ALLEGATO

1. INTRODUZIONE

Il regolamento (UE) 2019/941 («il regolamento») traduce nella pratica il concetto di assistenza e istituisce un meccanismo di assistenza fra gli Stati membri che s’innesca quando le condizioni stabilite nelle disposizioni pertinenti sono soddisfatte. L’assistenza è una misura di ultima istanza per prevenire o gestire le crisi dell’energia elettrica.

1.1. Meccanismo di assistenza

Se uno Stato membro invoca l’assistenza, il meccanismo prevede l’obbligo per gli altri Stati membri, nell’ambito dell’accordo regionale o di un accordo bilaterale (1), di cooperare in uno spirito di solidarietà per prevenire e gestire le crisi dell’energia elettrica. I limiti al sostegno che uno Stato membro può fornire generalmente sono:

— la massima capacità interzonale disponibile nelle condizioni di crisi specifiche;

— la quantità di energia elettrica necessaria per tutelare la propria sicurezza pubblica e personale (2);

— la sicurezza operativa della propria rete elettrica.

I diversi elementi delle modalità concordate a livello regionale o bilaterale riguardo agli aspetti giuridici, tecnici e finanziari dell’assistenza sono già in parte contemplati all’articolo 15 del regolamento. Inoltre, nelle modalità regionali o bilaterali gli Stati membri devono concordare tutti gli elementi e i dettagli necessari a garantire certezza e sicurezza a tutte le parti coinvolte nel funzionamento del meccanismo di assistenza. Tali modalità devono essere illustrate nei rispettivi piani di preparazione ai rischi; in particolare deve essere incluso il meccanismo di compensazione economica. Il regolamento e i presenti orientamenti non armonizzano tutti gli aspetti dell’equa compensazione fra Stati membri.

La compensazione di cui all’articolo 15 del regolamento ha un’accezione ampia: comprende i versamenti per l’energia elettrica fornita nel territorio dello Stato membro che chiede assistenza e i costi supplementari, come i costi connessi di trasmissione e altri costi ragionevoli sostenuti dallo Stato membro che fornisce assistenza.

Il corretto funzionamento dell’assistenza è subordinato a una serie di condizioni.

In primo luogo, si dovrebbe ricorrere il più a lungo possibile alle misure di mercato. Gli Stati membri devono compiere ogni sforzo per portare a termine lo sviluppo di meccanismi o piattaforme coordinati che consentano di condividere la risposta volontaria sul versante della domanda e altre capacità flessibili. Ciò è nell’interesse sia dei potenziali Stati membri prestatori sia dei potenziali Stati membri richiedenti, per evitare di dover anticipare l’applicazione di misure non di mercato, tra cui la riduzione forzata dei clienti. È anche in linea con il principio generale del regolamento secondo cui il mercato deve avere la massima libertà di azione per risolvere i problemi legati all’approvvigionamento di energia elettrica.

In secondo luogo, occorre consentire la fluttuazione dei prezzi all’ingrosso conformemente alle regole del mercato, anche in caso di crisi dell’energia elettrica, a condizione che il funzionamento dei mercati dell’energia elettrica non provochi un ulteriore deterioramento della crisi stessa. In effetti, le restrizioni delle offerte e i massimali impliciti o espliciti dei prezzi, che non seguono regole del mercato ben concepite (3), impediscono ai segnali di prezzo di riflettere l’esigenza di energia elettrica supplementare e, di conseguenza, impediscono che l’energia sia indirizzata laddove è necessaria. Ciò significa che nel periodo precedente a una crisi occorre lasciare che i prezzi di mercato si formino il più a lungo possibile in base alla domanda e all’offerta, e i prezzi di compensazione degli sbilanciamenti dopo la crisi dovrebbero riflettere il costo delle interruzioni dell’approvvigionamento per i consumatori. Ciò impedisce che i massimali impliciti dei prezzi nelle norme di bilanciamento fungano da disincentivo per gli investimenti nella capacità flessibile e affidabile che può contribuire a evitare le crisi di energia elettrica.

In terzo luogo va preservato, in ogni momento e fin quando possibile sotto il profilo tecnico e della sicurezza l’accesso transfrontaliero alle infrastrutture in conformità al regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio (4), anche in caso di crisi dell’energia elettrica. In funzione dei vincoli tecnici presenti nello Stato membro, le modalità dovrebbero assicurare che la capacità interzonale e le offerte sul versante della domanda, se del caso, siano pienamente accessibili agli operatori del mercato transfrontalieri, in modo da ritardare la necessità di ridurre l’approvvigionamento ai clienti nello Stato membro che affronta difficoltà di approvvigionamento.

In quarto luogo, gli Stati membri sono invitati a cooperare nelle varie fasi di una crisi dell’energia elettrica: una cooperazione efficace durante le fasi iniziali potrebbe prevenire il verificarsi o l’aggravarsi di una crisi dell’energia elettrica e attenuarne gli effetti.

Lo Stato membro richiedente può attivare l’assistenza solo come ultima istanza, dopo aver esaurito tutte le opzioni offerte dal mercato o quando è evidente che le misure basate sul mercato da sole non bastano a prevenire un ulteriore deterioramento della situazione dell’approvvigionamento di energia elettrica, in particolare quando non è in grado di offrire l’energia elettrica necessaria per tutelare la sicurezza pubblica e personale. Lo Stato membro richiedente deve inoltre avere esaurito le misure nazionali contenute nel piano di preparazione ai rischi.

1.2. Base giuridica

A norma dell’articolo 15, paragrafo 7, del regolamento, la Commissione, previa consultazione dell’ECG e dell’ACER, fornisce orientamenti non vincolanti sugli elementi chiave dell’equa compensazione di cui ai paragrafi da 3 a 6 e su altri elementi chiave delle modalità tecniche, giuridiche e finanziarie di cui al paragrafo 3, nonché sui principi generali di mutua assistenza di cui al paragrafo 2.

1.3. Portata degli orientamenti

Gli articoli da 12 a 15 del regolamento identificano diversi elementi e aspetti del meccanismo di assistenza che occorre includere nelle modalità concordate a livello regionale o bilaterale. Il regolamento lascia tuttavia agli Stati membri ampio potere discrezionale per concordare il contenuto di tali misure coordinate e, di conseguenza, il contenuto dell’assistenza offerta. Spetta agli Stati membri decidere e concordare tali misure coordinate, in particolare le necessarie modalità tecniche, giuridiche e finanziarie di attuazione.

Offrire orientamenti utili su questi e altri elementi che potrebbero essere compresi in tali modalità richiede dapprima una migliore comprensione della situazione in cui il meccanismo di assistenza potrebbe essere attivato e degli sforzi e dei principi di base che potrebbero impedire l’insorgere di una simile situazione. Gli orientamenti giuridicamente non vincolanti qui forniti non sono, né potrebbero, costituire un elenco esaustivo e prescrittivo per tutti gli Stati membri, poiché questi ultimi devono avere la libertà di scegliere le soluzioni che meglio si adattano alle proprie capacità, normative vigenti, situazioni e priorità. Essi raccomandano invece l’uso di una serie di elementi necessari e facoltativi e descrivono possibili modalità di applicazione di alcune misure di assistenza.

L’approccio proposto prevede che gli Stati membri ancorino le misure coordinate ai quadri e alle procedure nazionali vigenti laddove possibile, e che le adattino nella misura necessaria ai fini dell’assistenza. Ciò potrebbe comprendere l’uso di piattaforme o meccanismi esistenti per le misure sul versante della domanda o di meccanismi esistenti di compensazione dei clienti.

2. MODALITÀ GIURIDICHE, TECNICHE E FINANZIARIE

2.1. Modalità giuridiche

L’obiettivo delle modalità giuridiche è fornire certezza giuridica a tutti i soggetti coinvolti nel fornire o nel ricevere energia elettrica in caso di crisi. Gli Stati membri coinvolti nell’applicazione del meccanismo di assistenza sono invitati a predisporre modalità giuridiche chiare, trasparenti ed efficaci, in modo che i portatori d’interessi conoscano le norme e le procedure per l’assistenza transfrontaliera.

