Relazione speciale Migliorare la sicurezza 
dell’approvvigionamento 
energetico mediante 
lo sviluppo del mercato 
interno dell’energia: 
occorre un impegno 
maggioreIT 2015  n. 16
CORTE 
DEI CONTI
EUROPEA
CORTE DEI CONTI EUROPEA  
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Lussemburgo: Ufficio delle pubblicazioni dell’Unione europea, 2015
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PDF ISBN 978-92-872-3304-2 ISSN 1977-5709 doi:10.2865/06071 QJ-AB-15-018-IT-N
EPUB ISBN 978-92-872-3367-7 ISSN 1977-5709 doi:10.2865/833699 QJ-AB-15-018-IT-E
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Migliorare la sicurezza 
dell’approvvigionamento 
energetico mediante 
lo sviluppo del mercato 
interno dell’energia: 
occorre un impegno 
maggiore 
(presentata in virtù dell’articolo 287, paragrafo 4, 
secondo comma, TFUE)Relazione specialeIT 2015  n. 16
02
 Équipe di audit
Le relazioni speciali della Corte dei conti europea illustrano le risultanze dei controlli di gestione e degli audit di 
conformità espletati dalla Corte su specifici settori di bilancio o temi di gestione. La Corte seleziona e pianifica detti 
compiti di audit affinché abbiano il massimo impatto, tenendo conto dei rischi per la performance o la conformità, del 
livello di entrate o spese in questione, dei futuri sviluppi nonché dell’interesse politico e pubblico.
Il presente controllo di gestione è stato espletato dalla Sezione di audit II — presieduta da Henri Grethen, membro 
della Corte — la quale è specializzata nei settori di spesa riguardanti le politiche strutturali, i trasporti e l’energia. L’audit 
è stato diretto da Phil Wynn Owen, membro della Corte, coadiuvato da: Gareth Roberts, capo di Gabinetto; Katharina 
Bryan, attaché; Pietro Puricella, capo unità; Erki Must, capo incarico; Jolita Korzunienė, Pekka Ulander, Svetoslav Hristov, 
Aleksandra Klis-Lemieszonek e Andrew Judge, auditor.
Da sinistra a destra:  P . Puricella, A. Judge, G. Roberts, J. Korzunienė, P . Ulander, K. Bryan, E. Must, 
A. Klis-  Lemieszonek , P . Wynn Owen, S. Hristov.
03
 Indice
Paragrafi
 Glossario
I-VIII   Sintesi
1-19   Introduzione
5-8  La sicurezza dell’approvvigionamento energetico e la sua relazione con il mercato interno 
dell’energia
9-13   Il quadro giuridico del mercato interno dell’energia
14-19   Fabbisogno di investimento e strumenti finanziari dell’UE nel settore delle infrastrutture 
energetiche
20-26   Estensione e approccio dell’audit
27-112   Osservazioni
27-71   L ’obiettivo di completare il mercato interno dell’energia entro il 2014 non è stato raggiunto
30-42   Permangono problemi legati all’attuazione del quadro giuridico dell’UE per il mercato interno dell’energia
43-54   Differenze sostanziali nel modo in cui gli Stati membri organizzano i loro mercati dell’energia 
possono frenare l’ulteriore sviluppo del mercato interno dell’energia
55-71   Anche se sono stati compiuti progressi nell’unificazione dei mercati in Europa, gli effetti complessivi 
sui prezzi determinati dal mercato interno dell’energia non si sono ancora palesati
72-98   Le infrastrutture energetiche in Europa non sono in genere ancora concepite per mercati 
completamente integrati e quindi attualmente non forniscono un’effettiva sicurezza 
dell’approvvigionamento energetico
73-81   Le infrastrutture all’interno di molti Stati membri e tra di essi non sono ancora adatte al mercato interno 
dell’energia
82-87   Non è stata svolta alcuna valutazione generale delle necessità a livello dell’UE che fornisse da base 
per la definizione delle priorità in termini di investimenti nelle infrastrutture energetiche nell’UE
88-98   Lo sviluppo di infrastrutture transfrontaliere richiede la cooperazione tra Stati membri limitrofi
04 Indice
99 -112   Il sostegno finanziario a carico del bilancio dell’UE nel settore delle infrastrutture energetiche 
ha contribuito solo in maniera limitata al mercato interno dell’energia e alla sicurezza 
dell’approvvigionamento energetico
100-109   L ’UE dispone di diversi strumenti di finanziamento a sostegno dei progetti relativi alle infrastrutture 
energetiche, ma nessuno di questi si prefigge come obiettivo primario il mercato interno dell’energia
110 -112   Molte infrastrutture energetiche cofinanziate dall’UE devono ancora avere un impatto sul mercato interno 
dell’energia
113-127  Conclusioni e raccomandazioni
 Allegato I —  a) Prezzi medi al dettaglio dell’energia elettrica inclusivi di tasse per i clienti 
domestici: 1° trimestre 2015, in centesimi di euro per kWh;  
b) Prezzi medi dell’energia elettrica al netto di IVA e tasse non recuperabili 
per i clienti industriali: 1° trimestre 2015, in centesimi di euro per kWh
 Allegato II —  Stima dei prezzi di approvvigionamento del gas degli Stati membri dell’UE: 
media annua 2014 (euro per MWh)
 Allegato III —  Partecipazione degli Stati membri ai gruppi di lavoro dell’ACER, 
gennaio 2013 - maggio 2015
 Risposte della Commissione
05
 Glossario
L ’Agenzia per la cooperazione dei regolatori dell’energia (ACER) : un’agenzia dell’UE con sede a Lubiana, in 
Slovenia, istituita nel marzo 2011 nell’ambito del terzo pacchetto «Energia» per compiere ulteriori progressi in 
merito al completamento del mercato interno dell’energia, sia per l’elettricità sia per il gas naturale. L’ACER è una 
struttura europea indipendente che promuove la cooperazione fra i regolatori europei dell’energia.
Autorità nazionali di regolamentazione (ANR) : le ANR sono organizzazioni pubbliche degli Stati membri che 
controllano che il mercato abbia regole di accesso eque e in alcuni Stati membri fissano i prezzi all’ingrosso e al 
dettaglio per i clienti. Forniscono analisi che vengono utilizzate per determinare le tariffe applicate dai GST.
Codici di rete e orientamenti : si tratta di insiemi di regole che si applicano a una o più parti del settore energetico. 
Sono considerati uno strumento per realizzare il mercato interno dell’energia integrando le norme nazionali in 
vigore per affrontare le questioni transfrontaliere in maniera sistematica.
Compravendita business-to-business (B2B) : una transazione commerciale tra due imprese, quali quelle tra un 
fabbricante e un grossista o tra un grossista e un rivenditore.
Fondi strutturali e di investimento europei (fondi SIE) : un q uadro comune nel quale operano il Fondo europeo 
di sviluppo regionale (FESR), il Fondo sociale europeo (FSE), il Fondo di coesione (FC), il Fondo europeo agricolo per 
lo sviluppo rurale (FEASR) e il Fondo europeo per gli affari marittimi e la pesca (FEAMP).
Fondo europeo per gli investimenti strategici (FEIS) : il FEIS  mira a mobilitare, nel periodo 2015-2017, almeno 
315 miliardi di euro in investimenti privati e pubblici a lungo termine in tutta l’UE. Il FEIS è stato istituito nell’ambito 
della Banca europea per gli investimenti (BEI) come fondo fiduciario di durata illimitata, per finanziare le parti 
maggiormente a rischio dei progetti. Una garanzia fino a 16 miliardi di euro assistita dal bilancio dell’UE compenserà 
il rischio aggiuntivo assunto dalla BEI. Gli Stati membri possono contribuire al FEIS. Il FEIS può finanziare progetti di 
interesse comune (PIC) o altri progetti di interconnessione. Le infrastrutture energetiche sono una delle priorità del 
fondo.
Gas naturale liquefatto (GNL) : il GNL è u n gas naturale che è stato convertito in forma liquida per lo stoccaggio il 
trasporto.
Gestore del sistema di trasmissione (GST) : entità re sponsabile del trasporto di energia sotto forma di gas naturale 
o di energia elettrica a livello nazionale o regionale, mediante infrastrutture fisse.
Interconnettore dell’energia : una struttura che consente all’energia elettrica o al gas di fluire tra le  reti nazionali. 
Queste strutture possono essere di proprietà e gestite da uno o più gestori del sistema di trasmissione.
Isola energetica : una regione con collegamenti insufficienti alle reti di trasmissione dell’energia. Di conseguenza, 
sono spesso dipendenti da una singola fonte di energia esterna o da un singolo fornitore.
Meccanismo per collegare l’Europa (CEF) : il CEF f ornisce, dal 2014, aiuti finanziari a tre settori: energia, 
trasporti e tecnologie dell’informazione e della comunicazione (TIC). In queste tre aree, il CEF individua priorità di 
investimento che dovrebbero essere attuate nel prossimo decennio, come i corridoi dell’energia elettrica e del gas, 
l’uso di energie rinnovabili, i corridoi di trasporto interconnessi e modi di trasporto meno inquinanti, connessioni 
a banda larga ad alta velocità e reti digitali.
Mercato interno dell’energia : il mercato interno dell’energia è l’assetto normativo e infrastrutturale che dovrebbe 
consentire il libero flusso e il commercio senza frontiere di gas e di energia elettrica in tutto il territorio dell’UE.
Miliardi di metri cubi : una misura di volumi di gas utilizzata nella produzione e nella compravendita.
06 Glossario
Piani decennali di sviluppo della rete (PDSR) : i PDSR pe r l’energia elettrica e il gas sono documenti semestrali 
non vincolanti pubblicati dalla REGST dell’energia elettrica e dalla REGST del gas. I PDSR sono concepiti per 
aumentare l’informazione e la trasparenza sugli investimenti nei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica e del 
gas.
Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico (BEMIP) : un’ini ziativa regionale firmata nel 2009 
per l’integrazione di Estonia, Lettonia e Lituania nei mercati europei dell’energia, per porre termine al loro status di 
isole energetiche e liberalizzare i loro mercati dell’energia.
Procedura di comitato : sistema di comitati che sovrintende agli atti delegati attuati dalla Commissione europea. 
I comitati sono composti da rappresentanti degli Stati membri e sono incaricati di regolamentare certi aspetti 
delegati del diritto derivato adottato dal Consiglio e, quando si applica la codecisione, dal Parlamento europeo. La 
Commissione presiede le riunioni di tali comitati e provvede al segretariato.
Progetti di interesse comune (PIC) : nell’ott obre 2013 la Commissione ha adottato un elenco di 248 principali 
progetti di infrastrutture energetiche. I PIC dovrebbero poter beneficiare di procedure più rapide e più efficienti 
per il rilascio delle autorizzazioni e di un migliore trattamento normativo. Essi possono anche essere sostenuti 
nell’ambito del meccanismo per collegare l’Europa.
