Regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio del 5 giugno 2019 sul mercato interno dell'energia elettrica (rifusione) (Testo rilevante ai fini del SEE)
Testo in vigore al
Art. 9 Mercati a termine
1. A norma del regolamento (UE) 2016/1719, i gestori dei sistemi di trasmissione rilasciano diritti di trasmissione a lungo termine o dispongono misure equivalenti per permettere ai partecipanti al mercato, inclusi i proprietari di impianti di generazione che impiegano energia rinnovabile, di coprire i rischi di fluttuazione dei prezzi, a meno che una valutazione del mercato a termine sui confini tra le zone di offerta effettuata dalle autorità di regolazione competenti dimostri sufficienti opportunità di copertura nelle zone di offerta interessate.
2. I diritti di trasmissione a lungo termine sono allocati, a cadenza regolare, in modo trasparente, basato sul mercato e non discriminatorio grazie a una piattaforma unica di allocazione. La frequenza di allocazione e le scadenze della capacità interzonale a lungo termine favoriscono il funzionamento efficiente dei mercati a termine dell’Unione.
3. L’assetto dei mercati a termine dell’Unione comprende gli strumenti necessari per migliorare la capacità dei partecipanti al mercato di coprire i rischi di fluttuazione dei prezzi nel mercato interno dell’energia elettrica.
4. Entro il 17 gennaio 2026 la Commissione, previa consultazione delle parti interessate, procede a una valutazione dell’impatto di eventuali misure volte a conseguire l’obiettivo di cui al paragrafo 3. Tale valutazione d’impatto riguarda, tra l’altro:
a) eventuali modifiche della frequenza di allocazione dei diritti di trasmissione a lungo termine;
b) eventuali modifiche delle scadenze dei diritti di trasmissione a lungo termine, in particolare le scadenze prorogate fino ad almeno tre anni;
c) eventuali modifiche della natura dei diritti di trasmissione a lungo termine;
d) modalità per rafforzare il mercato secondario; e
e) l’eventuale introduzione di hub virtuali regionali per il mercato a termine.
5. Per quanto riguarda gli hub virtuali regionali per i mercati a termine, la valutazione d’impatto effettuata a norma del paragrafo 4 riguarda quanto segue:
a) l’ambito geografico adeguato degli hub virtuali regionali, comprese le zone di offerta che costituirebbero tali hub e le situazioni specifiche delle zone di offerta appartenenti a due o più hub virtuali, al fine di massimizzare la correlazione tra i prezzi di riferimento e i prezzi delle zone di offerta che costituiscono hub virtuali regionali;
b) il livello di interconnettività elettrica degli Stati membri, in particolare degli Stati membri al di sotto degli obiettivi di interconnessione elettrica per il 2020 e il 2030 di cui all’articolo 4, lettera d), punto 1, del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio4;
c) la metodologia per il calcolo dei prezzi di riferimento negli hub virtuali regionali per i mercati a termine, al fine di massimizzare la correlazione tra i prezzi di riferimento e i prezzi delle zone di offerta che costituiscono un hub virtuale regionale;
d) la possibilità che le zone di offerta facciano parte di più hub virtuali regionali;
e) i modi per massimizzare le opportunità commerciali per i prodotti di copertura, indicando gli hub virtuali regionali per i mercati a termine, come pure per i diritti di trasmissione a lungo termine dalle zone di offerta agli hub virtuali regionali;
f) i modi per garantire che la piattaforma unica di allocazione di cui al paragrafo 2 offra l’allocazione e faciliti lo scambio di diritti di trasmissione a lungo termine;
g) le implicazioni degli accordi intergovernativi preesistenti e dei diritti a norma degli stessi.
6. Sulla base dell’esito della valutazione d’impatto di cui al paragrafo 4 del presente articolo, la Commissione adotta, entro il 17 luglio 2026, un atto di esecuzione per specificare ulteriormente le misure e gli strumenti volti a conseguire gli obiettivi di cui al paragrafo 3 del presente articolo e le caratteristiche precise di tali misure e strumenti. Tale atto di esecuzione è adottato secondo la procedura d’esame di cui all’articolo 67, paragrafo 2.
7. La piattaforma unica di allocazione istituita a norma del regolamento (UE) 2016/1719 opera in qualità di soggetto che offre l’allocazione e agevola lo scambio di diritti di trasmissione a lungo termine per conto dei gestori dei sistemi di trasmissione. La piattaforma presenta la forma giuridica di cui all’allegato II della direttiva (UE) 2017/1132 del Parlamento europeo e del Consiglio5.
8. L’autorità di regolazione competente che ritiene che non vi siano sufficienti opportunità di copertura per i partecipanti al mercato, previa consultazione delle autorità competenti designate a norma dell’articolo 67 della direttiva 2014/65/UE del Parlamento europeo e del Consiglio6 nel caso in cui i mercati a termine riguardino strumenti finanziari quali definiti all’articolo 4, paragrafo 1, punto 15), di tale direttiva, può imporre alle borse dell’energia o ai gestori dei sistemi di trasmissione di attuare misure supplementari, quali attività di market making, per migliorare la liquidità del mercato a termine.
9. Nel rispetto del diritto dell’Unione sulla concorrenza, dei regolamenti (UE) n. 648/20127 e (UE) n. 600/20148 del Parlamento europeo e del Consiglio e della direttiva 2014/65/UE, i gestori dei mercati possono sviluppare prodotti di copertura a termine, compresi prodotti di copertura a termine sul lungo periodo, in modo da offrire ai partecipanti al mercato, inclusi i proprietari di impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili, adeguate possibilità di copertura dei rischi finanziari contro la fluttuazione dei prezzi. Gli Stati membri non richiedono che le suddette attività di copertura siano limitate agli scambi all’interno di uno Stato membro o di una zona di offerta.
Art. 10 Limiti tecnici di offerta
1. Il prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica non ha un limite massimo né un limite minimo. La presente disposizione si applica, tra l'altro, alle offerte e compensazioni in tutti gli orizzonti temporali e include i prezzi dell'energia di bilanciamento e i prezzi di sbilanciamento, fatti salvi i limiti tecnici di prezzo applicabili negli orizzonti temporali di bilanciamento e negli orizzonti temporali del giorno prima e infragiornaliero a norma del paragrafo 2.
2. I NEMO possono applicare limiti armonizzati sui prezzi di bilanciamento massimi e minimi per gli orizzonti temporali del giorno prima e infragiornaliero. Tali limiti sono sufficientemente elevati da non limitare inutilmente gli scambi, sono armonizzati per il mercato interno e tengono conto del valore massimo del carico perso. I NEMO attuano un meccanismo trasparente che adegua automaticamente a tempo debito i limiti tecnici di offerta nel caso in cui si preveda che i limiti prestabiliti siano raggiunti. I limiti più alti risultati dall'adeguamento rimangono applicabili fino a che siano necessari ulteriori aumenti conformemente a detto meccanismo.
3. I gestori dei sistemi di trasmissione non adottano misure volte a modificare i prezzi all'ingrosso.
4. Le autorità di regolazione o le altre autorità competenti eventualmente designate dagli Stati membri a tal fine individuano le politiche e le misure applicate nel loro territorio che potrebbero concorrere a limitare indirettamente la formazione dei prezzi all'ingrosso, tra le quali la limitazione delle offerte in ordine all'attivazione dell'energia di bilanciamento, i meccanismi di capacità, le misure adottate dai gestori dei sistemi di trasmissione, le misure dirette a contestare l'esito del mercato o a evitare gli abusi di posizioni dominanti e le zone di offerta delineate in modo inefficiente.
5. L'autorità di regolazione o l'autorità competente designata che abbia individuato una politica o misura che potrebbe concorrere a limitare la formazione dei prezzi all'ingrosso adotta tutte le misure del caso per eliminare o, laddove non fosse possibile, attenuare l'impatto di tale politica o misura sui comportamenti d'offerta. Gli Stati membri trasmettono una relazione alla Commissione entro il 5 gennaio 2020 che specifichi le misure e le azioni che hanno adottato o che intendono adottare.
Art. 11 Valore del carico perso
1. Entro il 5 luglio 2020, se necessario per la definizione di uno standard di affidabilità conformemente all'articolo 25, le autorità di regolazione o le altre autorità competenti eventualmente designate dagli Stati membri a tal fine determinano un'unica stima del valore del carico perso sul loro territorio. La stima è resa pubblica. Le autorità di regolazione o altre autorità competenti designate che hanno più di una zona di offerta nel loro territorio possono determinare stime diverse per zona. Nel caso in cui una zona di offerta consista di territori appartenenti a più di uno Stato membro, le autorità di regolazione o altre autorità competenti designate interessate determinano un'unica stima del valore del carico perso per tale zona. Nel determinare la stima unica del valore del carico perso, le autorità di regolazione o altre autorità competenti designate applicano la metodologia di cui all'articolo 23, paragrafo 6.
2. Le autorità di regolazione e le autorità competenti designate aggiornano le stime del valore del carico perso almeno ogni cinque anni o prima, qualora registrino un cambiamento significativo.
Art. 12 Dispacciamento della generazione e della gestione della domanda
1. Il dispacciamento degli impianti di generazione e di gestione della domanda deve essere non discriminatorio, trasparente e, salvo diversamente disposto ai sensi dei paragrafi da 2 a 6, basato sul mercato.
2. Fatti salvi gli articoli 107, 108 e 109 TFUE, gli Stati membri assicurano che, nel dispacciamento degli impianti di generazione dell'energia elettrica, i gestori dei sistemi diano la priorità agli impianti di generazione che utilizzano le fonti energetiche rinnovabili nella misura consentita dal funzionamento sicuro del sistema elettrico nazionale, sulla base di criteri trasparenti e non discriminatori e laddove tali impianti di generazione siano:
a) impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili e abbiano una capacità installata di generazione di energia elettrica inferiore a 400 kW; oppure
b) progetti dimostrativi per tecnologie innovative, soggetti all'approvazione dell'autorità di regolazione, purché tale priorità sia limitata all'arco di tempo e alla misura necessari per conseguire i fini della dimostrazione.
