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)

Testo vigente

Art. 19 Rendita di congestione

1. Le procedure di gestione della congestione associate a un periodo prestabilito possono generare entrate soltanto se si verifica una congestione in quel determinato periodo, tranne nel caso di nuovi interconnettori che beneficiano di una deroga a norma dell'articolo 63 del presente regolamento, dell'articolo 17 del regolamento (CE) n. 714/2009 o dell'articolo 7 del regolamento (CE) n. 1228/2003. La procedura di ripartizione di tali proventi è oggetto di riesame da parte delle autorità di regolazione e non distorce il processo di allocazione a favore di una parte che chiede capacità o energia né costituisce un disincentivo a ridurre la congestione.

I seguenti obiettivi hanno priorità per quanto riguarda l’allocazione dei proventi derivanti dall’allocazione della capacità interzonale:

a) garantire l’effettiva disponibilità della capacità allocata, inclusa la compensazione di irrevocabilità;
b) mantenere o aumentare le capacità interzonali attraverso l’ottimizzazione dell’uso degli interconnettori esistenti mediante contromisure, ove applicabile, oppure coprire i costi derivanti da investimenti nella rete rilevanti per ridurre la congestione del circuito di interconnessione, oppure
c) compensare i gestori di impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili in una zona di offerta offshore direttamente connessi a due o più zone di offerta qualora l’accesso ai mercati interconnessi sia stato ridotto in modo tale che il gestore dell’impianto offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili non sia in grado di esportare la propria capacità di generazione di energia elettrica verso il mercato e, se del caso, ne risulti una corrispondente diminuzione del prezzo nella zona di offerta offshore a fronte di una situazione senza riduzione di capacità.

La compensazione di cui al primo comma, lettera c), si applica qualora, nei risultati del calcolo della capacità convalidati, uno o più gestori di sistemi di trasmissione non abbiano messo a disposizione la capacità concordata negli accordi di connessione sull’interconnettore o non abbiano messo a disposizione la capacità sugli elementi critici di rete conformemente alle regole di calcolo della capacità stabilite all’articolo 16, paragrafo 8. I gestori dei sistemi di trasmissione responsabili della limitazione di accesso ai mercati interconnessi sono responsabili della compensazione dei gestori di impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Su base annua, tale compensazione non supera la rendita di congestione totale generata sugli interconnettori tra le zone di offerta interessate.

3. Qualora gli obiettivi prioritari di cui al paragrafo 2 siano stati adeguatamente conseguiti, i proventi possono essere utilizzati come rendita, di cui le autorità di regolazione tengono conto in fase di approvazione della metodologia per calcolare le tariffe di rete o stabilire le tariffe di rete o entrambi. I proventi restanti sono collocati su una linea contabile interna distinta, fino al momento in cui possono essere utilizzati ai fini di cui al paragrafo 2.

L'utilizzo dei proventi conformemente al paragrafo 2, lettera a) o b), avviene secondo una metodologia proposta dai gestori dei sistemi di trasmissione, previa consultazione delle autorità di regolazione e delle parti interessate e a seguito dell'approvazione dell'ACER. I gestori dei sistemi di trasmissione presentano la metodologia proposta all'ACER entro il 5 luglio 2020 e l'ACER decide in merito alla metodologia proposta entro sei mesi dal ricevimento della stessa.

L'ACER può richiedere ai gestori dei sistemi di trasmissione di modificare o aggiornare la metodologia di cui al primo comma. L'ACER decide sulla la metodologia modificata o aggiornata entro sei mesi dalla sua presentazione.

La metodologia descrive almeno le condizioni alle quali i proventi possono essere utilizzati ai fini di cui al paragrafo 2, le condizioni alle quali possono essere collocati su una linea contabile interna distinta per un uso futuro a questi fini e per quanto tempo vi possono essere collocati.

I gestori dei sistemi di trasmissione stabiliscono chiaramente in anticipo in che modo sarà utilizzata l'eventuale rendita di congestione e riferiscono alle autorità di regolazione in merito all'utilizzo effettivo di tale rendita. Ogni anno entro il 1o marzo le autorità di regolazione informano l'ACER e pubblicano una relazione che indica:

a) l'importo dei proventi relativi al periodo di 12 mesi che termina il 31 dicembre del precedente anno;
b) il modo in cui tali proventi sono stati utilizzati a norma del paragrafo 2, compresi i progetti specifici per i quali la rendita è stata utilizzata e la rendita collocata su una linea contabile distinta;
c) la rendita che è stata utilizzata nel calcolo delle tariffe di rete; e
d) la verifica che la rendita di cui alla lettera c) è conforme al presente regolamento e alla metodologia elaborata a norma dei paragrafi 3 e 4.

Nei casi in cui parte delle entrate generate dalla congestione sia utilizzata per calcolare le tariffe di rete, la relazione illustra il modo in cui gli operatori dei sistemi di trasmissione hanno soddisfatto gli obiettivi prioritari enunciati al paragrafo 2, ove applicabile.

Capo III bis. Incentivi specifici agli investimenti per conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione dell’unione

Art. 19 bis Accordi di compravendita di energia elettrica

1. Fatta salva la direttiva (UE) 2018/2001 sulla promozione delle fonti rinnovabili, gli Stati membri promuovono il ricorso agli accordi di compravendita di energia elettrica, anche eliminando gli ostacoli ingiustificati e le procedure o gli oneri sproporzionati o discriminatori, al fine di garantire la prevedibilità dei prezzi e conseguire gli obiettivi stabiliti nei rispettivi piani nazionali integrati per l’energia e il clima per quanto riguarda la dimensione «decarbonizzazione» di cui all’articolo 4, lettera a), del regolamento (UE) 2018/1999, anche per quanto riguarda l’energia rinnovabile, preservando nel contempo la competitività e la liquidità dei mercati dell’energia elettrica e gli scambi transfrontalieri.

2. Nell’effettuare il riesame del presente regolamento a norma dell’articolo 69, paragrafo 2, la Commissione valuta, previa consultazione delle pertinenti parti interessate, il potenziale e la sostenibilità di una o più piattaforme di mercato dell’Unione per gli accordi di compravendita di energia elettrica, da utilizzare su base volontaria, comprese l’interazione di tali potenziali piattaforme con altre piattaforme esistenti del mercato dell’energia elettrica e la messa in comune della domanda di accordi di compravendita di energia elettrica mediante aggregazione.

3. Gli Stati membri provvedono, in modo coordinato, a che strumenti come i regimi di garanzia a prezzi di mercato, volti a ridurre i rischi finanziari associati al mancato pagamento da parte degli acquirenti nel quadro degli accordi di compravendita di energia elettrica, siano disponibili e accessibili ai clienti che si trovano ad affrontare ostacoli all’ingresso sul mercato di tali accordi e che non versano in difficoltà finanziarie. Tali strumenti possono comprendere, tra l’altro, regimi di garanzia statali a prezzi di mercato, garanzie private o strumenti che aggregano la domanda di accordi di compravendita di energia elettrica, in conformità del pertinente diritto dell’Unione. A tal fine, gli Stati membri assicurano un coordinamento adeguato, anche con i pertinenti strumenti a livello dell’Unione. Gli Stati membri possono stabilire le categorie di clienti interessate da tali strumenti, applicando criteri non discriminatori nell’ambito delle categorie di clienti e tra di esse.