Programma energetico europeo per la ripresa (EEPR) : l’EEPR è stato introdotto alla fine del 2008 in risposta alla 
crisi economica e finanziaria. Finanzia progetti volti a rendere l’approvvigionamento energetico più affidabile e a 
ridurre le emissioni di gas a effetto serra.
Rete transeuropea dell’energia (TEN-E) : il programm a TEN-E si propone di sviluppare il mercato interno 
dell’energia attraverso l’interconnessione, l’interoperabilità e lo sviluppo delle reti transeuropee per la trasmissione 
di energia elettrica e gas, nonché di assicurare la sicurezza e la diversificazione dell’approvvigionamento 
e promuovere lo sviluppo sostenibile.
Reti europee dei gestori dei sistemi di trasmissione per l’energia elettrica e il gas (REGST dell’energia 
elettrica/REGST del gas) : queste reti rappresentano tutti i GST per l’energia elettrica/ il gas nell’UE e altri collegati 
alle loro reti, per tutte le regioni, e per tutti i loro problemi tecnici e di mercato.
Sicurezza dell’approvvigionamento energetico : disponibilità ininterrotta di fonti di energia a un prezzo 
accessibile, come definito dall’Agenzia internazionale per l’energia.
Terzo pacchetto «Energia» : un pacchetto legislativo in materia di mercati dell’energia dell’UE. Stabilisce le regole 
principali per il funzionamento del mercato interno dell’energia, compresi la compravendita transfrontaliera 
e l’assetto istituzionale.
Unbundling  (Separazione) : il processo di separazione delle attività di trasmissione di una società energetica 
verticalmente integrata da altre attività, come la generazione e la distribuzione.
07
 Sintesi
I
Nel corso degli ultimi 20 anni, l’Unione europea (UE) 
ha sviluppato un approccio globale alla politica in 
materia di energia e clima, la quale continua a evol -
versi nel contesto della crescente sfida posta dai 
cambiamenti climatici e in un contesto internazionale 
in evoluzione caratterizzato anche da sviluppi politici 
alle frontiere dell’UE e da accordi commerciali con 
i partner esterni.
II
Nell’ultimo decennio la sicurezza dell’approvvigiona -
mento energetico è diventata una questione impor -
tante in Europa. I timori dei governi e dell’opinione 
pubblica si sono concentrati sui rischi associati alla 
dipendenza da fonti esterne, sull’incertezza politica 
negli Stati fornitori esterni e in quelli di transito, così 
come sull’eventualità di interruzioni dell’approvvigio -
namento energetico. Si sta diffondendo sempre più 
la consapevolezza che i cambiamenti all’interno del 
sistema energetico dell’UE, dovuti a mutevoli modelli 
di domanda e all’espansione delle fonti di energia 
rinnovabili, pongono nuove sfide per l’approvvigio -
namento continuo di energia agli utenti finali a un 
prezzo accessibile.
III
L’UE ha adottato un insieme di misure legislative 
volte a sostenere lo sviluppo di un mercato interno 
dell’energia. Il mercato interno dell’energia è l’assetto 
normativo e infrastrutturale che dovrebbe consentire 
il libero flusso e il commercio senza frontiere di gas 
e di energia elettrica in tutto il territorio dell’UE. Il 
pacchetto legislativo più recente, noto come il terzo 
pacchetto «Energia», ha fissato un obiettivo per com -
pletare il mercato interno entro il 2014. Dal bilancio 
dell’UE sono stati inoltre stanziati 3,7 miliardi di euro 
di finanziamenti destinati alle infrastrutture ener -
getiche per il periodo compreso tra il 2007 e il 2013, 
e ulteriori 7,4 miliardi di euro circa sono previsti per il 
periodo 2014-2020.
IV
La Corte ha cercato di stabilire se l’attuazione delle 
politiche relative al mercato interno dell’energia e la 
spesa dell’UE per infrastrutture energetiche abbiano 
effettivamente fornito i benefici della sicurezza 
dell’approvvigionamento energetico.
08 Sintesi
V
L’obiettivo dell’UE di completare il mercato interno 
dell’energia entro il 2014 non è stato raggiunto. Le 
infrastrutture energetiche in Europa non sono in 
genere ancora concepite per mercati completamente 
integrati e quindi attualmente non forniscono un’ef -
fettiva sicurezza dell’approvvigionamento energetico. 
Il sostegno finanziario a carico del bilancio dell’UE nel 
settore delle infrastrutture energetiche ha contribuito 
solo in maniera limitata al mercato interno dell’energia 
e alla sicurezza dell’approvvigionamento energetico.
VI
Permangono problemi legati all’attuazione del quadro 
giuridico dell’UE per il mercato interno dell’energia. 
Differenze sostanziali nel modo in cui gli Stati mem -
bri organizzano i loro mercati dell’energia possono 
frenare l’ulteriore sviluppo del mercato interno dell’e -
nergia. Anche se sono stati compiuti progressi nell’uni -
ficazione dei mercati in Europa, gli effetti complessivi 
sui prezzi determinati dal mercato interno dell’energia 
non si sono ancora palesati. La Corte raccomanda 
quanto segue.
Raccomandazione  1: dal momento che il mercato 
interno dell’energia non è stato ancora realizzato, la 
Commissione dovrebbe portare a termine le proprie 
valutazioni e avviare procedure d’infrazione, ove 
necessario, contro gli Stati membri entro il 2016.
Raccomandazione  2:
a) gli Stati membri dovrebbero fare in modo che le 
rispettive autorità nazionali di regolamentazione 
(ANR) siano indipendenti e che non si trovino di 
fronte a limitazioni del loro campo d’intervento. Le 
ANR dovrebbero disporre di risorse sufficienti per 
svolgere le loro attività, anche per consentire loro 
di partecipare pienamente alle attività di coopera -
zione a livello dell’UE;
b) la Commissione dovrebbe far sì che l’Agenzia per 
la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’e -
nergia (ACER) abbia i poteri necessari per ottenere 
dalle istituzioni chiave degli Stati membri le infor -
mazioni di cui ha bisogno per assolvere i compiti 
assegnatile.Raccomandazione  3: la Commissione dovrebbe pro -
muovere lo sviluppo diffuso di meccanismi di compra -
vendita trasparenti per il gas e l’energia elettrica. Ciò 
dovrebbe includere l’agevolazione e il sostegno della 
creazione di borse negli Stati membri in cui attual -
mente non esistono o in cui predominano i meccani -
smi di scambio tra imprese (B2B).
Raccomandazione  4: la Commissione dovrebbe acce -
lerare il processo della procedura di comitato, al fine di 
garantire l’approvazione dei codici della rete dell’e -
nergia elettrica entro il 2015. Inoltre, dovrebbe inco -
raggiare l’ACER e le REGST a sostenere un’attuazione 
precoce dei codici di rete da parte degli Stati membri 
nel quadro di iniziative di cooperazione regionale.
Raccomandazione  5: la Commissione dovrebbe:
a) prendere in considerazione la fissazione di obiet -
tivi riguardanti l’interconnessione elettrica sulla 
base delle necessità del mercato piuttosto che sul -
la capacità di produzione fissa a livello nazionale;
b) rivalutare i potenziali costi e benefici del modello 
di riferimento per il gas ( gas target model ) e con -
siderare, alla luce della domanda incerta, se vi 
siano alternative alla costruzione su vasta scala di 
gasdotti, come ad esempio l’installazione di termi -
nali GNL strategicamente posizionati per servire 
uno o più mercati nazionali che utilizzino soluzioni 
compatibili con il mercato interno dell’energia. 
Ciò dovrebbe basarsi su una valutazione completa 
delle necessità a livello dell’UE.
09 Sintesi
VII
Le infrastrutture all’interno di molti Stati membri e tra 
di essi non sono ancora adatte al mercato interno 
dell’energia. Non è stata svolta alcuna valutazione 
generale delle necessità a livello dell’UE che servisse 
da base per la definizione delle priorità in termini di 
investimenti nelle infrastrutture energetiche nell’UE. 
Lo sviluppo di infrastrutture transfrontaliere richiede 
la cooperazione tra Stati membri limitrofi. La Corte 
raccomanda quanto segue.
Raccomandazione 6:  la Commissione dovrebbe:
a) individuare le infrastrutture energetiche tran -
sfrontaliere non utilizzate in tutto il loro poten -
ziale a sostegno del mercato interno dell’energia, 
perché sono vincolate a contratti bilaterali a lungo 
termine che non consentono l’ingresso di terze 
parti o perché le loro capacità tecniche, come 
i flussi inversi nei gasdotti, non sono utilizzate;
b) lavorare con le parti interessate negli Stati membri 
al fine di migliorare la misura in cui tali infrastrut -
ture sono effettivamente utilizzate su base conti -
nua a beneficio del mercato interno dell’energia;
c) valutare i vantaggi dell’istituzione di gestori dei 
sistemi di trasmissione (GST) regionali come mez -
zo per incoraggiare e gestire in modo efficiente 
i flussi di energia attraverso le frontiere, traendo 
il maggior beneficio possibile dalle infrastrutture 
esistenti.
Raccomandazione  7: la Commissione dovrebbe:
a) elaborare una valutazione completa delle neces -
sità di infrastrutture energetiche a livello UE come 
base per lo sviluppo del mercato interno dell’ener -
gia; ciò dovrebbe fungere da riferimento per altri 
documenti strategici, quali i PDSR;
b) a sostegno della valutazione delle necessità, 
porre in essere, internamente o presso l’ACER, una 
struttura capace di modellizzare i mercati dell’e -
nergia, con una vasta gamma di proiezioni della 
domanda;
c) lavorare con le REGST dell’energia elettrica e le 
REGST del gas in modo che la valutazione delle 
necessità apporti un contributo alla pianificazio -
ne delle infrastrutture relative al mercato interno 
dell’energia nell’UE, compresi i piani decennali di 
sviluppo della rete (PDSR).VIII
L’UE dispone di diversi strumenti di finanziamento 
a sostegno dei progetti relativi alle infrastrutture 
energetiche, ma nessuno di questi si prefigge come 
obiettivo primario il mercato interno dell’energia. Le 
infrastrutture energetiche cofinanziate dall’UE hanno 
un impatto limitato sul mercato interno dell’energia. 
La Corte raccomanda quanto segue.
Raccomandazione 8: la Commissione dovrebbe 
perfezionare le proprie procedure di pianificazione e, 
in particolare, la definizione delle priorità e il finanzia -
mento di progetti di interesse comune (PIC) alla luce di 
una valutazione completa delle necessità in termini di 
infrastrutture energetiche a livello dell’UE.
Raccomandazione 9: la Commissione dovrebbe 
formulare proposte legislative su come subordinare 
le proprie decisioni di ammettere a finanziamento 
progetti di infrastrutture energetiche al corretto 
e costante funzionamento del mercato interno dell’e -
nergia negli Stati membri.
