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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. 39 Modalità di lavoro

1. I centri di coordinamento regionali elaborano modalità di lavoro efficienti, inclusive, trasparenti e che agevolano il consenso per gestire gli aspetti di pianificazione e gestione correlati ai compiti da svolgere, tenendo conto, in particolare, delle specificità e delle esigenze di tali compiti, come specificato nell'allegato I. I centri di coordinamento regionali elaborano altresì un processo per eventuali revisioni di dette modalità di lavoro.

2. I centri di coordinamento regionali assicurano che le modalità di lavoro di cui al paragrafo 1 prevedano norme per la notifica alle parti interessate.

Art. 40 Procedura di consultazione

1. I centri di coordinamento regionali elaborano una procedura per organizzare, nell'esercizio quotidiano delle loro funzioni operative e dei loro compiti, l'adeguata e regolare consultazione dei gestori dei sistemi di trasmissione nella regione di gestione del sistema, di altri centri di coordinamento regionali e delle parti interessate. Al fine di garantire che siano trattati gli aspetti normativi, quando necessario si coinvolgono le autorità di regolazione.

2. I centri di coordinamento regionali consultano gli Stati membri nella regione di gestione del sistema e, in presenza di fora regionali, i rispettivi fora regionali su questioni di rilevanza politica che escludono le attività quotidiane dei centri di coordinamento regionali e dell'esecuzione dei loro compiti. I centri di coordinamento regionali tengono debitamente conto delle raccomandazioni degli Stati membri e, se del caso, dei rispettivi fora regionali.

Art. 41 Trasparenza

1. I centri di coordinamento regionali sviluppano una procedura per la partecipazione delle parti interessate e organizzano incontri regolari con le parti interessate per discutere degli aspetti relativi alla gestione efficiente, sicura e affidabile dei sistemi interconnessi, nonché per individuare eventuali lacune e proporre miglioramenti.

2. L'ENTSO per l'energia elettrica e i centri di coordinamento regionali agiscono con la massima trasparenza nei confronti delle parti interessate e del pubblico. Essi pubblicano sui loro siti web tutta la documentazione pertinente.

Art. 42 Adozione e riesame delle azioni coordinate e delle raccomandazioni

1. I gestori dei sistemi di trasmissione in una regione di gestione del sistema elaborano una procedura per l'adozione e la revisione delle azioni coordinate e delle raccomandazioni elaborate dai centri di coordinamento regionali in conformità dei criteri di cui ai paragrafi 2, 3 e 4.

2.

I centri di coordinamento regionali stabiliscono azioni coordinate per i gestori dei sistemi di trasmissione per quanto riguarda i compiti di cui all'articolo 37, paragrafo 1, lettere a) e b). I gestori dei sistemi di trasmissione attuano le azioni coordinate tranne nei casi in cui l'attuazione delle stesse comporterebbe una violazione dei limiti di sicurezza operativa definiti da ciascun gestore del sistema di trasmissione conformemente all'orientamento sulla gestione del sistema adottato sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009.

Se un gestore del sistema di trasmissione decide di non attuare un'azione coordinata per i motivi di cui al presente paragrafo, detto gestore notifica senza indugio in modo trasparente le motivazioni dettagliate al centro di coordinamento regionale e ai gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema. In questi casi, il centro di coordinamento regionale valuta l'impatto di tale decisione sugli altri gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema e può proporre una serie diversa di azioni coordinate soggette alla procedura di cui al paragrafo 1.

3.

I centri di coordinamento regionali elaborano raccomandazioni per i gestori dei sistemi di trasmissione per quanto riguarda i compiti di cui all'articolo 37, paragrafo 1, lettere da c) a p), o assegnati in conformità dell'articolo 37, paragrafo 2.

Se un gestore del sistema di trasmissione decide di discostarsi da una raccomandazione di cui al paragrafo 1, fornisce una motivazione per la propria decisione ai centri di coordinamento regionali e agli altri gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema senza indebito ritardo.

4. Il riesame delle azioni coordinate o di una raccomandazione è avviata su richiesta di uno o più gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema. In seguito al riesame dell'azione coordinata o della raccomandazione, i centri di coordinamento regionali confermano o modificano la misura.

5. Se un'azione coordinata è soggetta a riesame ai sensi del paragrafo 4 del presente articolo, la richiesta di riesame non sospende l'azione coordinata, salvo quando l'attuazione della stessa comporti una violazione dei limiti di sicurezza operativa definiti da ogni singolo gestore del sistema di trasmissione conformemente all'orientamento sulla gestione del sistema adottato sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009.

6. Su proposta di uno Stato membro o della Commissione e previa consultazione del comitato istituito dall'articolo 68 della direttiva (UE) 2019/944, gli Stati membri di una regione di gestione del sistema possono decidere congiuntamente di concedere la competenza per avviare azioni coordinate ai rispettivi centri di coordinamento regionali per uno o più compiti di cui all'articolo 37, paragrafo 1, lettere da c) a p) del presente regolamento.

Art. 43 Consiglio di amministrazione dei centri di coordinamento regionali

1. Ai fini dell'adozione di misure relative alla governance e del monitoraggio delle proprie prestazioni, i centri di coordinamento regionali istituiscono un consiglio di amministrazione.

2. Il consiglio di amministrazione è costituito da membri che rappresentano tutti i gestori dei sistemi di trasmissione che partecipano ai pertinenti centri di coordinamento regionali.

3. Il consiglio di amministrazione ha il compito di:

  1. a) elaborare e avallare gli statuti e i regolamenti interni dei centri di coordinamento regionali;

  2. b) decidere e avallare la struttura organizzativa;

  3. c) preparare e avallare il bilancio annuale;

  4. d) elaborare e avallare i processi cooperativi in conformità dell'articolo 38.

