Regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009 relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga il regolamento (CE) n. 1228/2003 (Testo rilevante ai fini del SEE)
Testo in vigore al
IL PARLAMENTO EUROPEO E IL CONSIGLIO DELL’UNIONE EUROPEA,
visto il trattato che istituisce la Comunità europea, in particolare l’articolo 95,
vista la proposta della Commissione,
visto il parere del Comitato economico e sociale europeo1,
visto il parere del Comitato delle regioni2,
deliberando secondo la procedura di cui all’articolo 251 del trattato3,
Il mercato interno dell’energia elettrica, la cui progressiva realizzazione è in atto dal 1999, ha lo scopo di offrire a tutti i consumatori della Comunità, privati o imprese, una reale libertà di scelta, creare nuove opportunità commerciali e intensificare gli scambi transfrontalieri, in modo da conseguire una maggiore efficienza, prezzi competitivi e più elevati livelli di servizio, contribuendo anche alla sicurezza degli approvvigionamenti ed allo sviluppo sostenibile.
La direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica4, e il regolamento (CE) n. 1228/2003 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica5, hanno fornito un contributo significativo alla realizzazione del mercato interno dell’energia elettrica.
Tuttavia, attualmente si riscontrano ostacoli alla vendita di energia elettrica a condizioni identiche e senza discriminazioni o svantaggi nella Comunità. In particolare, non esiste ancora in tutti gli Stati membri un accesso non discriminatorio alla rete, né un livello di controlli di pari efficacia da parte dei regolatori nazionali, e persistono mercati isolati.
La comunicazione della Commissione del 10 gennaio 2007 intitolata «Una politica dell’energia per l'Europa» ha sottolineato quanto sia importante portare a compimento la realizzazione del mercato interno dell’energia elettrica e creare condizioni di concorrenza uniformi per tutte le imprese elettriche stabilite nella Comunità. Le comunicazioni della Commissione del 10 gennaio 2007 intitolate, rispettivamente, «Prospettive del mercato interno del gas e dell'elettricità» e «Indagine ai sensi dell’articolo 17 del regolamento (CE) n. 1/2003 nei settori europei del gas e dell’energia elettrica (relazione finale)» dimostrano che le norme e le misure in vigore non offrono il necessario quadro normativo né predispongono la creazione di capacità di interconnessione per permettere il conseguimento dell’obiettivo di un mercato interno ben funzionante, efficiente e aperto.
Oltre ad attuare in modo completo il quadro normativo vigente, il quadro normativo del mercato interno dell’energia elettrica di cui al regolamento (CE) n. 1228/2003 dovrebbe essere adattato al contenuto delle citate comunicazioni.
In particolare, è necessario rafforzare la cooperazione e il coordinamento tra i gestori dei sistemi di trasmissione per creare codici di rete volti a fornire e gestire un accesso transfrontaliero effettivo e trasparente alle reti di trasmissione e per garantire una pianificazione coordinata e sufficientemente lungimirante e un’evoluzione tecnica adeguata del sistema di trasmissione nella Comunità, compresa la creazione di capacità di interconnessione, prestando la necessaria attenzione al rispetto dell’ambiente. I codici di rete dovrebbero essere conformi a orientamenti quadro di per sé non vincolanti (orientamenti quadro) ed elaborati dall’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori dell’energia istituita dal regolamento (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, che istituisce un’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori dell’energia6 (l’Agenzia). L’Agenzia dovrebbe svolgere un ruolo nel riesame, sulla base di dati oggettivi, dei progetti di codici di rete, compresa la loro conformità agli orientamenti quadro, e dovrebbe esserle consentito di raccomandare l’adozione di tali codici da parte della Commissione. L’Agenzia dovrebbe inoltre valutare le modifiche proposte ai codici di rete e dovrebbe esserle consentito di raccomandare l’adozione di tali codici da parte della Commissione. I gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero gestire le loro reti conformemente a questi codici di rete.
Per garantire una gestione ottimale della rete di trasmissione di energia elettrica e permettere gli scambi e l’approvvigionamento transfrontalieri di energia elettrica nella Comunità, è opportuno creare una Rete europea di gestori di sistemi di trasmissione dell’energia elettrica (la REGST dell’energia elettrica). I compiti di detta Rete dovrebbero essere eseguiti nel rispetto delle norme comunitarie in materia di concorrenza, che restano applicabili alle decisioni della REGST dell’energia elettrica. I compiti della REGST dell’energia elettrica dovrebbero essere chiaramente definiti e i suoi metodi di lavoro dovrebbero garantire l’efficienza, la trasparenza e la rappresentatività della REGST dell’energia elettrica. I codici di rete elaborati dalla REGST dell’energia elettrica non intendono sostituirsi ai necessari codici di rete nazionali per gli aspetti non transfrontalieri. Considerato che agire a livello regionale permette di garantire migliori progressi, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero porre in essere strutture regionali nell’ambito della struttura di cooperazione generale, assicurando nel contempo che i risultati a livello regionale siano conformi ai codici di rete e ai piani di sviluppo decennali delle reti non vincolanti a livello comunitario. Gli Stati membri dovrebbero promuovere la cooperazione e controllare l’efficacia della rete a livello regionale. La cooperazione a livello regionale dovrebbe essere compatibile con i progressi verso un mercato interno dell’energia elettrica competitivo ed efficiente.
Tutti gli operatori del mercato hanno interesse ai lavori che saranno svolti dalla REGST dell’energia elettrica. Una consultazione efficace risulta pertanto di fondamentale importanza e le strutture esistenti create per facilitare e razionalizzare il processo consultivo, quali l’Unione per il coordinamento della trasmissione di energia elettrica, i regolatori nazionali o l’Agenzia, dovrebbero svolgervi una parte rilevante.
Onde assicurare una maggiore trasparenza per quanto concerne l’intera rete di trasmissione di energia elettrica nella Comunità, la REGST dell’energia elettrica dovrebbe elaborare, pubblicare e aggiornare regolarmente un piano di sviluppo decennale non vincolante della rete a livello comunitario (piano di sviluppo della rete a livello comunitario) che indichi le reti di trasmissione di energia elettrica realizzabili e le interconnessioni regionali necessarie, importanti dal punto di vista commerciale o della sicurezza degli approvvigionamenti.
Il presente regolamento dovrebbe stabilire principi di base per quanto riguarda la fissazione delle tariffe e l’assegnazione di capacità e prevedere nel contempo che siano adottati orientamenti che precisino ulteriormente i principi e le metodologie pertinenti al fine di consentire un rapido adattamento a circostanze mutate.
In un mercato aperto e concorrenziale i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero ricevere una compensazione per i costi sostenuti per i flussi transfrontalieri di energia elettrica ospitati sulle loro reti da parte dei gestori di quei sistemi di trasmissione dai quali hanno origine i flussi transfrontalieri e dei sistemi dove terminano tali flussi.
Le somme versate e ricevute per effetto di compensazioni tra gestori di reti di sistemi di trasmissione dovrebbero essere prese in considerazione al momento di definire le tariffe nazionali di rete.
La somma effettiva da pagare per l’accesso transfrontaliero al sistema può variare considerevolmente secondo i gestori del sistema di trasmissione interessati e a causa delle differenze nella struttura dei sistemi tariffari applicati negli Stati membri. Un certo grado di armonizzazione è pertanto necessario per evitare distorsioni degli scambi.
È necessario un adeguato sistema di segnali differenziati per località a lungo termine che si basi sul principio secondo cui il livello dei corrispettivi di accesso alla rete dovrebbe, in linea di massima, rispecchiare l’equilibrio tra produzione e consumo della regione interessata sulla base di una differenziazione dei corrispettivi di accesso alla rete per i produttori e/o i consumatori.
Non è opportuno applicare tariffe in funzione della distanza né, purché esistano appropriati segnali differenziati per località, una tariffa specifica a carico esclusivo degli esportatori o degli importatori, oltre al corrispettivo generale per l’accesso alla rete nazionale.