10
 Introduzione
01 
Nel corso degli ultimi 20 anni, l’Unione 
europea ha sviluppato un approccio 
globale alla politica in materia di ener -
gia e clima1, la quale continua a evol -
versi nel contesto della crescente sfida 
posta dal cambiamento climatico e in 
un contesto internazionale in evoluzio -
ne caratterizzato anche da sviluppi po -
litici alle frontiere dell’UE e da accordi 
commerciali con i partner esterni.
02 
Il mandato per lo sviluppo di una 
politica dell’UE nel settore dell’energia 
è definito all’articolo 4 del trattato sul 
funzionamento dell’Unione europea 
(TFUE), che definisce l’energia come 
una competenza concorrente tra 
l’UE e gli Stati membri. L’articolo 194 
stabilisce che gli obiettivi della politica 
energetica dell’UE devono:
a) garantire il funzionamento del 
mercato dell’energia,
b) garantire la sicurezza dell’ap -
provvigionamento energetico 
nell’Unione,
c) promuovere il risparmio ener -
getico, l’efficienza energetica 
e lo sviluppo di energie nuove 
e rinnovabili,
d) promuovere l’interconnessione 
delle reti energetiche.
03 
Gli Stati membri prendono le decisioni 
riguardanti il loro mix energetico na -
zionale, le tasse e le soprattasse che si 
applicano al gas e all’energia elettrica, 
e sovrintendono al funzionamento dei 
mercati dell’energia elettrica e del gas 
naturale all’interno dei loro confini.04 
Nell’ultimo decennio la sicurezza 
dell’approvvigionamento energetico 
è diventata una questione importante 
in Europa. I timori dei governi e dell’o -
pinione pubblica si sono concentrati 
sui rischi associati alla dipendenza da 
fonti esterne, sull’incertezza politica 
negli Stati fornitori esterni e in quelli di 
transito, così come sull’eventualità di 
interruzioni dell’approvvigionamento 
energetico. Si sta sempre più diffon -
dendo la consapevolezza che i cambia -
menti all’interno del sistema energe -
tico dell’UE, dovuti a mutevoli modelli 
di domanda e all’espansione delle fonti 
di energia rinnovabili, pongono nuove 
sfide per l’approvvigionamento con -
tinuo di energia agli utenti finali a un 
prezzo accessibile.1 Tale approccio comprende 
anche le comunicazioni della 
Commissione sulla politica 
energetica dell’UE pubblicate 
nel 1995 e nel 2007, i pacchetti 
«Energia» e «Clima» per il 2020 
e il 2030, nonché la recente 
comunicazione della 
Commissione sull’Unione 
dell’energia.
11 Introduzione
La sicurezza 
dell’approvvigionamento 
energetico e la sua 
relazione con il mercato 
interno dell’energia
05 
La Commissione europea ha costante -
mente promosso lo sviluppo dei mer -
cati interni dell’energia elettrica e del 
gas naturale come base per la sicurezza 
dell’approvvigionamento energetico 
nell’Unione. Il mercato interno dell’e -
nergia è l’assetto normativo e infra -
strutturale che dovrebbe consentire 
il libero flusso e il commercio senza 
frontiere di gas e di energia elettrica 
in tutto il territorio dell’UE. Nell’ultima 
comunicazione della Commissione 
sulla strategia europea di sicurezza 
energetica, pubblicata il 28 maggio 
20142, la Commissione afferma che: «Un 
effettivo miglioramento della sicurezza 
energetica richiede in primo luogo un 
approccio collettivo, basato su un mer -
cato interno efficiente e su una coope -
razione più intensa a livello regionale 
ed europeo, in particolare in materia di 
coordinamento dello sviluppo delle reti 
e di apertura dei mercati».
06 
Lo sviluppo di mercati interni aperti, 
concorrenziali e pienamente fun -
zionanti per l’approvvigionamento 
interno di energia elettrica e di gas 
naturale può potenzialmente garanti -
re i benefici derivanti dalla sicurezza 
dell’approvvigionamento per l’insieme 
dell’Unione. Può rendere possibili una 
maggiore diversificazione dell’offerta, 
attenuando i rischi di approvvigio -
namento locale, scambi commerciali 
liquidi e flessibili all’interno degli Stati 
membri o tra di essi, nonché la realizza -
zione di un approvvigionamento ener -
getico efficiente da un punto di vista 
economico. La sicurezza dell’approv -
vigionamento è un bene pubblico che 
ha un costo e il suo conseguimento nel 
modo più efficiente possibile in termini 
di costi è un obiettivo fondamentale 
della politica energetica dell’UE.07 
Nel dicembre 2014, il Consiglio dell’U -
nione europea ha ribadito il proprio 
sostegno per il completamento del 
mercato interno dell’energia, sotto -
lineando che occorre mobilitare con 
urgenza tutte le risorse per raggiun -
gere l’obiettivo di un mercato interno 
dell’energia pienamente funzionante 
e connesso3.
08 
Al fine di sviluppare un mercato 
interno dell’energia, è necessario sia 
stabilire le regole di funzionamento 
dei mercati del gas e dell’energia elet -
trica sia cercare di garantire che venga 
posta in essere un’adeguata infrastrut -
tura a tale scopo.2 COM(2014) 330 final del 
28 maggio 2014 «Strategia 
europea di sicurezza 
energetica».
3 Conclusioni del Consiglio 
dell’Unione europea del 
9 dicembre 2014, riunione del 
Consiglio «Trasporti, 
telecomunicazioni 
ed energia».
12 Introduzione
Il quadro giuridico 
del mercato interno 
dell’energia
09 
Le norme per il funzionamento del 
mercato interno dell’energia assumo -
no diverse forme. La prima fase è lo 
sviluppo di un quadro giuridico che 
stabilisca i principi per lo sviluppo dei 
mercati interni dell’energia elettri -
ca e del gas naturale e le condizioni 
normative in base alle quali l’energia 
dovrebbe essere commercializzata. 
Questo quadro giuridico è stato svi -
luppato attraverso tre «pacchetti» di 
diritto derivato dell’UE (cfr.  figura 1 ).10 
Il terzo pacchetto «Energia» è stato 
integrato nel 2011 dal regolamento 
concernente l’integrità e la trasparenza 
del mercato dell’energia all’ingrosso4 
(REMIT)5. Detto regolamento tratta le 
questioni dell’integrità del mercato 
e degli abusi di mercato, e prevede il 
monitoraggio dei mercati dell’energia 
all’ingrosso al fine di individuare e im -
pedire la manipolazione del mercato. 
La sua piena attuazione è prevista 
entro l’aprile 2016.Figura 1Sviluppo dei tre pacchetti «Energia»
Componenti principali
Direttiva 2009/72/CE
Direttiva 2009/73/CERegolamento (CE) n. 713/2009Regolamento (CE) n. 714/2009Regolamento (CE) n. 715/2009 Terzo Pacchetto
2009Secondo pacchetto
2003Primo pacchetto 
1996 - 1998
Coordinamento dei GST da parte della
REGST dell'energia elettrica e della 
REGST del gasPiani decennali
di sviluppo
della reteGST come entità 
separataCoordinamento 
dei regolatori da 
parte dell’ACERGiuridico-
amministrativaRegolatore 
nazionale 
indipendenteSolamente 
accesso 
regolamentato100 %ContabileQualsiasi autorità 
competenteNegoziato, 
regolamentato
o unico acquirenteGraduale
e limitataSviluppo
della reteSeparazione
dei GSTRegolamentazione 
dei mercatiAccesso
di terziApertura
del mercato
Fonte:  Corte dei conti europea.4 Le operazioni all’ingrosso 
avvengono tra gli importatori 
o i produttori di energia e i 
fornitori che vendono 
i prodotti energetici ai clienti 
finali.
5 Regolamento (UE) 
n. 1227/2011 del Parlamento 
europeo e del Consiglio, del 
25 ottobre 2011, concernente 
l’integrità e la trasparenza del 
mercato dell’energia 
all’ingrosso (GU L 326 
dell’8.12.2011, pag. 1).
13 Introduzione
11 
Esistono anche due misure legislative 
dell’UE che affrontano direttamente la 
sicurezza degli approvvigionamenti di 
energia elettrica e di gas. Tali misure 
si basano sul mantenimento della fun -
zione corretta e continua del mercato 
interno dell’energia, anche in circo -
stanze eccezionali:
a) la direttiva sull’approvvigiona -
mento elettrico6, adottata nel 
2005, impegna gli Stati membri 
alla creazione di un adeguato 
livello di capacità di produzione, 
un adeguato equilibrio tra approv -
vigionamento e domanda, e un 
appropriato livello di interconnes -
sione tra Stati membri;
b) il regolamento sulla sicurezza 
dell’approvvigionamento di gas 
naturale , adottato nel 20107, stabi -
lisce le norme in materia di ap -
provvigionamento e infrastrutture 
e definisce le responsabilità delle 
imprese di gas naturale, degli Stati 
membri e della Commissione per 
prevenire e sopperire a eventuali 
interruzioni delle forniture.12 
Tale quadro giuridico stabilisce i prin -
cipi fondamentali del mercato interno 
dell’energia, ma non costituisce di per 
sé un modello pratico per i mercati 
dell’energia. A tal fine, i modelli di 
riferimento per l’energia elettrica e il 
gas sono stati approntati dalla Com -
missione per realizzare l’obiettivo della 
convergenza dei prezzi8. Tali modelli 
sono stati ulteriormente sviluppati 
con il coinvolgimento delle REGST 
e dell’ACER e dei rappresentanti del 
settore energetico e sono attualmente 
in fase di definizione in un quadro di 
orientamenti e codici di rete che spe -
cificano le norme tecniche riguardanti 
le modalità di funzionamento di questi 
mercati:
a) Il modello di riferimento per 
l’energia elettrica  prevede l’ac -
coppiamento dei mercati nazionali 
in un unico mercato paneuropeo9. 
Oltre a favorire la convergenza 
dei prezzi, l’accoppiamento dei 
mercati dovrebbe garantire l’uti -
lizzo ottimale della trasmissione 
transfrontaliera.
b) Il modello di riferimento per il 
gas  favorisce la convergenza dei 
prezzi mediante la compravendita 
del gas basata su punti di inter -
connessione ( hub )10. Prevede lo 
sviluppo di zone di ingresso-uscita 
e punti di scambio virtuali liquidi.6 Direttiva 2005/89/CE del 
Parlamento europeo e del 
Consiglio, del 18 gennaio 
2006, concernente misure per 
la sicurezza 
dell’approvvigionamento di 
elettricità e per gli 
investimenti nelle 
infrastrutture (GU L 33 del 
4.2.2006, pag. 22).
7 Regolamento (UE) n. 994/2010 
del Parlamento europeo e del 
Consiglio, del 20 ottobre 2010, 
concernente misure volte 
a garantire la sicurezza 
dell’approvvigionamento di 
gas e che abroga la direttiva 
2004/67/CE del Consiglio 
(GU L 295 del 12.11.2010, 
pag. 1).
