02019R0943 — IT — 23.06.2022 — 001.001

Il presente testo è un semplice strumento di documentazione e non produce alcun effetto giuridico. Le istituzioni dell’Unione non assumono alcuna responsabilità per i suoi contenuti. Le versioni facenti fede degli atti pertinenti, compresi i loro preamboli, sono quelle pubblicate nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea e disponibili in EUR-Lex. Tali testi ufficiali sono direttamente accessibili attraverso i link inseriti nel presente documento

►B 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) (GU L 158 del 14.6.2019, pag. 54)

Modificato da:









▼B

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)







CAPO I

OGGETTO, AMBITO DI APPLICAZIONE E DEFINIZIONI

Articolo 1

Oggetto e ambito di applicazione

Il presente regolamento mira a:

a) porre le basi per conseguire gli obiettivi dell'Unione dell'energia in modo efficiente, in particolare il quadro 2030 delle politiche per l'energia e il clima, grazie a segnali di mercato che indichino una maggiore efficienza, una percentuale più elevata di fonti energetiche rinnovabili, sicurezza dell'approvvigionamento, flessibilità, sostenibilità, decarbonizzazione e innovazione;

b) definire i principi fondamentali di mercati dell'energia elettrica efficienti e integrati, che consentano un accesso non discriminatorio a tutti i fornitori di risorse e ai clienti dell'energia elettrica, responsabilizzino i consumatori, assicurino la competitività sul mercato globale, la gestione della domanda, lo stoccaggio di energia e l'efficienza energetica, agevolino l'aggregazione della domanda distribuita e dell'offerta, e consentano l'integrazione del mercato e del settore e la remunerazione a prezzi di mercato dell'energia elettrica generata da fonti rinnovabili;

c) 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, comprese l'istituzione di un meccanismo di compensazione per i flussi transfrontalieri di energia elettrica, la definizione di principi armonizzati in materia di oneri di trasmissione transfrontaliera e l'allocazione delle capacità disponibili di interconnessione tra sistemi nazionali di trasmissione;

d) facilitare lo sviluppo di un mercato all'ingrosso efficiente e trasparente, contribuendo a una sicurezza di approvvigionamento dell'energia elettrica di livello elevato e prevedere meccanismi per l'armonizzazione di tali norme per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica.

Articolo 2

Definizioni

Si applicano le seguenti definizioni:

1) «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) «autorità di regolazione»: un'autorità di regolazione designata da ciascuno Stato membro ai sensi dell'articolo 57, paragrafo 1, della direttiva (UE) 2019/944;

3) «flusso transfrontaliero»: un flusso fisico di energia elettrica in una rete di trasmissione di uno Stato membro che risulta dall'impatto dell'attività di produttori, clienti o entrambi svolta al di fuori di tale Stato membro sulla sua rete di trasmissione;

4) «congestione»: una situazione in cui non possono essere soddisfatte tutte le richieste di compravendita tra aree della rete dei partecipanti al mercato in quanto inciderebbero in modo significativo sugli elementi della rete che non riescono a contenere fisicamente i flussi;

5) «nuovo interconnettore»: un interconnettore non completato entro il 4 agosto 2003;

6) «congestione strutturale»: congestione nel sistema di trasmissione che può essere definita in modo non ambiguo, è prevedibile, geograficamente stabile nel tempo e si ripete frequentemente in presenza di condizioni normali del sistema elettrico;

7) «gestore del mercato»: soggetto che fornisce un servizio grazie al quale le offerte di vendita incontrano le offerte di acquisto di energia elettrica;

8) «gestore del mercato elettrico designato» o «NEMO»: gestore del mercato designato dall'autorità competente per svolgere mansioni relative al coupling unico del giorno prima o al coupling unico infragiornaliero;

9) «valore del carico perso»: stima in euro/MWh del limite massimo di prezzo dell'energia elettrica che i clienti sono disposti a pagare per evitare un'indisponibilità;

10) «bilanciamento»: insieme di azioni e processi, in tutti gli orizzonti temporali, grazie ai quali i gestori dei sistemi di trasmissione provvedono in modo continuativo a mantenere la frequenza del sistema entro limiti predefiniti di stabilità e ad adeguare l'entità delle riserve necessarie ai requisiti di qualità;

11) «energia di bilanciamento»: energia usata dai gestori dei sistemi di trasmissione per effettuare il bilanciamento;

12) «prestatore di servizi di bilanciamento»: partecipante al mercato che fornisce energia di bilanciamento o capacità di bilanciamento o entrambe ai gestori dei sistemi di trasmissione;

13) «capacità di bilanciamento»: volume di capacità cui il prestatore di servizi di bilanciamento ha accettato di attenersi e in base al quale ha accettato di presentare offerte per un corrispondente volume di energia di bilanciamento al gestore del sistema di trasmissione per la durata del contratto;

14) «responsabile del bilanciamento»: partecipante al mercato, o il suo rappresentante designato, responsabile degli sbilanciamenti che provoca sul mercato dell'energia elettrica;

15) «periodo di regolazione degli sbilanciamenti»: intervallo temporale sul quale sono calcolati gli sbilanciamenti dei responsabili del bilanciamento;

16) «prezzo di sbilanciamento»: il prezzo positivo, pari a zero o negativo, di uno sbilanciamento in ciascun periodo di regolazione degli sbilanciamenti e in ciascun verso;

17) «zona del prezzo di sbilanciamento»: zona nella quale è calcolato un prezzo di sbilanciamento;

18) «processo di preselezione»: processo volto a verificare la conformità di un prestatore di capacità di bilanciamento ai requisiti fissati dai gestori dei sistemi di trasmissione;

