Regolamento (UE) 2024/1747 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024 che modifica i regolamenti (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943 per quanto riguarda il miglioramento dell’assetto del mercato dell’energia elettrica dell’Unione (Testo rilevante ai fini del SEE)

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

vista la proposta della Commissione europea,

previa trasmissione del progetto di atto legislativo ai parlamenti nazionali,

visto il parere del Comitato economico e sociale europeo¹,

visto il parere del Comitato delle regioni²,

deliberando secondo la procedura legislativa ordinaria³,

Dal settembre 2021 si osserva sui mercati dell’energia elettrica una situazione caratterizzata da prezzi molto elevati e volatilità. Come indica l’Agenzia dell’Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (ACER) nella valutazione finale dell’assetto del mercato dell’energia elettrica all’ingrosso dell’UE dell’aprile 2022, ciò deriva principalmente dal prezzo elevato del gas, utilizzato come combustibile per produrre energia elettrica.

Dal febbraio 2022 l’escalation della guerra di aggressione russa nei confronti dell’Ucraina, che è parte contraente del trattato che istituisce la Comunità dell’energia⁴, e le conseguenti sanzioni internazionali hanno portato a una crisi del gas, hanno perturbato i mercati mondiali dell’energia, hanno acuito il problema degli elevati prezzi del gas e hanno prodotto considerevoli ripercussioni sui prezzi dell’energia elettrica. La guerra di aggressione russa nei confronti dell’Ucraina ha inoltre reso incerto l’approvvigionamento di altre materie prime utilizzate dagli impianti di generazione di energia, come il carbon fossile e il petrolio greggio. Tale incertezza ha comportato un ulteriore e considerevole aumento della volatilità dei prezzi dell’energia elettrica. La ridotta disponibilità di diversi reattori nucleari e la scarsa produzione di energia idroelettrica hanno ulteriormente amplificato l’aumento dei prezzi dell’energia elettrica.

In risposta a tale situazione, nella comunicazione del 13 ottobre 2021 «Risposta all’aumento dei prezzi dell’energia: un pacchetto di misure d’intervento e di sostegno» la Commissione ha proposto un pacchetto di misure di cui l’Unione e gli Stati membri possono valersi per parare l’impatto immediato dei prezzi elevati dell’energia sui clienti civili e sulle imprese, anche sotto forma di sostegno al reddito, sgravi fiscali, misure di risparmio e stoccaggio di energia, e per rafforzare la resilienza rispetto a futuri shock di prezzo. Nella comunicazione dell’8 marzo 2022 «REPowerEU: azione europea comune per un’energia più sicura, più sostenibile e a prezzi più accessibili», la Commissione ha delineato una serie di misure supplementari atte a rafforzare il citato pacchetto e reagire all’aumento dei prezzi dell’energia. Il 23 marzo 2022 la Commissione ha inoltre varato un quadro temporaneo di aiuti di Stato per autorizzare talune sovvenzioni volte ad attutire l’impatto dei prezzi elevati dell’energia.

Nella comunicazione del 18 maggio 2022 la Commissione ha presentato il suo «Piano REPowerEU», che ha varato misure supplementari incentrate sul risparmio energetico, la diversificazione dell’approvvigionamento energetico, un obiettivo di efficienza energetica più ambizioso e l’accelerazione della diffusione delle energie rinnovabili e finalizzate a ridurre la dipendenza dell’Unione dai combustibili fossili russi, fra cui la proposta di aumentare al 45 % l’obiettivo dell’Unione al 2030 in materia di consumo finale lordo di energie rinnovabili. Oltre a varare ulteriori misure a breve termine per parare i prezzi elevati dell’energia, la comunicazione della Commissione del 18 maggio 2022 «Interventi a breve termine nei mercati dell’energia e miglioramenti a lungo termine dell’assetto del mercato dell’energia elettrica» ha indicato i settori in cui è possibile migliorare l’assetto del mercato dell’energia elettrica e ha annunciato l’intenzione di valutarli nella prospettiva di modificare il quadro normativo.

Per fare urgentemente fronte alla crisi dei prezzi dell’energia, fugare i timori per la sicurezza e contrastare gli aumenti dei prezzi per i cittadini, l’Unione ha adottato vari atti giuridici, tra cui il regolamento (UE) 2022/1032 del Parlamento europeo e del Consiglio⁵, che ha istituito un solido regime di stoccaggio del gas, il regolamento (UE) 2022/1369 del Consiglio⁶, che ha introdotto misure efficaci di riduzione della domanda di gas e energia elettrica, il regolamento (UE) 2022/1854 del Consiglio⁷, che ha istituito regimi di limitazione dei prezzi per evitare i proventi straordinari sui mercati del gas e dell’energia elettrica, e il regolamento (UE) 2022/25778 del Consiglio, che ha stabilito misure volte ad accelerare le procedure autorizzative per gli impianti a energia rinnovabile.

Grazie a un mercato dell’energia adeguatamente integrato, che si fondi sui regolamenti (UE) 2018/19999, (UE) 2019/942¹⁰ e (UE) 2019/943¹¹ del Parlamento europeo e del Consiglio e sulle direttive (UE) 2018/200112, (UE) 2018/2002¹³ e (UE) 2019/944¹⁴ del Parlamento europeo e del Consiglio, all’insieme dei quali ci si riferisce comunemente come pacchetto Energia pulita per tutti gli europei, adottato nel biennio 2018-2019, l’Unione riesce a godere dei benefici economici di un mercato unico dell’energia in tutte le condizioni, garantendo la sicurezza dell’approvvigionamento e sostenendo il processo di decarbonizzazione per conseguire l’obiettivo della neutralità climatica dell’Unione. Inoltre l’interconnettività transfrontaliera offre una maggiore sicurezza, affidabilità ed efficienza di funzionamento dei sistemi elettrici, nonché una migliore resilienza agli shock dei prezzi nel breve periodo.

Il rafforzamento del mercato interno dell’energia e il conseguimento degli obiettivi della transizione climatica ed energetica richiedono un potenziamento sostanziale della rete elettrica dell’Unione affinché possa accogliere un notevole aumento della capacità di generazione da fonti rinnovabili, unito alla variabilità delle quantità di generazione dipendente dalle condizioni meteorologiche e all’evoluzione dei modelli di flusso dell’energia elettrica in tutta l’Unione, e affinché possa far fronte alla nuova domanda, ad esempio in termini di veicoli elettrici e pompe di calore. Gli investimenti nelle reti, all’interno e al di là delle frontiere, sono fondamentali per il corretto funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica, compresa la sicurezza dell’approvvigionamento. Tali investimenti sono necessari per integrare le energie rinnovabili e la domanda in un contesto in cui queste sono più distanti rispetto al passato e, in ultima analisi, per conseguire gli obiettivi dell’Unione in materia di clima ed energia. Qualsiasi riforma del mercato dell’energia elettrica dell’Unione dovrebbe pertanto contribuire a una maggiore integrazione della rete elettrica europea, al fine di garantire che ciascuno Stato membro raggiunga un livello di interconnettività elettrica conforme al traguardo d’interconnessione minima del 15 % per il 2030 a norma dell’articolo 4, lettera d), punto 1, del regolamento (UE) 2018/1999, che tale capacità di interconnessione sia utilizzata il più possibile per gli scambi transfrontalieri e che la rete elettrica e l’infrastruttura di connettività dell’Unione siano costruite o potenziate, ad esempio nell’ambito dei progetti di interesse comune dell’Unione istituiti a norma del regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio¹⁵. È opportuno fornire una connettività adeguata a tutti i cittadini e a tutte le imprese dell’Unione, in quanto ciò può offrire loro notevoli opportunità di partecipare alla transizione energetica e alla trasformazione digitale dell’Unione. È opportuno tenere in particolare considerazione le regioni ultraperiferiche menzionate nell’articolo 349 del trattato sul funzionamento dell’Unione europea (TFUE), che riconosce i vincoli specifici di queste regioni e stabilisce l’adozione di misure specifiche nei loro confronti.