L’ articolo 12 del regolamento stabilisce che i piani di preparazione ai rischi includano misure regionali e, ove applicabile, bilaterali volte ad assicurare un’adeguata prevenzione e gestione delle crisi dell’energia elettrica che hanno un impatto transfrontaliero. Nel definire le modalità giuridiche, gli Stati membri possono anche considerare la possibilità di formare sottogruppi all’interno di una regione (5), che includano Stati membri tecnicamente in grado di prestarsi assistenza reciproca. In effetti, non tutti i membri di una regione più ampia saranno necessariamente in grado di fornire energia elettrica ad un altro Stato membro in caso di crisi. Non è quindi necessario concludere accordi regionali su misure transfrontaliere concrete con tutti gli Stati membri di una regione, ma solo con quelle che hanno la capacità tecnica di prestare assistenza. Le misure bilaterali dovrebbero essere concordate tra gli Stati membri che sono direttamente connessi ma non fanno parte della stessa regione.

Vi possono essere situazioni particolari in cui uno Stato membro non è direttamente collegato ad alcun altro Stato membro. Questa situazione potrebbe cambiare, grazie ai progetti di infrastrutture per le interconnessioni attualmente in via di sviluppo. Se le interconnessioni saranno realizzate dopo l’adozione dei piani di preparazione ai rischi, gli Stati membri interessati dovranno predisporre le modalità giuridiche, finanziarie e tecniche stabilite all’articolo 15 del regolamento non appena possibile, aggiornando di conseguenza i suddetti piani.

2.1.1. Stati membri interessati

Gli Stati membri interessati dal meccanismo di assistenza sono:

— lo Stato membro che ha chiesto l’assistenza; e

— tutti gli Stati membri tecnicamente in grado di fornire assistenza nella stessa regione (con un accordo regionale) e gli Stati membri con accordi bilaterali (connessi con lo Stato membro richiedente ma non appartenenti alla stessa regione).

Lo Stato membro richiedente, se dispone di un accordo regionale e/o di un accordo bilaterale, dovrebbe comunicare la necessità di assistenza a tutti gli Stati membri in grado di fornirla.

2.1.2. Richiesta di assistenza

Poiché le crisi dell’energia elettrica richiedono risposte rapide, la richiesta di assistenza dovrebbe essere breve, standardizzata e contenere una quantità minima di informazioni necessarie. Idealmente, gli Stati membri che definiscono modalità regionali o bilaterali potrebbero concordare un modello di richiesta da allegare alle modalità. Di seguito si indicano le informazioni minime necessarie che si ritiene debbano figurare in una richiesta di assistenza efficace:

— denominazione dello Stato membro richiedente, compresi l’entità responsabile e il/i referente/i;

— nome del gestore del sistema di trasporto (TSO), del gestore del mercato elettrico designato (Nominated Electricity Market Operator, NEMO) e del referente/i;

— indicazione del deficit stimato in termini di energia e di potenza (espresso in un’unità di misura concordata) e stima della durata di tale deficit;

— indicazione, da parte dello Stato membro richiedente, delle preferenze d’interconnessione o, se pertinente (ad esempio per i generatori mobili), dei punti di consegna;

— per alcuni strumenti tecnici specifici concordati (richiesta di riattivare centrali fuori servizio, trasferimento di generatori mobili, attivazione di riserve strategiche ecc.), richiesta di indicare la tempistica della prima consegna possibile e le previsioni di durata delle forniture (con le previsioni del periodo durante il quale lo Stato membro che riceve la richiesta presterà assistenza);

— un riferimento all’impegno dello Stato membro richiedente di versare una compensazione per l’assistenza.

2.1.3. Utenti di energia elettrica che hanno diritto a una protezione speciale contro l’interruzione dell’approvvigionamento per motivi di sicurezza pubblica e personale

L’articolo 11 del regolamento descrive le misure nazionali di prevenzione, preparazione e attenuazione della crisi dell’energia elettrica da includere nei piani di preparazione ai rischi. Secondo quanto disposto al paragrafo 1, lettera h), gli Stati membri specificano, per quanto riguarda la sicurezza pubblica e personale, quali categorie di utenti di energia elettrica possono beneficiare, a norma del diritto nazionale, di una protezione speciale contro l’interruzione dell’approvvigionamento e motivano la necessità di tale protezione. «La sicurezza pubblica e personale» riguarda il benessere e la tutela della popolazione, così come la prevenzione e la protezione dai pericoli per gli utenti che hanno diritto ad una protezione speciale contro l’interruzione dell’approvvigionamento.

A tutela della sicurezza pubblica e personale è opportuno che gli Stati membri stabiliscano misure speciali per assicurare la continuità dell’approvvigionamento energetico alla luce delle considerazioni seguenti:

— necessità impellenti sul piano nazionale, regionale o locale;

— salute e sicurezza pubblica;

— eventualità di danni catastrofici, alto rischio di gravi problemi di sicurezza (dovuti, ad esempio, a rischi ambientali);

— eventuale esposizione a minacce alla sicurezza;

— capacità tecniche d’interruzioni selettive.

In applicazione del regolamento, gli Stati membri possono definire, in base al diritto nazionale, quali categorie di utenti di energia elettrica hanno diritto a una protezione speciale contro l’interruzione dell’approvvigionamento. Nel definire tali categorie, gli Stati membri dovrebbero tenere conto della durata e della portata della crisi, che possono incidere sull’elenco degli utenti di energia elettrica aventi diritto a una protezione speciale contro l’interruzione dell’approvvigionamento. La crisi, se si protrae oltre un certo tempo o supera un dato ambito, può mettere in pericolo la vita, la sicurezza o la salute di gran parte della popolazione. In ogni caso l’elenco degli utenti di energia elettrica che hanno diritto a una protezione speciale contro l’interruzione dell’approvvigionamento dovrebbe essere chiaramente definito nei piani di preparazione ai rischi, compresa la categoria degli utenti che può essere inclusa solo in caso di vasta crisi di lunga durata. L’elenco deve essere coerente con gli scenari di rischio nazionali e regionali, e relativa stima d’impatto, inclusi nei piani di preparazione ai rischi.

Esempi di utenti di energia elettrica che potrebbero avere diritto ad una protezione speciale contro l’interruzione dell’approvvigionamento:

— settore energetico: — sottosettore dell’energia elettrica: obblighi fondamentali propri al sistema elettrico, in particolare quelli intesi a mantenere la capacità di generazione e la sicurezza nucleare, e i centri di dispacciamento; — sottosettore del gas: attrezzature essenziali del sistema del gas per mantenere la sicurezza degli impianti del gas e dei centri di dispacciamento; — raffinerie di petrolio e stazioni vitali di pompaggio del greggio per mantenere la sicurezza degli impianti;

— settore dei trasporti: — trasporto aereo: aeroporti principali e relativi impianti di controllo; — trasporto ferroviario: operazioni ferroviarie di rilievo se dipendenti dall’approvvigionamento generale di energia elettrica; — trasporto stradale: sistemi di controllo della gestione del traffico e segnali stradali; — trasporto marittimo: porti principali e relativi impianti di controllo;

— settore sanitario: strutture medico-sanitarie (compresi ospedali e cliniche private);

— approvvigionamento idrico: impianti essenziali idrici e fognari.

— servizi digitali e di telecomunicazione che richiedono un’attività continua a livello nazionale;

— sicurezza: — servizi di emergenza di rilevanza nazionale/regionale; — strutture di protezione civile; — siti delle forze armate, in particolare quelli che forniscono sostegno di protezione civile; — servizi penitenziari pubblici o privati;

— strutture amministrative che richiedono un’attività continua a livello nazionale;

— servizi finanziari che richiedono un’attività continua a livello nazionale o unionale;

— siti con processi industriali non sostenibili da una produzione di sostituzione, per cui l’interruzione dell’approvvigionamento potrebbe causare seri problemi di sicurezza.