19) «capacità di riserva»: entità delle riserve di contenimento della frequenza, di ripristino della frequenza o di sostituzione che deve essere a disposizione del gestore del sistema di trasmissione;

20) «dispacciamento prioritario»: con riferimento al modello di autodispacciamento, il dispacciamento delle centrali elettriche in base a criteri diversi dal merito economico delle offerte e, con riferimento al modello di dispacciamento centrale, il dispacciamento delle centrali elettriche in base a criteri diversi dal merito economico e dai vincoli di rete, con priorità al dispacciamento di tecnologie di generazione specifiche;

21) «regione di calcolo della capacità»: zona geografica in cui si applica il calcolo coordinato della capacità;

22) «meccanismo di capacità»: misura temporanea intesa ad assicurare il conseguimento del livello necessario dell'adeguatezza delle risorse, grazie alla remunerazione delle risorse in base alla disponibilità, escluse le misure relative ai servizi ancillari o alla gestione delle congestioni;

23) «cogenerazione ad alto rendimento»: cogenerazione conforme ai criteri indicati nell'allegato II della direttiva 2012/27/UE del Parlamento europeo e del Consiglio ( 1 );

24) «progetto dimostrativo»: progetto che dimostra tecnologia senza precedenti nell'Unione e rappresenta un'innovazione significativa che va ben oltre lo stato dell'arte.

25) «partecipante al mercato», persona fisica o giuridica che produce, acquista o vende servizi connessi all'elettricità, alla gestione della domanda o allo stoccaggio, compresa la trasmissione di ordini di compravendita, su uno o più mercati dell'energia elettrica, tra cui i mercati dell'energia di bilanciamento;

26) «ridispacciamento»: misura, compresa la riduzione, attivata da uno o più gestori dei sistemi di trasmissione o gestori dei sistemi di distribuzione, consistente nella modifica del profilo di generazione, di carico o entrambi al fine di modificare i flussi fisici sul sistema elettrico e ridurre una congestione fisica o di garantire altrimenti la sicurezza del sistema;

27) «scambio compensativo»: scambio interzonale avviato dai gestori di sistema tra due zone di offerta per ridurre la congestione fisica;

28) «impianto di generazione»: impianto che converte l'energia primaria in energia elettrica e che consiste in uno o più moduli per la generazione elettrica collegati a una rete;

29) «modello di dispacciamento centrale»: modello di programmazione e di dispacciamento in cui i programmi di generazione e i programmi di consumo così come il dispacciamento degli impianti di generazione e degli impianti di consumo, con riferimento agli impianti dispacciabili, sono determinati da un gestore del sistema di trasmissione nell'ambito di un processo di programmazione integrato;

30) «modello di autodispacciamento»: modello di programmazione e di dispacciamento in cui i programmi di generazione e i programmi di consumo così come il dispacciamento degli impianti di generazione e degli impianti di consumo sono determinati da agenti di dispacciamento di tali impianti;

31) «prodotto standard di bilanciamento»: prodotto di bilanciamento armonizzato definito da tutti i gestori dei sistemi di trasmissione per lo scambio dei servizi di bilanciamento;

32) «prodotto specifico di bilanciamento»: prodotto di bilanciamento diverso da un prodotto di bilanciamento standard;

33) «gestore delegato»: soggetto al quale mansioni od obblighi specifici assegnati a un gestore del sistema di trasmissione o a un gestore del mercato elettrico designato ai sensi del presente regolamento o di un altro atto giuridico dell'Unione sono stati delegati da tale gestore del sistema di trasmissione o NEMO o sono stati assegnati da uno Stato membro o dall'autorità di regolazione;

34) «cliente»: il cliente quale definito all'articolo 2, punto 1), della direttiva (UE) 2019/944;

35) «cliente finale»: il cliente finale quale definito all'articolo 2, punto 3), della direttiva (UE) 2019/944;

36) «cliente grossista»: il cliente grossista quale definito all'articolo 2, punto 2), della direttiva (UE) 2019/944;

37) «cliente civile»: il cliente civile quale definito all'articolo 2, punto 4), della direttiva (UE) 2019/944;

38) «piccola impresa»: la piccola impresa quale definita all'articolo 2, punto 7), della direttiva (UE) 2019/944;

39) «cliente attivo»: il cliente attivo quale definito all'articolo 2, punto 8), della direttiva (UE) 2019/944;

40) «mercati dell'energia elettrica»: i mercati dell'energia elettrica quali definiti all'articolo 2, punto 9), della direttiva (UE) 2019/944;

41) «fornitura»: la fornitura quale definita all'articolo 2, punto 12), della direttiva (UE) 2019/944;

42) «contratto di fornitura di energia elettrica»: il contratto di fornitura di energia elettrica quale definito all'articolo 2, punto 13), della direttiva (UE) 2019/944;

43) «aggregazione»: l'aggregazione quale definita all'articolo 2, punto 18), della direttiva (UE) 2019/944;

44) «gestione della domanda»: la gestione della domanda quale definita all'articolo 2, punto 20), della direttiva (UE) 2019/944;

45) «sistema di misurazione intelligente»: un sistema di misurazione intelligente quale definito all'articolo 2, punto 23), della direttiva (UE) 2019/944;

46) «interoperabilità»: l'interoperabilità quale definita all'articolo 2, punto 24), della direttiva (UE) 2019/944;

47) «distribuzione»: la distribuzione quale definita all'articolo 2, punto 28), della direttiva (UE) 2019/944;

48) «gestore del sistema di distribuzione»: il gestore del sistema di distribuzione quale definito all'articolo 2, punto 29), della direttiva (UE) 2019/944;

