IT Gazzetta ufficiale dell’Unione europea L 211/15

REGOLAMENTO (CE) n. 714/2009 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO

del 13 luglio 2009

relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga il regolamento (CE) n. 1228/2003

(Testo rilevante ai fini del SEE)

IL PARLAMENTO EUROPEO E IL CONSIGLIO DELL’UNIONE EUROPEA,

visto il trattato che istituisce la Comunità europea, in particolare l’articolo 95,

vista la proposta della Commissione,

visto il parere del Comitato economico e sociale europeo (1),

visto il parere del Comitato delle regioni (2),

deliberando secondo la procedura di cui all’articolo 251 del trattato (3),

considerando quanto segue:

(1) Il mercato interno dell’energia elettrica, la cui progressiva realizzazione è in atto dal 1999, ha lo scopo di offrire a tutti i consumatori della Comunità, privati o imprese, una reale libertà di scelta, creare nuove opportunità commerciali e intensificare gli scambi transfrontalieri, in modo da conseguire una maggiore efficienza, prezzi competitivi e più elevati livelli di servizio, contribuendo anche alla sicurezza degli approvvigionamenti ed allo sviluppo sostenibile.

(2) La direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica (4), e il regolamento (CE) n. 1228/2003 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica (5), hanno fornito un contributo significativo alla realizzazione del mercato interno dell’energia elettrica.

(3) Tuttavia, attualmente si riscontrano ostacoli alla vendita di energia elettrica a condizioni identiche e senza discriminazioni o svantaggi nella Comunità. In particolare, non esiste ancora in tutti gli Stati membri un accesso non discriminatorio alla rete, né un livello di controlli di pari efficacia da parte dei regolatori nazionali, e persistono mercati isolati.

(4) La comunicazione della Commissione del 10 gennaio 2007 intitolata «Una politica dell’energia per l'Europa» ha sottolineato quanto sia importante portare a compimento la realizzazione del mercato interno dell’energia elettrica e creare condizioni di concorrenza uniformi per tutte le imprese elettriche stabilite nella Comunità. Le comunicazioni della Commissione del 10 gennaio 2007 intitolate, rispettivamente, «Prospettive del mercato interno del gas e dell'elettricità» e «Indagine ai sensi dell’articolo 17 del regolamento (CE) n. 1/2003 nei settori europei del gas e dell’energia elettrica (relazione finale)» dimostrano che le norme e le misure in vigore non offrono il necessario quadro normativo né predispongono la creazione di capacità di interconnessione per permettere il conseguimento dell’obiettivo di un mercato interno ben funzionante, efficiente e aperto.

(5) Oltre ad attuare in modo completo il quadro normativo vigente, il quadro normativo del mercato interno dell’energia elettrica di cui al regolamento (CE) n. 1228/2003 dovrebbe essere adattato al contenuto delle citate comunicazioni.

(6) In particolare, è necessario rafforzare la cooperazione e il coordinamento tra i gestori dei sistemi di trasmissione per creare codici di rete volti a fornire e gestire un accesso transfrontaliero effettivo e trasparente alle reti di trasmissione e per garantire una pianificazione coordinata e sufficientemente lungimirante e un’evoluzione tecnica adeguata del sistema di trasmissione nella Comunità, compresa la creazione di capacità di interconnessione, prestando la necessaria attenzione al rispetto dell’ambiente. I codici di rete dovrebbero essere conformi a orientamenti quadro di per sé non vincolanti (orientamenti quadro) ed elaborati dall’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori dell’energia istituita dal regolamento (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, che istituisce un’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori dell’energia (6) (l’Agenzia). L’Agenzia dovrebbe svolgere un ruolo nel riesame, sulla base di dati oggettivi, dei progetti di codici di rete, compresa la loro conformità agli orientamenti quadro, e dovrebbe esserle consentito di raccomandare l’adozione di tali codici da parte della Commissione. L’Agenzia dovrebbe inoltre valutare le modifiche proposte ai codici di rete e dovrebbe esserle consentito di raccomandare l’adozione di tali codici da parte della Commissione. I gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero gestire le loro reti conformemente a questi codici di rete.

(7) Per garantire una gestione ottimale della rete di trasmissione di energia elettrica e permettere gli scambi e l’approvvigionamento transfrontalieri di energia elettrica nella Comunità, è opportuno creare una Rete europea di gestori di sistemi di trasmissione dell’energia elettrica (la REGST dell’energia elettrica). I compiti di detta Rete dovrebbero essere eseguiti nel rispetto delle norme comunitarie in materia di concorrenza, che restano applicabili alle decisioni della REGST dell’energia elettrica. I compiti della REGST dell’energia elettrica dovrebbero essere chiaramente definiti e i suoi metodi di lavoro dovrebbero garantire l’efficienza, la trasparenza e la rappresentatività della REGST dell’energia elettrica. I codici di rete elaborati dalla REGST dell’energia elettrica non intendono sostituirsi ai necessari codici di rete nazionali per gli aspetti non transfrontalieri. Considerato che agire a livello regionale permette di garantire migliori progressi, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero porre in essere strutture regionali nell’ambito della struttura di cooperazione generale, assicurando nel contempo che i risultati a livello regionale siano conformi ai codici di rete e ai piani di sviluppo decennali delle reti non vincolanti a livello comunitario. Gli Stati membri dovrebbero promuovere la cooperazione e controllare l’efficacia della rete a livello regionale. La cooperazione a livello regionale dovrebbe essere compatibile con i progressi verso un mercato interno dell’energia elettrica competitivo ed efficiente.

(8) Tutti gli operatori del mercato hanno interesse ai lavori che saranno svolti dalla REGST dell’energia elettrica. Una consultazione efficace risulta pertanto di fondamentale importanza e le strutture esistenti create per facilitare e razionalizzare il processo consultivo, quali l’Unione per il coordinamento della trasmissione di energia elettrica, i regolatori nazionali o l’Agenzia, dovrebbero svolgervi una parte rilevante.

(9) Onde assicurare una maggiore trasparenza per quanto concerne l’intera rete di trasmissione di energia elettrica nella Comunità, la REGST dell’energia elettrica dovrebbe elaborare, pubblicare e aggiornare regolarmente un piano di sviluppo decennale non vincolante della rete a livello comunitario (piano di sviluppo della rete a livello comunitario) che indichi le reti di trasmissione di energia elettrica realizzabili e le interconnessioni regionali necessarie, importanti dal punto di vista commerciale o della sicurezza degli approvvigionamenti.

(10) Il presente regolamento dovrebbe stabilire principi di base per quanto riguarda la fissazione delle tariffe e l’assegnazione di capacità e prevedere nel contempo che siano adottati orientamenti che precisino ulteriormente i principi e le metodologie pertinenti al fine di consentire un rapido adattamento a circostanze mutate.

(11) In un mercato aperto e concorrenziale i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero ricevere una compensazione per i costi sostenuti per i flussi transfrontalieri di energia elettrica ospitati sulle loro reti da parte dei gestori di quei sistemi di trasmissione dai quali hanno origine i flussi transfrontalieri e dei sistemi dove terminano tali flussi.

(12) Le somme versate e ricevute per effetto di compensazioni tra gestori di reti di sistemi di trasmissione dovrebbero essere prese in considerazione al momento di definire le tariffe nazionali di rete.

(13) La somma effettiva da pagare per l’accesso transfrontaliero al sistema può variare considerevolmente secondo i gestori del sistema di trasmissione interessati e a causa delle differenze nella struttura dei sistemi tariffari applicati negli Stati membri. Un certo grado di armonizzazione è pertanto necessario per evitare distorsioni degli scambi.

(14) È necessario un adeguato sistema di segnali differenziati per località a lungo termine che si basi sul principio secondo cui il livello dei corrispettivi di accesso alla rete dovrebbe, in linea di massima, rispecchiare l’equilibrio tra produzione e consumo della regione interessata sulla base di una differenziazione dei corrispettivi di accesso alla rete per i produttori e/o i consumatori.

(15) Non è opportuno applicare tariffe in funzione della distanza né, purché esistano appropriati segnali differenziati per località, una tariffa specifica a carico esclusivo degli esportatori o degli importatori, oltre al corrispettivo generale per l’accesso alla rete nazionale.

(16) Presupposto per una concorrenza effettiva nel mercato interno dell’energia elettrica sono corrispettivi per l’uso della rete trasparenti e non discriminatori, incluse le interconnessioni nel sistema di trasmissione. La capacità disponibile di queste linee dovrebbe essere stabilita entro il limite massimo che consente la salvaguardia delle norme di sicurezza per il funzionamento della rete.

(17) È importante evitare che norme diverse di sicurezza, operative e di programmazione utilizzate da gestori del sistema di trasmissione negli Stati membri conducano a distorsioni della concorrenza. Per i soggetti partecipanti al mercato dovrebbe esistere piena trasparenza in ordine alle capacità disponibili di trasmissione e alle norme operative, di sicurezza e di programmazione che incidono sulle capacità disponibili di trasmissione.

(18) Il monitoraggio del mercato effettuato negli ultimi anni dalle autorità nazionali di regolamentazione e dalla Commissione ha dimostrato che le esistenti norme sulla trasparenza dell’accesso all’infrastruttura sono insufficienti per garantire un mercato interno autentico, ben funzionante, aperto ed efficiente nel settore dell’energia elettrica.

(19) Un accesso equo alle informazioni sullo stato fisico e l’efficienza del sistema è necessario per permettere a tutti gli operatori del mercato di valutare la situazione globale dell’offerta e della domanda e individuare le cause delle fluttuazioni dei prezzi all’ingrosso. Ciò include informazioni più precise sulla generazione, l’offerta e la domanda di energia elettrica, comprese le previsioni, la capacità della rete e di interconnessione, i flussi e la manutenzione, il bilanciamento e la capacità di riserva.

(20) Per potenziare la fiducia nel mercato, i suoi partecipanti devono essere certi che i responsabili di comportamenti abusivi possono essere soggetti a sanzioni effettive, proporzionate e dissuasive. È opportuno conferire alle autorità competenti la facoltà di indagare efficacemente sulle denunce di abuso di mercato. A tal fine è necessario che le autorità competenti abbiano accesso ai dati che forniscono informazioni sulle decisioni operative adottate dalle imprese di fornitura. Nel mercato dell’energia elettrica molte di queste decisioni sono adottate dai produttori, che dovrebbero mettere a disposizione delle autorità competenti, in modo facilmente accessibile, le relative informazioni per un periodo determinato. Le autorità competenti dovrebbero inoltre verificare regolarmente l’osservanza delle norme da parte dei gestori dei sistemi di trasmissione. I piccoli produttori che non sono in grado di falsare le condizioni del mercato dovrebbero essere esonerati da quest’obbligo.

(21) È opportuno stabilire norme sull’uso delle entrate derivanti dalle procedure di gestione della congestione, a meno che la natura specifica dell’interconnettore interessato non giustifichi una deroga a dette norme.

(22) La gestione dei problemi di congestione dovrebbe fornire corretti segnali economici ai gestori del sistema di trasmissione e ai soggetti partecipanti al mercato e dovrebbe essere basata su meccanismi di mercato.

