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)

1. I gestori dei sistemi di trasmissione e i NEMO organizzano congiuntamente la gestione dei mercati integrati del giorno prima e infragiornaliero, in conformità del regolamento (UE) 2015/1222. I gestori dei sistemi di trasmissione e i NEMO collaborano a livello di Unione o, se più opportuno, a livello regionale, al fine di ottimizzare l’efficienza e l’efficacia della contrattazione del giorno prima e infragiornaliera dell’energia elettrica dell’Unione. L’obbligo di collaborazione non pregiudica l’applicazione del diritto dell’Unione sulla concorrenza. Nelle funzioni riguardanti la compravendita di energia elettrica, i gestori dei sistemi di trasmissione e i NEMO sono soggetti alla vigilanza normativa delle autorità di regolazione a norma dell’articolo 59 della direttiva (UE) 2019/944 e dell’ACER a norma degli articoli 4 e 8 del regolamento (UE) 2019/942, e sono soggetti agli obblighi in materia di trasparenza e all’efficace vigilanza nei confronti della manipolazione del mercato come stabilito nelle pertinenti disposizioni del regolamento (UE) n. 1227/2011.

2. I mercati del giorno prima e infragiornaliero:

1. a) sono organizzati in modo non discriminatorio;

2. b) massimizzano la capacità di tutti i partecipanti al mercato di gestire gli sbilanciamenti;

3. c) massimizzano le opportunità di tutti i partecipanti al mercato di contrattare scambi interzonali e intrazonali in maniera non discriminatoria e quanto più possibile in tempo reale nell’insieme delle zone di offerta e all’interno di ciascuna;

1. d) indicano prezzi che riflettono i fondamentali del mercato, compreso il valore dell'energia in tempo reale, sui quali i partecipanti al mercato possono basarsi quando decidono in merito ai prodotti di copertura del rischio a lungo termine;

2. e) assicurano la sicurezza operativa a fronte del pieno sfruttamento della capacità di trasmissione;

3. f) sono trasparenti e, se del caso, forniscono informazioni per unità di generazione ma nel contempo proteggono la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili e garantiscono l’anonimità degli scambi;

4. g) non distinguono tra scambi realizzati all'interno di una zona di offerta e tra zone di offerta; e

5. h) sono organizzati in modo tale da assicurare a tutti i partecipanti al mercato la possibilità di accesso al mercato a titolo individuale o per aggregazione.

1. Laddove sia dichiarata una crisi dei prezzi dell’energia elettrica a livello regionale o dell’Unione in conformità dell’articolo 66 bis della direttiva (UE) 2019/944, gli Stati membri possono richiedere ai gestori dei sistemi di proporre l’acquisizione di prodotti livellatori delle punte di carico per ridurre la domanda di energia elettrica durante le ore di punta. Tale acquisizione è limitata alla durata stabilita nella decisione di esecuzione adottata a norma dell’articolo 66 bis, paragrafo 1, della direttiva (UE) 2019/944.

2. Qualora sia formulata una richiesta a norma del paragrafo 1, i gestori dei sistemi, previa consultazione delle parti interessate, presentano all’autorità di regolazione dello Stato membro interessato, per approvazione, una proposta che definisce il dimensionamento e le condizioni di acquisizione e attivazione del prodotto livellatore delle punte di carico.

3. L’autorità di regolazione interessata valuta la proposta relativa al prodotto livellatore delle punte di carico di cui al paragrafo 2 per quanto riguarda il conseguimento di una riduzione della domanda di energia elettrica e dell’impatto sul prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica durante le ore di punta. Tale valutazione tiene conto della necessità che il prodotto livellatore delle punte di carico non crei indebite distorsioni del funzionamento dei mercati dell’energia elettrica e non provochi un riorientamento dei servizi di gestione della domanda verso i prodotti livellatori delle punte di carico. Sulla base di tale valutazione, l’autorità di regolazione può chiedere al gestore del sistema di modificare la sua proposta.