4. Fatti salvi gli articoli 107 e 108 TFUE, se un regime di garanzia per gli accordi di compravendita di energia elettrica è sostenuto dallo Stato membro, esso comprende disposizioni atte a evitare una riduzione della liquidità sui mercati dell’energia elettrica e non eroga sostegno per l’acquisto di energia generata a partire da combustibili fossili. Gli Stati membri possono decidere di limitare tali regimi di garanzia al sostegno esclusivo dell’acquisto di elettricità da nuova generazione di energia rinnovabile conformemente alle politiche di decarbonizzazione degli Stati membri, in particolare quando il mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili quali definiti all’articolo 2, punto 17), della direttiva (UE) 2018/2001 non è sufficientemente sviluppato.

5. I regimi di sostegno per l’energia elettrica generata da fonti rinnovabili consentono la partecipazione di progetti che riservano una parte dell’energia elettrica alla vendita attraverso un accordo di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili o altri accordi basati sul mercato, a condizione che tale partecipazione non incida negativamente sulla concorrenza nel mercato, in particolare quando le due parti dell’accordo di compravendita di energia elettrica sono controllate dalla stessa entità.

6. Nel concepire i regimi di sostegno di cui al paragrafo 5 gli Stati membri si adoperano per utilizzare criteri di valutazione atti a incentivare gli offerenti ad agevolare l’accesso di clienti che si trovano ad affrontare ostacoli all’ingresso sul mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica, a condizione che ciò non incida negativamente sulla concorrenza nel mercato.

7. Gli accordi di compravendita di energia elettrica specificano la zona di offerta in cui avviene la consegna e la responsabilità di garantire i diritti di trasmissione interzonali in caso di modifica della zona di offerta conformemente all’articolo 14.

8. Gli accordi di compravendita di energia elettrica specificano i termini e le condizioni ai quali i clienti e i produttori possono recedere dagli stessi, quali le commissioni di uscita e i tempi di preavviso eventualmente applicabili, nel rispetto del diritto della concorrenza dell’Unione.

9. Nel definire le misure che incidono direttamente sugli accordi di compravendita di energia elettrica, gli Stati membri rispettano le eventuali legittime aspettative e tengono conto dell’effetto di tali misure sugli accordi di compravendita di energia elettrica esistenti e futuri.

10. Entro il 31 gennaio 2026 e successivamente ogni due anni, la Commissione valuta se nei mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica persistano ostacoli e se tali mercati siano sufficientemente trasparenti. La Commissione può elaborare orientamenti specifici sull’eliminazione degli ostacoli sui mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica, compresi procedure o oneri sproporzionati o discriminatori.

Art. 19 ter Modelli volontari per gli accordi di compravendita di energia elettrica e monitoraggio degli accordi di compravendita di energia elettrica

1. L’ACER pubblica una valutazione annuale sul mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica a livello dell’Unione e degli Stati membri nell’ambito della sua relazione annuale pubblicata a norma dell’articolo 15, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2019/942.

Entro il 17 ottobre 2024, l’ACER valuta, in stretto coordinamento con le pertinenti istituzioni e parti interessate, la necessità di elaborare e pubblicare modelli volontari per gli accordi di compravendita di energia elettrica, adattati alle esigenze delle diverse categorie di controparti.

Qualora dalla valutazione emerga la necessità di elaborare e pubblicare tali modelli volontari per gli accordi di compravendita di energia elettrica, l’ACER, insieme ai NEMO e previa consultazione delle pertinenti parti interessate, elabora modelli che tengono conto di quanto segue:

a) il ricorso a tali contratti modello avviene su base volontaria per le parti contraenti;
b) i contratti modello, tra l’altro:
1. i) offrono una gamma di durate dei contratti;
2. ii) forniscono una gamma di formule tariffarie;
3. iii) tengono conto del profilo di carico dell’acquirente e del profilo di generazione del generatore.

Art. 19 quater Misure a livello dell’Unione per contribuire al conseguimento della quota aggiuntiva di energia da fonti rinnovabili

La Commissione valuta se misure a livello dell’Unione possano contribuire al conseguimento dello sforzo collettivo degli Stati membri pari a una quota aggiuntiva del 2,5 % di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia dell’Unione nel 2030, a norma della direttiva (UE) 2018/2001, a integrazione delle misure nazionali. La Commissione analizza la possibilità di utilizzare il meccanismo unionale di finanziamento per l’energia rinnovabile istituito a norma dell’articolo 33 del regolamento (UE) 2018/1999 per organizzare aste in materia di energia rinnovabile a livello dell’Unione in linea con il pertinente quadro normativo.

Art. 19 quinquies Regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza per gli investimenti

I regimi di sostegno diretto dei prezzi per gli investimenti in nuovi impianti di generazione di energia elettrica a partire dalle fonti elencate al paragrafo 4 assumono la forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti.

Il primo comma si applica ai contratti nell’ambito di regimi di sostegno diretto dei prezzi per gli investimenti in nuova generazione conclusi a decorrere dal 17 luglio 2027, o, nel caso degli impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili connessi a progetti ibridi offshore collegati a due o più zone di offerta, a decorrere dal 17 luglio 2029.

La partecipazione dei partecipanti al mercato ai regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza e a regimi equivalenti con gli stessi effetti è su base volontaria.

2. Tutti i regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza e di regimi equivalenti con gli stessi effetti sono concepiti per:

a) preservare gli incentivi affinché l’impianto di generazione funzioni e partecipi in modo efficiente ai mercati dell’energia elettrica, in particolare per rispecchiare le condizioni di mercato;
b) prevenire qualsiasi effetto distorsivo del regime di sostegno sulle decisioni in materia di funzionamento, dispacciamento e manutenzione dell’impianto di generazione o sul comportamento dell’offerta nei mercati del giorno prima, infragiornaliero, dei servizi ancillari e di bilanciamento;
c) assicurare che il livello della protezione della remunerazione minima e del limite massimo all’eccesso di remunerazione siano allineati al costo del nuovo investimento e ai ricavi di mercato, per garantire la sostenibilità economica a lungo termine dell’impianto di generazione evitando nel contempo una sovracompensazione;
d) evitare indebite distorsioni della concorrenza e del commercio nel mercato interno, in particolare determinando gli importi di remunerazione tramite una procedura di gara competitiva aperta, chiara, trasparente e non discriminatoria. Nei casi in cui non sia possibile condurre una siffatta procedura di gara competitiva, i contratti per differenza o i regimi equivalenti con gli stessi effetti, e i prezzi di esercizio applicabili, sono concepiti in modo da garantire che la distribuzione dei ricavi alle imprese non crei indebite distorsioni della concorrenza e del commercio nel mercato interno;
e) evitare distorsioni della concorrenza e del commercio nel mercato internazionale risultanti dalla distribuzione dei ricavi alle imprese;
f) includere clausole penali applicabili in caso di indebita risoluzione anticipata unilaterale del contratto.

3. Nella valutazione dei contratti bidirezionali per differenza o dei regimi equivalenti con gli stessi effetti a norma degli articoli 107 e 108 TFUE, la Commissione garantisce il rispetto dei principi di concezione di cui al paragrafo 2.

4. Il paragrafo 1 si applica agli investimenti nella nuova generazione di energia elettrica a partire dalle seguenti fonti:

a) energia eolica;
b) energia solare;
c) energia geotermica;
d) energia idroelettrica senza serbatoio;
e) energia nucleare.

Gli eventuali ricavi, o l’equivalente in valore finanziario di tali ricavi, derivanti dai regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza e di regimi equivalenti con gli stessi effetti di cui al paragrafo 1 sono distribuiti ai clienti finali.

Fatto salvo il primo comma, i ricavi, o l’equivalente in valore finanziario di tali ricavi, possono essere utilizzati anche per finanziare i costi dei regimi di sostegno diretto dei prezzi o degli investimenti volti a ridurre i costi dell’energia elettrica per i clienti finali.