Nei paesi in cui gli utenti di energia elettrica che hanno diritto a una protezione speciale contro l’interruzione dell’approvvigionamento sono stabiliti per legge, l’elenco dovrebbe essere tenuto aggiornato, con una stima del consumo di ciascun elemento.

Si raccomanda di assicurare che gli utenti di energia elettrica che hanno diritto a una protezione speciale contro l’interruzione dell’approvvigionamento dispongano anche di solidi meccanismi di continuità operativa per mantenere una fornitura di servizi adeguata in caso di crisi dell’energia elettrica, anziché affidarsi solo alle modalità previste dai piani di preparazione ai rischi.

In caso di crisi dell’energia elettrica tutti gli utenti che hanno diritto a una protezione speciale contro l’interruzione dell’approvvigionamento dovrebbero inoltre ridurre il più possibile il carico. In caso di deterioramento della situazione e di rischio imminente di approvvigionamento insufficiente per i suddetti utenti, occorre prima di tutto proteggere le vite umane e ridurre al minimo il rischio di catastrofi che possano comportare la perdita di vite umane o gravi danni.

2.1.4 Inizio e fine della fornitura di assistenza

L’articolo 15, paragrafo 3, del regolamento prevede che gli Stati membri debbano concordare la soglia di attivazione e di sospensione dell’assistenza, conformemente alle necessarie modalità tecniche, giuridiche e finanziarie.

Nel regolamento (articolo 2, punto 9) è definita «crisi dell’energia elettrica» una situazione esistente o imminente di significativa carenza di energia elettrica quale definita dagli Stati membri e descritta nei piani di preparazione ai rischi, o di impossibilità di fornire energia elettrica ai clienti. Dopoché l’autorità competente dello Stato membro interessato ha dichiarato lo stato di crisi dell’energia elettrica, tutte le misure concordate dovrebbero essere messe in atto quanto più estesamente possibile.

Occorre definire la soglia di richiesta dell’assistenza in relazione a situazioni esistenti o imminenti, quando si prevede la necessità di misure non di mercato per evitare o ridurre al minimo l’impatto della crisi dell’energia elettrica.

In particolare, se le categorie di utenti di energia elettrica che hanno diritto a una protezione speciale contro l’interruzione dell’approvvigionamento sono definite per legge, la soglia di richiesta dell’assistenza dovrebbe essere definita in relazione a una situazione esistente o imminente in cui lo Stato membro, in caso d’interruzione dell’approvvigionamento, non può assicurare la protezione delle categorie di utenti dell’energia elettrica specificate per quanto riguarda la sicurezza pubblica e personale, nonostante tutte le misure nazionali di mercato e non di mercato. Negli Stati membri in cui le categorie di utenti di energia elettrica che hanno diritto a una protezione speciale contro l’interruzione dell’approvvigionamento sono definite per legge, la soglia di richiesta dell’assistenza dovrebbe essere definita in relazione a una situazione esistente o imminente in cui lo Stato membro non può fornire la quantità di energia elettrica necessaria per tutelare la sicurezza pubblica e personale.

Per ogni scenario di rischio individuato nel piano di preparazione ai rischi, gli Stati membri dovrebbero specificare l’evento scatenante, che può essere operativo o non operativo. Gli eventi operativi possono essere la perdita di controllabilità, la mancanza di equilibrio tra generazione e domanda, la mancanza di riserve o l’incapacità di fornire energia elettrica a causa di danni materiali di parti dei sistemi. Gli eventi non operativi possono essere, ad esempio, minacce alla sicurezza esterna.

Il rischio di cattivo uso del meccanismo di assistenza in una richiesta ingiustificata è molto limitato a causa delle rigorose condizioni che occorre soddisfare prima dell’attivazione del meccanismo di assistenza.

Fatto salvo quanto concordato dagli Stati membri nei rispettivi accordi regionali o bilaterali, l’obbligo di prestare assistenza dovrebbe cessare di applicarsi quando:

— lo Stato membro che ha chiesto assistenza comunica allo Stato membro o agli Stati membri che forniscono assistenza di essere nuovamente in grado di assicurare l’approvvigionamento elettrico degli utenti che hanno diritto a una protezione speciale contro l’interruzione, o di assicurare l’approvvigionamento elettrico necessario per tutelare la sicurezza pubblica e personale;

— lo Stato membro che fornisce assistenza non può più approvvigionare i propri utenti di energia elettrica, in particolare quelli che hanno diritto a una protezione speciale contro l’interruzione o non può più assicurare l’approvvigionamento elettrico necessario per tutelare la sicurezza pubblica e personale a causa di un deterioramento del proprio sistema. È anche possibile che, nonostante la grave crisi dell’energia elettrica in corso, lo Stato membro che aveva inizialmente chiesto assistenza decida di chiederne la sospensione, ad esempio perché non è in grado di pagare.

2.1.5. Ruoli e responsabilità

Gli Stati membri dovrebbero assumersi la responsabilità finale per l’applicazione del meccanismo di assistenza, compresa in particolare la decisione di chiedere assistenza e il monitoraggio globale del modo in cui le entità responsabili di determinati compiti gestiscono il meccanismo. Il regolamento non prevede la creazione di nuove entità specifiche. Gli Stati membri sono invitati ad assegnare le responsabilità alle entità esistenti o, in circostanze speciali, a nuove entità, tenendo conto della loro struttura organizzativa ed esperienza nella gestione delle crisi e nella risposta alle emergenze. Al fine di ridurre i costi, e in particolare per evitare costi fissi, gli Stati membri dovrebbero servirsi dei meccanismi esistenti, laddove possibile. I principi guida a questo proposito dovrebbero essere l’efficacia e l’efficienza.

Spetta alle autorità competenti a norma del regolamento attuare il quadro di riferimento, e i compiti e le responsabilità dovrebbero essere chiaramente assegnati ai rispettivi soggetti, quali ad esempio il coordinatore nazionale delle crisi, il coordinatore o una squadra composta dai pertinenti responsabili nazionali di gestione della crisi dell’energia elettrica, i TSO, l’autorità nazionale di regolamentazione e le imprese del settore dell’energia elettrica. Le autorità competenti sono anche nella posizione migliore per elaborare le modalità regionali e bilaterali insieme alle autorità competenti di altri Stati membri. Tali modalità potrebbero costituire la base giuridica dell’assistenza, compresi il versamento di compensazioni e la liquidazione finanziaria in seguito alla prestazione di assistenza. Gli Stati membri e le autorità competenti si trovano anche nella posizione migliore per assumere la responsabilità d’inviare o ricevere richieste di assistenza, coordinare misure e notificare la sospensione della richiesta di assistenza. Gli Stati membri dovrebbero assumere anche la responsabilità finanziaria della compensazione, in modo da offrire garanzie sufficienti di pagamento tempestivo dell’equa compensazione.

Nel rispetto dei vincoli tecnici e giuridici presenti nello Stato membro, le autorità nazionali di regolamentazione sono nella posizione migliore per condurre il processo di calcolo dei costi di compensazione. È preferibile attribuire ai TSO il compito di inviare, in maniera efficiente in termini di costi, i quantitativi di energia elettrica necessari.

I gestori dei sistemi di trasmissione, con il sostegno dei centri regionali di coordinamento e, in attesa dell’istituzione di detti centri, dei coordinatori regionali della sicurezza, sono nella posizione migliore per assumersi la responsabilità di coordinare tutti gli aspetti tecnici e di attuare tutte le misure operative necessarie quando viene applicata l’assistenza. L’entità nello Stato membro incaricata dell’assistenza potrebbe anche farsi carico di raccogliere le domande di compensazione dell’energia elettrica e dei costi supplementari, verificarle e trasmetterle all’entità responsabile nello Stato membro che ha beneficiato dell’assistenza. In tale contesto sarebbe utile istituire uno sportello unico. Gli Stati membri sono invitati a individuare e concordare un’entità preposta alla raccolta e alla trasmissione delle domande di compensazione per la riduzione.

