenti nell'energia rinnovabile.

(8)

Appare pertanto opportuno stabilire un obiettivo vincolante dell'Unione in relazione alla quota di energia da fonti rinnovabili pari almeno al 32 %. Inoltre, la Commissione dovrebbe valutare se tale obiettivo debba essere rivisto al rialzo alla luce di sostanziali riduzioni del costo della produzione di energia rinnovabile, degli impegni internazionali dell'Unione a favore della decarbonizzazione o in caso di un significativo calo del consumo energetico nell'Unione. Gli Stati membri dovrebbero stabilire il loro contributo al conseguimento di tale obiettivo nell'ambito dei rispettivi piani nazionali integrati per l'energia e il clima in applicazione del processo di governance definito nel regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio (⁶).

(9)

Un obiettivo vincolante dell'Unione in materia di energie rinnovabili per il 2030 costituirebbe uno stimolo costante allo sviluppo di tecnologie in grado di produrre 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.

(10)

Al fine di garantire il consolidamento dei risultati conseguiti ai sensi della direttiva 2009/28/CE, gli obiettivi nazionali stabiliti per il 2020 dovrebbero rappresentare il contributo minimo degli Stati membri al nuovo quadro per il 2030. In nessun caso le quote nazionali delle energie rinnovabili dovrebbero scendere al di sotto di tali contributi. Se ciò avvenisse, gli Stati membri interessati dovrebbero adottare le opportune misure di cui al regolamento (UE) 2018/1999 per garantire che tale quota base di riferimento sia ristabilita. Se uno Stato membro non mantiene la quota base di riferimento misurata su un periodo di 12 mesi, entro 12 mesi dalla fine di tale periodo dovrebbe adottare misure aggiuntive intese a ristabilire tale quota di riferimento. Qualora abbia effettivamente adottato tali misure aggiuntive necessarie e ottemperato al suo obbligo di ristabilire la quota base di riferimento, si dovrebbe considerare che lo Stato membro si sia conformato conforme ai requisiti obbligatori in materia di quota base di riferimento ai sensi della presente direttiva e del regolamento (UE) 2018/1999 per tutto il periodo interessato. Lo Stato membro in questione non può pertanto essere considerato inadempiente all'obbligo di mantenere la propria quota base di riferimento per il periodo in cui si è verificato il divario. Sia il quadro per il 2020 che quello per il 2030 sono al servizio degli obiettivi di politica ambientale ed energetica dell'Unione.

(11)

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 32 % di energie rinnovabili. Come stabilito nel regolamento (UE) 2018/1999, 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 intermedie nazionali 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 (UE) 2018/1999, per colmare tale lacuna.

(12)

Per sostenere gli Stati membri nei loro ambiziosi contributi all'obiettivo dell'Unione, è opportuno istituire un quadro finanziario volto a favorire gli investimenti nei progetti di energia rinnovabile negli Stati membri, anche mediante l'utilizzo di strumenti finanziari.

(13)

La Commissione dovrebbe incentrare l'assegnazione dei fondi sulla riduzione del costo del capitale destinato ai progetti di energie rinnovabili, poiché tale costo ha un impatto significativo sul costo di tali progetti e sulla loro competitività, nonché sullo sviluppo di infrastrutture essenziali che consentano un utilizzo accresciuto, fattibile e sostenibile dal punto di vista tecnico ed economico delle energie rinnovabili, come le infrastrutture della rete di trasmissione e distribuzione, le reti intelligenti e le interconnessioni.

(14)

La Commissione dovrebbe facilitare lo scambio delle migliori pratiche tra le competenti autorità o organismi nazionali o regionali, ad esempio tramite riunioni periodiche, intese a trovare un'impostazione comune nel promuovere una maggiore diffusione di progetti efficienti in termini di costi nell'ambito delle energie rinnovabili. La Commissione dovrebbe altresì 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.

(15)

Il regolamento (CE) n. 1099/2008 del Parlamento europeo e del Consiglio (⁷), le direttive 2001/77/CE (⁸) e 2003/30/CE (⁹) del Parlamento europeo e del Consiglio e la direttiva 2009/28/CE hanno definito vari tipi di energie da fonti rinnovabili. Il diritto dell'Unione in materia di mercato interno dell'energia fissa definizioni per il settore elettrico in generale. Per motivi di chiarezza e di certezza del diritto, è opportuno applicare tali definizioni nella presente direttiva.

(16)

I regimi di sostegno all'energia elettrica da fonti rinnovabili o all'«energia elettrica rinnovabile» 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 di integrazione economica sul prezzo di mercato e introducono sistemi basati sul mercato per determinare il livello di sostegno necessario. Unitamente alle misure volte a preparare il mercato all'aumento delle quote di energia rinnovabile, tale sostegno è un elemento fondamentale per accrescere l'integrazione del mercato nel settore dell'energia elettrica rinnovabile, tenendo conto nel contempo delle diverse capacità dei piccoli e grandi produttori di rispondere ai segnali del mercato.

(17)

Gli impianti di piccola taglia possono essere molto utili per accrescere l'accettazione dell'opinione pubblica e garantire la diffusione di progetti nell'ambito delle energie rinnovabili, in particolare a livello locale. Al fine di assicurar la partecipazione di tali impianti di piccola taglia, potrebbero pertanto rivelarsi ancora necessarie delle condizioni specifiche, come le tariffe onnicomprensive, per garantire un rapporto costi-benefici positivo, conformemente al diritto dell'Unione relativo al mercato dell'energia elettrica. La definizione di impianti di piccola taglia ai fini dell'ottenimento di tale sostegno è importante per fornire certezza giuridica agli investitori. Le norme in materia di aiuti di Stato contengono le definizioni di impianti di piccola taglia.

(18)

Ai sensi dell'articolo 108 TFUE, la Commissione detiene la competenza esclusiva di valutare la compatibilità con il mercato interno degli aiuti di Stato che gli Stati membri possono istituire per la diffusione dell'energia da fonti rinnovabili. Tale valutazione è svolta ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 3, TFUE e conformemente a eventuali disposizioni e orientamenti pertinenti che la Commissione può adottare a tale scopo. La presente direttiva lascia impregiudicata la competenza esclusiva della Commissione sancita dal TFUE.

(19)

L'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 seguendo il percorso di decarbonizzazione verso l'obiettivo di un'economia a basse emissioni di carbonio entro il 2050. I meccanismi basati sul mercato, come le procedure di gara, hanno dimostrato in molte circostanze di ridurre effettivamente i costi di sostegno sui mercati concorrenziali. Tuttavia, in circostanze specifiche, le procedure di gara potrebbero non condurre necessariamente a una determinazione efficiente dei prezzi. Potrebbe pertanto essere necessario valutare deroghe equilibrate per assicurare l'efficacia sul piano dei costi e ridurre al minimo i costi generali di sostegno. In particolare, agli Stati membri dovrebbe essere consentito concedere esenzioni dalle procedure di gara e dalla vendita diretta sul mercato per gli impianti di piccola taglia e i progetti pilota al fine di tener conto delle loro capacità più limitate. Dal momento che la Commissione valuta caso per caso la compatibilità del sostegno all'energia rinnovabile con il mercato interno, tali esenzioni dovrebbero rispettare le soglie pertinenti della più recente disciplina della Commissione in materia di aiuti di Stato a favore dell'ambiente e dell'energia. Nella disciplina per il 2014-2020 tali soglie sono fissate a 1 MW (e 6 MW o 6 unità di produzione per l'energia eolica) e 500 kW (e 3 MW o 3 unità di produzione per l'energia eolica) in termini di esenzioni rispettivamente da procedure di gara e vendita diretta sul mercato marketing diretto. Per accrescere l'efficacia delle procedure di gara e ridurre al minimo i costi generali di sostegno, le procedure di gara dovrebbero essere, in linea di principio, aperte a tutti i produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili su base non discriminatoria. Nell'elaborazione dei rispettivi regimi di sostegno, gli Stati membri possono limitare le procedure di gara a particolari tecnologie laddove ciò sia necessario per evitare risultati non ottimali in termini di vincoli di rete e stabilità della rete, costi di integrazione del sistema, necessità di raggiungere una diversificazione del mix energetico e potenziale a lungo termine delle tecnologie.

(20)

Nelle conclusioni del 23 e 24 ottobre 2014 sul «Quadro 2030 per le politiche dell'energia e del clima», il Consiglio europeo ha sottolineato l'importanza di una maggiore interconnessione del mercato interno dell'energia e la necessità di un sostegno sufficiente per integrare livelli sempre maggiori di energie rinnovabili variabili, consentendo in tal modo all'Unione di essere all'altezza delle proprie ambizioni di leadership nella transizione energetica. È pertanto importante e urgente accrescere il grado di interconnessione e avanzare verso gli obiettivi del Consiglio europeo, onde massimizzare il pieno potenziale dell'Unione dell'energia.

(21)

Nell'elaborazione dei regimi di sostegno per le fonti rinnovabili di energia, gli Stati membri dovrebbero considerare la disponibilità dell'offerta sostenibile di biomassa e tenere debitamente conto dei principi dell'economia circolare e della gerarchia dei rifiuti stabilita nella direttiva 2008/98/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (¹⁰) al fine di evitare inutili distorsioni dei mercati delle materie prime. La prevenzione e il riciclaggio dei rifiuti dovrebbero rappresentare l'opzione prioritaria. Gli Stati membri dovrebbero astenersi dal porre in essere regimi di sostegno che siano contrari agli obiettivi in materia di trattamento dei rifiuti e che comportino un impiego inefficiente dei rifiuti riciclabili.

(22)

Gli Stati membri hanno potenziali diversi in materia di energia rinnovabile e diversi regimi di sostegno 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 continuino a poter 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 resta quello di garantire il corretto funzionamento dei regimi di sostegno nazionali ai sensi delle direttive 2001/77/CE e 2009/28/CE, al fine di mantenere la fiducia degli investitori e permettere agli Stati membri di elaborare misure nazionali efficaci in vista dei rispettivi contributi all'obiettivo dell'Unione per il 2030 in materia di energie rinnovabili e agli obiettivi nazionali che si sono prefissati. La presente direttiva dovrebbe agevolare il sostegno transfrontaliero per l'energia rinnovabile senza compromettere in maniera sproporzionata i regimi di sostegno nazionali.

(23)

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'Unione in materia di energia rinnovabile e promuove la convergenza e la cooperazione al fine di contribuire all'obiettivo vincolante a livello di Unione. È pertanto opportuno incoraggiare gli Stati membri ad aprire il sostegno ai progetti situati in altri Stati membri e definire diverse modalità per realizzare tale apertura graduale, nel rispetto del TFUE, in particolare gli articoli 30, 34 e 110. Poiché i flussi di energia non possono essere tracciati, è opportuno collegare l'apertura di regimi di sostegno alla partecipazione transfrontaliera alle quote che rappresentano un'aspirazione a raggiungere i livelli effettivi di interconnessioni fisiche e consentire agli Stati membri di limitare i rispettivi regimi di sostegno aperti agli Stati membri con cui dispongono di una connessione diretta alla rete quale indicatore pratico per dimostrare l'esistenza di flussi fisici tra gli Stati membri. Ciò non dovrebbe tuttavia pregiudicare in alcun modo il funzionamento interzonale o transfrontaliero dei mercati dell'energia elettrica.

(24)

Al fine di assicurare che l'apertura dei regimi di sostegno sia reciproca e apporti vantaggi reciproci, è opportuno firmare accordi di cooperazione tra gli Stati membri partecipanti. Gli Stati membri dovrebbero mantenere il controllo del ritmo di diffusione della capacità di energia elettrica rinnovabile nel loro territorio, in particolare per tener conto dei costi di integrazione connessi e degli investimenti necessari nella rete. Gli Stati membri dovrebbero pertanto essere autorizzati a limitare la partecipazione degli impianti situati nel loro territorio a procedure di gara loro destinate, aperte da altri Stati membri. Tali accordi di cooperazione dovrebbero affrontare tutti gli aspetti pertinenti, ad esempio la contabilizzazione dei costi relativi a un progetto realizzato da uno Stato sul territorio di un altro, comprese le spese connesse al rafforzamento delle reti, ai trasferimenti di energia, alla capacità di stoccaggio e di riserva, nonché a eventuali congestioni della rete. In tali accordi, gli Stati membri dovrebbero altresì tenere in debita considerazione tutte le misure atte a consentire un'integrazione efficace sotto il profilo dei costi delle capacità aggiuntive di energia elettrica da fonti rinnovabili, che si tratti di misure di natura normativa (per esempio relative all'assetto del mercato) o di fornire investimenti supplementari in varie fonti di flessibilità (ad esempio interconnessioni, stoccaggio, gestione della domanda o produzione flessibile).

(25)

Gli Stati membri dovrebbero evitare situazioni distorsive che comportano un'ingente importazione di risorse dai paesi terzi. A tale riguardo è auspicabile tenere in considerazione e promuovere un approccio basato sul ciclo di vita.

(26)

Gli Stati membri dovrebbero garantire che le comunità di energia rinnovabile possano partecipare ai regimi di sostegno disponibili su un piano di parità con i partecipanti di grandi dimensioni. A tal fine, gli Stati membri dovrebbero essere autorizzati ad adottare misure, tra cui la fornitura di informazioni, la fornitura di assistenza tecnico-finanziaria, la riduzione dell'onere amministrativo, compresi i criteri di gara incentrati sulle comunità, la creazione di periodi d'offerta su misura per le comunità di energia rinnovabile o la possibilità per tali comunità di essere retribuite tramite sostegno diretto quando rispettano i requisiti degli impianti di piccola taglia.

(27)

La pianificazione delle infrastrutture necessarie ai fini della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili dovrebbe tenere conto delle politiche relative alla partecipazione delle persone interessate dai progetti, in particolare la popolazione locale.

(28)

Ai consumatori dovrebbero essere fornite informazioni esaurienti, anche per quanto riguarda la prestazione energetica offerta dai sistemi di riscaldamento e raffrescamento e i minori costi di gestione dei veicoli elettrici, per consentire loro di compiere scelte di consumo individuali in relazione all'energia rinnovabile ed evitare vincoli tecnologici.

(29)

Fatti salvi gli articoli 107 e 108 TFUE, le politiche di sostegno all'energia rinnovabile dovrebbero essere prevedibili e stabili e dovrebbero evitare modifiche frequenti o retroattive. L'imprevedibilità e l'instabilità delle politiche hanno un impatto diretto sui costi di finanziamento del capitale, sui costi di sviluppo del progetto e quindi sul costo complessivo della diffusione di energia rinnovabile 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 tale contesto, gli Stati membri dovrebbero promuovere politiche di sostegno efficaci sotto il profilo dei costi e garantirne la sostenibilità finanziaria. Inoltre, dovrebbe essere pubblicato un calendario indicativo a lungo termine che copra i principali aspetti del sostegno previsto, lasciando impregiudicata l'abilità degli Stati membri di decidere riguardo all'allocazione di bilancio negli anni rientranti nel calendario.

(30)

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 (UE) 2018/1999 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 da tale regolamento.

(31)

È necessario definire norme trasparenti e chiare per il calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili e per definire le fonti stesse.

(32)

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 elettrica prodotta in centrali di pompaggio che utilizzano l'acqua precedentemente pompata a monte non dovrebbe essere considerata come energia elettrica rinnovabile.

(33)

Per funzionare, le pompe di calore che permettono l'utilizzo di energia dell'ambiente e geotermica ad un livello di temperatura utile o i sistemi di raffrescamento hanno bisogno di energia elettrica o di altra energia ausiliaria. L'energia utilizzata per far funzionare tali sistemi dovrebbe quindi essere dedotta dall'energia utilizzabile totale o dall'energia rimossa da tale settore. Solo i sistemi di riscaldamento e raffrescamento in cui il rendimento o l'energia rimossa da un settore eccede significativamente l'energia primaria di cui necessitano per funzionare dovrebbero essere presi in considerazione. I sistemi di raffrescamento contribuiscono all'uso di energia negli Stati membri ed è pertanto opportuno che i metodi di calcolo tengano conto della quota di energia rinnovabile in essi utilizzata in tutti i settori di utilizzo finale.

(34)

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.

(35)

In alcuni Stati membri il trasporto aereo rappresenta una quota rilevante del 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, è pertanto opportuno prevedere una deroga parziale per tali Stati membri nel contesto del calcolo del consumo finale lordo di energia nel settore del trasporto aereo nazionale al fine di consentire loro di escludere da tale calcolo l'importo per il quale superano una volta e mezzo la media dell'Unione 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, il loro consumo finale lordo di energia, per quanto concerne il trasporto aereo nazionale è sproporzionatamente elevato, ossia più di tre volte la media a livello dell'Unione per il 2005, e tali paesi sono dunque condizionati in maniera sproporzionata dagli attuali vincoli tecnologici e normativi. È quindi opportuno disporre che beneficino di un'esenzione che copra l'importo eccedente la media a livello dell'Unione per quanto concerne il consumo finale lordo di energia nel settore del trasporto aereo nel 2005 calcolata da Eurostat, ossia il 4,12 %.