(23) Gli investimenti in una grande infrastruttura moderna dovrebbero essere promossi in modo deciso e al contempo si dovrebbe garantire il funzionamento regolare del mercato interno dell’energia elettrica. Per rafforzare l’effetto positivo sulla concorrenza degli interconnettori per corrente continua che beneficiano di un’esenzione e la sicurezza dell’approvvigionamento, l’interesse di questi progetti per il mercato dovrebbe essere analizzato durante la loro fase di pianificazione e dovrebbero essere adottate norme di gestione della congestione. Laddove gli interconnettori per corrente continua siano situati nel territorio di più Stati membri, spetta all’Agenzia trattare, in ultima istanza, la domanda di esenzione al fine di tenere conto più efficacemente delle sue ripercussioni transfrontaliere e di agevolare l’iter amministrativo della domanda. Inoltre, tenuto conto dei rischi eccezionali inerenti alla costruzione di questi grandi progetti infrastrutturali esentati dall’applicazione delle norme di concorrenza, le imprese aventi interessi in materia di fornitura e produzione dovrebbero essere in grado di beneficiare di una deroga temporanea alle norme sulla separazione completa delle attività per i progetti in questione. Le esenzioni concesse a norma del regolamento (CE) n. 1228/2003 continuano ad applicarsi fino alla data di scadenza prevista, fissata nella decisione che concede l’esenzione.

(24) Per garantire l’armonioso funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica è opportuno prevedere procedure che consentano l’adozione, da parte della Commissione, di decisioni ed orientamenti per quanto riguarda, tra l’altro, le tariffe e l’assegnazione della capacità, garantendo nel contempo la partecipazione a tale processo delle autorità di regolamentazione degli Stati membri, se del caso attraverso la loro associazione europea. Le autorità di regolamentazione, unitamente ad altre autorità competenti negli Stati membri, svolgono un ruolo importante contribuendo al buon funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica.

(25) Le autorità nazionali di regolamentazione dovrebbero garantire l’osservanza delle regole contenute nel presente regolamento e degli orientamenti adottati sulla base dello stesso.

(26) Gli Stati membri e le autorità nazionali competenti dovrebbero essere tenute a fornire le informazioni pertinenti alla Commissione, che dovrebbe trattarle in modo confidenziale. Se necessario, la Commissione dovrebbe poter richiedere le informazioni pertinenti direttamente alle imprese interessate, purché le autorità nazionali competenti siano informate.

(27) Gli Stati membri dovrebbero determinare le sanzioni da irrogare in caso di violazione delle norme del presente regolamento e assicurarne l’applicazione. Tali sanzioni devono essere effettive, proporzionate e dissuasive.

(28) Le misure necessarie per l’attuazione del presente regolamento dovrebbero essere adottate secondo la decisione 1999/468/CE del Consiglio, del 28 giugno 1999, recante modalità per l’esercizio delle competenze di esecuzione conferite alla Commissione (7).

(29) In particolare, la Commissione dovrebbe avere il potere di stabilire o adottare gli orientamenti necessari intesi a garantire il livello di armonizzazione minimo richiesto per raggiungere gli obiettivi del presente regolamento. Tali misure di portata generale, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo con nuovi elementi non essenziali, devono essere adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 5 bis della decisione 1999/468/CE.

(30) Poiché l’obiettivo del presente regolamento, vale a dire la predisposizione di un quadro armonizzato per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica, non può essere realizzato in misura sufficiente dagli Stati membri e può dunque essere realizzato meglio a livello comunitario, la Comunità può intervenire, in base al principio di sussidiarietà sancito dall’articolo 5 del trattato. Il presente regolamento si limita a quanto è necessario per conseguire tale obiettivo in ottemperanza al principio di proporzionalità enunciato nello stesso articolo.

(31) Tenuto conto della portata delle modifiche del regolamento (CE) n. 1228/2003, sarebbe opportuno, per ragioni di chiarezza e razionalizzazione, procedere alla rifusione delle disposizioni in questione riunendole in un unico testo nell’ambito di un nuovo regolamento,

HANNO ADOTTATO IL PRESENTE REGOLAMENTO:

Articolo 1

Oggetto e ambito di applicazione

Il presente regolamento mira a:

a) stabilire norme eque per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica, rafforzando così la concorrenza nel mercato interno dell’energia elettrica tenendo conto delle caratteristiche particolari dei mercati nazionali e regionali. Ciò comporterà l’istituzione di un meccanismo di compensazione per i flussi transfrontalieri di energia elettrica e la definizione di principi armonizzati in materia di oneri di trasmissione transfrontaliera e l’assegnazione delle capacità disponibili di interconnessione tra sistemi nazionali di trasmissione;

b) facilitare lo sviluppo di un mercato all’ingrosso efficiente e trasparente con una sicurezza di approvvigionamento dell’energia elettrica di livello elevato. Esso prevede dei meccanismi per l’armonizzazione di tali norme per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica.

Articolo 2

Definizioni

1. Ai fini del presente regolamento si applicano le definizioni di cui all’articolo 2 della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica (8), ad eccezione della definizione di «interconnettore» che è sostituita dalla seguente:

— «interconnettore» una linea di trasmissione che attraversa o si estende oltre una frontiera tra Stati membri e che collega i sistemi nazionali di trasmissione degli Stati membri.

2. Si applicano le seguenti definizioni:

a) «autorità di regolamentazione», le autorità di regolamentazione di cui all’articolo 35, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE;

b) «flussi transfrontalieri», un flusso fisico di energia elettrica in una rete di trasmissione di uno Stato membro che risulta dall’impatto dell’attività di produttori e/o consumatori svolta al di fuori di tale Stato membro sulla sua rete di trasmissione;

c) «congestione», una situazione in cui una interconnessione che collega reti di trasmissione nazionali non può soddisfare tutti i flussi fisici derivanti dal commercio internazionale richiesto da soggetti partecipanti al mercato, per insufficienza di capacità degli interconnettori e/o dei sistemi nazionali di trasmissione interessati;

d) «esportazione dichiarata», l’energia elettrica immessa nella rete di uno Stato membro destinata in base a disposizioni contrattuali ad essere contestualmente prelevata dalla rete («importazione dichiarata») nel territorio di un altro Stato membro o di un paese terzo;

e) «flussi in transito dichiarato», circostanza in cui un’«esportazione dichiarata» di energia elettrica avviene e in cui il percorso designato per la transazione coinvolge un paese nel quale non si effettuano né l’immissione né il corrispondente contestuale prelievo di energia elettrica;

f) «importazione dichiarata» il prelievo di energia elettrica in uno Stato membro o in un paese terzo contestualmente all’immissione di energia elettrica («esportazione dichiarata») in un altro Stato membro;

g) «nuovo interconnettore», un interconnettore non completato entro il 4 agosto 2003.

Soltanto ai fini del meccanismo di compensazione fra gestori del sistema di trasmissione, qualora reti di trasmissione di due o più Stati membri formino parte, interamente o parzialmente, di un unico blocco di controllo, l’insieme del blocco di controllo è considerato parte integrante della rete di trasmissione di uno degli Stati membri interessati, per evitare che i flussi all’interno dei blocchi di controllo siano considerati flussi transfrontalieri ai sensi della lettera b), del primo comma del presente paragrafo e diano luogo a versamenti di compensazione ai sensi dell’articolo 13. Le autorità di regolamentazione degli Stati membri interessati possono decidere quale tra gli Stati membri interessati sia quello di cui l’insieme del blocco di controllo è considerato parte integrante.

Articolo 3

Certificazione dei gestori di sistemi di trasmissione

1. La Commissione esamina qualsiasi notifica di una decisione in materia di certificazione da parte di un gestore di sistemi di trasmissione di cui all’articolo 10, paragrafo 6 della direttiva 2009/72/CE non appena l’abbia ricevuta. Entro due mesi dal giorno di ricezione di tale notifica, la Commissione esprime il suo parere alla competente autorità nazionale di regolamentazione circa la sua compatibilità con l’articolo 10, paragrafo 2 o l’articolo 11, e l’articolo 9 della direttiva 2009/72/CE.

Nel preparare il parere di cui al primo comma, la Commissione può chiedere all’Agenzia di esprimere un parere in merito alla decisione dell’autorità nazionale di regolamentazione. In tal caso il periodo di due mesi di cui al primo comma è prorogato di altri due mesi.

In assenza di un parere della Commissione entro i periodi di cui al primo e al secondo comma, si considera che la Commissione non sollevi obiezioni avverso la decisione dell’autorità di regolamentazione.

2. Entro due mesi dalla ricezione di un parere della Commissione, l’autorità nazionale di regolamentazione adotta la decisione finale riguardante la certificazione del gestore del sistema di trasmissione, tenendo nella massima considerazione detto parere. La decisione dell’autorità di regolamentazione e il parere della Commissione sono pubblicati insieme.

3. In ogni momento durante la procedura, le autorità di regolamentazione e/o la Commissione possono chiedere ad un gestore del sistema di trasmissione e/o ad un’impresa che esercita attività di generazione o di fornitura tutte le informazioni utili allo svolgimento dei loro compiti in forza del presente articolo.

4. Le autorità di regolamentazione e la Commissione garantiscono la segretezza delle informazioni commercialmente sensibili.

5. La Commissione può adottare orientamenti che precisano le modalità di svolgimento del procedimento da seguire ai fini dell’applicazione dei paragrafi 1 e 2 del presente articolo. Tali misure, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, sono adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 23, paragrafo 2.

6. Qualora la Commissione abbia ricevuto notifica della certificazione di un gestore del sistema di trasmissione ai sensi dell’articolo 9, paragrafo 10 della direttiva 2009/72/CE, la Commissione adotta una decisione riguardante la certificazione. L’autorità di regolamentazione si conforma alla decisione della Commissione.

Articolo 4

Rete europea di gestori di sistemi di trasmissione di energia elettrica

Tutti i gestori del sistema di trasmissione cooperano a livello comunitario mediante la REGST dell’energia elettrica allo scopo di promuovere il completamento e il funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica come pure gli scambi transfrontalieri e di garantire una gestione ottimale e coordinata e un’evoluzione tecnica soddisfacente della rete europea di trasmissione dell’energia elettrica.

Articolo 5

Istituzione della REGST dell’energia elettrica

1. Entro il 3 marzo 2011, i gestori dei sistemi di trasmissione di energia elettrica presentano alla Commissione e all’Agenzia un progetto di statuto, un elenco dei membri e un progetto di regolamento interno, comprese le norme procedurali per la consultazione di altre parti interessate, della REGST dell’energia elettrica.

2. Entro due mesi dal giorno di ricevimento di queste informazioni, l’Agenzia, dopo aver consultato formalmente le organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate, in particolare gli utenti del sistema, compresi i consumatori, trasmette alla Commissione un parere sul progetto di statuto, un elenco dei membri e il progetto di regolamento interno.

3. La Commissione formula il suo parere sul progetto di statuto, sull’elenco dei membri e sul progetto di regolamento interno tenendo conto del parere dell’Agenzia di cui al paragrafo 2 e nei tre mesi successivi al giorno di ricevimento del parere dell’Agenzia.

4. Entro tre mesi dal giorno di ricevimento del parere della Commissione, i gestori dei sistemi di trasmissione costituiscono la REGST dell’energia elettrica e ne adottano e pubblicano lo statuto e il regolamento interno.

Articolo 6

Redazione dei codici di rete

1. Previa consultazione dell’Agenzia, della REGST dell’energia elettrica e delle altre parti interessate, la Commissione stabilisce un elenco di priorità annuali in cui sono individuati i settori di cui all’articolo 8, paragrafo 6, da includere nell’elaborazione dei codici di rete.

2. La Commissione chiede all’Agenzia di presentarle, entro un periodo di tempo ragionevole non superiore a sei mesi, un orientamento quadro non vincolante (orientamento quadro) che fissi principi chiari e obiettivi, a norma dell’articolo 8, paragrafo 7, per l’elaborazione di codici di rete riguardanti i settori individuati nell’elenco di priorità. Ciascun orientamento quadro contribuisce alla non discriminazione, a una concorrenza effettiva e al funzionamento efficace del mercato. Su richiesta motivata dell’Agenzia, la Commissione può prorogare tale termine.