8 Per ulteriori informazioni sullo 
sviluppo dei modelli di 
riferimento, cfr. https://
ec.europa.eu/energy/en/
consultations/
consultation-generation-
adequacy-capacity-
mechanisms-and-internal-
market-electricity
9 L’accoppiamento dei mercati 
descrive il collegamento di 
distinti mercati spot del giorno 
prima dell’energia elettrica 
utilizzando la capacità di 
trasmissione transfrontaliera 
disponibile. Per realizzare 
l’accoppiamento dei mercati 
dell’energia elettrica nell’UE 
è stato sviluppato un 
algoritmo specifico 
denominato Euphemia.
10 Un hub del gas è un punto di 
scambio fisico o virtuale dove 
alle forniture di gas viene 
assegnato un prezzo in base 
alla domanda nella regione. 
I prezzi degli hub variano in 
base alla mutevole interazione 
tra domanda e offerta di gas.
14 Introduzione
Ruoli e responsabilità 
dei principali attori nel settore 
della politica energetica dell’UE
13 
Il processo di sviluppo, attuazione 
e regolamentazione del mercato in -
terno dell’energia coinvolge una serie 
di attori pubblici e privati, che hanno 
ruoli e responsabilità specifici.
a) In seno alla Commissione euro -
pea , la direzione generale dell’E -
nergia (DG Energia) è responsabile 
dello sviluppo e dell’attuazione 
della politica energetica europea 
nel campo di applicazione dell’ar -
ticolo 194 del TFUE. Ciò include 
garantire il funzionamento del 
mercato dell’energia e la sicu -
rezza dell’approvvigionamento 
energetico nell’Unione, nonché la 
promozione dell’interconnessione 
delle reti energetiche. Per quanto 
riguarda il mercato interno dell’e -
nergia, la Commissione:
i) propone i necessari documenti 
strategici e le necessarie misu -
re legislative;
ii) controlla il recepimento dei 
pacchetti «Energia» nel diritto 
nazionale;
iii) adotta codici di rete con gli 
Stati membri attraverso la pro -
cedura di comitato.
b) I mercati dell’energia dovrebbe -
ro essere controllati da autorità 
nazionali di regolamentazione  
(ANR) completamente indipenden -
ti dai governi degli Stati membri. 
Il requisito di istituire le ANR è sta -
to introdotto nel secondo pacchet -
to «Energia». Il terzo pacchetto 
ha rafforzato ulteriormente il loro 
ruolo.c) L’Agenzia per la cooperazio -
ne dei regolatori dell’energia  
(ACER), istituita nell’ambito del 
terzo pacchetto «Energia», do -
vrebbe promuovere e favorire la 
cooperazione tra le ANR. L’ACER 
sviluppa orientamenti quadro da 
cui derivano i codici di rete e adot -
ta pareri su una serie di questioni 
attinenti al mercato dell’energia. 
L’ACER non dispone di alcun potere 
esecutivo, pertanto le sue decisioni 
non sono direttamente vincolanti 
per gli operatori del mercato.
d) I gestori dei sistemi di trasmis -
sione  (GST) sono entità responsa -
bili del trasporto di energia (gas 
naturale o energia elettrica) a livel -
lo nazionale o regionale, mediante 
infrastrutture fisse. Essi sono tenuti 
a cooperare tra di loro nel quadro 
delle reti europee dei gestori 
dei sistemi di trasmissione per 
l’energia elettrica e il gas  (REGST 
dell’energia elettrica e REGST del 
gas). Le REGST sono responsabili 
dello sviluppo dei codici di rete 
sulla base degli orientamenti qua -
dro dell’ACER e della preparazione 
di piani decennali di sviluppo della 
rete (PDSR).
15 Introduzione
Fabbisogno di 
investimento e strumenti 
finanziari dell’UE 
nel settore delle 
infrastrutture energetiche
14 
Per ottenere i benefici della sicurezza 
dell’approvvigionamento attraverso il 
mercato interno dell’energia, sono ne -
cessari investimenti nelle infrastrutture 
energetiche. Nell’UE, le infrastrutture 
energetiche sono finanziate principal -
mente dai GST tramite tariffe di con -
sumo in funzione del principio di «chi 
usa paga». Le risorse proprie dei GST 
utilizzate per finanziare gli investimen -
ti infrastrutturali possono variare da un 
minimo del 20 % dei costi del progetto 
fino all’intero costo degli investimenti 
necessari. Secondo dati della Com -
missione risalenti al 2011, i GST hanno 
investito 9,1 miliardi di euro all’anno in 
infrastrutture energetiche tra il 2005 
e il 2009. Tale cifra comprende 5,8 mi -
liardi di euro all’anno per le infrastrut -
ture elettriche e 3,3 miliardi di euro 
all’anno per le infrastrutture del gas.
15 
La Banca europea per gli investi -
menti  (BEI) è il principale fornitore sovranazionale di prestiti e garanzie 
per progetti relativi alle infrastrut -
ture energetiche nell’UE. Tra il 2007 
e il 2012, la BEI ha concesso prestiti pari 
a 29,4 miliardi di euro diretti agli inve -
stimenti per la modernizzazione e lo 
sviluppo delle reti europee dell’ener -
gia elettrica e del gas11.
16 
Le infrastrutture energetiche costi -
tuiscono anche una delle priorità del 
neocostituito Fondo europeo per 
gli investimenti strategici  (FEIS)12. 
Questo Fondo unisce il capitale prove -
niente dal bilancio dell’UE e dalla BEI, 
al fine di incentivare gli investimenti 
pubblici e privati per almeno 315 mi -
liardi di euro in tutta l’UE13.
17 
Rispetto all’investimento proprio dei 
GST e ai finanziamenti messi a dispo -
sizione dalla BEI e dal FEIS, il bilancio 
dell’UE  fornisce investimenti relati -
vamente esigui per le infrastrutture 
energetiche. Circa 3,7 miliardi di euro 
sono stati stanziati dal bilancio dell’UE 
per le infrastrutture energetiche tra il 
2007 e il 2013, e sono previsti ulteriori 
7,4 miliardi di euro per il periodo 2014-
2020, come indicato nella tabella 1 .Tabella 1Fondi stanziati per le infrastrutture energetiche per il periodo 2007-2020 
(milioni di euro)
Settore TEN-E EEPR CEF Energia Fondi SIE Totale
2007-2013Energia elettrica 81 905 498 1 484
Gas 64 1 363 814 2 241
TOTALE 145 2 268 1 312 3 725
2014-2020 Energia elettrica e gas 5 350 2 00017 350
TOTALE 2007-2020 145 2 268 5 350 3 312 11 075
1 Cifra indicativa presentata l’équipe di audit dalla DG Politica regionale e urbana.
Fonte:  Corte dei conti europea, sulla base delle banche dati della DG Politica regionale e urbana, relazioni di attuazione sull’EEPR.11 Banca europea per gli 
investimenti, Energy Lending 
Criteria  (Criteri di prestito nel 
settore energetico), 23 luglio 
2013.
12 Regolamento (UE) 2015/1017 
del Parlamento europeo e del 
Consiglio del 25 giugno 2015 
relativo al Fondo europeo per 
gli investimenti strategici, al 
polo europeo di consulenza 
sugli investimenti e al portale 
dei progetti di investimento 
europei e che modifica i 
regolamenti (UE) n. 1291/2013 
e (UE) n. 1316/2013.
13 Parere n. 4/2015 concernente 
la proposta di regolamento 
del Parlamento europeo e del 
Consiglio relativo al Fondo 
europeo per gli investimenti 
strategici e che modifica 
i regolamenti (UE) 
n. 1291/12013 e (UE) 
n. 1316/2013 (GU C 121 del 
15.4.2015, pag. 1).
16 Introduzione
18 
Gli stanziamenti sono stati effettua -
ti mediante vari fondi, gestiti dalla 
Commissione, che si differenziano in 
termini di relativa dimensione, tipo 
di progetti che finanziano, nonché 
tipo di finanziamento che forniscono 
(cfr.  tabella 1 ):
a) Le reti transeuropee per l’ener -
gia (TEN-E), create nel 199614, sono 
state uno strumento, gestito dalla 
Commissione, che ha finanziato le 
infrastrutture dell’energia elettrica 
e del gas naturale. I regolamenti 
TEN-E del 201315 hanno fissato i cri -
teri per l’individuazione di progetti 
di interesse comune (PIC);
b) il programma energetico euro -
peo per la ripresa  (EEPR) è stato 
istituito nel 2009 per stimolare 
l’economia dell’UE attraverso gli 
investimenti nelle infrastruttu -
re16. L’EEPR ha finanziato l’elenco 
concordato di progetti sotto la ge -
stione diretta della Commissione. 
L’attuazione dei progetti finanziati 
è ancora in corso, ma questo regi -
me non sosterrà nuovi progetti;
c) il meccanismo per collegare 
l’Europa  (CEF)17 è stato istituito 
per fornire investimenti nei settori 
dei trasporti, dell’energia e delle 
telecomunicazioni per il periodo 
2014-202018. Il fondo è concepito 
per attirare gli investimenti privati 
attraverso una serie di strumenti, 
fra cui sovvenzioni, prestiti spe -
ciali, garanzie, crediti e strumenti 
azionari. Il cofinanziamento tra -
mite sovvenzioni si basa su inviti 
a presentare proposte ed è gestito 
dall’Agenzia esecutiva per l’inno -
vazione e le reti (INEA);d) finanziamenti per le infrastrutture 
energetiche sono previsti anche 
dai Fondi strutturali e di investi -
mento europei  (fondi SIE)19. Tale 
finanziamento si basa su program -
mi operativi nazionali approvati 
dalla Commissione.
19 
La Commissione ha stimato nel 2010 
che per il settore energetico dell’Euro -
pa sarebbero stati necessari 1 000 mi -
liardi di euro di investimenti entro 
il 2020. Di questi, circa 210 miliardi 
di euro sarebbero necessari per le reti 
di energia elettrica e del gas di rilevan -
za europea20. Più di recente, l’Agenzia 
internazionale dell’energia (AIE) ha 
stimato che l’investimento comples -
sivo necessario per le reti dell’ener -
gia elettrica e del gas nell’UE salirà 
a 931 miliardi di euro per il periodo 
2014-203521.14 Il programma TEN-E è stato 
istituito dai seguenti atti 
giuridici: decisione 
n. 1364/2006/CE del Parlamento 
europeo e del Consiglio, del 
6 settembre 2006, che stabilisce 
orientamenti per le reti 
transeuropee nel settore 
dell’energia e abroga la 
decisione 96/391/CE e la 
decisione n. 1229/2003/CE 
(GU L 262 del 22.9.2006, pag. 1).