3.
Uno Stato membro può decidere di non applicare il dispacciamento prioritario a impianti di generazione di cui al paragrafo 2, lettera a), la cui messa in funzione avviene almeno sei mesi dopo la decisione ovvero di applicare una capacità minima inferiore a quella di cui al paragrafo 2, lettera a), a condizione che:
a) abbia efficienti mercati infragiornalieri altri mercati all'ingrosso e di bilanciamento e che tali mercati siano pienamente accessibili a tutti i partecipanti al mercato, in conformità del presente regolamento;
b) le norme di ridispacciamento e di gestione della congestione siano trasparenti per tutti i partecipanti al mercato;
c) il contributo nazionale dello Stato membro al raggiungimento dell'obiettivo generale vincolante dell'Unione per la quota di energia da fonti rinnovabili a norma dell'articolo 3, paragrafo 2, della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio18 e dell'articolo 4, lettera a), punto 2), del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio19 sia almeno uguale al corrispondente risultato della formula di cui all'allegato II del regolamento (UE) 2018/1999 e la quota di energia da fonti rinnovabili di uno Stato membro non sia inferiore ai suoi punti di riferimento ai sensi dell'articolo 4, lettera a), punto 2), del regolamento (UE) 2018/1999 o, in alternativa, la quota di energia da fonti rinnovabili dello Stato membro nel consumo finale lordo di energia elettrica sia almeno pari al 50 %;
d) lo Stato membro abbia notificato alla Commissione la deroga prevista illustrando nel dettaglio in che modo sono soddisfatte le condizioni di cui alle lettere a), b) e c); e
e) lo Stato membro abbia pubblicato la deroga prevista, compresa la motivazione dettagliata per la concessione della deroga, tenendo in debito conto la protezione delle informazioni commercialmente sensibili, ove necessario.
Tutte le deroghe evitano modifiche retroattive per gli impianti di generazione che già beneficiano di un dispacciamento prioritario, fatti salvi eventuali accordi su base volontaria tra uno Stato membro e un impianto di generazione.
Fatti salvi gli articoli 107, 108 e 109 TFUE, gli Stati membri possono concedere incentivi agli impianti ammissibili al dispacciamento prioritario affinché rinuncino volontariamente al dispacciamento prioritario.
4. Fatti salvi gli articoli 107, 108 e 109 TFUE, gli Stati membri possono prevedere un dispacciamento prioritario per l'energia elettrica prodotta negli impianti di generazione che impiegano la cogenerazione ad alto rendimento con una capacità installata di generazione inferiore a 400 kW.
5. Per quanto riguarda gli impianti di generazione entrati in funzione dopo il 1o gennaio 2026, il paragrafo 2, lettera a), si applica solo agli impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili e hanno una capacità installata di generazione inferiore a 200 kW.
6. Fatti salvi i contratti conclusi prima del 4 luglio 2019, gli impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili o cogenerazione ad alto rendimento e sono stati commissionati prima del 4 luglio 2019 e, una volta commissionati, erano soggetti al dispacciamento prioritario a norma dell'articolo 15, paragrafo 5, della direttiva 2012/27/UE o all'articolo 16, paragrafo 2, della direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio20 continuano a beneficiare del dispacciamento prioritario. Il dispacciamento prioritario non si applica più a tali impianti di generazione dalla data in cui l'impianto di generazione è soggetto a modifiche significative, il che si ritiene che sia il caso almeno quando è necessario un nuovo contratto di connessione o quando si incrementa la capacità di generazione di tale impianto.
7. Il dispacciamento prioritario non compromette la gestione in sicurezza del sistema elettrico, non serve per giustificare la riduzione delle capacità interzonale al di là di quanto previsto all'articolo 16 e si basa su criteri trasparenti e non discriminatori.
Art. 13 Ridispacciamento
1. Il ridispacciamento della generazione, come anche il ridispacciamento della gestione della domanda, si basa su criteri oggettivi, trasparenti e non discriminatori. È aperto a tutte le tecnologie di generazione, tutto lo stoccaggio di energia e tutta la gestione della domanda, compresi quelli ubicati in altri Stati membri, salvo laddove non sia tecnicamente realizzabile.
2. Le risorse ridispacciate sono selezionate tra gli impianti di generazione, di stoccaggio dell'energia o di gestione della domanda mediante meccanismi di mercato e sono finanziariamente compensate. Le offerte di acquisto di energia di bilanciamento utilizzate per il ridispacciamento non determinano il prezzo dell'energia di bilanciamento.
3. Si può ricorrere al ridispacciamento della generazione, allo stoccaggio dell'energia e alla gestione della domanda non basati sul mercato solo:
a) in mancanza di alternative di mercato;
b) se tutte le risorse disponibili basate sul mercato sono state sfruttate;
c) se il numero degli impianti di generazione, di stoccaggio dell'energia o di gestione della domanda è troppo basso per assicurare una concorrenza effettiva nella zona nella quale sono situati impianti adatti a fornire il servizio; oppure
d) se l'attuale situazione di rete comporta congestione in modo talmente periodico e prevedibile che il ridispacciamento basato sul mercato porterebbe a offerte strategiche periodiche, che causerebbero un aumento del livello di congestione interna, e se lo Stato membro interessato ha adottato un piano d'azione volto ad affrontare tale congestione o garantisce che la capacità minima disponibile per gli scambi interzonali sia conforme all'articolo 16, paragrafo 8.
4.
Almeno una volta all'anno i pertinenti gestori dei sistemi di trasmissione e gestori dei sistemi di distribuzione presentano una relazione alla pertinente autorità di regolazione competente in merito a quanto segue:
a) il livello di sviluppo e di efficacia dei meccanismi di ridispacciamento basati sul mercato per gli impianti di generazione, di stoccaggio dell'energia e di gestione della domanda;
b) le ragioni, i volumi in MWh e i tipi di fonte di generazione soggetti al ridispacciamento;
c) le misure adottate per diminuire la necessità di ridispacciamento a scendere degli impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili o la cogenerazione ad alto rendimento in futuro, compresi investimenti nella digitalizzazione dell'infrastruttura di rete e nei servizi che aumentano la flessibilità.
La pertinente autorità di regolazione trasmette la relazione all'ACER e pubblica una sintesi dei dati di cui alle lettere a), b) e c) del primo comma unitamente alle raccomandazioni di miglioramento, se necessario.
5. Fatti salvi gli obblighi relativi al mantenimento dell'affidabilità e alla sicurezza della rete, basati su criteri trasparenti e non discriminatori stabiliti dalle autorità di regolazione, i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione:
a) assicurano la capacità delle reti di trasmissione e delle reti di distribuzione di trasmettere l'energia elettrica da fonti rinnovabili o da cogenerazione ad alto rendimento con il minimo possibile di ridispacciamento, il che non impedisce di tener conto nella pianificazione della rete di un ridispacciamento in misura limitata laddove l'operatore del sistema di trasmissione o l'operatore del sistema di distribuzione possa dimostrarne in modo trasparente la maggiore efficienza economica e non superi il 5 % dell'energia elettrica prodotta annualmente in impianti che impiegano fonti di energia rinnovabili e sono direttamente connessi alle rispettive reti, fatte salve le diverse disposizioni di uno Stato membro in cui l'energia elettrica proveniente da impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili o cogenerazione ad alto rendimento rappresenti oltre il 50 % del consumo lordo annuale finale di energia elettrica;
b) adottano misure operative adeguate riguardanti le reti e il mercato al fine di ricorrere il meno possibile al ridispacciamento al ribasso dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili o da cogenerazione ad alto rendimento.
c) assicurano che le loro reti siano sufficientemente flessibili in modo tale da poterle gestire.
6. Laddove si ricorra al ridispacciamento a scendere non basato sul mercato, si applicano i seguenti principi:
a) gli impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili sono soggetti al ridispacciamento a scendere solo in mancanza di alternative o se queste comportano costi notevolmente sproporzionati o gravi rischi per la sicurezza della rete;
b) l'energia elettrica generata nell'ambito di un processo di cogenerazione ad alto rendimento è soggetta al ridispacciamento a scendere solo se, a parte il ridispacciamento a scendere degli impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili, non vi sono alternative o se queste comportano costi sproporzionati o gravi rischi per la sicurezza della rete;
c) l'energia elettrica autoprodotta da impianti che impiegano fonti di energia rinnovabili o la cogenerazione ad alto rendimento non immessa nella rete di trasporto o di distribuzione non è ridotta a meno che nessun'altra soluzione permetta di risolvere problemi connessi alla sicurezza delle reti;
d) il ridispacciamento a scendere di cui alle lettere a), b) e c) è debitamente giustificato in modo trasparente. La giustificazione è inserita nella relazione di cui al paragrafo 3.
7. Quando il ridispacciamento non è basato sul mercato, è oggetto di compensazione finanziaria da parte del gestore del sistema che chiede il ridispacciamento all'operatore dell'impianto di generazione ridispacciata, di stoccaggio dell'energia o di gestione della domanda, a eccezione del caso di produttori che accettano un contratto di connessione in cui non è garantita la fornitura fissa di energia. La compensazione finanziaria è almeno equivalente al valore più alto dei seguenti elementi o alla loro combinazione, se l'applicazione solo del più alto comporterebbe una compensazione ingiustificatamente bassa o ingiustificatamente elevata:
a) costi di gestione supplementari causati dal ridispacciamento, quali costi supplementari del combustibile in caso di ridispacciamento a salire o della fornitura di calore di riserva in caso di ridispacciamento a scendere degli impianti di generazione che impiegano la cogenerazione ad alto rendimento;
b) le entrate nette derivanti dalla vendita dell'energia elettrica sul mercato del giorno prima che l'impianto di generazione, di stoccaggio dell'energia o di gestione della domanda avrebbe creato senza la richiesta di ridispacciamento; se agli impianti di generazione, di stoccaggio dell'energia o di gestione della domanda è concesso un sostegno finanziario in base al volume di energia elettrica generata o consumata, il sostegno finanziario che sarebbe stato ricevuto senza la richiesta di ridispacciamento è considerato parte delle entrate nette.