49) «efficienza energetica»: l'efficienza energetica quale definita all'articolo 2, punto 30), della direttiva (UE) 2019/944;

50) «energia da fonti rinnovabili» o «energia rinnovabile»: l'energia da fonti rinnovabili quale definita all'articolo 2, punto 31), della direttiva (UE) 2019/944;

51) «generazione distribuita»: la generazione distribuita quale definita all'articolo 2, punto 32), della direttiva (UE) 2019/944;

52) «trasmissione»: la trasmissione quale definita all'articolo 2, punto 34), della direttiva (UE) 2019/944;

53) «gestore del sistema di trasmissione»: il gestore del sistema di trasmissione quale definito all'articolo 2, punto 35), della direttiva (UE) 2019/944;

54) «utente del sistema»: l'utente del sistema quale definito all'articolo 2, punto 36), della direttiva (UE) 2019/944;

55) «generazione»: la generazione quale definita all'articolo 2, punto 37), della direttiva (UE) 2019/944;

56) «produttore»: il produttore quale definito all'articolo 2, punto 38), della direttiva (UE) 2019/944;

57) «sistema interconnesso»: il sistema interconnesso quale definito all'articolo 2, punto 40), della direttiva (UE) 2019/944;

58) «piccolo sistema isolato»: piccolo sistema isolato quale definito all'articolo 2, punto 42), della direttiva (UE) 2019/944;

59) «piccolo sistema collegato»: il piccolo sistema collegato quale definito all'articolo 2, punto 43), della direttiva (UE) 2019/944;

60) «servizio ancillare»: il servizio ancillare quale definito all'articolo 2, punto 48), della direttiva (UE) 2019/944;

61) «servizio ancillare non relativo alla frequenza»: servizio ancillare non relativo alla frequenza quale definito all'articolo 2, punto 49), della direttiva (UE) 2019/944;

62) «stoccaggio di energia»: lo stoccaggio di energia quale definito all'articolo 2, punto 59), della direttiva (UE) 2019/944;

63) «centro di coordinamento regionale»: un centro di coordinamento regionale istituito ai sensi dell'articolo 35 del presente regolamento;

64) «mercato dell'energia all'ingrosso»: il mercato dell'energia all'ingrosso quale definito all'articolo 2, punto 6), del regolamento (UE) n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 2 );

65) «zona di offerta»: la più grande area geografica nella quale i partecipanti al mercato sono in grado di scambiare energia senza allocazione di capacità;

66) «allocazione di capacità»: l'attribuzione di capacità interzonale;

67) «area di controllo»: parte coerente del sistema interconnesso, gestita da un gestore unico del sistema e che include carichi fisici collegati e/o unità di generazione, se esistenti;

68) «capacità netta di trasmissione coordinata»: metodo di calcolo della capacità basato sul principio della valutazione e della definizione ex ante dello scambio massimo di energia tra zone di offerta limitrofe;

69) «elemento critico di rete»: elemento di rete, all'interno di una zona di offerta o tra zone di offerta, preso in considerazione nel calcolo della capacità, che limita la quantità di energia elettrica che può essere scambiata;

70) «capacità interzonale»: la capacità del sistema interconnesso di consentire il trasferimento di energia tra zone di offerta;

71) «unità di generazione»: il singolo generatore di energia elettrica appartenente ad un'unità di produzione.







CAPO II

NORME GENERALI PER IL MERCATO DELL'ENERGIA ELETTRICA

Articolo 3

Principi relativi alla gestione dei mercati dell'energia elettrica

Gli Stati membri, le autorità di regolazione, i gestori dei sistemi di trasmissione, i gestori dei sistemi di distribuzione, i gestori dei mercati e i gestori delegati provvedono a che i mercati dell'energia elettrica siano gestiti secondo i seguenti principi:

a) i prezzi si formano in base alla domanda e all'offerta;

b) le regole sul mercato incoraggiano la libera formazione dei prezzi ed evitano le azioni intese ad impedire la formazione dei prezzi in base alla domanda e all'offerta;

c) le regole sul mercato agevolano lo sviluppo di una generazione più flessibile, di una generazione sostenibile a bassa produzione di carbonio e di una maggiore flessibilità della domanda;

d) i clienti devono poter fruire delle opportunità del mercato e della maggiore concorrenza sui mercati al dettaglio e avere la facoltà di agire come partecipanti al mercato nel mercato dell'energia e nella transizione energetica;

e) la partecipazione al mercato dei clienti finali e delle piccole imprese è consentita aggregando la generazione di vari impianti di generazione o il carico di vari impianti di gestione della domanda per ottenere offerte congiunte sul mercato dell'energia elettrica e una gestione congiunta del sistema elettrico, conformemente al diritto dell'Unione sulla concorrenza;

f) le regole sul mercato permettono la decarbonizzazione del sistema elettrico e, quindi, dell'economia, anche consentendo l'integrazione dell'energia elettrica da fonti rinnovabili e fornendo incentivi all'efficienza energetica;

g) le regole sul mercato offrono adeguati incentivi d'investimento per la generazione, in particolare per quanto concerne gli investimenti a lungo termine in un sistema elettrico decarbonizzato e sostenibile, lo stoccaggio dell'energia, l'efficienza energetica e la gestione della domanda in modo da soddisfare il fabbisogno del mercato, e agevolano una concorrenza leale, provvedendo così alla sicurezza dell'approvvigionamento;

h) si eliminano progressivamente gli ostacoli ai flussi transfrontalieri di energia elettrica tra zone di offerta o Stati membri e alle transazioni transfrontaliere sui mercati dell'energia elettrica e dei relativi mercati dei servizi;