La distribuzione dei ricavi ai clienti finali è concepita in modo da mantenere gli incentivi a ridurre il consumo o a spostarlo verso periodi in cui i prezzi dell’energia elettrica sono bassi e da non compromettere la concorrenza tra i fornitori di energia elettrica.

6. In conformità dell’articolo 4, paragrafo 3, terzo comma, della direttiva (UE) 2018/2001, gli Stati membri possono esonerare gli impianti di energia rinnovabile di piccola taglia e i progetti dimostrativi dall’obbligo di cui al paragrafo 1 del presente articolo.

Art. 19 sexies Valutazione delle esigenze di flessibilità

Entro un anno dall’approvazione da parte dell’ACER della metodologia di cui al paragrafo 6 e successivamente ogni due anni, l’autorità di regolazione o un’altra autorità o entità designata da uno Stato membro adotta una relazione sulle esigenze stimate di flessibilità per i successivi 5-10 anni a livello nazionale, vista la necessità di conseguire in modo efficace sotto il profilo dei costi la sicurezza e l’affidabilità dell’approvvigionamento e di decarbonizzare il sistema elettrico, tenendo conto dell’integrazione delle fonti di energia rinnovabili variabili di energia elettrica e dei diversi settori, nonché della natura interconnessa del mercato dell’energia elettrica, compresi gli obiettivi di interconnessione e la flessibilità transfrontaliera potenzialmente disponibile.

La relazione di cui al primo comma:

a) è coerente con la valutazione europea dell’adeguatezza delle risorse e con le valutazioni nazionali dell’adeguatezza delle risorse effettuate a norma degli articoli 23 e 24;
b) si basa sui dati e sulle analisi forniti dai gestori dei sistemi di trasmissione e dai gestori dei sistemi di distribuzione di ciascuno Stato membro a norma del paragrafo 4 utilizzando la metodologia comune di cui al paragrafo 4 e, se debitamente giustificato, su dati e analisi aggiuntivi.

Se lo Stato membro ha designato un gestore del sistema di trasmissione o un’altra entità ai fini dell’adozione della relazione di cui al primo comma, l’autorità di regolazione approva o modifica la relazione.

2. La relazione di cui al paragrafo 1, come minimo:

a) valuta i diversi tipi di esigenze di flessibilità, almeno su base stagionale, giornaliera e oraria, per integrare nel sistema elettrico l’energia elettrica generata da fonti rinnovabili, tra l’altro sulla base di diverse ipotesi relativamente ai prezzi di mercato nonché alla generazione e alla domanda di energia elettrica;
b) prende in considerazione il potenziale che le risorse di flessibilità non fossile, come la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia, comprese l’aggregazione e l’interconnessione, offrono per soddisfare l’esigenza di flessibilità, sia a livello di trasmissione che di distribuzione;
c) valuta gli ostacoli alla flessibilità del mercato e propone pertinenti misure di attenuazione e incentivi, compresa l’eliminazione degli ostacoli normativi e possibili miglioramenti dei mercati e dei servizi o prodotti di gestione del sistema;
d) valuta il contributo della digitalizzazione delle reti di trasmissione e di distribuzione dell’energia elettrica; e
e) tiene conto delle fonti di flessibilità che dovrebbero essere disponibili in altri Stati membri.

3. I gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione di ciascuno Stato membro forniscono all’autorità di regolazione o a un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 i dati e le analisi necessari per la preparazione della relazione di cui al paragrafo 1. Ove debitamente giustificato, l’autorità di regolazione o un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 può chiedere ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai gestori dei sistemi di distribuzione interessati di fornire ulteriori contributi alla relazione, oltre ai requisiti di cui al paragrafo 4. I gestori dei sistemi di trasmissione dell’elettricità o i gestori dei sistemi di distribuzione dell’elettricità interessati insieme con i gestori dei sistemi di gas naturale e con i gestori dei sistemi dell’idrogeno coordinano la raccolta delle informazioni pertinenti, ove necessario, ai fini del presente articolo.

L’ENTSO per l’energia elettrica e l’EU DSO coordinano i lavori dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione per quanto riguarda i dati e le analisi da fornire a norma del paragrafo 3. In particolare:

a) definiscono il tipo e il formato dei dati che i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione devono fornire alle autorità di regolazione o a un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1;
b) mettono a punto una metodologia per l’analisi delle esigenze di flessibilità da parte dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione, tenendo conto come minimo:
1. i) di tutte le fonti di flessibilità disponibili, in modo efficiente sotto il profilo dei costi nei diversi orizzonti temporali, anche in altri Stati membri;
2. ii) degli investimenti previsti nell’interconnessione e nella flessibilità a livello di trasmissione e distribuzione; e
3. iii) della necessità di decarbonizzare il sistema elettrico al fine di conseguire gli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima quali definiti all’articolo 2, punto 11), del regolamento (UE) 2018/1999 e il suo obiettivo di neutralità climatica entro il 2050 stabilito all’articolo 2 del regolamento (UE) 2021/1119, conformemente all’accordo di Parigi adottato nell’ambito della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici¹².

La metodologia di cui alla lettera b) del primo comma contiene criteri guida su come valutare la capacità delle diverse fonti di flessibilità di soddisfare le esigenze di flessibilità.

5. L’ENTSO per l’energia elettrica e l’EU DSO cooperano strettamente per il coordinamento dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione in relazione alla fornitura dei dati e delle analisi a norma del paragrafo 4.

6. Entro il 17 aprile 2025, l’ENTSO per l’energia elettrica e l’EU DSO presentano congiuntamente all’ACER una proposta riguardante il tipo e il formato dei dati da presentare a un’autorità di regolazione o a un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 nonché la metodologia per l’analisi delle esigenze di flessibilità di cui al paragrafo 4. Entro tre mesi dal ricevimento della proposta l’ACER l’approva o la modifica. In quest’ultimo caso l’ACER consulta il gruppo di coordinamento per l’energia elettrica, l’ENTSO per l’energia elettrica e l’EU DSO prima di adottare le modifiche. La proposta adottata è pubblicata sul sito web dell’ACER.

L’autorità di regolazione o, se del caso, un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 trasmette alla Commissione e all’ACER le relazioni di cui al paragrafo 1 e le pubblica. Entro 12 mesi dal ricevimento delle relazioni l’ACER pubblica una relazione che le analizza e formula raccomandazioni su questioni di rilevanza transfrontaliera con riferimento alle conclusioni dell’autorità di regolazione o, se del caso, di un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1, comprese raccomandazioni sull’eliminazione degli ostacoli all’ingresso delle risorse di flessibilità non fossile.

Tra le questioni di rilevanza transfrontaliera, l’ACER valuta:

a) come integrare meglio l’analisi delle esigenze di flessibilità di cui al paragrafo 1 del presente articolo con la metodologia per la valutazione europea dell’adeguatezza delle risorse conformemente all’articolo 23 e la metodologia per il piano decennale di sviluppo della rete a livello dell’Unione, garantendo la coerenza tra loro;
b) le esigenze stimate di flessibilità nel sistema elettrico a livello dell’Unione e il suo potenziale economicamente disponibile previsto per i successivi 5-10 anni, tenendo conto delle relazioni nazionali;
c) la potenziale introduzione di ulteriori misure per liberare il potenziale di flessibilità nei mercati dell’energia elettrica e nella gestione del sistema.

I risultati dell’analisi di cui al secondo comma, lettera a) possono essere presi in considerazione in ulteriori revisioni delle metodologie di cui a tale lettera conformemente ai pertinenti atti giuridici dell’Unione.

Il comitato consultivo scientifico europeo sui cambiamenti climatici può, di propria iniziativa, fornire contributi all’ACER su come garantire la conformità con gli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e con l’obiettivo della neutralità climatica entro il 2050.