(36)

La comunicazione della Commissione del 20 luglio 2016 dal titolo «Strategia europea per una mobilità a basse emissioni» ha sottolineato la particolare importanza, a medio termine, dei biocarburanti avanzati e dei carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica per il trasporto aereo.

(37)

Al fine di assicurare che l'elenco delle materie prime per la produzione di biocarburanti avanzati, altri biocarburanti e biogas contenuto in un allegato della presente direttiva tenga conto dei principi della gerarchia dei rifiuti stabilita nella direttiva 2008/98/CE, dei criteri di sostenibilità dell'Unione e della 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.

(38)

Per creare possibilità di ridurre il costo del conseguimento dell'obiettivo stabilito per l'Unione nella presente direttiva 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, 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 della propria quota di energia da fonti rinnovabili. Per tale motivo, la Commissione dovrebbe istituire una piattaforma dell'Unione per lo sviluppo delle rinnovabili (Union renewable development platform – URDP) volta a consentire lo scambio di quote di energia rinnovabile tra Stati membri, oltre agli accordi bilaterali di cooperazione. L'URDP è destinata a integrare l'apertura volontaria di regimi di sostegno a progetti ubicati in altri Stati membri. Gli accordi tra Stati membri includono trasferimenti statistici, progetti comuni tra Stati membri o regimi di sostegno comuni.

(39)

Gli Stati membri dovrebbero essere incoraggiati a perseguire tutte le forme appropriate di cooperazione in relazione agli obiettivi fissati dalla presente direttiva e a informare i cittadini dei benefici derivanti dall'uso dei meccanismi di cooperazione. Tale cooperazione può essere realizzata a tutti i livelli, sia bilateralmente sia multilateralmente. A parte i meccanismi che incidono sul calcolo degli obiettivi relativi alla quota di energia da fonti rinnovabili e sul loro rispetto e che sono esclusivamente previsti dalla presente direttiva, vale a dire i trasferimenti statistici tra Stati membri effettuati bilateralmente o attraverso l'URDP, 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 elettronica istituita nel regolamento (UE) 2018/1999 nonché altre forme di coordinamento volontario tra tutti i tipi di regimi di sostegno.

(40)

L'energia elettrica importata, prodotta da fonti rinnovabili al di fuori dell'Unione, dovrebbe poter essere computata ai fini del conseguimento degli obiettivi degli Stati membri relativi alla quota di energia da fonti rinnovabili. Affinché la sostituzione dell'energia non rinnovabile con l'energia rinnovabile nell'Unione e nei paesi terzi possa avere un effetto adeguato, occorre assicurare che tali importazioni possano essere individuate e computate in modo affidabile. Saranno valutati accordi con paesi terzi in merito all'organizzazione di tali scambi di energia elettrica rinnovabile. Se, in virtù di una decisione adottata a tal fine in conformità del trattato che istituisce la Comunità dell'energia (¹¹), le parti contraenti dello stesso sono vincolate dalle rispettive disposizioni della presente direttiva, le misure di cooperazione tra gli Stati membri previste nella presente direttiva dovrebbero essere ad esse applicabili.

(41)

Allorché gli Stati membri intraprendono progetti comuni con uno o più paesi terzi per la produzione di energia elettrica rinnovabile, è opportuno che tali progetti comuni riguardino unicamente impianti di nuova costruzione o impianti che di recente sono stati oggetto 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, nell'Unione, di energia da fonti rinnovabili.

(42)

Oltre all'istituzione di un quadro dell'Unione per la promozione dell'energia da fonti rinnovabili, la presente direttiva contribuisce altresì al potenziale impatto positivo che l'Unione e gli Stati membri possono avere nel promuovere lo sviluppo del settore delle energie rinnovabili nei paesi terzi. L'Unione e gli Stati membri dovrebbero promuovere la ricerca, lo sviluppo e gli investimenti nella produzione di energie rinnovabili nei paesi in via di sviluppo e in altri paesi partner nel pieno rispetto del diritto internazionale, rafforzando così la loro sostenibilità ambientale ed economica e la loro capacità di esportazione di energie rinnovabili.

(43)

La procedura utilizzata per 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.

(44)

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 o 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 o per la prevenzione o la riduzione al minimo dello scarico di sostanze pericolose nell'ambiente, dovrebbero tenere conto del contributo dell'energia da fonti rinnovabili al conseguimento degli obiettivi in materia di ambiente e di cambiamenti climatici, in particolare rispetto agli impianti di energia non rinnovabile.

(45)

È opportuno assicurare la coerenza tra gli obiettivi della presente direttiva e il diritto dell'ambiente dell'Unione. 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 tutto il diritto dell'ambiente dell'Unione e del contributo dell'energia da fonti rinnovabili al conseguimento degli obiettivi in materia di ambiente e cambiamenti climatici, specialmente rispetto agli impianti di energia non rinnovabile.

(46)

L'energia geotermica è un'importante fonte locale di energia rinnovabile che di solito genera emissioni considerevolmente più basse rispetto ai combustibili fossili, e alcuni tipi di impianti geotermici producono emissioni prossime allo zero. Ciononostante, a seconda delle caratteristiche geologiche di una determinata zona, la produzione di energia geotermica può generare gas a effetto serra e altre sostanze dai liquidi sotterranei e da altre formazioni geologiche del sottosuolo, che sono nocive per la salute e l'ambiente. Di conseguenza, la Commissione dovrebbe facilitare esclusivamente la diffusione di energia geotermica a basso impatto ambientale e dalle ridotte emissioni di gas a effetto serra rispetto alle fonti non rinnovabili.

(47)

A livello nazionale, regionale e, laddove applicabile, locale, 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 dell'Unione, promuovendo allo stesso tempo l'utilizzo di più efficienti applicazioni di energia da fonti rinnovabili, unitamente a misure di risparmio energetico e di efficienza energetica, tramite le regolamentazioni e i codici in materia urbanistica.

(48)

Al fine di facilitare e di accelerare la fissazione di livelli minimi per l'uso di energia da fonti rinnovabili negli edifici, il calcolo di tali livelli minimi negli edifici nuovi o in quelli esistenti che necessitano di una ristrutturazione importante dovrebbe fornire una base sufficiente per valutare se l'inclusione di livelli minimi di energia rinnovabile sia realizzabile sul piano tecnico, funzionale ed economico. Per soddisfare tali requisiti, gli Stati membri dovrebbero consentire, tra l'altro, il ricorso a sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento efficienti oppure ad altre infrastrutture energetiche, qualora non siano disponibili sistemi di teleriscaldamento e di teleraffrescamento.

(49)

Onde garantire che le misure nazionali per lo sviluppo del riscaldamento e di raffrescamento siano basate su una mappatura e un'analisi complete del potenziale nazionale di energie rinnovabili e di energia di scarto e che tali misure agevolino una maggiore integrazione delle energie rinnovabili, sostenendo, tra l'altro, tecnologie innovative quali le pompe di calore e le tecnologie geotermiche e solari termiche, e delle fonti di calore e freddo di scarto, è opportuno che gli Stati membri effettuino una valutazione del loro potenziale in termini di energia da fonti rinnovabili e del recupero di calore e freddo di scarto nel settore del riscaldamento e del raffrescamento, in particolare per promuovere l'energia da fonti rinnovabili negli impianti di riscaldamento e raffrescamento e promuovere il teleriscaldamento e il teleraffrescamento competitivo ed efficiente. 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 direttiva 2012/27/UE del Parlamento europeo e del Consiglio (¹²).

(50)

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. Fornire orientamenti ai richiedenti nel corso della procedura di domanda di autorizzazione amministrativa e della procedura autorizzativa attraverso uno sportello amministrativo unico mira a ridurre la complessità per i promotori dei progetti e aumentare l'efficienza e la trasparenza, anche per gli autoconsumatori di energia da fonti rinnovabili e le comunità di energia rinnovabile. Tali orientamenti devono essere forniti a un livello di governance adeguato, tenendo conto delle specificità degli Stati membri. Il punto di contatto unico dovrebbe orientare il richiedente e facilitare l'intero processo amministrativo affinché il richiedente non sia obbligato a contattare altri organismi amministrativi al fine di completare la procedura autorizzativa, a meno che il richiedente non preferisca farlo.

(51)

La lunghezza delle procedure amministrative, oltre a renderle costose, costituisce un serio ostacolo amministrativo. La semplificazione delle procedure amministrative di rilascio dell'autorizzazione e termini chiari per le decisioni che le autorità competenti per il rilascio dell'autorizzazione per l'impianto di produzione di energia elettrica devono adottare sulla base di una domanda completata dovrebbero stimolare una gestione più efficiente delle procedure, riducendo in tale modo i costi amministrativi. Dovrebbe essere messo a disposizione un manuale delle procedure per facilitare la comprensione delle procedure da parte dei promotori dei progetti e dei cittadini che desiderano investire nell'energia rinnovabile. Al fine di promuovere l'utilizzo di energia rinnovabile da parte delle microimprese, delle piccole e medie imprese (PMI) e dei singoli cittadini, in conformità degli obiettivi previsti dalla presente direttiva, dovrebbero essere istituite procedure di notifica semplice all'organismo competente per le connessioni alla rete per i piccoli progetti nell'ambito dell'energia da fonti rinnovabili, compresi quelli decentrati, quali l'installazione di pannelli solari sui tetti. Per rispondere alla crescente necessità di ripotenziare gli esistenti impianti per la produzione di energia da fonti rinnovabili, è necessario istituire procedure autorizzative semplificate. È necessario che la presente direttiva, in particolare le disposizioni relative all'organizzazione e alla durata delle procedure amministrative di rilascio dell'autorizzazione, si applichi fatta salva la normativa internazionale e dell'Unione, comprese le norme volte a proteggere l'ambiente e la salute umana. Ove debitamente giustificato in ragione di circostanze straordinarie, dovrebbe essere possibile prorogare i termini iniziali fino a un anno.

(52)

Occorre colmare le carenze di informazione e di formazione, in particolare nel settore del riscaldamento e del raffrescamento, per incoraggiare la diffusione dell'energia da fonti rinnovabili.

(53)

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 (¹³). La presente direttiva si applica pertanto senza pregiudizio della direttiva 2005/36/CE.

(54)

Anche se la direttiva 2005/36/CE fissa requisiti per il riconoscimento reciproco delle qualifiche professionali, in particolare per gli architetti, è altresì necessario assicurarsi che nei loro piani e progetti gli urbanisti e gli architetti prendano adeguatamente in considerazione una combinazione ottimale di fonti rinnovabili e di tecnologie altamente efficienti. Gli Stati membri dovrebbero pertanto fornire orientamenti precisi in proposito. Ciò dovrebbe avvenire senza pregiudizio di tale direttiva, in particolare degli articoli 46 e 49.

(55)

Le garanzie di origine, rilasciate ai fini della presente direttiva, hanno unicamente la funzione di dimostrare 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 energia da fonti 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 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.

(56)

È opportuno consentire al mercato dei consumatori di energia elettrica rinnovabile di contribuire allo sviluppo della produzione di energia da fonti rinnovabili. Gli Stati membri dovrebbero, pertanto, imporre ai fornitori di energia elettrica che informano i clienti finali circa il loro mix energetico, ai sensi del diritto dell'Unione relativo al mercato interno dell'energia elettrica, o che scambiano energia sul mercato con i consumatori in relazione al consumo di energia prodotta da fonti rinnovabili di utilizzare garanzie d'origine degli impianti che producono energie da fonti rinnovabili.

(57)

È importante fornire ai clienti finali informazioni sulle modalità di allocazione del sostegno all'energia elettrica. Al fine di migliorare la qualità di tali informazioni destinate ai consumatori, gli Stati membri dovrebbero assicurare che siano rilasciate garanzie di origine per tutte le unità di energia rinnovabile prodotta, salvo quando decidono di non rilasciare garanzie di origine ai produttori che beneficiano anche di sostegno finanziario. Se decidono di rilasciare garanzie di origine ai produttori che beneficiano anche di sostegno finanziario o di non rilasciare garanzie di origine direttamente ai produttori, gli Stati membri dovrebbero poter scegliere con quali mezzi e meccanismi tener conto del valore di mercato di tali garanzie di origine. Quando i produttori di energia da fonti rinnovabili beneficiano anche di un sostegno finanziario, si dovrebbe tenere adeguatamente conto del valore di mercato delle garanzie di origine per la medesima produzione nel regime di sostegno in questione.

(58)

La direttiva 2012/27/UE, prevede garanzie di origine per dimostrare l'origine dell'energia elettrica dagli impianti di cogenerazione ad alto rendimento. Tuttavia, essa non specifica l'utilizzo di tali garanzie di origine, il cui uso può pertanto anche essere autorizzato nel dare comunicazione dell'uso di energia prodotta da cogenerazione ad alto rendimento.

(59)

Le garanzie di origine che sono attualmente in vigore per l'energia elettrica dovrebbero essere estese al gas da fonti rinnovabili. Gli Stati membri dovrebbero poter optare per un'estensione del sistema delle garanzie di origine all'energia da fonti non 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 tale gas. Ciò favorirebbe anche l'introduzione di garanzie di origine per altro gas da fonti rinnovabili quali l'idrogeno.

(60)

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 variabile integrata di energia da fonti rinnovabili, in particolare per quanto riguarda le norme che disciplinano il dispacciamento e l'accesso alla rete. Il quadro per l'integrazione dell'energia elettrica rinnovabile è stabilito in altro diritto dell'Unione relativo al mercato interno dell'energia elettrica. Tuttavia, tale quadro non comprende disposizioni sull'integrazione del gas proveniente da fonti rinnovabili nella rete del gas. È pertanto necessario includere tali disposizioni nella presente direttiva.

(61)

È stata riconosciuta la 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 PMI locali o regionali. Sono rilevanti le possibilità di sviluppo delle imprese locali, di crescita sostenibile e di occupazione di alta qualità 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 promuovere e 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 potenziare la fornitura di assistenza tecnica e programmi di formazione, per rafforzare le competenze in ambito normativo, tecnico e finanziario e migliorare la conoscenza delle possibilità di finanziamento disponibili, incluso un utilizzo più mirato dei fondi dell'Unione, ad esempio il ricorso ai fondi della politica di coesione in tale settore.

(62)

Rispetto agli obiettivi nazionali, spesso le autorità regionali e locali si danno obiettivi più ambiziosi in materia di rinnovabili. Attualmente, gli impegni assunti a livello regionale e locale per promuovere lo sviluppo dell'energia rinnovabile e l'efficienza energetica sono sostenuti da iniziative come il Patto dei sindaci, le iniziative Città intelligenti e Comunità intelligenti, e mediante l'elaborazione di piani d'azione in materia di energia sostenibile. Tali iniziative sono essenziali e dovrebbero essere ampliate, poiché fanno opera di sensibilizzazione e agevolano gli scambi delle migliori prassi e dell'assistenza finanziaria disponibile. In tale contesto, è opportuno che la Commissione sostenga la cooperazione transfrontaliera tra le regioni e le autorità locali innovative interessate, aiutandole a creare meccanismi di cooperazione come il gruppo europeo di cooperazione territoriale, che consente alle autorità pubbliche di vari Stati membri di collaborare per fornire servizi comuni e realizzare progetti comuni, senza che sia prima necessario firmare un accordo internazionale che deve essere ratificato dai parlamenti nazionali. È altresì opportuno considerare altre misure innovative per attirare maggiori investimenti nelle nuove tecnologie, quali i contratti di prestazione energetica e i processi di standardizzazione nel settore dei finanziamenti pubblici.

(63)

Nel favorire lo sviluppo del mercato dell'energia da fonti 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, tra cui gli autoconsumatori di energia rinnovabile e le comunità di energia rinnovabile.

(64)

La situazione specifica delle regioni ultraperiferiche è riconosciuta dall'articolo 349 TFUE. Il settore dell'energia in tali regioni è spesso caratterizzato da isolamento, approvvigionamento limitato e dipendenza dai combustibili fossili, benché tali regioni vantino significative fonti di energia rinnovabili locali. Le regioni ultraperiferiche possono servire da esempio per l'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 fabbisogno di sostegno pubblico. È opportuno prevedere una deroga limitata a livello locale, per consentire agli Stati membri di adottare criteri specifici al fine di garantire l'ammissibilità al sostegno finanziario per il consumo di determinati combustibili da biomassa. Gli Stati membri dovrebbero essere in grado di adottare tali criteri specifici per gli impianti che utilizzano combustibili da biomassa situati in una regione ultraperiferica ai sensi dell'articolo 349 TFUE, nonché per la biomassa utilizzata come combustibile in tali impianti che non soddisfa i criteri armonizzati di sostenibilità, efficienza energetica e riduzione delle emissioni di gas a effetto serra indicati nella presente direttiva. Tali criteri specifici per i combustibili da biomassa dovrebbe applicarsi indipendentemente dal fatto che il luogo di origine della biomassa sia uno Stato membro o un paese terzo. Inoltre, eventuali criteri specifici dovrebbero essere oggettivamente giustificati per motivi di indipendenza energetica della regione ultraperiferica in questione e per assicurare una transizione armoniosa verso i criteri di sostenibilità, i criteri di efficienza energetica e i criteri di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per i combustibili da biomassa della presente direttiva in tale regione ultraperiferica.