L’attuale assetto del mercato dell’energia elettrica ha contribuito tra l’altro a far emergere sui mercati al dettaglio prodotti, servizi e misure nuovi e innovativi, sostenendo così l’efficienza energetica e la diffusione delle energie rinnovabili e arricchendo la scelta, al fine di aiutare i consumatori a diminuire la spesa in bolletta anche grazie agli impianti di generazione su piccola scala e ai servizi emergenti di gestione della domanda. Sfruttare e sviluppare le potenzialità della digitalizzazione del sistema energetico, ad esempio la partecipazione attiva dei consumatori, è un elemento fondamentale dei futuri mercati e sistemi unionali dell’energia elettrica. Allo stesso tempo è necessario rispettare le scelte dei consumatori e offrire loro una varietà di offerte contrattuali, oltre a proteggere i clienti civili dai prezzi elevati durante una crisi energetica. L’integrazione del sistema energetico è intesa come la pianificazione e il funzionamento del sistema energetico nel suo complesso, ossia dei suoi molteplici vettori energetici, infrastrutture e settori di consumo, attraverso la creazione di connessioni più forti tra tali elementi, in sinergia reciproca e con il sostegno della digitalizzazione, con l’obiettivo di offrire un’energia sicura, a prezzi accessibili, affidabile e sostenibile.

Sullo sfondo della crisi energetica, l’attuale assetto del mercato dell’energia elettrica ha rivelato una serie di gravi carenze e inattese conseguenze legate al livello elevato e alla volatilità dei prezzi dei combustibili fossili sui mercati a breve termine dell’energia elettrica, che espongono clienti civili e imprese a forti picchi di prezzo e alle relative ripercussioni nelle bollette elettriche.

L’accelerazione della diffusione delle energie rinnovabili e di tecnologie pulite flessibili costituisce il modo più sostenibile ed efficace sotto il profilo dei costi per ridurre strutturalmente la domanda di combustibili fossili per la generazione di energia elettrica e consentire il consumo diretto di elettricità, mediante elettrificazione della domanda energetica e integrazione del sistema energetico. In ragione dei bassi costi operativi, le fonti rinnovabili possono esercitare un influsso positivo sui prezzi dell’energia elettrica in tutta l’Unione e ridurre il consumo di combustibili fossili.

È opportuno modificare l’assetto del mercato dell’energia elettrica in modo che i benefici derivanti dalla crescente diffusione delle energie rinnovabili e dalla transizione energetica in generale siano destinati ai consumatori, compresi quelli più vulnerabili, in ultima analisi mettendoli al riparo da crisi energetiche e scongiurando il rischio che altri clienti civili cadano nella povertà energetica. Le modifiche dovrebbero attutire l’impatto che i prezzi elevati dei combustibili fossili, in particolare del gas, producono sui prezzi dell’energia elettrica, affinché clienti civili e imprese possano godere nel lungo periodo dei benefici di un’energia sicura e a prezzi accessibili generata da fonti rinnovabili sostenibili e a basse emissioni di carbonio, nonché di soluzioni efficienti sotto il profilo energetico nel limitare i costi complessivi dell’energia, il che può ridurre la necessità di ampliare la rete elettrica e la capacità di generazione.

La riforma dell’assetto del mercato dell’energia elettrica mira a ottenere prezzi dell’energia elettrica accessibili e competitivi per tutti i consumatori. Tale riforma non dovrebbe pertanto giovare solo ai clienti civili, ma anche alla competitività delle industrie dell’Unione, agevolando gli investimenti in tecnologie pulite di cui necessitano al fine di rispettare il percorso di transizione verso l’azzeramento delle emissioni nette. La transizione energetica nell’Unione deve poter contare su una solida base manifatturiera a tecnologia pulita. Tali riforme sosterranno l’elettrificazione dell’industria a prezzi accessibili e la posizione dell’Unione quale leader mondiale in termini di ricerca e innovazione nelle tecnologie energetiche pulite.

L’integrazione delle fonti di energia rinnovabile e di flessibilità nel mercato dell’energia elettrica non può prescindere dal funzionamento adeguato e dall’efficienza dei mercati a breve termine, i quali consentono un’integrazione del sistema energetico all’insegna dell’efficacia sotto il profilo dei costi.

I mercati infragiornalieri rivestono particolare importanza ai fini dell’integrazione a costo minimo delle fonti rinnovabili variabili nel sistema elettrico, in quanto offrono ai partecipanti al mercato la possibilità di negoziare il deficit o l’eccedenza di energia elettrica maggiormente a ridosso della consegna. I produttori di energia rinnovabile sono in grado di stimare con precisione la produzione soltanto in prossimità della consegna; è pertanto fondamentale che possano accedere a un mercato liquido il più possibile a ridosso della consegna dell’energia elettrica così da massimizzare le opportunità commerciali. L’orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale dovrebbe pertanto essere accorciato e avvicinato al tempo reale così da massimizzare per i partecipanti al mercato le opportunità di negoziare il deficit o l’eccedenza di energia elettrica e concorrere a una migliore integrazione delle fonti di energia rinnovabili variabili nel sistema elettrico. Qualora tale modifica comporti rischi per la sicurezza dell’approvvigionamento e al fine di consentire una transizione efficiente sotto il profilo dei costi verso una riduzione dell’orario di chiusura del mercato interzonale, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero avere la possibilità di chiedere una deroga, sulla base di una valutazione d’impatto e previa approvazione delle autorità di regolazione interessate, per ottenere una proroga del termine per l’attuazione. Tale richiesta dovrebbe includere un piano d’azione con misure concrete per l’attuazione del nuovo orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale.

È pertanto importante adeguare i mercati infragiornalieri per integrarvi le tecnologie delle energie rinnovabili variabili, come l’energia solare e quella eolica, e le componenti della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia. È opportuno migliorare la liquidità dei mercati infragiornalieri prevedendo che i gestori del mercato di una stessa zona di offerta condividano i book di negoziazione, anche quando le capacità interzonali sono fissate a zero o dopo l’orario di chiusura del mercato infragiornaliero. Per assicurare la condivisione dei book di negoziazione, tra i gestori del mercato elettrico designati (nominated electricity market operator — NEMO), nel quadro temporale del coupling del mercato del giorno prima e infragiornaliero, i NEMO dovrebbero presentare tutti gli ordini per i prodotti del giorno prima o infragiornalieri, e per i prodotti con le stesse caratteristiche, al coupling unico del giorno prima o infragiornaliero e non dovrebbero organizzare la compravendita di prodotti del giorno prima o infragiornalieri, o di prodotti con le stesse caratteristiche, al di fuori del coupling unico del giorno prima e infragiornaliero. Per scongiurare il rischio intrinseco di discriminazione nella compravendita di prodotti del giorno prima e infragiornalieri all’interno e all’esterno del coupling unico del giorno prima e infragiornaliero, come pure il conseguente drenaggio di liquidità nei mercati accoppiati dell’energia elettrica nell’Unione, tale obbligo dovrebbe applicarsi ai NEMO, alle imprese che esercitano direttamente o indirettamente un controllo su un NEMO e alle imprese controllate direttamente o indirettamente da un NEMO. Per migliorare la trasparenza sui mercati, i partecipanti al mercato dovrebbero fornire, se del caso, informazioni per unità di generazione, fatta salva la presentazione di offerte conformemente al quadro pertinente in ciascuno Stato membro.

È opportuno abbassare la soglia di offerta minima sui mercati a breve termine dell’energia elettrica per permettere la partecipazione dei fornitori di servizi di flessibilità su piccola scala.