3. L’Agenzia procede formalmente alla consultazione della REGST dell’energia elettrica e delle altre parti interessate sull’orientamento quadro durante un periodo non inferiore a due mesi, in modo trasparente e aperto.

4. Se ritiene che l’orientamento quadro non contribuisca alla non discriminazione, all’effettiva concorrenza e al funzionamento efficace del mercato, la Commissione può chiedere all’Agenzia di riesaminare l’orientamento quadro entro un periodo di tempo ragionevole e di ripresentarlo alla Commissione.

5. Se entro il termine fissato dalla Commissione ai sensi dei paragrafi 2 o 4, l’Agenzia non presenta o non ripresenta un orientamento quadro, questo è elaborato dalla stessa Commissione.

6. Entro un termine ragionevole non superiore a dodici mesi la Commissione chiede alla REGST dell’energia elettrica di presentare all’Agenzia un codice di rete conforme al pertinente orientamento quadro.

7. Entro un termine di tre mesi dal giorno di ricevimento di un codice di rete, durante il quale l’Agenzia può consultare formalmente le pertinenti parti interessate, l’Agenzia fornisce alla REGST dell’energia elettrica un parere motivato sul codice di rete.

8. La REGST dell’energia elettrica può modificare il codice di rete alla luce del parere dell’Agenzia e ripresentarlo a quest’ultima.

9. L’Agenzia, constatato che il codice di rete è conforme ai pertinenti orientamenti quadro, lo presenta alla Commissione e può raccomandarne l’adozione entro un periodo di tempo ragionevole. La Commissione comunica i motivi della propria decisione nel caso in cui non adotti il codice di rete.

10. Se la REGST dell’energia elettrica non ha elaborato un codice di rete entro il periodo fissato dalla Commissione ai sensi del paragrafo 6, quest’ultima può chiedere all’Agenzia di elaborare un progetto di codice di rete in base al pertinente orientamento quadro. Durante la fase di elaborazione di un progetto di codice di rete ai sensi del presente paragrafo, l’Agenzia può avviare un’ulteriore consultazione. L’Agenzia presenta alla Commissione un progetto di codice di rete elaborato ai sensi del presente paragrafo e può raccomandarne l’adozione

11. La Commissione può adottare, di sua iniziativa se la REGST dell’energia elettrica non ha elaborato un codice di rete o l’Agenzia non ha elaborato un progetto di codice di rete ai sensi del paragrafo 10 del presente articolo, o su raccomandazione dell’Agenzia ai sensi del paragrafo 9 del presente articolo, uno o più codici di rete nei settori di cui all’articolo 8, paragrafo 6.

Se la Commissione propone di adottare un codice di rete di sua iniziativa, essa procede, per un periodo non inferiore a due mesi, alla consultazione dell’Agenzia, della REGST dell’energia elettrica e di tutte le parti interessate in merito al progetto di codice di rete. Tali misure, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, sono adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 23, paragrafo 2.

12. Il presente articolo lascia impregiudicato il diritto della Commissione di adottare orientamenti e di modificarli come previsto all’articolo 18.

Articolo 7

Modifiche dei codici di rete

1. Progetti di modifica di qualsiasi codice di rete adottato ai sensi dell’articolo 6 possono essere proposti all’Agenzia da persone che potrebbero avere un interesse al codice di rete in questione, compresi la REGST dell’energia elettrica, i gestori del sistema di trasmissione, gli utenti del sistema ed i consumatori. L’Agenzia può anch’essa proporre modifiche di sua iniziativa.

2. L’Agenzia consulta tutte le parti interessate conformemente all’articolo 10 del regolamento (CE) n. 713/2009. In base a tale procedimento, l’Agenzia può trasmettere alla Commissione proposte di modifica motivate, spiegando in che modo dette proposte sono coerenti con gli obiettivi dei codici di rete di cui all’articolo 6, paragrafo 2.

3. La Commissione può adottare, tenendo conto delle proposte dell’Agenzia, modifiche a qualsiasi codice di rete adottato ai sensi dell’articolo 6. Tali misure, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, sono adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 23, paragrafo 2.

4. L’esame delle modifiche proposte nell’ambito della procedura di cui all’articolo 23, paragrafo 2, si limita agli aspetti relativi alle modifiche stesse. Tali modifiche proposte lasciano impregiudicate altre modifiche eventualmente proposte dalla Commissione.

Articolo 8

Compiti della REGST dell’energia elettrica

1. La REGST dell’energia elettrica elabora codici di rete nei settori di cui al paragrafo 6 del presente articolo su richiesta della Commissione a norma dell’articolo 6, paragrafo 6.

2. La REGST dell’energia elettrica può elaborare codici di rete nei settori di cui al paragrafo 6 al fine di realizzare gli obiettivi di cui all’articolo 4 qualora i codici in parola non si riferiscono a settori contemplati nella richiesta trasmessale dalla Commissione. Questi codici di rete sono trasmessi per parere all’Agenzia. Tale parere è debitamente tenuto in considerazione dalla REGST dell’energia elettrica.

3. La REGST dell’energia elettrica adotta:

a) strumenti comuni di gestione della rete per garantire il coordinamento del funzionamento della rete in condizioni normali e di emergenza, compresa una classificazione comune degli incidenti, e piani di ricerca;

b) ogni due anni, un piano decennale non vincolante di sviluppo della rete a livello comunitario (piano di sviluppo della rete a livello comunitario), comprensivo di prospettive sull’adeguatezza delle capacità di produzione europea;

c) raccomandazioni in materia di coordinamento della cooperazione tecnica tra operatori dei sistemi di trasmissione della Comunità e operatori dei sistemi di trasmissione dei paesi terzi;

d) un programma annuale di lavoro;

e) una relazione annuale;

f) prospettive annuali, per il periodo estivo e invernale, sull’adeguatezza delle capacità di produzione.

4. Le prospettive sull’adeguatezza delle capacità di produzione europea di cui al paragrafo 3, lettera b), coprono l’adeguatezza generale del sistema a fronte della domanda di energia elettrica esistente e prevista per il periodo di cinque anni successivo nonché per il periodo tra cinque e quindici anni dalla data di dette prospettive. Le prospettive europee sull’adeguatezza delle capacità di produzione sono basate sulle prospettive nazionali sull’adeguatezza delle capacità di produzione preparate dai singoli gestori del sistema di trasmissione.

5. Il programma di lavoro annuale di cui al paragrafo 3, lettera d), comprende un elenco e una descrizione dei codici di rete da elaborare, un piano di coordinamento della gestione della rete e le attività di ricerca e di sviluppo da realizzare nel corso dell’anno, corredati di calendario indicativo.

6. I codici di rete di cui ai paragrafi 1 e 2 coprono i settori seguenti, tenendo conto, se del caso, delle specificità regionali:

a) norme in materia di sicurezza e di affidabilità della rete, comprese le norme in materia di capacità di trasmissione tecnica di riserva per la sicurezza operativa della rete;

b) norme di collegamento della rete;

c) norme in materia di accesso dei terzi;

d) norme in materia di scambio dei dati e di liquidazione;

e) norme in materia di interoperabilità;

f) procedure operative in caso di emergenza;

g) norme in materia di assegnazione delle capacità e di gestione della congestione;

h) norme di scambi connesse alla fornitura tecnica e operativa dei servizi di accesso alla rete e al sistema di bilanciamento;

i) regole di trasparenza;

j) norme di bilanciamento, comprese le norme relative all’energia di riserva legata alla rete;

k) norme riguardanti le strutture tariffarie di trasmissione armonizzate, compresi i segnali differenziati per località e i meccanismi di compensazione tra gestori del sistema di trasmissione;

l) norme in materia di efficienza energetica delle reti di energia elettrica.

7. I codici di rete sono elaborati per le questioni transfrontaliere della rete e per le questioni relative all’integrazione del mercato e lasciano impregiudicati i diritti degli Stati membri di elaborare codici di rete nazionali che non influiscano sugli scambi transfrontalieri.

8. La REGST dell’energia elettrica controlla e analizza l’attuazione dei codici di rete e degli orientamenti adottati dalla Commissione a norma dell’articolo 6, paragrafo 11, e il loro effetto sull’armonizzazione delle regole applicabili volte a facilitare l’integrazione del mercato. La REGST dell’energia elettrica riferisce quanto riscontrato all’Agenzia e include i risultati dell’analisi nella relazione annuale di cui al paragrafo 3, lettera e), del presente articolo.

9. La REGST dell’energia elettrica mette a disposizione tutte le informazioni richieste dall’Agenzia per svolgere i suoi compiti ai sensi dell’articolo 9, paragrafo 1.

10. La REGST dell’energia elettrica adotta e pubblica ogni due anni un piano di sviluppo della rete a livello comunitario. Il piano di sviluppo della rete a livello comunitario comprende la modellizzazione della rete integrata, l’elaborazione di scenari, previsioni sull’adeguatezza della domanda e dell’offerta a livello europeo e la valutazione della resilienza del sistema.

In particolare, il piano di sviluppo della rete a livello comunitario:

a) si basa sui piani di investimento nazionali, tenendo conto dei piani di investimento regionali di cui all’articolo 12, paragrafo 1 e, se del caso, degli aspetti comunitari della pianificazione di rete compresi gli orientamenti per le reti transeuropee nel settore dell’energia definiti nella decisione n. 1364/2006/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (9);

b) per quanto riguarda le interconnessioni transfrontaliere, si basa anche sulle ragionevoli esigenze di vari utenti di sistema e include impegni a lungo termine di investitori di cui all’articolo 8 e agli articoli 13 e 22 della direttiva 2009/72/CE; e

c) individua le lacune in materia di investimenti, in particolare per quanto riguarda le capacità transfrontaliere.

Per quanto concerne il secondo comma, lettera c), un riesame degli ostacoli all’aumento della capacità transfrontaliera della rete derivanti da procedure o prassi di approvazione diverse può essere allegato al piano di sviluppo della rete a livello comunitario.

11. L’Agenzia fornisce un parere sui piani decennali di sviluppo della rete a livello nazionale per valutarne la coerenza con il piano di sviluppo della rete a livello comunitario. Se individua incoerenze tra un piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale ed il piano di sviluppo della rete a livello comunitario, l’Agenzia raccomanda di modificare opportunamente il piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale o il piano di sviluppo della rete a livello comunitario. Se il piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale è elaborato conformemente all’articolo 22 della direttiva 2009/72/CE, l’Agenzia raccomanda che l’autorità nazionale di regolamentazione competente modifichi il piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale ai sensi dell’articolo 22, paragrafo 7 di tale direttiva e ne informa la Commissione.

12. Su richiesta della Commissione, la REGST dell’energia elettrica fornisce alla Commissione il suo parere sull’adozione degli orientamenti, come previsto all’articolo 18.

Articolo 9

Controllo effettuato dall’Agenzia

1. L’Agenzia controlla l’esecuzione dei compiti della REGST dell’energia elettrica previsti all’articolo 8, paragrafi 1, 2 e 3 e riferisce alla Commissione.

L’Agenzia controlla l’attuazione da parte della REGST dell’energia elettrica dei codici di rete elaborati ai sensi dell’articolo 8, paragrafo 2, e dei codici di rete elaborati conformemente all’articolo 6, paragrafi da 1 a 10, ma che non sono stati adottati dalla Commissione ai sensi dell’articolo 6, paragrafo 11. Qualora la REGST dell’energia elettrica non abbia attuato nessuno di tali codici di rete, l’Agenzia chiede alla REGST dell’energia elettrica di fornire una motivazione debitamente circostanziata della mancata attuazione. L’Agenzia informa la Commissione di tale motivazione e le fornisce il suo parere al riguardo.