i) le regole sul mercato prevedono la cooperazione regionale laddove è efficace;

j) la generazione, lo stoccaggio di energia e la gestione della domanda sicuri e sostenibili partecipano al mercato su un piano di parità sulla base dei requisiti previsti dal diritto dell'Unione;

k) tutti i produttori sono direttamente o indirettamente responsabili della vendita dell'energia elettrica che generano;

l) le regole sul mercato consentono lo sviluppo di progetti dimostrativi in materia di fonti energetiche, tecnologie o sistemi sostenibili, sicuri e a basse emissioni di carbonio, da realizzare e da sfruttare a favore della società;

m) le regole sul mercato consentono il dispacciamento efficiente dei mezzi di generazione, dello stoccaggio dell'energia e della gestione della domanda;

n) le regole sul mercato consentono l'accesso e l'uscita delle imprese di generazione, di stoccaggio dell'energia e di approvvigionamento di energia elettrica in base alle loro valutazioni di sostenibilità economica e finanziaria delle rispettive operazioni;

o) per consentire ai partecipanti al mercato di essere tutelati contro i rischi di volatilità dei prezzi sulla base del mercato e di attenuare l'incertezza sui rendimenti attesi degli investimenti, i prodotti di copertura a lungo termine sono negoziabili in borsa in modo trasparente e i contratti di fornitura di energia elettrica a lungo termine sono negoziabili fuori borsa, nel rispetto del diritto dell'Unione sulla concorrenza;

p) le regole sul mercato agevolano il commercio di prodotti in tutta l'Unione e le modifiche normative tengono conto degli effetti sui prodotti e sui mercati a termine e dei future, sia nel breve che nel lungo periodo;

q) i partecipanti al mercato hanno il diritto di ottenere l'accesso alle reti di trasmissione e alle reti di distribuzione in base a criteri oggettivi, trasparenti e non discriminatori.

Articolo 4

Transizione equa

La Commissione sostiene gli Stati membri che predispongono una strategia nazionale per la progressiva riduzione della capacità esistente di estrazione e produzione di carbone e altri combustibili fossili solidi, attraverso tutti i mezzi disponibili per rendere possibile una transizione equa nelle regioni interessate da cambiamenti strutturali. La Commissione assiste gli Stati membri nel far fronte agli impatti sociali ed economici della transizione verso l'energia pulita.

La Commissione opera in stretto partenariato con le parti interessate delle regioni ad alta intensità di carbone e di carbonio, agevola l'accesso ai fondi e ai programmi disponibili nonché l'utilizzo degli stessi, e incoraggia lo scambio di buone pratiche, comprese le discussioni sulle tabelle di marcia industriali e le esigenze di riqualificazione.

Articolo 5

Responsabilità del bilanciamento

1. Tutti i partecipanti al mercato rispondono degli sbilanciamenti che provocano nel sistema («responsabilità del bilanciamento»). A tal fine, i partecipanti al mercato sono essi stessi responsabili del bilanciamento o delegano contrattualmente un responsabile del bilanciamento scelto da loro. Ciascun responsabile del bilanciamento è finanziariamente responsabile degli sbilanciamenti da esso provocati e si sforza di conseguire il bilanciamento o di contribuire al bilanciamento del sistema elettrico.

2. Gli Stati membri possono prevedere deroghe alla responsabilità del bilanciamento solo per: a) progetti dimostrativi per tecnologie innovative, soggetti all'approvazione dell'autorità di regolazione, a condizione che tali deroghe siano limitate all'arco di tempo e alla misura necessari per conseguire i fini della dimostrazione; b) impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili con capacità installata di generazione di energia elettrica inferiore a 400 kW; c) impianti che beneficiano del sostegno approvato dalla Commissione in forza delle norme dell'Unione sugli aiuti di Stato ai sensi degli articoli 107, 108 e 109 TFUE, commissionati prima del 4 luglio 2019.

Fatti salvi gli articoli 107 e 108 TFUE, gli Stati membri possono fornire incentivi ai partecipanti al mercato interamente o parzialmente esentati dalla responsabilità del bilanciamento ad accettarne la piena responsabilità.

3. Qualora uno Stato membro preveda una deroga a norma del paragrafo 2, deve garantire che un altro partecipante al mercato adempia alla responsabilità finanziaria degli sbilanciamenti.

4. Per quanto riguarda gli impianti di generazione entrati in funzione a decorrere dal 1 o gennaio 2026, il paragrafo 2, lettera b), si applica solo agli impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili con una capacità installata di generazione inferiore a 200 kW.

Articolo 6

Mercato del bilanciamento

1. I mercati del bilanciamento, compresi i processi di preselezione, sono organizzati in modo da: a) assicurare l'assenza effettiva di discriminazione tra partecipanti al mercato, tenendo conto delle diverse esigenze tecniche del sistema elettrico e delle diverse capacità tecniche delle fonti di generazione, dello stoccaggio dell'energia e della gestione della domanda; b) garantire che i servizi siano definiti in una maniera trasparente e neutrale dal punto di vista tecnologico e siano acquisiti in una maniera trasparente e basata sul mercato; c) garantire l'accesso non discriminatorio a tutti i partecipanti al mercato, a titolo individuale o per aggregazione, anche per quanto riguarda l'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili variabili, la gestione della domanda e lo stoccaggio dell'energia; d) rispettare l'esigenza di tener conto dell'aumento della quota di generazione variabile, dell'aumento della reattività della domanda e delle nuove tecnologie.