4. Le competenze del consiglio di amministrazione non comprendono quelle connesse alle attività quotidiane dei centri di coordinamento regionali e all'esercizio dei loro compiti.

Art. 44 Struttura organizzativa

1.

I gestori dei sistemi di trasmissione di una regione di gestione del sistema stabiliscono la struttura organizzativa dei centri di coordinamento regionali in modo da assicurare lo svolgimento in sicurezza dei loro compiti.

La struttura organizzativa specifica:

  1. a) i poteri, i compiti e le responsabilità del personale;

  2. b) i rapporti funzionali e gerarchici tra le varie componenti e i processi dell'organizzazione.

2. I centri di coordinamento regionali possono istituire uffici regionali per affrontare le specificità subregionali o istituire centri di coordinamento regionali ancillari per l'esercizio efficiente e affidabile dei loro compiti, qualora ciò risulti strettamente necessario.

Art. 45 Attrezzature e personale

I centri di coordinamento regionali dispongono di tutte le risorse umane, tecniche, materiali e finanziarie necessarie per assolvere gli obblighi derivanti dal presente regolamento e per svolgere i loro compiti in modo indipendente e imparziale.

Art. 46 Monitoraggio e rendicontazioni

1. I centri di coordinamento regionali stabiliscono un processo per monitorare costantemente almeno:

  1. a) le prestazioni operative;

  2. b) le azioni coordinate e le raccomandazioni emesse, il grado di attuazione delle azioni coordinate e delle raccomandazioni da parte dei gestori dei sistemi di trasmissione e i risultati conseguiti;

  3. c) l'efficacia e l'efficienza di ognuno dei compiti di cui sono responsabili e, se del caso, la rotazione dei compiti.

2. I centri di coordinamento regionali stabiliscono i costi in modo trasparente e li comunicano all'ACER e alle autorità di regolazione nella regione di gestione del sistema.

3. I centri di coordinamento regionali presentano all'ENTSO per l'energia elettrica, all'ACER, alle autorità di regolazione nella regione di gestione del sistema e al gruppo di coordinamento per l'energia elettrica una relazione annuale sull'esito del monitoraggio effettuato in conformità del paragrafo 1 e informazioni sulle loro prestazioni.

4. I centri di coordinamento regionali segnalano le carenze individuate nel processo di monitoraggio di cui al paragrafo 1 all'ENTSO per l'energia elettrica, alle autorità di regolazione nella regione di gestione del sistema, all'ACER e alle altre autorità competenti degli Stati membri responsabili della prevenzione e della gestione delle situazioni di crisi. Sulla base di tale relazione, le autorità di regolazione competenti della regione di gestione del sistema possono proporre ai coordinatori regionali della sicurezza misure per rimediare alle carenze.

5. Fatta salva la necessità di proteggere la sicurezza e la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili, i centri di coordinamento regionali rendono pubbliche le relazioni di cui ai paragrafi 3 e 4.

Art. 47 Responsabilità

Nelle proposte per l'istituzione dei centri di coordinamento regionali conformemente all'articolo 35, i gestori dei sistemi di trasmissione nella regione di gestione del sistema includono le azioni necessarie per coprire la responsabilità associata all'esecuzione dei compiti dei centri di coordinamento regionali. Il metodo utilizzato per assicurare la copertura tiene conto dello status giuridico dei centri di coordinamento regionale e del livello di copertura assicurativa commerciale disponibile.

Art. 48 Piano decennale di sviluppo della rete

Confronta versioni 2

1.

Il piano di sviluppo della rete a livello di Unione di cui all’articolo 30, paragrafo 1, lettera b), comprende la modellizzazione della rete integrata, l’elaborazione di scenari e la valutazione della resilienza del sistema. I parametri inseriti pertinenti per la modellizzazione, quali le ipotesi sui prezzi del combustibile e del carbonio o l’installazione di sistemi di energia rinnovabile, sono pienamente coerenti con la valutazione europea dell’adeguatezza delle risorse elaborata a norma dell’articolo 23.

In particolare, il piano di sviluppo della rete a livello di Unione:

  1. a) si basa sui piani di investimento nazionali, tenendo conto dei piani di investimento regionali di cui all'articolo 34, paragrafo 1, del presente regolamento e, se del caso, degli aspetti a livello di Unione della pianificazione di rete di cui al regolamento (UE) n. 347/2013; esso è sottoposto all'analisi dei costi-benefici utilizzando la metodologia definita all'articolo 11 di detto regolamento;

  2. b) per quanto riguarda le interconnessioni transfrontaliere, si basa anche sulle ragionevoli esigenze di vari utenti di sistema e include impegni a lungo termine di investitori di cui agli articoli 44 e 51 della direttiva (UE) 2019/944; e

  3. c) individua le lacune in materia di investimenti, in particolare per quanto riguarda le capacità transfrontaliere.

Per quanto concerne la lettera c) del primo comma, un riesame degli ostacoli all'aumento della capacità transfrontaliera della rete derivanti da procedure o prassi di approvazione diverse può essere allegato al piano di sviluppo della rete a livello di Unione.

2. L'ACER fornisce un parere sui piani decennali di sviluppo della rete a livello nazionale per valutarne la coerenza con il piano di sviluppo della rete a livello di Unione. Se individua incoerenze tra un piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale ed il piano di sviluppo della rete a livello di Unione, l'ACER raccomanda di modificare opportunamente il piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale o il piano di sviluppo della rete a livello di Unione. Se il piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale è sviluppato conformemente all'articolo 51 della direttiva (UE) 2019/944, l'ACER raccomanda che l'autorità di regolazione pertinente modifichi il piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale ai sensi dell'articolo 51, paragrafo 7, di tale direttiva e ne informa la Commissione.