Ai fini dell’integrazione efficiente dell’energia elettrica generata da fonti rinnovabili variabili e per ridurre la necessità di ricorrere alla generazione da combustibili fossili in situazioni di crisi dei prezzi dell’energia elettrica a livello regionale o di Unione, è opportuno che gli Stati membri possano richiedere ai gestori dei sistemi di proporre l’acquisizione di un prodotto livellatore delle punte di carico per la gestione della domanda aggiuntiva al fine di contribuire a far diminuire il consumo nel sistema elettrico. La proposta di un prodotto livellatore delle punte di carico dovrebbe essere valutata dall’autorità di regolazione interessata per quanto riguarda il conseguimento di una riduzione della domanda di energia elettrica e di una riduzione dell’impatto sul prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica durante le ore di punta. Poiché mira a ridurre e a spostare il consumo di energia elettrica, il prodotto livellatore delle punte di carico dovrebbe essere attivato senza comportare l’avvio di una generazione a partire da combustibili fossili situata oltre il punto di misurazione, al fine di evitare un aumento delle emissioni di gas a effetto serra. Poiché il prodotto livellatore delle punte di carico è destinato ad essere applicato solo in determinate situazioni di crisi dei prezzi dell’energia elettrica a livello regionale o di Unione, la sua acquisizione può aver luogo fino a una settimana prima del rilascio di capacità di gestione della domanda aggiuntiva. I gestori dei sistemi dovrebbero essere in grado di attivare il prodotto livellatore delle punte di carico prima o entro il quadro temporale del mercato del giorno prima. In alternativa, il prodotto livellatore delle punte di carico dovrebbe potersi attivare automaticamente sulla base di un prezzo dell’energia elettrica predefinito. Il gestore del sistema dovrebbe verificare i volumi della riduzione del consumo di elettricità basandosi su uno scenario di riferimento che rispecchi il consumo di energia elettrica previsto senza attivazione del prodotto livellatore delle punte di carico e, previa consultazione dei partecipanti al mercato, dovrebbe elaborare una metodologia di riferimento. Tale metodologia dovrebbe essere approvata dall’autorità di regolazione interessata. L’ACER dovrebbe valutare l’impatto dell’utilizzo di prodotti livellatori delle punte di carico sul mercato dell’energia elettrica dell’Unione, tenendo conto della necessità che tali prodotti non creino indebite distorsioni del funzionamento dei mercati dell’energia elettrica né causino un riorientamento della gestione della domanda verso i prodotti livellatori delle punte di carico, e dovrebbe poter formulare raccomandazioni alle autorità di regolazione che dovranno tenerne conto nella loro valutazione a livello nazionale. L’ACER dovrebbe inoltre valutare l’impatto dello sviluppo di prodotti livellatori delle punte di carico sul mercato dell’energia elettrica dell’Unione in circostanze normali. Sulla base di tale valutazione, la Commissione dovrebbe, se del caso, poter presentare una proposta legislativa volta a modificare il regolamento (UE) 2019/943 al fine di introdurre prodotti livellatori delle punte di carico al di fuori delle situazioni di crisi dei prezzi dell’energia elettrica.

Per poter partecipare attivamente ai mercati dell’energia elettrica e apportarvi flessibilità, i consumatori ricevono via via in dotazione contatori intelligenti. In vari Stati membri l’introduzione di questi sistemi procede tuttavia ancora lentamente; è quindi indispensabile che gli Stati membri migliorino le condizioni per l’installazione di sistemi di misurazione intelligenti, con l’obiettivo di raggiungere quanto prima una copertura completa. Ciononostante, i gestori dei sistemi di trasmissione, i gestori dei sistemi di distribuzione e i pertinenti partecipanti al mercato, compresi gli aggregatori indipendenti, dovrebbero poter utilizzare, previo consenso del cliente finale, i dati provenienti da appositi dispositivi di misurazione, conformemente agli articoli 23 e 24 della direttiva (UE) 2019/944 e ad altre pertinenti normative dell’Unione, anche in materia di protezione dei dati e vita privata, in particolare il regolamento (UE) 2016/679 del Parlamento europeo e del Consiglio¹⁶. Inoltre, solo nei casi in cui non sia ancora installato un sistema di misurazione intelligente e nei casi in cui il sistema di misurazione intelligente non fornisca dati a un livello sufficiente di granularità, è opportuno che i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione, previo consenso del cliente finale, usino i dati ricavati da appositi dispositivi di misurazione a fini di osservabilità e della regolazione dei servizi di flessibilità, quali la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia. La possibilità di usare a fini di osservabilità e regolazione i dati provenienti dagli appositi dispositivi di misurazione dovrebbe favorire la partecipazione attiva dei clienti finali al mercato e lo sviluppo della relativa gestione della domanda. È opportuno subordinare l’uso di detti dati al soddisfacimento di determinati requisiti qualitativi.

Il presente regolamento costituisce la base giuridica del trattamento di dati personali in conformità del regolamento (UE) 2016/679. Gli Stati membri dovrebbero provvedere affinché siano rispettati tutti i principi e gli obblighi relativi al trattamento dei dati personali previsti dal regolamento (UE) 2016/679, compreso in tema di minimizzazione dei dati. Laddove l’obiettivo del presente regolamento possa essere conseguito senza trattare dati personali, il titolare del trattamento dovrebbe servirsi di dati anonimizzati e aggregati.

Consumatori e fornitori hanno bisogno di mercati a termine efficaci ed efficienti per coprire la propria esposizione ai prezzi a lungo termine e ridurre la loro dipendenza dai prezzi a breve termine. Affinché nel settore dell’energia i clienti di tutta l’Unione possano godere appieno dei vantaggi offerti da mercati integrati dell’energia elettrica e dalla concorrenza in tutta l’Unione, la Commissione dovrebbe valutare l’impatto di possibili misure volte a migliorare il funzionamento dei mercati a termine dell’energia elettrica dell’Unione, quali la frequenza di allocazione, la scadenza e la natura dei diritti di trasmissione a lungo termine, le modalità per rafforzare il mercato secondario e l’eventuale introduzione di hub virtuali regionali.

La parte della valutazione relativa all’eventuale introduzione di hub virtuali regionali dovrebbe riguardare, tra l’altro, le implicazioni relative agli accordi intergovernativi preesistenti in materia di proprietà transfrontaliera congiunta di centrali elettriche. Qualora introdotti, gli hub virtuali regionali rispecchierebbero il prezzo aggregato di più zone di offerta e fornirebbero un prezzo di riferimento che i gestori del mercato dovrebbero usare per offrire prodotti di copertura a termine. Non dovrebbero essere quindi intesi come soggetti che organizzano o eseguono operazioni. Fornendo un indice dei prezzi di riferimento, gli hub virtuali regionali consentirebbero la messa in comune di liquidità e offrirebbero ai partecipanti al mercato possibilità di copertura supplementari. È opportuno attribuire alla Commissione competenze di esecuzione al fine di garantire condizioni uniformi di esecuzione del presente regolamento per quanto riguarda l’ulteriore definizione, ove necessario, di misure e strumenti sull’assetto del mercato a termine dell’energia elettrica dell’Unione, anche in relazione all’introduzione di hub virtuali regionali. È altresì opportuno che tali competenze siano esercitate conformemente al regolamento (UE) n. 182/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio¹⁷.

Per offrire ai partecipanti al mercato possibilità di copertura migliori è opportuno ampliare il ruolo della piattaforma unica di allocazione istituita a norma del regolamento (UE) 2016/1719 della Commissione¹⁸. La piattaforma unica di allocazione dovrebbe operare in qualità di soggetto che offre l’allocazione e l’agevolazione dello scambio di diritti finanziari di trasmissione a lungo termine per conto dei gestori dei sistemi di trasmissione tra le diverse zone di offerta e, ove pertinente, gli hub virtuali regionali.

Le tariffe di rete dovrebbero incentivare i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione a usare i servizi di flessibilità, tramite l’ulteriore sviluppo di soluzioni innovative per ottimizzare la rete esistente e acquisire detti servizi, in particolare le componenti della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia. A tal fine è opportuno configurare le tariffe di rete affinché tengano conto delle spese operative e delle spese in conto capitale del gestore del sistema, ovvero di una loro combinazione efficiente, in modo da permettergli di gestire il sistema elettrico in modo efficiente sotto il profilo dei costi. L’obbligo della rappresentatività dei costi non dovrebbe limitare la possibilità di ridistribuire i costi in modo efficiente qualora si applichino corrispettivi di rete che variano in funzione del luogo o del tempo. Questo apporterebbe un ulteriore contributo all’integrazione delle energie da fonti rinnovabili al minimo costo per il sistema elettrico e permetterebbe al cliente finale di valorizzare le proprie soluzioni di flessibilità. Le autorità di regolazione svolgeranno un ruolo centrale nel garantire che siano messi a disposizione investimenti sufficienti per i necessari interventi di sviluppo, espansione e rafforzamento delle reti. Le autorità di regolazione dovrebbero promuovere l’accettazione da parte del pubblico e il ricorso a investimenti ex ante, incoraggiando l’accelerazione dello sviluppo della rete per soddisfare la diffusione accelerata della generazione di energia rinnovabile, anche, se del caso, in zone designate di accelerazione per le energie rinnovabili, e la domanda di soluzioni di elettrificazione intelligente.

