Regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio del 5 giugno 2019 sul mercato interno dell'energia elettrica (rifusione) (Testo rilevante ai fini del SEE)

visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea, in particolare l'articolo 194, paragrafo 2,

vista la proposta della Commissione europea,

previa trasmissione del progetto di atto legislativo ai parlamenti nazionali,

visto il parere del Comitato economico e sociale europeo¹,

visto il parere del Comitato delle regioni²,

deliberando secondo la procedura legislativa ordinaria³,

Il regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio⁴ è stato modificato in modo sostanziale e a più riprese. Poiché si rendono necessarie nuove modifiche, a fini di chiarezza è opportuno procedere alla sua rifusione.

L'Unione dell'energia mira a fornire ai clienti finali — famiglie e imprese — un approvvigionamento protetto, sicuro, sostenibile, competitivo e a prezzi accessibili. Tradizionalmente il sistema elettrico era dominato da monopoli verticalmente integrati, spesso di proprietà pubblica con grandi impianti centrali di energia nucleare o fossile. Il mercato interno dell'energia elettrica, la cui progressiva realizzazione è in atto dal 1999, ha lo scopo di offrire a tutti i consumatori dell'Unione una reale libertà di scelta, di creare nuove opportunità commerciali e di intensificare gli scambi transfrontalieri, in modo da conseguire una maggiore efficienza, prezzi competitivi e più elevati livelli di servizio, contribuendo anche alla sicurezza degli approvvigionamenti e allo sviluppo sostenibile. Il mercato interno dell'energia elettrica ha incrementato la concorrenza, in particolare nel settore all'ingrosso, e gli scambi interzonali. Esso continua ad essere la base dell'efficienza del mercato dell'energia.

Il sistema energetico dell'Unione sta attraversando la più radicale trasformazione degli ultimi decenni e il mercato dell'energia elettrica è al centro di questo cambiamento. Il comune obiettivo di decarbonizzare il sistema energetico crea nuove opportunità e sfide per i partecipanti al mercato. Parallelamente, il progresso tecnologico comporta nuove forme di partecipazione dei consumatori e cooperazione transfrontaliera.

Il presente regolamento stabilisce norme volte a garantire il funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica e include requisiti relativi allo sviluppo dell'energia rinnovabile e alla politica ambientale, in particolare norme specifiche per taluni tipi di impianti di generazione di energia da fonti rinnovabili, per quanto concerne la responsabilità del bilanciamento, il dispacciamento e il ridispacciamento nonché la soglia per le emissioni di CO2 della nuova capacità di generazione ove tale capacità sia soggetta a misure temporanee per assicurare il necessario livello di adeguatezza delle risorse, ossia meccanismi di capacità.

È opportuno che all'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili in piccoli impianti di generazione sia accordata priorità di dispacciamento, tramite uno specifico ordine di priorità nella metodologia di dispacciamento o tramite obblighi giuridici o regolamentari a carico dei gestori dei mercati affinché offrano tale energia elettrica sul mercato. La priorità di dispacciamento accordata alle stesse condizioni economiche nel quadro dei servizi di gestione del sistema dovrebbe essere considerata conforme al presente regolamento. In ogni caso la priorità di dispacciamento dovrebbe essere considerata compatibile con la partecipazione al mercato dell'energia elettrica da parte di impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili.

Gli interventi dello Stato, spesso progettati in modo non coordinato, hanno portato a un aumento delle distorsioni del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica, con conseguenze negative per gli investimenti e gli scambi transfrontalieri.

In passato i clienti dell'energia elettrica erano soltanto passivi, spesso l'acquistavano a prezzi regolati che non avevano alcuna relazione diretta con il mercato. In futuro i clienti dovranno essere in grado di partecipare pienamente al mercato su un piano di parità con gli altri partecipanti e occorre che siano abilitati a gestire il proprio consumo energetico. Per integrare quote crescenti di energie rinnovabili, il futuro sistema elettrico dovrebbe avvalersi di tutte le fonti di flessibilità a disposizione, in particolare soluzioni sul versante della domanda e stoccaggio dell'energia, nonché della digitalizzazione attraverso l'integrazione di tecnologie innovative nel sistema elettrico. Al fine di ottenere un efficace decarbonizzazione al minor costo, il futuro sistema dell'energia elettrica dovrà altresì promuovere l'efficienza energetica. Il completamento del mercato interno dell'energia attraverso l'efficace integrazione delle energie rinnovabili può stimolare gli investimenti a lungo termine e contribuire al conseguimento degli obiettivi dell'Unione dell'energia e del quadro 2030 delle politiche per l'energia e il clima, come evidenziato nella comunicazione della Commissione del 22 gennaio 2014 intitolata «Quadro per le politiche dell'energia e del clima per il periodo dal 2020 al 2030» e avallato nelle conclusioni adottate dal Consiglio europeo nella sua riunione del 23 e 24 ottobre 2014.

La maggiore integrazione del mercato e il passaggio a una produzione di energia elettrica più volatile richiedono ulteriori sforzi per coordinare le politiche energetiche nazionali con i paesi vicini e avvalersi delle opportunità degli scambi transfrontalieri di energia elettrica.

Si sono sviluppati quadri normativi che hanno consentito scambi di energia elettrica in tutta l'Unione. Tale sviluppo è stato basato sull'adozione di vari codici di rete e orientamenti per l'integrazione dei mercati dell'energia elettrica. Codici di rete e orientamenti contengono disposizioni sul mercato, la gestione del sistema, il collegamento in rete. Per assicurare la massima trasparenza e aumentare la certezza del diritto occorre adottare i principi fondamentali di funzionamento del mercato e di allocazione della capacità negli orizzonti temporali dei mercati di bilanciamento, giornaliero, infragiornaliero, del giorno prima, e a termine conformemente alla procedura legislativa ordinaria, riunendoli in un unico atto legislativo dell'Unione.