Art. 49 Meccanismo di compensazione tra gestori dei sistemi di trasmissione

1. I gestori dei sistemi di trasmissione ricevono una compensazione per i costi sostenuti per effetto del vettoriamento sulle loro reti di flussi transfrontalieri di energia elettrica.

2. La compensazione di cui al paragrafo 1 è versata dai gestori dei sistemi nazionali di trasmissione dai quali hanno origine i flussi transfrontalieri e dei sistemi nei quali questi flussi terminano.

3.

I versamenti di compensazione sono effettuati periodicamente in riferimento a un determinato intervallo di tempo trascorso. Ove necessario, per dare riscontro ai costi effettivamente sostenuti sono effettuati conguagli ex post della compensazione versata.

Il primo intervallo di tempo per il quale si deve provvedere ai versamenti di compensazione è stabilito negli orientamenti di cui all'articolo 61.

4. La Commissione adotta atti delegati conformemente all'artico 68 per integrare il presente regolamento stabilendo l'entità dei versamenti di compensazione.

5. L'ampiezza dei flussi transfrontalieri vettoriati e l'ampiezza dei flussi transfrontalieri designati come flussi che hanno origine o terminano nei sistemi nazionali di trasmissione sono determinate sulla base dei flussi fisici di energia elettrica effettivamente misurati in un dato intervallo di tempo.

6. I costi sostenuti per vettoriare flussi transfrontalieri sono calcolati sulla base dei costi medi incrementali prospettici di lungo periodo, tenendo conto delle perdite, degli investimenti in nuove infrastrutture, e di una congrua proporzione dei costi delle infrastrutture esistenti, a condizione che le infrastrutture siano utilizzate per vettoriare flussi transfrontalieri, tenendo conto in particolare della necessità di garantire la sicurezza dell'approvvigionamento. Nel determinare i costi sostenuti si ricorre a metodologie di valutazione standard riconosciute. Si tiene conto dei vantaggi derivanti a una rete dal fatto di vettoriare flussi transfrontalieri per ridurre la compensazione ricevuta.

7. Soltanto ai fini del meccanismo di compensazione fra gestori dei sistemi di trasmissione, qualora reti di trasmissione di due o più Stati membri formino parte, interamente o parzialmente, di un unico blocco di controllo, l'insieme del blocco di controllo è considerato parte integrante della rete di trasmissione di uno degli Stati membri interessati, per evitare che i flussi all'interno dei blocchi di controllo siano considerati flussi transfrontalieri ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 2, lettera b), e diano luogo a versamenti di compensazione ai sensi del presente articolo, paragrafo 1. Le autorità di regolazione degli Stati membri interessati possono decidere quale tra gli Stati membri interessati sia quello di cui l'insieme del blocco di controllo è considerato parte integrante.

Art. 50 Comunicazione di informazioni

Confronta versioni 2

1. I gestori dei sistemi di trasmissione provvedono a porre in essere meccanismi di coordinamento e di scambio di informazioni per garantire la sicurezza delle reti nel contesto della gestione della congestione.

2. Le norme di sicurezza, operative e di programmazione applicate dai gestori dei sistemi di trasmissione sono rese pubbliche. Le informazioni pubblicate comprendono un modello generale di calcolo della capacità totale di trasmissione e del margine di affidabilità della trasmissione con riferimento alle condizioni elettriche e fisiche della rete. Detti modelli sono soggetti all'approvazione delle autorità di regolazione.

3. I gestori dei sistemi di trasmissione pubblicano stime della capacità disponibile di trasmissione per ciascun giorno indicando la capacità disponibile già riservata. Tali pubblicazioni hanno luogo a determinati intervalli prima del giorno del vettoriamento e includono comunque stime della settimana precedente e del mese precedente, nonché indicazioni quantitative sulla affidabilità prevista della capacità disponibile.

4. I gestori dei sistemi di trasmissione pubblicano dati pertinenti sulle previsioni aggregate e sulla domanda effettiva, sulla disponibilità e sull'utilizzo effettivo dei mezzi di generazione e di carico, sulla disponibilità e l'utilizzo delle reti e delle interconnessioni, sul bilanciamento e la capacità di riserva, nonché sulla flessibilità disponibile. Per quanto riguarda la disponibilità e l'utilizzo effettivo dei mezzi di generazione e di carico di piccole dimensioni, possono essere usati dati stimati aggregati.

4 bis.

I gestori dei sistemi di trasmissione pubblicano in modo trasparente informazioni chiare sulla capacità disponibile per nuove connessioni nelle zone di gestione con un’elevata granularità spaziale, rispettando la sicurezza pubblica e la riservatezza dei dati, comprese la capacità oggetto di richieste di connessione e la possibilità di una connessione flessibile nelle aree congestionate. La pubblicazione comprende informazioni sui criteri per il calcolo della capacità disponibile per le nuove connessioni. I gestori dei sistemi di trasmissione aggiornano tali informazioni periodicamente, almeno con cadenza mensile.

I gestori dei sistemi di trasmissione forniscono in modo trasparente agli utenti del sistema informazioni chiare sullo stato di avanzamento e sul trattamento delle loro richieste di connessione, comprese, se del caso, informazioni relative agli accordi di connessione flessibile. Essi forniscono tali informazioni entro tre mesi dalla presentazione della richiesta. Se la richiesta di connessione non è accolta né respinta in modo permanente, i gestori dei sistemi di trasmissione aggiornano tali informazioni periodicamente, almeno con cadenza trimestrale.