Le fonti rinnovabili offshore, come l’energia eolica offshore, l’energia marina e il fotovoltaico galleggiante, saranno determinanti nella costruzione di un sistema energetico ad ampia base di fonti di energia rinnovabile e nel conseguimento della neutralità climatica entro il 2050. Una maggiore ampiezza ed efficienza della loro diffusione si scontra tuttavia con ostacoli considerevoli che impediscono quella crescita massiccia che sarebbe necessaria per centrare i citati obiettivi. Ostacoli analoghi potrebbero sorgere in futuro per altre tecnologie offshore. Al fine di ridurre il rischio di investimento per i promotori di progetti offshore, potrebbero essere utilizzati strumenti quali gli accordi di compravendita di energia elettrica o i contratti bidirezionali per differenza per facilitare lo sviluppo di progetti offshore. I progetti ibridi offshore collegati a più di un mercato in una zona di offerta offshore presentano un rischio aggiuntivo associato alla peculiarità topografica relativa all’accesso al mercato. Al fine di ridurre i rischi per tali progetti, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero fornire una compensazione qualora, nei risultati del calcolo della capacità convalidati, 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, del regolamento (UE) 2019/943. I gestori dei sistemi di trasmissione non dovrebbero versare alcuna compensazione qualora, nei risultati del calcolo della capacità convalidati, abbiano messo a disposizione la capacità dell’interconnettore conformemente almeno ai requisiti dell’accordo di connessione e la capacità sugli elementi critici di rete conformemente alle regole stabilite all’articolo 16, paragrafo 8, del regolamento (UE) 2019/943. Nel rispettivo accordo di connessione con il gestore di impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero cercare di fornire la capacità totale concordata come capacità fissa, non flessibile, e in linea con il quadro per gli accordi di connessione stabiliti nella direttiva (UE) 2019/944. Gli Stati membri dovrebbero essere informati con sufficiente anticipo dell’accordo di connessione. La compensazione dovrebbe essere versata se la disponibilità di capacità di trasmissione si riduce al punto che ai mercati circostanti non può essere fornita l’intera generazione di energia elettrica che l’impianto offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili avrebbe altrimenti potuto esportare, o se, nonostante sia possibile esportare, risulta una corrispondente diminuzione del prezzo nella zona di offerta offshore dovuta alla riduzione di capacità a fronte di una situazione senza riduzione di capacità. La compensazione dovrebbe essere versata dalla rendita di congestione. Dovrebbe applicarsi qualora uno o più gestori di sistemi di trasmissione non abbiano messo a disposizione sufficiente capacità per esportare la capacità di generazione di energia elettrica sul rispettivo interconnettore fino alla capacità concordata nell’accordo di connessione, e dovrebbe essere fornita da tale o tali gestori di sistemi di trasmissione. Nell’interesse dell’equità regionale, se la capacità insufficiente è dovuta al fatto che altri gestori dei sistemi di trasmissione non hanno messo a disposizione la capacità sui loro elementi critici di rete, conformemente alle norme di calcolo della capacità stabilite all’articolo 16, paragrafo 8, del regolamento (UE) 2019/943, i costi della compensazione dovrebbero essere ripartiti proporzionalmente tra tali gestori dei sistemi di trasmissione in linea con il principio «chi inquina paga». Inoltre, qualsiasi compensazione non coperta da tale ripartizione proporzionale può essere suddivisa tra le parti interessate negli Stati membri coinvolti nel progetto ibrido offshore nell’ambito dei loro accordi di ripartizione dei costi. Tale compensazione non dovrebbe comportare una sovracompensazione ed è intesa a bilanciare le minori entrate dei gestori di impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili dovute alla limitazione di accesso ai mercati interconnessi. Dovrebbe essere limitata solo alla disponibilità di capacità di produzione sul mercato, la quale può dipendere dalle condizioni meteorologiche ed esclude le operazioni di indisponibilità e manutenzione del progetto offshore. La compensazione in caso di mancato accesso alla rete di trasmissione non dovrebbe essere considerata un dispacciamento prioritario e dovrebbe essere allineata ai principi di non discriminazione e di massimizzazione delle capacità transfrontaliere per gli scambi a norma dell’articolo 16, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2019/943. Inoltre, andrebbe evitata la doppia compensazione per lo stesso rischio coperto da tale disposizione, ad esempio se il rischio è già coperto da un contratto per differenza o da un altro regime di sostegno pertinente. I particolari di tale meccanismo di compensazione e la metodologia di attuazione da sviluppare, comprese le condizioni alle quali la misura può scadere, quali l’esistenza di una domanda sufficiente all’interno della zona di offerta offshore, ad esempio un elettrolizzatore di grandi dimensioni, o l’accesso diretto a un numero di mercati sufficiente per annullare il rischio, dovranno essere ulteriormente elaborati in un atto di esecuzione, anche, se opportuno, mediante modifiche del regolamento (UE) 2015/1222 della Commissione¹⁹.

Nel mercato all’ingrosso del giorno prima, il dispacciamento delle centrali elettriche che presentano costi marginali inferiori è effettuato per primo, ma il prezzo ricevuto da tutti i partecipanti al mercato è fissato dall’ultima centrale elettrica necessaria a coprire la domanda, vale a dire quella con i costi marginali più elevati, quando i mercati raggiungono l’equilibrio. In tale contesto, la crisi energetica ha dimostrato che un’impennata del prezzo del gas e del carbon fossile può portare ad aumenti eccezionali e duraturi dei prezzi che gli impianti di generazione a partire da gas e carbone offrono sul mercato all’ingrosso del giorno prima. Questa situazione ha a sua volta determinato in tutta l’Unione prezzi eccezionalmente elevati sul mercato del giorno prima, in quanto spesso gli impianti di generazione a partire da gas e da carbone sono quelli con i costi marginali più elevati di cui vi è necessità per soddisfare la domanda di energia elettrica.

Poiché il prezzo sul mercato del giorno prima funge da riferimento per il prezzo su altri mercati all’ingrosso dell’energia elettrica e dato che tutti i partecipanti al mercato ricevono il prezzo di bilanciamento, le tecnologie che presentano costi marginali considerevolmente inferiori hanno registrato costantemente entrate elevate.

Per centrare gli obiettivi di decarbonizzazione che si è data e gli obiettivi di maggiore indipendenza energetica stabiliti dal piano REPowerEU, l’Unione deve accelerare la diffusione delle energie rinnovabili procedendo a ritmo molto più serrato. In considerazione degli investimenti necessari per conseguire tali obiettivi, è opportuno che il mercato provveda a stabilire un segnale di prezzo a lungo termine.

In tale quadro, è opportuno che gli Stati membri si adoperino per instaurare le giuste condizioni di mercato per gli strumenti a lungo termine basati sul mercato, come gli accordi di compravendita di energia elettrica. Questi accordi sono accordi bilaterali di compravendita conclusi tra produttori e acquirenti di energia elettrica su base volontaria e basati sulle condizioni dei prezzi di mercato senza interventi normativi nella fissazione dei prezzi. Garantiscono al cliente la stabilità dei prezzi a lungo termine e al produttore la certezza di cui ha bisogno per assumere la decisione di investimento. Sono tuttavia pochi gli Stati membri che dispongono di mercati attivi degli accordi di compravendita di energia elettrica, in cui peraltro gli acquirenti sono in genere limitati alle grandi imprese, anche perché gli accordi si scontrano con una serie di ostacoli, in particolare la difficoltà di assicurare nel lungo periodo la copertura del rischio di inadempimento dell’acquirente. Nel definire le politiche volte a conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione stabiliti nel piano nazionale integrato per l’energia e il clima, gli Stati membri dovrebbero tenere presente la necessità di creare un mercato dinamico di tali accordi. Nel definire le misure che incidono direttamente sugli accordi di compravendita di energia elettrica, gli Stati membri dovrebbero rispettare le eventuali legittime aspettative e tenere conto degli effetti di tali misure sugli accordi di compravendita di energia elettrica esistenti e futuri.