8. L’ENTSO per l’energia elettrica aggiorna il piano di sviluppo della rete a livello di Unione per includervi i risultati delle relazioni delle esigenze di flessibilità di cui al paragrafo 1. Tali relazioni sono prese in considerazione dai gestori dei sistemi di trasmissione e dai gestori dei sistemi di distribuzione nei rispettivi piani di sviluppo della rete.

Art. 19 septies Obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile

Entro sei mesi dalla presentazione della relazione di cui all’articolo 19 sexies, paragrafo 1, del presente regolamento, ciascuno Stato membro definisce, sulla base di tale relazione, un obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile, compresi i rispettivi contributi specifici della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia a detto obiettivo. Gli Stati membri possono conseguire tale obiettivo realizzando il potenziale individuato della flessibilità non fossile, mediante l’eliminazione degli ostacoli di mercato individuati o mediante i regimi di sostegno alla flessibilità non fossile di cui all’articolo 19 octies del presente regolamento. Di tale obiettivo nazionale indicativo, compresi i rispettivi contributi specifici della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia a detto obiettivo e le misure per conseguirlo, tengono conto gli Stati membri nei rispettivi piani nazionali integrati per l’energia e il clima con riferimento alla dimensione «mercato interno dell’energia», conformemente agli articoli 3, 4 e 7 del regolamento (UE) 2018/1999, e nelle relazioni intermedie nazionali integrate sull’energia e il clima, conformemente all’articolo 17 del medesimo regolamento. Gli Stati membri possono definire obiettivi nazionali indicativi provvisori fino all’adozione della relazione a norma dell’articolo 19 sexies, paragrafo 1, del presente regolamento. A seguito della valutazione effettuata a norma dell’articolo 9 del regolamento (UE) 2018/1999, la Commissione, dopo aver ricevuto l’obiettivo indicativo nazionale definito e comunicato dagli Stati membri conformemente al paragrafo 1 del presente articolo, trasmette al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione di valutazione delle relazioni nazionali. Sulla base delle conclusioni della relazione redatta con le prime informazioni comunicate dagli Stati membri, la Commissione può elaborare una strategia dell’Unione in materia di flessibilità, incentrata in particolare sulla gestione della domanda e sullo stoccaggio di energia per facilitare la loro diffusione, che sia coerente con gli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e all’obiettivo della neutralità climatica entro il 2050. Tale strategia dell’Unione in materia di flessibilità può essere accompagnata, se del caso, da una proposta legislativa.

Art. 19 octies Regimi di sostegno alla flessibilità non fossile

1. Qualora gli investimenti nella flessibilità non fossile siano insufficienti a conseguire l’obiettivo nazionale indicativo o, se del caso, gli obiettivi nazionali indicativi provvisori definiti a norma dell’articolo 19 septies, gli Stati membri possono applicare regimi di sostegno alla flessibilità non fossile sotto forma di pagamenti per la capacità disponibile di flessibilità non fossile, fatti salvi gli articoli 12 e 13. Gli Stati membri che applicano un meccanismo di capacità valutano la possibilità di apportare i necessari adeguamenti nella concezione dei meccanismi di capacità per promuovere la partecipazione delle componenti di flessibilità non fossile, quali la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia, fatta salva la possibilità per tali Stati membri di utilizzare i regimi di sostegno alla flessibilità non fossile di cui al presente paragrafo.

2. La possibilità che hanno gli Stati membri di applicare misure di sostegno alla flessibilità non fossile di cui al paragrafo 1 del presente articolo non impedisce loro di perseguire gli obiettivi nazionali indicativi definiti a norma dell’articolo 19 septies con altri mezzi.

Art. 19 nonies Principi di concezione dei regimi di sostegno alla flessibilità non fossile

I regimi di sostegno alla flessibilità non fossile applicati dagli Stati membri a norma dell’articolo 19 octies, paragrafo 1:

a) non vanno al di là di quanto necessario per conseguire l’obiettivo nazionale indicativo o, se del caso, l’obiettivo nazionale indicativo provvisorio definito a norma dell’articolo 19 septies in modo efficace sotto il profilo dei costi;
b) si limitano ai nuovi investimenti nelle risorse di flessibilità non fossile, come la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia;
c) tentano di tener conto dei criteri legati all’ubicazione per garantire che gli investimenti in nuova capacità avvengano in siti ottimali;
d) non comportano l’avvio di una generazione a partire da combustibili fossili situata oltre il punto di misurazione;
e) selezionano i fornitori di capacità tramite una procedura aperta, trasparente, competitiva, volontaria, non discriminatoria ed efficace sotto il profilo dei costi;
f) prevengono indebite distorsioni del funzionamento efficiente dei mercati dell’energia elettrica, anche preservando gli incentivi all’efficienza operativa e i segnali di prezzo, nonché l’esposizione alla variazione dei prezzi e al rischio di mercato;
g) prevedono l’erogazione di incentivi per l’integrazione nei mercati dell’energia elettrica basati su criteri di mercato e che rispondono ai segnali di mercato, evitando inutili distorsioni dei mercati dell’energia elettrica e tenendo conto degli eventuali costi di integrazione del sistema e della congestione e della stabilità della rete;
h) fissano un livello minimo di partecipazione al mercato dell’elettricità in termini di energia attivata, che tenga conto delle specificità tecniche dell’asset che offre la flessibilità;
i) applicano sanzioni adeguate ai fornitori di capacità che non rispettano il livello minimo di partecipazione al mercato dell’elettricità di cui alla lettera h) o che non si attengono agli incentivi all’efficienza operativa e ai segnali di prezzo di cui alla lettera f);
j) promuovono l’apertura alla partecipazione transfrontaliera delle risorse in grado di fornire le prestazioni tecniche previste, qualora l’analisi costi-benefici abbia un esito positivo.

Capo IV. Adeguatezza delle risorse

Art. 20 Adeguatezza delle risorse nel mercato interno dell'energia elettrica

1. Gli Stati membri vigilano sull'adeguatezza delle risorse nel loro territorio sulla base della valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse di cui all'articolo 23. Al fine di integrare la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse, gli Stati membri possono svolgere anche valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse a norma dell'articolo 24.

2. Se dalla valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse di cui all'articolo 23 o dalla valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse di cui all'articolo 19 emerge un motivo di preoccupazione su questo aspetto, lo Stato membro interessato individua le eventuali distorsioni normative o le carenze del mercato che hanno dato adito o contribuito a dar adito alla preoccupazione.

3. Gli Stati membri per i quali sono individuati problemi di adeguatezza delle risorse elaborano e pubblicano un piano di attuazione corredato di un calendario per l'adozione delle misure volte ad eliminare le distorsioni normative o le carenze del mercato individuate nel quadro della procedura di aiuti di Stato. Nel far fronte alle preoccupazioni concernenti l'adeguatezza delle risorse, gli Stati membri in particolare tengono conto dei principi di cui all'articolo 3 e considerano:

a) la rimozione delle distorsioni normative;
b) la rimozione dei prezzi massimali in conformità dell'articolo 10;
c) l'introduzione di una funzione di determinazione dei prezzi in situazione di scarsità per l'energia di bilanciamento a norma dell'articolo 44, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2017/2195;
d) l'aumento della capacità di interconnessione e della capacità della rete interna per conseguire almeno gli obiettivi di interconnessione di cui all'articolo 4, paragrafo 1, lettera d), del regolamento (UE) 2018/1999;
e) la possibilità di consentire l'autoproduzione, lo stoccaggio dell'energia, le misure sul versante della domanda e l'efficienza energetica, adottando misure intese ad eliminare qualsiasi distorsione normativa identificata;
f) la garanzia di un'acquisizione efficiente sotto il profilo dei costi e orientata al mercato di servizi di bilanciamento e ancillari;
g) la rimozione dei prezzi regolamentati laddove richiesto dall'articolo 5 della direttiva (UE) 2019/944.