15 Il regolamento (UE) n. 347/2013 
del Parlamento europeo e del 
Consiglio, del 17 aprile 2013, 
sugli orientamenti per le 
infrastrutture energetiche 
transeuropee e che abroga la 
decisione n. 1364/2006/CE e che 
modifica i regolamenti (CE) 
n. 713/2009, (CE) n. 714/2009 
e (CE) n. 715/2009 (GU L 115 del 
25.4.2013, pag. 39) è inteso ad 
agevolare lo sviluppo 
tempestivo e l’interoperabilità 
delle reti transeuropee 
dell’energia (TEN-E).
16 Regolamento (CE) n. 663/2009 
del Parlamento europeo e del 
Consiglio, del 13 luglio 2009, che 
istituisce un programma per 
favorire la ripresa economica 
tramite la concessione di un 
sostegno finanziario comunita -
rio a favore di progetti nel 
settore dell’energia (GU L 200 
del 31.7.2009, pag. 31).
17 Conformemente al regolamen -
to (UE) 2015/1017, la dotazione 
finanziaria per il CEF-settore 
energia per il periodo 2014 2020 
è stata diminuita di 500 milioni 
di euro (da 5 850 milioni di euro 
a 5 350 milioni di euro), anche 
per finanziare il contributo in 
favore del FEIS a carico del 
bilancio generale dell’UE.
18 Regolamento (UE) n. 1316/2013 
del Parlamento europeo e del 
Consiglio, dell’11 dicembre 
2013, che istituisce il meccani -
smo per collegare l’Europa 
e che modifica il regolamento 
(UE) n. 913/2010 e che abroga 
i regolamenti (CE) n. 680/2007 
e (CE) n. 67/2010 (GU L 348 del 
20.12.2013, pag. 129).
19 Regolamento (UE) n. 1303/2013 
del Parlamento europeo e del 
Consiglio, del 17 dicembre 
2013, recante disposizioni 
comuni sul Fondo europeo di 
sviluppo regionale, sul Fondo 
sociale europeo, sul Fondo di 
coesione, sul Fondo europeo 
agricolo per lo sviluppo rurale 
e sul Fondo europeo per gli 
affari marittimi e la pesca 
e disposizioni generali sul 
Fondo europeo di sviluppo 
17
 Estensione e approccio 
dell’audit
20 
Tramite l’audit, la Corte ha cercato di 
stabilire se l’attuazione degli interventi 
relativi al mercato interno dell’ener -
gia e la spesa dell’UE in infrastrutture 
energetiche abbiano effettivamen -
te fornito i benefici della sicurezza 
dell’approvvigionamento energetico.
21 
In particolare la Corte ha verificato se:
 ο la Commissione e gli Stati membri 
abbiano garantito l’attuazione del 
mercato interno dell’energia , 
migliorando in tal modo la sicu -
rezza dell’approvvigionamento 
energetico;
 ο le infrastrutture energetiche  
in Europa siano adatte a mercati 
completamente integrati, fornen -
do così l’effettiva sicurezza dell’ap -
provvigionamento energetico; e
 ο il sostegno finanziario dell’UE  
per le infrastrutture energetiche 
abbia contribuito efficacemente 
allo sviluppo del mercato interno 
dell’energia.
22 
L’attività di audit sul campo è stata 
svolta dalla metà del 2014 alla metà 
del 2015.
23 
L’audit della Corte è stato incentrato 
sul trasporto di gas mediante gasdotti, 
sullo stoccaggio, compresi i termina -
li GNL, e sulla trasmissione di energia 
elettrica. Il presente audit non ha 
preso in considerazione la produzione 
di energia22 né l’efficienza energeti -
ca23. Non ha inoltre trattato i sistemi di 
distribuzione di energia ai clienti finali, 
la «povertà energetica», la tassazione 
dell’energia e i sussidi, né gli obiettivi 
della politica in materia di energia 
e clima per il 2020 e il 2030.24 
L’audit ha riguardato gli interventi e i 
finanziamenti a partire dal 2007. La 
Corte ha usato un approccio regionale, 
esaminando studi di casi in sei Stati 
membri — Bulgaria, Estonia, Lituania, 
Polonia, Spagna e Svezia. Sono stati 
analizzati i mercati regionali e l’e -
stensione delle interconnessioni tra 
questi Stati membri e i rispettivi paesi 
limitrofi.
25 
Tramite questi studi di caso, la Corte ha 
valutato il modo in cui è stato deter -
minato il fabbisogno di investimento, 
l’applicazione dei principi del mercato 
interno dell’energia, gli aspetti della 
cooperazione transfrontaliera e la 
logica sottesa alle proposte di proget -
to. Tale selezione ha fornito un’ampia 
rappresentanza geografica di tutta 
l’UE. Gli studi di casi includevano 15 
esempi di progetti specifici cofinan -
ziati dall’UE. Il lavoro di audit per ogni 
studio di caso ha incluso colloqui 
con i funzionari degli Stati membri 
e dell’UE.
26 
La Corte ha anche individuato, ove 
possibile, le buone pratiche che po -
trebbero essere condivise con le parti 
interessate di altri Stati membri.regionale, sul Fondo sociale 
europeo, sul Fondo di coesione 
e sul Fondo europeo per gli 
affari marittimi e la pesca, e che 
abroga il regolamento (CE) 
n. 1083/2006 del Consiglio 
(GU L 347 del 20.12.2013, 
pag. 320).
20 COM(2010) 677 definitivo del 
17 novembre 2010 «Priorità per 
le infrastrutture energetiche 
per il 2020 e oltre — Piano per 
una rete energetica europea 
integrata».
21 OCSE/AIE, Agenzia 
internazionale dell’energia, 
World Investment Outlook 2014 , 
Parigi, pag. 167.
22 Sul tema della generazione di 
energia, cfr. la relazione 
speciale n. 6/2014 «Il sostegno 
dei fondi della politica di 
coesione alla produzione di 
energia da fonti rinnovabili ha 
ottenuto buoni risultati?» 
(http://eca.europa.eu ).
23 Quanto al consumo, 
cfr. la relazione speciale 
n. 21/2012 «Efficacia in termini 
di costi/benefici degli 
investimenti della politica 
di coesione nel campo 
dell’efficienza energetica» 
(http:/eca.europa.eu ).
18
 Osservazioni
L ’obiettivo di completare 
il mercato interno 
dell’energia entro il 2014 
non è stato raggiunto
27 
Dal 2007, il mercato interno dell’ener -
gia è al centro dello sviluppo della po -
litica energetica a livello dell’UE. Il ter -
zo pacchetto «Energia», adottato nel 
2009, prescriveva che il recepimento 
delle direttive Gas ed Energia elettrica 
fosse effettuato entro il 3 marzo 201124. 
Tuttavia, questo obiettivo non è stato 
raggiunto in quell’anno. In aggiunta, 
nel 2009 sono state adottati tre regola -
menti della Commissione facenti parte 
del terzo pacchetto «Energia»25.
28 
Nel 2011, il Consiglio ha ribadito il 
suo impegno verso il mercato interno 
dell’energia, affermando che «dovreb -
be essere completato entro il 2014 
affinché il gas e l’elettricità possano 
circolare liberamente»26. Al dicembre 
2014, quando l’obiettivo non era stato 
ancora raggiunto, il Consiglio ha riba -
dito ancora una volta l’»urgente neces -
sità che tutti gli Stati membri dell’UE 
attuino in modo efficace e coerente le 
disposizioni di cui al terzo pacchetto 
sull’energia»27.29 
Gli elementi che seguono sono impor -
tanti per conseguire tale obiettivo:
 ο attuazione del quadro UE di rego -
lamentazione del mercato interno 
dell’energia;
 ο armonizzazione di un insieme 
eterogeneo di mercati locali 
e nazionali;
 ο conseguimento della convergenza 
dei prezzi;
 ο disponibilità di appropriate infra -
strutture energetiche (cfr. paragra -
fo 72 e seguenti).24 Per l’energia elettrica, 
articolo 49, paragrafo 1, 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 e che abroga la 
direttiva 2003/54/CE (GU L 211 
del 14.8.2009, pag. 55). Per il 
gas, articolo 54, paragrafo 1, 
della direttiva 2009/73/CE del 
Parlamento europeo e del 
Consiglio, del 13 luglio 2009, 
relativa a norme comuni per il 
mercato interno dell’energia 
elettrica e che abroga la 
direttiva 2003/55/CE (GU L 211 
del 14.8.2009, pag. 94).
25 Regolamento (CE) n. 714/2009 
relativo alle condizioni di 
accesso alla rete per gli scambi 
transfrontalieri di energia 
elettrica e che abroga il 
regolamento (CE) 
n. 1228/2003.  
Regolamento (CE) n. 715/2009 
relativo alle condizioni di 
accesso alle reti di trasporto 
del gas naturale e che abroga 
il regolamento (CE) 
n. 1775/2005.  
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 
nazionali dell’energia.
26 Conclusioni adottate dal 
Consiglio europeo il 4 febbraio 
2011.
27 Conclusioni del Consiglio 
«Trasporti, telecomunicazioni 
ed energia», riunione del 
Consiglio, Bruxelles, 
9 dicembre 2014.
19 Osservazioni
Permangono problemi legati 
all’attuazione del quadro 
giuridico dell’UE per il 
mercato interno dell’energia
30 
Il terzo pacchetto «Energia» include sia 
regolamenti direttamente applicabili 
sia direttive che devono essere inte -
grate nel quadro giuridico di ciascuno 
Stato membro. La Commissione segue 
i progressi in quest’ambito tramite:
a) verifiche di recepimento , che 
mirano ai verificare se gli Stati 
membri abbiano aggiornato il loro 
diritto nazionale per integrare le 
disposizioni delle direttive UE28. 
Qualora ritenga che uno Stato 
membro non abbia agito in tal 
senso, la Commissione può avviare 
una procedura d’infrazione che 
può sfociare in una causa presso la 
Corte di giustizia dell’UE;
b) verifiche di conformità , che va -
lutano se i cambiamenti apportati 
nella pratica siano coerenti con le 
disposizioni delle direttive. Per age -
volare tale valutazione, la Commis -
sione invia richieste di informazioni 
e chiarimenti agli Stati membri: 
questo scambio di informazioni 
è operato tramite una procedura 
nota come «EU pilot». Qualora 
valuti che i cambiamenti apportati 
nella pratica in uno Stato membro 
non riflettono adeguatamente le 
disposizioni delle direttive, la Com -
missione può avviare una formale 
procedura d’infrazione ai sensi 
dell’articolo 258 del TFUE.28 La valutazione della 
Commissione si basa su 
documenti ufficiali degli Stati 
membri, sulle relazioni del 
contraente, sulla conoscenza 
documentale del paese, sul 
monitoraggio del mercato 
tramite gli organi di 
informazione e sulle richieste 
specifiche a terzi.
20 Osservazioni
31 
La tabella 2  fornisce dettagli sullo 
stato di dette verifiche, incluse le 
procedure d’infrazione in relazione 
alla normativa del terzo pacchetto 
«Energia» al 30 giugno 2015. L’analisi 
mostra che rimane ancora molta strada 
da fare prima che il terzo pacchetto 
«Energia» possa essere considerato 
pienamente attuato negli Stati mem -
bri. Al 30 giugno 2015:
a) riguardo al mancato recepimento  
delle disposizioni del terzo pac -
chetto «Energia», la Commissione 
ha ritenuto necessario avviare 
procedure d’infrazione nei con -
fronti di 19 dei 28 Stati membri. 