Ai sensi della direttiva (UE) 2018/2001, gli Stati membri sono tenuti a valutare gli ostacoli normativi e amministrativi agli accordi di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili a lungo termine, a eliminare gli ostacoli ingiustificati e le procedure o gli oneri sproporzionati o discriminatori e ad agevolare il ricorso a tali accordi. Sono altresì tenuti a descrivere le politiche e le misure tese ad agevolare il ricorso agli accordi di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili nei loro piani nazionali integrati per l’energia e il clima. Fatto salvo l’obbligo di riferire sul contesto normativo che influisce sul mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica, è opportuno che gli Stati membri provvedano affinché i clienti che si trovano ad affrontare ostacoli all’ingresso su detto mercato e che non versano in difficoltà finanziarie possano contare su strumenti atti a ridurre i rischi finanziari associati all’inadempimento dell’acquirente rispetto ai suoi obblighi di pagamento a lungo termine sottoscritti nell’ambito di tali accordi. Gli Stati membri dovrebbero poter decidere di istituire un regime di garanzia a prezzi di mercato, ove garanzie private non siano accessibili o non lo siano in modo sufficiente. Qualora istituisca tale regime di garanzia, uno Stato membro dovrebbe includere disposizioni atte a evitare una diminuzione della liquidità sui mercati dell’energia elettrica, ad esempio tramite il ricorso ad accordi di compravendita di energia elettrica di carattere finanziario. Gli Stati membri potrebbero decidere di agevolare l’aggregazione della domanda di accordi di compravendita di energia elettrica da parte di clienti che singolarmente incontrano ostacoli all’ingresso al mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica, ma dovrebbero, collettivamente, poter proporre ai produttori un’offerta attraente di accordi di compravendita di energia elettrica. Gli Stati membri dovrebbero astenersi da qualsiasi sostegno agli accordi di compravendita di elettricità generata da combustibili fossili. Dovrebbero poter limitare il proprio sostegno unicamente ai regimi di garanzia che sostengono la nuova generazione di energia rinnovabile, in linea con le loro politiche di decarbonizzazione, in particolare quando il mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili non è sufficientemente sviluppato. Fermo restando che in circostanze normali si dovrebbe evitare qualsiasi discriminazione tra consumatori, gli Stati membri potrebbero decidere di orientare tali strumenti verso categorie specifiche di consumatori, in base a criteri oggettivi e non discriminatori. In tale contesto dovrebbero garantire un coordinamento adeguato, anche mediante gli strumenti messi a disposizione a livello di Unione, ad esempio dalla Banca europea per gli investimenti (BEI).

In fase di concezione e di assegnazione del sostegno pubblico gli Stati membri dispongono di vari strumenti per favorire lo sviluppo dei mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica. Questi mercati potrebbero essere coltivati e sviluppati consentendo ai promotori di progetti di energia rinnovabile che partecipano a una gara per ricevere sostegno pubblico di riservare una quota della generazione alla vendita mediante accordo di compravendita. È opportuno che, ai fini della gara, gli Stati membri valutino le offerte cercando di applicare criteri che incentivino l’accesso al mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica da parte dei soggetti che si trovano ad affrontare ostacoli all’ingresso, ad esempio le piccole imprese e le medie imprese, privilegiando gli offerenti che presentano un accordo di compravendita di energia elettrica firmato o s’impegnano a sottoscrivere un accordo di quel tipo per una quota della generazione prevista dal progetto e proveniente da uno o più potenziali acquirenti che si trovano ad affrontare ostacoli di accesso a detto mercato.

Per contribuire alla trasparenza e allo sviluppo dei mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica a livello dell’Unione e degli Stati membri, l’ACER dovrebbe pubblicare una valutazione annuale su tali mercati, valutare la necessità di elaborare e pubblicare modelli volontari per gli accordi di compravendita di energia elettrica e ampliarli se la valutazione giunge alla conclusione che sussiste tale necessità.

Gli Stati membri dovrebbero prestare particolare attenzione agli accordi transfrontalieri di compravendita di energia elettrica ed eliminare gli ostacoli ingiustificati a essi specificamente connessi, consentendo ai consumatori degli Stati membri aventi una capacità limitata di accedere all’energia elettrica generata in altre regioni senza discriminazioni.

Se, sulla base della pertinente valutazione, conclude che gli Stati membri necessitano di sostegno per eliminare gli ostacoli sui mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica, la Commissione dovrebbe poter elaborare orientamenti specifici. L’obiettivo principale di tali orientamenti dovrebbe essere l’eliminazione degli ostacoli che impediscono l’espansione dei mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica, compresi gli accordi transfrontalieri di compravendita di energia elettrica. Tali ostacoli possono assumere molte forme, che vanno dagli ostacoli normativi, in particolare procedure od oneri sproporzionati o discriminatori, al ruolo delle garanzie di origine o al trattamento degli accordi di compravendita di energia elettrica nell’accesso dei potenziali acquirenti a soluzioni di finanziamento.

Il regolamento (UE) 2018/1999 prevede il ricorso al meccanismo unionale di finanziamento per l’energia rinnovabile quale strumento per facilitare il conseguimento dell’obiettivo vincolante dell’Unione in materia di energia rinnovabile nel 2030. Ai sensi della direttiva (UE) 2018/2001, modificata dalla direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento europeo e del Consiglio²⁰, gli Stati membri devono impegnarsi collettivamente per aumentare la quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia dell’Unione nel 2030, portandola al 45 %, in aggiunta all’obiettivo vincolante dell’Unione del 42,5 %. Pertanto la Commissione dovrebbe valutare se le misure a livello dell’Unione possano contribuire al conseguimento della quota aggiuntiva del 2,5 % di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia dell’Unione, integrando le misure nazionali. In tale contesto, la Commissione dovrebbe analizzare la possibilità di utilizzare il meccanismo unionale di finanziamento per l’energia rinnovabile per organizzare aste in materia di energia rinnovabile a livello dell’Unione in linea con il pertinente quadro normativo.

Laddove gli Stati membri decidano di sostenere investimenti finanziati con fondi pubblici mediante regimi di sostegno diretto dei prezzi in nuovi impianti di generazione da combustibili non fossili a basse emissioni di carbonio al fine di conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione dell’Unione, è opportuno che tali regimi si strutturino come contratti bidirezionali per differenza o regimi equivalenti con gli stessi effetti così da includere, oltre a una garanzia di entrate, una limitazione dell’aumento dei ricavi di mercato ottenuti dai mezzi di generazione del caso. Anche se l’obbligo di cui al presente regolamento dovrebbe applicarsi esclusivamente al sostegno agli investimenti in nuovi impianti di generazione, gli Stati membri dovrebbero poter decidere di concedere regimi di sostegno sotto forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti anche per i nuovi investimenti volti a ripotenziare in modo sostanziale gli impianti di generazione esistenti o ad aumentarne sostanzialmente la capacità o a prolungarne la durata di vita.

Al fine di garantire la certezza del diritto e la prevedibilità, l’obbligo di strutturare i regimi di sostegno diretto mediante contratti bidirezionali per differenza o regimi equivalenti con gli stessi effetti dovrebbe applicarsi solo ai contratti nell’ambito di regimi di sostegno diretto dei prezzi per gli investimenti in nuovi impianti di generazione conclusi il 17 luglio 2027 o successivamente a tale data. Tale periodo di transizione dovrebbe essere pari a cinque anni per i progetti ibridi offshore che sono collegati a due o più zone di offerta, a causa della complessità di tali progetti.

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

L’obbligo di utilizzare contratti bidirezionali per differenza o regimi equivalenti con gli stessi effetti lascia impregiudicato l’articolo 6, paragrafo 1, della direttiva (UE) 2018/2001.

Sebbene la direttiva (UE) 2024/1711 del Parlamento europeo e del Consiglio²¹ modifichi l’articolo 4, paragrafo 3, secondo comma, della direttiva (UE) 2018/2001, restano applicabili le altre disposizioni dell’articolo 4 di tale direttiva, che stabiliscono i principi di concezione dei regimi di sostegno per l’energia da fonti rinnovabili.