5. I soggetti partecipanti al mercato comunicano ai gestori dei sistemi di trasmissione le informazioni pertinenti.

6. Le imprese di generazione di energia elettrica che possiedono o gestiscono mezzi di generazione, ove almeno un mezzo di generazione abbia una capacità installata di almeno 250 MW, o che hanno un portafoglio che comprende mezzi di generazione di almeno 400 MW, tengono per cinque anni a disposizione dell'autorità di regolazione, dell'autorità nazionale in materia di concorrenza e della Commissione tutti i dati orari per impianto necessari per verificare tutte le decisioni operative di dispacciamento e i comportamenti d'offerta nelle borse dell'energia, nelle aste di capacità di interconnessione, nei mercati di capacità di riserva e nei mercati fuori-borsa. Le informazioni orarie e per impianto da conservare comprendono almeno i dati sulla capacità di generazione disponibile e sulle riserve impegnate, compresa l'assegnazione di tali riserve a livello di singolo impianto, al momento della presentazione delle offerte e al momento della produzione.

7. I gestori dei sistemi di trasmissione scambiano periodicamente un insieme di dati sufficientemente accurati sulla rete e i flussi di carico per permettere il calcolo dei flussi di carico per ciascun gestore del sistema di trasmissione nella zona di sua competenza. Detto insieme di dati è messo a disposizione delle autorità di regolazione, della Commissione e degli Stati membri su loro richiesta. Le autorità di regolazione, gli Stati membri e la Commissione rispettano la riservatezza di tale insieme di dati e garantiscono il trattamento riservato anche da parte di qualsiasi consulente incaricato su loro richiesta di realizzare lavori di analisi sulla base di tali dati.

Art. 51 Certificazione dei gestori di sistemi di trasmissione

1.

La Commissione esamina qualsiasi notifica di una decisione in materia di certificazione da parte di un gestore dei sistemi di trasmissione di cui all'articolo 52, paragrafo 6, della direttiva (UE) 2019/944 non appena l'abbia ricevuta. Entro due mesi dal ricevimento di tale notifica, la Commissione esprime il suo parere alla competente autorità di regolazione circa la sua compatibilità con l'articolo 43 e l'articolo 52, paragrafo 2, o l'articolo 53 della direttiva (UE) 2019/944.

Nel preparare il parere di cui al primo comma, la Commissione può chiedere all'ACER di esprimere un parere in merito alla decisione dell'autorità di regolazione. In tal caso il periodo di due mesi di cui al primo comma è prorogato di altri due mesi.

In assenza di un parere della Commissione entro i periodi di cui al primo e al secondo comma, si considera che la Commissione non sollevi obiezioni avverso la decisione dell'autorità di regolazione.

2. Entro due mesi dal ricevimento di un parere della Commissione, l'autorità di regolazione adotta la decisione finale riguardante la certificazione del gestore del sistema di trasmissione, tenendo nella massima considerazione detto parere. La decisione dell'autorità di regolazione e il parere della Commissione sono pubblicati insieme.

3. In ogni momento durante la procedura, le autorità di regolazione o la Commissione possono chiedere ad un gestore del sistema di trasmissione o ad un'impresa che esercita attività di generazione o di fornitura tutte le informazioni utili allo svolgimento dei loro compiti in forza del presente articolo.

4. Le autorità di regolazione e la Commissione proteggono la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.

5. Qualora la Commissione abbia ricevuto notifica della certificazione di un gestore del sistema di trasmissione ai sensi dell'articolo 43, paragrafo 9, della direttiva (UE) 2019/944, la Commissione adotta una decisione riguardante la certificazione. L'autorità di regolazione si conforma alla decisione della Commissione.

Capo VI. Gestione del sistema di trasmissione

Art. 52 Ente europeo dei gestori dei sistemi di distribuzione

1.

I gestori dei sistemi di distribuzione cooperano a livello di Unione attraverso l'EU DSO allo scopo di promuovere sia il completamento e il funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica sia una gestione ottimale e coordinata dei sistemi di distribuzione e trasmissione. I gestori dei sistemi di distribuzione che desiderano partecipare all'EU DSO hanno il diritto di divenirne membri iscritti.

I membri iscritti possono partecipare all'EU DSO direttamente o essere rappresentati da un'associazione nazionale designata dallo Stato membro o da un'associazione a livello di Unione.

2. I gestori dei sistemi di distribuzione hanno il diritto di associarsi attraverso la costituzione dell'EU DSO. L'EU DSO svolge i compiti e segue le procedure in conformità dell'articolo 55. In qualità di ente specializzato che opera per l'interesse comune dell'Unione, non rappresenta un interesse particolare, né cerca di influenzare il processo decisionale per promuovere interessi specifici.

3. I membri dell'EU DSO sono soggetti a registrazione e al pagamento di una quota equa e proporzionata in funzione del numero di clienti connessi al gestore del sistema di distribuzione interessato.

Art. 53 Creazione dell'EU DSO

1. L'EU DSO è composto, come minimo, da un'assemblea generale, da un consiglio direttivo, da un gruppo di consiglieri strategici, da un gruppo di esperti e da un segretario generale.

2.

Entro il 5 luglio 2020, i gestori dei sistemi di distribuzione presentano alla Commissione e all'ACER un progetto di statuto conformemente all'articolo 54, ivi compreso un codice di condotta, un elenco degli iscritti e un progetto di regolamento interno che comprende le norme per la consultazione dell'ENTSO per l'energia elettrica e delle altre parti interessate, nonché le norme per il finanziamento dell'EU DSO.

Il progetto di regolamento interno dell'EU DSO garantisce la rappresentanza equilibrata di tutti i gestori dei sistemi di distribuzione partecipanti.

3. Entro due mesi dal ricevimento del progetto di statuto, dell'elenco degli iscritti e del progetto di regolamento interno, l'ACER trasmette alla Commissione un parere, dopo aver consultato le organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate, in particolare gli utenti dei sistemi di distribuzione.