Capo III. Accesso alle reti e gestione della congestione
Sezione 1. Allocazione della capacità
Art. 14 Riesame delle zone di offerta
1. Gli Stati membri adottano tutte le misure appropriate per affrontare le congestioni. I confini tra le zone di offerta sono tracciati in base alle congestioni strutturali a lungo termine nella rete di trasmissione. Le zone di offerta non contengono tali congestioni strutturali a meno che non abbiano alcun impatto sulle zone di offerta adiacenti o, in quanto esenzione temporanea, il loro impatto sulle zone di offerta adiacenti sia attenuato dall'uso di contromisure e tali congestioni strutturali non portino a riduzioni della capacità interzonale di scambio conformemente ai requisiti di cui all'articolo 16. Le zone di offerta nell'Unione sono configurate in modo da ottimizzare l'efficienza economica e al fine di massimizzare le opportunità commerciali interzonali in conformità dell'articolo 16, preservando nel contempo la sicurezza dell'approvvigionamento.
2. Ogni tre anni, l'ENTSO per l'energia elettrica riferisce in merito alle congestioni strutturali e alle altre congestioni fisiche importanti tra le zone di offerta e al loro interno, comprese l'ubicazione e la frequenza di tali congestioni, in linea con gli orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009. Tale relazione valuta se la capacità di scambi interzonali abbia raggiunto la traiettoria lineare ai sensi dell'articolo 15 o la capacità minima a norma dell'articolo 16 del presente regolamento.
3. Ai fini della configurazione ottimale delle zone di offerta si procede a un riesame delle suddette. Il riesame individua tutte le congestioni strutturali e comprende un'analisi coordinata delle diverse configurazioni delle zone di offerta cui partecipano le parti interessate coinvolte di tutti i pertinenti Stati membri secondo gli orientamenti in materia di assegnazione di capacità e di gestione delle congestioni adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009. Le attuali zone di offerta sono valutate sulla base della loro capacità di creare un contesto di mercato affidabile, compresa una flessibilità in termini di generazione e capacità di carico, essenziale per evitare le strozzature nella rete, equilibrare la domanda e l'offerta di energia elettrica e garantire la sicurezza a lungo termine degli investimenti nelle infrastrutture di rete.
4. Ai fini del presente articolo e dell'articolo 15 del presente regolamento, gli Stati membri, i gestori dei sistemi di trasmissione o le autorità di regolazione pertinenti sono gli Stati membri, i gestori dei sistemi di trasmissione o le autorità di regolazione che partecipano al riesame della configurazione delle zone di offerta, come pure quelli che si trovano nella stessa regione di calcolo delle capacità a norma degli orientamenti in materia di assegnazione di capacità e di gestione delle congestioni adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009.
5. Entro il 5 ottobre 2019 tutti i gestori di sistemi di trasmissione interessati presentano per approvazione alle competenti autorità di regolazione una proposta relativa alla metodologia e alle ipotesi che devono essere impiegate nel processo di riesame della zona di offerta e le configurazioni alternative della zona di offerta che devono essere considerate. Le competenti autorità di regolazione adottano una decisione unanime sulla proposta entro tre mesi dalla presentazione della proposta. Laddove le autorità di regolazione non riescano a raggiungere un accordo unanime sulla proposta entro tale termine, l'ACER decide entro un periodo di ulteriori tre mesi in merito alla metodologia e alle ipotesi e alle configurazioni alternative della zona di offerta da considerare. La metodologia si basa sulle congestioni strutturali che non si prevede siano superate entro i successivi tre anni, tenendo debitamente conto dei progressi concreti in materia di progetti di sviluppo delle infrastrutture che dovrebbero essere realizzati entro i successivi tre anni.
6. Sulla base della metodologia e delle ipotesi approvate a norma del paragrafo 5, i gestori dei sistemi di trasmissione che partecipano al riesame delle zone di offerta presentano agli Stati membri interessati o alle loro autorità competenti designate una proposta congiunta sull'eventualità di mantenere o modificare la configurazione delle zone di offerta al più tardi 12 mesi dopo l'approvazione della metodologia a norma del paragrafo 5. Altri Stati membri, le parti contraenti della Comunità dell'energia o altri paesi terzi che condividono la stessa area sincrona con qualunque Stato membro pertinente possono presentare osservazioni.
7. Qualora una congestione strutturale sia stata identificata nella relazione a norma del presente articolo, paragrafo 2, o nel riesame delle zone di offerta a norma del presente articolo, o da uno o più gestori dei sistemi di trasmissione all'interno della loro zona di controllo in una relazione approvata dall'autorità di regolazione competente, entro sei mesi dal ricevimento della relazione lo Stato membro con congestione strutturale identificata, in cooperazione con i suoi gestori dei sistemi di trasmissione, decide di istituire piani d'azione nazionali o multinazionali a norma dell'articolo 15 oppure di riesaminare e modificare la sua configurazione delle zone di offerta. Tali decisioni sono immediatamente notificate alla Commissione e all'ACER.
8. Per gli Stati membri che hanno optato per la modifica della configurazione delle zone di offerta ai sensi del paragrafo 7, gli Stati membri pertinenti pervengono a una decisione unanime entro sei mesi dalla notifica di cui al paragrafo 7. Altri Stati membri possono formulare osservazioni agli Stati membri pertinenti, i quali dovrebbero tenere conto di tali osservazioni nel pervenire a una decisione. La decisione deve essere motivata ed è notificata alla Commissione e all'ACER. Se non riescono a pervenire a una decisione unanime entro il termine di sei mesi, i pertinenti Stati membri lo comunicano immediatamente alla Commissione. Quale misura di ultima istanza, previa consultazione dell'ACER, la Commissione adotta la decisione di mantenere o modificare la configurazione delle zone di offerta negli Stati membri e tra tali Stati membri entro sei mesi dal ricevimento della suddetta comunicazione.
9. Gli Stati membri e la Commissione consultano le parti interessate prima di adottare decisioni a norma del presente articolo.
10. Ogni decisione adottata ai sensi del presente articolo specifica la data di applicazione delle modifiche. La data di applicazione coniuga l'esigenza di rapidità con considerazioni pratiche, tra cui la contrattazione a termine dell'energia elettrica. La decisione può stabilire opportune disposizioni transitorie.
11. Se sono avviati riesami ulteriori delle zone di offerta a norma degli orientamenti in materia di allocazione di capacità e di gestione delle congestioni adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009, si applica il presente articolo.
Art. 15 Piani d'azione
1. In seguito all'adozione di una decisione a norma dell'articolo 14, paragrafo 7, lo Stato membro con congestione strutturale identificata sviluppa un piano d'azione in cooperazione con la propria autorità di regolazione. Tale piano d'azione contiene un calendario concreto per l'adozione di misure volte a ridurre le congestioni strutturali individuate entro 4 anni dall'adozione della decisione ai sensi dell'articolo 14, paragrafo 7.
2.
Indipendentemente dai progressi concreti del piano d'azione, gli Stati membri garantiscono che, fatti salvi le deroghe concesse ai sensi dell'articolo 16, paragrafo 9, o gli scostamenti di cui all'articolo 16, paragrafo 3, la capacità commerciale interzonale aumenti su base annua fino al raggiungimento delle capacità minima di cui all'articolo 16, paragrafo 8. Tale capacità minima deve essere raggiunta entro il 31 dicembre 2025.
Tali aumenti annui sono conseguiti mediante una traiettoria lineare. Il punto di inizio di tale traiettoria è dato dal valore più elevato tra la capacità allocata alla frontiera o su un elemento critico della rete nell'anno precedente l'adozione del piano d'azione e la capacità media dei tre anni precedenti l'adozione del piano d'azione. Nel periodo di attuazione dei loro piani d'azione, gli Stati membri garantiscono che la capacità messa a disposizione degli scambi interzonali conformemente all''articolo 16, paragrafo 8, sia almeno equivalente ai valori della traiettoria lineare, anche mediante l'uso di contromisure nella regione di calcolo delle capacità.
3. Il costo delle contromisure necessarie per raggiungere la traiettoria lineare di cui al paragrafo 2 o mettere a disposizione la capacità interzonale ai confini interessati dal piano d'azione è a carico dello Stato membro o degli Stati membri che attuano il piano d'azione.
4. Su base annuale, durante l'attuazione del piano d'azione ed entro sei mesi dalla sua scadenza, i gestori dei sistemi di trasmissione interessati valutano per i 12 mesi precedenti se la capacità transfrontaliera disponibile abbia raggiunto la traiettoria lineare o, dal 1o gennaio 2026, se sono state conseguite le capacità minime di cui all'articolo 16, paragrafo 8. Essi trasmettono la loro valutazione all'ACER e alle autorità di regolazione pertinenti. Prima di elaborare la relazione, ciascun gestore dei sistemi di trasmissione invia il proprio contributo alla relazione, inclusi tutti i dati pertinenti, alla propria autorità di regolazione per approvazione.
5.
Per gli Stati membri per i quali le valutazioni di cui al paragrafo 4 dimostrano che un gestore del sistema di trasmissione non ha rispettato la traiettoria lineare, i pertinenti Stati membri decidono all'unanimità, entro 6 mesi dal ricevimento della relazione di valutazione di cui al paragrafo 4, se modificare o mantenere la configurazione delle zone di offerta all'interno e tra tali Stati membri. Nella decisione, i pertinenti Stati membri dovrebbero tenere conto di eventuali osservazioni presentate dai altri Stati membri. La decisione degli Stati membri pertinenti deve essere motivata ed è notificata alla Commissione e all'ACER.