L'articolo 13 del regolamento (UE) 2017/2195 della Commissione⁵ istituisce un processo che permette ai gestori dei sistemi di trasmissione di delegare a terzi, in toto o in parte, le loro mansioni. I gestori dei sistemi di trasmissione deleganti dovrebbero continuare a essere responsabile dell'adempimento del presente regolamento. Inoltre, gli Stati membri dovrebbero essere in grado di attribuire mansioni e obblighi a terzi. Tale attribuzione dovrebbe essere limitata agli obblighi e alle mansioni svolte a livello nazionale, come la compensazione degli sbilanciamenti. Le limitazioni relative a tale attribuzione non dovrebbero comportare inutili modifiche delle disposizioni nazionali vigenti. Ciononostante, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero continuare a essere responsabili dei compiti loro assegnati ai sensi dell'articolo 40 della direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio.⁶.

Per quanto concerne i mercati di bilanciamento, una formazione dei prezzi efficiente e non suscettibile di creare distorsioni nell'approvvigionamento di capacità di bilanciamento e di energia di bilanciamento presuppone che il prezzo dell'energia di bilanciamento non sia fissato dai contratti di capacità di bilanciamento. Ciò lascia impregiudicati i sistemi di dispacciamento che utilizzano un processo di programmazione integrato conformemente al regolamento (UE) 2017/2195.

Il regolamento (UE) 2017/2195 stabilisce, agli articoli 18, 30 e 32, che il metodo di determinazione dei prezzi sia per i prodotti standard che per i prodotti specifici dell'energia di bilanciamento crei incentivi positivi affinché i soggetti partecipanti al mercato mantengano il proprio bilanciamento o contribuiscano a ripristinare il bilanciamento del sistema nella loro zona del prezzo di sbilanciamento, riducendo così gli sbilanciamenti del sistema e i costi per la società. Tali approcci alla determinazione dei prezzi dovrebbe mirare all'uso economicamente efficiente della gestione della domanda e di altre risorse di bilanciamento, nel rispetto dei limiti di sicurezza operativa.

L'integrazione dei mercati dell'energia di bilanciamento dovrebbe agevolare il funzionamento efficiente del mercato infragiornaliero al fine di prevedere la possibilità per i soggetti partecipanti al mercato di bilanciarsi in un intervallo di tempo quanto più possibile vicino al tempo reale, consentito dagli orari di chiusura del mercato dell'energia di bilanciamento previsti all'articolo 24 del regolamento (UE) 2017/2195. Solo gli sbilanciamenti rimanenti alla chiusura del mercato infragiornaliero dovrebbero essere bilanciati dai gestori dei sistemi di trasmissione con il mercato del bilanciamento. Il regolamento (UE) 2017/2195 prevede altresì, all'articolo 53, l'armonizzazione del periodo di regolazione degli sbilanciamenti nell'Unione, fissandolo a 15 minuti. Tale armonizzazione è intesa a favorire gli scambi infragiornalieri e lo sviluppo di un certo numero di prodotti di scambio con le stesse finestre di consegna.

Al fine di consentire ai gestori dei sistemi di trasmissione di acquisire e utilizzare la capacità di bilanciamento in modo efficiente ed economico e secondo criteri di mercato, è necessario favorire l'integrazione del mercato. A tale riguardo, il regolamento (UE) 2017/2195 definisce, al titolo IV, tre metodologie tramite le quali gli operatori dei sistemi di trasmissione hanno il diritto di allocare capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento e per la condivisione delle riserve, quando ciò è corroborato da un'analisi costi-benefici: il processo di coottimizzazione, il processo di allocazione basato sul mercato e l'allocazione basata sull'analisi dell'efficienza economica. Al processo di allocazione coottimizzato si deve ricorrere su base giornaliera. Al contrario si può ricorrere al processo di allocazione basato sul mercato quando la contrattazione è effettuata al massimo con una settimana di anticipo rispetto alla fornitura della capacità di bilanciamento e ricorrere all'allocazione basata su un'analisi dell'efficienza economica quando la contrattazione è effettuata con più di una settimana di anticipo rispetto alla fornitura della capacità di bilanciamento, a condizione che i volumi allocati siano limitati e che sia effettuata una valutazione annualmente. Non appena la metodologia del processo di allocazione della capacità interzonale è approvata dalle autorità di regolazione competenti, due o più gestori di sistemi di trasmissione potrebbero iniziare ad applicarla per poter acquisire esperienza e per consentirne un'applicazione agevole in futuro da parte di un maggior numero di gestori dei sistemi di trasmissione. Ai fini dell'integrazione del mercato, l'applicazione di tali metodologie dovrebbe comunque essere armonizzata da tutti i gestori dei sistemi di trasmissione.

Il regolamento (UE) 2017/2195 stabilisce, al titolo V, che l'obiettivo generale della compensazione degli sbilanciamenti è assicurare che i responsabili del bilanciamento mantengano il proprio bilanciamento o aiutino a ripristinare il bilanciamento del sistema in modo efficiente e fornire incentivi agli operatori di mercato a mantenere il bilanciamento del sistema o a contribuire al suo ripristino. Per far sì che i mercati del bilanciamento, e il sistema energetico in generale, siano in grado di integrare la quota crescente di energia rinnovabile variabile, i prezzi di sbilanciamento dovrebbero rispecchiare il valore in tempo reale dell'energia. Tutti gli operatori di mercato dovrebbero rispondere finanziariamente degli squilibri che provocano nel sistema, corrispondenti alla differenza tra i volumi allocati e la posizione finale nel mercato. Per gli aggregatori di gestione della domanda, il volume allocato consiste nel volume di energia attivato fisicamente dal carico dei clienti partecipanti, in base a una metodologia di misurazione e di riferimento definita.

Il regolamento (UE) 2015/1222 della Commissione⁷ stabilisce orientamenti dettagliati in materia di allocazione della capacità interzonale e di gestione della congestione relativamente al mercato del giorno prima e al mercato infragiornaliero, compresi i requisiti per l'adozione di metodologie comuni per determinare i volumi di capacità disponibili simultaneamente fra zone di offerta, i criteri per valutare l'efficienza nonché un processo di riesame per definire le zone di offerta. Gli articoli 32 e 34 del regolamento (UE) 2015/1222 stabiliscono norme sul riesame della configurazione delle zone di offerta, gli articoli 41 e 54 fissano limiti armonizzati quanto ai prezzi di equilibrio minimi e massimi per gli orizzonti temporali del giorno prima e infragiornaliero, l'articolo 59 contiene norme sugli orari di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale, mentre all'articolo 74 sono enunciate le norme relative alle metodologie di ripartizione dei costi di ridispacciamento e degli scambi in controflusso.