Presupposto per una concorrenza effettiva nel mercato interno dell’energia elettrica sono corrispettivi per l’uso della rete trasparenti e non discriminatori, incluse le interconnessioni nel sistema di trasmissione. La capacità disponibile di queste linee dovrebbe essere stabilita entro il limite massimo che consente la salvaguardia delle norme di sicurezza per il funzionamento della rete.
È importante evitare che norme diverse di sicurezza, operative e di programmazione utilizzate da gestori del sistema di trasmissione negli Stati membri conducano a distorsioni della concorrenza. Per i soggetti partecipanti al mercato dovrebbe esistere piena trasparenza in ordine alle capacità disponibili di trasmissione e alle norme operative, di sicurezza e di programmazione che incidono sulle capacità disponibili di trasmissione.
Il monitoraggio del mercato effettuato negli ultimi anni dalle autorità nazionali di regolamentazione e dalla Commissione ha dimostrato che le esistenti norme sulla trasparenza dell’accesso all’infrastruttura sono insufficienti per garantire un mercato interno autentico, ben funzionante, aperto ed efficiente nel settore dell’energia elettrica.
Un accesso equo alle informazioni sullo stato fisico e l’efficienza del sistema è necessario per permettere a tutti gli operatori del mercato di valutare la situazione globale dell’offerta e della domanda e individuare le cause delle fluttuazioni dei prezzi all’ingrosso. Ciò include informazioni più precise sulla generazione, l’offerta e la domanda di energia elettrica, comprese le previsioni, la capacità della rete e di interconnessione, i flussi e la manutenzione, il bilanciamento e la capacità di riserva.
Per potenziare la fiducia nel mercato, i suoi partecipanti devono essere certi che i responsabili di comportamenti abusivi possono essere soggetti a sanzioni effettive, proporzionate e dissuasive. È opportuno conferire alle autorità competenti la facoltà di indagare efficacemente sulle denunce di abuso di mercato. A tal fine è necessario che le autorità competenti abbiano accesso ai dati che forniscono informazioni sulle decisioni operative adottate dalle imprese di fornitura. Nel mercato dell’energia elettrica molte di queste decisioni sono adottate dai produttori, che dovrebbero mettere a disposizione delle autorità competenti, in modo facilmente accessibile, le relative informazioni per un periodo determinato. Le autorità competenti dovrebbero inoltre verificare regolarmente l’osservanza delle norme da parte dei gestori dei sistemi di trasmissione. I piccoli produttori che non sono in grado di falsare le condizioni del mercato dovrebbero essere esonerati da quest’obbligo.
È opportuno stabilire norme sull’uso delle entrate derivanti dalle procedure di gestione della congestione, a meno che la natura specifica dell’interconnettore interessato non giustifichi una deroga a dette norme.
La gestione dei problemi di congestione dovrebbe fornire corretti segnali economici ai gestori del sistema di trasmissione e ai soggetti partecipanti al mercato e dovrebbe essere basata su meccanismi di mercato.
Gli investimenti in una grande infrastruttura moderna dovrebbero essere promossi in modo deciso e al contempo si dovrebbe garantire il funzionamento regolare del mercato interno dell’energia elettrica. Per rafforzare l’effetto positivo sulla concorrenza degli interconnettori per corrente continua che beneficiano di un’esenzione e la sicurezza dell’approvvigionamento, l’interesse di questi progetti per il mercato dovrebbe essere analizzato durante la loro fase di pianificazione e dovrebbero essere adottate norme di gestione della congestione. Laddove gli interconnettori per corrente continua siano situati nel territorio di più Stati membri, spetta all’Agenzia trattare, in ultima istanza, la domanda di esenzione al fine di tenere conto più efficacemente delle sue ripercussioni transfrontaliere e di agevolare l’iter amministrativo della domanda. Inoltre, tenuto conto dei rischi eccezionali inerenti alla costruzione di questi grandi progetti infrastrutturali esentati dall’applicazione delle norme di concorrenza, le imprese aventi interessi in materia di fornitura e produzione dovrebbero essere in grado di beneficiare di una deroga temporanea alle norme sulla separazione completa delle attività per i progetti in questione. Le esenzioni concesse a norma del regolamento (CE) n. 1228/2003 continuano ad applicarsi fino alla data di scadenza prevista, fissata nella decisione che concede l’esenzione.
Per garantire l’armonioso funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica è opportuno prevedere procedure che consentano l’adozione, da parte della Commissione, di decisioni ed orientamenti per quanto riguarda, tra l’altro, le tariffe e l’assegnazione della capacità, garantendo nel contempo la partecipazione a tale processo delle autorità di regolamentazione degli Stati membri, se del caso attraverso la loro associazione europea. Le autorità di regolamentazione, unitamente ad altre autorità competenti negli Stati membri, svolgono un ruolo importante contribuendo al buon funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica.
Le autorità nazionali di regolamentazione dovrebbero garantire l’osservanza delle regole contenute nel presente regolamento e degli orientamenti adottati sulla base dello stesso.
Gli Stati membri e le autorità nazionali competenti dovrebbero essere tenute a fornire le informazioni pertinenti alla Commissione, che dovrebbe trattarle in modo confidenziale. Se necessario, la Commissione dovrebbe poter richiedere le informazioni pertinenti direttamente alle imprese interessate, purché le autorità nazionali competenti siano informate.
Gli Stati membri dovrebbero determinare le sanzioni da irrogare in caso di violazione delle norme del presente regolamento e assicurarne l’applicazione. Tali sanzioni devono essere effettive, proporzionate e dissuasive.
Le misure necessarie per l’attuazione del presente regolamento dovrebbero essere adottate secondo la decisione 1999/468/CE del Consiglio, del 28 giugno 1999, recante modalità per l’esercizio delle competenze di esecuzione conferite alla Commissione7.
In particolare, la Commissione dovrebbe avere il potere di stabilire o adottare gli orientamenti necessari intesi a garantire il livello di armonizzazione minimo richiesto per raggiungere gli obiettivi del presente regolamento. Tali misure di portata generale, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo con nuovi elementi non essenziali, devono essere adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 5 bis della decisione 1999/468/CE.
Poiché l’obiettivo del presente regolamento, vale a dire la predisposizione di un quadro armonizzato per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica, non può essere realizzato in misura sufficiente dagli Stati membri e può dunque essere realizzato meglio a livello comunitario, la Comunità può intervenire, in base al principio di sussidiarietà sancito dall’articolo 5 del trattato. Il presente regolamento si limita a quanto è necessario per conseguire tale obiettivo in ottemperanza al principio di proporzionalità enunciato nello stesso articolo.
Tenuto conto della portata delle modifiche del regolamento (CE) n. 1228/2003, sarebbe opportuno, per ragioni di chiarezza e razionalizzazione, procedere alla rifusione delle disposizioni in questione riunendole in un unico testo nell’ambito di un nuovo regolamento,
HANNO ADOTTATO IL PRESENTE REGOLAMENTO:
Art. 1 Oggetto e ambito di applicazione
Il presente regolamento mira a:
a) stabilire norme eque per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica, rafforzando così la concorrenza nel mercato interno dell’energia elettrica tenendo conto delle caratteristiche particolari dei mercati nazionali e regionali. Ciò comporterà l’istituzione di un meccanismo di compensazione per i flussi transfrontalieri di energia elettrica e la definizione di principi armonizzati in materia di oneri di trasmissione transfrontaliera e l’assegnazione delle capacità disponibili di interconnessione tra sistemi nazionali di trasmissione;
b) facilitare lo sviluppo di un mercato all’ingrosso efficiente e trasparente con una sicurezza di approvvigionamento dell’energia elettrica di livello elevato. Esso prevede dei meccanismi per l’armonizzazione di tali norme per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica.