L’Agenzia controlla e analizza l’attuazione dei codici di rete e degli orientamenti adottati dalla Commissione, come previsto all’articolo 6, paragrafo 11, e il loro effetto sull’armonizzazione delle regole applicabili volte a facilitare l’integrazione del mercato, nonché sulla non discriminazione, l’effettiva concorrenza e il funzionamento efficace del mercato, e riferisce alla Commissione al riguardo.

2. La REGST dell’energia elettrica presenta all’Agenzia, per sentire il suo parere, il progetto di piano di sviluppo della rete a livello comunitario, il progetto di programma di lavoro annuale, comprese le informazioni relative al processo di consultazione, e gli altri documenti di cui all’articolo 8, paragrafo 3.

Entro due mesi dal giorno di ricevimento l’Agenzia trasmette alla REGST dell’energia elettrica e alla Commissione un parere debitamente motivato, nonché raccomandazioni, se ritiene che il progetto di programma di lavoro annuale o il progetto di piano di sviluppo della rete a livello comunitario presentato dalla REGST dell’energia elettrica non contribuisca alla non discriminazione, a una concorrenza effettiva e al funzionamento efficace del mercato o a un’interconnessione transfrontaliera di livello sufficiente cui possono accedere parti terze.

Articolo 10

Consultazioni

1. In occasione dell’elaborazione dei codici di rete, del progetto di piano di sviluppo della rete a livello comunitario e del programma di lavoro annuale di cui all’articolo 8, paragrafi 1, 2 e 3, la REGST dell’energia elettrica conduce un ampio processo di consultazione, in una fase iniziale e in modo approfondito, aperto e trasparente, coinvolgendo tutti i partecipanti al mercato interessati e, in particolare, le organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate secondo le norme procedurali di cui all’articolo 5, paragrafo 1. Alla consultazione partecipano anche le autorità nazionali di regolamentazione e altre autorità nazionali, le imprese di erogazione e di produzione, gli utenti del sistema compresi i clienti, i gestori dei sistemi di distribuzione, comprese le pertinenti associazioni settoriali, gli organismi tecnici e le piattaforme di parti interessate. Essa si prefigge di enucleare i pareri e le proposte di tutte le parti competenti nel corso del processo decisionale.

2. Tutti i documenti e i verbali relativi alle consultazioni di cui al paragrafo 1 sono resi pubblici.

3. Prima di adottare il programma di lavoro annuale e i codici di rete di cui all’articolo 8, paragrafi 1, 2 e 3, la REGST dell’energia elettrica illustra come si sia tenuto conto delle osservazioni raccolte nel corso della consultazione. Se decide di non tener conto di un’osservazione, adduce i motivi della sua scelta.

Articolo 11

Costi

I costi relativi alle attività della REGST dell’energia elettrica di cui agli articoli da 4 a 12 sono a carico dei gestori dei sistemi di trasmissione e sono presi in considerazione ai fini del calcolo delle tariffe. Le autorità di regolamentazione approvano i costi solo se ragionevoli e proporzionati.

Articolo 12

Cooperazione regionale dei gestori dei sistemi di trasmissione

1. I gestori dei sistemi di trasmissione instaurano una cooperazione regionale nell’ambito della REGST dell’energia elettrica per contribuire alle attività di cui all’articolo 8, paragrafi 1, 2 e 3. In particolare, pubblicano ogni due anni un piano regionale di investimenti e possono prendere decisioni in materia di investimenti sulla base di detto piano.

2. I gestori dei sistemi di trasmissione promuovono l’adozione di modalità pratiche tali da assicurare una gestione ottimale della rete e incoraggiano lo sviluppo degli scambi di energia, l’assegnazione coordinata delle capacità transfrontaliere mediante soluzioni non discriminatorie basate sul mercato, con particolare attenzione alle caratteristiche specifiche delle aste implicite per assegnazioni a breve termine, e l’integrazione di meccanismi di bilanciamento e riguardanti l’energia di riserva.

3. Ai fini del conseguimento degli obiettivi di cui ai paragrafi 1 e 2 del presente articolo, l’area geografica di competenza di ciascuna struttura di cooperazione regionale può essere definita dalla Commissione, tenendo conto delle strutture di cooperazione regionali esistenti. Ciascuno Stato membro può promuovere la cooperazione in più aree geografiche. La misura di cui alla prima frase, intesa a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, è adottata secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 23, paragrafo 2.

A tal fine, la Commissione consulta l’Agenzia e la REGST dell’energia elettrica.

Articolo 13

Meccanismo di compensazione tra gestori del sistema di trasmissione

1. I gestori del sistema di trasmissione ricevono una compensazione per i costi sostenuti per effetto del vettoriamento sulle loro reti di flussi transfrontalieri di energia elettrica.

2. La compensazione di cui al paragrafo 1 è versata dai gestori dei sistemi nazionali di trasmissione dai quali hanno origine i flussi transfrontalieri e dei sistemi nei quali questi flussi terminano.

3. I versamenti di compensazione sono effettuati periodicamente in riferimento a un determinato intervallo di tempo trascorso. Ove necessario, per dare riscontro ai costi effettivamente sostenuti sono effettuati conguagli ex post della compensazione versata.

Il primo intervallo di tempo per il quale si provvede ai versamenti di compensazione è stabilito negli orientamenti di cui all’articolo 18.

4. La Commissione decide sull’entità dei versamenti di compensazione. Tale misura, intesa a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, è adottata secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 23, paragrafo 2.

5. L’ampiezza dei flussi transfrontalieri vettoriati e l’ampiezza dei flussi transfrontalieri designati come flussi che hanno origine e/o terminano nei sistemi nazionali di trasmissione sono determinate sulla base dei flussi fisici di energia elettrica effettivamente misurati in un dato intervallo di tempo.

6. I costi sostenuti per vettoriare flussi transfrontalieri sono calcolati sulla base dei costi medi incrementali prospettici di lungo periodo, tenendo conto delle perdite, degli investimenti in nuove infrastrutture, e di una congrua proporzione dei costi delle infrastrutture esistenti, a condizione che le infrastrutture siano utilizzate per vettoriare flussi transfrontalieri, tenendo conto in particolare della necessità di garantire la sicurezza dell’approvvigionamento. Nel determinare i costi sostenuti si ricorre a metodologie di valutazione standard riconosciute. Si tiene conto dei vantaggi derivanti a una rete dal fatto di vettoriare flussi transfrontalieri per ridurre la compensazione ricevuta.

Articolo 14

Corrispettivi di accesso alle reti

1. I corrispettivi applicati dai gestori della rete per l’accesso alla rete sono trasparenti, tengono conto della necessità di garantire la sicurezza della rete e danno riscontro ai costi effettivi sostenuti, purché questi corrispondano a quelli di un gestore di rete efficiente e comparabile dal punto di vista strutturale, e siano stati applicati in modo non discriminatorio. Tali corrispettivi non sono calcolati in funzione della distanza.

2. Se opportuno, il livello delle tariffe applicate ai produttori e/o ai consumatori prevede segnali differenziati per località a livello comunitario e tiene conto dell’entità delle perdite di rete e della congestione causate e dei costi di investimento nell’infrastruttura.

3. Nella fissazione dei corrispettivi di accesso alla rete si tiene conto di quanto segue:

a) i versamenti e gli introiti derivanti dal meccanismo di compensazione tra gestori del sistema di trasmissione;

b) i versamenti effettivi effettuati e percepiti nonché i versamenti attesi per periodi futuri, stimati sulla base dei periodi passati.

4. La fissazione dei corrispettivi di accesso alla rete ai sensi del presente articolo lascia impregiudicati i corrispettivi sulle esportazioni dichiarate e sulle importazioni dichiarate risultanti dalla gestione della congestione di cui all’articolo 16.

5. Non è previsto un corrispettivo specifico di rete su singole transazioni commerciali per flussi in transito dichiarato di energia elettrica.

Articolo 15

Comunicazione di informazioni

1. I gestori del sistema di trasmissione provvedono a porre in essere meccanismi di coordinamento e di scambio di informazioni per garantire la sicurezza delle reti nel contesto della gestione della congestione.

2. Le norme di sicurezza, operative e di programmazione applicate dai gestori del sistema di trasmissione sono rese pubbliche. Le informazioni pubblicate comprendono un modello generale di calcolo della capacità totale di trasmissione e del margine di affidabilità della trasmissione con riferimento alle condizioni elettriche e fisiche della rete. Detti modelli sono soggetti all’approvazione delle autorità di regolamentazione.

3. I gestori del sistema di trasmissione pubblicano stime della capacità disponibile di trasmissione per ciascun giorno indicando la capacità disponibile già riservata. Tali pubblicazioni hanno luogo a determinati intervalli prima del giorno del vettoriamento e includono comunque stime della settimana precedente e del mese precedente, nonché indicazioni quantitative sulla affidabilità prevista della capacità disponibile.

4. I gestori dei sistemi di trasmissione pubblicano dati pertinenti sulle previsioni aggregate e sulla domanda effettiva, sulla disponibilità e sull’utilizzo effettivo degli attivi di produzione e di carico, sulla disponibilità e l’utilizzo delle reti e delle interconnessioni nonché sul bilanciamento e la capacità di riserva. Per quanto riguarda la disponibilità e l’utilizzo effettivo delle unità di produzione e di carico di piccole dimensioni, possono essere usati dati stimati aggregati.

5. I soggetti partecipanti al mercato comunicano ai gestori del sistema di trasmissione le informazioni pertinenti.

6. Le imprese di produzione di energia elettrica che possiedono o gestiscono infrastrutture di produzione, ove almeno un’infrastruttura di produzione abbia una capacità installata di almeno 250 MW, tengono per cinque anni a disposizione dell’autorità nazionale di regolamentazione, dell’autorità nazionale in materia di concorrenza e della Commissione tutti i dati orari per impianto necessari per verificare tutte le decisioni operative di dispacciamento e i comportamenti d’offerta nelle borse dell’energia, nelle aste di capacità di interconnessione, nei mercati di capacità di riserva e nei mercati fuori-borsa. Le informazioni orarie e per impianto da conservare comprendono almeno i dati sulla capacità di produzione disponibile e sulle riserve impegnate, compresa l’assegnazione di tali riserve a livello di singolo impianto, al momento della presentazione delle offerte e al momento della produzione.

Articolo 16

Principi generali di gestione della congestione

1. I problemi di congestione della rete sono risolti con soluzioni non discriminatorie fondate su criteri di mercato che forniscano segnali economici efficienti ai soggetti partecipanti al mercato e ai gestori del sistema di trasmissione. I problemi di congestione della rete sono risolti di preferenza con metodi non connessi alle transazioni, vale a dire metodi che non comportano una selezione tra i contratti di singoli soggetti partecipanti al mercato.

2. Le procedure di decurtazione delle transazioni commerciali sono utilizzate soltanto in situazioni di emergenza, quando il gestore del sistema di trasmissione è costretto ad intervenire celermente e non sono possibili il ridispacciamento o gli scambi compensativi (countertrading). Le eventuali procedure adottate al riguardo si applicano in maniera non discriminatoria.

Salvo in caso di forza maggiore, i soggetti partecipanti al mercato cui è stata assegnata una capacità sono compensati per l’eventuale decurtazione.