Il regolamento (UE) 2016/1719 della Commissione⁸ fissa norme dettagliate sull'allocazione della capacità interzonale nei mercati a termine, sulla definizione di una metodologia comune per determinare la capacità interzonale a lungo termine, sull'istituzione di una piattaforma unica di allocazione a livello europeo per offrire diritti di trasmissione a lungo termine e sulla possibilità di restituire diritti di trasmissione a lungo termine per successiva allocazione di capacità a termine o di trasferirli tra operatori del mercato. L'articolo 30 del regolamento (UE) 2016/1719 stabilisce norme sui prodotti di copertura a termine.

Il regolamento (UE) 2016/631 della Commissione⁹ fissa i requisiti per la connessione degli impianti di generazione di energia al sistema interconnesso, in particolare con riguardo ai gruppi di generazione sincroni, ai parchi di generazione e ai parchi di generazione offshore. Tali requisiti contribuiscono ad assicurare condizioni di concorrenza eque nel mercato interno dell'energia elettrica, a garantire la sicurezza del sistema e l'integrazione dell'energia elettrica da fonti rinnovabili, nonché a facilitare gli scambi commerciali di energia elettrica sul territorio dell'Unione. Gli articoli 66 e 67 del regolamento (UE) 2016/631 stabiliscono norme per le tecnologie emergenti nella generazione di energia elettrica.

Le zone di offerta che riflettono la distribuzione dell'offerta e della domanda costituiscono un elemento cardine degli scambi di energia elettrica basati sul mercato nonché un prerequisito per dispiegare pienamente il potenziale dei metodi di allocazione di capacità, compreso l'approccio basato sul flusso. È pertanto opportuno definire le zone di offerta in modo da garantire la liquidità del mercato, una gestione efficiente della congestione e l'efficienza complessiva del mercato. Quando il riesame di una configurazione esistente delle zone di offerta è avviato da una singola autorità di regolazione o da un singolo gestore del sistema di trasmissione, con l'approvazione della competente autorità di regolazione, per le zone di offerta situate nell'area di controllo del gestore del sistema di trasmissione, se la configurazione delle zone di offerta incide in modo trascurabile sulle aree di controllo dei gestori dei sistemi di trasmissione limitrofi, compresi gli interconnettori, e il riesame della configurazione delle zone di offerta è necessario per migliorare l'efficienza, massimizzare le opportunità commerciali transfrontaliere o preservare la sicurezza operativa, il gestore del sistema di trasmissione nell'area di controllo pertinente e la competente autorità di regolazione dovrebbero essere, rispettivamente, l'unico gestore del sistema di trasmissione e l'unica autorità di regolazione che partecipano al riesame. Il gestore del sistema di trasmissione e l'autorità di regolazione competente interessati dovrebbero fornire ai gestori dei sistemi di trasmissione limitrofi il preavviso del riesame e gli esiti del riesame dovrebbero essere pubblicati. Dovrebbe essere possibile l'avvio di un riesame di una zona di offerta regionale a seguito della relazione tecnica sulla congestione in linea con l'articolo 14 del presente regolamento o in base alle procedure vigenti definite nel regolamento (UE) 2015/1222.

Quando effettuano il calcolo della capacità, i centri di coordinamento regionali dovrebbero massimizzare la capacità prendendo in considerazione contromisure non onerose e rispettando i limiti di sicurezza operativa dei gestori dei sistemi di trasmissione della regione di calcolo della capacità. Se dal calcolo non risulta una capacità pari o superiore alle capacità minime fissate nel presente regolamento, i centri di coordinamento regionali dovrebbero prendere in considerazione tutte le contromisure onerose disponibili per aumentare la capacità fino alle capacità minime, incluso il ridispacciamento di potenziale all'interno delle regioni di calcolo della capacità e tra di esse, nel rispetto dei limiti di sicurezza operativa dei gestori dei sistemi di trasmissione della regione di calcolo della capacità. I gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero riferire in modo accurato e trasparente in merito a tutti gli aspetti del calcolo della capacità conformemente al presente regolamento, nonché garantire che tutte le informazioni inviate ai centri di coordinamento regionali siano precise e adatte allo scopo.

Nell'eseguire il calcolo della capacità, i centri di coordinamento regionali dovrebbero calcolare le capacità interzonali utilizzando dati forniti dai gestori dei sistemi di trasmissione che rispettano i limiti di sicurezza operativa delle rispettive aree di controllo dei gestori dei sistemi di trasmissione. I gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero potersi discostare dal calcolo coordinato della capacità qualora la sua applicazione comporti una violazione dei limiti di sicurezza operativa degli elementi della rete nella loro area di controllo. Tali scostamenti dovrebbero essere attentamente monitorati e comunicati in modo trasparente per impedire abusi e garantire che il volume della capacità di interconnessione che deve essere messa a disposizione dei soggetti partecipanti al mercato non venga limitato per risolvere un problema di congestione all'interno di una zona di offerta. Se esiste un piano d'azione, esso dovrebbe tener conto degli scostamenti e affrontarne le cause.

Nei principi di base del mercato si dovrebbe stabilire che i prezzi dell'energia elettrica sono fissati secondo la domanda e l'offerta. Tali prezzi dovrebbero indicare quando l'energia elettrica è necessaria, fornendo in tal modo incentivi di mercato per gli investimenti in fonti di flessibilità come generazione flessibile, interconnessioni, gestione della domanda e stoccaggio dell'energia.

Se è vero che la decarbonizzazione del settore dell'energia elettrica, a fronte dell'importanza che acquistano le fonti di energia rinnovabili sul mercato, è uno degli obiettivi dell'Unione dell'energia, è indispensabile che il mercato elimini gli ostacoli esistenti agli scambi transfrontalieri e stimoli gli investimenti in infrastrutture di supporto, ad esempio maggiore generazione flessibile, interconnessioni, gestione della domanda e stoccaggio dell'energia. Per sostenere questo passaggio alla generazione variabile e distribuita e per assicurare che i principi del mercato energetico siano alla base dei futuri mercati dell'energia elettrica, è essenziale dedicare nuova attenzione ai mercati a breve termine e a prezzi che riflettano la scarsità dell'offerta.