Grazie ai contratti bidirezionali per differenza o ai regimi equivalenti con gli stessi effetti, le entrate dei produttori derivanti dai nuovi investimenti nella generazione di energia elettrica che beneficiano del sostegno pubblico si rivelano meno dipendenti dalla volatilità dei prezzi della generazione a partire da combustibili fossili, in funzione della quale è in genere fissato il prezzo sul mercato del giorno prima.

I principi di concezione quali stabiliti nel presente regolamento dovrebbero applicarsi ai regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti. Nella valutazione di tali contratti bidirezionali per differenza o regimi equivalenti con gli stessi effetti ai sensi delle norme in materia di aiuti di Stato, la Commissione dovrebbe verificare la conformità di tali contratti o regimi al diritto dell’Unione che è intrinsecamente legato alle norme in materia di aiuti di Stato, come i principi di concezione per i contratti bidirezionali per differenza o i regimi equivalenti con gli stessi effetti stabiliti nel presente regolamento. Tali contratti bidirezionali per differenza o regimi equivalenti con gli stessi effetti dovrebbero essere concepiti in modo da 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. Nella sua valutazione, la Commissione dovrebbe garantire che la concezione di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti non comporti indebite distorsioni della concorrenza e degli scambi nel mercato interno. La Commissione dovrebbe in particolare garantire che la distribuzione dei ricavi alle imprese non abbia effetti distorsivi sulla parità di condizioni nel mercato interno, specialmente qualora non sia possibile applicare una procedura di gara competitiva. I contratti bidirezionali per differenza o i regimi equivalenti con gli stessi effetti potrebbero variare in termini di durata e includere, tra l’altro, contratti per differenza basati sull’iniezione con uno o più prezzi di esercizio, un prezzo minimo o contratti di capacità o di riferimento per differenza. L’obbligo di ricorrere a contratti bidirezionali per differenza o a regimi equivalenti con gli stessi effetti non si applica ai regimi di sostegno non direttamente connessi alla generazione di energia elettrica, come lo stoccaggio di energia, e che non utilizzano un sostegno diretto dei prezzi, come gli aiuti agli investimenti sotto forma di sovvenzioni iniziali, misure fiscali o certificati verdi. Per incentivare le controparti ad adempiere ai loro obblighi contrattuali, i contratti bidirezionali per differenza o i regimi equivalenti con gli stessi effetti dovrebbero includere clausole penali applicabili in caso di indebita risoluzione anticipata unilaterale del contratto.

Tuttavia, nella misura in cui la limitazione che impone la forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti riduca la gamma dei regimi di sostegno diretto dei prezzi che gli Stati membri possono adottare per le fonti energetiche rinnovabili, è opportuno circoscriverla alle tecnologie a basse emissioni di carbonio che non usano combustibili fossili e che presentano costi operativi bassi e stabili e alle tecnologie che in genere non conferiscono flessibilità al sistema elettrico, escludendo le tecnologie che si trovano nelle fasi iniziali di diffusione sul mercato. Questa soluzione risulta necessaria per non compromettere la sostenibilità economica delle tecnologie di generazione che presentano costi marginali elevati e per mantenere nei confronti delle tecnologie in grado di conferire flessibilità al sistema elettrico l’incentivazione a presentare offerte sul mercato basandosi sui costi di opportunità. Inoltre, la limitazione che impone la forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti non dovrebbe applicarsi alle tecnologie emergenti la cui diffusione potrebbe essere meglio incentivata da regimi di sostegno diretto dei prezzi di altro tipo. La limitazione non dovrebbe precludere la possibilità di esonerare gli impianti di energia rinnovabile di piccola taglia e i progetti dimostrativi a norma della direttiva (UE) 2018/2001 e dovrebbe tenere conto delle specificità delle comunità di energia rinnovabile in conformità della medesima direttiva. Poiché occorre dare certezza normativa ai produttori, l’obbligo degli Stati membri di applicare i regimi di sostegno diretto dei prezzi per la produzione di energia elettrica sotto forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti dovrebbe valere soltanto per gli investimenti nei nuovi impianti di generazione che utilizzano le fonti specificate nel presente considerando.

A causa della limitazione dell’aumento dei ricavi di mercato, i regimi di sostegno diretto dei prezzi di mercato sotto forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti dovrebbero costituire per gli Stati membri un’ulteriore fonte di entrate nei periodi in cui i prezzi dell’energia sono elevati. Per attutire ulteriormente l’impatto dei prezzi elevati dell’energia elettrica sulle bollette dei consumatori, gli Stati membri dovrebbero provvedere a che gli eventuali proventi recuperati presso i produttori inseriti in regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti, o l’equivalente in valore finanziario di tali proventi, siano trasferiti ai clienti finali, compresi i clienti civili, le piccole imprese e le medie imprese, nonché le imprese ad alta intensità energetica. Nella distribuzione dei ricavi ai clienti civili, gli Stati membri dovrebbero in particolare poter favorire i clienti vulnerabili e i clienti in condizioni di povertà energetica. Alla luce dei più ampi benefici per i clienti dell’energia elettrica derivanti dagli investimenti nell’energia rinnovabile, nell’efficienza energetica e nella diffusione dell’energia a basse emissioni di carbonio, gli Stati membri dovrebbero anche poter utilizzare i ricavi derivanti dai contratti bidirezionali per differenza o dai regimi equivalenti con gli stessi effetti, o l’equivalente in valore finanziario di tali ricavi, per finanziare investimenti volti a ridurre i costi dell’energia elettrica per i clienti finali e anche per quanto riguarda specifiche attività economiche come gli investimenti nello sviluppo della rete di distribuzione, nelle fonti di energia rinnovabili e nelle infrastrutture di ricarica dei veicoli elettrici. Gli Stati membri dovrebbero inoltre poter utilizzare tali entrate, o l’equivalente in valore finanziario di tali entrate, per finanziare i costi dei regimi di sostegno diretto dei prezzi. È opportuno ridistribuire i proventi avendo cura che i clienti siano ancora esposti in certa misura al segnale di prezzo, in modo che riducano il consumo quando i prezzi sono elevati o lo spostino verso periodi di prezzi più bassi, che sono tipicamente i periodi caratterizzati da una quota maggiore di produzione di energia da fonti rinnovabili. In particolare, gli Stati membri dovrebbero essere in grado di considerare il consumo nelle ore non di punta al fine di mantenere gli incentivi alla flessibilità. Gli Stati membri dovrebbero provvedere a che la ridistribuzione dei proventi ai consumatori finali di energia elettrica lasci impregiudicate la parità di condizioni e la concorrenza tra i diversi fornitori. Tali principi non dovrebbero essere obbligatori per i ricavi generati da contratti nell’ambito di regimi di sostegno diretto dei prezzi conclusi prima della data di applicazione dell’obbligo di utilizzare contratti bidirezionali per differenza o regimi equivalenti con gli stessi effetti. Gli Stati membri possono distribuire i ricavi derivanti dai contratti bidirezionali per differenza o dai regimi equivalenti con gli stessi effetti senza che tale distribuzione costituisca una regolamentazione dei prezzi al dettaglio ai sensi dell’articolo 5 della direttiva (UE) 2019/944.

Inoltre gli Stati membri dovrebbero provvedere a che i regimi di sostegno diretto dei prezzi o i regimi equivalenti con gli stessi effetti, quale che ne sia la forma, lascino impregiudicate efficienza, competitività e liquidità nel funzionamento dei mercati dell’energia elettrica, preservando, per i produttori, gli incentivi a reagire ai segnali del mercato, anche interrompendo la generazione quando i prezzi dell’energia elettrica sono inferiori ai costi operativi, e, per i clienti finali, gli incentivi a ridurre il consumo quando i prezzi dell’energia elettrica sono elevati. Gli Stati membri dovrebbero provvedere a che i regimi di sostegno non intralcino lo sviluppo di contratti commerciali quali gli accordi di compravendita di energia elettrica.