Art. 2 Definizioni
1. Ai fini del presente regolamento si applicano le definizioni di cui all’articolo 2 della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica8, ad eccezione della definizione di «interconnettore» che è sostituita dalla seguente:
«interconnettore» una linea di trasmissione che attraversa o si estende oltre una frontiera tra Stati membri e che collega i sistemi nazionali di trasmissione degli Stati membri.
2. Si applicano le seguenti definizioni:
a) «autorità di regolamentazione», le autorità di regolamentazione di cui all’articolo 35, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE;
b) «flussi transfrontalieri», un flusso fisico di energia elettrica in una rete di trasmissione di uno Stato membro che risulta dall’impatto dell’attività di produttori e/o consumatori svolta al di fuori di tale Stato membro sulla sua rete di trasmissione;
c) «congestione», una situazione in cui una interconnessione che collega reti di trasmissione nazionali non può soddisfare tutti i flussi fisici derivanti dal commercio internazionale richiesto da soggetti partecipanti al mercato, per insufficienza di capacità degli interconnettori e/o dei sistemi nazionali di trasmissione interessati;
d) «esportazione dichiarata», l’energia elettrica immessa nella rete di uno Stato membro destinata in base a disposizioni contrattuali ad essere contestualmente prelevata dalla rete («importazione dichiarata») nel territorio di un altro Stato membro o di un paese terzo;
e) «flussi in transito dichiarato», circostanza in cui un’«esportazione dichiarata» di energia elettrica avviene e in cui il percorso designato per la transazione coinvolge un paese nel quale non si effettuano né l’immissione né il corrispondente contestuale prelievo di energia elettrica;
f) «importazione dichiarata» il prelievo di energia elettrica in uno Stato membro o in un paese terzo contestualmente all’immissione di energia elettrica («esportazione dichiarata») in un altro Stato membro;
g) «nuovo interconnettore», un interconnettore non completato entro il 4 agosto 2003.
Soltanto ai fini del meccanismo di compensazione fra gestori del sistema di trasmissione, qualora reti di trasmissione di due o più Stati membri formino parte, interamente o parzialmente, di un unico blocco di controllo, l’insieme del blocco di controllo è considerato parte integrante della rete di trasmissione di uno degli Stati membri interessati, per evitare che i flussi all’interno dei blocchi di controllo siano considerati flussi transfrontalieri ai sensi della lettera b), del primo comma del presente paragrafo e diano luogo a versamenti di compensazione ai sensi dell’articolo 13. Le autorità di regolamentazione degli Stati membri interessati possono decidere quale tra gli Stati membri interessati sia quello di cui l’insieme del blocco di controllo è considerato parte integrante.
Art. 3 Certificazione dei gestori di sistemi di trasmissione
1. La Commissione esamina qualsiasi notifica di una decisione in materia di certificazione da parte di un gestore di sistemi di trasmissione di cui all’articolo 10, paragrafo 6 della direttiva 2009/72/CE non appena l’abbia ricevuta. Entro due mesi dal giorno di ricezione di tale notifica, la Commissione esprime il suo parere alla competente autorità nazionale di regolamentazione circa la sua compatibilità con l’articolo 10, paragrafo 2 o l’articolo 11, e l’articolo 9 della direttiva 2009/72/CE. Nel preparare il parere di cui al primo comma, la Commissione può chiedere all’Agenzia di esprimere un parere in merito alla decisione dell’autorità nazionale di regolamentazione. In tal caso il periodo di due mesi di cui al primo comma è prorogato di altri due mesi. In assenza di un parere della Commissione entro i periodi di cui al primo e al secondo comma, si considera che la Commissione non sollevi obiezioni avverso la decisione dell’autorità di regolamentazione.
2. Entro due mesi dalla ricezione di un parere della Commissione, l’autorità nazionale di regolamentazione adotta la decisione finale riguardante la certificazione del gestore del sistema di trasmissione, tenendo nella massima considerazione detto parere. La decisione dell’autorità di regolamentazione e il parere della Commissione sono pubblicati insieme.
3. In ogni momento durante la procedura, le autorità di regolamentazione e/o la Commissione possono chiedere ad un gestore del sistema di trasmissione e/o ad un’impresa che esercita attività di generazione o di fornitura tutte le informazioni utili allo svolgimento dei loro compiti in forza del presente articolo.
4. Le autorità di regolamentazione e la Commissione garantiscono la segretezza delle informazioni commercialmente sensibili.
5. La Commissione può adottare orientamenti che precisano le modalità di svolgimento del procedimento da seguire ai fini dell’applicazione dei paragrafi 1 e 2 del presente articolo. Tali misure, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, sono adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 23, paragrafo 2.
6. Qualora la Commissione abbia ricevuto notifica della certificazione di un gestore del sistema di trasmissione ai sensi dell’articolo 9, paragrafo 10 della direttiva 2009/72/CE, la Commissione adotta una decisione riguardante la certificazione. L’autorità di regolamentazione si conforma alla decisione della Commissione.
Art. 4 Rete europea di gestori di sistemi di trasmissione di energia elettrica
Tutti i gestori del sistema di trasmissione cooperano a livello comunitario mediante la REGST dell’energia elettrica allo scopo di promuovere il completamento e il funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica come pure gli scambi transfrontalieri e di garantire una gestione ottimale e coordinata e un’evoluzione tecnica soddisfacente della rete europea di trasmissione dell’energia elettrica.
Art. 5 Istituzione della REGST dell’energia elettrica
1. Entro il 3 marzo 2011, i gestori dei sistemi di trasmissione di energia elettrica presentano alla Commissione e all’Agenzia un progetto di statuto, un elenco dei membri e un progetto di regolamento interno, comprese le norme procedurali per la consultazione di altre parti interessate, della REGST dell’energia elettrica.
2. Entro due mesi dal giorno di ricevimento di queste informazioni, l’Agenzia, dopo aver consultato formalmente le organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate, in particolare gli utenti del sistema, compresi i consumatori, trasmette alla Commissione un parere sul progetto di statuto, un elenco dei membri e il progetto di regolamento interno.
3. La Commissione formula il suo parere sul progetto di statuto, sull’elenco dei membri e sul progetto di regolamento interno tenendo conto del parere dell’Agenzia di cui al paragrafo 2 e nei tre mesi successivi al giorno di ricevimento del parere dell’Agenzia.
4. Entro tre mesi dal giorno di ricevimento del parere della Commissione, i gestori dei sistemi di trasmissione costituiscono la REGST dell’energia elettrica e ne adottano e pubblicano lo statuto e il regolamento interno.
Art. 6 Redazione dei codici di rete
1. Previa consultazione dell’Agenzia, della REGST dell’energia elettrica e delle altre parti interessate, la Commissione stabilisce un elenco di priorità annuali in cui sono individuati i settori di cui all’articolo 8, paragrafo 6, da includere nell’elaborazione dei codici di rete.
2. La Commissione chiede all’Agenzia di presentarle, entro un periodo di tempo ragionevole non superiore a sei mesi, un orientamento quadro non vincolante (orientamento quadro) che fissi principi chiari e obiettivi, a norma dell’articolo 8, paragrafo 7, per l’elaborazione di codici di rete riguardanti i settori individuati nell’elenco di priorità. Ciascun orientamento quadro contribuisce alla non discriminazione, a una concorrenza effettiva e al funzionamento efficace del mercato. Su richiesta motivata dell’Agenzia, la Commissione può prorogare tale termine.
3. L’Agenzia procede formalmente alla consultazione della REGST dell’energia elettrica e delle altre parti interessate sull’orientamento quadro durante un periodo non inferiore a due mesi, in modo trasparente e aperto.
4. Se ritiene che l’orientamento quadro non contribuisca alla non discriminazione, all’effettiva concorrenza e al funzionamento efficace del mercato, la Commissione può chiedere all’Agenzia di riesaminare l’orientamento quadro entro un periodo di tempo ragionevole e di ripresentarlo alla Commissione.