Tutte queste procedure erano state 
chiuse prima del 30 giugno 2015;
b) per quanto riguarda la non con -
formità  con le disposizioni del 
terzo pacchetto «Energia», nel 2013 
la Commissione ha iniziato il pro -
cesso di richiesta di informazioni 
agli Stati membri e, in alcuni casi, 
ha avviato procedure d’infrazione:
i) per 10 Stati membri, la Com -
missione aveva completato la 
valutazione e avviato procedu -
re d’infrazione ai sensi dell’ar -
ticolo 258 del TFUE. Queste 
procedure sono tutte ancora 
aperte;
ii) per 4 Stati membri, la Commis -
sione aveva chiesto informa -
zioni, tramite richieste «pilota», 
ma non aveva ancora comple -
tato la sua valutazione; e
iii) per 14 Stati membri, la Com -
missione non aveva anco -
ra inviato una richiesta di 
informazioni.32 
Le disposizioni del terzo pacchetto 
«Energia», pertinenti ai fini del pre -
sente audit, su cui le verifiche della 
Commissione hanno rivelato problemi 
includono:
 ο il funzionamento dei regolatori 
nazionali (cfr. paragrafi 34-36);
 ο il funzionamento dei gesto -
ri dei sistemi di trasmissione 
(cfr. paragrafi 37-42);
 ο questioni relative alle diverse for -
me di regolamentazione dei prezzi 
(cfr. paragrafo 64).
33 
Nel corso dell’audit, la Corte ha confer -
mato l’esistenza di problemi in questi 
settori, come descritto nei paragrafi 
che seguono.
21 Osservazioni
Verifiche di recepimento e di non conformità svolte dalla Commissione per il terzo 
pacchetto «Energia», al 30 giugno 2015
Verifiche di recepimento Verifiche di conformità
Verifica di recepimento 
completataProcedura d’infrazione 
avviata e  conclusaLa Commissione ha 
avviato una procedura 
d’infrazioneProcedura d’infrazione 
conclusa
Belgio √ √ √ Non conclusa
Bulgaria √ √ Procedura non avviata
Repubblica ceca √ N.a. Procedura non avviata
Danimarca √ √ Procedura non avviata
Germania √ N.a. √ Non conclusa
Estonia √ √ Procedura non avviata
Irlanda √ √ Procedura non avviata
Grecia √ N.a. Procedura non avviata
Spagna √ √ √ Non conclusa
Francia √ √ √ Non conclusa
Croazia √ N.a. √ Non conclusa
Italia √ N.a. √ Non conclusa
Cipro √ √ Procedura non avviata
Lettonia √ N.a. Procedura non avviata
Lituania √ √ Procedura non avviata
Lussemburgo √ √ √ Non conclusa
Ungheria √ N.a. √ Non conclusa
Malta √ N.a. Procedura non avviata
Paesi Bassi √ √ Procedura non avviata
Austria √ √ √ Non conclusa
Polonia √ √ Procedura non avviata
Portogallo √ N.a. Procedura non avviata
Romania √ √ √ Non conclusa
Slovenia √ √ Procedura non avviata
Slovacchia √ √ Procedura non avviata
Finlandia √ √ Procedura non avviata
Svezia √ √ Procedura non avviata
Regno Unito √ √ Procedura non avviata
Nota:  
— «N.a.» significa che nessuna procedura d’infrazione è stata avviata, e la Commissione non prevede di avviarne una in futuro sulla base delle 
verifiche di recepimento, che sono ora concluse per tutti gli Stati membri.  
— «Procedura non avviata»:  nessuna procedura d’infrazione è stata avviata per lo Stato membro in questione. La Commissione sta riesaminando 
la situazione e può avviare procedure d’infrazione in futuro.  
— «Non conclusa»:  una procedura d’infrazione è attualmente in corso, ma non è stata ancora conclusa.
Fonte:  Corte dei conti europea, sulla base delle informazioni fornite dalla Commissione.Tabella 2
22 Osservazioni
I regolatori dell’energia 
affrontano sfide 
nell’adempimento dei loro 
compiti a livello sia nazionale 
sia dell’UE
34 
Gli elementi probatori raccolti nell’am -
bito del presente audit hanno indicato 
i seguenti problemi nelle operazioni 
delle ANR:
a) l’indipendenza  delle ANR è fonda -
mentale per far sì che esse possano 
svolgere debitamente le proprie 
funzioni. I responsabili degli orga -
nismi di regolamentazione dovreb -
bero essere selezionati in modo 
trasparente e operare liberamente. 
Questi principi non sono sempre 
seguiti (cfr. esempi nel riquadro 1 ).
b) I rappresentanti di diverse ANR 
hanno evidenziato rischi di limita -
zioni del loro campo d’interven -
to. Alcuni governi hanno mantenu -
to certi poteri di regolamentazione 
o hanno imposto alle ANR me -
todologie per la determinazione 
delle tariffe che potrebbero favo -
rire alcuni operatori di mercato 
(cfr. esempi nel riquadro 2 ).
c) anche se le ANR svolgono compiti 
analoghi in tutti gli Stati membri, 
il livello delle risorse  disponibili 
per le diverse ANR varia notevol -
mente. Il numero di persone che si 
occupano di questioni energetiche 
presso le ANR visitate variava da 21 
a oltre 200. Alcune ANR ritengono 
di disporre di risorse sufficienti per 
occuparsi di tutti gli aspetti legati 
al mercato dell’energia. Tuttavia, 
a causa di vincoli in termini di 
risorse, alcune ANR sono meglio 
attrezzate di altre per partecipare 
alla cooperazione internazionale, 
il che è cruciale per il mercato in -
terno dell’energia (cfr. paragrafo 35 
ed esempi nel riquadro 3 ).
23 Osservazioni
Questioni che riguardano l’indipendenza delle ANR
Bulgaria:  nel periodo 2009-2015, il presidente della Commissione di regolamentazione per l’energia e l’ac -
qua (EWRC) è stato sostituito dal governo a più riprese, quattro solo nel 2013. I regolatori indipendenti sono 
tenuti a stabilire le tariffe dell’energia, con riferimento alla base dei costi effettivi. Tuttavia, l’EWRC ha fissato 
prezzi regolamentati per l’energia elettrica, contribuendo in tal modo a creare una situazione in cui la società 
del settore dell’energia già insediata è obbligata ad acquistare energia elettrica a prezzi elevati e a venderla 
a prezzi più bassi, alla stregua di un fornitore pubblico, accumulando così un deficit di circa 800 milioni di euro 
tra il 2010 e la fine del 2014.
Lituania:  dal 2013, il Parlamento lituano ha la facoltà di votare la sostituzione del responsabile dell’ANR se non 
approva la relazione annuale sulle attività del regolatore dell’energia.
Limitazioni del campo d’intervento delle ANR
Spagna:  il ministero dell’Industria, dell’energia e del turismo fissa le tariffe del gas e dell’energia elettrica, 
o gli oneri di sistema, che i GST fatturano alle utenze del gas e dell’energia elettrica. L’ANR propone una 
metodologia per gli elementi che costituiscono solo 1/3 delle tariffe di rete finali, mentre le voci di costo che 
compongono gli altri 2/3 vengono fissati solo dal governo spagnolo. Ciò solleva interrogativi in merito a se 
l’ANR disponga o meno di adeguati poteri per esercitare questa parte delle sue funzioni di regolamentazione.
Lituania:  nel terzo pacchetto «Energia» è previsto che le ANR abbiano la responsabilità di stabilire le tariffe di 
trasmissione o distribuzione in base a criteri trasparenti. Tuttavia, in Lituania, il governo impone la metodolo -
gia per la determinazione delle tariffe per la trasmissione del gas e dell’energia elettrica e i prezzi al dettaglio 
sono regolamentati. Di conseguenza, secondo i calcoli preliminari dell’ANR, le due società nel settore dell’e -
nergia già insediate, di proprietà statale, potranno ottenere, fino al 2024, tramite tali tariffe, introiti di 167 mi -
lioni di euro in più di quanto avrebbero ottenuto se le tariffe fossero state fissate dall’ANR.
Adeguatezza delle risorse delle ANR
Svezia:  l’Ispettorato svedese dell’energia ha confermato che, con i suoi 100 specialisti del settore, è comple -
tamente preparato per partecipare ai lavori dell’ACER, compresa la fornitura di esperti nazionali distaccati. Ha 
inoltre confermato di aver ultimato tutti i preparativi per l’attuazione del regolamento REMIT, fra cui dotare il 
gruppo competente di tutte le risorse necessarie.
Estonia:  solo 21 dei 61 dipendenti dell’Autorità nazionale garante della concorrenza sono coinvolti nel settore 
energetico. Nelle sue analisi del mercato dell’energia estone, la Commissione si è posta interrogativi riguardo 
a se l’ANR disponga di risorse sufficienti per regolamentare adeguatamente i mercati dell’energia dell’Estonia 
e partecipare alle attività di cooperazione a livello dell’UE (cfr.  allegato III ).Riquadro 1 Riquadro 2 Riquadro 3
24 Osservazioni
35 
Non esiste un unico regolatore dell’e -
nergia a livello dell’UE, ma le ANR 
dovrebbero collaborare nell’ambito 
dell’ACER (cfr. paragrafo 13). Man 
mano che i mercati dell’energia dell’UE 
diventano più integrati, la risoluzio -
ne di questioni di regolamentazione 
transfrontaliere diventa sempre più 
importante. Attualmente, l’ACER opera 
attraverso un sistema di gruppi di la -
voro, tra cui quelli su energia elettrica, 
gas, integrità del mercato e monitorag -
gio, per affrontare tali problematiche. 
Anche se questo approccio mira a fa -
cilitare il coinvolgimento diretto degli 
Stati membri, in realtà non tutti gli 
Stati membri partecipano nella stessa 
misura e gli Stati membri più attivi 
hanno di conseguenza una maggiore 
influenza sul lavoro di questi gruppi. 
Alcune ANR hanno indicato che le 
risorse, in termini di disponibilità di 
specialisti in grado di interagire in un 
ambiente internazionale, così come di 
disponibilità finanziaria per le trasfer -
te, sono limitate (cfr. paragrafo 34). 
L’allegato III  fornisce i dettagli della 
partecipazione dei rappresentanti 
degli Stati membri ai gruppi di lavoro 
dell’ACER.
36 
Uno dei doveri dell’ACER è quello di 
analizzare le tendenze del mercato 
dell’energia e fornire consulenza poli -
tica alle ANR e alle istituzioni dell’UE. 