Prevedere un Mediatore nelle modalità stipulate dagli Stati a livello regionale e bilaterale potrebbe rassicurare tutte le parti in merito al versamento e al calcolo dei costi di compensazione. Il Mediatore contribuirebbe a comporre i disaccordi riguardo all’ammontare dovuto della compensazione.

2.1.6. Forma giuridica delle modalità regionali e bilaterali

Non esiste alcun requisito esplicito riguardo alla forma giuridica delle modalità regionali e bilaterali. Gli Stati membri sono liberi di trovare una forma giuridica che crei diritti e obblighi fra loro nel caso venga applicato il meccanismo di assistenza. Il diritto di chiedere assistenza e l’obbligo di prestarla sono stabiliti agli articoli 14 e 15 del regolamento. Le modalità regionali e bilaterali definiranno il modo in cui tali diritti e obblighi, stabiliti nel diritto dell’Unione, devono essere esercitati. Le modalità dovrebbero essere di natura operativa, non politica. A seconda delle esigenze del diritto nazionale di ciascuno Stato membro, ai fini dell’attuazione potrebbe essere sufficiente un accordo amministrativo vincolante stipulato tra le autorità competenti: esso potrebbe comprendere disposizioni di trattati regionali o bilaterali esistenti, disposizioni contrattuali fra TSO o condizioni specifiche di autorizzazione per le entità del settore dell’energia elettrica, purché sotto la vigilanza delle autorità competenti. D’altra parte, uno strumento giuridico non vincolante quale un memorandum d’intesa non sarebbe sufficiente, poiché non crea obblighi giuridici fra i partecipanti. Gli accordi sotto forma di memorandum non risponderebbero dunque ai requisiti dell’articolo 15, che prevede la creazione di un sistema di assistenza giuridicamente vincolante, e potrebbero essere interpretati come un’applicazione insufficiente dell’articolo 15 (6).

2.1.7. Assistenza prima della conclusione di accordi regionali e bilaterali

Conformemente all’articolo 15 del regolamento, gli Stati membri, nell’eventualità di una crisi dell’energia elettrica nell’ambito della quale non abbiano ancora concordato misure regionali o bilaterali e modalità tecniche, giuridiche e finanziarie, dovrebbero concordare misure e modalità ad hoc, anche per quanto riguarda l’equa compensazione. Lo Stato membro che richieda assistenza prima che siano stati concordati tali accordi ad hoc si impegna, prima di ricevere assistenza, a versare un’equa compensazione.

2.1.8. Trattamento delle informazioni riservate

Gli Stati membri o le rispettive autorità competenti attuano le procedure di cui al presente regolamento conformemente alle norme applicabili, comprese le norme nazionali relative al trattamento di informazioni e procedure riservate. Se nell’applicare tali norme si trova dinanzi a informazioni che non possono essere divulgate, anche nell’ambito dei piani di preparazione ai rischi, lo Stato membro o l’autorità in questione può fornire una sintesi non riservata delle stesse o lo deve fare su richiesta.

La Commissione, l’ACER, l’ECG, l’ENTSO per l’energia elettrica, gli Stati membri, le autorità competenti, le autorità nazionali di regolamentazione e altri organi, entità o persone pertinenti che ricevono informazioni riservate a norma del regolamento dovrebbero assicurare il mantenimento della riservatezza delle informazioni sensibili.

2.2. Modalità tecniche

Le modalità tecniche sono intese a descrivere tutte le disposizioni e le condizioni tecniche necessarie al funzionamento del meccanismo di assistenza a livello pratico. Ciò richiede una condivisione obbligatoria previa delle informazioni riguardanti la capacità e i vincoli tecnici delle infrastrutture dell’energia elettrica pertinenti e la quantità teorica massima di energia elettrica che si potrebbe svincolare, nonché la valutazione dei vincoli tecnici che complicherebbero l’assistenza. Se esistono vincoli tecnici o di altra natura, gli Stati membri sono invitati a individuare e concordare soluzioni reciprocamente accettabili che garantiscano la capacità interzonale necessaria quando si attiva il meccanismo di assistenza.

In funzione dei vincoli tecnici presenti nello Stato membro, i TSO, sostenuti dal centro di coordinamento regionale, sono nella posizione migliore, nelle emergenze (7), per assumersi la responsabilità di coordinare tutti gli aspetti tecnici e attuare tutte le misure operative necessarie sulla base della propria conoscenza dei sistemi elettrici e dei regimi di cooperazione transfrontalieri già esistenti. Tali strutture di cooperazione, accordi ed esperienze già esistenti dovrebbero fungere da base per l’assistenza. In ogni caso occorre identificare (se già in atto) o stabilire un quadro generale chiaro, che includa le condizioni tecniche, in modo che la cooperazione necessaria possa essere intrapresa con certezza giuridica. I dati tecnici possono essere all’occorrenza aggiornati nei piani di preparazione ai rischi.

2.2.1. Soluzioni tecniche e coordinamento (articolo 15, paragrafo 2)

È possibile predisporre soluzioni e modalità tecniche per le varie parti dell’infrastruttura dello Stato membro. Ciò fornirà un quadro chiaro dell’assistenza disponibile e dei vincoli tecnici, nonché una migliore stima dei costi di attuazione per ciascuna misura (se del caso). Poiché le potenziali situazioni di crisi possono essere molto diverse, è importante che gli Stati membri dispongano di un’ampia gamma di opzioni e strumenti a cui attingere. Nelle modalità tecniche è possibile includere un elenco indicativo e non esaustivo di soluzioni tecniche, cosicché le parti siano consapevoli delle misure che potrebbero essere adottate a fini di assistenza prima e durante un’emergenza. Potrebbe essere utile condurre simulazioni delle misure di assistenza per prepararsi a simili situazioni.

Gli orientamenti di gestione del sistema (8) e il codice di rete in materia di emergenza e ripristino dell’energia elettrica (9) costituiscono un corpus di norme dettagliate che disciplinano il modo in cui i gestori dei sistemi di trasmissione e altri portatori di interessi pertinenti dovrebbero agire e cooperare per garantire la sicurezza del sistema; armonizzano inoltre le norme tecniche e i protocolli di emergenza dei TSO all’interno di ciascuna area sincrona. Tali norme tecniche intendono assicurare risposte efficaci a livello operativo alla maggior parte degli incidenti elettrici. Per far fronte a situazioni di crisi dell’energia elettrica a rischio di maggior impatto e più ampia scala, laddove le regole di mercato e di gestione del sistema non sono più sufficienti, gli Stati membri dovrebbero concordare misure specifiche che vadano oltre la competenza dei TSO nella prevenzione, preparazione e gestione di tali situazioni. Anche durante queste situazioni di crisi dovrebbero essere osservate le norme che disciplinano il mercato interno e le norme contenute negli orientamenti di gestione del sistema e nel codice di rete in materia di emergenza e ripristino dell’energia elettrica (che disciplinano la decurtazione delle transazioni, la limitazione della fornitura di capacità interzonale per l’allocazione della capacità o la limitazione della fornitura di programmazioni).

Il codice di rete in materia di emergenza e ripristino dell’energia elettrica stabilisce gli obblighi di gestione dei TSO negli stati di emergenza, di blackout e di ripristino e il coordinamento della gestione del sistema in tutta l’Unione nei suddetti stati, compresa la procedura di sospensione delle attività di mercato, il piano di difesa e il piano di ripristino. Il piano di difesa del sistema è l’insieme delle misure tecniche e organizzative da adottare per prevenire la propagazione o l’aggravarsi di un disturbo nel sistema di trasmissione al fine di evitare un disturbo su vasta area e lo stato di blackout.

Le soluzioni e modalità tecniche dovrebbero sfruttare appieno le opportunità offerte dalla cooperazione regionale. Le modalità dovrebbero pertanto includere le misure tecniche concordate necessarie per prevenire la crisi nonché, in situazione di crisi, le misure tecniche concordate necessarie per attenuarne gli effetti ed evitarne l’aggravarsi.