3. La capacità massima delle interconnessioni e/o delle reti di trasmissione riguardanti i flussi transfrontalieri è posta a disposizione dei soggetti partecipanti al mercato compatibilmente con le norme di sicurezza per il funzionamento della rete.

4. I soggetti partecipanti al mercato informano i gestori del sistema di trasmissione interessati, in un periodo di tempo ragionevole prima del relativo periodo di esercizio di trasmissione, se intendono utilizzare la capacità assegnata. Le capacità assegnate che non vengono utilizzate sono riassegnate al mercato in modo aperto, trasparente e non discriminatorio.

5. I gestori del sistema di trasmissione effettuano, per quanto tecnicamente possibile, la compensazione con le domande di capacità per flussi di energia elettrica in direzione opposta sulla linea di interconnessione sulla quale esiste congestione onde utilizzare questa linea alla sua capacità massima. Tenendo pienamente conto della sicurezza delle reti, le transazioni che alleviano la situazione di congestione non sono mai rifiutate.

6. I proventi derivanti dall’assegnazione delle capacità di interconnessione sono utilizzati per i seguenti scopi:

a) per garantire l’effettiva disponibilità della capacità assegnata; e/o

b) per mantenere o aumentare le capacità di interconnessione attraverso investimenti nella rete, in particolare nei nuovi interconnettori.

Se non possono essere utilizzati efficientemente ai fini di cui alle lettere a) e/o b), del primo comma, i proventi possono essere utilizzati, fatta salva l’approvazione da parte delle autorità di regolamentazione degli Stati membri interessati, per un importo massimo che dovrà essere determinato da dette autorità di regolamentazione, quali proventi di cui le autorità di regolamentazione devono tener conto in sede di approvazione del metodo di calcolo delle tariffe di rete e/o in sede fissazione di dette tariffe.

I proventi restanti sono collocati su una linea contabile interna distinta fino al momento in cui possono essere utilizzati ai fini di cui alle lettere a) e/o b), del primo comma. L’autorità di regolamentazione informa l’Agenzia dell’approvazione di cui al secondo comma.

Articolo 17

Nuovi interconnettori

1. Le autorità di regolamentazione possono, su richiesta, esentare gli interconnettori per corrente continua per un periodo limitato, dal disposto dell’articolo 16, paragrafo 6, del presente regolamento e degli articoli 9 e 32 e dell’articolo 37, paragrafi 6 e 10, della direttiva 2009/72/CE alle seguenti condizioni:

a) gli investimenti devono rafforzare la concorrenza nella fornitura di energia elettrica;

b) il livello del rischio connesso con gli investimenti è tale che gli investimenti non avrebbero luogo se non fosse concessa un’esenzione;

c) l’interconnettore deve essere di proprietà di una persona fisica o giuridica distinta, almeno in termini di forma giuridica, dai gestori nei cui sistemi tale interconnettore sarà creato;

d) sono imposti corrispettivi agli utenti di tale interconnettore;

e) dal momento dell’apertura parziale del mercato di cui all’articolo 19 della direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 dicembre 1996, concernente norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica (10), il proprietario dell’interconnettore non deve aver recuperato nessuna parte del proprio capitale o dei costi di gestione per mezzo di una parte qualsiasi dei corrispettivi percepiti per l’uso dei sistemi di trasmissione o di distribuzione collegati con tale interconnettore; e

f) l’esenzione non deve andare a detrimento della concorrenza o dell’efficace funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica o dell’efficace funzionamento del sistema di regolamentato al quale l’interconnettore è collegato.

2. In casi eccezionali, il paragrafo 1 si applica altresì agli interconnettore per corrente alternata, a condizione che i costi e i rischi degli investimenti in questione siano particolarmente elevati, se paragonati ai costi e ai rischi di norma sostenuti al momento del collegamento di due reti di trasmissione nazionali limitrofe mediante un interconnettore per corrente alternata.

3. Il paragrafo 1 si applica anche in caso di significativi aumenti di capacità di interconnettore esistenti.

4. La decisione riguardante l’esenzione di cui ai paragrafi 1, 2 e 3 è adottata, caso per caso, dalle autorità di regolamentazione degli Stati membri interessati. Un’esenzione può riguardare la totalità o una parte della capacità del nuovo interconnettore e dell’interconnettore esistente che ha subito un significativo aumento di capacità.

Entro due mesi dalla data in cui la domanda di esenzione è stata sottoposta all’ultima delle autorità di regolamentazione interessate, l’Agenzia può presentare un parere consultivo a tali autorità di regolamentazione che potrebbe fungere da base per la loro decisione.

Nel decidere di concedere un’esenzione si tiene conto, caso per caso, della necessità di imporre condizioni riguardo alla durata della medesima e all’accesso non discriminatorio all’interconnettore. Nel decidere dette condizioni si tiene conto, in particolare, della capacità supplementare da creare o della modifica della capacità esistente, dei tempi del progetto e delle circostanze nazionali.

Prima di concedere un’esenzione le autorità di regolamentazione degli Stati membri interessati decidono le regole e i meccanismi di gestione e assegnazione della capacità. Le norme in materia di gestione della congestione includono l’obbligo di offrire sul mercato le capacità non utilizzate e gli utenti dell’infrastruttura godono del diritto a negoziare la capacità contrattuale non utilizzata sul mercato secondario. Nella valutazione dei criteri di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e f), si tiene conto dei risultati della procedura di assegnazione delle capacità.

Qualora tutte le autorità di regolamentazione interessate abbiano raggiunto un accordo sulla decisione di esenzione entro sei mesi, informano l’Agenzia di tale decisione.

La decisione di esenzione, incluse le condizioni di cui al secondo comma del presente paragrafo, è debitamente motivata e pubblicata.

5. La decisione di cui al paragrafo 4 è assunta dall’Agenzia:

a) qualora tutte le autorità di regolamentazione interessate non siano riuscite a raggiungere un accordo entro sei mesi dalla data in cui è stata presentata una domanda di esenzione dinanzi all’ultima di queste autorità di regolamentazione; ovvero

b) dietro richiesta congiunta delle autorità di regolamentazione interessate.

Prima di adottare tale decisione, l’Agenzia consulta le autorità di regolamentazione interessate e i richiedenti.

6. Nonostante i paragrafi 4 e 5, gli Stati membri possono disporre che l’autorità di regolamentazione o l’Agenzia, a seconda dei casi, trasmettano all’organo pertinente nello Stato membro in questione, ai fini dell’adozione di una decisione formale, il suo parere sulla domanda di esenzione. Il parere è pubblicato contestualmente alla decisione.

7. Una copia di ogni domanda di esenzione è trasmessa, per conoscenza, dalle autorità di regolamentazione all’Agenzia ed alla Commissione senza indugio dopo la ricezione. La decisione è notificata tempestivamente alla Commissione dalle autorità di regolamentazione interessate o dall’Agenzia (organi di notificazione), unitamente a tutte le informazioni pertinenti alla decisione. Tali informazioni possono essere comunicate alla Commissione in forma aggregata per permetterle di giungere ad una decisione debitamente motivata. In particolare, le informazioni riguardano:

a) le ragioni particolareggiate in base alle quali è stata concessa o rifiutata l’esenzione, incluse le informazioni di ordine finanziario che giustificano la necessità della stessa;

b) l’analisi dell’effetto sulla concorrenza e sull’efficace funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica risultante dalla concessione dell’esenzione;

c) la motivazione della durata e della quota della capacità totale dell’interconnettore in questione per cui è concessa l’esenzione; e

d) l’esito della consultazione con le autorità di regolamentazione interessate.

8. Entro un termine di due mesi dal giorno successivo a quello di ricezione di una notifica ai sensi del paragrafo 7, la Commissione può adottare una decisione che impone agli organi di notificazione di modificare o annullare la decisione di concedere un’esenzione. Tale periodo di due mesi può essere prorogato di un termine aggiuntivo di due mesi, ove la Commissione richieda ulteriori informazioni. Tale termine aggiuntivo inizia a decorrere dal giorno successivo a quello in cui pervengono informazioni complete. Il termine iniziale di due mesi può altresì essere prorogato con il consenso della Commissione e degli organi di notificazione.

La notifica si considera ritirata se le informazioni chieste non sono fornite entro il termine stabilito nella domanda, a meno che, prima della scadenza, tale termine non sia stato prorogato con il consenso della Commissione e degli organi di notificazione, ovvero gli organi di notificazione non abbiano informato la Commissione, con una comunicazione debitamente motivata, di considerare completa la notifica.

Gli organi di notificazione si conformano ad una decisione della Commissione che richiede la modifica o l’annullamento della decisione di esenzione entro un mese dalla data di adozione e ne informano la Commissione.

La Commissione assicura la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.

L’approvazione di una decisione di esenzione da parte della Commissione perde effetto due anni dopo la sua adozione se la costruzione dell’interconnettore non è ancora cominciata, e cinque anni dopo la sua adozione se l’interconnettore non è ancora operativo, a meno che la Commissione decida che un ritardo sia dovuto a gravi ostacoli che esulano dal controllo della persona beneficiaria dell’esenzione.

9. La Commissione può adottare orientamenti per l’applicazione delle condizioni di cui al paragrafo 1 del presente articolo e per definire la procedura da seguire per l’applicazione dei paragrafi 4, 7 e 8, del presente articolo. Tali misure, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, sono adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 23, paragrafo 2.

Articolo 18

Orientamenti

1. All’occorrenza, gli orientamenti relativi al meccanismo di compensazione tra gestori dei sistemi di trasmissione precisano, nel rispetto dei principi definiti agli articoli 13 e 14:

a) modalità della procedura di determinazione dei gestori del sistema di trasmissione tenuti a versare compensazioni per flussi transfrontalieri, anche per quanto riguarda la ripartizione tra i gestori dei sistemi di trasmissione nazionali dai quali hanno origine i flussi transfrontalieri e i gestori dei sistemi dove tali flussi terminano, a norma dell’articolo 13, paragrafo 2;

b) modalità della procedura di pagamento da seguire, compresa la determinazione del primo intervallo di tempo per il quale vanno versate compensazioni, a norma dell’articolo 13, paragrafo 3, secondo comma;

c) metodologie dettagliate volte a determinare i flussi transfrontalieri vettoriati per i quali è versata una compensazione a norma dell’articolo 13, in termini sia di quantità che di tipo dei flussi, e designazione del volume di detti flussi che hanno origine e/o terminano nei sistemi di trasmissione dei singoli Stati membri, a norma dell’articolo 13, paragrafo 5;

d) metodologia dettagliata volta a determinare i costi e i benefici derivanti dal vettoriamento dei flussi transfrontalieri, a norma dell’articolo 13, paragrafo 6;

e) trattamento dettagliato nel contesto del meccanismo di compensazione tra gestori del sistema di trasmissione dei flussi di energia elettrica che hanno origine o terminano in paesi non appartenenti allo Spazio economico europeo; e

f) partecipazione di sistemi nazionali che sono interconnessi mediante linee in corrente continua, a norma dell’articolo 13.

2. Gli orientamenti possono altresì fissare adeguate norme volte ad una progressiva armonizzazione dei principi alla base della determinazione dei corrispettivi applicati ai produttori e ai consumatori (carico) nell’ambito dei sistemi tariffari nazionali, tenendo anche conto della necessità di rispecchiare il meccanismo di compensazione tra gestori di sistemi di trasmissione dei flussi di energia elettrica nei corrispettivi delle reti nazionali e di fornire segnali differenziati per località appropriati ed efficaci, secondo i principi di cui all’articolo 14.

Gli orientamenti prevedono appropriati ed efficaci segnali differenziati per località armonizzati a livello comunitario.