5. Se entro il termine fissato dalla Commissione ai sensi dei paragrafi 2 o 4, l’Agenzia non presenta o non ripresenta un orientamento quadro, questo è elaborato dalla stessa Commissione.
6. Entro un termine ragionevole non superiore a dodici mesi la Commissione chiede alla REGST dell’energia elettrica di presentare all’Agenzia un codice di rete conforme al pertinente orientamento quadro.
7. Entro un termine di tre mesi dal giorno di ricevimento di un codice di rete, durante il quale l’Agenzia può consultare formalmente le pertinenti parti interessate, l’Agenzia fornisce alla REGST dell’energia elettrica un parere motivato sul codice di rete.
8. La REGST dell’energia elettrica può modificare il codice di rete alla luce del parere dell’Agenzia e ripresentarlo a quest’ultima.
9. L’Agenzia, constatato che il codice di rete è conforme ai pertinenti orientamenti quadro, lo presenta alla Commissione e può raccomandarne l’adozione entro un periodo di tempo ragionevole. La Commissione comunica i motivi della propria decisione nel caso in cui non adotti il codice di rete.
10. Se la REGST dell’energia elettrica non ha elaborato un codice di rete entro il periodo fissato dalla Commissione ai sensi del paragrafo 6, quest’ultima può chiedere all’Agenzia di elaborare un progetto di codice di rete in base al pertinente orientamento quadro. Durante la fase di elaborazione di un progetto di codice di rete ai sensi del presente paragrafo, l’Agenzia può avviare un’ulteriore consultazione. L’Agenzia presenta alla Commissione un progetto di codice di rete elaborato ai sensi del presente paragrafo e può raccomandarne l’adozione
11. La Commissione può adottare, di sua iniziativa se la REGST dell’energia elettrica non ha elaborato un codice di rete o l’Agenzia non ha elaborato un progetto di codice di rete ai sensi del paragrafo 10 del presente articolo, o su raccomandazione dell’Agenzia ai sensi del paragrafo 9 del presente articolo, uno o più codici di rete nei settori di cui all’articolo 8, paragrafo 6. Se la Commissione propone di adottare un codice di rete di sua iniziativa, essa procede, per un periodo non inferiore a due mesi, alla consultazione dell’Agenzia, della REGST dell’energia elettrica e di tutte le parti interessate in merito al progetto di codice di rete. Tali misure, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, sono adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 23, paragrafo 2.
12. Il presente articolo lascia impregiudicato il diritto della Commissione di adottare orientamenti e di modificarli come previsto all’articolo 18.
Art. 7 Modifiche dei codici di rete
1. Progetti di modifica di qualsiasi codice di rete adottato ai sensi dell’articolo 6 possono essere proposti all’Agenzia da persone che potrebbero avere un interesse al codice di rete in questione, compresi la REGST dell’energia elettrica, i gestori del sistema di trasmissione, gli utenti del sistema ed i consumatori. L’Agenzia può anch’essa proporre modifiche di sua iniziativa.
2. L’Agenzia consulta tutte le parti interessate conformemente all’articolo 10 del regolamento (CE) n. 713/2009. In base a tale procedimento, l’Agenzia può trasmettere alla Commissione proposte di modifica motivate, spiegando in che modo dette proposte sono coerenti con gli obiettivi dei codici di rete di cui all’articolo 6, paragrafo 2.
3. La Commissione può adottare, tenendo conto delle proposte dell’Agenzia, modifiche a qualsiasi codice di rete adottato ai sensi dell’articolo 6. Tali misure, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, sono adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 23, paragrafo 2.
4. L’esame delle modifiche proposte nell’ambito della procedura di cui all’articolo 23, paragrafo 2, si limita agli aspetti relativi alle modifiche stesse. Tali modifiche proposte lasciano impregiudicate altre modifiche eventualmente proposte dalla Commissione.
Art. 8 Compiti della REGST dell’energia elettrica
1. La REGST dell’energia elettrica elabora codici di rete nei settori di cui al paragrafo 6 del presente articolo su richiesta della Commissione a norma dell’articolo 6, paragrafo 6.
2. La REGST dell’energia elettrica può elaborare codici di rete nei settori di cui al paragrafo 6 al fine di realizzare gli obiettivi di cui all’articolo 4 qualora i codici in parola non si riferiscono a settori contemplati nella richiesta trasmessale dalla Commissione. Questi codici di rete sono trasmessi per parere all’Agenzia. Tale parere è debitamente tenuto in considerazione dalla REGST dell’energia elettrica.
3. La REGST dell’energia elettrica adotta:
a) strumenti comuni di gestione della rete per garantire il coordinamento del funzionamento della rete in condizioni normali e di emergenza, compresa una classificazione comune degli incidenti, e piani di ricerca. Gli strumenti indicano, tra l'altro:
i) le informazioni, comprese le opportune informazioni relative al giorno successivo, infragiornaliere e in tempo reale, che servono per migliorare il coordinamento operativo, nonché la frequenza ottimale per la raccolta e lo scambio di tali informazioni;
ii) la piattaforma tecnologica per lo scambio di informazioni in tempo reale e, ove opportuno, le piattaforme tecnologiche per la raccolta, il trattamento e la trasmissione delle altre informazioni di cui al punto i), nonché per l'attuazione delle procedure atte a migliorare il coordinamento operativo tra i gestori dei sistemi di trasmissione, affinché tale trasmissione si diffonda a livello di Unione;
iii) il modo in cui i gestori dei sistemi di trasmissione mettono i dati operativi a disposizione degli altri gestori dei sistemi di trasmissione o di qualsiasi organismo debitamente autorizzato a sostenerli al fine di conseguire il coordinamento operativo, nonché dell'Agenzia; e
iv) il fatto che i gestori dei sistemi di trasmissione designano un punto di contatto incaricato di rispondere ai quesiti degli altri gestori dei sistemi di trasmissione o di qualsiasi organismo debitamente autorizzato come indicato al punto iii), oppure dell'Agenzia, in merito a tali informazioni.
La REGST dell'energia elettrica trasmette le specifiche adottate di cui ai punti da i) a iv) all'Agenzia e alla Commissione entro il 16 maggio 2015. Entro dodici mesi dall'adozione delle specifiche, l'Agenzia esprime un parere in cui valuta se esse contribuiscano in misura sufficiente alla promozione degli scambi transfrontalieri e alla garanzia di una gestione ottimale, di un esercizio coordinato, di un uso efficiente e di un'evoluzione tecnica adeguata della rete europea di trasmissione di energia elettrica;
b) ogni due anni, un piano decennale non vincolante di sviluppo della rete a livello comunitario (piano di sviluppo della rete a livello comunitario), comprensivo di prospettive sull’adeguatezza delle capacità di produzione europea;
c) raccomandazioni in materia di coordinamento della cooperazione tecnica tra operatori dei sistemi di trasmissione della Comunità e operatori dei sistemi di trasmissione dei paesi terzi;
d) un programma annuale di lavoro;
e) una relazione annuale;
f) prospettive annuali, per il periodo estivo e invernale, sull’adeguatezza delle capacità di produzione.
4. Le prospettive sull’adeguatezza delle capacità di produzione europea di cui al paragrafo 3, lettera b), coprono l’adeguatezza generale del sistema a fronte della domanda di energia elettrica esistente e prevista per il periodo di cinque anni successivo nonché per il periodo tra cinque e quindici anni dalla data di dette prospettive. Le prospettive europee sull’adeguatezza delle capacità di produzione sono basate sulle prospettive nazionali sull’adeguatezza delle capacità di produzione preparate dai singoli gestori del sistema di trasmissione.
5. Il programma di lavoro annuale di cui al paragrafo 3, lettera d), comprende un elenco e una descrizione dei codici di rete da elaborare, un piano di coordinamento della gestione della rete e le attività di ricerca e di sviluppo da realizzare nel corso dell’anno, corredati di calendario indicativo.