I mercati a breve termine migliorano la liquidità e la concorrenza in quanto consentono a più risorse, soprattutto quelle più flessibili, di partecipare a pieno titolo al mercato. Prezzi che riflettano efficacemente la scarsità stimoleranno gli operatori del mercato a reagire ai segnali del mercato e a rendersi disponibili quando il mercato ne ha davvero bisogno e faranno sì che possano recuperare i costi sul mercato all'ingrosso. È pertanto fondamentale provvedere all'eliminazione dei prezzi massimali amministrativi e impliciti per consentire una formazione dei prezzi che rifletta la scarsità. Quando saranno pienamente integrati nella struttura del mercato, i mercati a breve termine e la formazione dei prezzi che rifletta la scarsità contribuiranno all'eliminazione di altre misure distorsive del mercato, quali i meccanismi di capacità, al fine di garantire la sicurezza dell'approvvigionamento. Peraltro prezzi del mercato all'ingrosso basati sulla scarsità e senza prezzi massimali non dovrebbero mettere a rischio l'affidabilità e stabilità dei prezzi per i clienti finali, in particolare i clienti civili, le piccole e medie imprese (PMI) e i clienti industriali.

Senza pregiudizio degli articoli 107, 108 e 109 del trattato sul funzionamento dell'Unione europea (TFUE), le deroghe ai principi fondamentali del mercato come la responsabilità del bilanciamento, il dispacciamento basato sul mercato o il ridispacciamento riducono i segnali di flessibilità e diventano ostacoli allo sviluppo di soluzioni quali lo stoccaggio dell'energia, la gestione della domanda o l'aggregazione. Se sono tuttora necessarie deroghe per evitare oneri amministrativi inutili a carico di alcuni partecipanti al mercato, in particolare clienti civili e PMI, le deroghe generali per intere tecnologie non sono coerenti con l'obiettivo di ottenere processi di decarbonizzazione efficienti basati sul mercato e dovrebbero pertanto essere sostituite da misure più mirate.

Presupposto per una concorrenza effettiva nel mercato interno dell'energia elettrica sono corrispettivi non discriminatori, trasparenti e adeguati per l'uso della rete, incluse le interconnessioni nel sistema di trasmissione.

Le riduzioni non coordinate delle capacità degli interconnettori limitano in misura crescente lo scambio di energia elettrica tra gli Stati membri e sono diventate un serio ostacolo allo sviluppo di un mercato interno funzionante dell'energia elettrica. Il livello massimo di capacità degli interconnettori e gli elementi critici della rete dovrebbero pertanto essere messi a disposizione, in conformità delle norme di sicurezza per la gestione della rete, incluso il rispetto del criterio di sicurezza per le contingenze (N-1). La fissazione del livello di capacità in una rete magliata è tuttavia soggetta ad alcune limitazioni. È necessario stabilire livelli minimi chiari di capacità disponibile per gli scambi interzonali, al fine di ridurre gli effetti prodotti dai flussi di ricircolo e dalle congestioni interne sugli scambi interzonali e di fornire ai soggetti partecipanti al mercato un valore di capacità prevedibile. Qualora si utilizzi l'approccio basato sul flusso, tale capacità minima dovrebbe determinare la quota minima di capacità di un elemento critico della rete interzonale o interno che rispetta i limiti di sicurezza operativa da utilizzare quale dato per il calcolo coordinato della capacità ai sensi del regolamento (UE) 2015/1222, tenendo conto delle contingenze. La quota di capacità totale rimanente può essere utilizzata per i margini di affidabilità, i flussi di ricircolo e i flussi interni. Inoltre, qualora si prevedano problemi relativamente alla garanzia della sicurezza della rete, durante una fase transitoria limitata dovrebbero essere possibili deroghe, che dovrebbero essere accompagnate da una metodologia e da progetti in grado di offrire una soluzione a lungo termine.

La capacità di trasmissione alla quale si applica il criterio della capacità minima del 70 % nell'approccio della capacità netta di trasmissione (net transmission capacity — NTC) è la massima trasmissione di potenza attiva che rispetta i limiti di sicurezza operativa e tiene conto delle contingenze. Il calcolo coordinato di questa capacità tiene conto anche del fatto che i flussi di energia elettrica sono distribuiti in modo disomogeneo tra i singoli componenti e non si limita ad aggiungere capacità di interconnessione delle linee. Questa capacità non tiene conto dei flussi di ricircolo, dei flussi interni o del margine di affidabilità che sono presi in considerazione entro il restante 30 %.

È importante evitare che norme operative, di sicurezza e di programmazione diverse utilizzate da gestori dei sistemi di trasmissione negli Stati membri conducano a distorsioni della concorrenza. Per i soggetti partecipanti al mercato dovrebbe esistere piena trasparenza in ordine alle capacità disponibili di trasmissione e alle norme operative, di sicurezza e di programmazione che incidono sulle capacità disponibili di trasmissione.

Per orientare in modo efficiente gli investimenti necessari, i prezzi devono inoltre fungere da segnale quando l'energia elettrica è maggiormente necessaria. In un sistema elettrico zonale, per inviare i segnali giusti, differenziati per località, è necessario determinare le zone di offerta con una procedura trasparente e in modo coerente, obiettivo e affidabile. Ai fini di una gestione e pianificazione efficiente della rete elettrica dell'Unione con segnali di prezzo efficaci relativamente alle nuove capacità di generazione, alla gestione della domanda e alle infrastrutture di trasporto, le zone di offerta dovrebbero corrispondere alla congestione strutturale. In particolare, la capacità interzonale non dovrebbe essere ridotta per risolvere una congestione interna.