I pertinenti Stati membri comunicano immediatamente alla Commissione se non riescono a pervenire a una decisione unanime entro il termine previsto. Entro sei mesi dal ricevimento della suddetta comunicazione, quale misura di ultima istanza e previa consultazione dell'ACER e delle parti interessate la Commissione adotta la decisione di modificare o mantenere la configurazione delle zone di offerta negli Stati membri e tra tali Stati membri.
6. Sei mesi prima della scadenza del piano d'azione, lo Stato membro con congestione strutturale identificata decide se affrontare la congestione rimanente modificando la sua zona di offerta o se affrontare la congestione rimanente con contromisure di cui copre le spese.
7.
Qualora non sia stato definito alcun piano d'azione entro sei mesi dall'individuazione di una congestione strutturale conformemente all'articolo 14, paragrafo 7, i pertinenti gestori dei sistemi di trasmissione valutano, entro dodici mesi dall'individuazione di tale congestione strutturale, se la capacità transfrontaliera disponibile abbia raggiunto le capacità minime di cui all'articolo 16, paragrafo 8, nei dodici mesi precedenti e presentano una relazione di valutazione alle autorità di regolazione pertinenti e all'ACER.
Prima di elaborare la relazione, ciascun gestore dei sistemi di trasmissione invia il proprio contributo alla relazione, inclusi tutti i dati pertinenti, alla propria autorità di regolazione per approvazione. Per gli Stati membri per i quali la valutazione dimostra che un gestore dei sistemi di trasmissione non ha rispettato la capacità minima, si applica il processo decisionale di cui al paragrafo 5 del presente articolo.
Art. 16 Principi generali di allocazione della capacità e 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 dei sistemi di trasmissione. I problemi di congestione della rete sono risolti con metodi non connessi alle transazioni, vale a dire metodi che non comportano una selezione tra i contratti di singoli soggetti partecipanti al mercato. Nell'adottare misure operative per assicurare il permanere dello stato normale del sistema, il gestore del sistema di trasmissione tiene conto dell'effetto di tali misure sulle zone di controllo limitrofe e le coordina con altri gestori dei sistemi di trasmissione interessati a norma del regolamento (UE) 2015/1222.
2. Le procedure di riduzione 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 riduzione.
3.
I centri di coordinamento regionali di coordinamento eseguono il calcolo coordinato della capacità in conformità del presente articolo, paragrafi 4 e 8, come previsto all'articolo 37, paragrafo 1, lettera a), e all'articolo 42, paragrafo 1.
I centri di coordinamento regionali calcolano le capacità interzonali rispettando i limiti di sicurezza operativa e utilizzando i dati per i gestori dei sistemi di trasmissione, inclusi dati sulla disponibilità tecnica di contromisure, ma non la riduzione del carico. Qualora i centri di coordinamento regionali giungano alla conclusione che le contromisure disponibili nella regione di calcolo delle capacità o tra le regioni di calcolo delle capacità non siano sufficienti a raggiungere la traiettoria lineare ai sensi dell'articolo 15, paragrafo 2, o la capacità minima di cui al presente articolo, paragrafo 8, rispettando nel contempo i limiti di sicurezza operativa, possono, quale misura di ultima istanza, stabilire azioni coordinate intese a ridurre le capacità interzonali di conseguenza. I gestori dei sistemi di trasmissione possono discostarsi dalle azioni coordinate per quanto riguarda il calcolo coordinato della capacità e le analisi coordinate di sicurezza solo in conformità dell'articolo 42, paragrafo 2.
A decorrere tra tre mesi dopo l'entrata in funzione dei centri regionali di coordinamento ai sensi dell'articolo 35, paragrafo 2, del presente regolamento e ogni tre mesi, i centri di coordinamento regionali trasmettono una relazione alle pertinenti autorità di regolazione e all'ACER in merito alle riduzioni di capacità o agli scostamenti dalle azioni coordinate conformemente al secondo comma e ne valutano gli effetti e formulano raccomandazioni, se necessario, su come evitare tali scostamenti in futuro. Se giunge alla conclusione che le condizioni preliminari per uno scostamento ai sensi del presente paragrafo non sono soddisfatte o che gli scostamenti sono di natura strutturale, l'ACER presenta un parere alle pertinenti autorità di regolazione e alla Commissione. Le autorità di regolazione competenti adottano azioni appropriate nei confronti dei gestori dei sistemi di trasmissione o dei centri di coordinamento regionali a norma degli articoli 59 o 62 della direttiva (UE) 2019/944 se le condizioni preliminari per uno scostamento a norma del presente paragrafo non sono soddisfatte.
Gli scostamenti di natura strutturale sono affrontati i un piano d'azione di cui all'articolo 14, paragrafo 7, o in un aggiornamento di un piano d'azione esistente.
4. Il livello massimo di capacità delle interconnessioni e delle reti di trasmissione interessate dalla capacità transfrontaliera è messo a disposizione dei soggetti partecipanti al mercato che rispettino le norme di sicurezza per il funzionamento della rete. Per sfruttare al massimo le capacità disponibili si ricorre agli scambi compensativi e al ridispacciamento, anche transfrontaliero, per conseguire la capacità minima a norma del paragrafo 8. Si applica una procedura coordinata e non discriminatoria per le contromisure transfrontaliere per consentire tale massimizzazione, in seguito all'applicazione della metodologia per la ripartizione dei costi di ridispacciamento e degli scambi compensativi.
5. Le capacità sono assegnate tramite aste esplicite della capacità o aste implicite che comprendono sia la capacità che l'energia. I due metodi possono coesistere per la stessa interconnessione. Per gli scambi infragiornalieri si ricorre alla contrattazione continua, che può essere integrata da aste.
6. In caso di congestione sono accettate le offerte valide relative alla capacità di rete, implicite o esplicite che presentano il valore più elevato e offrono il valore più elevato per la (scarsa) capacità di trasmissione in un determinato orizzonte temporale. Tranne nel caso di nuove interconnessioni che godono di un'esenzione ai sensi dell'articolo 7 del regolamento (CE) n. 1228/2003, dell'articolo 17 del regolamento (CE) n. 714/2009 o dell'articolo 63 del presente regolamento, è vietata la determinazione dei prezzi di riserva nei metodi di allocazione della capacità.
7. La capacità può essere oggetto di scambio sul mercato secondario, a condizione che il gestore del sistema di trasmissione sia informato con sufficiente anticipo. Se rifiuta uno scambio (transazione) secondario, il gestore del sistema di trasmissione notifica e spiega chiaramente e in modo trasparente questo rifiuto a tutti i partecipanti al mercato e informa l'autorità di regolazione.
8.
I gestori dei sistemi di trasmissione non limitano il volume della capacità di interconnessione che deve essere messa a disposizione dei partecipanti per risolvere un problema di congestione sorto all'interno della loro zona di offerta o come strumento di gestione dei flussi risultanti da transazioni interne alle zone di offerta. Fatta salva l'applicazione delle deroghe di cui ai paragrafi 3 e 9 del presente articolo e l'applicazione dell'articolo 15, paragrafo 2, si considera che il presente paragrafo sia rispettato se sono conseguite i seguenti livelli minimi di capacità disponibile per gli scambi interzonali:
a) per i confini in cui è utilizzato un approccio fondato sulla capacità di trasmissione netta coordinata, la capacità minima corrisponde al 70 % della capacità di trasmissione, rispettando i limiti di sicurezza operativa a seguito della deduzione di eventi imprevisti, come stabilito a norma degli orientamenti in materia di allocazione di capacità e di gestione delle congestioni adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009;
b) per i confini in cui è utilizzato un approccio basato sul flusso, la capacità minima corrisponde a un margine stabilito nella procedura di calcolo della capacità disponibile per i flussi indotti dagli scambi interzonali. Il margine corrisponde al 70 % della capacità, rispettando i limiti di sicurezza operativa degli elementi critici della rete interzonali e interni, tenendo conto di eventi imprevisti, come stabilito a norma degli orientamenti in materia di allocazione di capacità e di gestione delle congestioni adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009.
L'importo totale del 30 % può essere utilizzato per i margini di affidabilità, i flussi di ricircolo e i flussi interni su ciascun elemento critico della rete.
9.
Su richiesta dei gestori dei sistemi di trasmissione in una regione di calcolo delle capacità, le autorità di regolazione competenti possono concedere una deroga al paragrafo 8 per motivi prevedibili, se necessario per mantenere la sicurezza operativa. Tali deroghe, che non riguardano la riduzione di capacità già assegnate a norma del paragrafo 2, sono concesse per non più di un anno alla volta o, a condizione che la portata della deroga diminuisca significativamente dopo il primo anno, fino a un massimo di due anni. La portata di tali deroghe è strettamente limitata a quanto necessario per mantenere la sicurezza operativa e le deroghe devono evitare discriminazioni fra gli scambi interni e interzonali.
Prima di concedere una deroga l'autorità di regolazione competente consulta le autorità di regolazione degli altri Stati membri facenti parte delle regioni interessate dal calcolo della capacità. Se un'autorità di regolazione non è d'accordo con la deroga proposta, l'ACER decide se concederla ai sensi dell'articolo 6, paragrafo 10, lettera a), del regolamento (UE) 2019/942. La giustificazione e i motivi della deroga sono resi pubblici.
Se è concessa una deroga, i gestori del sistema di trasmissione interessati elaborano e pubblicano una metodologia e progetti che offrono una soluzione a lungo termine al problema oggetto della deroga. La deroga si estingue allo scadere del termine relativo oppure una volta applicata la soluzione, se la data di quest'ultima è precedente.
10. I soggetti partecipanti al mercato informano i gestori dei sistemi di trasmissione interessati, entro un termine ragionevole prima del relativo periodo di esercizio di trasmissione, se intendono utilizzare la capacità assegnata. Le capacità assegnate che non sono utilizzate sono riassegnate al mercato in modo aperto, trasparente e non discriminatorio.