6. I codici di rete di cui ai paragrafi 1 e 2 coprono i settori seguenti, tenendo conto, se del caso, delle specificità regionali:
a) norme in materia di sicurezza e di affidabilità della rete, comprese le norme in materia di capacità di trasmissione tecnica di riserva per la sicurezza operativa della rete;
b) norme di collegamento della rete;
c) norme in materia di accesso dei terzi;
d) norme in materia di scambio dei dati e di liquidazione;
e) norme in materia di interoperabilità;
f) procedure operative in caso di emergenza;
g) norme in materia di assegnazione delle capacità e di gestione della congestione;
h) norme di scambi connesse alla fornitura tecnica e operativa dei servizi di accesso alla rete e al sistema di bilanciamento;
i) regole di trasparenza;
j) norme di bilanciamento, comprese le norme relative all’energia di riserva legata alla rete;
k) norme riguardanti le strutture tariffarie di trasmissione armonizzate, compresi i segnali differenziati per località e i meccanismi di compensazione tra gestori del sistema di trasmissione;
l) norme in materia di efficienza energetica delle reti di energia elettrica.
7. I codici di rete sono elaborati per le questioni transfrontaliere della rete e per le questioni relative all’integrazione del mercato e lasciano impregiudicati i diritti degli Stati membri di elaborare codici di rete nazionali che non influiscano sugli scambi transfrontalieri.
8. La REGST dell’energia elettrica controlla e analizza l’attuazione dei codici di rete e degli orientamenti adottati dalla Commissione a norma dell’articolo 6, paragrafo 11, e il loro effetto sull’armonizzazione delle regole applicabili volte a facilitare l’integrazione del mercato. La REGST dell’energia elettrica riferisce quanto riscontrato all’Agenzia e include i risultati dell’analisi nella relazione annuale di cui al paragrafo 3, lettera e), del presente articolo.
9. La REGST dell’energia elettrica mette a disposizione tutte le informazioni richieste dall’Agenzia per svolgere i suoi compiti ai sensi dell’articolo 9, paragrafo 1.
10. La REGST dell’energia elettrica adotta e pubblica ogni due anni un piano di sviluppo della rete a livello comunitario. Il piano di sviluppo della rete a livello comunitario comprende la modellizzazione della rete integrata, l’elaborazione di scenari, previsioni sull’adeguatezza della domanda e dell’offerta a livello europeo e la valutazione della resilienza del sistema. In particolare, il piano di sviluppo della rete a livello comunitario:
a) si basa sui piani di investimento nazionali, tenendo conto dei piani di investimento regionali di cui all'articolo 12, paragrafo 1 e, se del caso, degli aspetti a livello di Unione della pianificazione di rete di cui al regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 17 aprile 2013, sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee9; esso è sottoposto all'analisi dei costi-benefici utilizzando la metodologia definita all'articolo 11 di detto regolamento;
b) per quanto riguarda le interconnessioni transfrontaliere, si basa anche sulle ragionevoli esigenze di vari utenti di sistema e include impegni a lungo termine di investitori di cui all’articolo 8 e agli articoli 13 e 22 della direttiva 2009/72/CE; e
c) individua le lacune in materia di investimenti, in particolare per quanto riguarda le capacità transfrontaliere.
Per quanto concerne il secondo comma, lettera c), un riesame degli ostacoli all’aumento della capacità transfrontaliera della rete derivanti da procedure o prassi di approvazione diverse può essere allegato al piano di sviluppo della rete a livello comunitario.
11. L’Agenzia fornisce un parere sui piani decennali di sviluppo della rete a livello nazionale per valutarne la coerenza con il piano di sviluppo della rete a livello comunitario. Se individua incoerenze tra un piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale ed il piano di sviluppo della rete a livello comunitario, l’Agenzia raccomanda di modificare opportunamente il piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale o il piano di sviluppo della rete a livello comunitario. Se il piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale è elaborato conformemente all’articolo 22 della direttiva 2009/72/CE, l’Agenzia raccomanda che l’autorità nazionale di regolamentazione competente modifichi il piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale ai sensi dell’articolo 22, paragrafo 7 di tale direttiva e ne informa la Commissione.
12. Su richiesta della Commissione, la REGST dell’energia elettrica fornisce alla Commissione il suo parere sull’adozione degli orientamenti, come previsto all’articolo 18.
Art. 9 Controllo effettuato dall’Agenzia
1. L’Agenzia controlla l’esecuzione dei compiti della REGST dell’energia elettrica previsti all’articolo 8, paragrafi 1, 2 e 3 e riferisce alla Commissione. L’Agenzia controlla l’attuazione da parte della REGST dell’energia elettrica dei codici di rete elaborati ai sensi dell’articolo 8, paragrafo 2, e dei codici di rete elaborati conformemente all’articolo 6, paragrafi da 1 a 10, ma che non sono stati adottati dalla Commissione ai sensi dell’articolo 6, paragrafo 11. Qualora la REGST dell’energia elettrica non abbia attuato nessuno di tali codici di rete, l’Agenzia chiede alla REGST dell’energia elettrica di fornire una motivazione debitamente circostanziata della mancata attuazione. L’Agenzia informa la Commissione di tale motivazione e le fornisce il suo parere al riguardo. L’Agenzia controlla e analizza l’attuazione dei codici di rete e degli orientamenti adottati dalla Commissione, come previsto all’articolo 6, paragrafo 11, e il loro effetto sull’armonizzazione delle regole applicabili volte a facilitare l’integrazione del mercato, nonché sulla non discriminazione, l’effettiva concorrenza e il funzionamento efficace del mercato, e riferisce alla Commissione al riguardo.
2. La REGST dell’energia elettrica presenta all’Agenzia, per sentire il suo parere, il progetto di piano di sviluppo della rete a livello comunitario, il progetto di programma di lavoro annuale, comprese le informazioni relative al processo di consultazione, e gli altri documenti di cui all’articolo 8, paragrafo 3. Entro due mesi dal giorno di ricevimento l’Agenzia trasmette alla REGST dell’energia elettrica e alla Commissione un parere debitamente motivato, nonché raccomandazioni, se ritiene che il progetto di programma di lavoro annuale o il progetto di piano di sviluppo della rete a livello comunitario presentato dalla REGST dell’energia elettrica non contribuisca alla non discriminazione, a una concorrenza effettiva e al funzionamento efficace del mercato o a un’interconnessione transfrontaliera di livello sufficiente cui possono accedere parti terze.
Art. 10 Consultazioni
1. In occasione dell’elaborazione dei codici di rete, del progetto di piano di sviluppo della rete a livello comunitario e del programma di lavoro annuale di cui all’articolo 8, paragrafi 1, 2 e 3, la REGST dell’energia elettrica conduce un ampio processo di consultazione, in una fase iniziale e in modo approfondito, aperto e trasparente, coinvolgendo tutti i partecipanti al mercato interessati e, in particolare, le organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate secondo le norme procedurali di cui all’articolo 5, paragrafo 1. Alla consultazione partecipano anche le autorità nazionali di regolamentazione e altre autorità nazionali, le imprese di erogazione e di produzione, gli utenti del sistema compresi i clienti, i gestori dei sistemi di distribuzione, comprese le pertinenti associazioni settoriali, gli organismi tecnici e le piattaforme di parti interessate. Essa si prefigge di enucleare i pareri e le proposte di tutte le parti competenti nel corso del processo decisionale.
2. Tutti i documenti e i verbali relativi alle consultazioni di cui al paragrafo 1 sono resi pubblici.
3. Prima di adottare il programma di lavoro annuale e i codici di rete di cui all’articolo 8, paragrafi 1, 2 e 3, la REGST dell’energia elettrica illustra come si sia tenuto conto delle osservazioni raccolte nel corso della consultazione. Se decide di non tener conto di un’osservazione, adduce i motivi della sua scelta.