4. Gli Stati membri interessati sottopongono i loro piani di attuazione al riesame della Commissione.

5. Entro quattro mesi dal ricevimento del piano di attuazione, la Commissione emette un parere in cui stabilisce se le misure siano sufficienti per eliminare le distorsioni normative o le carenze del mercato identificate a norma del paragrafo 2 e può invitare gli Stati membri a modificare di conseguenza i piani di attuazione.

6. Gli Stati membri interessati vigilano sull'applicazione dei loro piani di attuazione e pubblicano i risultati del monitoraggio in una relazione annuale che presentano alla Commissione.

7. La Commissione emette un parere in cui stabilisce se i piani di attuazione siano stati attuati in misura sufficiente e se il problema dell'adeguatezza delle risorse sia stato risolto.

8. Gli Stati membri continuano a rispettare il piano di attuazione dopo che il problema identificato concernente l'adeguatezza delle risorse è stato risolto.

Art. 21 Principi generali per i meccanismi di capacità

Confronta versioni 2

1. Nell’attuare le misure di cui all’articolo 20, paragrafo 3, del presente regolamento conformemente agli articoli 107, 108 e 109 TFUE, gli Stati membri possono introdurre meccanismi di capacità.

2. Prima di introdurre meccanismi di capacità, gli Stati membri interessati effettuano uno studio approfondito dei possibili effetti di tali meccanismi sugli Stati membri limitrofi, consultandosi almeno con gli Stati membri limitrofi ai cui sistemi elettrici sono connessi e con le parti interessate di tali Stati membri.

3. Gli Stati membri valutano se un meccanismo di capacità in forma di riserva strategica sia in grado di risolvere i problemi di adeguatezza delle risorse. In caso di risposta negativa, gli Stati membri possono attuare un diverso tipo di meccanismo di capacità.

4. Gli Stati membri non introducono meccanismi di capacità se sia la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse sia la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse o, in assenza di una valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse, la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse, non hanno identificato un motivo di preoccupazione concernente l'adeguatezza delle risorse.

5. Gli Stati membri non introducono meccanismi di capacità prima che il piano di attuazione di cui all'articolo 20, paragrafo 3, abbia ricevuto un parere della Commissione a norma dell'articolo 20, paragrafo 5.

6. Se applica un meccanismo di capacità, lo Stato membro riesamina tale meccanismo di capacità e assicura che non siano conclusi nuovi contratti in base a tale meccanismo, qualora sia la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse sia la valutazione nazionale dell'adeguatezza o, in assenza di una valutazione nazionale dell'adeguatezza, la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse non abbiano individuato un motivo di preoccupazione concernente l'adeguatezza delle risorse oppure qualora il piano di attuazione di cui all'articolo 20, paragrafo 3, non abbia ricevuto un parere della Commissione di cui all'articolo 20, paragrafo 5.

8. I meccanismi di capacità sono approvati dalla Commissione per un periodo non superiore a dieci anni. La quantità di capacità impegnata è ridotta sulla base dei piani di attuazione di cui all’articolo 20, paragrafo 3. Gli Stati membri continuano ad applicare il piano di attuazione dopo l’introduzione del meccanismo di capacità.

Art. 22 Principi di concezione per i meccanismi di capacità

Confronta versioni 2

1. Gli eventuali meccanismi di capacità:

a)
b) non creano indebite distorsioni del mercato e non limitano gli scambi interzonali;
c) non vanno oltre quanto necessario per affrontare le preoccupazioni in materia di adeguatezza di cui all'articolo 20;
d) selezionano i fornitori di capacità tramite un processo trasparente, non discriminatorio e competitivo;
e) offrono incentivi ai fornitori di capacità affinché si rendano disponibili in periodi in cui sono previste sollecitazioni del sistema;
f) garantiscono che la remunerazione sia stabilita mediante un processo competitivo;
g) stabiliscono le condizioni tecniche per la partecipazione dei fornitori di capacità prima della procedura di selezione;
h) sono aperti alla partecipazione di tutte le risorse in grado di fornire le prestazioni tecniche previste, compresi lo stoccaggio dell'energia e la gestione sul versante della domanda;
i) applicano sanzioni adeguate ai fornitori di capacità che non siano disponibili in periodi di sollecitazione del sistema.

La progettazione delle riserve strategiche deve avere i seguenti requisiti:

a) quando un meccanismo di capacità è stato concepito come riserva strategica, le relative risorse devono essere dispacciate solo se è probabile che i gestori dei sistemi di trasmissione esauriscano le loro risorse di bilanciamento per stabilire un equilibrio tra domanda e offerta;
b) durante i periodi di regolazione degli sbilanciamenti, durante i quali si fa ricorso alle risorse della riserva strategica, gli squilibri del mercato devono essere fissati almeno al valore del carico perso o a un valore superiore al limite tecnico del prezzo infragiornaliero di cui all'articolo 10, paragrafo 1, qualunque sia il valore più elevato;
c) il rendimento della riserva strategica in seguito al dispacciamento deve essere attribuito ai responsabili del bilanciamento attraverso il meccanismo di regolamento degli sbilanciamenti;
d) le risorse che partecipano alla riserva strategica non devono essere remunerate dai mercati all'ingrosso di energia elettrica o dai mercati di bilanciamento;
e) le risorse della riserva strategica devono essere conservate al di fuori del mercato almeno per la durata del periodo contrattuale.

Il requisito di cui alla lettera a) del primo comma lascia impregiudicata l'attivazione di risorse prima del dispacciamento effettivo al fine di rispettare i limiti di carico e i requisiti operativi delle risorse. Il rendimento della riserva strategica durante l'attivazione non è attribuito a gruppi di bilanciamento attraverso mercati all'ingrosso e non ne modifica gli squilibri.

3. Oltre ai requisiti di cui al paragrafo 1, i meccanismi di capacità diversi dalle riserve strategiche:

a) sono impostati in modo tale da garantire che il prezzo corrisposto per la disponibilità tenda automaticamente allo zero se si prevede che il livello di capacità fornita sia adeguato al livello di capacità richiesto;
b) remunerano le risorse partecipanti solo per la loro disponibilità e garantiscono che la remunerazione non incida sulle decisioni del fornitore di capacità quando si tratta di stabilire se generare o meno;
c) assicurano che gli obblighi di capacità siano trasferibili tra fornitori di capacità ammissibili.

I meccanismi di capacità contengono i seguenti requisiti relativi ai limiti delle emissioni di CO2:

a) al più tardi dal 4 luglio 2019, una capacità di generazione la cui produzione commerciale è iniziata a tale data o successivamente e con emissioni superiori a 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica non è impegnata né riceve pagamenti o impegni di pagamento futuri nel quadro di un meccanismo di capacità;
b) al più tardi dal 1o luglio 2025 una capacità di generazione la cui produzione commerciale è iniziata prima del 4 luglio 2019 e con emissioni superiori a 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica e superiori a 350 kg di CO2 di origine fossile in media all'anno per kWh installato, non è impegnata né riceve pagamenti o impegni di pagamento futuri nel quadro di un meccanismo di capacità.

Il limite di emissione di 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica e il limite di 350 kg di CO2 di origine fossile in media all'anno per kWh installato di cui alle lettere a) e b) del primo comma sono calcolati sulla base dell'efficienza di progettazione dell'unità di generazione, ossia l'efficienza netta alla capacità nominale, a norma degli standard pertinenti previsti dall'organizzazione internazionale per la normazione.