Alcune soluzioni tecniche sono preventive, ossia applicate con largo anticipo per ridurre al minimo il rischio di crisi future (ad esempio, sviluppo di prodotti di ridispacciamento invernali per eventi estremi o modifica della durata di un’interruzione programmata). Altre sono usate appena prima dell’evento, ossia quando dati oggettivi suffragano la probabilità della crisi (nella fase di preparazione). Altre infine sono impiegate durante l’interruzione per limitare gli effetti della crisi o ridurne la durata.

Per ciascuna soluzione tecnica si raccomanda che i piani di preparazione ai rischi contengano informazioni concernenti la capacità (GWh/settimana), l’eventuale verifica già effettuata nella pratica, il tempo intercorso dalla decisione all’effetto, la durata potenziale, l’entità responsabile di ciascuna misurazione, la dipendenza da altre misure, gli effetti indesiderati e altre eventuali osservazioni. Per le soluzioni non di mercato, in conformità all’articolo 11, paragrafo 1, lettera g), è opportuno indicare in che modo si conformano ai requisiti di cui all’articolo 16.

Quando la crisi è dichiarata esistente o imminente, occorre un coordinamento tra TSO, NEMO, gestori dei sistemi di distribuzione (DSO), coordinatori di emergenza nazionali, autorità competenti, entità coinvolte nella fornitura dell’energia elettrica: dovrebbero essere tutti coinvolti in tempo utile nelle discussioni sulle disposizioni di assistenza nell’intento di collaborare all’esecuzione agli accordi di assistenza.

In casi eccezionali in cui la capacità interzonale è stata offerta al mercato ma è rimasta inutilizzata, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero avere il diritto di servirsene.

2.2.2. Informazioni tecniche nel quadro preallarme e della dichiarazione dello stato di crisi (articolo 14) e metodologia della stima in applicazione dell’articolo 15, paragrafo 3 (da riesaminare in base alla fattibilità tecnica dell’esecuzione una volta che l’assistenza si renda necessaria durante la crisi)

Per motivi di trasparenza e come base per le discussioni sull’assistenza necessaria, gli Stati membri dovrebbero informare gli altri Stati membri, nel quadro dell’accordo regionale e di eventuali altri accordi bilaterali (ossia i potenziali fornitori di assistenza), in merito ai quantitativi massimi teorici di energia elettrica che potrebbero chiedere, allo stato e al limite della capacità di interconnessione, al periodo in cui si renderà necessaria l’assistenza e alla soglia di attivazione. Ciononostante, gli esatti quantitativi massimi teorici di energia elettrica necessari, chiesti e disponibili saranno noti soltanto quando il meccanismo di assistenza sarà stato attivato. Per il calcolo di detti quantitativi dovranno essere presi in considerazione almeno i seguenti elementi:

— indicazione del deficit atteso in termini di energia e potenza, della durata stimata di tale deficit dovuto all’indisponibilità di generazione e/o di capacità interzonale;

— indicazione dell’incertezza del deficit atteso, che è una funzione della limitata prevedibilità della generazione variabile da fonti rinnovabili, della limitata prevedibilità della domanda effettiva e dell’eventualità di indisponibilità impreviste dei mezzi di generazione;

— caratteristiche specifiche del sistema degli Stati membri: lo stato degli interconnettori, se pertinente (in caso di indisponibilità), il livello e la stima evolutiva dei serbatoi idrici, la capacità di stoccaggio, le possibilità di gestione sul versante della domanda, la possibilità di penurie di combustibile ecc.;

— altre caratteristiche operative di rilievo che possano subire i contraccolpi della crisi (ad esempio, la penuria di gas potrebbe ripercuotersi sulle capacità di controllo della frequenza di un dato settore o ridurre i quantitativi disponibili di riserve per il contenimento della frequenza e di riserve per il ripristino della frequenza automatica).

Per esaminare i potenziali quantitativi di energia elettrica si potrebbe iniziare dalle ultime valutazioni stagionali e a breve termine dell’adeguatezza. Le informazioni precedenti dovrebbero essere aggiornate quando ne sono disponibili di nuove e quando la crisi si verifica effettivamente, per riesaminare i requisiti e lo stato del sistema.

2.2.3. Sicurezza operativa delle reti

Gli scenari di rischio possono prendere in considerazione eventi più estremi, altri imprevisti eccezionali e contingenze anomale non inclusi nella lista delle contingenze (10), o violazioni dei limiti di sicurezza operativa di cui occorre tener conto. È opportuno svolgere una valutazione specifica per determinare le potenziali situazioni di non sicurezza e le potenziali linee d’azione per affrontarle.

Le modalità potrebbero fornire la descrizione delle possibilità e dei vincoli tecnici delle singole reti dell’energia elettrica che è necessario preservare per il funzionamento sicuro e affidabile del sistema elettrico. Si tratta di un’informazione importante sia per gli Stati membri che prestano assistenza sia per gli Stati membri che la ricevono.

2.2.4. Osservanza della normativa sul mercato

In applicazione dell’articolo 16 del regolamento, le misure adottate di prevenzione o attenuazione delle situazioni di crisi dell’energia elettrica devono conformarsi alle norme che disciplinano il mercato interno dell’energia elettrica e la gestione del sistema. In particolare, i mercati dovrebbero rimanere attivi e le misure di mercato dovrebbero essere mantenute nella massima misura possibile, ossia in condizioni normali i prezzi dovrebbero seguire la domanda e l’offerta e l’accesso agli interconnettori transfrontalieri dovrebbe rimanere aperto. Nel funzionamento dei mercati dell’energia, i prezzi alti durante le ore di scarsità dovrebbero essere considerati normali, in quanto costituiscono uno strumento fondamentale per attivare l’immissione in rete di energia elettrica supplementare e soddisfare la domanda sia a breve che a lungo termine.

Analogamente, nello stato normale e in quello di allerta del sistema occorre seguire gli orientamenti sulla gestione del sistema, mentre nello stato di emergenza, di blackout e di ripristino occorre seguire il codice di rete in materia di emergenza e ripristino dell’energia elettrica.

2.2.5. Attivazione di misure non di mercato

A norma dell’articolo 16 del regolamento, le misure non basate sul mercato possono essere attivate in una crisi dell’energia elettrica solo:

— come ultima istanza, se tutte le opzioni offerte dal mercato sono state esaurite; o

— quando è evidente che le sole misure basate sul mercato non bastano a prevenire un ulteriore deterioramento della situazione dell’approvvigionamento di energia elettrica.

Le misure non basate sul mercato non devono falsare indebitamente la concorrenza e l’efficace funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica; devono essere necessarie, proporzionate, non discriminatorie e temporanee; quelle che costituiscono una restrizione dei flussi di energia elettrica tra gli Stati membri non possono andare al di là delle misure elencate al punto 2.2.5.1 e possono essere avviate soltanto in conformità alle norme di cui al detto punto.

Le misure non basate sul mercato dovrebbero essere attivate il più tardi possibile, tenendo conto delle informazioni più aggiornate sulla situazione del sistema energetico (stato del sistema e previsioni). Occorre inoltre prevedere il tempo necessario per informare gli Stati membri, i gestori dei sistemi di trasmissione, i portatori d’interessi pertinenti e i NEMOS nella regione e per prendere le disposizioni del caso. Le misure non basate sul mercato dovrebbero durare il più breve tempo possibile fissando in anticipo le ore di applicazione.