Considerando che il mix energetico per la produzione di energia elettrica per le regioni ultraperiferiche è composto in larga misura di olio combustibile, è necessario consentire di considerare in modo adeguato i criteri di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra in tali regioni. Sarebbe pertanto opportuno prevedere uno specifico combustibile fossile di riferimento per l'energia elettrica prodotta nelle regioni ultraperiferiche. Gli Stati membri dovrebbero garantire l'effettiva osservanza dei loro criteri specifici. Infine, gli Stati membri non dovrebbero rifiutare, fatto salvo l'aiuto concesso in base ai regimi di sostegno in conformità della presente direttiva, di prendere in considerazione, sulla base di altri motivi di sostenibilità, i biocarburanti e i bioliquidi ottenuti ai sensi della presente direttiva. Tale divieto mira a garantire che i biocarburanti e i bioliquidi conformi ai criteri armonizzati di cui alla presente direttiva continuino a trarre benefici dagli obiettivi di agevolazione negli scambi commerciali della presente direttiva, anche per quanto riguarda le regioni ultraperiferiche interessate.

(65)

È opportuno consentire lo sviluppo delle tecnologie decentrate per la produzione e lo stoccaggio di energia da fonti rinnovabili a condizioni non discriminatorie e senza ostacolare il finanziamento degli investimenti nelle infrastrutture. 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.

(66)

Con la crescente incidenza dell'autoconsumo di energia rinnovabile, è necessario introdurre la definizione di «autoconsumatori di energia rinnovabile» e di «autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente». È altresì necessario stabilire un quadro normativo tale da consentire a tali autoconsumatori di energia rinnovabile di produrre, utilizzare, immagazzinare, e vendere energia elettrica senza incorrere in oneri sproporzionati. I cittadini che vivono in appartamento, ad esempio, dovrebbero poter beneficiare dei diritti concessi ai consumatori nella stessa misura delle famiglie che abitano case unifamiliari. Ciononostante, gli Stati membri dovrebbero essere autorizzati a distinguere tra singoli autoconsumatori di energia rinnovabile e autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente in ragione delle loro diverse caratteristiche nella misura in cui tale differenziazione sia proporzionata e debitamente giustificata.

(67)

La concessione di diritti agli autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente permette inoltre alle comunità di energia rinnovabile di aumentare l'efficienza energetica delle famiglie e di contribuire a combattere la povertà energetica mediante la riduzione dei consumi e delle tariffe di fornitura. Gli Stati membri dovrebbero cogliere in modo appropriato tale opportunità, anche valutando la possibilità di consentire il coinvolgimento di famiglie che altrimenti potrebbero non essere in grado di partecipare, ivi compresi i consumatori vulnerabili e i locatari.

(68)

Gli autoconsumatori di energia rinnovabile non dovrebbero sopportare oneri o costi discriminatori o sproporzionati e non dovrebbero essere soggetti a spese ingiustificate. Si dovrebbe tener conto del loro contribuito al conseguimento dell'obiettivo climatico ed energetico e dei costi e benefici che comportano per il sistema energetico in generale. In linea generale, quindi gli Stati membri non dovrebbero applicare oneri sull'energia elettrica prodotta e consumata nei medesimi siti dagli autoconsumatori di energia rinnovabile. Ciononostante, gli Stati membri dovrebbero poter essere autorizzati ad applicare oneri non discriminatori e proporzionati a tale energia elettrica se necessario per garantire la sostenibilità finanziaria del sistema elettrico, limitare il sostegno a quanto obiettivamente necessario e fare un uso efficiente dei loro regimi di sostegno. Nel contempo, gli Stati membri dovrebbero garantire che gli autoconsumatori di energia rinnovabile contribuiscano in modo equilibrato e adeguato al sistema generale di ripartizione dei costi di produzione, distribuzione e consumo dell'energia elettrica, quando questa è immessa nella rete.

(69)

A tale scopo, in linea di principio, gli Stati membri non dovrebbero applicare oneri sull'energia elettrica prodotta e consumata individualmente dagli autoconsumatori di energia rinnovabile nei medesimi siti. Ciononostante tale incentivo, per evitare che infici la stabilità finanziaria dei regimi di sostegno dell'energia rinnovabile, potrebbe essere limitato agli impianti di piccola taglia con una capacità elettrica non superiore ai 30 kW. In alcuni casi gli Stati membri dovrebbero essere autorizzati ad applicare oneri agli autoconsumatori di energia rinnovabile per l'energia elettrica autoconsumata nel caso in cui essi usino in modo efficiente i loro regimi di sostegno e applichino un accesso non discriminatorio ed efficace ai loro regimi di sostegno. Gli Stati membri dovrebbero inoltre poter applicare esenzioni parziali da oneri, prelievi o una loro combinazione e sostegno, fino al livello necessario a garantire la sostenibilità economica di tali progetti.

(70)

La partecipazione dei cittadini locali e delle autorità locali 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, il che si traduce in investimenti a livello locale, più scelta per i consumatori e una maggiore partecipazione dei cittadini alla transizione energetica. Tale coinvolgimento a livello locale è tanto più importante in un contesto caratterizzato dall'aumento della capacità di energia rinnovabile. Le misure volte a consentire alle comunità di energia rinnovabile di competere su un piano di parità con altri produttori mirano altresì ad aumentare la partecipazione locale dei cittadini a progetti nell'ambito delle energie rinnovabili e pertanto incrementano l'accettazione dell'energie rinnovabile.

(71)

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. Pertanto gli Stati membri dovrebbero avere la possibilità di scegliere una qualsiasi forma di entità per le comunità di energia rinnovabile a condizione che tale entità possa, agendo a proprio nome, esercitare diritti ed essere soggetta a determinati obblighi. Per evitare gli abusi e garantire un'ampia partecipazione, le comunità di energia rinnovabile dovrebbero poter mantenere la propria autonomia dai singoli membri e dagli altri attori di mercato tradizionali che partecipano alla comunità in qualità di membri o azionisti, o che cooperano con altri mezzi, come gli investimenti. La partecipazione ai progetti di energia rinnovabile dovrebbe essere aperta a tutti i potenziali membri locali sulla base di criteri oggettivi, trasparenti e non discriminatori. Le misure atte a ovviare a gli svantaggi connessi alle caratteristiche specifiche delle comunità locali che producono energia rinnovabile, in termini di dimensioni, assetto proprietario e numero di progetti, includono anche la possibilità per le comunità di energia di operare nel sistema energetico e agevolarne l'integrazione nel mercato. Le comunità di energia rinnovabile dovrebbero poter condividere tra loro l'energia prodotta dagli impianti di cui sono proprietarie. Tuttavia, i membri della comunità non dovrebbero essere esentati da pertinenti costi, oneri, prelievi e imposte di misura adeguata che sarebbero a carico dei consumatori finali che non sono membri di una comunità, produttori in una situazione analoga, o qualora sia utilizzato qualsiasi tipo di infrastruttura di rete pubblica per tali trasferimenti.

(72)

Gli utenti domestici e le comunità che partecipano all'autoconsumo di energia rinnovabile dovrebbero mantenere i loro diritti di consumatori, compreso il diritto di avere un contratto con il fornitore di loro scelta e di cambiare fornitore.

(73)

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. Tuttavia, 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 finora a progressi relativamente lenti in questo settore.

(74)

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 raggiungere 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 di mettere l'efficienza energetica al primo posto, 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 per tali sforzi. È altresì importante assicurare che un potenziale utilizzo del riscaldamento e raffrescamento da energie rinnovabili non abbia effetti collaterali negativi sull'ambiente o non comporti costi complessivi sproporzionati. Al fine di ridurre al minimo tale rischio, l'aumento della quota di energie rinnovabili destinata al settore del riscaldamento e del raffrescamento dovrebbe tener conto della situazione degli Stati membri in cui tale quota è già molto elevata, o in cui il calore e il freddo di scarto non sono utilizzati, come Cipro e Malta.

(75)

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.

(76)

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.

(77)

È opportuno 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 alla direttiva 2010/31/UE del Parlamento europeo e del Consiglio (¹⁴) e alla direttiva 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.

(78)

Nel settore del teleriscaldamento è pertanto essenziale consentire il passaggio all'energia da fonti 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 la migliore prestazione energetica e anticipano il fabbisogno futuro di riscaldamento e raffrescamento secondo i previsti criteri di prestazione degli edifici. I consumatori finali dovrebbero ricevere informazioni trasparenti e affidabili sull'efficienza dei sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento e sulla quota di energia da fonti rinnovabili nella loro specifica fornitura di riscaldamento o raffrescamento.

(79)

Al fine di tutelare i consumatori dei sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento che non sono sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento efficienti e consentire loro di produrre il proprio riscaldamento o raffrescamento da fonti rinnovabili e con una prestazione energetica significativamente migliore, i consumatori dovrebbero essere autorizzati a scollegarsi e quindi interrompere il servizio di riscaldamento o raffrescamento da sistemi di teleriscaldamento o teleraffrescamento non efficienti a livello dell'intero edificio ponendo fine al loro contratto o, laddove il contratto riguardi vari edifici, modificandolo con l'operatore di teleriscaldamento o teleraffrescamento.

(80)

Per preparare la transizione verso i biocarburanti avanzati e ridurre al minimo le ripercussioni globali del cambiamento diretto e indiretto di destinazione d'uso dei terreni, è opportuno limitare la quantità di biocarburanti e di bioliquidi ottenuti a partire dai cereali e da altre colture amidacee, zuccherine od oleaginose che possono essere contabilizzati ai fini degli obiettivi stabiliti nella presente direttiva, senza restringere la possibilità generale di utilizzare tali biocarburanti e bioliquidi. La fissazione di un limite a livello di Unione non dovrebbe impedire agli Stati membri di prevedere limiti inferiori per la quantità di biocarburanti e bioliquidi ottenuti a partire dai cereali e da altre colture amidacee, zuccherine e oleaginose che possono essere contabilizzati a livello nazionale ai fini degli obiettivi stabiliti nella presente direttiva, senza restringere la possibilità generale di utilizzare tali biocarburanti e bioliquidi.

(81)

La direttiva 2009/28/CE ha introdotto un insieme di criteri di sostenibilità, tra cui i criteri che tutelano i terreni con un elevato valore in termini di biodiversità e i terreni con elevate scorte di carbonio, ma non ha affrontato la questione del cambiamento indiretto della destinazione d'uso dei terreni. Il cambiamento indiretto della destinazione d'uso dei terreni si verifica quando la coltivazione di colture per biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa incide sulla produzione tradizionale di colture alimentari e foraggere. Tale domanda aggiuntiva accresce la pressione sui terreni e può spingere a estendere i terreni agricoli in aree che presentano elevate scorte di carbonio, come foreste, zone umide e torbiere, causando ulteriori emissioni di gas a effetto serra. La direttiva (UE) 2015/1513 del Parlamento europeo e del Consiglio (¹⁵) riconosce che l'entità delle emissioni di gas a effetto serra legate al cambiamento indiretto della destinazione d'uso dei terreni è in grado di annullare, in parte o complessivamente, le riduzioni delle emissioni di gas a effetto serra legate ai singoli biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa. Sebbene vi siano rischi derivanti dal cambiamento indiretto della destinazione d'uso dei terreni, la ricerca ha mostrato che la portata dell'effetto dipende da diversi fattori, incluso il tipo di materie prime utilizzate per la produzione di combustibile, il livello di ulteriore domanda di materie prime causata dall'utilizzo di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa e la misura in cui i terreni che presentano elevate scorte di carbonio sono tutelati a livello mondiale.

Sebbene il livello di emissioni di gas a effetto serra causate dal cambiamento indiretto della destinazione d'uso dei terreni non possa essere determinato inequivocabilmente con il livello di precisione che servirebbe per includerlo nel metodo di calcolo delle emissioni di gas a effetto serra, i rischi più elevati di cambiamento indiretto della destinazione d'uso dei terreni sono stati individuati per i biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa prodotti da materie prime riguardo alle quali si osserva una considerevole espansione della zona di produzione in terreni che presentano elevate scorte di carbonio. È pertanto opportuno, in generale, limitare i biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa ottenuti a partire da colture alimentari e foraggere promossi ai sensi della presente direttiva e, inoltre, imporre agli Stati membri di fissare un limite specifico e gradualmente decrescente per i biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa ottenuti da colture alimentari e foraggere riguardo alle quali si osserva una considerevole espansione della zona di produzione verso terreni che presentano elevate scorte di carbonio. I biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa a basso rischio di cambiamento indiretto di destinazione d'uso dei terreni dovrebbero essere esonerati dal limite specifico e gradualmente decrescente.

(82)

L'incremento della resa nei settori agricoli attraverso il miglioramento delle pratiche agricole, gli investimenti in macchinari migliori e il trasferimento delle conoscenze a livelli superiori a quelli che sarebbero stati raggiunti in assenza di regimi di promozione della produttività per i biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa ottenuti a partire da colture alimentari e foraggere, nonché la coltivazione di colture in terreni che non sono stati precedentemente utilizzati per la coltivazione di colture possono mitigare il cambiamento indiretto di destinazione d'uso dei terreni. Nel caso in cui vi siano prove che tali misure abbiano portato a un incremento della produzione superiore all'incremento di produttività atteso, i biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa ottenuti a partire da tali materie prime aggiuntive dovrebbero essere considerati biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa a basso rischio di cambiamento indiretto di destinazione d'uso dei terreni. In tale contesto è opportuno tener conto delle fluttuazioni annuali della resa.

(83)

La direttiva (UE) 2015/1513 ha invitato la Commissione a presentare quanto prima una proposta di strategia ad ampio raggio, da applicare dopo il 2020, che sia 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 cambiamento indiretto della destinazione d'uso dei terreni con l'obiettivo principale della decarbonizzazione del settore dei trasporti. L'obbligo per gli Stati membri di esigere dai fornitori di combustibili che forniscano una quota complessiva di combustibili da fonti rinnovabili può creare certezza per gli investitori e stimolare lo sviluppo costante di carburanti per il trasporto da fonti energetiche alternative e rinnovabili, che includano biocarburanti avanzati, carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica per il trasporto, ed energia elettrica da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti. Poiché le alternative rinnovabili potrebbero non essere accessibili liberamente o in modo efficiente in termini di costi a tutti i fornitori di combustibili, è opportuno consentire agli Stati membri di operare una distinzione tra diversi fornitori di carburanti ed esentare, se necessario, particolari tipi di fornitori di carburanti da tale obbligo. Data la facilità di reperire sul mercato carburanti per il trasporto, i fornitori di carburanti negli Stati membri che non dispongono di risorse sufficienti hanno probabilmente la possibilità di ottenere facilmente carburanti rinnovabili da altre fonti.

(84)

Dovrebbe essere creata una banca dati dell'Unione per garantire la trasparenza e la tracciabilità dei carburanti rinnovabili. Gli Stati membri dovrebbero essere autorizzati a continuare ad utilizzare o istituire banche dati nazionali; tuttavia, queste dovrebbero essere collegate alla banca dati dell'Unione al fine di garantire il trasferimento istantaneo di dati e l'armonizzazione dei flussi di dati.

(85)

I biocarburanti avanzati e gli altri biocarburanti e biogas prodotti a partire da materie prime elencate in un allegato della presente direttiva, i carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica per il trasporto, 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 gli Stati membri di esigere dai fornitori di combustibili la garanzia di una quota minima di biocarburanti avanzati e determinati biogas mira a incoraggiare lo sviluppo di carburanti avanzati, compresi i biocarburanti. È importante garantire che tale obbligo serva anche a promuovere 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.

(86)

Per quanto riguarda il trasporto intelligente, è importante incrementare lo sviluppo e la diffusione della mobilità elettrica su strada, nonché accelerare l'integrazione delle tecnologie avanzate nei sistemi ferroviari innovativi.

(87)

Si prevede che entro il 2030 la mobilità elettrica costituirà una parte significativa dell'energia da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti. È opportuno introdurre ulteriori incentivi tenendo conto del rapido sviluppo della mobilità elettrica e delle potenzialità del settore per l'Unione in termini di crescita e occupazione. Dovrebbero essere utilizzati coefficienti di moltiplicazione per l'energia elettrica rinnovabile nel settore dei trasporti così da promuovere l'energia elettrica rinnovabile nel settore dei trasporti e ridurre lo svantaggio comparativo nelle statistiche dell'energia. Dal momento che non è possibile riportare nelle statistiche tutta l'energia elettrica fornita per i veicoli stradali attraverso misurazioni specifiche, come i punti di ricarica privati, è opportuno utilizzare coefficienti di moltiplicazione per garantire che gli effetti positivi del trasporto elettrificato basato sulle energie rinnovabili siano correttamente calcolati. È opportuno esplorare possibili opzioni per garantire che la nuova domanda di energia elettrica nel settore dei trasporti sia soddisfatta mediante ulteriore capacità di produzione di energia da fonti rinnovabili.

(88)

Alla luce dei condizionamenti climatici che limitano la possibilità di consumare taluni tipi di biocarburanti a causa di problemi ambientali, tecnici o sanitari e delle dimensioni e della struttura dei loro mercati dei combustibili, è opportuno che Cipro e Malta siano autorizzati, ai fini della dimostrazione del rispetto degli obblighi nazionali in materia di energie rinnovabili imposti ai fornitori di combustibile, a tener conto di tali limitazioni intrinseche.