Art. 11 Costi
I costi relativi alle attività della REGST dell'energia elettrica di cui agli articoli da 4 a 12 del presente regolamento, nonché all'articolo 11 del regolamento (UE) n. 347/2013, sono a carico dei gestori dei sistemi di trasmissione e sono presi in considerazione ai fini del calcolo delle tariffe. Le autorità di regolamentazione approvano i costi solo se ragionevoli e adeguati.
Art. 12 Cooperazione regionale dei gestori dei sistemi di trasmissione
1. I gestori dei sistemi di trasmissione instaurano una cooperazione regionale nell’ambito della REGST dell’energia elettrica per contribuire alle attività di cui all’articolo 8, paragrafi 1, 2 e 3. In particolare, pubblicano ogni due anni un piano regionale di investimenti e possono prendere decisioni in materia di investimenti sulla base di detto piano.
2. I gestori dei sistemi di trasmissione promuovono l’adozione di modalità pratiche tali da assicurare una gestione ottimale della rete e incoraggiano lo sviluppo degli scambi di energia, l’assegnazione coordinata delle capacità transfrontaliere mediante soluzioni non discriminatorie basate sul mercato, con particolare attenzione alle caratteristiche specifiche delle aste implicite per assegnazioni a breve termine, e l’integrazione di meccanismi di bilanciamento e riguardanti l’energia di riserva.
3. Ai fini del conseguimento degli obiettivi di cui ai paragrafi 1 e 2 del presente articolo, l’area geografica di competenza di ciascuna struttura di cooperazione regionale può essere definita dalla Commissione, tenendo conto delle strutture di cooperazione regionali esistenti. Ciascuno Stato membro può promuovere la cooperazione in più aree geografiche. La misura di cui alla prima frase, intesa a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, è adottata secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 23, paragrafo 2. A tal fine, la Commissione consulta l’Agenzia e la REGST dell’energia elettrica.
Art. 13 Meccanismo di compensazione tra gestori del sistema di trasmissione
1. I gestori del sistema di trasmissione ricevono una compensazione per i costi sostenuti per effetto del vettoriamento sulle loro reti di flussi transfrontalieri di energia elettrica.
2. La compensazione di cui al paragrafo 1 è versata dai gestori dei sistemi nazionali di trasmissione dai quali hanno origine i flussi transfrontalieri e dei sistemi nei quali questi flussi terminano.
3. I versamenti di compensazione sono effettuati periodicamente in riferimento a un determinato intervallo di tempo trascorso. Ove necessario, per dare riscontro ai costi effettivamente sostenuti sono effettuati conguagli ex post della compensazione versata. Il primo intervallo di tempo per il quale si provvede ai versamenti di compensazione è stabilito negli orientamenti di cui all’articolo 18.
4. La Commissione decide sull’entità dei versamenti di compensazione. Tale misura, intesa a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, è adottata secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 23, paragrafo 2.
5. L’ampiezza dei flussi transfrontalieri vettoriati e l’ampiezza dei flussi transfrontalieri designati come flussi che hanno origine e/o terminano nei sistemi nazionali di trasmissione sono determinate sulla base dei flussi fisici di energia elettrica effettivamente misurati in un dato intervallo di tempo.
6. I costi sostenuti per vettoriare flussi transfrontalieri sono calcolati sulla base dei costi medi incrementali prospettici di lungo periodo, tenendo conto delle perdite, degli investimenti in nuove infrastrutture, e di una congrua proporzione dei costi delle infrastrutture esistenti, a condizione che le infrastrutture siano utilizzate per vettoriare flussi transfrontalieri, tenendo conto in particolare della necessità di garantire la sicurezza dell’approvvigionamento. Nel determinare i costi sostenuti si ricorre a metodologie di valutazione standard riconosciute. Si tiene conto dei vantaggi derivanti a una rete dal fatto di vettoriare flussi transfrontalieri per ridurre la compensazione ricevuta.
Art. 14 Corrispettivi di accesso alle reti
1. I corrispettivi applicati dai gestori della rete per l’accesso alla rete sono trasparenti, tengono conto della necessità di garantire la sicurezza della rete e danno riscontro ai costi effettivi sostenuti, purché questi corrispondano a quelli di un gestore di rete efficiente e comparabile dal punto di vista strutturale, e siano stati applicati in modo non discriminatorio. Tali corrispettivi non sono calcolati in funzione della distanza.
2. Se opportuno, il livello delle tariffe applicate ai produttori e/o ai consumatori prevede segnali differenziati per località a livello comunitario e tiene conto dell’entità delle perdite di rete e della congestione causate e dei costi di investimento nell’infrastruttura.
3. Nella fissazione dei corrispettivi di accesso alla rete si tiene conto di quanto segue:
a) i versamenti e gli introiti derivanti dal meccanismo di compensazione tra gestori del sistema di trasmissione;
b) i versamenti effettivi effettuati e percepiti nonché i versamenti attesi per periodi futuri, stimati sulla base dei periodi passati.
4. La fissazione dei corrispettivi di accesso alla rete ai sensi del presente articolo lascia impregiudicati i corrispettivi sulle esportazioni dichiarate e sulle importazioni dichiarate risultanti dalla gestione della congestione di cui all’articolo 16.
5. Non è previsto un corrispettivo specifico di rete su singole transazioni commerciali per flussi in transito dichiarato di energia elettrica.
Art. 15 Comunicazione di informazioni
1. I gestori del sistema di trasmissione provvedono a porre in essere meccanismi di coordinamento e di scambio di informazioni per garantire la sicurezza delle reti nel contesto della gestione della congestione.
2. Le norme di sicurezza, operative e di programmazione applicate dai gestori del sistema di trasmissione sono rese pubbliche. Le informazioni pubblicate comprendono un modello generale di calcolo della capacità totale di trasmissione e del margine di affidabilità della trasmissione con riferimento alle condizioni elettriche e fisiche della rete. Detti modelli sono soggetti all’approvazione delle autorità di regolamentazione.
3. I gestori del sistema di trasmissione pubblicano stime della capacità disponibile di trasmissione per ciascun giorno indicando la capacità disponibile già riservata. Tali pubblicazioni hanno luogo a determinati intervalli prima del giorno del vettoriamento e includono comunque stime della settimana precedente e del mese precedente, nonché indicazioni quantitative sulla affidabilità prevista della capacità disponibile.
4. I gestori dei sistemi di trasmissione pubblicano dati pertinenti sulle previsioni aggregate e sulla domanda effettiva, sulla disponibilità e sull’utilizzo effettivo degli attivi di produzione e di carico, sulla disponibilità e l’utilizzo delle reti e delle interconnessioni nonché sul bilanciamento e la capacità di riserva. Per quanto riguarda la disponibilità e l’utilizzo effettivo delle unità di produzione e di carico di piccole dimensioni, possono essere usati dati stimati aggregati.
5. I soggetti partecipanti al mercato comunicano ai gestori del sistema di trasmissione le informazioni pertinenti.
6. Le imprese di produzione di energia elettrica che possiedono o gestiscono infrastrutture di produzione, ove almeno un’infrastruttura di produzione abbia una capacità installata di almeno 250 MW, tengono per cinque anni a disposizione dell’autorità nazionale di regolamentazione, dell’autorità nazionale in materia di concorrenza e della Commissione tutti i dati orari per impianto necessari per verificare tutte le decisioni operative di dispacciamento e i comportamenti d’offerta nelle borse dell’energia, nelle aste di capacità di interconnessione, nei mercati di capacità di riserva e nei mercati fuori-borsa. Le informazioni orarie e per impianto da conservare comprendono almeno i dati sulla capacità di produzione disponibile e sulle riserve impegnate, compresa l’assegnazione di tali riserve a livello di singolo impianto, al momento della presentazione delle offerte e al momento della produzione.
Art. 16 Principi generali di gestione della congestione
1. I problemi di congestione della rete sono risolti con soluzioni non discriminatorie fondate su criteri di mercato che forniscano segnali economici efficienti ai soggetti partecipanti al mercato e ai gestori del sistema di trasmissione. I problemi di congestione della rete sono risolti di preferenza con metodi non connessi alle transazioni, vale a dire metodi che non comportano una selezione tra i contratti di singoli soggetti partecipanti al mercato.