11. I gestori dei sistemi 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 rifiutate.
12. Le conseguenze finanziarie di un inadempimento agli obblighi connessi all'allocazione di capacità sono a carico dei gestori dei sistemi di trasmissione o dei NEMO che sono responsabili dell'inadempimento. Quando i soggetti partecipanti al mercato non utilizzano la capacità che si sono impegnati ad utilizzare o, nel caso di capacità oggetto di un'asta esplicita, non procedono a scambi di capacità su un mercato secondario o non ripristinano la capacità a tempo debito, perdono i loro diritti di utilizzo di detta capacità e versano una penale commisurata ai costi. Ogni penale commisurata ai costi imposta in caso di mancata utilizzazione di capacità è giustificata e proporzionata. Se non adempiono i loro obblighi di fornire capacità fissa di trasmissione, i gestori dei sistemi di trasmissione sono tenuti a compensare i soggetti partecipanti al mercato per la perdita dei diritti di utilizzo di capacità. A tal fine le perdite indirette non sono prese in considerazione. I concetti e i metodi principali per determinare le responsabilità in caso di inadempimento degli obblighi sono definiti anticipatamente con riferimento alle conseguenze finanziarie e sottoposti a riesame da parte delle autorità di regolazione competenti.
13.
Nel ripartire i costi delle contromisure tra i gestori dei sistemi di trasmissione, le autorità nazionali di regolazione analizzano in quale misura i flussi risultanti da transazioni interne alle zone di offerta contribuiscono alla congestione tra due zone di offerta e ripartiscono i costi sulla base di tale contributo alla congestione tra i gestori dei sistemi di trasmissione delle zone di offerta responsabili della creazione di tali flussi, fatta eccezione per i costi indotti dai flussi risultanti da transazioni interne alle zone di offerta che sono inferiori al livello da attendersi senza congestioni strutturali in una zona di offerta.
Tale livello è analizzato e definito congiuntamente da tutti i gestori dei sistemi di trasmissione in una regione di calcolo delle capacità per ogni confine tra singole zone di offerta ed è soggetto ad approvazione delle autorità di regolazione nella regione di calcolo della capacità.
Art. 17 Allocazione della capacità interzonale fra diversi orizzonti temporali
1. I gestori dei sistemi di trasmissione ricalcolano la capacità interzonale disponibile almeno dopo gli orari di chiusura dei mercati del giorno prima e infragiornaliero interzonale. I gestori dei sistemi di trasmissione allocano la capacità interzonale disponibile più l'eventuale capacità interzonale residua non allocata in precedenza e l'eventuale capacità interzonale rilasciata dai detentori di diritti fisici di trasmissione delle precedenti allocazioni nel successivo processo di allocazione della capacità interzonale.
2. I gestori dei sistemi di trasmissione propongono una struttura adeguata per l'allocazione della capacità interzonale fra diversi orizzonti temporali, compresi quelli del giorno prima, infragiornaliero e del bilanciamento. Tale struttura di allocazione è soggetta a un riesame da parte delle pertinenti autorità di regolazione. Nell'elaborare le loro proposte, gli operatori dei sistemi di trasmissione tengono conto:
a) delle caratteristiche dei mercati;
b) delle condizioni operative del sistema elettrico, quali le implicazioni di una compensazione dei programmi dichiarati definitivamente;
c) del grado di armonizzazione delle percentuali allocate a diversi orizzonti temporali e degli orizzonti temporali adottati per i diversi meccanismi di allocazione della capacità interzonale già in vigore.
3. La capacità interzonale disponibile dopo l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale è utilizzata dai gestori dei sistemi di trasmissione per lo scambio di energia di bilanciamento o per la gestione del processo di compensazione dello sbilanciamento.
4. Qualora la capacità interzonale sia allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve a norma dell'articolo 6, paragrafo 8, del presente regolamento, i gestori dei sistemi di trasmissione utilizzano le metodologie elaborate negli orientamenti in materia di bilanciamento del sistema elettrico adottati sulla base dell'articolo 6, paragrafo 11, del regolamento (CE) n. 714/2009.
5. I gestori dei sistemi di trasmissione non aumentano il margine operativo di trasmissione calcolato a norma del regolamento (UE) 2015/1222 in base allo scambio della capacità di bilanciamento o della condivisione delle riserve.
Sezione 2. Corrispettivi di rete e rendita di congestione
Art. 18 Corrispettivi di accesso alle reti, utilizzo delle reti e potenziamento
1.
I corrispettivi applicati dai gestori della rete per l'accesso alla rete, compresi i corrispettivi per la connessione alla rete, per l'utilizzo della rete e, ove applicabile, per il potenziamento della rete, sono correlati ai costi, trasparenti, tengono conto della necessità di garantire la sicurezza della rete e la sua flessibilità 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 includono costi non correlati a sostegno di altri obiettivi politici.
Fatti salvi l'articolo 15, paragrafi 1 e 6, della direttiva 2012/27/UE e i criteri di cui all'allegato XI di tale direttiva, il metodo utilizzato per definire i corrispettivi di rete sostiene in modo neutrale l'efficienza globale del sistema nel lungo termine tramite i segnali di prezzo ai clienti e ai produttori ed è applicato in particolare in modo da non operare discriminazioni, positive o negative, tra la produzione connessa a livello di distribuzione e la produzione connessa a livello di trasmissione. I corrispettivi di rete non devono essere discriminatori, né in modo positivo né negativo, nei confronti dello stoccaggio dell'energia o dell'aggregazione né costituire un disincentivo all'autoproduzione, all'autoconsumo o alla partecipazione alla gestione della domanda. Fatto salvo il paragrafo 3 del presente articolo, tali corrispettivi non sono calcolati in funzione della distanza.
2. Le metodologie di tariffazione:
a) riflettono i costi fissi dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione e tengono conto sia delle spese in conto capitale sia delle spese operative per fornire incentivi adeguati ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai gestori dei sistemi di distribuzione, sia a breve che a lungo termine, compresi gli investimenti ex ante, al fine di migliorare l’efficienza, compresa l’efficienza energetica;
b) promuovono l’integrazione del mercato, l’integrazione dell’energia rinnovabile e la sicurezza dell’approvvigionamento;
c) sostengono l’uso di servizi di flessibilità e permettono l’uso di connessioni flessibili;
d) promuovono investimenti efficienti e tempestivi, comprese le soluzioni per ottimizzare la rete esistente;
e) facilitano lo stoccaggio di energia, la gestione della domanda e le attività di ricerca correlate;
f) contribuiscono al conseguimento degli obiettivi stabiliti nei piani nazionali integrati per l’energia e il clima, riducono l’impatto ambientale e promuovono l’accettazione da parte del pubblico; e
g) agevolano l’innovazione nell’interesse del consumatore in settori quali la digitalizzazione, i servizi di flessibilità e l’interconnessione, in particolare per sviluppare le infrastrutture necessarie per raggiungere l’obiettivo minimo di interconnessione elettrica per il 2030 di cui all’articolo 4, lettera d), punto 1, del regolamento (UE) 2018/1999;
3. Se opportuno, il livello delle tariffe applicate ai produttori o ai clienti finali o a entrambi prevede segnali di investimento differenziati per località a livello di Unione, come incentivi attraverso la struttura tariffaria al fine di ridurre i costi del ridispacciamento e del rafforzamento della rete elettrica, e tiene conto dell’entità delle perdite di rete e della congestione causate e dei costi di investimento nell’infrastruttura.
4. 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 dei sistemi di trasmissione;
b) i versamenti effettivi effettuati e percepiti nonché i versamenti attesi per periodi futuri, stimati sulla base dei periodi passati.
5. La fissazione dei corrispettivi di accesso alla rete ai sensi del presente articolo lascia impregiudicati i corrispettivi risultanti dalla gestione della congestione di cui all'articolo 16.
6. Non è previsto un corrispettivo specifico di rete su singole transazioni per scambi interzonali di energia elettrica.
7. Le tariffe di distribuzione sono correlate ai costi tenendo conto dell'utilizzo della rete di distribuzione da parte degli utenti del sistema, che comprendono i clienti attivi. Le tariffe di distribuzione possono contenere elementi connessi alla capacità di connessione alla rete e possono essere differenziate sulla base dei profili di consumo o di generazione di tali utenti. Nei casi in cui gli Stati membri hanno introdotto sistemi di misurazione intelligenti, le autorità di regolazione possono valutare l'introduzione di tariffe di rete orarie, nello stabilire o approvare tariffe di trasmissione e tariffe di distribuzione o le loro metodologie o nell'approvare le metodologie per calcolare tariffe di trasmissione e tariffe di distribuzione in conformità dell'articolo 59 della direttiva (UE) 2019/944 e, se opportuno, possono essere introdotte tariffe di rete orarie per rispecchiare l'utilizzo della rete, in modo trasparente, efficiente sul piano dei costi e prevedibile per il cliente finale.
8. Le metodologie di tariffazione per la trasmissione e la distribuzione forniscono incentivi ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai gestori dei sistemi di distribuzione per una gestione e uno sviluppo delle loro reti il più possibile efficienti sul piano dei costi, anche mediante l’acquisizione di servizi. A tal fine le autorità di regolazione considerano ammissibili i costi pertinenti, ivi compresi quelli legati agli investimenti ex ante, li includono nelle tariffe di trasmissione e distribuzione e, se del caso, introducono obiettivi di prestazione allo scopo di incentivare i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione ad aumentare l’efficienza globale del sistema nelle loro reti, anche mediante l’efficienza energetica, l’uso dei servizi di flessibilità e lo sviluppo di reti intelligenti e sistemi di misurazione intelligenti.
9.