4. La proposta relativa al prodotto livellatore delle punte di carico di cui al paragrafo 2 soddisfa i seguenti requisiti:

1. a) il dimensionamento del prodotto livellatore delle punte di carico:

   1. i) si basa su un’analisi della necessità di un servizio ulteriore al fine di garantire la sicurezza dell’approvvigionamento senza compromettere la stabilità della rete, del suo impatto sul mercato e dei suoi costi e benefici previsti;

   2. ii) tiene conto delle previsioni relative alla domanda, all’energia elettrica generata da energia rinnovabile, alle altre fonti di flessibilità del sistema, come lo stoccaggio di energia, e all’impatto del dispacciamento evitato sui prezzi all’ingrosso; e

   3. iii) è limitato così che i costi previsti non superino i benefici attesi del prodotto livellatore delle punte di carico;

2. b) l’acquisizione di un prodotto livellatore delle punte di carico si fonda su criteri oggettivi, trasparenti, basati sul mercato e non discriminatori, ha obiettivi limitati alla gestione della domanda e non esclude gli asset partecipanti dall’accesso ad altri mercati;

3. c) il prodotto livellatore delle punte di carico è acquisito mediante una procedura di gara competitiva, che può essere continua, con selezione basata sul costo più basso che permette di soddisfare i criteri tecnici e ambientali predefiniti, e consente la partecipazione effettiva dei consumatori, direttamente o mediante aggregazione;

4. d) l’offerta minima non è superiore a 100 kW, anche attraverso l’aggregazione;

5. e) i contratti relativi a un prodotto livellatore delle punte di carico non possono essere conclusi più di una settimana prima della sua attivazione;

6. f) l’attivazione del prodotto livellatore delle punte di carico non riduce la capacità interzonale;

7. g) il prodotto livellatore delle punte di carico è attivato prima o entro l’orizzonte temporale del mercato del giorno prima e tale attivazione può essere effettuata sulla base di un prezzo dell’energia elettrica predefinito;

8. h) l’attivazione del prodotto livellatore delle punte di carico non comporta l’avvio di una generazione a partire da combustibili fossili situata oltre il punto di misurazione, al fine di evitare l’aumento delle emissioni di gas a effetto serra.

5. La riduzione effettiva del consumo risultante dall’attivazione di un prodotto livellatore delle punte di carico è misurata in relazione a uno scenario di riferimento indicante il consumo di energia elettrica previsto senza l’attivazione del livellatore. Se acquisisce un prodotto livellatore delle punte di carico, il gestore del sistema elabora una metodologia di riferimento previa consultazione con i partecipanti al mercato, tiene conto, se del caso, degli atti di esecuzione adottati a norma dell’articolo 59, paragrafo 1, lettera e), e presenta tale metodologia all’autorità di regolazione interessata per l’approvazione.

6. L’autorità di regolazione interessata approva la proposta dei gestori dei sistemi che intendono acquisire un prodotto livellatore delle punte di carico e la metodologia di riferimento presentata in conformità dei paragrafi 2 e 5 o chiede ai gestori dei sistemi di modificare la proposta o la metodologia di riferimento qualora tale proposta o tale metodologia non soddisfi i requisiti di cui ai paragrafi 2, 4 e 5.

7. Entro sei mesi dalla fine di una crisi dei prezzi dell’energia elettrica a livello regionale o dell’Unione di cui al paragrafo 1, l’ACER, previa consultazione delle parti interessate, valuta l’impatto dell’uso di prodotti livellatori delle punte di carico sul mercato dell’energia elettrica dell’Unione. Tale valutazione tiene conto della necessità che i prodotti livellatori delle punte di carico non creino indebite distorsioni del funzionamento dei mercati dell’energia elettrica e non provochino un riorientamento dei servizi di gestione della domanda verso i prodotti livellatori delle punte di carico. L’ACER può formulare raccomandazioni di cui le autorità di regolazione tengono conto nella loro valutazione a norma del paragrafo 3.