2. Le procedure di decurtazione delle transazioni commerciali sono utilizzate soltanto in situazioni di emergenza, quando il gestore del sistema di trasmissione è costretto ad intervenire celermente e non sono possibili il ridispacciamento o gli scambi compensativi (countertrading). Le eventuali procedure adottate al riguardo si applicano in maniera non discriminatoria. Salvo in caso di forza maggiore, i soggetti partecipanti al mercato cui è stata assegnata una capacità sono compensati per l’eventuale decurtazione.
3. La capacità massima delle interconnessioni e/o delle reti di trasmissione riguardanti i flussi transfrontalieri è posta a disposizione dei soggetti partecipanti al mercato compatibilmente con le norme di sicurezza per il funzionamento della rete.
4. I soggetti partecipanti al mercato informano i gestori del sistema di trasmissione interessati, in un periodo di tempo ragionevole prima del relativo periodo di esercizio di trasmissione, se intendono utilizzare la capacità assegnata. Le capacità assegnate che non vengono utilizzate sono riassegnate al mercato in modo aperto, trasparente e non discriminatorio.
5. I gestori del sistema di trasmissione effettuano, per quanto tecnicamente possibile, la compensazione con le domande di capacità per flussi di energia elettrica in direzione opposta sulla linea di interconnessione sulla quale esiste congestione onde utilizzare questa linea alla sua capacità massima. Tenendo pienamente conto della sicurezza delle reti, le transazioni che alleviano la situazione di congestione non sono mai rifiutate.
6. I proventi derivanti dall’assegnazione delle capacità di interconnessione sono utilizzati per i seguenti scopi:
a) per garantire l’effettiva disponibilità della capacità assegnata; e/o
b) per mantenere o aumentare le capacità di interconnessione attraverso investimenti nella rete, in particolare nei nuovi interconnettori.
Se non possono essere utilizzati efficientemente ai fini di cui alle lettere a) e/o b), del primo comma, i proventi possono essere utilizzati, fatta salva l’approvazione da parte delle autorità di regolamentazione degli Stati membri interessati, per un importo massimo che dovrà essere determinato da dette autorità di regolamentazione, quali proventi di cui le autorità di regolamentazione devono tener conto in sede di approvazione del metodo di calcolo delle tariffe di rete e/o in sede fissazione di dette tariffe. I proventi restanti sono collocati su una linea contabile interna distinta fino al momento in cui possono essere utilizzati ai fini di cui alle lettere a) e/o b), del primo comma. L’autorità di regolamentazione informa l’Agenzia dell’approvazione di cui al secondo comma.
Art. 17 Nuovi interconnettori
1. Le autorità di regolamentazione possono, su richiesta, esentare gli interconnettori per corrente continua per un periodo limitato, dal disposto dell’articolo 16, paragrafo 6, del presente regolamento e degli articoli 9 e 32 e dell’articolo 37, paragrafi 6 e 10, della direttiva 2009/72/CE alle seguenti condizioni:
a) gli investimenti devono rafforzare la concorrenza nella fornitura di energia elettrica;
b) il livello del rischio connesso con gli investimenti è tale che gli investimenti non avrebbero luogo se non fosse concessa un’esenzione;
c) l’interconnettore deve essere di proprietà di una persona fisica o giuridica distinta, almeno in termini di forma giuridica, dai gestori nei cui sistemi tale interconnettore sarà creato;
d) sono imposti corrispettivi agli utenti di tale interconnettore;
e) dal momento dell’apertura parziale del mercato di cui all’articolo 19 della direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 dicembre 1996, concernente norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica10, il proprietario dell’interconnettore non deve aver recuperato nessuna parte del proprio capitale o dei costi di gestione per mezzo di una parte qualsiasi dei corrispettivi percepiti per l’uso dei sistemi di trasmissione o di distribuzione collegati con tale interconnettore; e
f) l’esenzione non deve andare a detrimento della concorrenza o dell’efficace funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica o dell’efficace funzionamento del sistema di regolamentato al quale l’interconnettore è collegato.
2. In casi eccezionali, il paragrafo 1 si applica altresì agli interconnettore per corrente alternata, a condizione che i costi e i rischi degli investimenti in questione siano particolarmente elevati, se paragonati ai costi e ai rischi di norma sostenuti al momento del collegamento di due reti di trasmissione nazionali limitrofe mediante un interconnettore per corrente alternata.
3. Il paragrafo 1 si applica anche in caso di significativi aumenti di capacità di interconnettore esistenti.
4. La decisione riguardante l’esenzione di cui ai paragrafi 1, 2 e 3 è adottata, caso per caso, dalle autorità di regolamentazione degli Stati membri interessati. Un’esenzione può riguardare la totalità o una parte della capacità del nuovo interconnettore e dell’interconnettore esistente che ha subito un significativo aumento di capacità. Entro due mesi dalla data in cui la domanda di esenzione è stata sottoposta all’ultima delle autorità di regolamentazione interessate, l’Agenzia può presentare un parere consultivo a tali autorità di regolamentazione che potrebbe fungere da base per la loro decisione. Nel decidere di concedere un’esenzione si tiene conto, caso per caso, della necessità di imporre condizioni riguardo alla durata della medesima e all’accesso non discriminatorio all’interconnettore. Nel decidere dette condizioni si tiene conto, in particolare, della capacità supplementare da creare o della modifica della capacità esistente, dei tempi del progetto e delle circostanze nazionali. Prima di concedere un’esenzione le autorità di regolamentazione degli Stati membri interessati decidono le regole e i meccanismi di gestione e assegnazione della capacità. Le norme in materia di gestione della congestione includono l’obbligo di offrire sul mercato le capacità non utilizzate e gli utenti dell’infrastruttura godono del diritto a negoziare la capacità contrattuale non utilizzata sul mercato secondario. Nella valutazione dei criteri di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e f), si tiene conto dei risultati della procedura di assegnazione delle capacità. Qualora tutte le autorità di regolamentazione interessate abbiano raggiunto un accordo sulla decisione di esenzione entro sei mesi, informano l’Agenzia di tale decisione. La decisione di esenzione, incluse le condizioni di cui al secondo comma del presente paragrafo, è debitamente motivata e pubblicata.
5. La decisione di cui al paragrafo 4 è assunta dall’Agenzia:
a) qualora tutte le autorità di regolamentazione interessate non siano riuscite a raggiungere un accordo entro sei mesi dalla data in cui è stata presentata una domanda di esenzione dinanzi all’ultima di queste autorità di regolamentazione; ovvero
b) dietro richiesta congiunta delle autorità di regolamentazione interessate.
Prima di adottare tale decisione, l’Agenzia consulta le autorità di regolamentazione interessate e i richiedenti.
6. Nonostante i paragrafi 4 e 5, gli Stati membri possono disporre che l’autorità di regolamentazione o l’Agenzia, a seconda dei casi, trasmettano all’organo pertinente nello Stato membro in questione, ai fini dell’adozione di una decisione formale, il suo parere sulla domanda di esenzione. Il parere è pubblicato contestualmente alla decisione.
7. Una copia di ogni domanda di esenzione è trasmessa, per conoscenza, dalle autorità di regolamentazione all’Agenzia ed alla Commissione senza indugio dopo la ricezione. La decisione è notificata tempestivamente alla Commissione dalle autorità di regolamentazione interessate o dall’Agenzia (organi di notificazione), unitamente a tutte le informazioni pertinenti alla decisione. Tali informazioni possono essere comunicate alla Commissione in forma aggregata per permetterle di giungere ad una decisione debitamente motivata. In particolare, le informazioni riguardano:
a) le ragioni particolareggiate in base alle quali è stata concessa o rifiutata l’esenzione, incluse le informazioni di ordine finanziario che giustificano la necessità della stessa;
b) l’analisi dell’effetto sulla concorrenza e sull’efficace funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica risultante dalla concessione dell’esenzione;
c) la motivazione della durata e della quota della capacità totale dell’interconnettore in questione per cui è concessa l’esenzione; e
d) l’esito della consultazione con le autorità di regolamentazione interessate.