4. Entro tre mesi dal ricevimento del parere dell'ACER, la Commissione formula il suo parere sul progetto di statuto, sull'elenco dei membri e sul progetto di regolamento interno tenendo conto del parere dell'ACER di cui al paragrafo 3.

5. Entro tre mesi dal ricevimento del parere positivo della Commissione, i gestori dei sistemi di distribuzione costituiscono l'EU DSO e ne adottano e pubblicano lo statuto e il regolamento interno.

6. I documenti di cui al paragrafo 2 sono trasmessi alla Commissione e all'ACER nel caso in cui siano modificati o su richiesta motivata della Commissione o dell'ACER. La Commissione e l'ACER formulano un parere in linea con la procedura di cui ai paragrafi 2, 3 e 4.

7. I costi relativi alle attività dell'EU DSO sono a carico dei gestori dei sistemi di distribuzione che ne sono membri iscritti e sono presi in considerazione ai fini del calcolo delle tariffe. Le autorità di regolazione approvano i costi solo se ragionevoli e proporzionati.

Art. 54 Principali norme e procedure dell'EU DSO

1. Lo statuto dell'EU DSO, adottato in conformità dell'articolo 53, salvaguarda i seguenti principi:

  1. a) la partecipazione ai lavori dell'EU DSO è limitata ai membri iscritti, con possibilità di delega tra i membri;

  2. b) le decisioni strategiche riguardanti le attività dell'EU DSO e gli orientamenti per il consiglio direttivo sono adottati dall'assemblea generale;

  3. c) le decisioni dell'assemblea generale sono adottate in conformità delle seguenti norme:

    1. i) ciascun membro dispone di un numero di voti proporzionale al proprio numero di clienti;

    2. ii) è raggiunto il 65 % dei voti attribuiti ai membri; e

    3. iii) la decisione è adottata dalla maggioranza del 55 % dei membri.

  4. d) le decisioni dell'assemblea generale sono rigettate in conformità delle seguenti norme:

    1. i) ciascun membro dispone di un numero di voti proporzionale al proprio numero di clienti;

    2. ii) è raggiunto il 35 % dei voti attribuiti ai membri; e

    3. iii) la decisione è rigettata da almeno il 25 % dei membri;

  5. e) il consiglio direttivo è eletto dall'assemblea generale con un mandato di quattro anni al massimo;

  6. f) il consiglio direttivo nomina il presidente e tre vicepresidenti tra i suoi membri;

  7. g) la cooperazione tra i gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasmissione a norma degli articoli 56 e 57 è gestita dal consiglio direttivo;

  8. h) le decisioni del consiglio direttivo sono adottate a maggioranza assoluta;

  9. i) sulla base di una proposta del consiglio direttivo, l'assemblea generale nomina tra i suoi membri il segretario generale conferendogli un mandato di quattro anni, rinnovabile una volta;

  10. j) sulla base di una proposta del consiglio direttivo, l'assemblea generale nomina i gruppi di esperti; ciascun gruppo non può avere più di 30 membri, con la possibilità di un terzo di membri esterni all'EU DSO; è inoltre istituito un gruppo di esperti «per paese», composto esattamente da un rappresentante dei gestori dei sistemi di distribuzione per Stato membro.

2. Le procedure adottate dall'EU DSO garantiscono il trattamento equo e adeguato dei suoi membri e riflettono la diversità della struttura geografica ed economica dei suoi membri. In particolare, le procedure prevedono che:

  1. a) il consiglio direttivo sia composto dal presidente e da 27 rappresentanti dei membri, dei quali:

    1. i) nove sono rappresentanti dei membri aventi più di un milione di utenti della rete;

    2. ii) nove sono rappresentanti dei membri aventi più di 100000 e meno di un milione di utenti della rete; e

    3. iii) nove sono i rappresentanti dei membri aventi meno di 100000 utenti della rete;

  2. b) i rappresentanti delle associazioni esistenti di gestori dei sistemi di distribuzione possano partecipare alle riunioni del consiglio direttivo in qualità di osservatori;

  3. c) il consiglio direttivo non possa essere composto da più di tre rappresentanti di membri che hanno sede nello stesso Stato membro o che appartengono allo stesso gruppo industriale;

  4. d) i vicepresidenti del consiglio direttivo siano nominati tra i rappresentanti dei membri di ciascuna delle categorie di cui alla lettera a);

  5. e) i rappresentanti di membri con sede in uno stesso Stato membro o appartenenti allo stesso gruppo industriale non possano costituire la maggioranza dei partecipanti al gruppo di esperti;

  6. f) il consiglio direttivo istituisca un gruppo consultivo strategico che fornisce il proprio parere al consiglio direttivo e ai gruppi di esperti ed è composto da rappresentanti delle associazioni europee dei gestori dei sistemi di distribuzione e rappresentanti degli Stati membri che non sono rappresentati nel consiglio direttivo.

Art. 55 Compiti dell'EU DSO

1. L'EU DSO svolge i seguenti compiti:

  1. a) promuove la gestione e la pianificazione delle reti di distribuzione in coordinamento con la gestione e la pianificazione delle reti di trasmissione;

  2. b) agevola l'integrazione delle fonti energetiche rinnovabili, della generazione distribuita e di altre risorse incorporate nella rete di distribuzione, quali lo stoccaggio dell'energia;

  3. c) facilita la risposta e la flessibilità sul versante della domanda e l'accesso ai mercati da parte degli utenti della rete di distribuzione;

  4. d) contribuisce alla digitalizzazione dei sistemi di distribuzione, compresa la diffusione di reti intelligenti e sistemi di misurazione intelligenti;

  5. e) sostiene lo sviluppo della gestione dei dati, della sicurezza informatica e della protezione dei dati in collaborazione con le autorità competenti e le entità regolamentate;

  6. f) partecipa allo sviluppo di codici di rete che sono pertinenti per la gestione e la pianificazione delle reti di distribuzione e la gestione coordinata delle reti di trasmissione e di distribuzione, a norma dell'articolo 59.