(89)

La promozione di carburanti derivanti da carbonio riciclato può contribuire agli obiettivi della politica di diversificazione energetica e decarbonizzazione del settore dei trasporti qualora rispettino le soglie minime appropriate di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra. È pertanto opportuno includere tali combustibili nell'obbligo in capo ai fornitori di combustibili, dando nel contempo la possibilità agli Stati membri di non tener conto di detti combustibili ai fini dell'obbligo, se non desiderano farlo. Dal momento che tali combustibili sono non rinnovabili, non dovrebbero essere conteggiati nell'obiettivo generale dell'Unione per l'energia da fonti rinnovabili.

(90)

I carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica per il trasporto sono importanti per accrescere la quota di energia rinnovabile in settori che nel lungo termine dovrebbero basarsi sui combustibili liquidi. Per garantire che i combustibili rinnovabili di origine non biologica contribuiscano alla riduzione dei gas a effetto serra, l'energia elettrica utilizzata per la produzione di combustibile dovrebbe essere di origine rinnovabile. La Commissione dovrebbe sviluppare, mediante atti delegati, una metodologia dell'Unione affidabile da applicare dove tale energia elettrica sia prelevata dalla rete. Tale metodologia dovrebbe garantire che vi sia una correlazione temporale e geografica tra l'unità di produzione di energia elettrica con cui il produttore ha un accordo bilaterale per l'acquisto di energia elettrica da fonti rinnovabili e la produzione di combustibile. Ad esempio, i combustibili rinnovabili di origine non biologica non possono essere considerati pienamente rinnovabili se sono prodotti in un momento in cui l'impianto di produzione rinnovabile oggetto del contratto non produce energia elettrica. Un altro esempio è il caso della congestione della rete elettrica, quando i combustibili possono essere considerati pienamente rinnovabili soltanto se sia l'impianto di produzione di energia elettrica che quello di produzione di combustibile sono situati dallo stesso lato rispetto alla congestione. Inoltre, vi dovrebbe essere un elemento di addizionalità, vale a dire che il produttore di carburante contribuisca alla diffusione dell'energia rinnovabile o al suo finanziamento.

(91)

Occorre promuovere le materie prime utilizzate per i biocarburanti che hanno un basso impatto sul cambiamento indiretto della destinazione d'uso dei terreni per il loro contributo alla decarbonizzazione dell'economia. In particolare, le materie prime per biocarburanti avanzati e biogas per il trasporto, 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 aggiornato con i più recenti sviluppi tecnologici, evitando gli effetti negativi involontari, la Commissione dovrebbe rivedere tale allegato per stabilire se le nuove materie prime debbano esservi incluse.

(92)

I costi della connessione alla rete del gas di nuovi produttori di gas da fonti rinnovabili dovrebbero basarsi su criteri oggettivi, trasparenti e non discriminatori e si dovrebbero tenere in debito conto i benefici apportati alle suddette reti dai produttori locali di gas da fonti rinnovabili.

(93)

Per sfruttare appieno il potenziale della biomassa, che non include la torba o i materiali incorporati in formazioni geologiche e/o trasformati in fossili, ai fini della decarbonizzazione dell'economia grazie al suo impiego per i materiali e l'energia, l'Unione e gli Stati membri dovrebbero promuovere un maggior ricorso sostenibile alle risorse agricole e forestali esistenti e allo sviluppo di nuovi sistemi di silvicoltura e di produzione agricola, a condizione che siano soddisfatti i criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra.

(94)

È auspicabile che i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa siano sempre prodotti in modo sostenibile. Pertanto occorre che i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa utilizzati per conseguire gli obiettivi fissati dalla presente direttiva e quelli che beneficiano di regimi di sostegno soddisfino criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra. L'armonizzazione di tali criteri per i biocarburanti e i bioliquidi è essenziale per il conseguimento degli obiettivi di politica energetica dell'Unione di cui all'articolo 194, paragrafo 1, TFUE. Tale armonizzazione garantisce il funzionamento del mercato interno dell'energia e quindi facilita gli scambi tra gli Stati membri di biocarburanti e bioliquidi conformi, specialmente grazie all'obbligo in capo agli Stati membri di non rifiutare di prendere in considerazione, per altri motivi di sostenibilità, biocarburanti e bioliquidi prodotti ai sensi della presente direttiva. Gli effetti positivi dell'armonizzazione di tali criteri sul corretto funzionamento del mercato interno dell'energia e sulla prevenzione di distorsioni della concorrenza nell'Unione non possono essere compromessi. Per i combustibili da biomassa gli Stati membri dovrebbero essere autorizzati a stabilire ulteriori criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra.

(95)

È opportuno che l'Unione adotti misure adeguate nel quadro della presente direttiva, tra cui la promozione di criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa.

(96)

La produzione di materie prime agricole per i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa, così come gli incentivi previsti dalla presente direttiva per promuoverne l'uso non dovrebbero avere l'effetto di incoraggiare la distruzione della biodiversità dei terreni. Tali risorse limitate, il cui valore universale è stato riconosciuto in molti atti internazionali, dovrebbero essere preservate. È pertanto necessario prevedere criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra che assicurino che i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa beneficino di incentivi soltanto quando vi sia la garanzia che le materie prime agricole non provengono da aree ricche di biodiversità oppure, nel caso di aree designate per scopi di protezione della natura o per la protezione di specie o ecosistemi rari, minacciati o in pericolo di estinzione, quando l'autorità competente dimostri che la produzione delle materie prime agricole non interferisce con detti scopi.

(97)

È opportuno considerare «ricca di biodiversità», secondo i criteri di sostenibilità, una foresta che 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», o sia protetta da leggi nazionali in materia di protezione della natura. Dovrebbero essere considerate «foreste ricche di biodiversità» 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, i bioliquidi e i combustibili da biomassa prodotti a partire da materie prime agricole coltivate su tali terreni non dovrebbero poter beneficiare degli incentivi previsti dalla presente direttiva. È opportuno attribuire alla Commissione competenze di esecuzione al fine di fissare criteri adeguati per definire questo tipo di terreni erbosi ad elevata biodiversità, conformemente ai migliori dati scientifici disponibili e alle norme internazionali applicabili.

(98)

Non dovrebbero essere convertiti alla produzione di materie prime agricole per biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa, i terreni in cui la perdita delle scorte di carbonio a seguito della conversione non possa essere compensata dalla riduzione delle emissioni di gas a effetto serra realizzata tramite la produzione e l'utilizzo di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa 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 scorte di carbonio che si siano rivelate inadatte per la coltivazione di materie prime agricole destinate alla produzione di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa. L'inventario delle scorte 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.

(99)

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.

(100)

Le materie prime di origine agricola destinate alla produzione di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa dovrebbero essere prodotte utilizzando pratiche coerenti con la protezione della qualità del suolo e del carbonio organico ivi contenuto. La qualità del suolo e il carbonio nel suolo dovrebbero pertanto essere inclusi nei sistemi di monitoraggio degli operatori o delle autorità nazionali.

(101)

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 nel settore della produzione di energia elettrica e nel settore del riscaldamento e raffrescamento, in modo da continuare ad assicurare elevate riduzioni delle emissioni di gas a effetto serra rispetto alle alternative d'origine fossile, onde evitare indesiderati effetti sulla sostenibilità, e promuovere il mercato interno. Le regioni ultraperiferiche dovrebbero poter utilizzare il potenziale delle loro risorse per accrescere la produzione di energie rinnovabili e la loro indipendenza energetica.

(102)

Al fine di 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 sia 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 le scorte di carbonio siano tracciate, 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 zona di approvvigionamento. Gli operatori dovrebbero adottare 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, mediante atti di esecuzione, linee guida operative per la verifica della conformità con l'approccio basato sul rischio, previa consultazione del comitato sulla sostenibilità dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei combustibili da biomassa.

(103)

La raccolta a fini energetici è cresciuta e si prevede che continuerà a crescere, comportando maggiori importazioni di materie prime dai paesi terzi, nonché un aumento della produzione di tali materiali all'interno dell'Unione. È opportuno garantire che tale raccolta sia sostenibile.

(104)

Al fine di ridurre al minimo gli oneri amministrativi, i criteri dell'Unione 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 potenza termica nominale totale pari o superiore a 20 MW.

(105)

I combustibili da biomassa dovrebbero essere convertiti in energia elettrica e termica in modo efficiente, al fine di massimizzare la sicurezza energetica e la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra, nonché di limitare le emissioni di inquinanti atmosferici e ridurre al minimo la pressione sulle risorse limitate di biomassa.

(106)

È opportuno aumentare la soglia minima di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra applicabile ai biocarburanti, ai bioliquidi e ai biogas per il trasporto 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 nella capacità di produzione di biocarburanti, bioliquidi e biogas per il trasporto.

(107)

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.

(108)

È nell'interesse dell'Unione incoraggiare l'introduzione di sistemi volontari a livello internazionale o nazionale che fissino norme per la produzione sostenibile di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa e che certifichino che la produzione dei biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa soddisfa le predette norme. Per questo motivo, dovrebbero essere previste disposizioni che riconoscono che tali sistemi forniscono prove e dati affidabili, qualora rispondano a norme adeguate in materia di affidabilità, trasparenza e controllo indipendente. 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, in particolare nell'intento di prevenire le frodi, la Commissione dovrebbe poter adottare norme attuative dettagliate, compresi adeguati standard di affidabilità, trasparenza e controllo contabile indipendente cui sottoporre i sistemi volontari.

(109)

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.

(110)

Per facilitare il funzionamento del mercato interno, dovrebbero essere accettate in tutti gli Stati membri le prove riguardanti la conformità ai criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa che sono stati ottenuti conformemente a un sistema riconosciuto dalla Commissione. 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.

(111)

Per evitare un onere amministrativo sproporzionato, occorre elaborare un elenco di valori standard per le filiere normali di produzione dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei combustibili da biomassa 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, i bioliquidi e i combustibili da biomassa 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 vogliano dimostrare di rispettare il livello minimo dovrebbero essere tenuti a dimostrare che le emissioni di gas a effetto serra effettivamente prodotte dal processo di produzione da essi applicato sono inferiori a quelle che sono state ipotizzate nel calcolo dei valori standard.

(112)

Occorre fissare norme precise, basate su criteri oggettivi e non discriminatori, 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.

(113)

Conformemente alle attuali conoscenze scientifiche e tecniche, la metodologia di contabilizzazione delle emissioni di 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 del raggiungimento dell'obiettivo dell'Unione previsto dalla presente direttiva. L'assegnazione di emissioni di gas a effetto serra a prodotti secondari, diversi da rifiuti e residui, dovrebbe essere riesaminata anche nei casi in cui l'energia elettrica o il riscaldamento e il raffrescamento siano prodotti in impianti di cogenerazione o poligenerazione.

(114)

Quando terreni che presentano elevate quantità di carbonio nel suolo o nella vegetazione sono 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 (CO₂). 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 sul carbonio dell'uso dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei combustibili da biomassa.

(115)

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 delle scorte di carbonio associati alla destinazione d'uso dei terreni di riferimento e alla destinazione d'uso dei terreni dopo la conversione. Dovrebbero inoltre essere in grado di utilizzare valori standard. La metodologia del Gruppo intergovernativo sul cambiamento climatico (Intergovernmental Panel on Climate Change - IPCC) 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 i propri orientamenti del 10 giugno 2010 per il calcolo delle scorte di carbonio nel suolo ai fini delle regole per il calcolo dell'impatto dei gas a effetto serra dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei combustibili da biomassa di riferimento di cui all'allegato V della presente direttiva, assicurando nel contempo la coerenza con il regolamento (UE) n. 525/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio (¹⁶).

(116)

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 sue relazioni la Commissione dovrebbe anche presentare i risultati ottenuti con il metodo della sostituzione.

(117)

I co-prodotti differiscono dai rifiuti e dai 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.

(118)

Il metodo consolidato, che prevede l'utilizzo dell'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 dell'energia elettrica e dell'energia termica combinate (CHP) utilizzata nella trasformazione di biocarburanti, bioliquidi e carburanti da biomasse alla metodologia applicata quando la CHP costituisce l'utilizzo finale.

(119)

La metodologia tiene conto della riduzione delle emissioni di gas serra derivanti dall'uso della CHP rispetto all'impiego di impianti per la produzione di energia elettrica o per la sola produzione di 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.

(120)

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 sostenere tali fonti ad esaminare, nel quadro dei loro lavori di aggiornamento, le emissioni derivanti dalla coltivazione, gli effetti 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 nell'Unione sia nei paesi terzi, e della società civile.

(121)

La domanda globale di materie prime agricole è in crescita. Questa domanda in crescita è probabile che sia 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 che, non possono essere altrimenti utilizzati per scopi agricoli. Il regime di sostenibilità dovrebbe promuovere l'utilizzo di tali terreni ripristinati, dato che la promozione dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei combustibili da biomassa contribuirà alla crescita della domanda di materie prime agricole.

(122)

È opportuno attribuire alla Commissione competenze di esecuzione al fine di garantire l'attuazione armonizzata del metodo di calcolo delle emissioni di gas a effetto serra e di conformarsi ai più recenti risultati scientifici, per 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 per valutare se le relazioni trasmesse dagli Stati membri e paesi terzi contengono dati accurati sulle emissioni delle coltivazioni di materie prime.

(123)

Le reti del gas europee sono sempre più integrate. La promozione della produzione e dell'uso di biometano, la sua immissione in una rete di gas naturale e il commercio transfrontaliero creano l'esigenza di garantire che l'energia rinnovabile sua adeguatamente calcolata e di evitare doppi incentivi derivanti da regimi di sostegno in diversi Stati membri. Il bilancio di massa connesso alla verifica della sostenibilità della bioenergia e la nuova banca dati dell'Unione dovrebbero aiutare ad affrontare tali questioni.

(124)

La realizzazione degli obiettivi della presente direttiva richiede che l'Unione 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.

(125)

L'attuazione della presente direttiva dovrebbe tener conto, se del caso, 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 (¹⁷).

(126)

Al fine di integrare o modificare alcuni elementi non essenziali della presente direttiva, dovrebbe essere delegato alla Commissione il potere di adottare atti conformemente all'articolo 290 TFUE per quanto riguarda l'istituzione di una metodologia di calcolo della quantità di energia da fonti rinnovabili usata per il raffrescamento e il teleraffrescamento e la modifica della metodologia di calcolo dell'energia prodotta da pompe di calore; l'istituzione dell'URDP e la definizione delle condizioni per la finalizzazione delle transazioni di trasferimenti statistici tra Stati membri mediante l'URDP; la definizione di soglie minime adeguate di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per carburanti derivanti da carbonio riciclato; l'adozione, e se del caso la modifica, dei criteri per la certificazione dei biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa a basso rischio di cambiamento indiretto di destinazione d'uso dei terreni e per la determinazione delle materie prime a elevato rischio di cambiamento indiretto di destinazione d'uso dei terreni riguardo alle quali si osserva una considerevole espansione della zona di produzione in terreni con elevate scorte di carbonio e della riduzione graduale del loro contributo agli obiettivi di cui alla presente direttiva; l'adeguamento del contenuto energetico dei carburanti per i trasporti ai progressi scientifici e tecnici; la definizione della metodologia dell'Unione per la fissazione delle norme mediante le quali gli operatori economici devono conformarsi ai requisiti per il calcolo dell'energia elettrica pienamente rinnovabile quando è utilizzata per la produzione di carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica per il trasporto oppure quando è prelevata dalla rete; la specificazione della metodologia con cui determinare la quota di biocarburante, e di biogas per il trasporto, derivanti da biomassa che viene trattata assieme ai combustibili fossili in un processo comune e la metodologia con cui valutare la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra da carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica per il trasporto e di carburanti derivanti da carbonio riciclato al fine di assicurare che i crediti per la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra siano elargiti una sola volta; la modifica mediante integrazione, ma non mediante soppressione, dagli elenchi di materie prime per la produzione di biocarburanti avanzati e altri biocarburanti e biogas, nonché l'integrazione o la modifica delle 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 «Legiferare meglio» del 13 aprile 2016 (¹⁸). 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.

(127)

Le misure necessarie per l'esecuzione della presente direttiva dovrebbero essere adottate conformemente al regolamento (UE) n. 182/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio (¹⁹).

(128)

Poiché l'obiettivo della presente direttiva, vale a dire il raggiungimento di una quota di almeno il 32 % di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia dell'Unione entro il 2030, non può essere conseguito in misura sufficiente dagli Stati membri ma, a motivo della portata dell'azione, può essere conseguito meglio a livello di Unione, quest'ultima può intervenire in base al principio di sussidiarietà sancito dall'articolo 5 del trattato sull'Unione europea. La presente direttiva si limita a quanto è necessario per conseguire tale obiettivo in ottemperanza al principio di proporzionalità enunciato nello stesso articolo.

(129)

Conformemente alla dichiarazione politica comune del 28 settembre 2011 degli Stati membri e della Commissione sui documenti esplicativi (²⁰), 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. Per quanto riguarda la presente direttiva, il legislatore ritiene che la trasmissione di tali documenti sia giustificata.