Al fine di rispecchiare i principi divergenti di ottimizzazione delle zone di offerta senza pregiudicare i mercati liquidi e gli investimenti nelle reti, dovrebbero essere previste due opzioni al fine di affrontare la congestione. Gli Stati membri dovrebbero poter scegliere tra una riconfigurazione delle loro zone di offerta e misure quali il potenziamento della rete o l'ottimizzazione della rete. Il punto di partenza per tale decisione dovrebbe essere l'individuazione delle congestioni strutturali a lungo termine da parte del gestore o dei gestori dei sistemi di trasmissione di uno Stato membro, oppure tramite una relazione della rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione per l'energia elettrica (European Network of Transmission System Operators for Electricity — «ENTSO per l'energia elettrica») o nel quadro di un riesame delle zone di offerta. Gli Stati membri dovrebbero cercare di trovare innanzi tutto una soluzione comune su come affrontare la congestione. Nel frattempo gli Stati membri potrebbero adottare piani d'azione multinazionali o nazionali per superare la congestione. Agli Stati membri che adottano un piano d'azione che prevede misure per superare le congestioni dovrebbe applicarsi un periodo di introduzione graduale, sotto forma di traiettoria lineare per l'apertura degli interconnettori. Una volta conclusa l'attuazione di tale piano d'azione gli Stati membri dovrebbero avere la possibilità di scegliere se optare per una riconfigurazione della zona o delle zone di offerta oppure per affrontare la congestione rimanente attraverso contromisure del cui costo si fanno carico. In quest'ultimo caso la suddivisione della loro zona di offerta dovrebbe essere riconfigurata contro la volontà di tale Stato membro, a condizione che la capacità minima sia raggiunta. Il livello minimo di capacità che dovrebbe essere utilizzato nel calcolo coordinato della capacità dovrebbe essere una percentuale della capacità di un elemento critico della rete, quale definita conformemente al processo di selezione ai sensi del regolamento (UE) 2015/1222, dopo aver rispettato i limiti di sicurezza operativa in situazioni di contingenza ovvero durante, nel caso di un approccio basato sul flusso. Una decisione della Commissione sulla configurazione delle zone di offerta dovrebbe essere possibile quale misura di ultima istanza e dovrebbe modificare solo la configurazione delle zone di offerta negli Stati membri che hanno optato per una suddivisione della zona di offerta o che non hanno raggiunto il livello minimo di capacità.

Per decarbonizzare in modo efficiente il sistema elettrico grazie all'integrazione del mercato è necessario abolire sistematicamente gli ostacoli agli scambi transfrontalieri in modo da superare la frammentazione del mercato energetico dell'Unione e consentire ai clienti di fruire pienamente dei vantaggi offerti dall'integrazione dei mercati dell'energia elettrica e dalla concorrenza.

Il presente regolamento dovrebbe stabilire principi di base per quanto riguarda la fissazione delle tariffe e l'allocazione di capacità e prevedere nel contempo che siano adottati orientamenti che precisino ulteriormente i principi e le metodologie pertinenti al fine di consentire un rapido adattamento a circostanze mutate.

La gestione dei problemi di congestione dovrebbe fornire corretti segnali economici ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai soggetti partecipanti al mercato e dovrebbe essere basata su meccanismi di mercato.

In un mercato aperto e concorrenziale i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero ricevere una compensazione per i costi sostenuti per i flussi transfrontalieri di energia elettrica ospitati sulle loro reti da parte dei gestori di quei sistemi di trasmissione dai quali hanno origine i flussi transfrontalieri e dei sistemi dove terminano tali flussi.

Le somme versate e ricevute per effetto di compensazioni tra gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero essere prese in considerazione al momento di definire le tariffe nazionali di rete.

La somma effettiva da pagare per l'accesso transfrontaliero al sistema può variare considerevolmente a seconda dei gestori dei sistemi di trasmissione interessati nonché a causa delle differenze nella struttura dei sistemi tariffari applicati negli Stati membri. Un certo grado di armonizzazione è pertanto necessario per evitare distorsioni degli scambi.

È opportuno stabilire norme sull'uso delle entrate derivanti dalle procedure di gestione della congestione, a meno che la natura specifica dell'interconnettore interessato non giustifichi una deroga a dette norme.

Per offrire condizioni di parità tra tutti i partecipanti al mercato, le tariffe di rete dovrebbero essere applicate in modo da non discriminare, in senso positivo o negativo, tra la produzione connessa a livello di distribuzione e la produzione connessa a livello di trasmissione. Le tariffe di rete non dovrebbero essere discriminatorie nei confronti dello stoccaggio dell'energia né costituire un disincentivo alla partecipazione alla gestione della domanda o un ostacolo ai miglioramenti dell'efficienza energetica.

Al fine di aumentare trasparenza e comparabilità nella determinazione delle tariffe, qualora non si consideri adeguata un'armonizzazione vincolante, l'Agenzia europea per la cooperazione fra i regolatori dell'energia (Agency for the Cooperation of Energy Regulators — «ACER»), istituita dal regolamento (UE) 2019/942 del Parlamento europeo e del Consiglio¹⁰ dovrebbe pubblicare una relazione sulle migliori pratiche in materia di metodologie tariffarie.

Per assicurare investimenti ottimali nelle reti transeuropee e far meglio fronte alla difficoltà di non poter realizzare progetti di interconnessione sostenibili quando non figurano tra le priorità a livello nazionale, l'uso delle rendite di congestione dovrebbe essere riesaminato e dovrebbe contribuire ad assicurare la disponibilità e mantenere o aumentare le capacità di interconnessione.

Per garantire una gestione ottimale della rete di trasmissione dell'energia elettrica e permettere gli scambi e l'approvvigionamento transfrontalieri di energia elettrica nell'Unione, è opportuno istituire l'ENTSO per l'energia elettrica. I compiti dell'ENTSO per l'energia elettrica dovrebbero essere svolti nel rispetto delle norme dell'Unione in materia di concorrenza che restano applicabili alle decisioni dell'ENTSO per l'energia elettrica. I compiti dell'ENTSO per l'energia elettrica dovrebbero essere chiaramente definiti e i suoi metodi di lavoro dovrebbero garantire l'efficienza e la trasparenza. I codici di rete elaborati dall'ENTSO per l'energia elettrica non intendono sostituirsi ai necessari codici di rete nazionali per gli aspetti non transfrontalieri. Considerato che agire a livello regionale permette migliori progressi, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero porre in essere strutture regionali nell'ambito della struttura di cooperazione generale, assicurando nel contempo che i risultati a livello regionale siano conformi ai codici di rete e ai piani decennali non vincolanti di sviluppo delle reti a livello di Unione. Gli Stati membri dovrebbero promuovere la cooperazione e controllare l'efficacia della rete a livello regionale. La cooperazione a livello regionale dovrebbe essere compatibile con i progressi verso un mercato interno dell'energia elettrica competitivo ed efficiente.