2. Inoltre l'EU DSO:

  1. a) coopera con l'ENTSO per l'energia elettrica per il monitoraggio dell'attuazione dei codici di rete e degli orientamenti adottati a norma del presente regolamento pertinenti per la gestione e la pianificazione delle reti di distribuzione e la gestione coordinata delle reti di trasmissione e di distribuzione;

  2. b) coopera con l'ENTSO per l'energia elettrica e adotta le migliori pratiche per la gestione e la pianificazione coordinata dei sistemi di trasmissione e di distribuzione, anche in merito a questioni quali lo scambio di dati tra gestori e il coordinamento delle risorse energetiche distribuite;

  3. c) si adopera per identificare le migliori pratiche nei settori di cui al paragrafo 1 e per introdurre miglioramenti dell'efficienza energetica nella rete di distribuzione;

  4. d) adotta un programma annuale di lavoro e una relazione annuale;

  5. e) opera secondo il diritto della concorrenza e assicura la neutralità.

Art. 56 Consultazioni nel processo di sviluppo dei codici di rete

1. Nel partecipare allo sviluppo di nuovi codici di rete a norma dell'articolo 59, l'EU DSO conduce un ampio processo di consultazione, in una fase iniziale e in modo aperto e trasparente, coinvolgendo tutte le parti interessate e, in particolare, le organizzazioni che rappresentano tali parti interessate, secondo le procedure per la consultazione di cui all'articolo 53. Alla consultazione partecipano anche le autorità di regolazione e altre autorità nazionali, le imprese di erogazione e di generazione, gli utenti del sistema compresi i clienti, gli organismi tecnici e le piattaforme di parti interessate. La consultazione si prefigge di enucleare le opinioni e le proposte di tutte le parti competenti nel corso del processo decisionale.

2. Tutti i documenti e i verbali relativi alle consultazioni di cui al paragrafo 1 sono resi pubblici.

3. L'EU DSO tiene debitamente conto delle opinioni fornite durante le consultazioni. Prima di adottare le proposte per i codici di rete di cui all'articolo 59, l'EU DSO illustra come si sia tenuto conto delle osservazioni raccolte nel corso della consultazione. Se decide di non tener conto di un'osservazione, adduce i motivi della sua decisione.

Art. 57 Cooperazione tra i gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasmissione

Confronta versioni 2

1. I gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasmissione cooperano per pianificare e gestire le rispettive reti. In particolare, al fine di assicurare uno sviluppo e una gestione delle reti efficienti sotto il profilo dei costi, sicuri e affidabili, i gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasmissione scambiano tutte le informazioni e i dati necessari riguardo alle prestazioni dei mezzi di generazione e della gestione della domanda, alla gestione quotidiana delle reti e alla pianificazione a lungo termine degli investimenti nelle reti.

2. I gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasmissione cooperano al fine di conseguire un accesso coordinato a risorse quali generazione distribuita, stoccaggio dell'energia e gestione della domanda in grado di sostenere esigenze particolari sia dei gestori dei sistemi di distribuzione sia dei gestori del sistema di trasmissione sia dei gestori del sistema di trasmissione.

3. I gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasmissione cooperano al fine di pubblicare in modo uniforme informazioni coerenti sulla capacità disponibile per nuove connessioni nelle rispettive zone di gestione che diano sufficiente visibilità granulare ai promotori di nuovi progetti energetici e agli altri potenziali utenti della rete.

Capo VII. Codici di rete e orientamenti

Art. 58 Adozione dei codici di rete e degli orientamenti

1. La Commissione può adottare atti di esecuzione o delegati, fatte salve le competenze di cui agli articoli 59, 60 e 61. Tali atti possono essere adottati sia come codici di rete sulla base di proposte di testo elaborate dall'ENTSO per l'energia elettrica o, se così disposto nell'elenco di priorità di cui all'articolo 59, paragrafo 3, dall'EU DSO, se del caso in cooperazione con l'ENTSO per l'energia elettrica, e dall'ACER ai sensi della procedura di cui all'articolo 59, sia come orientamenti conformemente alla procedura di cui all'articolo 61.

2. I codici di rete e gli orientamenti

  1. a) assicurano il livello minimo di armonizzazione necessario per conseguire gli obiettivi del presente regolamento;

  2. b) tengono conto, ove opportuno, delle specificità regionali;

  3. c) non vanno al di là di quanto è necessario allo scopo di cui alla lettera a); e

  4. d) lasciano impregiudicato il diritto degli Stati membri di redigere codici di rete nazionali che non influiscano sul commercio interzonale.

Art. 59 Redazione dei codici di rete

Confronta versioni 2

1.

Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti di esecuzione al fine di garantire condizioni uniformi di esecuzione del presente regolamento mediante la redazione di codici di rete nei settori seguenti:

  1. a) norme in materia di sicurezza e di affidabilità della rete, comprese le norme in materia di capacità di trasmissione tecnica di riserva per la sicurezza operativa della rete, nonché norme in materia di interoperabilità in attuazione degli articoli da 34 a 47 e dell'articolo 57 del presente regolamento e dell'articolo 40 della direttiva (UE) 2019/944, comprese le norme sugli stati del sistema, le contromisure e i limiti di sicurezza operativa, il controllo della tensione e la gestione della potenza reattiva, la gestione della corrente di corto circuito, la gestione dei flussi di potenza, l'analisi e la gestione delle contingenze, il sistema e gli schemi di protezione, lo scambio dei dati, la conformità, la formazione, l'analisi della pianificazione e della sicurezza operative, il coordinamento regionale della sicurezza operativa, il coordinamento dell'indisponibilità, i piani di disponibilità degli asset rilevanti, l'analisi dell'adeguatezza, i servizi ancillari, la programmazione e le piattaforme dati di pianificazione operativa;