Qualsiasi armonizzazione al riguardo non impedisce agli Stati membri di applicare meccanismi atti ad assicurare che i corrispettivi di accesso alla rete corrisposti dai consumatori (carico) siano comparabili su tutto il loro territorio.

3. Ove opportuno, gli orientamenti riguardanti il livello minimo di armonizzazione necessario per conseguire l’obiettivo stabilito dal presente regolamento specificano anche quanto segue:

a) i dettagli sulla comunicazione di informazioni, conformemente ai principi stabiliti all’articolo 15;

b) i dettagli delle norme in materia di scambi di energia elettrica;

c) i dettagli delle norme sugli incentivi agli investimenti per la capacità degli interconnettori, compresi i segnali differenziati per località;

d) i dettagli sui settori di cui all’articolo 8, paragrafo 6.

A tal fine la Commissione consulta l’Agenzia e la REGST dell’energia elettrica.

4. Gli orientamenti in materia di gestione e assegnazione della capacità disponibile di trasmissione sulle linee di interconnessione tra sistemi nazionali sono riportati nell’allegato I.

5. La Commissione può adottare orientamenti relativi ai punti elencati nei paragrafi 1, 2 e 3, del presente articolo. Essa può modificare gli orientamenti di cui al paragrafo 4 del presente articolo, nel rispetto dei principi definiti agli articoli 15 e 16, in particolare per aggiungere orientamenti dettagliati su tutte le metodologie di assegnazione di capacità applicate nella pratica e fare in modo che i meccanismi di gestione della congestione evolvano in modo compatibile con gli obiettivi del mercato interno. Ove occorra, all’atto delle modificazioni sono stabilite regole comuni in materia di norme minime di sicurezza e operative per l’uso e l’esercizio della rete, come prescritto dall’articolo 15, paragrafo 2. Tali misure, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, sono adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all’articolo 23, paragrafo 2.

Nell’adottare o nel modificare gli orientamenti, la Commissione:

a) provvede a che gli orientamenti prevedano il livello minimo di armonizzazione necessaria per conseguire gli obiettivi del presente regolamento e non vadano al di là di quanto a tal fine necessario; e

b) indica le azioni da essa intraprese riguardo alla conformità delle norme dei paesi terzi, che fanno parte del sistema elettrico comunitario, agli orientamenti in questione.

Nell’adottare per la prima volta orientamenti ai sensi del presente articolo, la Commissione provvede a che essi contemplino, in un unico progetto di misure, almeno gli elementi di cui al paragrafo 1, lettere a) e d), e al paragrafo 2.

Articolo 19

Autorità di regolamentazione

Nell’esercizio delle loro competenze le autorità di regolamentazione assicurano il rispetto del presente regolamento e degli orientamenti adottati in forza dell’articolo 18. Se necessario per realizzare gli obiettivi del presente regolamento, le autorità di regolamentazione cooperano tra loro, con la Commissione e con l’Agenzia conformemente al capitolo IX della direttiva 2009/72/CE.

Articolo 20

Comunicazione di informazioni e riservatezza

1. Gli Stati membri e le autorità di regolamentazione forniscono alla Commissione, su sua richiesta, tutte le informazioni necessarie ai fini dell’articolo 13, paragrafo 4, e dell’articolo 18.

In particolare ai fini dell’articolo 13, paragrafi 4 e 6, le autorità di regolamentazione comunicano periodicamente informazioni sui costi effettivamente sostenuti dai gestori nazionali del sistema di trasmissione, come pure i dati e tutte le informazioni pertinenti relativi ai flussi fisici nelle reti di gestori del sistema di trasmissione e ai costi della rete.

La Commissione stabilisce un termine ragionevole entro il quale vanno comunicate le informazioni, tenendo conto della complessità delle informazioni richieste e dell’urgenza delle stesse.

2. Se lo Stato membro o l’autorità di regolamentazione interessata non comunicano le informazioni di cui al paragrafo 1 entro il termine fissato conformemente al paragrafo 1 del presente articolo, la Commissione può richiedere tutte le informazioni necessarie ai fini dell’articolo 13, paragrafo 4 e dell’articolo 18 direttamente alle imprese interessate.

Quando invia una richiesta di informazioni ad un’impresa, la Commissione trasmette contemporaneamente una copia della richiesta alle autorità di regolamentazione dello Stato membro nel cui territorio è ubicata la sede dell’impresa.

3. Nella richiesta di informazioni di cui al paragrafo 1, la Commissione precisa la base giuridica della richiesta, il termine per la comunicazione delle informazioni, lo scopo della richiesta nonché le sanzioni previste dall’articolo 22, paragrafo 2, in caso di comunicazione di informazioni inesatte, incomplete o fuorvianti. La Commissione stabilisce un termine ragionevole tenendo conto della complessità delle informazioni richieste e dell’urgenza delle stesse.

4. I titolari delle imprese o i loro rappresentanti e, in caso di persone giuridiche, le persone autorizzate a rappresentarle per legge o per statuto, sono tenuti a fornire le informazioni richieste. Qualora i legali aventi mandato ad agire forniscano le informazioni per conto dei loro clienti, questi ultimi conservano la piena responsabilità nel caso in cui le informazioni fornite siano incomplete, inesatte o fuorvianti.

5. Se un’impresa non dà le informazioni richieste nel termine stabilito dalla Commissione oppure dà informazioni incomplete, la Commissione le può richiedere mediante decisione. Tale decisione precisa le informazioni richieste, stabilisce un termine adeguato entro il quale esse devono essere fornite e precisa le sanzioni previste dall’articolo 22, paragrafo 2. Essa indica anche il diritto di impugnare la decisione davanti alla Corte di giustizia delle Comunità europee.

La Commissione invia contemporaneamente una copia della sua decisione all’autorità di regolamentazione dello Stato membro nel cui territorio risiede la persona o si trova la sede dell’impresa.

6. Le informazioni di cui ai paragrafi 1 e 2, sono utilizzate soltanto ai fini dell’articolo 13, paragrafo 4 e dell’articolo 18.

La Commissione non divulga le informazioni acquisite in forza del presente regolamento protette dal segreto professionale.

Articolo 21

Diritto degli Stati membri a introdurre misure più dettagliate

Il presente regolamento lascia impregiudicato il diritto degli Stati membri a mantenere o introdurre misure contenenti disposizioni più dettagliate di quelle contenute nello stesso o negli orientamenti di cui all’articolo 18.

Articolo 22

Sanzioni

1. Fatto salvo il paragrafo 2, gli Stati membri determinano le sanzioni da irrogare in caso di violazione delle disposizioni del presente regolamento e adottano ogni provvedimento necessario per assicurare l’applicazione delle sanzioni stesse. Le sanzioni devono essere effettive, proporzionate e dissuasive. Gli Stati membri notificano alla Commissione, entro il 1o luglio 2004, le sanzioni corrispondenti al disposto del regolamento (CE) n. 1228/2003 e provvedono a dare immediata comunicazione alla Commissione delle modifiche successive ad esso afferenti. Essi notificano alla Commissione ogni sanzione non corrispondente al disposto del regolamento (CE) n. 1228/2003 entro il 3 marzo 2011 e provvedono a dare immediata comunicazione alla Commissione delle modifiche successive ad esso afferenti.

2. La Commissione può, mediante decisione, infliggere alle imprese ammende di importo non superiore all’1 % del fatturato complessivo realizzato nell’esercizio precedente qualora esse forniscano intenzionalmente o per negligenza informazioni inesatte, incomplete o fuorvianti in risposta ad una richiesta effettuata in forza dell’articolo 20, paragrafo 3, o omettano di fornire informazioni entro il termine stabilito da una decisione adottata in virtù dell’articolo 20, paragrafo 5, primo comma.

Per determinare l’importo dell’ammenda la Commissione tiene conto della gravità del mancato rispetto delle prescrizioni di cui al primo comma.

3. Le sanzioni previste al paragrafo 1 e le decisioni adottate a norma del paragrafo 2, non hanno carattere penale.

Articolo 23

Procedura di comitato

1. La Commissione è assistita dal comitato istituito dall’articolo 46 della direttiva 2009/72/CE.

2. Nei casi in cui è fatto riferimento al presente paragrafo si applicano l’articolo 5 bis, paragrafi da 1 a 4, e l’articolo 7 della decisione 1999/468/CE, tenendo conto delle disposizioni dell’articolo 8 della stessa.

Articolo 24

Relazione della Commissione

La Commissione verifica l’attuazione del presente regolamento. Nella relazione a norma dell’articolo 47, paragrafo 6 della direttiva 2009/72/CE la Commissione riferisce sulle esperienze acquisite nell’applicazione del presente regolamento. La relazione esamina in particolare in che misura il presente regolamento sia riuscito a far sì che gli scambi transfrontalieri di energia elettrica si effettuino secondo condizioni d’accesso alla rete non discriminatorie e che riflettono i costi, in modo da contribuire ad offrire una libertà di scelta al consumatore in un mercato interno dell’energia elettrica funzionante e ad assicurare una sicurezza degli approvvigionamenti a lungo termine, nonché in che misura siano in essere efficaci segnali differenziati per località. Se necessario, la relazione è corredata di proposte e/o raccomandazioni adeguate.

Articolo 25

Abrogazione

Il regolamento (CE) n. 1228/2003 è abrogato con effetto dal 3 marzo 2011. I riferimenti al regolamento abrogato si intendono fatti al presente regolamento e si leggono secondo la tavola di concordanza di cui all’allegato II.

Articolo 26

Entrata in vigore

Il presente regolamento entra in vigore il giorno successivo alla pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea.

Esso si applica a decorrere dal 3 marzo 2011.

Il presente regolamento è obbligatorio in tutti i suoi elementi e direttamente applicabile in ciascuno degli Stati membri. Fatto a Bruxelles, addì 13 luglio 2009. Per il Parlamento europeo Il presidente H.-G. PÖTTERING Per il Consiglio Il presidente E. ERLANDSSON

(1) GU C 211 del 19.8.2008, pag. 23.

(2) GU C 172 del 5.7.2008, pag. 55.

(3) Parere del Parlamento europeo del 18 giugno 2008 (non ancora pubblicato nella Gazzetta ufficiale), posizione comune del Consiglio del 9 gennaio 2009 (GU C 75 E del 31.3.2009, pag. 16) e posizione del Parlamento europeo del 22 aprile 2009 (non ancora pubblicata nella Gazzetta ufficiale). Decisione del Consiglio del 25 giugno 2009.

(4) GU L 176 del 15.7.2003, pag. 37.

(5) GU L 176 del 15.7.2003, pag. 1.

(6) Cfr. pag. 1 della presente Gazzetta ufficiale.

(7) GU L 184 del 17.7.1999, pag. 23.

(8) Cfr. pag. 55 della presente Gazzetta ufficiale.

(9) GU L 262 del 22.9.2006, pag. 1.

(10) GU L 27 del 30.1.1997, pag. 20.