L'ENTSO per l'energia elettrica dovrebbe svolgere a livello europeo una valutazione solida dell'adeguatezza delle risorse a medio-lungo termine, per fornire una base obiettiva in materia. La questione dell'adeguatezza delle risorse, che si affronta con i meccanismi di capacità, dovrebbe basarsi sulla valutazione di adeguatezza delle risorse europea. Tale valutazione può essere integrata da valutazioni nazionali.

La metodologia per la valutazione dell'adeguatezza delle risorse a lungo termine (da 1 a 10 anni) di cui al presente regolamento ha scopo diverso rispetto alle valutazioni di adeguatezza (a sei mesi) di cui all'articolo 9 del regolamento (UE) 2019/941 del Parlamento europeo e del Consiglio¹¹. Le valutazioni a medio-lungo termine servono soprattutto per individuare i problemi di adeguatezza e valutare la necessità di meccanismi di capacità, mentre le valutazioni di adeguatezza servono per segnalare i possibili rischi a breve termine nell'arco dei sei mesi successivi che potrebbero causare un deterioramento significativo dello stato dell'offerta di energia elettrica. Anche i centri di coordinamento regionali effettuano valutazioni di adeguatezza a livello regionale sulla gestione del sistema di trasmissione dell'energia elettrica. Si tratta di valutazioni condotte su un arco temporale molto breve (giornaliero a settimanale) e usate nel contesto della gestione del sistema.

Prima di introdurre meccanismi di capacità, gli Stati membri dovrebbero valutare le distorsioni normative che gravano sulla questione connessa dell'adeguatezza delle risorse. Gli Stati membri dovrebbero essere tenuti ad adottare misure volte a eliminare le distorsioni individuate e dovrebbero adottare il relativo calendario attuativo. I meccanismi di capacità dovrebbero essere introdotti solo per far fronte ai problemi di adeguatezza che non possono essere risolti con l'eliminazione delle distorsioni di cui sopra.

Gli Stati membri che intendono introdurre meccanismi di capacità dovrebbero delineare obiettivi di adeguatezza delle risorse sulla base di una procedura trasparente e verificabile. Gli Stati membri dovrebbero essere liberi di stabilire il livello di sicurezza dell'approvvigionamento che desiderano.

A norma dell'articolo 108 TFUE, la Commissione ha competenza esclusiva a valutare la compatibilità con il mercato interno delle misure di aiuto di Stato che gli Stati membri possono porre in essere. La valutazione deve essere svolta sulla base dell'articolo 107, paragrafo 3, TFUE e conformemente alle disposizioni e agli orientamenti pertinenti che la Commissione può adottare a tale scopo. Il presente regolamento lascia impregiudicata la competenza esclusiva della Commissione conferita dal TFUE.

I meccanismi di capacità già in atto dovrebbero essere riesaminati alla luce del presente regolamento.

Nel presente regolamento si dovrebbero stabilire norme dettagliate per facilitare la partecipazione transfrontaliera a meccanismi di capacità. I gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero agevolare la partecipazione dei produttori interessati a meccanismi di capacità in altri Stati membri. Essi dovrebbero pertanto calcolare fino a quale capacità sarebbe possibile la partecipazione transfrontaliera, consentirla e verificare le disponibilità. Le autorità di regolazione dovrebbero far rispettare le norme transfrontaliere negli Stati membri.

I meccanismi di capacità non dovrebbero comportare sovracompensazioni e al tempo stesso dovrebbero garantire la sicurezza dell'approvvigionamento. A tale fine dovrebbero essere concepiti meccanismi di capacità diversi dalle riserve strategiche per far sì che il prezzo corrisposto per la disponibilità tenda automaticamente allo zero se si prevede che la capacità che sarebbe redditizia sul mercato dell'energia in assenza di un meccanismo di regolazione sia adeguata al livello di capacità richiesto.

Per sostenere gli Stati membri e le regioni che, a causa della transizione energetica, sono confrontati a sfide sociali, industriali ed economiche, la Commissione ha predisposto un'iniziativa a favore delle regioni ad alta intensità di carbone e di carbonio. In tale contesto la Commissione dovrebbe assistere gli Stati membri anche attraverso un sostegno mirato, ove possibile, per garantire in tali regioni una «transizione equa».

Date le differenze esistenti tra i sistemi energetici nazionali e le limitazioni tecniche delle reti elettriche esistenti, l'approccio migliore per progredire nell'integrazione dei mercati si situa spesso a livello regionale. Dovrebbe pertanto essere rafforzata la cooperazione regionale tra i gestori dei sistemi di trasmissione. Per garantire una cooperazione efficace si dovrebbe prevedere un nuovo quadro normativo che assicuri una governance regionale più solida e una vigilanza normativa, rafforzando altresì il potere decisionale dell'ACER nelle questioni transfrontaliere. È possibile che una maggiore cooperazione tra gli Stati membri sia necessaria anche in situazioni di crisi, per aumentare la sicurezza dell'approvvigionamento e limitare le distorsioni del mercato.

Il coordinamento a livello regionale tra i gestori dei sistemi di trasmissione è stato formalizzato con la partecipazione obbligatoria dei gestori suddetti agli enti regionali coordinatori della sicurezza. È opportuno che il coordinamento a livello regionale tra i gestori dei sistemi di trasmissione sia ulteriormente sviluppato tramite un rafforzamento del quadro istituzionale mediante la creazione di centri di coordinamento regionali. Nell'istituire i centri di coordinamento regionali si dovrebbe tener conto delle iniziative di coordinamento regionale in corso o previste e si dovrebbe sostenere la gestione sempre più integrata dei sistemi elettrici nell'Unione, garantendone la sicurezza ed efficienza. Per tale motivo è necessario garantire che il coordinamento dei gestori dei sistemi di trasmissione attraverso i centri di coordinamento regionali abbracci l'intera Unione. Se i gestori dei sistemi di transizione di una determinata regione non sono ancora coordinati da un centro di coordinamento regionale esistente o previsto, i gestori dei sistemi di trasmissione di tale regione dovrebbero istituire o designare un centro di coordinamento regionale.