Entro il 5 gennaio 2020 l'ACER pubblica un parere in cui fornisce assistenza tecnica in relazione al calcolo dei valori di cui al primo comma.

5. Gli Stati membri che applicano i meccanismi di capacità al 4 luglio 2019 li adattano per conformarsi al capo IV, fatti salvi gli impegni o i contratti conclusi entro il 31 dicembre 2019.

Art. 23 Valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse

1. La valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse identifica le problematiche collegate all'adeguatezza valutando l'adeguatezza generale del sistema a fronte della domanda di energia elettrica a livello di Unione, a livello degli Stati membri e a livello delle singole zone di offerta, se del caso. La valutazione europea sull'adeguatezza dell'offerta copre ogni anno un periodo di dieci anni dalla data di detta valutazione.

2. La valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse viene effettuata dall'ENTSO per l'energia elettrica.

3. Entro il 5 gennaio 2020, l'ENTSO per l'energia elettrica presenta al gruppo di coordinamento per l'energia elettrica istituito ai sensi dell'articolo 1 della decisione della Commissione del 15 novembre 2012²¹ e all'ACER un progetto di metodologia per la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse in base ai principi di cui al paragrafo 5 del presente articolo.

I gestori dei sistemi di trasmissione forniscono all'ENTSO per l'energia elettrica i dati di cui ha bisogno per effettuare la valutazione.

L'ENTSO per l'energia elettrica effettua la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse ogni anno. I produttori e gli altri partecipanti al mercato forniscono ai gestori dei sistemi di trasmissione i dati relativi all'utilizzo previsto delle fonti di generazione, tenendo in considerazione la disponibilità delle fonti primarie e scenari adeguati di proiezione della domanda e dell'offerta.

5. La valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse è basata su una metodologia trasparente volta ad assicurare che la valutazione:

a) sia effettuata a livello di ciascuna zona di offerta e riguardi come minimo tutti gli Stati membri;
b) sia basata su scenari centrali di riferimento adeguati di proiezione della domanda e dell'offerta comprensivi di una valutazione economica della probabilità del ritiro, della messa fuori servizio, della creazione di nuovi mezzi di generazione e di misure finalizzate al raggiungimento degli obiettivi di efficienza energetica e di interconnessione elettrica e delle adeguate sensibilità concernenti eventi metereologici estremi, condizioni idrologiche, i prezzi all'ingrosso e l'evoluzione dei prezzi del carbonio;
c) contenga scenari separati che riflettano le diverse possibilità che si concretizzino le preoccupazioni sull'adeguatezza delle risorse che i diversi meccanismi di capacità sono concepiti per affrontare;
d) tenga debitamente conto del contributo di tutte le risorse, comprese le possibilità di generazione esistenti e future, lo stoccaggio dell'energia, l'integrazione settoriale, la gestione della domanda, e l'importazione e l'esportazione, nonché del loro contributo alla gestione flessibile del sistema;
e) preveda la probabile incidenza delle misure di cui all'articolo 20, paragrafo 3;
f) includa varianti senza i meccanismi di capacità esistenti o pianificati e, all'occorrenza, varianti con tali meccanismi;
g) sia basata su un modello di mercato che utilizza, se del caso, l'approccio basato sul flusso;
h) applichi calcoli probabilistici;
i) applichi uno strumento di modellamento unico;
j) includa almeno i seguenti indicatori di cui all'articolo 25:
«energia prevista non fornita», e
«previsione di perdita di carico»;
k) individui le fonti delle possibili preoccupazioni circa l'adeguatezza delle risorse, indicando in particolare se si tratta di una contingenza relativa alla rete, alle risorse o a entrambe;
l) prenda in considerazione il reale sviluppo della rete;
m) garantisca che le caratteristiche nazionali di generazione, flessibilità della domanda e stoccaggio dell'energia, la disponibilità delle fonti primarie e il livello di interconnessione siano adeguatamente presi in considerazione.

Entro il 5 gennaio 2020, l'ENTSO per l'energia elettrica presenta all'ACER un progetto di metodologia per il calcolo:

a) del valore del carico perso;
b) del costo di nuovo ingresso per la generazione o la gestione della domanda; e
c) il parametro di affidabilità di cui all'articolo 25.

La metodologia si basa su un criterio trasparente, oggettivo e verificabile.

7. Le proposte di cui ai paragrafi 3 e 6, per il progetto di metodologia, gli scenari, le sensibilità e le ipotesi su cui si basano, e i risultati della valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse di cui al paragrafo 4 sono soggetti a consultazione preliminare degli Stati membri, del gruppo di coordinamento per l'energia elettrica e delle parti interessate e all'approvazione dell'ACER secondo la procedura di cui all'articolo 27.

Art. 24 Valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse

Le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse hanno portata regionale e sono basate sulla metodologia di cui all'articolo 23, paragrafo 3, in particolare all'articolo 23, paragrafo 5, lettere da b) a m).

Le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse includono gli scenari centrali di riferimento di cui all'articolo 23, paragrafo 5, lettera b).

Le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse possono prendere in considerazione ulteriori sensibilità rispetto a quelle di cui all'articolo 23, paragrafo 5, lettera b). In tali casi, le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse possono:

a) formulare ipotesi tenendo conto delle specificità della domanda e dell'offerta di energia elettrica a livello nazionale;
b) usare strumenti e dati recenti coerenti che siano complementari a quelli utilizzati dall'ENTSO per l'energia elettrica per la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse.

Inoltre, le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse, nel valutare il contributo dei fornitori di capacità aventi sede in un altro Stato membro alla sicurezza dell'approvvigionamento nelle zone di offerta che coprono, utilizzano la metodologia di cui all'articolo 26, paragrafo 11, lettera a).

2. Le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse e, se del caso, la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse e il parere dell'ACER a norma del paragrafo 3 sono resi pubblici.

Se la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse individua un motivo di preoccupazione in materia di adeguatezza in relazione a una zona di offerta che non era individuata nella valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse, la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse include la motivazione per la divergenza venutasi a creare tra le due valutazioni dell'adeguatezza delle risorse, compresi i dettagli delle sensibilità utilizzate e le ipotesi di base. Gli Stati membri pubblicano la valutazione e la trasmettono all'ACER.

Entro due mesi dalla data di ricevimento della relazione, l'ACER formula un parere in cui indica se ritiene giustificate le differenze tra la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse e la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse.

L'organismo responsabile per la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse tiene debitamente conto del parere dell'ACER e, ove necessario, modifica la propria valutazione. Qualora decida di non tenere pienamente conto del parere dell'ACER, l'organismo responsabile per la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse pubblica una relazione in cui ne specifica le ragioni.

Art. 25 Parametro di affidabilità

1. Nell'applicare i meccanismi di capacità, gli Stati membri prevedono un parametro di affidabilità. Tale parametro indica il necessario livello di sicurezza dell'approvvigionamento dello Stato membro in modo trasparente. In caso di zone di offerta transfrontaliere, i parametri di affidabilità sono stabiliti congiuntamente dalle autorità competenti.

2. Su proposta delle autorità nazionali di regolazione, il parametro di affidabilità è stabilito dallo Stato membro o da un'autorità competente designata dallo Stato membro. Il parametro di affidabilità si basa sulla metodologia di cui all'articolo 23, paragrafo 6.

3. Il parametro di affidabilità è calcolato utilizzando almeno il valore del carico perso e il costo di nuovo ingresso in un determinato periodo ed è espresso come «energia prevista non fornita» e «previsione di perdita di carico».

4. Nell'applicare i meccanismi di capacità, i parametri che determinano il quantitativo di capacità che s'intende ottenere nel meccanismo di capacità sono approvati dallo Stato membro o da un'autorità competente designata dallo Stato membro, sulla base della proposta dell'autorità di regolazione.