Entro il 5 ottobre 2019 per attenuare il rischio di frammentazione del mercato l'ACER fornisce una relazione sulle migliori pratiche relative alle metodologie di tariffazione per la trasmissione e la distribuzione, tenendo conto al contempo delle specificità nazionali. Tale relazione sulle migliori pratiche riguarda almeno:
a) il rapporto tra le tariffe applicate ai produttori e le tariffe applicate ai clienti finali;
b) i costi da recuperare mediante le tariffe;
c) le tariffe di rete orarie;
d) i segnali differenziati per località;
e) il rapporto tra le tariffe di trasmissione e le tariffe di distribuzione;
f) i metodi, da determinare dopo aver consultato le pertinenti parti interessate, per assicurare la trasparenza nella fissazione delle tariffe e nella loro struttura, compresi gli investimenti ex ante, conformemente ai pertinenti obiettivi energetici dell’Unione e nazionali, e tenendo conto delle zone di accelerazione stabilite a norma della direttiva (UE) 2018/2001;
g) i gruppi di utenti della rete soggetti a tariffe, comprese, ove applicabile, le caratteristiche di tali gruppi, le forme di consumo, ed eventuali esenzioni tariffarie;
h) le perdite nelle reti ad alta, media e bassa tensione.
i) gli incentivi per investimenti efficienti nelle reti, anche per quanto riguarda le risorse che forniscono flessibilità e gli accordi di connessione flessibile.
L'ACER aggiorna la relazione sulle migliori pratiche almeno una volta ogni due anni.
10. Le autorità di regolazione tengono debitamente conto delle migliori pratiche al momento della fissazione o dell'approvazione delle tariffe di trasmissione e delle tariffe di distribuzione o delle relative metodologie a norma dell'articolo 59 della direttiva (UE) 2019/944.
Art. 19 Rendita di congestione
1. Le procedure di gestione della congestione associate a un periodo prestabilito possono generare entrate soltanto se si verifica una congestione in quel determinato periodo, tranne nel caso di nuovi interconnettori che beneficiano di una deroga a norma dell'articolo 63 del presente regolamento, dell'articolo 17 del regolamento (CE) n. 714/2009 o dell'articolo 7 del regolamento (CE) n. 1228/2003. La procedura di ripartizione di tali proventi è oggetto di riesame da parte delle autorità di regolazione e non distorce il processo di allocazione a favore di una parte che chiede capacità o energia né costituisce un disincentivo a ridurre la congestione.
2.
I seguenti obiettivi hanno priorità per quanto riguarda l’allocazione dei proventi derivanti dall’allocazione della capacità interzonale:
a) garantire l’effettiva disponibilità della capacità allocata, inclusa la compensazione di irrevocabilità;
b) mantenere o aumentare le capacità interzonali attraverso l’ottimizzazione dell’uso degli interconnettori esistenti mediante contromisure, ove applicabile, oppure coprire i costi derivanti da investimenti nella rete rilevanti per ridurre la congestione del circuito di interconnessione, oppure
c) compensare i gestori di impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili in una zona di offerta offshore direttamente connessi a due o più zone di offerta qualora l’accesso ai mercati interconnessi sia stato ridotto in modo tale che il gestore dell’impianto offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili non sia in grado di esportare la propria capacità di generazione di energia elettrica verso il mercato e, se del caso, ne risulti una corrispondente diminuzione del prezzo nella zona di offerta offshore a fronte di una situazione senza riduzione di capacità.
La compensazione di cui al primo comma, lettera c), si applica qualora, nei risultati del calcolo della capacità convalidati, uno o più gestori di sistemi di trasmissione non abbiano messo a disposizione la capacità concordata negli accordi di connessione sull’interconnettore o non abbiano messo a disposizione la capacità sugli elementi critici di rete conformemente alle regole di calcolo della capacità stabilite all’articolo 16, paragrafo 8. I gestori dei sistemi di trasmissione responsabili della limitazione di accesso ai mercati interconnessi sono responsabili della compensazione dei gestori di impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Su base annua, tale compensazione non supera la rendita di congestione totale generata sugli interconnettori tra le zone di offerta interessate.
3. Qualora gli obiettivi prioritari di cui al paragrafo 2 siano stati adeguatamente conseguiti, i proventi possono essere utilizzati come rendita, di cui le autorità di regolazione tengono conto in fase di approvazione della metodologia per calcolare le tariffe di rete o stabilire le tariffe di rete o entrambi. I proventi restanti sono collocati su una linea contabile interna distinta, fino al momento in cui possono essere utilizzati ai fini di cui al paragrafo 2.
4.
L'utilizzo dei proventi conformemente al paragrafo 2, lettera a) o b), avviene secondo una metodologia proposta dai gestori dei sistemi di trasmissione, previa consultazione delle autorità di regolazione e delle parti interessate e a seguito dell'approvazione dell'ACER. I gestori dei sistemi di trasmissione presentano la metodologia proposta all'ACER entro il 5 luglio 2020 e l'ACER decide in merito alla metodologia proposta entro sei mesi dal ricevimento della stessa.
L'ACER può richiedere ai gestori dei sistemi di trasmissione di modificare o aggiornare la metodologia di cui al primo comma. L'ACER decide sulla la metodologia modificata o aggiornata entro sei mesi dalla sua presentazione.
La metodologia descrive almeno le condizioni alle quali i proventi possono essere utilizzati ai fini di cui al paragrafo 2, le condizioni alle quali possono essere collocati su una linea contabile interna distinta per un uso futuro a questi fini e per quanto tempo vi possono essere collocati.
5.
I gestori dei sistemi di trasmissione stabiliscono chiaramente in anticipo in che modo sarà utilizzata l'eventuale rendita di congestione e riferiscono alle autorità di regolazione in merito all'utilizzo effettivo di tale rendita. Ogni anno entro il 1o marzo le autorità di regolazione informano l'ACER e pubblicano una relazione che indica:
a) l'importo dei proventi relativi al periodo di 12 mesi che termina il 31 dicembre del precedente anno;
b) il modo in cui tali proventi sono stati utilizzati a norma del paragrafo 2, compresi i progetti specifici per i quali la rendita è stata utilizzata e la rendita collocata su una linea contabile distinta;
c) la rendita che è stata utilizzata nel calcolo delle tariffe di rete; e
d) la verifica che la rendita di cui alla lettera c) è conforme al presente regolamento e alla metodologia elaborata a norma dei paragrafi 3 e 4.
Nei casi in cui parte delle entrate generate dalla congestione sia utilizzata per calcolare le tariffe di rete, la relazione illustra il modo in cui gli operatori dei sistemi di trasmissione hanno soddisfatto gli obiettivi prioritari enunciati al paragrafo 2, ove applicabile.
Capo III bis. Incentivi specifici agli investimenti per conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione dell’unione
Art. 19 bis Accordi di compravendita di energia elettrica
1. Fatta salva la direttiva (UE) 2018/2001 sulla promozione delle fonti rinnovabili, gli Stati membri promuovono il ricorso agli accordi di compravendita di energia elettrica, anche eliminando gli ostacoli ingiustificati e le procedure o gli oneri sproporzionati o discriminatori, al fine di garantire la prevedibilità dei prezzi e conseguire gli obiettivi stabiliti nei rispettivi piani nazionali integrati per l’energia e il clima per quanto riguarda la dimensione «decarbonizzazione» di cui all’articolo 4, lettera a), del regolamento (UE) 2018/1999, anche per quanto riguarda l’energia rinnovabile, preservando nel contempo la competitività e la liquidità dei mercati dell’energia elettrica e gli scambi transfrontalieri.
2. Nell’effettuare il riesame del presente regolamento a norma dell’articolo 69, paragrafo 2, la Commissione valuta, previa consultazione delle pertinenti parti interessate, il potenziale e la sostenibilità di una o più piattaforme di mercato dell’Unione per gli accordi di compravendita di energia elettrica, da utilizzare su base volontaria, comprese l’interazione di tali potenziali piattaforme con altre piattaforme esistenti del mercato dell’energia elettrica e la messa in comune della domanda di accordi di compravendita di energia elettrica mediante aggregazione.
3. Gli Stati membri provvedono, in modo coordinato, a che strumenti come i regimi di garanzia a prezzi di mercato, volti a ridurre i rischi finanziari associati al mancato pagamento da parte degli acquirenti nel quadro degli accordi di compravendita di energia elettrica, siano disponibili e accessibili ai clienti che si trovano ad affrontare ostacoli all’ingresso sul mercato di tali accordi e che non versano in difficoltà finanziarie. Tali strumenti possono comprendere, tra l’altro, regimi di garanzia statali a prezzi di mercato, garanzie private o strumenti che aggregano la domanda di accordi di compravendita di energia elettrica, in conformità del pertinente diritto dell’Unione. A tal fine, gli Stati membri assicurano un coordinamento adeguato, anche con i pertinenti strumenti a livello dell’Unione. Gli Stati membri possono stabilire le categorie di clienti interessate da tali strumenti, applicando criteri non discriminatori nell’ambito delle categorie di clienti e tra di esse.
4. Fatti salvi gli articoli 107 e 108 TFUE, se un regime di garanzia per gli accordi di compravendita di energia elettrica è sostenuto dallo Stato membro, esso comprende disposizioni atte a evitare una riduzione della liquidità sui mercati dell’energia elettrica e non eroga sostegno per l’acquisto di energia generata a partire da combustibili fossili. Gli Stati membri possono decidere di limitare tali regimi di garanzia al sostegno esclusivo dell’acquisto di elettricità da nuova generazione di energia rinnovabile conformemente alle politiche di decarbonizzazione degli Stati membri, in particolare quando il mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili quali definiti all’articolo 2, punto 17), della direttiva (UE) 2018/2001 non è sufficientemente sviluppato.
5. I regimi di sostegno per l’energia elettrica generata da fonti rinnovabili consentono la partecipazione di progetti che riservano una parte dell’energia elettrica alla vendita attraverso un accordo di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili o altri accordi basati sul mercato, a condizione che tale partecipazione non incida negativamente sulla concorrenza nel mercato, in particolare quando le due parti dell’accordo di compravendita di energia elettrica sono controllate dalla stessa entità.
6. Nel concepire i regimi di sostegno di cui al paragrafo 5 gli Stati membri si adoperano per utilizzare criteri di valutazione atti a incentivare gli offerenti ad agevolare l’accesso di clienti che si trovano ad affrontare ostacoli all’ingresso sul mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica, a condizione che ciò non incida negativamente sulla concorrenza nel mercato.