2. Il prezzo dell'energia di bilanciamento non è predeterminato in contratti di capacità di bilanciamento. Le procedure di aggiudicazione d'appalto devono essere trasparenti conformemente all'articolo 40, paragrafo 4, della direttiva (UE) 2019/944, garantendo nel contempo il rispetto della riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.

3. I mercati del bilanciamento assicurano la sicurezza operativa sfruttando nel contempo nel modo più efficiente l'allocazione della capacità interzonale fra diversi orizzonti temporali a norma dell'articolo 17.

4. La compensazione dell'energia di bilanciamento per prodotti standard di bilanciamento e prodotti specifici di bilanciamento si basa sul prezzo marginale, « pay-as-cleared », a meno che tutte le autorità di regolazione approvino un metodo alternativo di determinazione dei prezzi sulla base di una proposta congiunta di tutti i gestori dei sistemi di trasmissione, a seguito di un'analisi che dimostri la maggiore efficacia del metodo alternativo di determinazione dei prezzi.

I partecipanti al mercato sono autorizzati a presentare offerte nell'orizzonte temporale più vicino possibile al tempo reale e gli orari di chiusura del mercato dell'energia di bilanciamento non precedono l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale.

I gestori dei sistemi di trasmissione che applicano un modello di dispacciamento centrale possono stabilire norme aggiuntive conformemente agli orientamenti in materia di bilanciamento del sistema elettrico adottati sulla base dell'articolo 6, paragrafo 11, del regolamento (CE) n. 714/2009.

5. Gli sbilanciamenti sono compensati al prezzo corrispondente al valore dell'energia in tempo reale.

6. Un'area del prezzo di sbilanciamento corrisponde a una zona di offerta, salvo in caso di modello centrale di dispacciamento, in cui un'area del prezzo di sbilanciamento può costituire una parte della zona di offerta.

7. Il dimensionamento della capacità di riserva è eseguito dai gestori dei sistemi di trasmissione ed è agevolato a livello regionale.

8. L'approvvigionamento di capacità di bilanciamento è eseguito dal gestore del sistema di trasmissione e può essere agevolato a livello regionale. La riserva della capacità transfrontaliera a tal fine può essere limitata. L'approvvigionamento di capacità di bilanciamento è basato sul mercato e organizzato in modo da non creare discriminazioni tra i partecipanti al mercato nel processo di preselezione conformemente all'articolo 40, paragrafo 4, della direttiva (UE) 2019/944, indipendentemente dal fatto che partecipino a titolo individuale o per aggregazione.

L'approvvigionamento di capacità di bilanciamento è basato su un mercato primario, a meno che e nella misura in cui l'autorità di regolazione abbia disposto una deroga all'approvazione dell'uso di altre forme di approvvigionamento basato sul mercato in ragione dell'assenza di concorrenza nel mercato dei servizi di bilanciamento. Le deroghe all'obbligo di basare l'approvvigionamento di capacità di bilanciamento sull'utilizzo di mercati primari sono riesaminate ogni tre anni.

9. L'approvvigionamento di capacità di bilanciamento al rialzo e al ribasso è effettuato separatamente, a meno che l'autorità di regolazione approvi una deroga a tale principio in quanto ciò comporterebbe una maggiore efficienza economica, come dimostrato da una valutazione effettuata dal gestore del sistema di trasmissione. I contratti per la capacità di bilanciamento sono conclusi non più di un giorno prima della fornitura della capacità di bilanciamento e il periodo di aggiudicazione non è più lungo di un giorno, a meno che e nella misura in cui l'autorità di regolazione abbia approvato un'aggiudicazione precedente o periodi di aggiudicazione più lunghi al fine di garantire la sicurezza dell'approvvigionamento o migliorare l'efficienza economica.

Ove sia concessa una deroga, per almeno il 40 % dei prodotti standard di bilanciamento e un minimo del 30 % di tutti i prodotti utilizzati per le capacità di bilanciamento, i contratti per la capacità di bilanciamento sono conclusi per non più di un giorno prima della fornitura della capacità di bilanciamento e il periodo di aggiudicazione non è più lungo di un giorno. L'aggiudicazione della parte rimanente della capacità di bilanciamento è eseguito per un massimo di un mese prima della fornitura di capacità di bilanciamento e ha un periodo massimo di aggiudicazione di un mese.

10. Su richiesta del gestore del sistema di trasmissione, l'autorità di regolazione può decidere di prorogare il periodo di aggiudicazione della parte rimanente della capacità di bilanciamento di cui al paragrafo 9 fino a un massimo di dodici mesi, a condizione che tale decisione sia limitata nel tempo e che gli effetti positivi in termini di riduzione dei costi per i clienti finali superino le ripercussioni negative sul mercato. La richiesta comprende: a) la durata specifica prevista dell'esenzione; b) il volume specifico della capacità di bilanciamento cui si applicherebbe l'esenzione; c) un'analisi dell'impatto dell'esenzione sulla partecipazione delle risorse di bilanciamento; e d) la giustificazione dell'esenzione che dimostri che tale esenzione comporterebbe minori costi per i clienti finali.

11. In deroga al paragrafo 10, a decorrere dal 1 o gennaio 2026 i periodi di aggiudicazione non devono eccedere i sei mesi.

12. Entro il 1 o gennaio 2028 le autorità di regolazione riferiscono alla Commissione e all'ACER in merito alla percentuale di capacità totale coperta dai contratti con durata o periodo di aggiudicazione superiore a un giorno.

13. I gestori dei sistemi di trasmissione o i loro gestori delegati pubblicano, nell'orizzonte temporale più vicino possibile al tempo reale ma con un ritardo dopo la consegna di non più di 30 minuti, il bilanciamento attuale del sistema delle rispettive aree di programmazione, i prezzi stimati di sbilanciamento e i prezzi stimati dell'energia di bilanciamento.