Pertanto i contratti bidirezionali per differenza o i regimi equivalenti con gli stessi effetti e gli accordi di compravendita di energia elettrica agiscono in complementarità nel promuovere la transizione energetica e nel permettere ai consumatori di godere dei vantaggi insiti nelle energie rinnovabili e nell’energia a basse emissioni di carbonio. Fatti salvi gli obblighi introdotti dal presente regolamento, è opportuno lasciare gli Stati membri liberi di scegliere gli strumenti che intendono usare per centrare gli obiettivi di decarbonizzazione. Tramite gli accordi di compravendita di energia elettrica gli investitori privati concorrono ad aumentare la diffusione delle energie rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, bloccando nel contempo a un livello basso e stabile i prezzi dell’energia elettrica nel lungo periodo. Analogamente i contratti bidirezionali per differenza o i regimi equivalenti con gli stessi effetti consentono agli enti pubblici di ottenere lo stesso risultato per conto dei consumatori. Entrambi gli strumenti sono necessari per conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione dell’Unione mediante la diffusione delle energie rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, facendo emergere nel contempo i vantaggi che la generazione di energia elettrica a basso costo reca ai consumatori.

L’accelerazione della diffusione delle fonti di energia rinnovabili presuppone una crescente disponibilità di soluzioni di flessibilità che consentano l’integrazione delle rinnovabili nella rete e l’adeguamento del sistema e della rete alla variabilità della generazione e del consumo di energia elettrica nei diversi orizzonti temporali. Al fine di promuovere la flessibilità non fossile, è opportuno che l’autorità di regolazione o un’altra autorità o ente designati da uno Stato membro valutino periodicamente la necessità di flessibilità a livello nazionale nel sistema elettrico basandosi sui contributi dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione e su una metodologia europea comune soggetta a consultazione pubblica e ad approvazione dell’ACER. Alla luce della necessità di decarbonizzare il sistema energetico, la valutazione delle esigenze di flessibilità del sistema elettrico dovrebbe tenere conto di tutti gli investimenti esistenti e previsti, compresi gli asset esistenti non ancora collegati alla rete, per quanto riguarda le fonti di flessibilità quali la generazione flessibile di energia elettrica, gli interconnettori, la gestione della domanda, lo stoccaggio di energia o la produzione di combustibili rinnovabili. L’ACER dovrebbe valutare periodicamente le relazioni nazionali ed elaborare una relazione a livello dell’Unione che fornisca raccomandazioni su questioni di rilevanza transfrontaliera. Sulla base della relazione nazionale relativa alle esigenze di flessibilità, gli Stati membri dovrebbero definire un obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile, che includa i rispettivi contributi specifici della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia a detto obiettivo e che trovi riscontro anche nel piano nazionale integrato per l’energia e il clima in conformità del regolamento (UE) 2018/1999. Alla luce di tali piani, la Commissione dovrebbe essere in grado di elaborare una strategia dell’Unione in materia di flessibilità, con particolare attenzione alla gestione della domanda e allo stoccaggio di energia, che sia coerente agli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e all’obiettivo della neutralità climatica entro il 2050. La Commissione dovrebbe poter pubblicare una proposta legislativa per accompagnare tale strategia dell’Unione.

Per conseguire l’obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile, compresi i rispettivi contributi specifici della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia, e laddove le esigenze di flessibilità non siano soddisfatte eliminando gli ostacoli sul mercato e mediante gli investimenti esistenti, gli Stati membri dovrebbero poter applicare regimi di sostegno alla flessibilità non fossile consistenti in pagamenti collegati alla capacità disponibile di flessibilità non fossile. Inoltre, gli Stati membri che già applicano un meccanismo di capacità dovrebbero considerare la possibilità di promuovere la partecipazione delle componenti di flessibilità non fossile, quali la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia, ridefinendo criteri o caratteristiche, fatta salva l’applicazione dell’articolo 22 del regolamento (UE) 2019/943. Gli Stati membri che già applicano un meccanismo di capacità dovrebbero inoltre poter applicare regimi di sostegno alla flessibilità non fossile se tali regimi sono necessari per conseguire l’obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile, in particolare adattando i loro meccanismi di capacità per promuovere ulteriormente la partecipazione delle componenti di flessibilità non fossile, quali la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia. Tali regimi dovrebbero contemplare nuovi investimenti nelle componenti di flessibilità non fossile, tra cui investimenti negli asset esistenti, compresi quelli volti a sviluppare ulteriormente la flessibilità della gestione della domanda.

A sostegno degli obiettivi di tutela ambientale è opportuno intendere il limite delle emissioni di CO2 di cui all’articolo 22, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2019/943 come limite massimo. Gli Stati membri potrebbero pertanto fissare requisiti di prestazione tecnica e limiti delle emissioni di CO2 che riservino alle tecnologie flessibili che non usano combustibili fossili la partecipazione ai meccanismi di capacità, in totale sintonia con la comunicazione della Commissione del 18 febbraio 2022 «Disciplina in materia di aiuti di Stato a favore del clima, dell’ambiente e dell’energia», che esorta gli Stati membri a introdurre criteri verdi nei meccanismi di capacità.

Poiché meccanismi di capacità non coordinati possono avere un impatto significativo sul mercato interno dell’energia elettrica, il pacchetto Energia pulita ha introdotto un quadro globale per valutare meglio le necessità e migliorare la progettazione dei meccanismi di capacità. Pur tenendo conto della necessità di limitare le distorsioni della concorrenza e del mercato interno, unitamente a un quadro normativo adeguato, i meccanismi di capacità possono svolgere un ruolo importante nel garantire l’adeguatezza delle risorse, in particolare durante la transizione verso un sistema privo di emissioni di carbonio e per i sistemi energetici non sufficientemente interconnessi. Pertanto, sebbene i meccanismi di capacità non debbano più essere considerati misure di ultima istanza, la loro necessità e progettazione dovrebbero essere valutate periodicamente alla luce dell’evoluzione del quadro normativo e delle condizioni di mercato. Tuttavia, la procedura per l’adozione dei meccanismi di capacità si è rivelata complessa. Per sfruttare le potenziali possibilità di razionalizzazione e semplificazione del processo di applicazione del meccanismo di capacità, e per garantire che gli Stati membri possano affrontare tempestivamente le preoccupazioni in materia di adeguatezza fornendo nel contempo il controllo necessario per prevenire danni al mercato interno, la Commissione dovrebbe presentare entro il 17 gennaio 2025 una relazione dettagliata di valutazione di tali possibilità. In tale contesto, la Commissione dovrebbe chiedere che l’ACER modifichi la metodologia per la valutazione europea dell’adeguatezza delle risorse in linea con il processo applicabile, se del caso. Previa consultazione degli Stati membri, la Commissione dovrebbe presentare proposte al fine di, se del caso, semplificare il processo di valutazione dei meccanismi di capacità entro il 17 aprile 2025.

Per la connessione alla rete di impianti di nuova generazione e di nuova domanda, in particolare quelli a energia rinnovabile, si registrano spesso ritardi nella connessione alla rete. Una delle cause di questi ritardi risiede nell’indisponibilità di capacità di rete nel luogo scelto dall’investitore, con conseguente necessità di ampliare o potenziare la rete per collegare gli impianti al sistema in modo sicuro. L’introduzione del nuovo obbligo per i gestori dei sistemi elettrici, a livello sia di trasmissione sia di distribuzione, di pubblicare e tenere aggiornate informazioni sulla capacità disponibile per le nuove connessioni nelle zone in cui operano faciliterebbe l’accesso degli investitori alle informazioni sulla disponibilità della capacità di rete all’interno del sistema accelerando il processo decisionale, il che, a sua volta, accelererebbe la necessaria diffusione delle energie rinnovabili. Tali informazioni dovrebbero essere aggiornate periodicamente, almeno ogni mese, dai gestori dei sistemi di trasmissione. I gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero inoltre pubblicare i criteri utilizzati per determinare le capacità di rete disponibili, quali le capacità esistenti di gestione della domanda e di generazione, le ipotesi formulate per valutare l’eventuale ulteriore integrazione di altri utenti del sistema, le pertinenti informazioni sull’eventuale riduzione dell’energia, e le aspettative riguardo ai pertinenti sviluppi futuri della rete.