7. Gli accordi di compravendita di energia elettrica specificano la zona di offerta in cui avviene la consegna e la responsabilità di garantire i diritti di trasmissione interzonali in caso di modifica della zona di offerta conformemente all’articolo 14.
8. Gli accordi di compravendita di energia elettrica specificano i termini e le condizioni ai quali i clienti e i produttori possono recedere dagli stessi, quali le commissioni di uscita e i tempi di preavviso eventualmente applicabili, nel rispetto del diritto della concorrenza dell’Unione.
9. Nel definire le misure che incidono direttamente sugli accordi di compravendita di energia elettrica, gli Stati membri rispettano le eventuali legittime aspettative e tengono conto dell’effetto di tali misure sugli accordi di compravendita di energia elettrica esistenti e futuri.
10. Entro il 31 gennaio 2026 e successivamente ogni due anni, la Commissione valuta se nei mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica persistano ostacoli e se tali mercati siano sufficientemente trasparenti. La Commissione può elaborare orientamenti specifici sull’eliminazione degli ostacoli sui mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica, compresi procedure o oneri sproporzionati o discriminatori.
Art. 19 ter Modelli volontari per gli accordi di compravendita di energia elettrica e monitoraggio degli accordi di compravendita di energia elettrica
1. L’ACER pubblica una valutazione annuale sul mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica a livello dell’Unione e degli Stati membri nell’ambito della sua relazione annuale pubblicata a norma dell’articolo 15, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2019/942.
2.
Entro il 17 ottobre 2024, l’ACER valuta, in stretto coordinamento con le pertinenti istituzioni e parti interessate, la necessità di elaborare e pubblicare modelli volontari per gli accordi di compravendita di energia elettrica, adattati alle esigenze delle diverse categorie di controparti.
Qualora dalla valutazione emerga la necessità di elaborare e pubblicare tali modelli volontari per gli accordi di compravendita di energia elettrica, l’ACER, insieme ai NEMO e previa consultazione delle pertinenti parti interessate, elabora modelli che tengono conto di quanto segue:
a) il ricorso a tali contratti modello avviene su base volontaria per le parti contraenti;
b) i contratti modello, tra l’altro:
i) offrono una gamma di durate dei contratti;
ii) forniscono una gamma di formule tariffarie;
iii) tengono conto del profilo di carico dell’acquirente e del profilo di generazione del generatore.
Art. 19 quater Misure a livello dell’Unione per contribuire al conseguimento della quota aggiuntiva di energia da fonti rinnovabili
La Commissione valuta se misure a livello dell’Unione possano contribuire al conseguimento dello sforzo collettivo degli Stati membri pari a una quota aggiuntiva del 2,5 % di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia dell’Unione nel 2030, a norma della direttiva (UE) 2018/2001, a integrazione delle misure nazionali. La Commissione analizza la possibilità di utilizzare il meccanismo unionale di finanziamento per l’energia rinnovabile istituito a norma dell’articolo 33 del regolamento (UE) 2018/1999 per organizzare aste in materia di energia rinnovabile a livello dell’Unione in linea con il pertinente quadro normativo.
Art. 19 quinquies Regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza per gli investimenti
1.
I regimi di sostegno diretto dei prezzi per gli investimenti in nuovi impianti di generazione di energia elettrica a partire dalle fonti elencate al paragrafo 4 assumono la forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti.
Il primo comma si applica ai contratti nell’ambito di regimi di sostegno diretto dei prezzi per gli investimenti in nuova generazione conclusi a decorrere dal 17 luglio 2027, o, nel caso degli impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili connessi a progetti ibridi offshore collegati a due o più zone di offerta, a decorrere dal 17 luglio 2029.
La partecipazione dei partecipanti al mercato ai regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza e a regimi equivalenti con gli stessi effetti è su base volontaria.
2. Tutti i regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza e di regimi equivalenti con gli stessi effetti sono concepiti per:
a) preservare gli incentivi affinché l’impianto di generazione funzioni e partecipi in modo efficiente ai mercati dell’energia elettrica, in particolare per rispecchiare le condizioni di mercato;
b) prevenire qualsiasi effetto distorsivo del regime di sostegno sulle decisioni in materia di funzionamento, dispacciamento e manutenzione dell’impianto di generazione o sul comportamento dell’offerta nei mercati del giorno prima, infragiornaliero, dei servizi ancillari e di bilanciamento;
c) assicurare che il livello della protezione della remunerazione minima e del limite massimo all’eccesso di remunerazione siano allineati al costo del nuovo investimento e ai ricavi di mercato, per garantire la sostenibilità economica a lungo termine dell’impianto di generazione evitando nel contempo una sovracompensazione;
d) evitare indebite distorsioni della concorrenza e del commercio nel mercato interno, in particolare determinando gli importi di remunerazione tramite una procedura di gara competitiva aperta, chiara, trasparente e non discriminatoria. Nei casi in cui non sia possibile condurre una siffatta procedura di gara competitiva, i contratti per differenza o i regimi equivalenti con gli stessi effetti, e i prezzi di esercizio applicabili, sono concepiti in modo da garantire che la distribuzione dei ricavi alle imprese non crei indebite distorsioni della concorrenza e del commercio nel mercato interno;
e) evitare distorsioni della concorrenza e del commercio nel mercato internazionale risultanti dalla distribuzione dei ricavi alle imprese;
f) includere clausole penali applicabili in caso di indebita risoluzione anticipata unilaterale del contratto.
3. Nella valutazione dei contratti bidirezionali per differenza o dei regimi equivalenti con gli stessi effetti a norma degli articoli 107 e 108 TFUE, la Commissione garantisce il rispetto dei principi di concezione di cui al paragrafo 2.
4. Il paragrafo 1 si applica agli investimenti nella nuova generazione di energia elettrica a partire dalle seguenti fonti:
a) energia eolica;
b) energia solare;
c) energia geotermica;
d) energia idroelettrica senza serbatoio;
e) energia nucleare.
5.
Gli eventuali ricavi, o l’equivalente in valore finanziario di tali ricavi, derivanti dai regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza e di regimi equivalenti con gli stessi effetti di cui al paragrafo 1 sono distribuiti ai clienti finali.
Fatto salvo il primo comma, i ricavi, o l’equivalente in valore finanziario di tali ricavi, possono essere utilizzati anche per finanziare i costi dei regimi di sostegno diretto dei prezzi o degli investimenti volti a ridurre i costi dell’energia elettrica per i clienti finali.
La distribuzione dei ricavi ai clienti finali è concepita in modo da mantenere gli incentivi a ridurre il consumo o a spostarlo verso periodi in cui i prezzi dell’energia elettrica sono bassi e da non compromettere la concorrenza tra i fornitori di energia elettrica.
6. In conformità dell’articolo 4, paragrafo 3, terzo comma, della direttiva (UE) 2018/2001, gli Stati membri possono esonerare gli impianti di energia rinnovabile di piccola taglia e i progetti dimostrativi dall’obbligo di cui al paragrafo 1 del presente articolo.
Art. 19 sexies Valutazione delle esigenze di flessibilità
1.
Entro un anno dall’approvazione da parte dell’ACER della metodologia di cui al paragrafo 6 e successivamente ogni due anni, l’autorità di regolazione o un’altra autorità o entità designata da uno Stato membro adotta una relazione sulle esigenze stimate di flessibilità per i successivi 5-10 anni a livello nazionale, vista la necessità di conseguire in modo efficace sotto il profilo dei costi la sicurezza e l’affidabilità dell’approvvigionamento e di decarbonizzare il sistema elettrico, tenendo conto dell’integrazione delle fonti di energia rinnovabili variabili di energia elettrica e dei diversi settori, nonché della natura interconnessa del mercato dell’energia elettrica, compresi gli obiettivi di interconnessione e la flessibilità transfrontaliera potenzialmente disponibile.
La relazione di cui al primo comma:
a) è coerente con la valutazione europea dell’adeguatezza delle risorse e con le valutazioni nazionali dell’adeguatezza delle risorse effettuate a norma degli articoli 23 e 24;
b) si basa sui dati e sulle analisi forniti dai gestori dei sistemi di trasmissione e dai gestori dei sistemi di distribuzione di ciascuno Stato membro a norma del paragrafo 4 utilizzando la metodologia comune di cui al paragrafo 4 e, se debitamente giustificato, su dati e analisi aggiuntivi.
Se lo Stato membro ha designato un gestore del sistema di trasmissione o un’altra entità ai fini dell’adozione della relazione di cui al primo comma, l’autorità di regolazione approva o modifica la relazione.
2. La relazione di cui al paragrafo 1, come minimo:
a) valuta i diversi tipi di esigenze di flessibilità, almeno su base stagionale, giornaliera e oraria, per integrare nel sistema elettrico l’energia elettrica generata da fonti rinnovabili, tra l’altro sulla base di diverse ipotesi relativamente ai prezzi di mercato nonché alla generazione e alla domanda di energia elettrica;
b) prende in considerazione il potenziale che le risorse di flessibilità non fossile, come la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia, comprese l’aggregazione e l’interconnessione, offrono per soddisfare l’esigenza di flessibilità, sia a livello di trasmissione che di distribuzione;
c) valuta gli ostacoli alla flessibilità del mercato e propone pertinenti misure di attenuazione e incentivi, compresa l’eliminazione degli ostacoli normativi e possibili miglioramenti dei mercati e dei servizi o prodotti di gestione del sistema;
d) valuta il contributo della digitalizzazione delle reti di trasmissione e di distribuzione dell’energia elettrica; e
e) tiene conto delle fonti di flessibilità che dovrebbero essere disponibili in altri Stati membri.