14. Laddove i prodotti standard di bilanciamento non siano sufficienti a garantire la sicurezza operativa o alcune risorse di bilanciamento non possano partecipare al mercato di bilanciamento mediante prodotti standard di bilanciamento, i gestori dei sistemi di trasmissione possono proporre — e le autorità di regolazione posso approvare — deroghe ai paragrafi 2 e 4 per specifici prodotti di bilanciamento che sono attivati localmente senza scambiarli con altri gestori dei sistemi di trasmissione.

Le proposte di deroga comprendono una descrizione delle misure proposte per ridurre al minimo l'uso dei prodotti specifici, tenendo conto dell'efficienza economica, la dimostrazione che i prodotti specifici non creano inefficienze e distorsioni significative nel mercato del bilanciamento all'interno o all'esterno dell'area di programmazione, nonché, se del caso, le disposizioni e le informazioni riguardanti il processo per convertire le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti specifici di bilanciamento in offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti standard di bilanciamento.

Articolo 7

Mercato del giorno prima e mercato infragiornaliero

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

2. I mercati del giorno prima e infragiornaliero: a) sono organizzati in modo non discriminatorio; b) massimizzano la capacità di tutti i partecipanti al mercato di gestire gli sbilanciamenti; c) massimizzano le opportunità di tutti i partecipanti al mercato di contrattare scambi interzonali quanto più possibile in tempo reale nell'insieme delle zone di offerta; d) indicano prezzi che riflettono i fondamentali del mercato, compreso il valore dell'energia in tempo reale, sui quali i partecipanti al mercato possono basarsi quando decidono in merito ai prodotti di copertura del rischio a lungo termine; e) assicurano la sicurezza operativa a fronte del pieno sfruttamento della capacità di trasmissione; f) sono trasparenti ma nel contempo proteggono la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili e garantiscono l'anonimità degli scambi; g) non distinguono tra scambi realizzati all'interno di una zona di offerta e tra zone di offerta; e h) sono organizzati in modo tale da assicurare a tutti i partecipanti al mercato la possibilità di accesso al mercato a titolo individuale o per aggregazione.

Articolo 8

Scambi commerciali sul mercato del giorno prima e sul mercato infragiornaliero

1. I NEMO consentono ai partecipanti al mercato di effettuare scambi di energia quanto più possibile in tempo reale, e almeno entro l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale.

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

3. I NEMO offrono alla compravendita sui mercati del giorno prima e infragiornaliero prodotti di dimensioni sufficientemente ridotte, con offerte minime di 500 kW o inferiori, per permettere la partecipazione effettiva, sul versante della gestione della domanda, dello stoccaggio di energia e delle fonti rinnovabili su piccola scala, inclusa la partecipazione diretta dei clienti.

4. Entro il 1 o gennaio 2021 il periodo di regolazione degli sbilanciamenti è pari a 15 minuti in tutte le aree di programmazione, a meno che le autorità di regolazione abbiano concesso una deroga o un'esenzione. Le deroghe possono essere concesse solo fino al 31 dicembre 2024.

A decorrere dal 1o gennaio 2025 il periodo di regolazione degli sbilanciamenti non deve essere superiore a 30 minuti, laddove tutte le autorità nazionali di regolazione di un'area sincrona concedano un'esenzione.

Articolo 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 fonti di energia rinnovabili, di coprire i rischi di fluttuazione dei prezzi nelle zone di offerta limitrofe, 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 in modo trasparente, basato sul mercato e non discriminatorio grazie a una piattaforma unica di assegnazione.

3. Nel rispetto del diritto dell'Unione sulla concorrenza, i gestori dei mercati sono liberi di sviluppare prodotti di copertura a termine, anche 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 opportunità 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.

Articolo 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.

Articolo 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.

Articolo 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 Consiglio ( 3 ) e dell'articolo 4, lettera a), punto 2), del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 4 ) 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 1 o 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 Consiglio ( 5 ) 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.

Articolo 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

Articolo 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.

Articolo 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 1 o 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.

Articolo 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.

Articolo 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

Articolo 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 relative alle tariffe riflettono i costi fissi degli operatori dei sistemi di trasmissione e degli operatori dei sistemi di distribuzione e forniscono incentivi adeguati ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai gestori dei sistemi di distribuzione, sia a breve che a lungo termine, al fine di migliorare l'efficienza, compresa l'efficienza energetica, promuovere l'integrazione del mercato e la sicurezza dell'approvvigionamento, sostenere investimenti efficienti, sostenere le attività di ricerca correlate e agevolare l'innovazione nell'interesse del consumatore in settori quali la digitalizzazione, i servizi di flessibilità e l'interconnessione.

3. Se opportuno, il livello delle tariffe applicate ai produttori o ai clienti finali o a entrambi prevede segnali differenziati per località a livello di Unione 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 distribuzione delle tariffe forniscono incentivi ai gestori dei sistemi di distribuzione per una gestione e uno sviluppo delle loro reti il più efficienti possibile sul piano dei costi, anche mediante la fornitura di servizi. A tal fine, le autorità di regolazione considerano ammissibili i costi pertinenti, li includono nelle tariffe di distribuzione e possono introdurre obiettivi di prestazione allo scopo di incentivare i gestori dei sistemi di distribuzione ad aumentare l'efficienza delle loro reti, anche mediante l'efficienza energetica, la 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 per assicurare la trasparenza nella fissazione delle tariffe e nella loro struttura; 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.

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.