Per affrontare il problema dei tempi lunghi di risposta alle richieste di connessione alla rete, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero informare gli utenti del sistema, in modo chiaro e trasparente, dello stato di avanzamento e del trattamento delle loro richieste. I gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero fornire tali informazioni entro tre mesi dalla data di presentazione della richiesta e dovrebbero aggiornarle periodicamente, almeno con cadenza trimestrale.

Poiché non sono ancora sincronizzate con il sistema elettrico dell’Unione, l’Estonia, la Lettonia e la Lituania si trovano ad affrontare sfide molto specifiche nell’organizzazione dei mercati di bilanciamento e dell’acquisizione di servizi ancillari basata sul mercato. Sebbene i progressi verso la sincronizzazione siano in corso, uno dei prerequisiti indispensabili per una gestione sincrona stabile del sistema è la disponibilità di riserve di capacità di bilanciamento sufficienti per la regolazione della frequenza. Tuttavia, essendo dipendenti dall’area sincrona russa per la gestione delle frequenze, gli Stati baltici non erano ancora in grado di sviluppare un proprio mercato del bilanciamento funzionante. La guerra di aggressione russa contro l’Ucraina ha notevolmente aumentato il rischio per la sicurezza dell’approvvigionamento derivante dall’assenza di mercati del bilanciamento propri. Pertanto, gli obblighi di cui all’articolo 6, paragrafi 9, 10 e 11, del regolamento (UE) 2019/943 e all’articolo 41, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2017/2195 della Commissione²², concepiti per applicarsi ai mercati del bilanciamento esistenti, non riflettono ancora la situazione in Estonia, Lettonia e Lituania, in particolare perché lo sviluppo del mercato del bilanciamento richiede tempo e nuovi investimenti nella capacità di bilanciamento. L’Estonia, la Lettonia e la Lituania dovrebbero pertanto avere il diritto, in deroga a tali obblighi, di concludere contratti finanziari a più lungo termine per acquisire capacità di bilanciamento per un periodo di transizione.

I periodi di transizione per l’Estonia, la Lettonia e la Lituania dovrebbero essere gradualmente eliminati il prima possibile in seguito alla sincronizzazione, dovrebbero essere utilizzati per sviluppare strumenti di mercato adeguati che offrano riserve per il bilanciamento a breve termine e altri servizi ancillari indispensabili e dovrebbero essere limitati al tempo necessario per tale processo.

È previsto che gli Stati baltici siano sincronizzati con l’area sincrona dell’Europa continentale mediante una linea a doppia terna che colleghi Polonia e Lituania. Al momento della sincronizzazione, la capacità di tale linea dovrà essere in gran parte riservata per i margini di affidabilità in caso di indisponibilità imprevista nel sistema baltico e di conseguenti deviazioni non intenzionali. I gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero continuare a offrire la capacità massima per gli scambi transfrontalieri, nel rispetto dei limiti di sicurezza operativa e tenendo conto di eventuali contingenze nei sistemi polacco e lituano, comprese quelle derivanti da indisponibilità delle linee in corrente continua ad alta tensione o dalla disconnessione degli Stati baltici dall’area sincrona dell’Europa continentale. La situazione specifica di tale interconnessione dovrebbe essere presa in considerazione per il calcolo della capacità totale e delle contingenze a norma dell’articolo 16, paragrafo 8, del regolamento (UE) 2019/943.

I meccanismi di capacità dovrebbero essere aperti alla partecipazione di tutte le risorse in grado di fornire le prestazioni tecniche previste, che possono includere centrali elettriche alimentate a gas, a condizione che rispettino il limite di emissione di cui all’articolo 22, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2019/943, nonché qualsiasi soglia nazionale di emissione o altri criteri ambientali oggettivi che gli Stati membri desiderino applicare per accelerare la transizione dai combustibili fossili.

Al fine di sostenere gli obiettivi di tutela ambientale, l’articolo 22, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2019/943 stabilisce i requisiti relativi ai limiti delle emissioni di CO2 per i meccanismi di capacità. Tuttavia, durante la transizione verso un sistema privo di emissioni di carbonio e all’indomani della crisi energetica, gli Stati membri che applicano meccanismi di capacità approvati prima del 4 luglio 2019 dovrebbero, in via eccezionale e come meccanismo di ultima istanza, poter derogare a tale limite delle emissioni di CO2 per un periodo limitato. Tale deroga dovrebbe tuttavia essere limitata alla capacità di generazione esistente la cui produzione commerciale è iniziata prima del 4 luglio 2019, vale a dire prima della data di entrata in vigore del regolamento (UE) 2019/943. La richiesta di deroga dovrebbe essere accompagnata da una relazione dello Stato membro interessato, che valuta l’impatto della deroga sulle emissioni di gas a effetto serra e sulla transizione energetica. Tale relazione dovrebbe inoltre contenere un piano con tappe fondamentali per porre progressivamente fine alla partecipazione della capacità di generazione che non rispetta i limiti delle emissioni di CO2 nei meccanismi di capacità. Al momento della concessione di una deroga, gli Stati membri dovrebbero essere autorizzati a organizzare procedure di aggiudicazione che devono continuare a soddisfare tutti i requisiti di cui al capo IV del regolamento (UE) 2019/943, ad eccezione di quelli relativi ai limiti delle emissioni di CO2. La capacità di generazione che non rispetta i limiti delle emissioni di CO2 non dovrebbe essere acquisita per un periodo superiore a un anno e per un periodo di consegna che superi la durata della deroga. La procedura di aggiudicazione supplementare aperta alla partecipazione di una capacità di generazione che non rispetta i limiti delle emissioni di CO2 dovrebbe essere preceduta da una procedura di aggiudicazione volta a massimizzare la partecipazione della capacità che rispetta i limiti delle emissioni di CO2, anche facendo in modo che i prezzi della capacità aumentino fino a un livello sufficientemente elevato da incentivare gli investimenti in tale capacità.

La Commissione dovrebbe riesaminare il presente regolamento al fine di garantire la resilienza dell’assetto del mercato dell’energia elettrica in tempi di crisi e la sua capacità di sostenere gli obiettivi di decarbonizzazione dell’Unione, rafforzare ulteriormente l’integrazione dei mercati e promuovere i necessari investimenti infrastrutturali nonché lo sviluppo di un mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica. Sulla base di tale riesame, la Commissione dovrebbe presentare al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione esaustiva corredata, se del caso, di una proposta legislativa. In tale relazione la Commissione dovrebbe valutare, in particolare, l’efficacia della struttura e del funzionamento attuali dei mercati dell’energia elettrica a breve termine, le loro potenziali inefficienze e i possibili rimedi e strumenti da applicare in situazioni di crisi o di emergenza, nonché l’adeguatezza del quadro giuridico e finanziario dell’Unione alle reti di distribuzione. Tale relazione dovrebbe inoltre esaminare la capacità di conseguire gli obiettivi dell’Unione in materia di energie rinnovabili e di mercato interno dell’energia, nonché il potenziale e la sostenibilità dell’istituzione di una o più piattaforme del mercato dell’Unione per gli accordi di compravendita di energia elettrica.

Nella misura in cui le misure previste dal presente regolamento costituiscono un aiuto di Stato, le relative disposizioni lasciano impregiudicata l’applicazione degli articoli 107 e 108 TFUE. La Commissione è competente a valutare la compatibilità degli aiuti di Stato con il mercato interno.

Le misure previste dal presente regolamento lasciano impregiudicata l’applicazione dei regolamenti (UE) 2016/101123 e (UE) n. 648/2012 del Parlamento europeo e del Consiglio²⁴ e della direttiva 2014/65/UE del Parlamento europeo e del Consiglio²⁵.

È pertanto opportuno modificare di conseguenza i regolamenti (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943.

Poiché l’obiettivo del presente regolamento, segnatamente migliorare l’assetto del mercato integrato dell’energia elettrica, in particolare prevenire prezzi dell’energia elettrica indebitamente elevati, non può essere conseguito in misura sufficiente dagli Stati membri ma può essere conseguito meglio a livello di Unione, quest’ultima può intervenire in base al principio di sussidiarietà sancito dall’articolo 5 del trattato sull’Unione europea. Il presente regolamento si limita a quanto è necessario per conseguire tale obiettivo in ottemperanza al principio di proporzionalità enunciato nello stesso articolo,