(130)

L'obbligo di recepimento della presente direttiva nel diritto interno dovrebbe essere limitato alle disposizioni che costituiscono una modifica sostanziale rispetto alla direttiva 2009/28/CE. L'obbligo di recepire le disposizioni che restano immutate discende da tale direttiva.

(131)

È opportuno che la presente direttiva faccia salvi gli obblighi degli Stati membri relativi ai termini di recepimento nel diritto interno della direttiva 2013/18/UE (²¹) e della direttiva (UE) 2015/1513,

1)

«energia da fonti rinnovabili» oppure «energia rinnovabile»: energia proveniente da fonti rinnovabili non fossili, vale a dire energia eolica, solare (solare termico e fotovoltaico) e geotermica, energia dell'ambiente, energia mareomotrice, del moto ondoso e altre forme di energia marina, energia idraulica, biomassa, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas;

2)

«energia dell'ambiente»: energia termica naturalmente disponibile ed energia accumulata in ambienti confinati, che può essere immagazzinata nell'aria dell'ambiente, esclusa l'aria esausta, o nelle acque superficiali o reflue;

3)

«energia geotermica»: energia immagazzinata sotto forma di calore sotto la crosta terrestre;;

4)

«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, il consumo di energia elettrica e di calore del settore energetico per la produzione di energia elettrica, di calore e di carburante per il trasporto, e le perdite di energia elettrica e di calore con la distribuzione e la trasmissione;

5)

«regime di sostegno»: strumento, regime o meccanismo, applicato da uno Stato membro o gruppo di Stati membri, inteso a promuovere l'uso di energia da fonti rinnovabili riducendone i costi, aumentando i prezzi a cui può essere venduta o aumentando, per mezzo di obblighi in materia di energie rinnovabili o altri mezzi, il volume acquistato di tale energia, includendo a titolo esemplificativo, ma non esaustivo, gli aiuti agli investimenti, le esenzioni o gli sgravi fiscali, le restituzioni d'imposta, i regimi di sostegno nella forma di obblighi in materia di energie rinnovabili, inclusi quelli che usano certificati verdi, e i regimi di sostegno diretto sui prezzi, ivi comprese le tariffe onnicomprensive e le tariffe premio fisse o variabili;

6)

«obbligo in materia di energie rinnovabili»: regime di sostegno che obbliga i produttori di energia a includere nella loro produzione una determinata quota di energia da fonti rinnovabili, i fornitori di energia a includere una determinata quota di energia da fonti rinnovabili nella loro offerta o i consumatori di energia a includere una determinata quota di energia da fonti rinnovabili nei loro consumi, compresi i regimi nei quali tali obblighi possono essere soddisfatti mediante l'uso di certificati verdi;

7)

«strumento finanziario»: uno strumento finanziario quale definito all'articolo 2, punto 29), del regolamento (UE, Euratom) 2018/1046 del Parlamento europeo e del Consiglio (²³);

8)

«PMI»: le microimprese, le piccole imprese o le medie imprese quali definite all'articolo 2 dell'allegato della raccomandazione 2003/361/CE della Commissione (²⁴);

9)

«calore e freddo di scarto»: il calore o il freddo inevitabilmente ottenuti come sottoprodotti negli impianti industriali o di produzione di energia, o nel settore terziario, che si disperderebbero nell'aria o nell'acqua rimanendo inutilizzati e senza accesso a un sistema di teleriscaldamento o teleraffrescamento, nel caso in cui la cogenerazione sia stata o sarà utilizzata o non sia praticabile;

10)

«revisione della potenza dell'impianto» (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 capacità o di aumentare l'efficienza o la capacità dell'impianto;

11)

«gestore del sistema di distribuzione»: gestore ai sensi dell'articolo 2, punto 6), della direttiva 2009/72/CE e dell'articolo 2, punto 6), della direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (²⁵);

12)

«garanzia di origine»: documento elettronico che serve esclusivamente a provare a un cliente finale che una determinata quota o quantità di energia è stata prodotta da fonti rinnovabili;

13)

«mix energetico residuale»: il mix energetico totale annuo di uno Stato membro, al netto della quota rappresentata dalle garanzie di origine annullate;

14)

«autoconsumatore di energia rinnovabile»: un cliente finale che, operando in propri siti situati entro confini definiti o, se consentito da uno Stato membro, in altri siti, produce energia elettrica rinnovabile per il proprio consumo e può immagazzinare o vendere energia elettrica rinnovabile autoprodotta purché, per un autoconsumatore di energia rinnovabile diverso dai nuclei familiari, tali attività non costituiscano l'attività commerciale o professionale principale;

15)

«autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente»: gruppo di almeno due autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente ai sensi del punto 14) e si trovano nello stesso edificio o condominio;

16)

«comunità di energia rinnovabile»: soggetto giuridico:

17)

«accordo di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili»: un contratto con il quale una persona fisica o giuridica si impegna ad acquistare energia elettrica da fonti rinnovabili direttamente da un produttore di energia elettrica;

18)

«scambi tra pari» di energia rinnovabile: vendita di energia rinnovabile tra i partecipanti al mercato in virtù di un contratto con condizioni prestabilite che disciplina l'esecuzione e il regolamento automatizzati dell'operazione, direttamente tra i partecipanti al mercato o indirettamente tramite un terzo certificato partecipante al mercato, come ad esempio un aggregatore. Il diritto di condurre scambi tra pari non pregiudica i diritti o gli obblighi delle parti coinvolte in qualità di consumatori finali, produttori, fornitori o aggregatori;

19)

«teleriscaldamento» o «teleraffrescamento»: la distribuzione di energia termica in forma di vapore, acqua calda o liquidi refrigerati, da fonti centrali o decentrate di produzione verso una pluralità di edifici o siti tramite una rete, per il riscaldamento o il raffrescamento di spazi o di processi di lavorazione;

20)

«teleriscaldamento e teleraffrescamento efficienti»: teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti quali definiti alla definizione dell'articolo 2, punto 41), della direttiva 2012/27/UE;

21)

«cogenerazione ad alto rendimento»: la cogenerazione ad alto rendimento quale definita all'articolo 2, punto 34), della direttiva 2012/27/UE;

22)

«attestato di prestazione energetica»: l'attestato di prestazione energetica quale definito all'articolo 2, punto 12), della direttiva 2010/31/UE;

23)

«rifiuto»: rifiuto quale definito all'articolo 3, punto 1), della direttiva 2008/98/CE, escluse le sostanze che sono state deliberatamente modificate o contaminate per soddisfare la presente definizione;

24)

«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, compresi i rifiuti industriali e urbani di origine biologica;

25)

«biomassa agricola»: la biomassa risultante dall'agricoltura;

26)

«biomassa forestale»: la biomassa risultante dalla silvicoltura;

27)

«combustibili da biomassa»: combustibili solidi e gassosi prodotti dalle biomasse;

28)

«biogas»: combustibile gassoso prodotto dalle biomasse;

29)

«rifiuti organici»: rifiuti organici quali definiti all'articolo 3, punto 4), della direttiva 2008/98/CE;

30)

«zona di approvvigionamento»: l'area geografica definita da cui provengono le materie prime di biomassa forestale, di cui sono disponibili informazioni affidabili e indipendenti e dove le condizioni sono sufficientemente omogenee per valutare il rischio presentato dalle caratteristiche di sostenibilità e legalità della biomassa forestale;

31)

«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 o le tempeste;

32)

«bioliquidi»: combustibili liquidi per scopi energetici diversi dal trasporto, compresi l'energia elettrica, il riscaldamento e il raffrescamento, prodotti a partire dalla biomassa;

33)

«biocarburanti»: carburanti liquidi per il trasporto ricavati dalla biomassa;

34)

«biocarburanti avanzati»: i biocarburanti prodotti a partire dalle materie prime elencate nell'allegato IX, parte A;

35)

«carburanti derivanti da carbonio riciclato»: combustibili liquidi e gassosi che sono prodotti da flussi di rifiuti liquidi o solidi di origine non rinnovabile che non sono idonei al recupero di materie ai sensi dell'articolo 4 della direttiva 2008/98/CE o dal gas derivante dal trattamento dei rifiuti e dal gas di scarico di origine non rinnovabile che sono prodotti come conseguenza inevitabile e non intenzionale del processo di produzione negli impianti industriali;

36)

«carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica per il trasporto»: i carburanti liquidi o gassosi che sono utilizzati nel settore dei trasporti, diversi dai biocarburanti o dai biogas, il cui contenuto energetico proviene da fonti rinnovabili diverse dalla biomassa;

37)

«biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa a basso rischio di cambiamento indiretto della destinazione d'uso dei terreni»: biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa le cui materie prime sono state prodotte nell'ambito di sistemi che evitano gli effetti di spostamento dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei combustibili da biomassa ottenuti da colture alimentari e foraggere mediante il miglioramento delle pratiche agricole e mediante la coltivazione in aree che non erano precedentemente utilizzate a tal fine, e che sono stati prodotti conformemente ai criteri di sostenibilità per i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa di cui all'articolo 29;

38)

«fornitore di combustibile»: un soggetto che fornisce combustibile al mercato ed è responsabile del passaggio di combustibile attraverso un punto di riscossione delle accise o, nel caso dell'energia elettrica o se non è dovuta alcuna accisa o se debitamente giustificato, qualsiasi altro soggetto pertinente designato da uno Stato membro;

39)

«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;

40)

«colture alimentari e foraggere»: colture amidacee, zuccherine o oleaginose prodotte su terreni agricoli come coltura principale, esclusi residui, rifiuti o materie ligno-cellulosiche e le colture intermedie, come le colture intercalari e le colture di copertura, a condizione che l'uso di tali colture intermedie non generi una domanda di terreni supplementari;

41)

«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;

42)

«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, compresi i residui di colture alimentari e foraggere, quali paglia, steli di granturco, pule e gusci, le colture energetiche erbacee a basso tenore di amido, quali loglio, panico verga, miscanthus, canna comune, le colture di copertura precedenti le colture principali e ad esse successive, le colture miste di leguminose e graminacee, i 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 le materie derivate dai rifiuti organici, intendendo per colture miste di leguminose e graminacee e colture di copertura pascoli temporanei costituiti da un'associazione mista di graminacee e leguminose a basso tenore di amido che sono coltivati a turno breve per produrre foraggio per il bestiame e migliorare la fertilità del suolo al fine di ottenere rese superiori dalle colture arabili principali;

43)

«residuo»: sostanza diversa dal prodotto o dai prodotti finali cui mira direttamente il processo di produzione; non costituisce l'obiettivo primario del processo di produzione e il processo non è stato deliberatamente modificato per ottenerlo;

44)

«residui dell'agricoltura, dell'acquacoltura, della pesca e della silvicoltura»: residui che sono generati direttamente dall'agricoltura, dall'acquacoltura, dalla pesca e dalla silvicoltura e non comprendono i residui delle industrie connesse o della lavorazione;

45)

«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, bioliquidi o combustibile da biomassa calcolata secondo la metodologia definita nell'allegato V, parte C, o nell'allegato VI, parte B;

46)

«valore tipico»: una stima delle emissioni di gas a effetto serra e della riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per una particolare filiera di produzione del biocarburante, del bioliquido o del combustibile da biomassa, rappresentativa del consumo dell'Unione;

47)

«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.

a)

ridurre il costo del capitale per progetti di energia rinnovabile;

b)

realizzare progetti e programmi per integrare le fonti rinnovabili nel sistema energetico, aumentare la flessibilità del sistema energetico, mantenere la stabilità della rete e gestire le congestioni della rete;

c)

sviluppare l'infrastruttura della rete di trasmissione e di distribuzione, reti intelligenti, impianti di stoccaggio e interconnessioni, allo scopo di conseguire l'obiettivo del 15 % di interconnettività elettrica entro il 2030, per incrementare il livello di energia rinnovabile tecnicamente fattibile ed economicamente realizzabile nel sistema dell'energia elettrica;

d)

rafforzare la cooperazione regionale tra gli Stati membri e tra gli Stati membri e i paesi terzi attraverso progetti comuni, regimi di sostegno comuni e l'apertura di regimi di sostegno per l'energia elettrica da fonti rinnovabili a produttori situati in altri Stati membri.

a)

il potenziale di lungo termine di una particolare tecnologia;

b)

la necessità di diversificazione;

c)

i costi di integrazione della rete;

d)

i vincoli di rete e la stabilità della rete;

e)

nel caso della biomassa, la necessità di evitare distorsioni sui mercati delle materie prime.

a)

stabiliscono e pubblicano criteri non discriminatori e trasparenti per l'ammissibilità alle procedure di gara e definiscono date e norme chiare per la consegna del progetto;

b)

pubblicano informazioni sulle gare precedenti, compresi i tassi di realizzazione dei progetti.

a)

conseguire una riduzione dei costi;

b)

conseguire miglioramenti tecnologici;

c)

conseguire alti tassi di realizzazione;

d)

garantire una partecipazione non discriminatoria dei piccoli operatori e, se del caso, delle autorità locali;

e)

limitare l'impatto ambientale;

f)

garantire l'accettabilità locale;

g)

garantire la sicurezza dell'approvvigionamento e l'integrazione della rete.

a)

del consumo finale lordo di energia elettrica da fonti rinnovabili;

b)

del consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili per il settore del riscaldamento e del raffrescamento; e

c)

del consumo finale di energia da fonti energetiche rinnovabili nel settore dei trasporti.

a)

il consumo finale di energia da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti è calcolato come la somma di tutti i biocarburanti, combustibili da biomassa e combustibili liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica per il trasporto utilizzati nel settore dei trasporti. Tuttavia, i carburanti liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica il trasporto che sono prodotti da energia elettrica rinnovabile sono presi in considerazione ai fini del calcolo di cui al paragrafo 1, primo comma, lettera a), solo per contabilizzare la quantità di energia elettrica prodotta in uno Stato membro a partire da fonti rinnovabili;

b)

per il calcolo del consumo finale di energia nel settore dei trasporti sono utilizzati i valori relativi al contenuto energetico dei carburanti per il trasporto di cui all'allegato III. Per determinare il contenuto energetico dei carburanti per il trasporto non inclusi nell'allegato III, gli Stati membri applicano le pertinenti norme dell'Organizzazione europea di normazione (European Standards Organisation – ESO) per determinare il potere calorifico dei carburanti. Se non sono state adottate norme ESO a tal fine, gli Stati membri si avvalgono delle pertinenti norme dell'Organizzazione internazionale per la standardizzazione (International Organisation for Standardisation – ISO).

a)

dedotta dalla quantità di energia da fonti rinnovabili presa in considerazione, ai fini della presente direttiva, nel calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili dello Stato membro che effettua il trasferimento; e

b)

aggiunta alla quantità di energia da fonti rinnovabili presa in considerazione, ai fini della presente direttiva, nel calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili dello Stato membro che accetta il trasferimento.

a)

fornisce la descrizione dell'impianto proposto o l'indicazione dell'impianto ristrutturato;

b)

specifica la quota o la quantità di energia elettrica, calore o freddo prodotte dall'impianto che devono essere computate ai fini della quota di energia da fonti rinnovabili dell'altro Stato membro;

c)

indica lo Stato membro in favore del quale è effettuata la notifica; e

d)

precisa il periodo, in anni civili interi, durante il quale l'energia elettrica o il calore o freddo prodotti dall'impianto a partire da fonti rinnovabili devono essere computati ai fini della quota di energia da fonti rinnovabili dell'altro Stato membro.

a)

la quantità totale di energia elettrica o di calore o freddo prodotta durante quell'anno da fonti rinnovabili dall'impianto oggetto della notifica di cui all'articolo 9; e

b)

la quantità di energia elettrica o di calore o freddo prodotta durante quell'anno da fonti rinnovabili da tale impianto che dev'essere computata ai fini della quota di energia da fonti rinnovabili di un altro Stato membro conformemente a quanto indicato nella notifica.

a)

dedotta dalla quantità di energia elettrica o di calore o freddo prodotta da fonti rinnovabili presa in considerazione nel calcolare la quota di energia da fonti rinnovabili dello Stato membro che emette la lettera di notifica ai sensi del paragrafo 1; e

b)

sommata alla quantità di energia elettrica o di calore o freddo prodotta da fonti rinnovabili presa in considerazione nel calcolare la quota di energia da fonti rinnovabili dello Stato membro che riceve la lettera di notifica ai sensi del paragrafo 2.

a)

l'energia elettrica è consumata nell'Unione, requisito che si considera soddisfatto quando:

b)

l'energia elettrica è prodotta in un impianto 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;

c)

la quantità di energia elettrica 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; e

d)

l'energia elettrica è stata prodotta nel rispetto del diritto internazionale, in un paese terzo firmatario della convenzione del Consiglio d'Europa per la salvaguardia dei diritti dell'uomo e delle libertà fondamentali o di altri trattati o convenzioni internazionali sui diritti umani.

a)

la costruzione dell'interconnettore deve essere iniziata entro il 31 dicembre 2026;

b)

non è possibile mettere in esercizio l'interconnettore entro il 31 dicembre 2030;

c)