ALLEGATO I ORIENTAMENTI IN MATERIA DI GESTIONE E ASSEGNAZIONE DELLA CAPACITÀ DISPONIBILE DI TRASMISSIONE SULLE LINEE DI INTERCONNESSIONE TRA SISTEMI NAZIONALI 1. Disposizioni generali 1.1. I gestori del sistema di trasmissione (GST) si adoperano al fine di accettare tutte le transazioni commerciali, comprese quelle concernenti gli scambi transfrontalieri. 1.2. Ove non vi sia congestione, non è posta alcuna restrizione di accesso all’interconnessione. Quando l’assenza di congestione è la situazione abituale, non c’è motivo di prevedere una procedura generale permanente di assegnazione delle capacità per garantire l’accesso a un servizio di trasporto transfrontaliero. 1.3. Quando le transazioni commerciali programmate non siano compatibili con la gestione sicura della rete, i GST riducono la congestione nel rispetto degli obblighi di sicurezza operativa della rete adoperandosi al fine di mantenere i costi ad un livello economicamente efficiente. Soluzioni di ridispacciamento o di scambi compensativi possono essere previste soltanto quando non si può fare ricorso a misure meno onerose. 1.4. In caso di congestione strutturale i GST applicano immediatamente idonei metodi e disposizioni, precedentemente definiti e concordati, in materia di gestione delle congestioni. I metodi di gestione delle congestioni assicurano che i flussi fisici di energia elettrica associati all’intera capacità di trasporto assegnata siano conformi alle norme di sicurezza della rete. 1.5. I metodi e le disposizioni per la gestione delle congestioni inviano segnali di efficienza economica ai soggetti partecipanti al mercato e ai GST, promuovono la concorrenza e si prestano ad essere applicati a livello regionale e comunitario. 1.6. Nell’ambito della gestione delle congestioni non deve essere operata alcuna distinzione basata sulle transazioni. Una determinata domanda di servizio di trasporto può essere respinta soltanto quando le condizioni cumulative seguenti sono soddisfatte: a) i flussi fisici incrementali di elettricità derivanti dall’accettazione di tale domanda implicano che il funzionamento sicuro della rete elettrica può non essere più garantito; e b) il valore monetario relativo alla domanda nella procedura di gestione della congestione è inferiore a tutte le altre domande che si intende accettare per lo stesso servizio e alle stesse condizioni. 1.7. Nel determinare le idonee aree della rete nelle quali e tra le quali la gestione delle congestioni deve applicarsi, i GST si basano sui principi intesi a conseguire il migliore rapporto costi-benefici e a ridurre al minimo le ripercussioni negative sul mercato interno dell’energia elettrica. Specificamente, i GST non devono limitare la capacità di interconnessione per risolvere un problema di congestione sorto all’interno della loro zona di controllo, eccetto per le summenzionate ragioni e per ragioni di sicurezza operativa (1). Se si verifica una siffatta situazione, i GST la descrivono e la presentano in modo trasparente all’insieme degli utenti del sistema. Siffatta situazione può essere tollerata soltanto fino a quando sia trovata una soluzione a lungo termine. I GST descrivono e presentano in modo trasparente all’insieme degli utenti del sistema la metodologia e i progetti atti a realizzare la soluzione a lungo termine. 1.8. Nel bilanciare la rete all’interno della propria zona di controllo mediante misure operative nella rete e mediante misure di ridispacciamento, il GST tiene conto dell’effetto di tali misure sulle zone di controllo limitrofe. 1.9. Entro il 1o gennaio 2008 sono definiti, in modo coordinato e in condizioni di funzionamento sicure, meccanismi di gestione infragiornaliera della congestione della capacità di interconnessione, allo scopo di ottimizzare le opportunità di scambio e garantire il bilanciamento transfrontaliero. 1.10. Le autorità nazionali di regolamentazione valutano periodicamente i metodi di gestione delle congestioni, prestando particolare attenzione al rispetto dei principi e delle norme stabiliti nel presente regolamento e nei presenti orientamenti, nonché delle modalità e condizioni stabilite dalle autorità di regolamentazione nell’ambito di tali principi e norme. Detta valutazione implica la consultazione di tutti i partecipanti al mercato e studi specializzati. 2. Metodi di gestione delle congestioni 2.1. I metodi di gestione delle congestioni si basano su meccanismi di mercato, allo scopo di facilitare efficaci scambi commerciali transfrontalieri. A tal fine, le capacità sono assegnate soltanto tramite aste esplicite (capacità) o implicite (capacità e energia). I due metodi possono coesistere per la stessa interconnessione. Per gli scambi infragiornalieri può essere applicato un regime di continuità. 2.2. In funzione della situazione della concorrenza, i meccanismi di gestione delle congestioni devono poter consentire l’assegnazione di capacità di trasporto tanto a lungo che a breve termine. 2.3. Ciascuna procedura di assegnazione di capacità attribuisce una frazione prescritta della capacità di interconnessione disponibile, più qualsiasi capacità residua che non sia stata assegnata precedentemente e tutta la capacità liberata dai detentori di capacità precedentemente assegnata. 2.4. I GST ottimizzano il grado di certezza della effettiva disponibilità di capacità, tenendo in considerazione le obbligazioni e i diritti dei GST interessati così come le obbligazioni e i diritti dei soggetti partecipanti al mercato, in modo da facilitare una concorrenza effettiva e efficace. Una frazione ragionevole di capacità può essere offerta al mercato con una certezza inferiore di effettiva disponibilità, ma i partecipanti al mercato devono sempre essere informati delle precise condizioni del vettoriamento sulle linee transfrontaliere. 2.5. I diritti di accesso per le allocazioni a lungo e medio termine sono diritti di utilizzo garantito della capacità di trasporto. La titolarità di tali diritti è subordinata all’obbligo di utilizzo pena la perdita definitiva («use-it-or-lose-it») o di vendita («use-it-or-sell-it») al momento della designazione. 2.6. I GST definiscono una struttura adeguata per l’assegnazione delle capacità tra i diversi orizzonti temporali. Tale struttura può comprendere un’opzione che consente di riservare una percentuale minima di capacità di interconnessione da assegnarsi su base quotidiana o infragiornaliera. Tale struttura di assegnazione è soggetta a un esame da parte delle rispettive autorità di regolamentazione. Nell’elaborare le loro proposte, i GST tengono conto: a) delle caratteristiche dei mercati; b) delle condizioni operative, quali le implicazioni di una compensazione dei programmi dichiarati definitivamente; c) del grado di armonizzazione delle percentuali e delle scadenze adottate per i diversi meccanismi di assegnazione di capacità in vigore. 2.7. L’assegnazione di capacità non opera discriminazioni tra i soggetti partecipanti al mercato che desiderano esercitare il loro diritto di ricorrere a contratti bilaterali di fornitura o presentare offerte nelle borse dell’energia elettrica. Valgono le offerte, implicite o esplicite presentate entro una determinata scadenza, che presentano il valore più elevato. 2.8. Nelle regioni in cui i mercati finanziari dell’energia elettrica a lungo termine sono fortemente sviluppati e hanno dimostrato di essere efficaci, l’intera capacità di interconnessione può essere assegnata mediante asta implicita. 2.9. Tranne nel caso di nuove interconnessioni che godono di una deroga ai sensi dell’articolo 7 del regolamento (CE) n. 1228/2003 o dell’articolo 17 del presente regolamento, non è autorizzata la determinazione dei prezzi di riserva nei metodi di assegnazione della capacità. 2.10. In linea di massima, tutti i potenziali soggetti partecipanti al mercato sono autorizzati a partecipare senza restrizione alla procedura di assegnazione. Per evitare che sorgano o si aggravino problemi legati al potenziale uso della posizione dominante di un qualsiasi operatore del mercato, le autorità competenti in materia di regolamentazione e/o di concorrenza, secondo il caso, possono imporre restrizioni in generale o ad una società in particolare a motivo della sua posizione dominante sul mercato. 2.11. I soggetti partecipanti al mercato comunicano ai GST, in forma irrevocabile, il rispettivo utilizzo della capacità entro una data definita per ciascuna scadenza. La data è fissata in modo da permettere ai GST di ridistribuire le capacità non utilizzate mediante riassegnazione nella scadenza successiva, comprese le sessioni infragiornaliere. 2.12. Le capacità possono essere oggetto di scambio sul mercato secondario, a condizione che il GST sia informato con sufficiente anticipo. Se rifiuta uno scambio (transazione) secondario, un GST deve notificare e spiegare chiaramente e in modo trasparente questo rifiuto a tutti i soggetti partecipanti al mercato e informare l’autorità di regolamentazione. 2.13. Le conseguenze finanziarie di un inadempimento agli obblighi connessi all’assegnazione di capacità sono a carico dei responsabili dell’inosservanza. Quando i soggetti partecipanti al mercato non utilizzano le capacità che si sono impegnati ad utilizzare o, nel caso di capacità che sono state oggetto di un’asta esplicita, non procedono a scambi secondari o non ripristinano le capacità a tempo debito, perdono i loro diritti di utilizzo di dette capacità e versano una penale commisurata ai costi. Ogni penale commisurata ai costi imposta in caso di mancata utilizzazione di capacità deve essere giustificata e proporzionata. Inoltre, se non rispetta l’obbligo che gli compete, un GST è tenuto a compensare l’operatore del mercato per la perdita dei diritti di utilizzo di capacità. A tal fine non può essere presa in considerazione alcuna perdita indiretta. 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 esame da parte delle autorità nazionali di regolamentazione competenti. 3. Coordinamento 3.1. L’assegnazione di capacità a livello di un’interconnessione è coordinata e attuata dai GST interessati mediante procedure di assegnazione comuni. Nei casi in cui gli scambi commerciali tra i GST di due paesi rischiano di modificare sensibilmente le condizioni dei flussi fisici concernenti il GST di un paese terzo, i metodi di gestione delle congestioni sono coordinati tra tutti i GST interessati mediante una procedura comune di gestione delle congestioni. Le autorità nazionali di regolamentazione e i GST assicurano che nessuna procedura di gestione delle congestioni che abbia ripercussioni significative sui flussi fisici di elettricità in altre reti sia espletata unilateralmente. 3.2. Entro il 1o gennaio 2007, è applicato un metodo comune di gestione coordinata delle congestioni e procedure comuni per l’assegnazione al mercato della capacità, almeno con scadenza ad un anno, ad un mese e ad un giorno, tra i paesi che appartengono alle regioni seguenti: a) Europa settentrionale (Danimarca, Svezia, Finlandia, Germania e Polonia); b) Europa del nord-ovest (Benelux, Germania e Francia); c) Italia (Italia, Francia, Germania, Austria, Slovenia e Grecia); d) Europa centrale e orientale (Germania, Polonia, Repubblica ceca, Slovacchia, Ungheria, Austria e Slovenia); e) Europa del sud-ovest (Spagna, Portogallo e Francia); f) Regno Unito, Irlanda e Francia; g) Stati baltici (Estonia, Lettonia e Lituania). In un’interconnessione che coinvolge paesi appartenenti a più di una regione, il metodo di gestione della congestione applicato può essere diverso per assicurare la compatibilità con i metodi applicati nelle altre regioni alle quali appartengono i paesi in questione. In questo caso, i rispettivi GST propongono il metodo che sarà sottoposto a esame da parte delle autorità di regolamentazione competenti. 3.3. Le regioni considerate al punto 2.8. possono assegnare l’intera loro capacità di interconnessione mediante allocazione sul mercato giornaliero. 3.4. In tutte queste sette regioni sono definite procedure di gestione delle congestioni compatibili al fine di costituire un mercato europeo interno dell’energia elettrica veramente integrato. I soggetti partecipanti al mercato non devono trovarsi di fronte a sistemi regionali incompatibili. 