Art. 26 Partecipazione transfrontaliera ai meccanismi di capacità

1. I meccanismi di capacità diversi dalle riserve strategiche e, ove tecnicamente fattibile, le riserve strategiche sono aperti alla partecipazione transfrontaliera diretta dei fornitori di capacità ubicati in un altro Stato membro, alle condizioni di cui al presente articolo.

Gli Stati membri assicurano che la capacità estera in grado di fornire prestazioni tecniche equivalenti a quelle della capacità nazionale abbia la possibilità di partecipare allo stesso processo concorrenziale della capacità nazionale. Nel caso di meccanismi di capacità in funzione al 4 luglio 2019, gli Stati membri possono permettere agli interconnettori di partecipare direttamente allo stesso processo concorrenziale come capacità estera per un massimo di quattro anni dal 4 luglio 2019 oppure due anni dopo la data di approvazione delle metodologie di cui al paragrafo 11, se anteriore.

Gli Stati membri possono richiedere che la capacità estera si trovi in uno Stato membro con una connessione di rete diretta con lo Stato membro che applica il meccanismo.

3. Gli Stati membri non impediscono alla capacità che si trova sui rispettivi territori di partecipare ai meccanismi di capacità di altri Stati membri.

4. La partecipazione transfrontaliera a meccanismi di capacità non cambia, modifica o incide in altro modo sulle programmazioni interzonali o i flussi fisici fra Stati membri. Tali programmazioni interzonali e i flussi fisici sono determinati esclusivamente dall'esito dell'allocazione della capacità a norma dell'articolo 16.

I fornitori di capacità possono partecipare a più di un meccanismo di capacità.

Nel caso in cui i fornitori di capacità partecipino a più meccanismi di capacità per lo stesso periodo di consegna, essi partecipano nei limiti della disponibilità di interconnessione prevista e della pressione cui potrebbero essere sottoposti il sistema in cui il meccanismo è applicato e quello in cui si trova la capacità estera conformemente alla metodologia di cui al paragrafo 11, lettera a).

Ai fornitori di capacità è richiesto di effettuare pagamenti per indisponibilità qualora la loro capacità non sia disponibile.

Nel caso in cui i fornitori di capacità partecipino a più meccanismi di capacità per lo stesso periodo di consegna, è loro richiesto di effettuare pagamenti per indisponibilità multipli qualora non siano in grado di onorare impegni multipli.

Nell'ottica di rivolgere una raccomandazione agli operatori dei sistemi di trasmissione, i centri di coordinamento regionali istituiti a norma dell'articolo 35 calcolano su base annuale la capacità in entrata massima disponibile per la partecipazione della capacità estera. Tale calcolo tiene conto della disponibilità di interconnessione prevista e della pressione cui potrebbero essere sottoposti il sistema in cui il meccanismo è applicato e quello in cui si trova la capacità estera. È necessario un calcolo per ogni confine tra zone di offerta.

Gli operatori dei sistemi di trasmissione stabiliscono la capacità in entrata massima disponibile per la partecipazione della capacità estera sulla base della raccomandazione del centro di coordinamento regionale su base annuale.

8. Gli Stati membri assicurano che la capacità in entrata di cui al paragrafo 7 sia allocata a fornitori di capacità ammissibili in modo trasparente, non discriminatorio e secondo criteri di mercato.

9. Se i meccanismi di capacità consentono la partecipazione transfrontaliera in due Stati membri limitrofi, eventuali proventi derivanti dall'allocazione di cui al paragrafo 8 ricadono sui gestori dei sistemi di trasmissione interessati e sono ripartiti tra di loro conformemente alla metodologia di cui al paragrafo 11, lettera b), del presente articolo o a una metodologia comune approvata da entrambe le pertinenti autorità di regolazione. Se lo Stato membro limitrofo non applica un meccanismo di capacità o applica un meccanismo di capacità non aperto alla partecipazione transfrontaliera, la quota dei proventi è approvata dall'autorità nazionale competente dello Stato membro in cui il meccanismo di capacità è attuato, dopo aver chiesto il parere delle autorità di regolazione degli Stati membri limitrofi. I gestori dei sistemi di trasmissione utilizzano tali proventi per i fini di cui all'articolo 19, paragrafo 2.

10.

Il gestore del sistema di trasmissione in cui si trova la capacità estera:

a) stabilisce se i fornitori di capacità interessati possono fornire le prestazioni tecniche richieste dal meccanismo di capacità al quale intendono partecipare e li iscrive in un apposito registro come fornitori di capacità ammissibili;
b) esegue verifiche della disponibilità;
c) notifica al gestore del sistema di trasmissione dello Stato membro che applica il meccanismo di capacità le informazioni ricevute a norma delle lettere a) e b) del presente comma e del secondo comma.

Il pertinente fornitore di capacità notifica senza ritardo all'operatore del sistema di trasmissione la sua partecipazione a un meccanismo di capacità estero.

11.

Entro il 5 luglio 2020, l'ENTSO per l'energia elettrica presenta all'ACER:

a) una metodologia per il calcolo della capacità in entrata massima per la partecipazione transfrontaliera di cui al paragrafo 7;
b) una metodologia per la ripartizione dei proventi di cui al paragrafo 9;
c) le norme comuni per l'esecuzione delle verifiche della disponibilità di cui al paragrafo 10, lettera b);
d) le norme comuni per determinare quando è dovuto il pagamento per indisponibilità;
e) i termini per la tenuta del registro di cui al paragrafo 10, lettera a);
f) le norme comuni per individuare la capacità ammessa a partecipare di cui al meccanismo di capacità di cui al paragrafo 10, lettera a).

La proposta è soggetta a consultazione preliminare e all'approvazione dell'ACER a norma dell'articolo 27.

12. Le autorità di regolazione interessate verificano se le capacità sono state calcolate secondo la metodologia di cui al paragrafo 11, lettera a).

13. Le autorità di regolazione provvedono affinché la partecipazione transfrontaliera ai meccanismi di capacità sia organizzata in modo efficace e non discriminatorio. Esse prevedono in particolare disposizioni amministrative adeguate per l'esecuzione forzata dei pagamenti per indisponibilità a livello transfrontaliero.

14. Le capacità allocate a norma del paragrafo 8 sono trasferibili tra i fornitori di capacità ammissibili. I fornitori di capacità ammissibili notificano al registro di cui al paragrafo 10, lettera a), eventuali trasferimenti.

15. Entro il 5 luglio 2021 l'ENTSO per l'energia elettrica istituisce e tiene il registro di cui al paragrafo 10, lettera a). Il registro è aperto a tutti i fornitori di capacità ammissibili, ai sistemi che applicano i meccanismi di capacità e ai relativi gestori dei sistemi di trasmissione.

Art. 27 Procedura di approvazione

1. Nei casi in cui è fatto riferimento al presente articolo, la procedura di cui ai paragrafi 2, 3 e 4 si applica all'approvazione di proposte presentate dall'ENTSO per l'energia elettrica.

2. Prima di presentare una proposta, l'ENTSO per l'energia elettrica procede a una consultazione che coinvolge tutte le parti interessate, incluse le autorità di regolazione e altre autorità nazionali. Esso tiene in debita considerazione i risultati di tale consultazione nella propria proposta.

3. Entro tre mesi dalla data di ricevimento della proposta di cui al paragrafo 1, l'ACER l'approva o la modifica. In quest'ultimo caso, l'ACER consulta l'ENTSO per l'energia elettrica prima di approvare la proposta modificata. L'ACER pubblica la proposta approvata sul proprio sito web entro tre mesi dalla data di ricevimento dei documenti proposti.