è possibile mettere in esercizio l'interconnettore entro il 31 dicembre 2032;

d)

dopo l'entrata in esercizio, l'interconnettore sarà utilizzato per l'esportazione verso l'Unione, ai sensi del paragrafo 2, di energia elettrica da fonti rinnovabili;

e)

la richiesta si riferisce a un progetto comune che soddisfi i criteri indicati al paragrafo 2, lettere b) e c), e che utilizzerà l'interconnettore dopo la sua entrata in esercizio e per una quantità di energia elettrica che non sia superiore alla quantità che sarà esportata verso l'Unione dopo l'entrata in esercizio dell'interconnettore.

a)

fornisce la descrizione dell'impianto proposto o l'indicazione dell'impianto ristrutturato;

b)

specifica la quota o la quantità di energia elettrica prodotta nell'impianto da computare ai fini della quota di energia rinnovabile 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 elettrica deve essere computata ai fini della quota di energia rinnovabile 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 a entrare in esercizio e un'indicazione della quota o della quantità di energia elettrica prodotte dall'impianto che saranno utilizzate a livello nazionale.

a)

la quantità totale di energia elettrica prodotta durante quell'anno da fonti rinnovabili dall'impianto oggetto della notifica ai sensi dell'articolo 11;

b)

la quantità di energia elettrica prodotta durante quell'anno da fonti rinnovabili da tale l'impianto che deve essere computata ai fini della sua quota di energia rinnovabile conformemente a quanto indicato nella notifica ai sensi dell'articolo 11; e

c)

la prova del soddisfacimento delle condizioni di cui all'articolo 11, paragrafo 2.

a)

effettuino un trasferimento statistico di importi specifici di energia da fonti rinnovabili da uno Stato membro verso un altro Stato membro in conformità dell'articolo 8; o

b)

istituiscano una norma di distribuzione, concordata dagli Stati membri partecipanti, che distribuisce quantità di energia da fonti rinnovabili tra gli Stati membri partecipanti.

a)

le procedure amministrative siano razionalizzate e accelerate al livello amministrativo adeguato e siano fissati termini prevedibili per le procedure di cui al primo comma;

b)

le norme in materia di autorizzazione, certificazione e concessione di licenze siano oggettive, trasparenti e proporzionate, non contengano discriminazioni tra partecipanti e tengano pienamente conto delle specificità di ogni singola tecnologia per le energie rinnovabili;

c)

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)

siano previste procedure di autorizzazione semplificate e meno gravose, anche attraverso una procedura di notifica semplice per dispositivi decentrati, e per la produzione e lo stoccaggio di energia da fonti rinnovabili.

a)

il sostegno finanziario è concesso mediante una procedura di gara o un sistema di certificati verdi negoziabili;

b)

il valore di mercato delle garanzie di origine è preso in considerazione dal punto di vista amministrativo nel livello di sostegno finanziario; o

c)

le garanzie di origine non sono rilasciate direttamente al produttore, bensì a un fornitore o un consumatore che acquista energia da fonti rinnovabili nell'ambito di procedure competitive o accordi di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili di lungo termine.

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:

c)

la denominazione, l'ubicazione, il tipo e la potenza dell'impianto nel quale l'energia è stata prodotta;

d)

se l'impianto ha beneficiato di sostegni all'investimento e se 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 esercizio dell'impianto; e

f)

la data e il paese di rilascio, e il numero identificativo unico.

a)

per quanto riguarda la quota del proprio mix energetico corrispondente a offerte commerciali non tracciate, laddove ne abbia, per le quali il fornitore può utilizzare il mix residuale; oppure

b)

quando uno Stato membro decide di non rilasciare garanzie di origine a un produttore che riceve sostegno finanziario nell'ambito di un regime di sostegno.

a)

produrre energia rinnovabile, anche per il proprio consumo; immagazzinare e vendere le eccedenze di produzione di energia elettrica rinnovabile, anche tramite accordi di compravendita di energia elettrica rinnovabile, fornitori di energia elettrica e accordi per scambi tra pari, senza essere soggetti:

b)

installare e gestire sistemi di stoccaggio dell'energia elettrica abbinati a impianti di generazione di energia elettrica rinnovabile a fini di autoconsumo senza essere soggetti ad alcun duplice onere, comprese le tariffe di rete per l'energia elettrica immagazzinata che rimane nella loro disponibilità;

c)

mantenere i loro diritti e obblighi in quanto consumatori finali;

d)

ricevere una remunerazione, se del caso anche mediante regimi di sostegno, per l'energia elettrica rinnovabile autoprodotta che immettono nella rete, che corrisponda al valore di mercato di tale energia elettrica e possa tener conto del suo valore a lungo termine per la rete, l'ambiente e la società.

a)

se l'energia elettrica autoprodotta da fonti rinnovabili è effettivamente beneficiaria di regimi di sostegno, solo nella misura in cui non siano pregiudicati la sostenibilità economica del progetto e l'effetto incentivante di tale sostegno;

b)

dal 1^o dicembre 2026, se la quota complessiva di impianti in autoconsumo supera l'8 % della potenza elettrica totale installata di uno Stato membro, e se è dimostrato, mediante un'analisi costi-benefici effettuata dall'autorità nazionale di regolamentazione di tale Stato membro, condotta mediante un processo aperto, trasparente e partecipativo, che la disposizione di cui al paragrafo 2, lettera a), punto ii), ha comportato un significativo onere sproporzionato per la sostenibilità finanziaria a lungo termine del sistema elettrico oppure crea un incentivo che supera quanto oggettivamente necessario per conseguire la diffusione economicamente efficiente dell'energia rinnovabile e che sarebbe impossibile minimizzare tale onere o incentivo adottando altre misure ragionevoli; o

c)

se l'energia elettrica rinnovabile autoprodotta è prodotta in impianti con una potenza elettrica totale installata superiore a 30 kW.

a)

si occupa dell'accessibilità dell'autoconsumo di energia rinnovabile a tutti i consumatori finali, compresi quelli appartenenti a famiglie a basso reddito o vulnerabili;

b)

si occupa degli ostacoli ingiustificati al finanziamento di progetti sul mercato e di misure che facilitano l'accesso ai finanziamenti;

c)

si occupa di altri ostacoli normativi ingiustificati per l'autoconsumo di energia rinnovabile, anche per i locatari;

d)

si occupa degli incentivi per i proprietari degli immobili, affinché creino possibilità di autoconsumo di energia rinnovabile, anche per i locatari;

e)

concede agli autoconsumatori di energia rinnovabile, a fronte dell'energia elettrica rinnovabile autoprodotta che immettono nella rete, un accesso non discriminatorio ai pertinenti regimi di sostegno esistenti, nonché a tutti i segmenti del mercato dell'energia elettrica;

f)

garantisce che gli autoconsumatori di energia rinnovabile contribuiscano in modo adeguato e bilanciato alla ripartizione complessiva dei costi del sistema quando l'energia elettrica è immessa nella rete.

a)

produrre, consumare, immagazzinare e vendere l'energia rinnovabile, anche tramite accordi di compravendita di energia elettrica rinnovabile;

b)

scambiare, all'interno della stessa comunità, l'energia rinnovabile prodotta dalle unità di produzione detenute da tale comunità produttrice/consumatrice di energia rinnovabile, fatti salvi gli altri requisiti di cui al presente articolo e il mantenimento dei diritti e degli obblighi dei membri della comunità produttrice/consumatrice di energia rinnovabile come clienti;

c)

accedere a tutti i mercati dell'energia elettrica appropriati, direttamente o mediante aggregazione, in modo non discriminatorio.

a)

siano eliminati gli ostacoli normativi e amministrativi ingiustificati per le comunità di energia rinnovabile;

b)

le comunità di energia rinnovabile che forniscono energia o servizi di aggregazione, o altri servizi energetici commerciali siano soggette alle disposizioni applicabili a tali attività;

c)

il gestore del sistema di distribuzione competente cooperi con le comunità di energia rinnovabile per facilitare i trasferimenti di energia all'interno delle comunità di energia rinnovabile;

d)

le comunità di energia rinnovabile siano soggette a procedure eque, proporzionate e trasparenti, in particolare quelle di registrazione e di concessione di licenze, e a oneri di rete che tengano conto dei costi, nonché ai pertinenti oneri, prelievi e imposte, garantendo che contribuiscano in modo adeguato, equo ed equilibrato alla ripartizione generale dei costi del sistema in linea con una trasparente analisi costi-benefici delle risorse energetiche distribuite realizzata dalle autorità nazionali competenti;

e)

le comunità di energia rinnovabile non siano oggetto di un trattamento discriminatorio per quanto concerne le loro attività, i loro diritti e obblighi in quanto consumatori finali, produttori, fornitori, gestori del sistema di distribuzione, o altri partecipanti al mercato;

f)

la partecipazione alle comunità di energia rinnovabile sia aperta a tutti i consumatori, compresi quelli appartenenti a famiglie a basso reddito o vulnerabili;

g)

siano disponibili strumenti per facilitare l'accesso ai finanziamenti e alle informazioni;

h)

alle autorità pubbliche sia fornito un sostegno normativo e di sviluppo delle capacità per favorire la creazione di comunità di energia rinnovabile e aiutare le autorità a parteciparvi direttamente;

i)

siano disponibili norme per assicurare il trattamento equo e non discriminatorio dei consumatori che partecipano a una comunità di energia rinnovabile.

a)

può conteggiare il calore e il freddo di scarto, subordinatamente a un limite del 40 % dell'aumento medio annuo;

b)

qualora la sua quota di energia rinnovabile nel settore del riscaldamento e raffrescamento sia superiore al 60 % può considerare la quota in questione come realizzazione dell'aumento medio annuo; e

c)

qualora la sua quota di energia rinnovabile nel settore del riscaldamento e raffrescamento sia oltre il 50 % e fino al 60 %, può considerare la quota in questione come realizzazione della metà dell'aumento medio annuo.

a)

l'integrazione fisica dell'energia rinnovabile o del calore e del freddo di scarto 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 alta efficienza di riscaldamento e raffrescamento da fonti rinnovabili o l'utilizzo di energia rinnovabile o del calore e del freddo di scarto nei processi industriali di riscaldamento e raffrescamento;

c)

misure indirette di mitigazione, corredate di certificati negoziabili attestanti il rispetto dell'obbligo di cui al paragrafo 1 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 che fornisce servizi di installazione in materia di rinnovabili;

d)

altre misure strategiche aventi effetto equivalente per raggiungere l'aumento medio annuo di cui al paragrafo 1, tra cui misure fiscali o altri incentivi finanziari.

a)

all'apporto totale dell'energia fornita per il riscaldamento e il raffrescamento;

b)

all'apporto totale dell'energia da fonti rinnovabili fornita per il riscaldamento e il raffrescamento;

c)

all'apporto di calore e freddo di scarto fornito per il riscaldamento e il raffrescamento;

d)

alla quota dell'energia rinnovabile e del calore e freddo di scarto rispetto all'ammontare totale di energia fornita per il riscaldamento e il raffrescamento; e

e)

al tipo di fonte di energia rinnovabile.

a)

adoperarsi per aumentare la quota di energia da fonti rinnovabili e da fonti di calore e freddo di scarto nel teleriscaldamento e teleraffrescamento di almeno un punto percentuale quale media annua calcolata per i periodi dal 2021 al 2025 e dal 2026 al 2030, partendo dalla quota di energia da fonti rinnovabili e da calore e freddo di scarto nel teleriscaldamento e teleraffrescamento nel 2020, espresso in termini di quota del consumo di energia finale per il teleriscaldamento e teleraffrescamento, attuando le misure che dovrebbero far scattare tale aumento medio annuo negli anni caratterizzati da condizioni climatiche normali.

Gli Stati membri con una quota di energia da fonti rinnovabili e calore e freddo di scarto nel teleriscaldamento e teleraffrescamento superiore al 60 % possono considerare la quota in questione come realizzazione dell'aumento medio annuo di cui al primo comma della presente lettera.

Gli Stati membri stabiliscono nei rispettivi piani nazionali integrati per l'energia e il clima le misure necessarie all'attuazione dell'aumento medio annuo di cui al primo comma della presente lettera, ai sensi dell'allegato I del regolamento (UE) 2018/1999.

b)

assicurare che i gestori di sistemi di teleriscaldamento o teleraffrescamento siano tenuti a connettere i fornitori di energia da fonti rinnovabili e calore e freddo di scarto o a offrire la connessione e l'acquisto di calore e freddo prodotti da fonti rinnovabili e da calore e freddo di scarto da parte di fornitori terzi, sulla base di criteri non discriminatori stabiliti dall'autorità competente dello Stato membro interessato, quando hanno uno degli obblighi seguenti:

a)

il sistema non dispone della necessaria capacità a motivo di altre forniture di calore e di freddo di scarto, di calore o di freddo da fonti rinnovabili o di calore o di freddo prodotti mediante cogenerazione ad alto rendimento;

b)

il calore o il freddo del fornitore terzo non soddisfa i parametri tecnici necessari a connettere e assicurare il funzionamento affidabile e sicuro del sistema di teleriscaldamento e teleraffrescamento; o

c)

il gestore può dimostrare che la fornitura di tale accesso comporterebbe un aumento eccessivo del costo del calore o del freddo per i clienti finali rispetto al costo di utilizzo della principale fonte locale di calore o freddo con cui la fonte rinnovabile o il calore e il freddo di scarto sarebbero in competizione.

a)

teleriscaldamento e teleraffrescamento efficienti;

b)

teleriscaldamento e teleraffrescamento efficienti che sfruttino la cogenerazione ad alto rendimento;

c)

teleriscaldamento o teleraffrescamento che, sulla base di un piano approvato dall'autorità competente, siano efficienti entro il 31 dicembre 2025;

d)

teleriscaldamento e teleraffrescamento con una potenza termica nominale totale inferiore a 20 MW.

a)

la sua quota di teleriscaldamento e teleraffrescamento è inferiore o pari al 2 % del consumo totale di energia nel riscaldamento o raffrescamento al 24 dicembre 2018;

b)

la sua quota di teleriscaldamento o teleraffrescamento è aumentata oltre il 2 % sviluppando nuovi teleriscaldamento e teleraffrescamento efficienti sulla base del suo piano nazionale integrato per l'energia e il clima ai sensi dell'allegato I del regolamento (UE) 2018/1999 o della valutazione di cui all'articolo 15, paragrafo 7, della presente direttiva; o

c)

la sua quota sistemi di cui al paragrafo 6 del presente articolo costituisce oltre il 90 % del totale delle vendite di teleriscaldamento e teleraffrescamento.

a)

prendono in considerazione anche i carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica per il trasporto qualora siano usati come prodotti intermedi per la produzione di carburanti convenzionali; e

b)

possono prendere in considerazione carburanti derivanti da carbonio riciclato.

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 liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica per il trasporto, carburanti derivanti da carbonio riciclato ed energia elettrica fornita ai settori del trasporto stradale e ferroviario;

b)

per il calcolo del numeratore, ossia la quantità di energia da fonti rinnovabili consumata nel settore del trasporto ai fini dell'articolo 25, paragrafo 1, primo comma, si prende in considerazione il contenuto energetico di tutti i tipi di energia da fonti rinnovabili forniti a tutti i settori di trasporto, inclusa l'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili fornita ai settori del trasporto stradale e ferroviario. Gli Stati membri possono prendere in considerazione anche i carburanti derivanti da carbonio riciclato.

Per il calcolo del numeratore, la quota dei biocarburanti e del biogas prodotti a partire da materie prime elencate nell'allegato IX, parte B, è limitato, ad eccezione di Cipro e Malta, all'1,7 % del contenuto energetico dei carburanti per il trasporto forniti per il consumo o per l'uso nel mercato. Gli Stati membri possono, laddove sia giustificato, modificare tale limite, tenendo conto della disponibilità delle materie prime. Qualsiasi modifica è soggetta all'approvazione della Commissione;

c)

per il calcolo del numeratore e del denominatore sono utilizzati i valori relativi al contenuto energetico dei carburanti per il trasporto di cui all'allegato III. Al fine di determinare il contenuto energetico dei carburanti per il trasporto non inclusi nell'allegato III, gli Stati membri applicano le pertinenti norme ESO per calcolare il potere calorifico dei carburanti. Se non sono state adottate norme ESO a tal fine, essi si avvalgono delle pertinenti norme ISO. Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati conformemente all'articolo 35 al fine di modificare la presente direttiva, per aggiornare il contenuto energetico dei carburanti per il trasporto di cui all'allegato III sulla base del progresso tecnico e scientifico.

a)

la quota di biocarburanti e biogas per il trasporto prodotti dalle materie prime elencate nell'allegato IX può essere considerata come il doppio del suo contenuto energetico;

b)

la quota di energia elettrica da fonti rinnovabili è calcolata come pari a 4 volte il suo contenuto energetico se fornita a veicoli stradali e può essere considerata pari a 1,5 volte il suo contenuto energetico se fornita al trasporto ferroviario;

c)

a eccezione dei combustibili prodotti a partire da colture alimentari e foraggere, il contributo dei carburanti forniti nel settore dell'aviazione e dei trasporti marittimi è ottenuto moltiplicando per 1,2 volte il loro contenuto energetico.

a)

entri in funzione dopo oppure al momento stesso dell'impianto che produce i carburanti liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica per il trasporto; e

b)

non sia collegata alla rete ovvero sia collegata alla rete ma si possa dimostrare che l'energia elettrica in questione è stata fornita senza prelevare energia elettrica dalla rete.

a)

i principi dell'economia circolare e della gerarchia dei rifiuti stabiliti nella direttiva 2008/98/CE;

b)

i criteri di sostenibilità dell'Unione stabiliti all'articolo 29, paragrafi da 2 a 7;

c)

l'esigenza di evitare significativi effetti distortivi sui mercati dei (sotto)prodotti, dei rifiuti o dei residui;

d)

il potenziale per il conseguimento di una significativa riduzione delle emissioni di gas a effetto serra rispetto ai combustibili fossili sulla base di una valutazione del ciclo di vita delle emissioni;

e)

l'esigenza di evitare ripercussioni negative sull'ambiente e sulla biodiversità;

f)

l'esigenza di evitare che si crei un'ulteriore domanda di terreni.

a)

per contribuire all'obiettivo dell'Unione fissato all'articolo 3, paragrafo 1, e alla quota di energia rinnovabile degli Stati membri;

b)

per misurare il rispetto degli obblighi in materia di energie rinnovabili incluso l'obbligo di cui all'articolo 25;

c)

per determinare se il consumo di biocarburanti, di bioliquidi e di combustibili da biomassa possa beneficiare di sostegno finanziario.