  2. b) norme in materia di allocazione delle capacità e di gestione della congestione ai sensi degli articoli da 7 a 10, da 13 a 17, dell’articolo 19 e degli articoli da 35 a 37 del presente regolamento e dell’articolo 6 della direttiva (UE) 2019/944, comprese le norme in materia di metodologie e processi di calcolo della capacità giornaliera, infragiornaliera e a termine, modelli di rete, configurazione delle zone di offerta, ridispacciamento e scambi compensativi, algoritmi di negoziazione, coupling unico del giorno prima e infragiornaliero, opzioni di governance diverse, irrevocabilità della capacità interzonale allocata, distribuzione della rendita di congestione, dettagli e caratteristiche specifiche degli strumenti di cui all’articolo 9, paragrafo 3, del presente regolamento con riferimento agli elementi specificati ai paragrafi 4 e 5, allocazione e agevolazione dello scambio di diritti finanziari di trasmissione a lungo termine da parte della piattaforma unica di allocazione nonché frequenza, scadenza e natura specifica di tali diritti di trasmissione a lungo termine, copertura del rischio per la trasmissione interzonale, procedure di nomina, recupero dei costi dell’allocazione della capacità e della gestione della congestione e metodologia per la compensazione dei gestori di impianti offshore di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili per le riduzioni di capacità;

  3. c) norme di attuazione degli articoli 5, 6 e 17 in relazione alla negoziazione connessa alla fornitura tecnica e operativa dei servizi di accesso alla rete e di bilanciamento del sistema, comprese le norme relative all'energia di riserva legata alla rete, le funzioni e le responsabilità, le piattaforme per lo scambio di energia di bilanciamento, gli orari di chiusura dei mercati, i requisiti per i prodotti di bilanciamento standard e specifici, l'acquisizione dei servizi di bilanciamento, l'allocazione della capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve, la compensazione dell'energia di bilanciamento, la compensazione degli scambi di energia tra i gestori dei sistemi, la compensazione degli sbilanciamenti e la compensazione della capacità di bilanciamento, il controllo frequenza/potenza, i parametri qualitativi e i parametri-obiettivo della frequenza, le riserve per il contenimento della frequenza, le riserve per il ripristino della frequenza, le riserve di sostituzione, lo scambio e la condivisione delle riserve, i processi dell'attivazione transfrontaliera delle riserve, i processi di controllo del tempo e la trasparenza delle informazioni;

  4. d) norme di attuazione degli articoli 36, 40 e 54 della direttiva (UE) 2019/944 in relazione alla prestazione trasparente e non discriminatoria di servizi ancillari non di frequenza, comprese le norme in materia di controllo della tensione in regime stazionario, inerzia, iniezione rapida di corrente reattiva, inerzia per la stabilità della rete, corrente di corto circuito, capacità di black-start e capacità di funzionamento in isola;

  5. e) norme di attuazione dell'articolo 57 del presente regolamento e degli articoli 17, 31, 32, 36, 40 e 54 della direttiva (UE) 2019/944 in relazione alla gestione della domanda, comprese le norme in materia di aggregazione, stoccaggio dell'energia e riduzione della domanda.

Tali atti di esecuzione sono adottati secondo la procedura di esame di cui all'articolo 67, paragrafo 2.

2. Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati, conformemente all'articolo 68, ad integrazione del presente regolamento concernenti la redazione di codici di rete nei settori seguenti:

  1. a) norme di collegamento della rete, comprese le norme sulla connessione degli impianti di consumo connessi al sistema di trasmissione, gli impianti di distribuzione e i sistemi di distribuzione connessi al sistema di trasmissione, la connessione delle unità di consumo utilizzate per la gestione della domanda, i requisiti per la connessione dei generatori e altri utenti del sistema alla rete, i requisiti per la connessione alla rete di corrente continua ad alta tensione, i requisiti per i parchi di generazione connessi in corrente continua e le stazioni di conversione in corrente continua ad alta tensione del terminale remoto, nonché le procedure di notifica operativa per la connessione alla rete;

  2. b) norme in materia di scambio di dati, liquidazione e trasparenza, comprese in particolare le norme sulle capacità di trasferimento per orizzonti temporali pertinenti, stime e valori reali per quanto riguarda l'allocazione e l'uso delle capacità di trasferimento, previsioni e domanda reale di strutture e la loro aggregazione, compresa l'indisponibilità di impianti, la produzione prevista ed effettiva di unità di produzione e la relativa aggregazione, compresa l'indisponibilità delle unità, la disponibilità e l'uso di reti, le misure di gestione della congestione e i dati del mercato del bilanciamento. Le norme dovrebbero comprendere le modalità di pubblicazione delle informazioni, i tempi di pubblicazione, i soggetti responsabili della gestione;

  3. c) norme in materia di accesso dei terzi;

  4. d) procedure operative di emergenza e ripristino in caso di emergenza, compresi i piani di difesa del sistema, i piani di ripristino, le interazioni di mercato, lo scambio e la comunicazione di informazioni, nonché gli strumenti e le attrezzature;

  5. e) norme settoriali specifiche per gli aspetti relativi alla cibersicurezza dei flussi transfrontalieri di energia elettrica, comprese le norme sui requisiti minimi, la pianificazione, il monitoraggio, la comunicazione e la gestione delle crisi;

3.

Previa consultazione dell'ACER, dell'ENTSO per l'energia elettrica, dell'EU DSO e delle altre parti interessate, la Commissione stabilisce ogni tre anni, un elenco di priorità in cui sono individuati i settori di cui ai paragrafi 1 e 2 da includere nell'elaborazione dei codici di rete.