2.2.5.1. Misure non basate sul mercato che costituiscono una restrizione dei flussi di energia elettrica tra Stati membri

La decurtazione delle operazioni può essere effettuata nei casi seguenti:

a) decurtazione della capacità interzonale già allocata [articolo 51 del regolamento (UE) 2016/1719 della Commissione, del 26 settembre 2016, che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità a termine (11) e articolo 72 del regolamento (UE) 2015/1222 della Commissione, del 24 luglio 2015, che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione (12)];

b) limitazione della fornitura di capacità interzonale per l’allocazione della capacità [articolo 16, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2019/943 e articolo 35, paragrafo 2, lettera a), del regolamento (UE) 2017/2196 della Commissione, del 24 novembre 2017, che istituisce un codice di rete in materia di emergenza e ripristino dell’energia elettrica (13)]; o

c) limitazione della fornitura di programmi dopo l’esito dei mercati del giorno prima o dei mercati infragiornalieri [articolo 111, paragrafi 1 e 2, del regolamento (UE) n. 2017/1485 della Commissione (14)].

Le sottosezioni di seguito descrivono le norme vigenti applicabili a ciascun caso.

a) Decurtazione della capacità interzonale già allocata [regolamento (UE) 2016/1719 e regolamento (UE) 2015/1222]

A norma dell’articolo 51 del regolamento (UE) 2016/1719, che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità a termine, tutti i TSO devono elaborare regole di allocazione armonizzate per i diritti di trasmissione a lungo termine. Le regole di decurtazione della capacità interzonale a lungo termine sono stabilite nel titolo 9 delle regole di allocazione armonizzate (15).

L’articolo 72, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2015/1222, che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione, dispone che la riduzione della capacità interzonale allocata sia possibile solo in caso di forza maggiore o in una situazione di emergenza in cui il TSO è tenuto ad agire rapidamente e il ridispacciamento o gli scambi in controflusso non sono possibili. In tutti i casi la riduzione è effettuata in modo coordinato, previo contatto con tutti i TSO direttamente interessati. L’articolo 72, paragrafo 3, stabilisce in che modo compensare la riduzione.

b) Limitazione della fornitura di capacità interzonale per l’allocazione della capacità [regolamento (UE) 2019/943 e regolamento (UE) 2017/2196]

La limitazione della fornitura di capacità interzonale per l’allocazione della capacità è possibile solo quando si prevede che il sistema di trasmissione non sia ripristinato nello stato normale o di allerta.

c) Limitazione della fornitura di programmi [regolamento (UE) 2017/1485]

La limitazione dei programmi per problemi locali nella rete fisica o nei sistemi TIC (strumenti e mezzi di comunicazione) dovrebbe essere comunicata quanto prima. In caso di problemi nelle TIC, occorre predisporre canali alternativi di comunicazione o procedure di backup per limitare l’impatto del problema. In caso di problema alla rete fisica con conseguente limitazione dei programmi, i piani di preparazione ai rischi a livello nazionale dovrebbero definire la procedura di gestione e di compensazione.

2.2.5.2. Sospensione del mercato

L’articolo 35, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2017/2196 che istituisce un codice di rete in materia di emergenza e ripristino dell’energia elettrica definisce i casi in cui le attività di mercato possono essere sospese.

L’articolo 35, paragrafo 2, elenca le attività di mercato che il TSO può sospendere temporaneamente. I TSO di una regione devono concordare, motivandola, la decisione concernente la sospensione di ciascuna attività.

Tutte le misure di crisi concordate a livello regionale o bilaterale e le misure nazionali non basate sul mercato che comportano la sospensione delle operazioni di mercato devono essere giustificate in base alle motivazioni elencate all’articolo 35, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2017/2196 che istituisce un codice di rete in materia di emergenza e ripristino dell’energia elettrica.

2.3. Modalità finanziarie

Le modalità finanziarie dovrebbero assicurare che l’energia elettrica fornita nel quadro del meccanismo di assistenza sia pagata a un prezzo adeguato. Tali modalità potrebbero contemplare il calcolo dei costi, la compensazione per l’assistenza (compresa la compensazione per la riduzione) e le procedure di versamento da individuare e concordare fra le entità interessate.

Le modalità finanziarie non dovrebbero introdurre incentivi perversi che potrebbero a loro volta far scattare la necessità di assistenza. La compensazione dell’assistenza deve coprire i costi effettivamente sostenuti, senza diventare una fonte di profitto per l’entità prestatrice. Lo Stato membro che riceve assistenza dovrebbe tempestivamente pagare allo Stato membro che la presta un prezzo equo per l’energia elettrica ricevuta. Lo Stato membro prestatore determinerà poi il modo in cui gestire tali entrate e accordarle alle norme vigenti per la compensazione degli sbilanciamenti.

Qualsiasi compensazione versata ai clienti che subiscono una riduzione in una situazione di emergenza (che essa derivi dall’obbligo di prestare assistenza transfrontaliera o da un’emergenza nazionale) dovrebbe essere uguale a quella prevista dal diritto interno.

In considerazione di quanto sopra, gli Stati membri potrebbero mantenere il meccanismo nazionale esistente (relativamente alla compensazione legata alla riduzione forzata) per le emergenze puramente nazionali (ossia, laddove non viene richiesta assistenza), restando liberi di decidere se desiderano o no versare una compensazione ai clienti che hanno subito una riduzione forzata. Quando tuttavia un’emergenza nazionale si trasforma in una situazione che fa scattare l’assistenza transfrontaliera, lo Stato membro prestatore potrebbe scegliere di distribuire la compensazione per l’assistenza versata dallo Stato membro richiedente fra tutti i gruppi di consumatori che hanno subito una riduzione forzata, a prescindere dal fatto che questa sia avvenuta prima o dopo l’attivazione dell’assistenza. Tale opzione dovrebbe iscriversi in un regime progettato nello Stato membro che presta assistenza, basandosi però preferibilmente su un approccio di tipo «valore del carico perso». In alternativa, gli Stati membri potrebbero anche decidere di versare la compensazione ricevuta per l’assistenza in un «fondo di assistenza» gestito a livello centrale. In tal modo, i meccanismi di compensazione nazionali esistenti per la riduzione rimangono di competenza degli Stati membri e, seppure improntati ad approcci diversi, non riserveranno trattamenti diversi ai gruppi di consumatori interessati dalla riduzione all’interno di un paese quando viene fornita assistenza transfrontaliera, laddove la compensazione per l’assistenza è obbligatoria.

Gli elementi principali della compensazione per l’assistenza sono i) il prezzo dell’energia elettrica e ii) i costi supplementari sostenuti dallo Stato membro prestatore derivanti dalle attività volte ad assicurare che l’energia elettrica arrivi oltre il confine, sulla base dei costi effettivamente sostenuti che il quadro giuridico nazionale nello Stato membro prestatore permette di pagare.

Nelle modalità è possibile seguire e concordare diversi approcci per determinare il prezzo dell’energia elettrica. È tuttavia importante che le modalità descrivano chiaramente l’approccio concordato e le circostanze in cui si applica, e che identifichino tutti i parametri noti che saranno usati (ad esempio il premio, se si sceglie di determinare il prezzo in base all’ultima negoziazione nota più un premio).

2.3.1. Prezzo dell’energia elettrica

Le modalità finanziarie dovrebbero fare riferimento al prezzo dell’energia elettrica fornita e/o alla metodologia per la fissazione del prezzo, tenendo conto dell’impatto sulle operazioni di mercato. Quest’ultima condizione può essere intesa come mirante a evitare prezzi o metodologie che distorcano il mercato e producano incentivi perversi. Il prezzo dell’energia elettrica che funge da base per la compensazione dell’assistenza è determinato (dal mercato o con altri mezzi) nello Stato membro che presta assistenza.

a) Prezzo di mercato

In linea di principio, il prezzo dell’energia elettrica fornita nel quadro del meccanismo di assistenza non dovrebbe essere inferiore al prezzo di mercato, poiché ciò produrrebbe incentivi perversi. Il prezzo, se è mantenuto sbloccato e può seguire dinamicamente la domanda e l’offerta di energia elettrica, può fornire un segnale anche durante una crisi.