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 stati perturbati in modo significativo;

b)

foreste a elevata biodiversità e altri terreni boschivi ricchi di specie e non degradati o la cui elevata biodiversità sia stata riconosciuta dall'autorità competente, a meno che non sia dimostrato che la produzione delle predette materie prime non ha interferito con quelle finalità di protezione della natura;

c)

aree designate:

a meno che non sia dimostrato che la produzione delle predette materie prime non ha interferito con la finalità di protezione della natura;

d)

terreni erbosi naturali ad elevata biodiversità aventi un'estensione superiore a un ettaro, ossia:

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 a 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 siano fornite prove del fatto che le scorte stock di carbonio della superficie in questione prima e dopo la conversione sono tali che, quando è applicata la metodologia di cui all'allegato V, parte C, sono soddisfatte le condizioni di cui al paragrafo 10 del presente articolo.

a)

il paese in cui è stata raccolta la biomassa forestale ha introdotto e attua leggi nazionali o subnazionali applicabili nell'ambito della raccolta, così come sistemi di monitoraggio e di applicazione che garantiscono:

b)

se non vi è evidenza rispetto a quanto previsto alla lettera a) del presente paragrafo, i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa ottenuti a partire da biomassa forestale sono considerati ai fini di cui al paragrafo 1, primo comma, lettere a), b) e c), se sono attuati sistemi di gestione a livello di zona di approvvigionamento forestale per garantire:

a)

il paese o l'organizzazione regionale di integrazione economica in cui ha avuto origine la biomassa forestale:

b)

se vi è evidenza rispetto a quanto previsto alla lettera a) del presente paragrafo, i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa prodotti a partire da biomassa forestale sono considerati ai fini di cui al paragrafo 1, primo comma, lettere a), b) e c), se sono attuati sistemi di gestione a livello di zona di approvvigionamento forestale per garantire che i livelli di scorte e di pozzi di assorbimento di carbonio nella foresta siano mantenuti o rafforzati a lungo termine.

a)

al 50 % per i biocarburanti, i biogas consumati nel settore del trasporto e i bioliquidi prodotti negli impianti in funzione al 5 ottobre 2015 o prima di tale data;

b)

al 60 % per i biocarburanti, i biogas consumati nel settore del trasporto e i bioliquidi prodotti negli impianti in funzione dal 6 ottobre 2015 al 31 dicembre 2020;

c)

al 65 % per i biocarburanti, i biogas consumati nel settore del trasporto e i bioliquidi prodotti negli impianti in funzione dal 1^o gennaio 2021;

d)

al 70 % per l'energia elettrica, il riscaldamento e il raffrescamento da combustibili da biomassa usati negli impianti in funzione dal 1^o gennaio 2021 al 31 dicembre 2025 e all'80 % per gli impianti in funzione dal 1^o gennaio 2026.

a)

è prodotta in impianti con una potenza termica nominale totale inferiore a 50 MW;

b)

per impianti con una potenza termica nominale totale da 50 a 100 MW, è prodotta applicando una tecnologia di cogenerazione ad alto rendimento, o per impianti per la produzione di sola energia elettrica conformi ai livelli netti di efficienza energetica associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEEL) così come definiti nella decisione di esecuzione (UE) 2017/1442 della Commissione (²⁶);

c)

per impianti con una potenza termica nominale totale superiore a 100 MW, è prodotta applicando una tecnologia di cogenerazione ad alto rendimento o per impianti per la produzione di sola energia elettrica che raggiungono un'efficienza energetica netta almeno pari al 36 %;

d)

è prodotta applicando la cattura e lo stoccaggio del CO₂ da biomassa

a)

impianti situati in una regione ultraperiferica di cui all'articolo 349 TFUE nella misura in cui tali impianti producono energia elettrica o calore o freddo a partire da combustibili da biomassa; e

b)

combustibili da biomassa utilizzati negli impianti di cui alla lettera a) del presente comma, indipendentemente dal luogo di origine di tale biomassa, a condizione che tali criteri siano obiettivamente giustificati dal fatto che il loro scopo sia di garantire, per tale regione ultraperiferica, un'agevole introduzione progressiva dei criteri di cui ai paragrafi da 2 a 7 e ai paragrafi 10 e 11 del presente articolo e pertanto incentivino la transizione dai combustibili fossili ai combustibili da biomassa sostenibili.

a)

consenta che partite di materie prime o combustibili da biomassa con caratteristiche di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra diverse siano mescolate ad esempio in un container, un impianto logistico o di trattamento, una infrastruttura o sito di trasmissione e distribuzione;

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;

c)

imponga che le informazioni sulle caratteristiche di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra e sul volume delle partite di cui alla lettera a) restino associate alla miscela; e

d)

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 così come che tale equilibrio sia raggiunto in un adeguato arco temporale.

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, carburanti liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica per il trasporto o carburanti derivanti da carbonio riciclato, 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 a tale produzione 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, carburanti liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica per il trasporto o carburanti derivanti da carbonio riciclato, per ciascun prodotto è applicato un distinto fattore di conversione e utilizzato un distinto bilancio di massa.

a)

conteggiare biocarburanti, bioliquidi, carburanti da biomassa e altri combustibili che possono essere conteggiati ai fini del calcolo del numeratore di cui all'articolo 27, paragrafo 1, lettera b), da tale fonte ai fini di cui all'articolo 29, paragrafo 1, primo comma, lettere a), b) e c); o

b)

in deroga al paragrafo 9 del presente articolo, imporre a chi fornisce biocarburanti, bioliquidi, combustibili da biomassa e altri combustibili che possono essere conteggiati ai fini del calcolo del numeratore di cui all'articolo 27, paragrafo 1, lettera b), di presentare ulteriori prove della conformità a tali criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra e a tali soglie di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra.

a)

se l'allegato V, parte A o B, per quanto riguarda i biocarburanti e i bioliquidi, e l'allegato VI, parte A per i combustibili da biomassa, fissano un valore standard per la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra associate alla filiera di produzione e se il valore e_l per questi biocarburanti o bioliquidi calcolato secondo l'allegato V, parte C, punto 7, e per i combustibili da biomassa calcolato secondo l'allegato VI, parte B, punto 7, è uguale o inferiore a zero, si utilizza detto valore standard;

b)

si utilizza il valore reale calcolato secondo la metodologia definita nell'allegato V, parte C, per quanto riguarda i biocarburanti e i bioliquidi, e nell'allegato VI, parte B per i combustibili da biomassa;

c)

si utilizza un valore risultante dalla somma dei fattori delle formule 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, sono utilizzati per tutti gli altri fattori;

d)

si utilizza 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, sono utilizzati per tutti gli altri fattori.

a)

laddove il contributo di un fattore alle emissioni complessive sia limitato, la variazione sia ridotta o il costo o la difficoltà di accertare i valori reali siano elevati, i valori standard sono 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.

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 %

Croazia

12,6 %

20 %

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 %

N

=

anno di riferimento;

Q_N(norm)

=

energia elettrica normalizzata generata da tutte le centrali idroelettriche dello Stato membro nell'anno N, a fini di computo;

Q_i

=

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;

C_i

=

potenza totale installata, al netto dell'accumulazione per pompaggi, misurata in MW, di tutte le centrali idroelettriche dello Stato membro alla fine dell'anno i.

N

=

anno di riferimento;

Q_N(norm)

=

energia elettrica normalizzata generata da tutte le centrali eoliche onshore dello Stato membro nell'anno N, a fini di computo;

Q_i

=

quantità di energia elettrica, misurata in GWh, effettivamente generata nell'anno i da tutte le centrali eoliche onshore dello Stato membro;

C_j

=

potenza totale installata, misurata in MW, di tutte le centrali eoliche onshore dello Stato membro alla fine dell'anno j;

n

=

Il minor valore tra 4 e il numero di anni precedenti l'anno N per i quali sono disponibili dati sulla capacità e la produzione dello Stato membro in questione.

N

=

anno di riferimento;

Q_N(norm)

=

energia elettrica normalizzata generata da tutte le centrali eoliche offshore dello Stato membro nell'anno N, a fini di computo;

Q_i

=

quantità di energia elettrica, misurata in GWh, effettivamente generata nell'anno i da tutte le centrali eoliche offshore dello Stato membro;

C_j

=

potenza totale installata, misurata in MW, di tutte le centrali eoliche offshore 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.

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, grezzo 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 RINNOVABILI, COMPRESA LA BIOMASSA

Metanolo da fonti rinnovabili

20

16

Etanolo da fonti rinnovabili

27

21

Propanolo da fonti rinnovabili

31

25

Butanolo da fonti rinnovabili

33

27

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch (idrocarburo sintetico o miscela di idrocarburi sintetici destinati a essere usati come sostituti del diesel)

44

34

Benzina sintetica ottenuta da processo Fischer-Tropsch (idrocarburo sintetico o miscela di idrocarburi sintetici ottenuti da biomassa, destinati a essere usati come sostituti della benzina)

44

33

Carburante per aviazione sintetico Fischer-Tropsch (idrocarburo sintetico o miscela di idrocarburi sintetici ottenuti da biomassa, destinati a essere usati come sostituti del carburante per aviazione)

44

33

Gas di petrolio liquefatto sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch (idrocarburo sintetico o miscela di idrocarburi sintetici destinati ad essere usati come sostituti del gas di petrolio liquefatto)

46

24

DME (etere dimetilico)

28

19

Idrogeno da fonti rinnovabili

120

—

ETBE (etil-ter-butil-etere ottenuto dall'etanolo)

36 (di cui il 37 % da fonti rinnovabili)

27 (di cui il 37 % da fonti rinnovabili)

MTBE (metil-ter-butil-etere ottenuto dal metanolo)

35 (di cui il 22 % da fonti rinnovabili)

26 (di cui il 22 % da fonti rinnovabili)

TAEE (ter-amil-etil-etere ottenuto dall'etanolo)

38 (di cui il 29 % da fonti rinnovabili)

29 (di cui il 29 % da fonti rinnovabili)

TAME (ter-amil-metil-etere ottenuto dal metanolo)

36 (di cui il 18 % da fonti rinnovabili)

28 (di cui il 18 % da fonti rinnovabili)

THxEE (terz-esil-etil-etere ottenuto dall'etanolo)

38 (di cui il 25 % da fonti rinnovabili)

30 (di cui il 25 % da fonti rinnovabili)

THxME (terz-esil-metil-etere ottenuto dal metanolo)

38 (di cui il 14 % da fonti rinnovabili)

30 (di cui il 14 % da fonti rinnovabili)

COMBUSTIBILI FOSSILI

Benzina

43

32

Diesel

43

36

1.

La procedura di certificazione o di qualificazione deve essere trasparente e chiaramente definita dagli Stati membri membro o dall'organismo amministrativo da loro designato.

2.

Gli installatori di sistemi a biomassa, di pompe di calore, di sistemi geotermici a bassa entalpia e di sistemi solari fotovoltaici devono essere certificati nell'ambito di un programma di formazione o da parte di un fornitore di formazione accreditati.

3.

L'accreditamento del programma di formazione o del fornitore di formazione è rilasciato dagli Stati membri o dall'organismo amministrativo da loro designato. 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 produttore dell'apparecchiatura o del sistema, istituti o associazioni possono essere il fornitore di formazione.

4.

La formazione per il rilascio della certificazione o della qualificazione degli installatori comprende una parte teorica e 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 o riconosciuta una qualifica. 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 a bassa entalpia o di sistemi solari fotovoltaici o termici.

6.

I sistemi di certificazione o i sistemi equivalenti di qualificazione di cui all'articolo 18, paragrafo 3, tengono debitamente conto degli orientamenti seguenti.

Filiera di produzione del biocarburante

Riduzione delle emissioni di gas a effetto serra - Valore tipico

Riduzione standard delle emissioni di gas a effetto serra - Valore standard

etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali)

67 %

59 %

etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali)

77 %

73 %

etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (*))

73 %

68 %

etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (*))

79 %

76 %

etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (*))

58 %

47 %

etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (*))

71 %

64 %

etanolo da granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali)

48 %

40 %

etanolo da granturco, (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (*))

55 %

48 %

etanolo da granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (*))

40 %

28 %

etanolo da granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (*))

69 %

68 %

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali)

47 %

38 %

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (*))

53 %

46 %

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (*))

37 %

24 %

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (*))

67 %

67 %

etanolo da canna da zucchero

70 %

70 %

la frazione dell'etil-ter-butil-etere (ETBE) prodotta da fonti rinnovabili

analoga a quella della filiera di produzione dell'etanolo

la frazione del ter-amil-etil-etere (TAEE) prodotta da fonti rinnovabili

analoga a quella della filiera di produzione dell'etanolo

biodiesel da semi di colza

52 %

47 %

biodiesel da semi di girasole

57 %

52 %

biodiesel da soia

55 %

50 %

biodiesel da olio di palma (in impianti «open pond»)

32 %

19 %

biodiesel da olio di palma (processo con cattura di metano all'oleificio)

51 %

45 %

biodiesel da oli di cottura esausti

88 %

84 %

biodiesel dalla colatura di grassi animali (**)

84 %

78 %

olio vegetale idrotrattato da semi di colza

51 %

47 %

olio vegetale idrotrattato da semi di girasole

58 %

54 %

olio vegetale idrotrattato da soia

55 %

51 %

olio vegetale idrotrattato da olio di palma (in impianti «open pond»)

34 %

22 %

olio vegetale idrotrattato da olio di palma (processo con cattura di metano all'oleificio)

53 %

49 %

olio idrotrattato da oli di cottura esausti

87 %

83 %

olio idrotrattato da colatura di grassi animali (**)

83 %

77 %

olio vegetale puro da semi di colza

59 %

57 %

olio vegetale puro da semi di girasole

65 %

64 %

olio vegetale puro da soia

63 %

61 %

olio vegetale puro da olio di palma (in impianti «open pond»)

40 %

30 %

olio vegetale puro da olio di palma (processo con cattura di metano all'oleificio)

59 %

57 %

olio vegetale puro da oli di cottura esausti

98 %

98 %

Filiera di produzione del biocarburante

Riduzione delle emissioni di gas a effetto serra - Valore tipico

Riduzione delle emissioni di gas a effetto serra - Valore standard

Etanolo da paglia di cereali

85 %

83 %

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da residui legnosi in impianto autonomo

85 %

85 %

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da legno coltivato in impianto autonomo

82 %

82 %

Benzina sintetica ottenuta da processo Fischer-Tropsch da residui legnosi in impianto autonomo

85 %

85 %

Benzina sintetica ottenuta da processo Fischer-Tropsch da legno coltivato in impianto autonomo

82 %

82 %

dimetiletere (DME) da residui legnosi in impianto autonomo

86 %

86 %

dimetiletere (DME) da legno coltivato in impianto autonomo

83 %

83 %

metanolo da residui legnosi in impianto autonomo

86 %

86 %

metanolo da legno coltivato in impianto autonomo

83 %

83 %

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta

89 %

89 %

Benzina sintetica ottenuta da processo Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta

89 %

89 %

dimetiletere (DME) da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta

89 %

89 %

metanolo da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta

89 %

89 %

la frazione dell'etere metilterbutilico (MTBE) prodotta da fonti rinnovabili

analoga a quella della filiera di produzione del metanolo

1.

Le emissioni di gas a effetto serra provenienti dalla produzione e dall'uso di carburanti per il trasporto, biocarburanti e bioliquidi sono calcolate secondo la seguente formula:

Il rendimento di Carnot, C_h, per il calore utile a diverse temperature è definito come segue:

dove:

Se il calore in eccesso è esportato per il riscaldamento degli edifici, ad una temperatura inferiore a 150 °C (423,15 kelvin), C_h può, in alternativa, essere definito come segue:

Ai fini di tale calcolo si applicano le seguenti definizioni:

2.