Se l'oggetto del codice di rete è direttamente collegato alla gestione dei sistemi di distribuzione e non particolarmente rilevante in rapporto al sistema di trasmissione, la Commissione può richiedere all'EU DSO in cooperazione con l'ENTSO per l'energia elettrica di riunire un comitato di redazione che presenti una proposta di codice di rete all'ACER.

4. La Commissione chiede all'ACER di presentarle, entro un periodo ragionevole non superiore a sei mesi dal ricevimento della richiesta della Commissione, un orientamento quadro non vincolante che fissi principi chiari e obiettivi per l'elaborazione di codici di rete riguardanti i settori individuati nell'elenco di priorità (orientamento quadro). La richiesta della Commissione può includere condizioni alle quali l'orientamento quadro deve rispondere. Ciascun orientamento quadro contribuisce all'integrazione del mercato alla non discriminazione, a una concorrenza effettiva e al funzionamento efficace del mercato. Su richiesta motivata dell'ACER, la Commissione può prorogare il termine per la presentazione degli orientamenti.

5. L'ACER procede alla consultazione dell'ENTSO per l'energia elettrica, dell'EU DSO e delle altre parti interessate sull'orientamento quadro durante un periodo non inferiore a due mesi, in modo trasparente e aperto.

6. L'ACER presenta alla Commissione un orientamento quadro non vincolante qualora richiesto a norma del paragrafo 4.

7. Se ritiene che l'orientamento quadro non contribuisca all'integrazione del mercato, alla non discriminazione, all'effettiva concorrenza e al funzionamento efficace del mercato, la Commissione può chiedere all'ACER di riesaminare l'orientamento quadro entro un termine ragionevole e di ripresentarlo alla Commissione.

8. Se entro il termine fissato dalla Commissione ai sensi dei paragrafi 4 o 7, l'ACER non presenta o non ripresenta un orientamento quadro, questo è sviluppato dalla stessa Commissione.

9. La Commissione chiede all'ENTSO per l'energia elettrica oppure, se così stabilito nell'elenco di priorità a norma del paragrafo 3, all'EU DSO, in cooperazione con l'ENTSO per l'energia elettrica, di presentare all'ACER una proposta di codice di rete conformemente al pertinente orientamento quadro entro un termine ragionevole, non superiore a dodici mesi, dal ricevimento della richiesta della Commissione.

10. L'ENTSO per l'energia elettrica oppure, se così stabilito nell'elenco delle priorità di cui al paragrafo 3, l'EU DSO, in cooperazione con l'ENTSO per l'energia elettrica, riunisce un comitato di redazione che lo coadiuvi nello sviluppo del codice di rete. Il comitato di redazione è composto da rappresentanti dell'ACER, dell'ENTSO per l'energia elettrica e, ove opportuno, dell'EU DSO, nonché dei NEMO, e da un numero contenuto di parti interessate coinvolte. L'ENTSO per l'energia elettrica oppure, se così stabilito nell'elenco delle priorità a norma del paragrafo 3, l'EU DSO, in cooperazione con l'ENTSO per l'energia elettrica, sviluppa proposte di codici di rete nei settori di cui ai paragrafi 1 e 2 se richiesto dalla Commissione a norma del paragrafo 9.

11. L'ACER riesamina il codice di rete proposto e si assicura che il codice di rete da adottare sia conforme ai pertinenti orientamenti quadro e contribuisca all'integrazione del mercato, alla non discriminazione, all'effettiva concorrenza e al funzionamento efficace del mercato, inviando poi il codice di rete riveduto alla Commissione entro sei mesi dal ricevimento della proposta. Nella proposta da inviare alla Commissione l'ACER tiene conto delle opinioni fornite da tutte le parti coinvolte nella redazione della proposta, coordinate dall'ENTSO per l'energia elettrica o dall'EU DSO, e consulta le parti interessate pertinenti in merito alla versione da inviare alla Commissione.

12. Se l'ENTSO per l'energia elettrica o l'EU DSO non hanno elaborato un codice di rete entro il termine fissato dalla Commissione ai sensi del paragrafo 9, quest'ultima può chiedere all'ACER di elaborare un progetto di codice di rete in base al pertinente orientamento quadro. Durante la fase di elaborazione di un progetto di codice di rete ai sensi del presente paragrafo, l'ACER può avviare un'ulteriore consultazione. L'ACER presenta alla Commissione un progetto di codice di rete elaborato ai sensi del presente paragrafo e può raccomandarne l'adozione.

13. La Commissione può adottare, di sua iniziativa se l'ENTSO per l'energia elettrica o l'EU DSO non hanno elaborato un codice di rete o l'ACER non ha elaborato un progetto di codice di rete ai sensi del paragrafo 12, o su proposta dell'ACER ai sensi del paragrafo 11, uno o più codici di rete nei settori di cui ai paragrafi 1 e 2.

14. Se la Commissione propone di adottare un codice di rete di sua iniziativa, essa procede, per un periodo non inferiore a due mesi, alla consultazione dell'ACER, dell'ENTSO per l'energia elettrica e di tutte le parti interessate in merito al progetto di codice di rete.

15. Il presente articolo lascia impregiudicato il diritto della Commissione di adottare orientamenti e di modificarli come previsto all'articolo 61. Il presente articolo lascia impregiudicata la possibilità che l'ENTSO per l'energia elettrica sviluppi orientamenti non vincolanti nei settori di cui ai paragrafi 1 e 2, laddove non si riferiscano a settori contemplati nella richiesta trasmessagli dalla Commissione. L'ENTSO per l'energia elettrica trasmette tali orientamenti all'ACER per parere, che deve essere debitamente tenuto in considerazione.

Fonti e licenze