Articolo 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 assegnata, inclusa la compensazione di irrevocabilità; oppure 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.

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 IV

ADEGUATEZZA DELLE RISORSE

Articolo 20

Adeguatezza delle risorse nel mercato interno dell'energia elettrica

1. Gli Stati membri vigilano sull'adeguatezza delle risorse nel loro territorio sulla base della valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse di cui all'articolo 23. Al fine di integrare la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse, gli Stati membri possono svolgere anche valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse a norma dell'articolo 24.

2. Se dalla valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse di cui all'articolo 23 o dalla valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse di cui all'articolo 19 emerge un motivo di preoccupazione su questo aspetto, lo Stato membro interessato individua le eventuali distorsioni normative o le carenze del mercato che hanno dato adito o contribuito a dar adito alla preoccupazione.

3. Gli Stati membri per i quali sono individuati problemi di adeguatezza delle risorse elaborano e pubblicano un piano di attuazione corredato di un calendario per l'adozione delle misure volte ad eliminare le distorsioni normative o le carenze del mercato individuate nel quadro della procedura di aiuti di Stato. Nel far fronte alle preoccupazioni concernenti l'adeguatezza delle risorse, gli Stati membri in particolare tengono conto dei principi di cui all'articolo 3 e considerano: a) la rimozione delle distorsioni normative; b) la rimozione dei prezzi massimali in conformità dell'articolo 10; c) l'introduzione di una funzione di determinazione dei prezzi in situazione di scarsità per l'energia di bilanciamento a norma dell'articolo 44, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2017/2195; d) l'aumento della capacità di interconnessione e della capacità della rete interna per conseguire almeno gli obiettivi di interconnessione di cui all'articolo 4, paragrafo 1, lettera d), del regolamento (UE) 2018/1999; e) la possibilità di consentire l'autoproduzione, lo stoccaggio dell'energia, le misure sul versante della domanda e l'efficienza energetica, adottando misure intese ad eliminare qualsiasi distorsione normativa identificata; f) la garanzia di un'acquisizione efficiente sotto il profilo dei costi e orientata al mercato di servizi di bilanciamento e ancillari; g) la rimozione dei prezzi regolamentati laddove richiesto dall'articolo 5 della direttiva (UE) 2019/944.

4. Gli Stati membri interessati sottopongono i loro piani di attuazione al riesame della Commissione.

5. Entro quattro mesi dal ricevimento del piano di attuazione, la Commissione emette un parere in cui stabilisce se le misure siano sufficienti per eliminare le distorsioni normative o le carenze del mercato identificate a norma del paragrafo 2 e può invitare gli Stati membri a modificare di conseguenza i piani di attuazione.

6. Gli Stati membri interessati vigilano sull'applicazione dei loro piani di attuazione e pubblicano i risultati del monitoraggio in una relazione annuale che presentano alla Commissione.

7. La Commissione emette un parere in cui stabilisce se i piani di attuazione siano stati attuati in misura sufficiente e se il problema dell'adeguatezza delle risorse sia stato risolto.

8. Gli Stati membri continuano a rispettare il piano di attuazione dopo che il problema identificato concernente l'adeguatezza delle risorse è stato risolto.

Articolo 21

Principi generali per i meccanismi di capacità

1. Al fine di risolvere le preoccupazioni che permangono in materia di adeguatezza delle risorse, gli Stati membri possono, in ultima istanza, applicando nel contempo le misure di cui all'articolo 20, paragrafo 3, del presente regolamento e in conformità degli articoli 107, 108 e 109 TFUE, introdurre meccanismi di capacità.

2. Prima di introdurre meccanismi di capacità, gli Stati membri interessati effettuano uno studio approfondito dei possibili effetti di tali meccanismi sugli Stati membri limitrofi, consultandosi almeno con gli Stati membri limitrofi ai cui sistemi elettrici sono connessi e con le parti interessate di tali Stati membri.

3. Gli Stati membri valutano se un meccanismo di capacità in forma di riserva strategica sia in grado di risolvere i problemi di adeguatezza delle risorse. In caso di risposta negativa, gli Stati membri possono attuare un diverso tipo di meccanismo di capacità.

4. Gli Stati membri non introducono meccanismi di capacità se sia la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse sia la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse o, in assenza di una valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse, la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse, non hanno identificato un motivo di preoccupazione concernente l'adeguatezza delle risorse.

5. Gli Stati membri non introducono meccanismi di capacità prima che il piano di attuazione di cui all'articolo 20, paragrafo 3, abbia ricevuto un parere della Commissione a norma dell'articolo 20, paragrafo 5.

6. Se applica un meccanismo di capacità, lo Stato membro riesamina tale meccanismo di capacità e assicura che non siano conclusi nuovi contratti in base a tale meccanismo, qualora sia la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse sia la valutazione nazionale dell'adeguatezza o, in assenza di una valutazione nazionale dell'adeguatezza, la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse non abbiano individuato un motivo di preoccupazione concernente l'adeguatezza delle risorse oppure qualora il piano di attuazione di cui all'articolo 20, paragrafo 3, non abbia ricevuto un parere della Commissione di cui all'articolo 20, paragrafo 5.

7. Nel progettare i meccanismi di capacità, gli Stati membri includono una disposizione che autorizza un'eliminazione amministrativa graduale ed efficace del meccanismo di capacità, qualora non sia concluso nessun nuovo contratto ai sensi del paragrafo 6 nell'arco di tre anni consecutivi.

8. I meccanismi di capacità sono approvati dalla Commissione per un periodo non superiore ai dieci anni. Tali meccanismi sono progressivamente eliminati o la quantità di capacità impegnata è ridotta in base ai piani di attuazione di cui all'articolo 20. Gli Stati membri continuano ad applicare il piano di attuazione dopo l'introduzione del meccanismo di capacità.