3.5. Al fine di favorire una concorrenza equa ed efficace e gli scambi transfrontalieri, il coordinamento fra i GST nelle regioni di cui al punto 3.2. deve includere tutte le fasi del processo, dal calcolo delle capacità e l’ottimizzazione dell’assegnazione fino alla gestione sicura della rete, con una ripartizione precisa delle responsabilità. Questo coordinamento comprende in particolare: a) l’utilizzo di un modello di trasporto comune che consenta di gestire efficacemente i flussi fisici di ricircolo interdipendenti e tenga conto delle differenze fra flussi fisici e flussi commerciali; b) l’assegnazione e la designazione di capacità per una gestione efficace dei flussi fisici di ricircolo interdipendenti; c) obblighi identici per i detentori di capacità in materia di comunicazione di informazioni circa l’utilizzo che intendono fare della capacità loro allocata, cioè la designazione delle capacità (per le aste esplicite); d) scadenze e date di chiusura identiche; e) una struttura identica per l’assegnazione delle capacità tra le varie scadenze (ad esempio, 1 giorno, 3 ore, 1 settimana, ecc.) e in termini di blocchi di capacità venduti (quantità di elettricità espressa in MW, MWh, ecc.); f) un quadro contrattuale coerente con i soggetti partecipanti al mercato; g) la verifica dei flussi per garantire la conformità ai criteri di sicurezza della rete per la pianificazione operativa e per la loro gestione in tempo reale; h) il trattamento contabile e il regolamento delle azioni di gestione delle congestioni. 3.6. Il coordinamento comprende anche lo scambio di informazioni tra GST. La natura, la data e la frequenza degli scambi di informazioni devono essere compatibili con le attività di cui al punto 3.5. e con il funzionamento dei mercati dell’energia elettrica. Questi scambi di informazioni permetteranno in particolare ai GST di ottimizzare le loro previsioni della situazione globale della rete, allo scopo di operare una valutazione dei flussi trasportati sulla loro rete e delle capacità di interconnessione disponibili. Ciascun GST che raccoglie informazioni per conto di altri GST è tenuto a trasmettere al GST partecipante i risultati della raccolta di dati. 4. Calendario delle operazioni sul mercato 4.1. L’assegnazione delle capacità di trasporto disponibili è realizzata con sufficiente anticipo. Prima di ciascuna assegnazione i GST interessati pubblicano congiuntamente le capacità da allocare, tenendo anche presenti le capacità eventualmente liberate da diritti di utilizzo garantito della capacità di trasporto e, se pertinenti, le relative designazioni compensate, nonché qualsiasi periodo durante il quale le capacità saranno ridotte o non disponibili (per ragioni di manutenzione, ad esempio). 4.2. Tenendo pienamente conto della sicurezza della rete, la designazione dei diritti di trasporto si effettua con sufficiente anticipo, prima delle sessioni del giorno prima su tutti i mercati organizzati pertinenti e prima della pubblicazione delle capacità da allocare nell’ambito del meccanismo di assegnazione sul mercato giornaliero o infragiornaliero. Le designazioni dei diritti di trasporto nella direzione opposta sono compensate in modo da consentire un utilizzo efficace dell’interconnessione. 4.3. Le successive assegnazioni infragiornaliere delle capacità di trasporto disponibili per il giorno G si effettuano i giorni G – 1 e G, dopo la pubblicazione dei programmi di produzione del giorno prima, indicativi o effettivi. 4.4. Nell’organizzare la gestione della rete del giorno prima, i GST scambiano informazioni con i GST limitrofi, comprese le loro previsioni sulla topologia della rete, la disponibilità e la produzione prevista delle unità di produzione e i flussi di carico, in modo da ottimizzare l’utilizzo dell’intera rete mediante misure operative, in conformità alle norme che disciplinano la sicurezza di gestione della rete. 5. Trasparenza 5.1. GST pubblicano tutti i dati utili relativi alla disponibilità, all’accessibilità e all’uso della rete, compresa una relazione sui luoghi e le cause delle congestioni, i metodi applicati per gestire la congestione e i progetti per la sua gestione futura. 5.2. I GST pubblicano una descrizione generale del metodo di gestione delle congestioni applicato in circostanze diverse per ottimizzare la capacità disponibile sul mercato, nonché un piano generale di calcolo della capacità di interconnessione per le varie scadenze, basato sulle realtà elettriche e fisiche della rete. Il piano è sottoposto a esame da parte delle autorità di regolamentazione degli Stati membri interessati. 5.3. I GST descrivono in dettaglio e rendono disponibile in modo trasparente a tutti gli utenti potenziali della rete le procedure applicabili in materia di gestione delle congestioni e di assegnazione delle capacità, i termini e le procedure di domanda di capacità, una descrizione dei prodotti proposti e dei diritti e obblighi dei GST nonché il nome dell’operatore che ottiene la capacità, comprese le responsabilità risultanti in caso di inadempimento agli obblighi. 5.4. Le norme di sicurezza operativa e di pianificazione fanno parte integrante delle informazioni che i GST pubblicano in un documento aperto e pubblico. Anche tale documento è sottoposto a esame da parte delle autorità nazionali di regolamentazione. 5.5. I GST pubblicano tutti i dati utili relativi agli scambi transfrontalieri sulla base delle migliori previsioni possibili. Per ottemperare a tale obbligo, i partecipanti al mercato interessati trasmettono ai GST i dati pertinenti. Le modalità di pubblicazione delle informazioni sono sottoposte a esame da parte delle autorità di regolamentazione. I GST pubblicano almeno: a) con scadenza annuale: informazioni sull’evoluzione a lungo termine dell’infrastruttura di trasporto e la sua incidenza sulla capacità di trasporto transfrontaliero; b) con scadenza mensile: le previsioni per il mese e per l’anno successivo delle capacità di trasporto disponibili per il mercato, tenendo conto di tutte le informazioni pertinenti di cui il GST dispone al momento del calcolo delle previsioni (ad esempio, l’effetto stagionale sulla capacità delle linee, i lavori programmati di manutenzione della rete, la disponibilità delle unità di produzione, ecc.); c) con scadenza settimanale: le previsioni per la settimana successiva delle capacità di trasporto a disposizione del mercato, tenendo conto di tutte le informazioni di cui il GST dispone al momento del calcolo delle previsioni, quali le previsioni meteorologiche, i lavori programmati di manutenzione della rete, la disponibilità delle unità di produzione, ecc.; d) giornalmente: le capacità di trasporto per il giorno dopo e infragiornaliere a disposizione del mercato per ciascuna unità di tempo del mercato, tenendo conto di tutte le designazioni del giorno prima compensate, i programmi di produzione del giorno prima, le previsioni della domanda e i lavori programmati di manutenzione della rete; e) la capacità totale già assegnata, per unità di tempo del mercato, e tutte le condizioni utili nelle quali questa capacità può essere utilizzata (ad esempio, il prezzo di equilibrio delle aste, gli obblighi circa le modalità di utilizzo delle capacità, ecc.), per determinare le eventuali capacità residue; f) le capacità assegnate, non appena possibile dopo ciascuna assegnazione, assieme ad un’indicazione dei prezzi pagati; g) la capacità totale utilizzata, per unità di tempo del mercato, immediatamente dopo la designazione; h) quanto più vicino possibile al tempo reale: i flussi commerciali e fisici realizzati, aggregati, per unità di tempo del mercato, compresa una descrizione degli effetti delle eventuali misure correttive adottate dai GST (ad esempio, la decurtazione delle transazioni) per risolvere i problemi di rete o di sistema; i) ex-ante le informazioni relative alle indisponibilità previste ed ex post le informazioni per il giorno prima sulle indisponibilità previste e impreviste delle unità di produzione di una capacità superiore a 100 MW. 5.6. Tutte le informazioni pertinenti devono essere messe a disposizione del mercato in tempo utile per permettere la negoziazione di tutte le transazioni (ad esempio la data di negoziazione dei contratti di fornitura annuali per i clienti industriali o la data di presentazione delle offerte nei mercati organizzati). 5.7. Il GST pubblica le informazioni utili sulla domanda di previsione e sulla produzione in funzione delle scadenze di cui ai punti 5.5 e 5.6. Il GST pubblica anche le informazioni necessarie per il mercato di bilanciamento transfrontaliero. 5.8. Quando sono pubblicate le previsioni sono altresì resi pubblici i valori realizzati a posteriori per i dati di previsione nel periodo successivo a quello oggetto della previsione o al più tardi il giorno successivo (G + 1). 5.9. Tutte le informazioni pubblicate dai GST sono messe a disposizione liberamente in forma facilmente accessibile. Tutti i dati sono anche accessibili su supporti idonei e standardizzati per lo scambio di informazioni, da definirsi in stretta collaborazione con i soggetti partecipanti al mercato. I dati includono informazioni sui periodi precedenti, con un minimo di due anni, affinché anche i nuovi soggetti partecipanti al mercato possano prenderne visione. 5.10. I GST scambiano periodicamente un insieme di dati sufficientemente accurati sulla rete e i flussi di carico per permettere il calcolo dei flussi di carico per ciascun GST nella zona di propria competenza. Detto insieme di dati è messo a disposizione delle autorità di regolamentazione e della Commissione su loro richiesta. Le autorità di regolamentazione e la Commissione garantiscono il trattamento riservato di tale insieme di dati, per proprio conto o per conto di qualsiasi consulente incaricato di realizzare lavori di analisi per loro conto sulla base di tali dati. 6. Utilizzo delle entrate della gestione delle congestioni 6.1. Le procedure di gestione delle congestioni associate a un periodo precedentemente specificato possono generare entrate soltanto se si verifica una congestione in quel determinato periodo, tranne nel caso di nuove interconnessioni che godono di una deroga ai sensi dell’articolo 7 del regolamento (CE) n. 1228/2003 o dell’articolo 17 del regolamento (CE) n. 1228/2003 o dell’articolo 17 del presente regolamento. La procedura di ripartizione di tali entrate è sottoposta a esame da parte delle autorità di regolamentazione e deve essere tale da non distorcere il processo di assegnazione a favore di un operatore che chiede capacità o energia e non deve costituire un disincentivo a ridurre la congestione. 6.2. Le autorità nazionali di regolamentazione operano in piena trasparenza stabilendo l’utilizzo delle entrate derivanti dall’assegnazione delle capacità di interconnessione. 6.3. I proventi della gestione delle congestioni sono distribuiti tra i GST interessati secondo criteri definiti di comune accordo tra i GST stessi e sottoposti a esame da parte delle rispettive autorità di regolamentazione. 6.4. I GST stabiliscono chiaramente in anticipo l’utilizzo che faranno di qualsiasi entrata che potrebbero ottenere dalla congestione e comunicano l’utilizzo effettivo che ne è stato fatto. Le autorità di regolamentazione verificano se tale utilizzo è conforme al presente regolamento e ai presenti orientamenti e assicurano che l’intero importo delle entrate derivanti dalla gestione delle congestioni a seguito dell’assegnazione di capacità di interconnessione sia destinato ad uno o più dei tre scopi di cui all’articolo 16, paragrafo 6, del presente regolamento. 6.5. Su base annua e entro il 31 luglio di ciascun anno, le autorità di regolamentazione pubblicano una relazione che indica l’importo delle entrate raccolte nel corso dei 12 mesi precedenti al 30 giugno dello stesso anno e l’utilizzo che ne è stato fatto, assieme ai risultati delle verifiche volte ad accertare che tale utilizzo è conforme al presente regolamento e ai presenti orientamenti e che la totalità delle entrate della congestione è stata destinata ad uno o più dei tre scopi previsti. 6.6. I proventi derivanti dalla gestione delle congestioni e destinati ad investimenti finalizzati alla manutenzione o all’aumento delle capacità di interconnessione sono preferibilmente attribuiti a progetti specifici predefiniti che contribuiscono a ridurre la congestione esistente e che possono anche essere attuati entro un termine ragionevole, tenendo conto in particolare della procedura di autorizzazione. (1) Per «sicurezza operativa» si intende la capacità di mantenere il sistema di trasmissione entro limiti di sicurezza concordati.