8. Entro il 30 giugno 2025, l’ACER, previa consultazione delle parti interessate, valuta l’impatto dello sviluppo di prodotti livellatori delle punte di carico sul mercato dell’energia elettrica dell’Unione alle normali condizioni di mercato. Tale valutazione tiene conto della necessità che i prodotti livellatori delle punte di carico non creino indebite distorsioni del funzionamento dei mercati dell’energia elettrica e non provochino un riorientamento dei servizi di gestione della domanda verso i prodotti livellatori delle punte di carico. Sulla base di tale valutazione, la Commissione può presentare una proposta legislativa di modifica del presente regolamento al fine di introdurre prodotti livellatori delle punte di carico al di fuori delle situazioni di crisi dei prezzi dell’energia elettrica a livello regionale o dell’Unione.

1.

2. Se un cliente finale non è dotato di un contatore intelligente o se il contatore intelligente di un cliente finale non fornisce i dati necessari per offrire servizi di gestione della domanda o servizi di flessibilità, anche attraverso un aggregatore indipendente, i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione accettano i dati provenienti da un apposito dispositivo di misurazione, se disponibile, per la regolazione dei servizi di gestione della domanda e dei servizi di flessibilità, compreso lo stoccaggio di energia, e non operano discriminazioni nei confronti del cliente finale nell’acquisizione dei servizi di flessibilità. Tale obbligo si applica in conformità delle norme e dei requisiti stabiliti dagli Stati membri a norma del paragrafo 3.

3. Gli Stati membri stabiliscono le norme e i requisiti della procedura di convalida dei dati dell’apposito dispositivo di misurazione al fine di verificare e garantire la qualità e la coerenza dei dati pertinenti, nonché l’interoperabilità, conformemente agli articoli 23 e 24 della direttiva (UE) 2019/944 e ad altre pertinenti normative dell’Unione.

1. I NEMO consentono ai partecipanti al mercato di effettuare scambi di energia quanto più possibile in tempo reale, e almeno entro l’orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale. Dal 1o gennaio 2026 l’orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale deve cadere non oltre 30 minuti prima del tempo reale.

1 bis. L’autorità di regolazione interessata può, su richiesta del gestore del sistema di trasmissione interessato, concedere una deroga al requisito di cui al paragrafo 1 fino al 1o gennaio 2029. Il gestore del sistema di trasmissione presenta la richiesta all’autorità di regolazione interessata. La richiesta comprende:

1. a) una valutazione d’impatto che tenga conto dei riscontri ricevuti dai NEMO e dai partecipanti al mercato interessati, e che dimostri l’impatto negativo di tale misura sulla sicurezza dell’approvvigionamento nel sistema elettrico nazionale, sull’efficienza in termini di costi, anche in relazione alle piattaforme di bilanciamento esistenti a norma del regolamento (UE) 2017/2195, sull’integrazione dell’energia rinnovabile e sulle emissioni di gas a effetto serra; e

2. b) un piano d’azione volto a ridurre a 30 minuti prima del tempo reale l’orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale entro il 1o gennaio 2029.

1 ter.

1 quater. Entro il 1o dicembre 2027 la Commissione, previa consultazione dei NEMO, dell’ENTSO per l’energia elettrica, dell’ACER e delle pertinenti parti interessate, presenta al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione in cui valuta l’effetto dell’attuazione della riduzione dell’orario di chiusura del mercato interzonale stabilita a norma del presente articolo, i costi e i benefici, la fattibilità e le soluzioni pratiche per ridurre ulteriormente tale orario al fine di consentire ai partecipanti al mercato di effettuare scambi di energia quanto più possibile in tempo reale. La relazione tiene conto dell’impatto sulla sicurezza del sistema elettrico, sull’efficienza sotto il profilo dei costi, sui benefici per l’integrazione delle energie rinnovabili e sulla riduzione delle emissioni di gas a effetto serra.

2. I NEMO offrono ai partecipanti al mercato la possibilità di negoziare l'energia a intervalli di tempo brevi almeno quanto il periodo di regolazione degli sbilanciamenti sia nel mercato del giorno prima che in quello infragiornaliero.

3. I NEMO offrono alla compravendita sui mercati del giorno prima e infragiornaliero prodotti di dimensioni sufficientemente ridotte, con offerte minime di 100 kW o inferiori, per permettere la partecipazione effettiva della gestione della domanda, dello stoccaggio di energia e delle fonti rinnovabili su piccola scala, inclusa la partecipazione diretta dei clienti, anche mediante aggregazione.