8. Entro un termine di due mesi dal giorno successivo a quello di ricezione di una notifica ai sensi del paragrafo 7, la Commissione può adottare una decisione che impone agli organi di notificazione di modificare o annullare la decisione di concedere un’esenzione. Tale periodo di due mesi può essere prorogato di un termine aggiuntivo di due mesi, ove la Commissione richieda ulteriori informazioni. Tale termine aggiuntivo inizia a decorrere dal giorno successivo a quello in cui pervengono informazioni complete. Il termine iniziale di due mesi può altresì essere prorogato con il consenso della Commissione e degli organi di notificazione. La notifica si considera ritirata se le informazioni chieste non sono fornite entro il termine stabilito nella domanda, a meno che, prima della scadenza, tale termine non sia stato prorogato con il consenso della Commissione e degli organi di notificazione, ovvero gli organi di notificazione non abbiano informato la Commissione, con una comunicazione debitamente motivata, di considerare completa la notifica. Gli organi di notificazione si conformano ad una decisione della Commissione che richiede la modifica o l’annullamento della decisione di esenzione entro un mese dalla data di adozione e ne informano la Commissione. La Commissione assicura la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili. L’approvazione di una decisione di esenzione da parte della Commissione perde effetto due anni dopo la sua adozione se la costruzione dell’interconnettore non è ancora cominciata, e cinque anni dopo la sua adozione se l’interconnettore non è ancora operativo, a meno che la Commissione decida che un ritardo sia dovuto a gravi ostacoli che esulano dal controllo della persona beneficiaria dell’esenzione.
9. La Commissione può adottare orientamenti per l’applicazione delle condizioni di cui al paragrafo 1 del presente articolo e per definire la procedura da seguire per l’applicazione dei paragrafi 4, 7 e 8, del presente articolo. Tali misure, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, sono adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 23, paragrafo 2.
Art. 18 Orientamenti
1. All’occorrenza, gli orientamenti relativi al meccanismo di compensazione tra gestori dei sistemi di trasmissione precisano, nel rispetto dei principi definiti agli articoli 13 e 14:
a) modalità della procedura di determinazione dei gestori del sistema di trasmissione tenuti a versare compensazioni per flussi transfrontalieri, anche per quanto riguarda la ripartizione tra i gestori dei sistemi di trasmissione nazionali dai quali hanno origine i flussi transfrontalieri e i gestori dei sistemi dove tali flussi terminano, a norma dell’articolo 13, paragrafo 2;
b) modalità della procedura di pagamento da seguire, compresa la determinazione del primo intervallo di tempo per il quale vanno versate compensazioni, a norma dell’articolo 13, paragrafo 3, secondo comma;
c) metodologie dettagliate volte a determinare i flussi transfrontalieri vettoriati per i quali è versata una compensazione a norma dell’articolo 13, in termini sia di quantità che di tipo dei flussi, e designazione del volume di detti flussi che hanno origine e/o terminano nei sistemi di trasmissione dei singoli Stati membri, a norma dell’articolo 13, paragrafo 5;
d) metodologia dettagliata volta a determinare i costi e i benefici derivanti dal vettoriamento dei flussi transfrontalieri, a norma dell’articolo 13, paragrafo 6;
e) trattamento dettagliato nel contesto del meccanismo di compensazione tra gestori del sistema di trasmissione dei flussi di energia elettrica che hanno origine o terminano in paesi non appartenenti allo Spazio economico europeo; e
f) partecipazione di sistemi nazionali che sono interconnessi mediante linee in corrente continua, a norma dell’articolo 13.
2. Gli orientamenti possono altresì fissare adeguate norme volte ad una progressiva armonizzazione dei principi alla base della determinazione dei corrispettivi applicati ai produttori e ai consumatori (carico) nell’ambito dei sistemi tariffari nazionali, tenendo anche conto della necessità di rispecchiare il meccanismo di compensazione tra gestori di sistemi di trasmissione dei flussi di energia elettrica nei corrispettivi delle reti nazionali e di fornire segnali differenziati per località appropriati ed efficaci, secondo i principi di cui all’articolo 14. Gli orientamenti prevedono appropriati ed efficaci segnali differenziati per località armonizzati a livello comunitario. Qualsiasi armonizzazione al riguardo non impedisce agli Stati membri di applicare meccanismi atti ad assicurare che i corrispettivi di accesso alla rete corrisposti dai consumatori (carico) siano comparabili su tutto il loro territorio.
3. Ove opportuno, gli orientamenti riguardanti il livello minimo di armonizzazione necessario per conseguire l’obiettivo stabilito dal presente regolamento specificano anche quanto segue:
a) i dettagli sulla comunicazione di informazioni, conformemente ai principi stabiliti all’articolo 15;
b) i dettagli delle norme in materia di scambi di energia elettrica;
c) i dettagli delle norme sugli incentivi agli investimenti per la capacità degli interconnettori, compresi i segnali differenziati per località;
d) i dettagli sui settori di cui all’articolo 8, paragrafo 6.
A tal fine la Commissione consulta l’Agenzia e la REGST dell’energia elettrica.
4. Gli orientamenti in materia di gestione e assegnazione della capacità disponibile di trasmissione sulle linee di interconnessione tra sistemi nazionali sono riportati nell’allegato I.
4 bis.
La Commissione può adottare orientamenti sull'attuazione del coordinamento operativo tra i gestori dei sistemi di trasmissione a livello di Unione. Tali orientamenti sono coerenti con i codici di rete di cui all'articolo 6 del presente regolamento e si basano su di essi e si basano sulle specifiche adottate e sul parere dell'Agenzia di cui all'articolo 8, paragrafo 3, lettera a), del presente regolamento. Nell'adottare tali orientamenti la Commissione tiene conto dei diversi requisiti operativi regionali e nazionali.
Tali orientamenti sono adottati secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 23, paragrafo 3.
5. La Commissione può adottare orientamenti relativi ai punti elencati nei paragrafi 1, 2 e 3, del presente articolo. Essa può modificare gli orientamenti di cui al paragrafo 4 del presente articolo, nel rispetto dei principi definiti agli articoli 15 e 16, in particolare per aggiungere orientamenti dettagliati su tutte le metodologie di assegnazione di capacità applicate nella pratica e fare in modo che i meccanismi di gestione della congestione evolvano in modo compatibile con gli obiettivi del mercato interno. Ove occorra, all’atto delle modificazioni sono stabilite regole comuni in materia di norme minime di sicurezza e operative per l’uso e l’esercizio della rete, come prescritto dall’articolo 15, paragrafo 2. Tali misure, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, sono adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 23, paragrafo 2. Nell’adottare o nel modificare gli orientamenti, la Commissione:
a) provvede a che gli orientamenti prevedano il livello minimo di armonizzazione necessaria per conseguire gli obiettivi del presente regolamento e non vadano al di là di quanto a tal fine necessario; e
b) indica le azioni da essa intraprese riguardo alla conformità delle norme dei paesi terzi, che fanno parte del sistema elettrico comunitario, agli orientamenti in questione.
Nell’adottare per la prima volta orientamenti ai sensi del presente articolo, la Commissione provvede a che essi contemplino, in un unico progetto di misure, almeno gli elementi di cui al paragrafo 1, lettere a) e d), e al paragrafo 2.
Art. 19 Autorità di regolamentazione
Nell’esercizio delle loro competenze le autorità di regolamentazione assicurano il rispetto del presente regolamento e degli orientamenti adottati in forza dell’articolo 18. Se necessario per realizzare gli obiettivi del presente regolamento, le autorità di regolamentazione cooperano tra loro, con la Commissione e con l’Agenzia conformemente al capitolo IX della direttiva 2009/72/CE.