3. I gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione di ciascuno Stato membro forniscono all’autorità di regolazione o a un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 i dati e le analisi necessari per la preparazione della relazione di cui al paragrafo 1. Ove debitamente giustificato, l’autorità di regolazione o un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 può chiedere ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai gestori dei sistemi di distribuzione interessati di fornire ulteriori contributi alla relazione, oltre ai requisiti di cui al paragrafo 4. I gestori dei sistemi di trasmissione dell’elettricità o i gestori dei sistemi di distribuzione dell’elettricità interessati insieme con i gestori dei sistemi di gas naturale e con i gestori dei sistemi dell’idrogeno coordinano la raccolta delle informazioni pertinenti, ove necessario, ai fini del presente articolo.
4.
L’ENTSO per l’energia elettrica e l’EU DSO coordinano i lavori dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione per quanto riguarda i dati e le analisi da fornire a norma del paragrafo 3. In particolare:
a) definiscono il tipo e il formato dei dati che i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione devono fornire alle autorità di regolazione o a un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1;
b) mettono a punto una metodologia per l’analisi delle esigenze di flessibilità da parte dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione, tenendo conto come minimo:
i) di tutte le fonti di flessibilità disponibili, in modo efficiente sotto il profilo dei costi nei diversi orizzonti temporali, anche in altri Stati membri;
ii) degli investimenti previsti nell’interconnessione e nella flessibilità a livello di trasmissione e distribuzione; e
iii) della necessità di decarbonizzare il sistema elettrico al fine di conseguire gli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima quali definiti all’articolo 2, punto 11), del regolamento (UE) 2018/1999 e il suo obiettivo di neutralità climatica entro il 2050 stabilito all’articolo 2 del regolamento (UE) 2021/1119, conformemente all’accordo di Parigi adottato nell’ambito della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici12.
La metodologia di cui alla lettera b) del primo comma contiene criteri guida su come valutare la capacità delle diverse fonti di flessibilità di soddisfare le esigenze di flessibilità.
5. L’ENTSO per l’energia elettrica e l’EU DSO cooperano strettamente per il coordinamento dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione in relazione alla fornitura dei dati e delle analisi a norma del paragrafo 4.
6. Entro il 17 aprile 2025, l’ENTSO per l’energia elettrica e l’EU DSO presentano congiuntamente all’ACER una proposta riguardante il tipo e il formato dei dati da presentare a un’autorità di regolazione o a un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 nonché la metodologia per l’analisi delle esigenze di flessibilità di cui al paragrafo 4. Entro tre mesi dal ricevimento della proposta l’ACER l’approva o la modifica. In quest’ultimo caso l’ACER consulta il gruppo di coordinamento per l’energia elettrica, l’ENTSO per l’energia elettrica e l’EU DSO prima di adottare le modifiche. La proposta adottata è pubblicata sul sito web dell’ACER.
7.
L’autorità di regolazione o, se del caso, un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 trasmette alla Commissione e all’ACER le relazioni di cui al paragrafo 1 e le pubblica. Entro 12 mesi dal ricevimento delle relazioni l’ACER pubblica una relazione che le analizza e formula raccomandazioni su questioni di rilevanza transfrontaliera con riferimento alle conclusioni dell’autorità di regolazione o, se del caso, di un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1, comprese raccomandazioni sull’eliminazione degli ostacoli all’ingresso delle risorse di flessibilità non fossile.
Tra le questioni di rilevanza transfrontaliera, l’ACER valuta:
a) come integrare meglio l’analisi delle esigenze di flessibilità di cui al paragrafo 1 del presente articolo con la metodologia per la valutazione europea dell’adeguatezza delle risorse conformemente all’articolo 23 e la metodologia per il piano decennale di sviluppo della rete a livello dell’Unione, garantendo la coerenza tra loro;
b) le esigenze stimate di flessibilità nel sistema elettrico a livello dell’Unione e il suo potenziale economicamente disponibile previsto per i successivi 5-10 anni, tenendo conto delle relazioni nazionali;
c) la potenziale introduzione di ulteriori misure per liberare il potenziale di flessibilità nei mercati dell’energia elettrica e nella gestione del sistema.
I risultati dell’analisi di cui al secondo comma, lettera a) possono essere presi in considerazione in ulteriori revisioni delle metodologie di cui a tale lettera conformemente ai pertinenti atti giuridici dell’Unione.
Il comitato consultivo scientifico europeo sui cambiamenti climatici può, di propria iniziativa, fornire contributi all’ACER su come garantire la conformità con gli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e con l’obiettivo della neutralità climatica entro il 2050.
8. L’ENTSO per l’energia elettrica aggiorna il piano di sviluppo della rete a livello di Unione per includervi i risultati delle relazioni delle esigenze di flessibilità di cui al paragrafo 1. Tali relazioni sono prese in considerazione dai gestori dei sistemi di trasmissione e dai gestori dei sistemi di distribuzione nei rispettivi piani di sviluppo della rete.
Art. 19 septies Obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile
Entro sei mesi dalla presentazione della relazione di cui all’articolo 19 sexies, paragrafo 1, del presente regolamento, ciascuno Stato membro definisce, sulla base di tale relazione, un obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile, compresi i rispettivi contributi specifici della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia a detto obiettivo. Gli Stati membri possono conseguire tale obiettivo realizzando il potenziale individuato della flessibilità non fossile, mediante l’eliminazione degli ostacoli di mercato individuati o mediante i regimi di sostegno alla flessibilità non fossile di cui all’articolo 19 octies del presente regolamento. Di tale obiettivo nazionale indicativo, compresi i rispettivi contributi specifici della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia a detto obiettivo e le misure per conseguirlo, tengono conto gli Stati membri nei rispettivi piani nazionali integrati per l’energia e il clima con riferimento alla dimensione «mercato interno dell’energia», conformemente agli articoli 3, 4 e 7 del regolamento (UE) 2018/1999, e nelle relazioni intermedie nazionali integrate sull’energia e il clima, conformemente all’articolo 17 del medesimo regolamento. Gli Stati membri possono definire obiettivi nazionali indicativi provvisori fino all’adozione della relazione a norma dell’articolo 19 sexies, paragrafo 1, del presente regolamento. A seguito della valutazione effettuata a norma dell’articolo 9 del regolamento (UE) 2018/1999, la Commissione, dopo aver ricevuto l’obiettivo indicativo nazionale definito e comunicato dagli Stati membri conformemente al paragrafo 1 del presente articolo, trasmette al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione di valutazione delle relazioni nazionali. Sulla base delle conclusioni della relazione redatta con le prime informazioni comunicate dagli Stati membri, la Commissione può elaborare una strategia dell’Unione in materia di flessibilità, incentrata in particolare sulla gestione della domanda e sullo stoccaggio di energia per facilitare la loro diffusione, che sia coerente con gli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e all’obiettivo della neutralità climatica entro il 2050. Tale strategia dell’Unione in materia di flessibilità può essere accompagnata, se del caso, da una proposta legislativa.
Art. 19 octies Regimi di sostegno alla flessibilità non fossile
1. Qualora gli investimenti nella flessibilità non fossile siano insufficienti a conseguire l’obiettivo nazionale indicativo o, se del caso, gli obiettivi nazionali indicativi provvisori definiti a norma dell’articolo 19 septies, gli Stati membri possono applicare regimi di sostegno alla flessibilità non fossile sotto forma di pagamenti per la capacità disponibile di flessibilità non fossile, fatti salvi gli articoli 12 e 13. Gli Stati membri che applicano un meccanismo di capacità valutano la possibilità di apportare i necessari adeguamenti nella concezione dei meccanismi di capacità per promuovere la partecipazione delle componenti di flessibilità non fossile, quali la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia, fatta salva la possibilità per tali Stati membri di utilizzare i regimi di sostegno alla flessibilità non fossile di cui al presente paragrafo.
2. La possibilità che hanno gli Stati membri di applicare misure di sostegno alla flessibilità non fossile di cui al paragrafo 1 del presente articolo non impedisce loro di perseguire gli obiettivi nazionali indicativi definiti a norma dell’articolo 19 septies con altri mezzi.
Art. 19 nonies Principi di concezione dei regimi di sostegno alla flessibilità non fossile
I regimi di sostegno alla flessibilità non fossile applicati dagli Stati membri a norma dell’articolo 19 octies, paragrafo 1:
a) non vanno al di là di quanto necessario per conseguire l’obiettivo nazionale indicativo o, se del caso, l’obiettivo nazionale indicativo provvisorio definito a norma dell’articolo 19 septies in modo efficace sotto il profilo dei costi;
b) si limitano ai nuovi investimenti nelle risorse di flessibilità non fossile, come la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia;
c) tentano di tener conto dei criteri legati all’ubicazione per garantire che gli investimenti in nuova capacità avvengano in siti ottimali;
d) non comportano l’avvio di una generazione a partire da combustibili fossili situata oltre il punto di misurazione;
e) selezionano i fornitori di capacità tramite una procedura aperta, trasparente, competitiva, volontaria, non discriminatoria ed efficace sotto il profilo dei costi;
f) prevengono indebite distorsioni del funzionamento efficiente dei mercati dell’energia elettrica, anche preservando gli incentivi all’efficienza operativa e i segnali di prezzo, nonché l’esposizione alla variazione dei prezzi e al rischio di mercato;
g) prevedono l’erogazione di incentivi per l’integrazione nei mercati dell’energia elettrica basati su criteri di mercato e che rispondono ai segnali di mercato, evitando inutili distorsioni dei mercati dell’energia elettrica e tenendo conto degli eventuali costi di integrazione del sistema e della congestione e della stabilità della rete;
h) fissano un livello minimo di partecipazione al mercato dell’elettricità in termini di energia attivata, che tenga conto delle specificità tecniche dell’asset che offre la flessibilità;
i) applicano sanzioni adeguate ai fornitori di capacità che non rispettano il livello minimo di partecipazione al mercato dell’elettricità di cui alla lettera h) o che non si attengono agli incentivi all’efficienza operativa e ai segnali di prezzo di cui alla lettera f);
j) promuovono l’apertura alla partecipazione transfrontaliera delle risorse in grado di fornire le prestazioni tecniche previste, qualora l’analisi costi-benefici abbia un esito positivo.