Tuttavia, non ha il potere di obbligare 
le ANR o i governi degli Stati membri 
a fornire i dati pertinenti relativi al 
mercato dell’energia. La mancanza 
di dati limita la capacità dell’ACER di 
fornire analisi di mercato e consulenza 
politica alle istituzioni dell’UE e alle 
ANR degli Stati membri.L’unbundling  dei GST è stato 
formalmente realizzato, ma 
ciò non ha sempre portato 
a mercati liberalizzati 
e concorrenziali
37 
L’energia elettrica e il gas di rado sono 
consumati nel luogo in cui sono pro -
dotti o entrano in un paese. Affinché 
ingenti quantitativi di energia giun -
gano ai clienti, sono stati sviluppati 
sistemi di trasmissione. Le organiz -
zazioni che gestiscono tali sistemi di 
trasmissione sono chiamate, negli Stati 
membri dell’UE, gestori dei sistemi di 
trasmissione.
38 
Il processo di separazione della tra -
smissione dalle altre attività, come 
la generazione e la distribuzione, 
all’interno delle società del settore 
dell’energia integrate verticalmente 
è noto come unbundling . Tale processo 
è iniziato con il primo e il secondo pac -
chetto «Energia». La Commissione ha 
confermato che tutti gli Stati membri 
hanno formalmente recepito la nor -
mativa del terzo pacchetto «Energia», 
comprese le disposizioni in materia di 
unbundling  (cfr. paragrafo 31). La figu -
ra 2  descrive il ruolo e la posizione del 
GST nella compravendita dell’energia 
prima e dopo l’ unbundling .
25 Osservazioni
39 
Sebbene l’obiettivo dell ’unbundling  
e di altre misure fosse quello di creare 
le condizioni normative per un mer -
cato interno dell’energia, spesso non 
è emerso un mercato liberalizzato 
e concorrenziale. Il motivo risiede nel 
fatto che molti governi e molte società 
del settore dell’energia già insediate 
hanno continuato a limitare l’accesso 
di soggetti terzi alla rete mediante 
regolamenti e restrizioni tecniche. 
Ad esempio, i nuovi fornitori nei 
mercati del gas e dell’energia elettrica devono accedere alle strutture di 
trasmissione e stoccaggio. Senza tale 
accesso, è difficile per i nuovi soggetti 
entrare nei mercati nazionali dell’ener -
gia elettrica o del gas. Ad esempio, in 
Polonia la società del gas già insediata 
ha costituito nel 2010 una società vei -
colo, non considerata dall’ANR un GST, 
che detiene il 100 % delle capacità di 
stoccaggio sotterraneo del gas in Polo -
nia. Tale situazione comporta il rischio 
che questa società controllata possa 
limitare l’accesso al mercato di nuovi 
fornitori di gas per la Polonia29.Figura 2La compravendita e la trasmissione dell’energia prima e dopo l’ unbundling
Dopo l’unbundling Prima dell’unbundling
Interazione non regolamentataInterazione regolamentata
ConsumatoreSocietà o funzione separataLegenda:Consumatore ConsumatoreDistribuzione Trasporto (GST)Operazioni di rete
VenditeIntermediario della 
compravenditaProduzione/importazione
Produzione/importazione
Operazioni di rete
Compravendita
VenditeSocietà integrata 
verticalmente
Fonte:  Presentazione a cura di James Matthys-Donnadieu del 26 agosto 2014 alla Summer School «Economics of Electricity Markets», Universi -
tà di Gent (Belgio).29 Secondo i dati pubblicati nella 
relazione 2014 dell’Ufficio di 
regolamentazione del settore 
energetico della Polonia, il 
fornitore di gas già insediato 
detiene circa il 95 % del 
mercato all’ingrosso di gas in 
Polonia.
26 Osservazioni
40 
Dato che le reti degli Stati membri 
diventano sempre più interconnesse 
tramite infrastrutture, risulta evidente 
la necessità di una maggiore coope -
razione tra i GST limitrofi, compreso 
un approccio coordinato allo sviluppo 
delle infrastrutture, specialmente se 
queste sono importanti per la sicurez -
za dell’approvvigionamento. Come 
esempio di buona cooperazione, il 
GST svedese dell’energia elettrica 
può anche gestire le reti in Norvegia 
e Danimarca, a seguito di un accordo 
e perché le loro reti sono tecnicamente 
interconnesse. Questo livello di coope -
razione non è, tuttavia, diffuso.
41 
Tutti i GST devono essere certificati 
dalle rispettive ANR. La Commissione 
svolge un ruolo in questo processo 
e fornisce un parere sui progetti di de -
cisione preparati dalle ANR. Nel fornire 
il suo parere, la Commissione verifi -
ca se il GST abbia risorse sufficienti 
e sia in grado di prendere in maniera 
indipendente decisioni di investi -
mento. Vi sono ancora GST per i quali 
la Commissione non ha concluso la 
certificazione30.42 
Non esiste un GST unico a livello 
dell’UE. I GST cooperano tra loro nel 
quadro della REGST dell’energia elettri -
ca e della REGST del gas. La parteci -
pazione dei GST nazionali alle attività 
delle REGST varia, e questo comporta il 
rischio che eventuali soluzioni tecniche 
sviluppate risultino più adatte per le 
parti coinvolte più attivamente.30 Al 1° giugno 2015, la 
Commissione ha emesso 
109 pareri. Vi sono sette GST 
del gas e dell’energia elettrica 
ancora in attesa di 
certificazione: i GST del gas 
per Estonia, Lettonia, 
Finlandia, Italia, Ungheria, 
Belgio (ricertificazione) 
e Regno Unito 
(ricertificazione); i GST 
dell’energia elettrica per 
Ungheria, il cavo Baltico tra 
Svezia e Germania, Italia 
(ricertificazione).
27 Osservazioni
Differenze sostanziali nel 
modo in cui gli Stati membri 
organizzano i loro mercati 
dell’energia possono frenare 
l’ulteriore sviluppo del 
mercato interno dell’energia
43 
La Commissione ha valutato i progressi 
verso il mercato interno dell’energia 
e ha concluso che convivono 28 quadri 
giuridici nazionali distinti per i mercati 
dell’energia31. L’UE è pertanto carat -
terizzata da un insieme eterogeneo 
di mercati locali, nazionali e regionali, 
piuttosto che da un unico mercato 
interno dell’energia. La sfida per l’ul -
teriore sviluppo del mercato interno 
dell’energia è trovare i mezzi per far la -
vorare insieme questi mercati. Si tratta 
di una sfida difficile perché:
 ο esistono ancora diversi meccanismi 
di compravendita utilizzati nell’UE;
 ο i mercati dell’energia sono influen -
zati da vari interventi;
 ο lo sviluppo e l’attuazione dei codici 
di rete rimangono impegnativi;
 ο il livello di integrità e trasparenza 
del mercato varia tra i mercati.Esistono ancora diversi 
meccanismi di compravendita 
nell’UE
44 
Il terzo pacchetto «Energia» non 
prevede meccanismi di compravendi -
ta specifici da attuare in tutta l’UE. In 
pratica, la compravendita di gas e di 
energia elettrica avviene in vari modi 
(cfr. paragrafo 60). Liquidità, trasparen -
za e apertura alla partecipazione sono 
le caratteristiche dei mercati che fa -
voriscono in modo efficace il mercato 
interno. Nel corso dell’audit abbiamo 
osservato almeno quattro differenti 
meccanismi di compravendita che 
presentano tali caratteristiche in varia 
misura, come indicato nella tabella 3 .
I mercati nazionali dell’energia 
sono influenzati da interventi 
governativi volti a conseguire 
obiettivi di altre politiche 
nazionali o dell’UE
45 
La politica energetica è strettamente 
collegata a molte altre politiche, sia 
a livello nazionale che dell’UE, come 
ad esempio più generali politiche in 
materia di economia, cambiamenti 
climatici, industria, innovazione o mer -
cato del lavoro. Le misure dirette ad 
attuare tali politiche possono avere un 
effetto sul funzionamento dei mercati 
dell’energia, ad esempio influenzan -
do la scelta di alcune fonti di energia 
o fornendo un supporto specifico 
a una di esse. Sebbene possano essere 
del tutto razionali a livello di un singo -
lo Stato membro — ad esempio, soste -
nendo le fonti energetiche autoctone 
e quindi, eventualmente, favorendo 
le percezioni di sicurezza dell’energia 
a livello nazionale nello Stato membro 
in questione —, tali politiche posso -
no introdurre distorsioni nei mercati 
e nella determinazione dei prezzi nel 
mercato interno dell’energia.31 COM(2015) 80 final del 
25 febbraio 2015 «Una 
strategia quadro per 
un’Unione dell’energia 
resiliente, corredata da una 
politica lungimirante in 
materia di cambiamenti 
climatici».
28 Osservazioni
Meccanismi di compravendita dell’energia individuati
Liquido
Trasparente
Aperto alla 
partecipazioneEsempio dagli studi di casi dell’audit
Borse regionali
Questi mercati sono sostenuti da meccanismi di copertura fi -
nanziaria a lungo termine, comprendono diversi paesi e mirano 
a creare una zona in cui l’energia possa circolare liberamente. 
Sono di solito molto liquidi e funzionano con operatori di 
mercato volontari.√ √ √La borsa comune per la compravendita di energia elettrica 
nella regione nordica e  baltica.
Compravendita diretta tra imprese (B2B)
Si tratta della compravendita tra un produttore di energia e il 
suo cliente. Tali accordi, di solito contratti a lungo termine, non 
sono trasparenti perché le condizioni della compravendita non 
saranno rese disponibili ad altri operatori di mercato. Ciò rende 
difficile stabilire un prezzo di riferimento per il gas e l’energia 
elettrica in un’area specifica del mercato.X X √Al momento dell’audit, in Bulgaria il 100 % del gas e dell’e -
nergia elettrica era oggetto di compravendita secondo queste 
modalità.
Fino al 2014 la Spagna non aveva un mercato del gas 
organizzato e integrato. Nel 2013, circa il 66 % del gas è stato 
oggetto di compravendita nei terminali GNL mediante 
contratti bilaterali. L’ANR ha incontrato difficoltà nell’ottenere 
dati imparziali sui prezzi del gas.
Borse limitate
Queste sono costituite su iniziativa o ordine del governo di uno 
Stato membro. L’obbligo alla compravendita mediante tale 
borsa potrebbe indicare che le offerte di prezzo non si basano 
interamente sulle dinamiche della domanda e dell’offerta.√ √ XNel 2013, il 50 % di energia elettrica in Polonia è stato ven -
duto tramite la borsa, mentre la parte restante ha formato 
oggetto di compravendita tra imprese. La borsa dell’energia 
della Polonia è stata avviata da un gruppo di operatori, ma 
successivamente è stata sostenuta dalle autorità nazionali 
che hanno imposto ai produttori di energia elettrica di vende -
re almeno il 70 % della loro produzione tramite la borsa.
Mercati delle eccedenze
Questi mercati esistono prevalentemente nel settore del gas. 