Articolo 22

Principi di concezione per i meccanismi di capacità

1. Gli eventuali meccanismi di capacità: a) sono temporanei; b) non creano indebite distorsioni del mercato e non limitano gli scambi interzonali; c) non vanno oltre quanto necessario per affrontare le preoccupazioni in materia di adeguatezza di cui all'articolo 20; d) selezionano i fornitori di capacità tramite un processo trasparente, non discriminatorio e competitivo; e) offrono incentivi ai fornitori di capacità affinché si rendano disponibili in periodi in cui sono previste sollecitazioni del sistema; f) garantiscono che la remunerazione sia stabilita mediante un processo competitivo; g) stabiliscono le condizioni tecniche per la partecipazione dei fornitori di capacità prima della procedura di selezione; h) sono aperti alla partecipazione di tutte le risorse in grado di fornire le prestazioni tecniche previste, compresi lo stoccaggio dell'energia e la gestione sul versante della domanda; i) applicano sanzioni adeguate ai fornitori di capacità che non siano disponibili in periodi di sollecitazione del sistema.

2. La progettazione delle riserve strategiche deve avere i seguenti requisiti: a) quando un meccanismo di capacità è stato concepito come riserva strategica, le relative risorse devono essere dispacciate solo se è probabile che i gestori dei sistemi di trasmissione esauriscano le loro risorse di bilanciamento per stabilire un equilibrio tra domanda e offerta; b) durante i periodi di regolazione degli sbilanciamenti, durante i quali si fa ricorso alle risorse della riserva strategica, gli squilibri del mercato devono essere fissati almeno al valore del carico perso o a un valore superiore al limite tecnico del prezzo infragiornaliero di cui all'articolo 10, paragrafo 1, qualunque sia il valore più elevato; c) il rendimento della riserva strategica in seguito al dispacciamento deve essere attribuito ai responsabili del bilanciamento attraverso il meccanismo di regolamento degli sbilanciamenti; d) le risorse che partecipano alla riserva strategica non devono essere remunerate dai mercati all'ingrosso di energia elettrica o dai mercati di bilanciamento; e) le risorse della riserva strategica devono essere conservate al di fuori del mercato almeno per la durata del periodo contrattuale.

Il requisito di cui alla lettera a) del primo comma lascia impregiudicata l'attivazione di risorse prima del dispacciamento effettivo al fine di rispettare i limiti di carico e i requisiti operativi delle risorse. Il rendimento della riserva strategica durante l'attivazione non è attribuito a gruppi di bilanciamento attraverso mercati all'ingrosso e non ne modifica gli squilibri.

3. Oltre ai requisiti di cui al paragrafo 1, i meccanismi di capacità diversi dalle riserve strategiche: a) sono impostati in modo tale da garantire che il prezzo corrisposto per la disponibilità tenda automaticamente allo zero se si prevede che il livello di capacità fornita sia adeguato al livello di capacità richiesto; b) remunerano le risorse partecipanti solo per la loro disponibilità e garantiscono che la remunerazione non incida sulle decisioni del fornitore di capacità quando si tratta di stabilire se generare o meno; c) assicurano che gli obblighi di capacità siano trasferibili tra fornitori di capacità ammissibili.

4. I meccanismi di capacità contengono i seguenti requisiti relativi ai limiti delle emissioni di CO2: a) al più tardi dal 4 luglio 2019, una capacità di generazione la cui produzione commerciale è iniziata a tale data o successivamente e con emissioni superiori a 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica non è impegnata né riceve pagamenti o impegni di pagamento futuri nel quadro di un meccanismo di capacità; b) al più tardi dal 1o luglio 2025 una capacità di generazione la cui produzione commerciale è iniziata prima del 4 luglio 2019 e con emissioni superiori a 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica e superiori a 350 kg di CO2 di origine fossile in media all'anno per kWh installato, non è impegnata né riceve pagamenti o impegni di pagamento futuri nel quadro di un meccanismo di capacità.

Il limite di emissione di 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica e il limite di 350 kg di CO2 di origine fossile in media all'anno per kWh installato di cui alle lettere a) e b) del primo comma sono calcolati sulla base dell'efficienza di progettazione dell'unità di generazione, ossia l'efficienza netta alla capacità nominale, a norma degli standard pertinenti previsti dall'organizzazione internazionale per la normazione.

Entro il 5 gennaio 2020 l'ACER pubblica un parere in cui fornisce assistenza tecnica in relazione al calcolo dei valori di cui al primo comma.

5. Gli Stati membri che applicano i meccanismi di capacità al 4 luglio 2019 li adattano per conformarsi al capo IV, fatti salvi gli impegni o i contratti conclusi entro il 31 dicembre 2019.

Articolo 23

Valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse

1. La valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse identifica le problematiche collegate all'adeguatezza valutando l'adeguatezza generale del sistema a fronte della domanda di energia elettrica a livello di Unione, a livello degli Stati membri e a livello delle singole zone di offerta, se del caso. La valutazione europea sull'adeguatezza dell'offerta copre ogni anno un periodo di dieci anni dalla data di detta valutazione.

2. La valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse viene effettuata dall'ENTSO per l'energia elettrica.

3. Entro il 5 gennaio 2020, l'ENTSO per l'energia elettrica presenta al gruppo di coordinamento per l'energia elettrica istituito ai sensi dell'articolo 1 della decisione della Commissione del 15 novembre 2012 ( 6 ) e all'ACER un progetto di metodologia per la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse in base ai