4.

1. A norma del regolamento (UE) 2016/1719, i gestori dei sistemi di trasmissione rilasciano diritti di trasmissione a lungo termine o dispongono misure equivalenti per permettere ai partecipanti al mercato, inclusi i proprietari di impianti di generazione che impiegano energia rinnovabile, di coprire i rischi di fluttuazione dei prezzi, a meno che una valutazione del mercato a termine sui confini tra le zone di offerta effettuata dalle autorità di regolazione competenti dimostri sufficienti opportunità di copertura nelle zone di offerta interessate.

2. I diritti di trasmissione a lungo termine sono allocati, a cadenza regolare, in modo trasparente, basato sul mercato e non discriminatorio grazie a una piattaforma unica di allocazione. La frequenza di allocazione e le scadenze della capacità interzonale a lungo termine favoriscono il funzionamento efficiente dei mercati a termine dell’Unione.

3. L’assetto dei mercati a termine dell’Unione comprende gli strumenti necessari per migliorare la capacità dei partecipanti al mercato di coprire i rischi di fluttuazione dei prezzi nel mercato interno dell’energia elettrica.

4. Entro il 17 gennaio 2026 la Commissione, previa consultazione delle parti interessate, procede a una valutazione dell’impatto di eventuali misure volte a conseguire l’obiettivo di cui al paragrafo 3. Tale valutazione d’impatto riguarda, tra l’altro:

1. a) eventuali modifiche della frequenza di allocazione dei diritti di trasmissione a lungo termine;

2. b) eventuali modifiche delle scadenze dei diritti di trasmissione a lungo termine, in particolare le scadenze prorogate fino ad almeno tre anni;

3. c) eventuali modifiche della natura dei diritti di trasmissione a lungo termine;

4. d) modalità per rafforzare il mercato secondario; e

5. e) l’eventuale introduzione di hub virtuali regionali per il mercato a termine.

5. Per quanto riguarda gli hub virtuali regionali per i mercati a termine, la valutazione d’impatto effettuata a norma del paragrafo 4 riguarda quanto segue:

1. a) l’ambito geografico adeguato degli hub virtuali regionali, comprese le zone di offerta che costituirebbero tali hub e le situazioni specifiche delle zone di offerta appartenenti a due o più hub virtuali, al fine di massimizzare la correlazione tra i prezzi di riferimento e i prezzi delle zone di offerta che costituiscono hub virtuali regionali;

2. b) il livello di interconnettività elettrica degli Stati membri, in particolare degli Stati membri al di sotto degli obiettivi di interconnessione elettrica per il 2020 e il 2030 di cui all’articolo 4, lettera d), punto 1, del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio⁴;

3. c) la metodologia per il calcolo dei prezzi di riferimento negli hub virtuali regionali per i mercati a termine, al fine di massimizzare la correlazione tra i prezzi di riferimento e i prezzi delle zone di offerta che costituiscono un hub virtuale regionale;

4. d) la possibilità che le zone di offerta facciano parte di più hub virtuali regionali;

5. e) i modi per massimizzare le opportunità commerciali per i prodotti di copertura, indicando gli hub virtuali regionali per i mercati a termine, come pure per i diritti di trasmissione a lungo termine dalle zone di offerta agli hub virtuali regionali;

6. f) i modi per garantire che la piattaforma unica di allocazione di cui al paragrafo 2 offra l’allocazione e faciliti lo scambio di diritti di trasmissione a lungo termine;

7. g) le implicazioni degli accordi intergovernativi preesistenti e dei diritti a norma degli stessi.

6. Sulla base dell’esito della valutazione d’impatto di cui al paragrafo 4 del presente articolo, la Commissione adotta, entro il 17 luglio 2026, un atto di esecuzione per specificare ulteriormente le misure e gli strumenti volti a conseguire gli obiettivi di cui al paragrafo 3 del presente articolo e le caratteristiche precise di tali misure e strumenti. Tale atto di esecuzione è adottato secondo la procedura d’esame di cui all’articolo 67, paragrafo 2.