4. L'ACER può chiedere di modificare la proposta approvata in qualsiasi momento. Entro sei mesi dalla data di ricevimento di tale richiesta, l'ENTSO per l'energia elettrica presenta all'ACER un progetto delle modifiche proposte. Entro tre mesi dalla data di ricevimento del progetto, l'ACER modifica o approva le modifiche e le pubblica sul suo sito web.

Capo V. Gestione del sistema di trasmissione

Art. 28 Rete europea di gestori di sistemi di trasmissione di energia elettrica

1. I gestori dei sistemi di trasmissione cooperano a livello dell'Unione mediante l'ENTSO per l'energia elettrica allo scopo di promuovere il completamento e il funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica come pure gli scambi interzonali e di garantire una gestione ottimale e coordinata e un'evoluzione tecnica soddisfacente della rete europea di trasmissione dell'energia elettrica.

2. Nell'esercizio delle sue funzioni nel quadro del diritto dell'Unione, l'ENTSO per l'energia elettrica agisce al fine di istituire un mercato interno dell'energia elettrica efficiente e integrato e contribuisce al conseguimento efficiente e sostenibile degli obiettivi definiti nel quadro delle politiche per il clima e l'energia per il periodo dal 2020 al 2030, in particolare contribuendo all'integrazione efficiente dell'energia elettrica generata a partire da fonti rinnovabili e all'aumento dell'efficienza energetica preservando nel contempo la sicurezza del sistema. L'ENTSO per l'energia elettrica dispone delle risorse umane e finanziarie adeguate per svolgere i suoi compiti.

Art. 29 ENTSO per l'energia elettrica

1. I gestori dei sistemi di trasmissione di energia elettrica presentano alla Commissione e all'ACER ogni progetto di modifica dello statuto, di elenco dei membri o di regolamento interno per l'ENTSO per l'energia elettrica.

2. Entro due mesi dal ricevimento del progetto di modifica dello statuto, dell'elenco dei membri o del regolamento interno, l'ACER, dopo aver consultato le organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate, in particolare gli utenti del sistema, compresi i clienti, trasmette alla Commissione un parere sul progetto di modifica dello statuto, dell'elenco dei membri o del regolamento interno.

3. La Commissione formula il suo parere sul progetto di modifica dello statuto, dell'elenco dei membri o del regolamento interno tenendo conto del parere dell'ACER di cui al paragrafo 2 ed entro tre mesi ali ricevimento del parere dell'ACER.

4. Entro tre mesi dal ricevimento del parere favorevole della Commissione, i gestori dei sistemi di trasmissione adottano e pubblicano lo statuto o il regolamento interno modificati.

5. I documenti di cui al paragrafo 1 sono trasmessi alla Commissione e all'ACER nel caso in cui siano modificati o su richiesta motivata di uno di loro. La Commissione e l'ACER formulano un parere in conformità ai paragrafi 2, 3 e 4.

Art. 30 Compiti dell'ENTSO per l'energia elettrica

1. L'ENTSO per l'energia elettrica dovrebbe:

a) sviluppare codici di rete nei settori di cui all'articolo 59, paragrafi 1 e 2, al fine di realizzare gli obiettivi di cui all'articolo 28;
b) adottare e pubblicare ogni due anni un piano decennale non vincolante di sviluppo della rete a livello dell'Unione (piano di sviluppo della rete a livello dell'Unione);
c) preparare e adottare proposte relative alla valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse a norma dell'articolo 23 e proposte relative alle specifiche tecniche per la partecipazione transfrontaliera ai meccanismi di capacità a norma dell'articolo 26, paragrafo 11;
d) adottare raccomandazioni in materia di coordinamento della cooperazione tecnica tra gestori dei sistemi di trasmissione dell'Unione e gestori dei sistemi di trasmissione dei paesi terzi;
e) adottare un quadro per la cooperazione e il coordinamento tra i centri di coordinamento regionali;
f) adottare una proposta che definisca la regione di gestione del sistema in conformità dell'articolo 36;
g) cooperare con i gestori dei sistemi di distribuzione e l'EU DSO;
h) promuovere la digitalizzazione delle reti di trasmissione, compresa la diffusione di reti intelligenti e sistemi di misurazione intelligenti e l'acquisizione efficiente di dati in tempo reale;
i) adottare strumenti comuni di gestione della rete per garantire il coordinamento della gestione della rete in condizioni normali e di emergenza, compresa una classificazione comune degli incidenti, e piani di ricerca, incluso lo sviluppo di tali piani mediante un programma di ricerca efficiente. Gli strumenti indicano, tra l'altro:
1. i) le informazioni, comprese le opportune informazioni relative al giorno successivo, infragiornaliere e in tempo reale, che servono per migliorare il coordinamento operativo, nonché la frequenza ottimale per la raccolta e lo scambio di tali informazioni;
2. ii) la piattaforma tecnologica per lo scambio di informazioni in tempo reale e, ove opportuno, le piattaforme tecnologiche per la raccolta, il trattamento e la trasmissione delle altre informazioni di cui al punto i), nonché per l'attuazione delle procedure atte a migliorare il coordinamento operativo tra i gestori dei sistemi di trasmissione, affinché tale trasmissione si diffonda a livello di Unione;
3. iii) il modo in cui i gestori dei sistemi di trasmissione mettono i dati operativi a disposizione degli altri gestori dei sistemi di trasmissione o di qualsiasi organismo debitamente autorizzato a sostenerli al fine di conseguire il coordinamento operativo, nonché dell'ACER; e
4. iv) il fatto che i gestori dei sistemi di trasmissione designano un punto di contatto incaricato di rispondere ai quesiti degli altri gestori dei sistemi di trasmissione o di qualsiasi organismo debitamente autorizzato come indicato al punto iii), oppure dell'ACER, in merito a tali informazioni;
j) adottare un programma annuale di lavoro;
k) contribuire all'istituzione di requisiti di interoperabilità e di procedure trasparenti e non discriminatorie per l'accesso ai dati come stabilito all'articolo 24 della direttiva (UE) 2019/944;
l) adottare una relazione annuale;
m) elaborare e adottare valutazioni stagionali sull'adeguatezza a norma dell'articolo 9, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2019/941;
n) promuovere la sicurezza informatica e la protezione dei dati in collaborazione con le autorità competenti e le entità regolamentate;
o) tenere conto dello sviluppo della gestione della domanda nell'adempimento dei suoi compiti.

2. L'ENTSO per l'energia elettrica riferisce all'ACER in merito alle carenze individuate per quanto riguarda l'istituzione e le prestazioni dei centri di coordinamento regionali.

3. L'ENTSO per l'energia elettrica pubblica i verbali delle riunioni dell'assemblea, del consiglio di amministrazione e dei comitati e provvede alla pubblicazione periodica di informazioni sul processo decisionale utilizzato e sulle attività svolte.

4. Il programma di lavoro annuale di cui al paragrafo 1, lettera j), comprende un elenco e una descrizione dei codici di rete da elaborare, un piano di coordinamento della gestione della rete e le attività di ricerca e di sviluppo da realizzare nel corso dell'anno, corredati di calendario indicativo.

5. L'ENTSO per l'energia elettrica fornisce all'ACER tutte le informazioni da questo richieste per svolgere i suoi compiti ai sensi dell'articolo 32, paragrafo 1. Al fine di consentire all'ENTSO per l'energia elettrica di soddisfare tale requisito, i gestori dei sistemi di trasmissione gli forniscono le informazioni richieste.

6. Su richiesta della Commissione, l'ENTSO per l'energia elettrica fornisce alla Commissione il suo parere sull'adozione degli orientamenti, come previsto all'articolo 61.

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Fonti e licenze