L'ambito di applicazione geografico dei centri di coordinamento regionali dovrebbe consentire loro di apportare un contributo efficace al coordinamento delle operazioni dei gestori dei sistemi di trasmissione tra le regioni e dovrebbe accrescere la sicurezza del sistema e l'efficienza del mercato. I centri di coordinamento regionali dovrebbero disporre della flessibilità necessaria per operare nella regione nel modo più rispondente alla natura dei singoli compiti loro affidati.

I centri di coordinamento regionali dovrebbero svolgere compiti là dove la loro dimensione regionale apporta un valore aggiunto rispetto ai compiti svolti a livello nazionale. I compiti dei centri di coordinamento regionali dovrebbero coprire i compiti svolti dai coordinatori regionali della sicurezza a norma del regolamento (UE) 2017/1485 della Commissione¹² e altri compiti di gestione del sistema, gestione del mercato e preparazione ai rischi. I compiti dei centri di coordinamento regionali non dovrebbero includere la gestione in tempo reale del sistema dell'energia elettrica.

Nell'assolvimento dei loro compiti, i centri di coordinamento regionali dovrebbero contribuire al conseguimento degli obiettivi per il 2030 e il 2050 indicati nel quadro delle politiche per il clima e l'energia.

I centri di coordinamento regionali dovrebbero in primo luogo agire nell'interesse del funzionamento del mercato e del sistema della regione. Di conseguenza, i centri di coordinamento regionali dovrebbero disporre dei poteri necessari per coordinare le azioni che i gestori dei sistemi di trasmissione della regione devono intraprendere per talune funzioni e dovrebbero avere un ruolo consultivo rafforzato per le altre funzioni.

Le risorse umane, tecniche, materiali e finanziarie per i centri di coordinamento regionali non dovrebbero andare oltre lo stretto necessario per l'assolvimento dei loro compiti.

L'ENTSO per l'energia elettrica dovrebbe garantire che le attività dei centri di coordinamento regionali siano coordinate al di là delle frontiere regionali.

Per aumentare l'efficienza nelle reti di distribuzione dell'energia elettrica nell'Unione e assicurare una stretta cooperazione con i gestori dei sistemi di trasmissione e con l'ENTSO per l'energia elettrica, è necessario istituire un ente dei gestori dei sistemi di distribuzione nell'Unione («EU DSO»). I compiti dell'EU DSO dovrebbero essere chiaramente definiti e i metodi di lavoro dovrebbero garantire efficienza, trasparenza e rappresentatività tra i gestori dei sistemi di distribuzione dell'Unione. L'EU DSO dovrebbe cooperare strettamente con l'ENTSO per l'energia elettrica nella preparazione e applicazione dei codici di rete, ove opportuno, e dovrebbe adoperarsi per fornire orientamenti sull'integrazione tra l'altro della generazione distribuita e dello stoccaggio dell'energia nelle reti di distribuzione o in altri settori connessi alla gestione delle reti di distribuzione. L'EU DSO dovrebbe altresì tener debitamente conto delle specificità inerenti ai sistemi di distribuzione connessi a valle a sistemi elettrici insulari che non sono connessi ad altri sistemi elettrici mediante interconnettori.

È necessario rafforzare la cooperazione e il coordinamento tra i gestori dei sistemi di trasmissione per creare codici di rete volti a fornire e gestire un accesso transfrontaliero effettivo e trasparente alle reti di trasmissione e per garantire una pianificazione coordinata e sufficientemente lungimirante e un'evoluzione tecnica adeguata del sistema di trasmissione nell'Unione, compresa la creazione di capacità di interconnessione, prestando la necessaria attenzione al rispetto dell'ambiente. I codici di rete dovrebbero seguire orientamenti quadro non vincolanti (orientamenti quadro) ed elaborati dall'ACER. L'ACER dovrebbe svolgere un ruolo nel riesame, sulla base di dati oggettivi, dei progetti di codici di rete, compresa la loro conformità agli orientamenti quadro, e dovrebbe esserle consentito di raccomandare l'adozione di tali codici da parte della Commissione. L'ACER dovrebbe inoltre valutare le modifiche proposte ai codici di rete e dovrebbe esserle consentito di raccomandare l'adozione di tali codici da parte della Commissione. I gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero gestire le loro reti conformemente a questi codici di rete.

L'esperienza acquisita con l'elaborazione e l'adozione dei codici di rete ha dimostrato l'utilità di razionalizzare la procedura di elaborazione precisando che l'ACER ha il diritto di esaminare i progetti di codici della rete dell'energia elettrica prima che siano presentati alla Commissione.

Per garantire l'armonioso funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica è opportuno prevedere procedure che consentano l'adozione, da parte della Commissione, di decisioni ed orientamenti per quanto riguarda, tra l'altro, le tariffe e l'allocazione della capacità, garantendo nel contempo la partecipazione a tale processo delle autorità di regolazione, se del caso attraverso la loro associazione a livello di Unione. Le autorità di regolazione, unitamente ad altre autorità competenti negli Stati membri, svolgono un ruolo importante contribuendo al buon funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica.

Tutti gli operatori del mercato hanno interesse ai lavori che saranno svolti dall'ENTSO per l'energia elettrica. Una consultazione efficace risulta pertanto di fondamentale importanza e le strutture esistenti create per facilitare e razionalizzare il processo consultivo, ad esempio tramite le autorità di regolazione o l'ACER, dovrebbero svolgervi una parte rilevante.

Onde assicurare una maggiore trasparenza per quanto concerne l'intera rete di trasmissione dell'energia elettrica nell'Unione, l'ENTSO per l'energia elettrica dovrebbe elaborare, pubblicare e aggiornare regolarmente un piano di sviluppo decennale non vincolante della rete a livello di Unione che indichi le reti di trasmissione di energia elettrica realizzabili e le interconnessioni regionali necessarie, importanti dal punto di vista commerciale o della sicurezza degli approvvigionamenti.