Per quanto riguarda i prezzi di mercato in termini generali, un fattore determinante è il livello di integrazione del mercato considerato come scenario di base. Se si presume la piena attuazione del mercato interno dell’energia elettrica, mercati del bilanciamento compresi, il prezzo di riferimento potrebbe essere fornito direttamente da una delle piattaforme future create per lo scambio di energia di bilanciamento conformemente al regolamento (UE) 2017/2195 della Commissione (16) sul bilanciamento del sistema elettrico. Un metodo per calcolare un «prezzo di riferimento» sarebbe necessario solo quando non vi siano più offerte disponibili sul mercato del bilanciamento (il che potrebbe indicare una crisi simultanea) o quando le specificità del mercato (ossia l’esistenza di prodotti di bilanciamento puramente nazionali) non ne consentono l’attivazione da parte dello Stato membro richiedente. Infine, se non vi sono più offerte nel mercato del bilanciamento (ossia non vi sono più risorse disponibili sul mercato), l’ultimo strumento disponibile è la riduzione del carico. In questo caso, il prezzo dell’energia dovrebbe riflettere il costo dell’attuazione della suddetta riduzione del carico [cfr. lettera b)].

b) Fissazione del prezzo per via amministrativa/riduzione forzata

In mancanza di prezzo di mercato, possono essere necessari altri metodi per fissare il prezzo dell’energia elettrica, come l’ultimo prezzo noto del mercato di bilanciamento o del mercato infragiornaliero, scegliendo il più alto dei due. In alternativa, anche il prezzo dell’ultima negoziazione o misura nota con o senza premio potrebbe costituire un punto di riferimento. Si potrebbe considerare l’opportunità di colmare con un premio l’eventuale divario fra il prezzo più recente noto e il valore del carico perso dei clienti che hanno subito una riduzione (17).

Il calcolo del valore del carico perso può essere usato per determinare il prezzo dei clienti che hanno subito una riduzione forzata nello Stato membro che fornisce assistenza. Tale valore rispecchia i vantaggi che un determinato gruppo di consumatori ha perso in seguito alla riduzione. Il valore del carico perso dovrebbe essere ottenuto con la metodologia di cui all’articolo 11 del regolamento (UE) 2019/943.

Di solito i valori adottati si riflettono anche nell’ordine di riduzione dei piani di preparazione ai rischi.

Infine, potrebbe essere utile identificare una metodologia per la fissazione del prezzo da parte dell’autorità di regolamentazione nazionale o dell’autorità competente, o prevedere l’utilizzo di un proxy, come il prezzo delle opzioni d’acquisto (18).

c) Disponibilità a sostenere i costi

Potrebbe essere opportuno determinare l’ammontare massimo che ogni Stato membro è disposto a pagare per l’energia elettrica in una situazione di crisi. Il valore massimo sarà verosimilmente il valore del carico perso per le categorie di utenti di energia elettrica che hanno diritto ad una protezione speciale contro l’interruzione dell’approvvigionamento in un dato Stato membro. Se il prezzo dell’energia elettrica dovesse superare tale valore, può non essere nell’interesse dello Stato membro chiedere energia elettrica nel quadro del meccanismo di assistenza. Tale informazione tuttavia non deve necessariamente essere inclusa nelle modalità o essere presa in considerazione nei piani.

2.3.2. Altre categorie di costi

Le modalità finanziarie dovrebbero contemplare qualsiasi altra categoria di costi, compresi i costi pertinenti e ragionevoli delle misure stabiliti in precedenza (articolo 15, paragrafo 4, del regolamento), che dovranno essere oggetto di un’equa e tempestiva compensazione. I costi supplementari dovrebbero essere mantenuti al minimo e si dovrebbe fare attenzione a evitare doppie contabilizzazioni, poiché molti elementi relativi ai costi supplementari potrebbero già essere rispecchiati nel prezzo dell’energia elettrica.

a) Costi di trasmissione associati

La compensazione dovrebbe coprire i costi di trasmissione associati alla capacità necessaria ai quantitativi di assistenza.

b) Danni per i clienti che hanno subito una riduzione forzata (compensazione per la riduzione)

Tra gli altri costi potrebbero figurare quelli derivanti dall’obbligo di versare una compensazione nello Stato membro che presta assistenza, anche per danni ai clienti che hanno subito una riduzione forzata. Tali costi possono essere inclusi nei costi di compensazione se il quadro giuridico nazionale prevede l’obbligo di pagare, oltre al prezzo dell’energia elettrica, una compensazione ai clienti che hanno subito una riduzione forzata, anche per danni economici. La metodologia pertinente per il calcolo deve essere inclusa nelle modalità. Si potrebbe concordare di trasferire l’importo della compensazione effettivamente sostenuto sulle entità che usano l’energia elettrica nel quadro dell’assistenza nello Stato membro beneficiario.

Tuttavia, il costo dei danni per i clienti che hanno subito una riduzione forzata può essere coperto da una compensazione solo se non è compreso nel prezzo dell’energia elettrica che lo Stato membro richiedente deve pagare. Lo Stato membro che ha chiesto assistenza non deve versare due volte la compensazione per gli stessi costi.

c) Costo dei procedimenti giudiziari nello Stato membro che presta l’assistenza

Altri costi potrebbero inoltre essere generati dal rimborso di eventuali costi derivanti da procedimenti giudiziari, procedimenti arbitrali e conciliazioni, nonché delle relative spese giudiziali che interessano lo Stato membro che presta assistenza nei confronti delle entità coinvolte in tale prestazione di assistenza (articolo 15, paragrafo 4, lettera b), del regolamento). Tale compensazione dovrebbe tuttavia essere versata solo dietro presentazione di prove dei costi sostenuti.

Nel caso di una controversia che coinvolge uno Stato membro e l’entità che presta assistenza in merito a una compensazione (insufficiente) da parte dello Stato membro che riceve assistenza, dovrebbe essere prevista una salvaguardia per proteggere quest’ultimo Stato membro. Potrebbero verificarsi circostanze in cui l’entità interessata e lo Stato membro in cui è stabilita adiscono le vie legali l’una contro l’altro per ottenere un prezzo dell’energia elettrica più alto o una maggiore compensazione per l’entità, a danno dello Stato membro richiedente assistenza il quale non è parte nel procedimento giudiziario. Tali circostanze dovrebbero essere evitate.

La situazione sopra descritta è diversa dalla situazione in cui un’impresa nello Stato membro che presta assistenza avvia un procedimento giudiziario contro un’entità nello Stato membro ricevente in merito al prezzo dell’energia elettrica o alla compensazione per la riduzione. In una simile situazione, l’impresa o l’entità soccombente è tenuta a sostenere i costi connessi.

2.3.3. Indicazione del metodo di calcolo dell’equa compensazione

I seguenti metodi possono essere presi in considerazione per calcolare l’equa compensazione:

— semplice somma di tutti gli elementi descritti nella sezione precedente;

— valore temporale del denaro: il pagamento dovrebbe essere tempestivo. Gli Stati membri potrebbero tuttavia concordare un tasso di interesse da applicare alla compensazione trascorso un periodo di tempo realistico dalla prestazione di assistenza e dopo che l’esatto importo della compensazione è stato calcolato e concordato;

— accordo fra Stati membri che utilizzano valute diverse in merito alla valuta nella quale la compensazione dovrebbe essere calcolata e versata, compreso il tasso di cambio pertinente.

2.3.4. Calcolo della compensazione di tutti i costi pertinenti e ragionevoli e impegno a versare tale compensazione

È probabile che il calcolo del pagamento esatto da versare allo Stato membro che ha prestato assistenza e alle entità in quello Stato membro possa realisticamente essere effettuato solo qualche tempo dopo l’erogazione dell’energia elettrica chiesta nel quadro del meccanismo di assistenza. Nelle modalità regionali o bilaterali gli Stati membri possono concordare l’approccio per calcolare il prezzo dell’energia elettrica e i costi supplementari, nonché un termine realistico per il versamento.