7. La piattaforma unica di allocazione istituita a norma del regolamento (UE) 2016/1719 opera in qualità di soggetto che offre l’allocazione e agevola lo scambio di diritti di trasmissione a lungo termine per conto dei gestori dei sistemi di trasmissione. La piattaforma presenta la forma giuridica di cui all’allegato II della direttiva (UE) 2017/1132 del Parlamento europeo e del Consiglio⁵.

8. L’autorità di regolazione competente che ritiene che non vi siano sufficienti opportunità di copertura per i partecipanti al mercato, previa consultazione delle autorità competenti designate a norma dell’articolo 67 della direttiva 2014/65/UE del Parlamento europeo e del Consiglio⁶ nel caso in cui i mercati a termine riguardino strumenti finanziari quali definiti all’articolo 4, paragrafo 1, punto 15), di tale direttiva, può imporre alle borse dell’energia o ai gestori dei sistemi di trasmissione di attuare misure supplementari, quali attività di market making, per migliorare la liquidità del mercato a termine.

9. Nel rispetto del diritto dell’Unione sulla concorrenza, dei regolamenti (UE) n. 648/20127 e (UE) n. 600/2014⁸ del Parlamento europeo e del Consiglio e della direttiva 2014/65/UE, i gestori dei mercati possono sviluppare prodotti di copertura a termine, compresi prodotti di copertura a termine sul lungo periodo, in modo da offrire ai partecipanti al mercato, inclusi i proprietari di impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili, adeguate possibilità di copertura dei rischi finanziari contro la fluttuazione dei prezzi. Gli Stati membri non richiedono che le suddette attività di copertura siano limitate agli scambi all’interno di uno Stato membro o di una zona di offerta.

1. Il prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica non ha un limite massimo né un limite minimo. La presente disposizione si applica, tra l'altro, alle offerte e compensazioni in tutti gli orizzonti temporali e include i prezzi dell'energia di bilanciamento e i prezzi di sbilanciamento, fatti salvi i limiti tecnici di prezzo applicabili negli orizzonti temporali di bilanciamento e negli orizzonti temporali del giorno prima e infragiornaliero a norma del paragrafo 2.

2. I NEMO possono applicare limiti armonizzati sui prezzi di bilanciamento massimi e minimi per gli orizzonti temporali del giorno prima e infragiornaliero. Tali limiti sono sufficientemente elevati da non limitare inutilmente gli scambi, sono armonizzati per il mercato interno e tengono conto del valore massimo del carico perso. I NEMO attuano un meccanismo trasparente che adegua automaticamente a tempo debito i limiti tecnici di offerta nel caso in cui si preveda che i limiti prestabiliti siano raggiunti. I limiti più alti risultati dall'adeguamento rimangono applicabili fino a che siano necessari ulteriori aumenti conformemente a detto meccanismo.

3. I gestori dei sistemi di trasmissione non adottano misure volte a modificare i prezzi all'ingrosso.

4. Le autorità di regolazione o le altre autorità competenti eventualmente designate dagli Stati membri a tal fine individuano le politiche e le misure applicate nel loro territorio che potrebbero concorrere a limitare indirettamente la formazione dei prezzi all'ingrosso, tra le quali la limitazione delle offerte in ordine all'attivazione dell'energia di bilanciamento, i meccanismi di capacità, le misure adottate dai gestori dei sistemi di trasmissione, le misure dirette a contestare l'esito del mercato o a evitare gli abusi di posizioni dominanti e le zone di offerta delineate in modo inefficiente.

5. L'autorità di regolazione o l'autorità competente designata che abbia individuato una politica o misura che potrebbe concorrere a limitare la formazione dei prezzi all'ingrosso adotta tutte le misure del caso per eliminare o, laddove non fosse possibile, attenuare l'impatto di tale politica o misura sui comportamenti d'offerta. Gli Stati membri trasmettono una relazione alla Commissione entro il 5 gennaio 2020 che specifichi le misure e le azioni che hanno adottato o che intendono adottare.