Gli investimenti in una grande infrastruttura moderna dovrebbero essere promossi in modo deciso e al contempo si dovrebbe garantire il funzionamento regolare del mercato interno dell'energia elettrica. Per rafforzare l'effetto positivo sulla concorrenza degli interconnettori per corrente continua che beneficiano di un'esenzione e la sicurezza dell'approvvigionamento, l'interesse di questi progetti per il mercato dovrebbe essere analizzato durante la loro fase di pianificazione e dovrebbero essere adottate norme di gestione della congestione. Qualora gli interconnettori per corrente continua siano situati nel territorio di più Stati membri, spetta all'ACER trattare, in ultima istanza, la domanda di esenzione al fine di tenere conto più efficacemente delle sue ripercussioni transfrontaliere e di agevolare l'iter amministrativo della domanda. Inoltre, tenuto conto dei rischi eccezionali inerenti alla costruzione di questi grandi progetti infrastrutturali esentati dall'applicazione delle norme di concorrenza, le imprese aventi interessi in materia di fornitura e produzione dovrebbero essere in grado di beneficiare di una deroga temporanea alle norme sulla separazione completa delle attività per i progetti in questione. Le esenzioni concesse a norma del regolamento (CE) n. 1228/2003 del Parlamento europeo e del Consiglio¹³ continuano ad applicarsi fino alla data di scadenza prevista, fissata nella decisione che concede l'esenzione. Anche le infrastrutture elettriche offshore a doppia funzionalità (i cosiddetti «dispositivi ibridi offshore»), che combinano la trasmissione verso terra di energia eolica offshore e gli interconnettori, dovrebbero poter beneficiare di un'esenzione, ad esempio in virtù delle norme applicabili ai nuovi interconnettori per corrente continua. Se necessario, il quadro normativo dovrebbe tenere debitamente conto della situazione specifica di tali dispositivi per superare gli ostacoli alla realizzazione di dispositivi ibridi offshore socialmente efficienti sotto il profilo dei costi.

Per potenziare la fiducia nel mercato, i suoi partecipanti devono essere certi che i responsabili di comportamenti abusivi possono essere soggetti a sanzioni effettive, proporzionate e dissuasive. È opportuno conferire alle autorità competenti la facoltà di indagare efficacemente sulle denunce di abuso di mercato. A tal fine è necessario che le autorità competenti abbiano accesso ai dati che forniscono informazioni sulle decisioni operative adottate dalle imprese di fornitura. Nel mercato dell'energia elettrica molte di queste decisioni sono adottate dai produttori, che dovrebbero mettere a disposizione delle autorità competenti, in modo facilmente accessibile, le relative informazioni per un periodo determinato. Le autorità competenti dovrebbero inoltre verificare regolarmente l'osservanza delle norme da parte dei gestori dei sistemi di trasmissione. I piccoli produttori che non sono in grado di falsare le condizioni del mercato dovrebbero essere esonerati da quest'obbligo.

È opportuno che gli Stati membri e le competenti autorità siano tenuti a trasmettere alla Commissione le informazioni pertinenti. La Commissione dovrebbe considerare dette informazioni come riservate. Se necessario, la Commissione dovrebbe poter richiedere le informazioni pertinenti direttamente alle imprese interessate, purché le autorità competenti siano informate.

Gli Stati membri dovrebbero determinare le sanzioni da irrogare in caso di violazione delle norme del presente regolamento e assicurarne l'applicazione. Le sanzioni dovrebbero essere effettive, proporzionate e dissuasive.

Gli Stati membri, le parti contraenti della Comunità dell'energia e gli altri paesi terzi che applicano il presente regolamento o partecipano all'area sincrona dell'Europa continentale dovrebbero cooperare strettamente su tutte le questioni riguardanti lo sviluppo di una regione di scambi integrati di energia elettrica e non dovrebbero adottare misure che compromettano l'ulteriore integrazione dei mercati dell'energia elettrica o la sicurezza dell'approvvigionamento degli Stati membri e delle parti contraenti.

All'epoca dell'adozione del regolamento (CE) n. 714/2009, a livello di Unione esistevano solo poche regole per il mercato interno dell'energia elettrica. Da allora il mercato interno dell'Unione è divenuto più complesso a causa dei cambiamenti radicali che i mercati stanno attraversando, in particolare per quanto concerne la diffusione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili variabili. I codici di rete e gli orientamenti sono pertanto divenuti ampi ed esaustivi e comprendono questioni sia tecniche che generali.

Al fine di assicurare il livello minimo di armonizzazione necessario al funzionamento efficace dei mercati, è opportuno conferire alla Commissione il potere di adottare atti conformemente all'articolo 290 TFUE riguardo a elementi non essenziali di taluni settori specifici che sono fondamentali per l'integrazione dei mercati. Tra tali atti dovrebbero figurare l'adozione e la modifica di taluni codici di rete e orientamenti ove essi integrano il presente regolamento, la cooperazione regionale dei gestori dei sistemi di trasmissione e delle autorità di regolazione, le compensazioni finanziarie tra gestori dei sistemi di trasmissione e l'applicazione delle disposizioni di esenzione per i nuovi interconnettori. È di particolare importanza che durante i lavori preparatori la Commissione svolga adeguate consultazioni, anche a livello di esperti, nel rispetto dei principi stabiliti nell'accordo interistituzionale «Legiferare meglio» del 13 aprile 2016¹⁴. 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.

È opportuno attribuire alla Commissione competenze di esecuzione conformemente all'articolo 291 TFUE al fine di garantire condizioni uniformi di esecuzione del presente regolamento. È altresì opportuno che tali competenze siano esercitate conformemente al regolamento (UE) n. 182/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio¹⁵. Per l'adozione di tali atti di esecuzione è opportuno far ricorso alla procedura d'esame.

Poiché l'obiettivo del presente regolamento, vale a dire la predisposizione di un quadro armonizzato per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica, non può essere conseguito in misura sufficiente dagli Stati membri ma, a motivo della portata e degli effetti dell'azione in oggetto, 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. Il presente regolamento si limita a quanto è necessario per conseguire tale obiettivo in ottemperanza al principio di proporzionalità enunciato nello stesso articolo.

Per ragioni di coerenza e certezza del diritto, nessuna disposizione del presente regolamento dovrebbe impedire l'applicazione delle deroghe derivanti dall'articolo 66 della direttiva (UE) 2019/944,