Le informazioni riguardo ai quantitativi di energia elettrica effettivamente erogati e qualsiasi altra informazione pertinente per il calcolo della compensazione devono essere inviate al o ai referenti competenti negli Stati membri coinvolti nella prestazione di assistenza, cosicché entrambi gli Stati possano eseguire un calcolo finale della compensazione. Le informazioni possono essere messe a disposizione dal TSO, dal DSO, dal gestore della riserva strategica, dal fornitore o dal gestore del mercato elettrico designato, a seconda della misura applicata. Il calcolo della compensazione può essere delegato a un’altra entità predefinita.

2.3.5. Modalità di pagamento

In linea di principio le procedure nazionali esistenti per i versamenti e la compensazione (o le transazioni di bilanciamento) in uno Stato membro e i ruoli e le responsabilità esistenti in tal senso dovrebbero essere mantenuti e applicati ove possibile anche ai versamenti della compensazione per l’assistenza fra Stati membri. Le modalità stipulate fra gli Stati membri dovrebbero vertere su come collegare, anche mediante un’interfaccia, i quadri nazionali esistenti. La natura dell’assistenza potrebbe esigere che l’interfaccia con responsabilità finanziaria finale sia lo Stato membro o l’autorità competente.

2.3.6. Ruoli e responsabilità: chi paga chi e chi organizza i versamenti

Quando sono ancora possibili misure volontarie sul versante della domanda nello Stato membro prestatore, l’accesso alla piattaforma pertinente e alla capacità interzonale deve essere preservato. Dovrebbe essere possibile per un acquirente transfrontaliero effettuare pagamenti per l’energia elettrica allo stesso modo di un acquirente locale, secondo quanto definito negli orientamenti in materia di bilanciamento del sistema elettrico.

Quando lo Stato membro che presta assistenza applica delle riduzioni, potrebbe utilizzare o adattare secondo necessità per i versamenti della compensazione da un paese confinante qualsiasi quadro giuridico, processo di pagamento o autorità responsabile di gestire i versamenti di cui sia dotato.

I beneficiari finali dell’assistenza sono i consumatori destinatari. Nel caso di una riduzione, il fornitore di energia elettrica dei clienti non protetti interessati da riduzione dovrebbe poter contare sulla continuità dei pagamenti, tenendo conto dei volumi di assistenza. Questi ultimi dovrebbero essere definiti in base al regime di compensazione nello Stato membro. I ruoli e le responsabilità potenziali possono essere assegnati come descritto al punto 1.5.

2.3.7. Descrizione e tappe del processo di pagamento

In base ai quadri di riferimento esistenti e al modo in cui l’interfaccia fra di essi è concordata dagli Stati membri, le procedure approvate devono essere incluse nelle modalità.

Presumendo un coinvolgimento da Stato membro a Stato membro negli aspetti finanziari (e in particolare in merito a monitoraggio, verifica e presentazione delle domande di pagamento dopo l’erogazione dell’energia elettrica nel quadro della assistenza), l’entità pertinente nello Stato membro che presta assistenza calcola l’importo della compensazione sulla base del quantitativo di energia elettrica erogata, degli elementi dei costi concordati e del metodo di calcolo concordato e invia la richiesta di versamento all’entità pertinente nello Stato membro richiedente. Lo Stato membro richiedente conferma il servizio ricevuto, verifica il calcolo e, se non ha obiezioni, effettua il versamento entro il termine concordato. I processi finanziari all’interno degli Stati membri, quali la distribuzione delle compensazioni o l’addebito delle compensazioni per l’assistenza, seguono le norme nazionali (ad esempio possono essere applicati direttamente all’entità offerente/interessata da riduzione, oppure socializzati, ossia distribuiti tra tutti i clienti).

I termini per il calcolo della compensazione per l’assistenza, la verifica e il versamento dovrebbero essere inclusi nelle modalità. Lo stesso vale per le leggi e le opzioni di risoluzione nel caso di una controversia derivante dall’uso del meccanismo di assistenza.

3. CONCLUSIONI

Grazie al regolamento sulla preparazione ai rischi, la volontà politica di assistenza fra gli Stati membri è diventata una realtà. Inoltre, il regolamento eleva l’assistenza dallo status di concetto applicato a livello nazionale a quello, applicato a livello unionale, di tutela della sicurezza pubblica e personale. Al fine di tutelare la sicurezza pubblica e personale, il regolamento introduce diritti e obblighi ad ampio raggio che offrono la certezza e la sicurezza della continuità dell’approvvigionamento elettrico agli utenti di energia elettrica aventi diritto ad una protezione speciale contro le interruzioni. Gli orientamenti forniti nel presente documento offrono un’ampia gamma di opzioni per il corretto funzionamento del meccanismo di assistenza, lasciando agli Stati membri la libertà di scegliere le soluzioni più adatte a loro.

(1) Conformemente all’articolo 12, paragrafo 1, del regolamento, le «misure regionali» devono essere concordate all’interno della regione interessata tra gli Stati membri che hanno la capacità tecnica di prestarsi reciprocamente assistenza conformemente all’articolo 15. A tal fine, gli Stati membri possono anche formare sottogruppi all’interno di una regione e concordare misure regionali a livello bilaterale o multilaterale. Le «misure bilaterali» sono concordate tra gli Stati membri che sono direttamente connessi ma non fanno parte della stessa regione.

(2) Scopo del meccanismo di assistenza è la tutela della sicurezza pubblica e personale (articolo 15, paragrafo 2, del regolamento).

(3) Le norme relative ai massimali tariffari e ai limiti tecnici di offerta figurano all’articolo 10 del regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, sul mercato interno dell’energia elettrica (GU L 158 del 14.6.2019, pag. 54).

(4) GU L 158 del 14.6.2019, pag. 54.

(5) Nel regolamento è definita «regione» un gruppo di Stati membri i cui gestori del sistema di trasmissione condividono lo stesso centro di coordinamento regionale di cui all’articolo 36 del regolamento sull’energia elettrica.

(6) Gli accordi sotto forma di memorandum d’intesa dovrebbero essere integrati da misure nazionali vincolanti che assicurino l’applicazione delle disposizioni del memorandum stesso.

(7) Ad esempio: servizio di assistenza reciproca d’urgenza. Contratti TSO-TSO.

(8) Regolamento (UE) 2017/1485 della Commissione, del 2 agosto 2017, che stabilisce orientamenti in materia di gestione del sistema di trasmissione dell’energia elettrica (GU L 220 del 25.8.2017, pag. 1).

(9) Regolamento (UE) 2017/2196 della Commissione, del 24 novembre 2017, che istituisce un codice di rete in materia di emergenza e ripristino dell’energia elettrica (GU L 312 del 28.11.2017, pag. 54).

(10) Le liste delle contingenze sono stabilite in applicazione dell’articolo 33 del regolamento (UE) 2017/1485 (GU L 220 del 25.8.2017, pag. 1 ).

(11) (GU L 259 del 27.9.2016, pag. 42).

(12) (GU L 197 del 25.7.2015, pag. 24).

(13) (GU L 312 del 28.11.2017, pag. 54).

(14) (GU L 220 del 25.8.2017, pag. 1).

(15) Decisione dell’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia n. 03/2017, del 2 ottobre 2017, sulla proposta dei gestori dei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica concernente le regole di allocazione armonizzate per i diritti di trasmissione a lungo termine.

(16) Regolamento (UE) 2017/2195 della Commissione, del 23 novembre 2017, che stabilisce orientamenti in materia di bilanciamento del sistema elettrico (GU L 312 del 28.11.2017, pag. 6).

(17) Vi sono casi in cui il premio copre il «valore assicurabile» dell’energia elettrica svincolata.

(18) Le opzioni d’acquisto conferiscono all’acquirente dell’opzione il diritto, ma non l’obbligo, di acquistare in futuro una quantità specifica di energia elettrica a un prezzo fisso. L’acquirente dell’opzione paga un premio per il diritto di esercitare l’opzione. Le opzioni sono costituite da un prezzo di esercizio, un periodo di determinazione dei prezzi, una metodologia di regolamento e un premio. Le opzioni sono negoziate in borsa oppure possono essere operazioni private fuori borsa (OTC).