Le emissioni di gas a effetto serra da biocarburanti e da bioliquidi sono espresse come segue:

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 (²).

Se le emissioni di gas a effetto serra derivanti dall'estrazione o dalla coltivazione delle materie prime, e_ec, sono espresse in unità g CO₂eq/t di materia prima solida la conversione in grammi equivalenti di CO₂ per MJ di carburante, g CO₂eq/MJ, è calcolata come segue (³):

dove:

Le emissioni per tonnellata di materia prima solida sono calcolate come segue:

3.

Le emissioni di gas a effetto serra da biocarburanti e da bioliquidi sono calcolate secondo la seguente formula:

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:

5.

Le emissioni derivanti dall'estrazione o dalla coltivazione delle materie prime, e_ec, comprendono le emissioni derivanti dal processo stesso di estrazione o di coltivazione, dalla raccolta, dall'essiccazione e dallo stoccaggio 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. Le stime delle emissioni derivanti dalla coltivazione di biomassa agricola possono derivare dall'utilizzo delle medie regionali per le emissioni da coltivazione incluse nelle relazioni di cui all'articolo 31, paragrafo 4, o 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 in tali relazioni è consentito calcolare medie sulla base delle pratiche agricole utilizzando, ad esempio, i dati di un gruppo di aziende, in alternativa all'uso dei valori effettivi.

6.

Ai fini del calcolo di cui al punto 1, lettera a), le riduzioni di emissioni di gas a effetto serra rese possibili da una migliore gestione agricola e_sca, 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 (⁴).

7.

Le emissioni annualizzate risultanti da modifiche delle scorte di carbonio dovute al cambiamento della destinazione d'uso dei terreni, e_l, sono calcolate ripartendo uniformemente il totale delle emissioni su 20 anni. Per il calcolo di dette emissioni si applica la seguente formula:

e_l = (CS_R – CS_A) × 3,664 × 1/20 × 1/P – e_B, (⁵)

dove:

8.

Il bonus di 29 g CO₂eq/MJ è attribuito in presenza di elementi che dimostrino che il terreno in questione:

Il bonus di 29 g CO₂eq/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 delle scorte di carbonio e la rilevante riduzione dell'erosione.

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.

La Commissione rivede, entro il 31 dicembre 2020, orientamenti per il calcolo delle scorte di carbonio nel suolo (⁸) attingendo agli orientamenti IPCC del 2006 per gli inventari nazionali di gas a effetto serra – volume 4 e in conformità del regolamento (UE) n. 525/2013 e del regolamento (UE) 2018/841 del Parlamento europeo e del Consiglio (⁹). Gli orientamenti della Commissione fungono da base per il calcolo delle scorte di carbonio nel suolo ai fini della presente direttiva.

11.

Le emissioni derivanti dalla lavorazione, e_p, includono le emissioni dalla lavorazione stessa, dai rifiuti e dalle perdite, e dalla produzione di sostanze chimiche e prodotti utilizzati per la lavorazione, incluse le emissioni di biossido di carbonio corrispondenti al contenuto di CO₂ degli input fossili, che siano o meno effettivamente bruciati nel processo.

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 è 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.

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, e_td, 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 considerate al punto 5 non sono disciplinate dal presente punto.

13.

Le emissioni del carburante al momento dell'uso, e_u, sono considerate pari a zero per i biocarburanti e i bioliquidi.

Le emissioni di gas ad effetto serra diversi dal CO₂ (N₂O e CH₄) del combustibile utilizzato sono incluse nel fattore e_u per i bioliquidi.

14.

La riduzione di emissioni da cattura e stoccaggio geologico del CO₂, e_ccs, che non sia già stata computata in e_p, è limitata alle emissioni evitate grazie alla cattura e allo stoccaggio della CO₂ emessa direttamente legati all'estrazione, al trasporto, alla lavorazione e alla distribuzione del combustibile se lo stoccaggio rispetta i requisiti posti dalla direttiva 2009/31/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (¹⁰).

15.

La riduzione di emissioni da cattura e sostituzione di CO2, e_ccr, è direttamente collegata alla produzione di biocarburante o bioliquido alla quale è attribuita, ed è limitata alle emissioni evitate grazie alla cattura della CO₂ il cui carbonio proviene dalla biomassa e che viene usato per sostituire la CO₂ derivata da carburanti fossili nella produzione di prodotti e servizi commerciali.

16.

Quando un'unità di cogenerazione – che fornisce calore e/o energia elettrica a un processo di produzione di combustibile le cui emissioni sono 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). La parte utile del calore è ottenuta moltiplicando il suo contenuto energetico per il rendimento di Carnot, C_h, calcolato come segue:

dove:

Se il calore in eccesso è esportato per il riscaldamento degli edifici, a una temperatura inferiore a 150 °C (423,15 kelvin), C_h può, in alternativa, essere definito come segue:

Ai fini di tale 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 di tale calcolo si applicano le seguenti definizioni:

17.

Quando nel processo di produzione di combustibile sono prodotti, in combinazione, il combustibile per il quale sono calcolate le emissioni e 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. In caso di cogenerazione di energia elettrica e di energia termica il calcolo viene eseguito in applicazione del punto 16.

18.

Ai fini del calcolo di cui al punto 17, le emissioni da dividere sono: e_ec + e _l + e_sca + le frazioni di e _p, e _td, e_ccs, ed e_ccr 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 dei biocarburanti e dei bioliquidi, ai fini di tale calcolo sono presi in considerazione tutti i co-prodotti. 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 sono 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.

19.

Per quanto riguarda i biocarburanti, ai fini del calcolo di cui al punto 3, il carburante fossile di riferimento, E_F(t), è pari a 94g CO₂eq/MJ.

Per i bioliquidi utilizzati nella produzione di energia elettrica, ai fini del calcolo di cui al punto 3, il carburante fossile di riferimento EC_F(e) è 183g CO₂eq/MJ.

Per i bioliquidi utilizzati nella produzione di calore utile, così come nella produzione di riscaldamento e/o raffrescamento, ai fini del calcolo di cui al punto 3, il carburante fossile di riferimento EC_F(h&c) è 80g CO₂eq/MJ.

Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi

Emissioni di gas a effetto serra - Valore tipico

(g CO₂eq/MJ)

Emissioni di gas a effetto serra - Valore standard

(g CO₂eq/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

21,2

21,2

biodiesel da olio di palma

26,2

26,2

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

lio vegetale idrotrattato da soia

22,1

22,1

olio vegetale idrotrattato da olio di palma

27,4

27,4

olio idrotrattato da oli di cottura esausti

0

0

olio 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

22,2

22,2

olio vegetale puro da olio di palma

27,1

27,1

olio vegetale puro da oli di cottura esausti

0

0

Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi

Emissioni di gas a effetto serra - Valore tipico

(g CO₂eq/MJ)

Emissioni standard di gas a effetto serra - Valore standard

(g CO₂eq/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 idrotrattato da oli di cottura esausti

0

0

olio 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

Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi

Emissioni di gas a effetto serra - Valore tipico

(g CO₂eq/MJ)

Emissioni di gas a effetto serra - Valore standard

(g CO₂eq/MJ)

etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali)

18,8

26,3

etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali)

9,7

13,6

etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*1))

13,2

18,5

etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*1))

7,6

10,6

etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*1))

27,4

38,3

etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*1))

15,7

22,0

etanolo da granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali)

20,8

29,1

etanolo da granturco (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*1))

14,8

20,8

etanolo da granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*1))

28,6

40,1

etanolo da granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*1))

1,8

2,6

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali)

21,0

29,3

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*1))

15,1

21,1

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*1))

30,3

42,5

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*1))

1,5

2,2

etanolo da canna da zucchero

1,3

1,8

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

11,7

16,3

biodiesel da semi di girasole

11,8

16,5

biodiesel da soia

12,1

16,9

biodiesel da olio di palma (in impianti «open pond»)

30,4

42,6

biodiesel da olio di palma (processo con cattura di metano all'oleificio)

13,2

18,5

biodiesel da oli di cottura esausti

9,3

13,0

biodiesel dalla colatura di grassi animali (^*2)

13,6

19,1

olio vegetale idrotrattato da semi di colza

10,7

15,0

olio vegetale idrotrattato da semi di girasole

10,5

14,7

olio vegetale idrotrattato da soia

10,9

15,2

olio vegetale idrotrattato da olio di palma (in impianti «open pond»)

27,8

38,9

olio vegetale idrotrattato da olio di palma (processo con cattura di metano all'oleificio)

9,7

13,6

olio idrotrattato da oli di cottura esausti

10,2

14,3

olio idrotrattato da colatura di grassi animali (^*2)

14,5

20,3

olio vegetale puro da semi di colza

3,7

5,2

olio vegetale puro da semi di girasole

3,8

5,4

olio vegetale puro da soia

4,2

5,9

olio vegetale puro da olio di palma (in impianti «open pond»)

22,6

31,7

olio vegetale puro da olio di palma (processo con cattura di metano all'oleificio)

4,7

6,5

olio vegetale puro da oli di cottura esausti

0,6

0,8

Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi

Emissioni di gas a effetto serra – Valore tipico

(g CO₂eq/MJ)

Emissioni di gas a effetto serra – Valore standard

(g CO₂eq/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

6,1

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 (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 (^**)

4,3

6,0

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 (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

Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi

Emissioni di gas a effetto serra – Valore tipico

(g CO₂eq/MJ)

Emissioni di gas a effetto serra – Valore standard

(g CO₂eq/MJ)

etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali)

2,3

2,3

etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali)

2,3

2,3

etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*3))

2,3

2,3

etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*3))

2,3

2,3

etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*3))

2,3

2,3

etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*3))

2,3

2,3

etanolo da granturco (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*3))

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 (^*3))

2,2

2,2

etanolo da granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*3))

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 (^*3))

2,2

2,2

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*3))

2,2

2,2

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*3))

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 (^*4)

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

9,2

9,2

olio vegetale idrotrattato da olio di palma (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

1,7

1,7

olio vegetale idrotrattato da colatura di grassi animali (^*4)

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 (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

Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi

Emissioni di gas a effetto serra – Valore tipico

(g CO₂eq/MJ)

Emissioni di gas a effetto serra – Valore standard

(g CO₂eq/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 (^*5))

1,6

1,6

etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*5))

1,6

1,6

etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*5))

1,6

1,6

etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*5))

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 (^*5))

1,6

1,6

etanolo da granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*5))

1,6

1,6

etanolo da granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*5))

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 (^*5))

1,6

1,6

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*5))

1,6

1,6

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*5))

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 (^*6)

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 (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 idrotrattato da oli di cottura esausti

1,2

1,2

olio idrotrattato da colatura di grassi animali (^*6)

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 (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

Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi

Emissioni di gas a effetto serra – Valore tipico

(g CO₂eq/MJ)

Emissioni di gas a effetto serra – Valore standard

(g CO₂eq/MJ)

etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali)

30,7

38,2

etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali)

21,6

25,5

etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*7))

25,1

30,4

etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*7))

19,5

22,5

etanolo da barbabietola da zucchero (escluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*7))

39,3

50,2

etanolo da barbabietola da zucchero (incluso biogas da acque reflue, lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*7))

27,6

33,9

etanolo da granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali)

48,5

56,8

etanolo da granturco, (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*7))

42,5

48,5

etanolo da granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*7))

56,3

67,8

etanolo da granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*7))

29,5

30,3

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in caldaie convenzionali)

50,2

58,5

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (gas naturale come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*7))

44,3

50,3

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (lignite come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*7))

59,5

71,7

etanolo da altri cereali, escluso il granturco (residui forestali come combustibile di processo in impianti di cogenerazione (^*7))

30,7

31,4

etanolo da canna da zucchero

28,1

28,6

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

45,5

50,1

biodiesel da semi di girasole

40,0

44,7

biodiesel da soia

42,2

47,0

biodiesel da olio di palma (in impianti «open pond»)

63,5

75,7

biodiesel da olio di palma (processo con cattura di metano all'oleificio)

46,3

51,6

biodiesel da oli di cottura esausti

11,2

14,9

biodiesel dalla colatura di grassi animali (^*8)

15,3

20,8

olio vegetale idrotrattato da semi di colza

45,8

50,1

olio vegetale idrotrattato da semi di girasole

39,4

43,6

olio vegetale idrotrattato da soia

42,2

46,5

olio vegetale idrotrattato da olio di palma (in impianti «open pond»)

62,2

73,3

olio vegetale idrotrattato da olio di palma (processo con cattura di metano all'oleificio)

44,1

48,0

olio idrotrattato da oli di cottura esausti

11,9

16,0

olio idrotrattato da colatura di grassi animali (^*8)

16,0

21,8

olio vegetale puro da semi di colza

38,5

40,0

olio vegetale puro da semi di girasole

32,7

34,3

olio vegetale puro da soia

35,2

36,9

olio vegetale puro da olio di palma (in impianti «open pond»)

56,3

65,4

olio vegetale puro da olio di palma (processo con cattura di metano all'oleificio)

38,4

57,2

olio puro da oli di cottura esausti

2,0

2,2

Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi

Emissioni di gas a effetto serra – Valore tipico

(g CO₂eq/MJ)

Emissioni di gas a effetto serra – Valore standard

(g CO₂eq/MJ)

Etanolo da paglia di cereali

1,8

1,8

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da residui legnosi in impianto autonomo

3,3

3,3

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da legno coltivato in impianto autonomo

8,2

8,2

Benzina sintetica ottenuta da processo Fischer-Tropsch da residui legnosi in impianto autonomo

8,2

8,2

Benzina sintetica ottenuta da processo Fischer-Tropsch da legno coltivato in impianto autonomo

12,4

12,4

dimetiletere (DME) da residui legnosi in impianto autonomo

3,1

3,1

dimetiletere (DME) da legno coltivato in impianto autonomo

7,6

7,6

metanolo da residui legnosi in impianto autonomo

3,1

3,1

metanolo da legno coltivato in impianto autonomo

7,6

7,6

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta

2,5

2,5

Benzina sintetica ottenuta da processo Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta

2,5

2,5

dimetiletere (DME) di sintesi Fischer-Tropsch 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 di gas a effetto serra – Valore tipico

(g CO₂eq/MJ)

Emissioni di gas a effetto serra – Valore standard

(g CO₂eq/MJ)

Etanolo da paglia di cereali

0

0

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da residui legnosi in impianto autonomo

0

0

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da legno coltivato in impianto autonomo

4,4

4,4

Benzina sintetica ottenuta da processo Fischer-Tropsch da residui legnosi in impianto autonomo

0

0

Benzina sintetica ottenuta da processo Fischer-Tropsch da legno coltivato in impianto autonomo

4,4

4,4

dimetiletere (DME) da residui legnosi in impianto autonomo

0

0

dimetiletere (DME) da legno coltivato in impianto autonomo

4,1

4,1

metanolo da residui legnosi in impianto autonomo

0

0

metanolo da legno coltivato in impianto autonomo

4,1

4,1

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta

0

0

Benzina sintetica ottenuta da processo Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta

0

0

dimetiletere (DME) di sintesi Fischer-Tropsch 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

Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi

Emissioni di gas a effetto serra – Valore tipico

(g CO₂eq/MJ)

Emissioni di gas a effetto serra – Valore standard

(g CO₂eq/MJ)

Etanolo da paglia di cereali

4,8

6,8

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da residui legnosi in impianto autonomo

0,1

0,1

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da legno coltivato in impianto autonomo

0,1

0,1

Benzina sintetica ottenuta da processo Fischer-Tropsch da residui legnosi in impianto autonomo

0,1

0,1

Benzina sintetica ottenuta da processo Fischer-Tropsch da legno coltivato in impianto autonomo

0,1

0,1

dimetiletere (DME) da residui legnosi in impianto autonomo

0

0

dimetiletere (DME) di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato prodotto in impianto autonomo

0

0

metanolo da residui legnosi in impianto autonomo

0

0

metanolo da legno coltivato in impianto autonomo

0

0

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta

0

0

Benzina sintetica ottenuta da processo 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

Filiera di produzione dei biocarburanti e dei bioliquidi

Emissioni di gas a effetto serra – Valore tipico

(g CO₂eq/MJ)

Emissioni di gas a effetto serra – Valore standard

(g CO₂eq/MJ)

Etanolo da paglia di cereali

7,1

7,1

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da residui legnosi in impianto autonomo

10,3

10,3

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da legno coltivato in impianto autonomo

8,4

8,4

Benzina sintetica ottenuta da processo Fischer-Tropsch da residui legnosi in impianto autonomo

10,3

10,3

Benzina sintetica ottenuta da processo Fischer-Tropsch da legno coltivato in impianto autonomo

8,4

8,4

dimetiletere (DME) da residui legnosi in impianto autonomo

10,4

10,4

dimetiletere (DME) di sintesi Fischer-Tropsch da legno coltivato prodotto in impianto autonomo

8,6

8,6

metanolo da residui legnosi in impianto autonomo

10,4

10,4

metanolo da legno coltivato in impianto autonomo

8,6

8,6

Diesel sintetico ottenuto da processo Fischer-Tropsch da gassificazione di liquor nero integrata con la produzione di pasta per carta

7,7

7,7