Tali borse sono operate in una situazione in cui il mercato è in 
gran parte regolamentato o dominato da un fornitore principa -
le. Ciò comporta compravendite che, seppur effettuate in modo 
trasparente, non riflettono la dinamica dei prezzi del mercato 
nel suo complesso.√ X XLa borsa del gas della Polonia fornisce opzioni per l’acquisto 
di gas a un prezzo di oltre il 20 % inferiore rispetto al prezzo 
all’ingrosso regolamentato.
Fonte:  Corte dei conti europea.Tabella 3
29 Osservazioni
46 
La Commissione è consapevole 
dell’influenza che questi interventi 
possono potenzialmente avere sul fun -
zionamento dei mercati dell’energia. 
Tuttavia, la sua capacità di attenuarli, 
anche nei casi in cui intendesse farlo, 
è limitata. La Commissione ha definito 
la propria posizione negli orienta -
menti per gli aiuti di Stato nel settore 
dell’energia32 e nelle note esplicative 
relative ai pacchetti «Energia». I princi -
pali punti auspicati dalla Commissione, 
che sono rilevanti per il presente audit, 
sono i seguenti:
 ο la regolamentazione dei prezzi 
all’ingrosso non dovrebbe essere 
consentita33; e
 ο i prezzi al dettaglio regolamenta -
ti dovrebbero essere fissati a un 
livello tale da consentire la possibi -
lità di offerte competitive. Il costo 
della componente energia elettrica 
nel prezzo regolamentato non 
dovrebbe essere inferiore al prezzo 
medio all’ingrosso su un mercato 
specifico34.
L ’adozione dei codici di rete 
e degli orientamenti è stata 
particolarmente lenta 
per l’energia elettrica
47 
I codici di rete sono norme tecniche 
tese a fornire una base per l’interope -
rabilità tecnica all’interno dei sistemi di 
trasmissione di energia elettrica e gas 
nell’UE. I codici stabiliscono norme tec -
niche comuni che dovrebbero garanti -
re il libero flusso di energia attraverso 
le frontiere. Essi aggiungono ulteriori 
dettagli al quadro giuridico dei mercati 
dell’energia per garantire l’attuazione 
comune dei pacchetti. I codici di rete, 
quando applicati nella loro interezza, 
potrebbero consentire la riduzione del 
numero di meccanismi di compraven -
dita e fornire le condizioni necessarie 
per garantire l’integrazione dei mercati 
compatibili. L’ACER svolge un ruolo particolarmente importante nel pro -
cesso: sviluppa orientamenti quadro 
e valuta anche i codici sviluppati dalle 
REGST prima di sottoporli alla Com -
missione. Spetta poi alla Commissione 
adottare il testo finale dei codici e di 
coordinare il processo della procedura 
di comitato attraverso la quale i codici 
sono formalmente adottati.
48 
Attualmente, la compravendita di 
energia avviene all’interno degli Stati 
membri e tra di essi, anche in assenza 
di codici di rete pienamente concorda -
ti e approvati. Nonostante ciò, la rea -
lizzazione di questo processo sarebbe 
un passo importante per lo sviluppo 
di un mercato interno dell’energia che 
funzioni in maniera adeguata.
49 
Come mostrato nella tabella 4 , l’accor -
do sui codici si è rivelato un processo 
lungo e difficile. Al 30 giugno 2015:
 ο per quanto concerne il gas, erano 
stati compiuti alcuni progressi, 
dato che erano stati approvati 
quattro dei cinque codici, mentre 
uno era in fase di negoziazione;
 ο nel settore dell’energia elettrica, 
invece, nessuno degli 11 codici 
è stato approvato. Anche dopo che 
l’ACER ha presentato il fascicolo 
alla Commissione, l’approvazione 
dei codici di rete tramite procedu -
re di comitato sta subendo lunghi 
ritardi. Dei nove codici presentati 
alla Commissione, solo cinque 
sono stati sottoposti alla procedu -
ra di comitato.32 Disciplina in materia di aiuti di 
Stato a favore dell’ambiente 
e dell’energia 2014-2020 
(2014/C 200/01).
33 Per quanto riguarda la 
regolamentazione dei prezzi, 
i criteri da soddisfare per 
rispettare la normativa UE 
sono stati recentemente 
ribaditi dalla Corte di giustizia 
dell’UE nella sentenza del 
10 settembre 2015 relativa 
a un procedimento di 
infrazione contro la Polonia 
concernente i prezzi del gas 
regolamentati per i clienti non 
domestici (C-36/14).
34 Comunicazione della 
Commissione «Costi e prezzi 
dell’energia in Europa» 
SWD(2014) 19 final 
e SWD(2014) 20 final.
30 Osservazioni
Il processo di sviluppo dei codici di rete
Orientamenti 
quadro stabiliti 
dall’ACERFine dello 
sviluppo dei 
codici all’interno 
della REGST del 
gas e della REGST 
dell’energia 
elettricaRaccomanda -
zione finale 
dell’ACERAvvio della 
procedura di 
comitatoCodice 
pubblicato nella 
Gazzetta ufficiale 
dell’Unione 
europeaGasMeccanismi di assegnazione della 
capacità3° trimestre 2011 3° trimestre 2012 4° trimestre 2012 1° trimestre 2013 4° trimestre 2013
Procedure di gestione della 
congestioneN.a. N.a. N.a. 1° trimestre 2012 3° trimestre 2012
Bilanciamento del gas e sistemi di 
trasmissione4° trimestre 2011 1° trimestre 2013 1° trimestre 2013 3° trimestre 2013 1° trimestre 2014
Norme di interoperabilità e di 
scambio dei dati3° trimestre 2012 4° trimestre 2013 1° trimestre 2014 3° trimestre 2014 2° trimestre 2015
Strutture tariffarie armonizzate per 
la trasmissione4° trimestre 2013Energia elettricaAssegnazione della capacità 
e gestione della congestione 2° trimestre 20113° trimestre 2012 1° trimestre 2013 3° trimestre 2014
Assegnazione di capacità anticipata 3° trimestre 2013 2° trimestre 2014 2° trimestre 2015
Connessione per la produzione
2° trimestre 20112° trimestre 2012 1° trimestre 2013 1° trimestre 2015
Connessione della domanda 4° trimestre 2012 1° trimestre 2013 2° trimestre 2015
Connessione corrente continua ad 
alta tensione2° trimestre 2014 3° trimestre 2014 2° trimestre 2015
Sicurezza operativa
4° trimestre 20111° trimestre 2013 4° trimestre 2013
Pianificazione e calendario operativi 1° trimestre 2013 4° trimestre 2013
Codice di rete per la regolazione 
frequenza/potenza e le riserve2° trimestre 2013 3° trimestre 2013
Formazione operativa
Requisiti e procedure operative in 
caso di emergenza1° trimestre 2015 2° trimestre 2015
Bilanciamento 3° trimestre 2012 4° trimestre 2013
Nota:  Le procedure di gestione della congestione del gas non sono state sottoposte allo stesso processo come per gli altri codici di rete. Tali 
procedure erano già state istituite nell’ambito del terzo pacchetto «Energia» del regolamento (CE) n. 715/2009 e successivamente aggiornate nel 
2012 tramite la procedura di comitato.
Fonte:  Corte dei conti europea, sulla base delle informazioni fornite dall’ACER.Tabella 4
31 Osservazioni
50 
Dall’audit sono emerse quattro ragioni 
per le quali questo processo è stato 
lento:
a) una mancata percezione delle 
necessità  nei mercati che già 
funzionano in modo adeguato. Gli 
attori di tali mercati sono riluttanti 
a passare a un nuovo corpus di 
norme tecniche e non danno prio -
rità ai vantaggi di mercati europei 
maggiormente integrati. Ad esem -
pio, il meccanismo di mercato 
infragiornaliero ELBAS35 della borsa 
comune nordica e baltica dell’ener -
gia elettrica non è tecnicamente 
compatibile con le piattaforme di 
compravendita infragiornaliera 
dell’Europa centrale. Gli Stati mem -
bri nordici e baltici erano riluttanti 
ad accettare una soluzione comu -
ne europea diversa dall’ELBAS. 
Il dibattito risultante su quale 
sistema utilizzare in tutta Europa 
sta ritardando l’accoppiamento dei 
mercati;
b) nel terzo pacchetto «Energia» 
manca un calendario chiaro  
e l’indicazione dei termini ultimi 
per la preparazione, l’approvazione 
o l’applicazione dei codici di rete;
c) esiste un processo complesso  per 
lo sviluppo dei codici tra le REGST 
e l’ACER. Le decisioni in materia 
di sviluppo dei codici di rete sono 
prese mediante voto a maggio -
ranza dei GST nelle REGST e delle 
ANR in seno all’ACER. Questo è un 
problema perché, anche se le 
REGST sono organismi europei che 
svolgono un ruolo nello sviluppo 
del mercato interno dell’energia 
rappresentano anche gli interessi 
dei loro singoli membri. Ciò deno -
ta potenziali conflitti di interesse 
per gli operatori, con il probabi -
le rischio che siano concordate 
soluzioni con un comune denomi -
natore più basso, non favorevoli 
a un accoppiamento ottimale dei 
mercati;d) specialmente per l’energia elettri -
ca, la Commissione non ha av -
viato e guidato  il processo delle 
procedure di comitato in modo 
tempestivo.
51 
L’attuazione precoce dei codici di rete 
è stata limitata. Per l’attuazione preco -
ce di due codici di rete, i GST e le ANR 
di alcuni Stati membri hanno creato 
iniziative regionali; sette Stati membri 
cooperano dal 2012 sull’attuazione 
precoce del codice dei meccanismi 
di assegnazione della capacità per 
il gas36.
Il livello di integrità 
e trasparenza varia tra 
i meccanismi di compravendita
52 
I principi del mercato interno dell’e -
nergia richiedono che l’energia possa 
essere oggetto di compravendita su 
mercati trasparenti basati su regole. 
Come descritto in precedenza, mecca -
nismi di compravendita diversi hanno 
gradi di trasparenza diversi (cfr. para -
grafo 44). È in questo contesto che nel 
2011 è stato adottato un regolamento 
dell’UE37 concernente l’integrità e la 
trasparenza del mercato dell’energia 
all’ingrosso (cfr.  riquadro 4 ).35 Per ulteriori informazioni 
sull’ELBAS, cfr. http://www.
nordpoolspot.com/TAS/
Intraday-market-Elbas/
36 Repubblica ceca, Spagna, 
Francia, Ungheria, Polonia, 
Portogallo e Romania.
37 Regolamento (UE) 
n. 1227/2011 integrato dagli 
atti di esecuzione del 
regolamento REMIT a metà 
dicembre 2014.
32 Osservazioni
53 
L’ACER e i regolatori di quattro dei 
sei Stati membri visitati ai fini dell’au -
dit hanno dichiarato che non sono 
pienamente preparati per dare esecu -
zione al REMIT. Una ANR bulgara ha 
indicato che, poiché attualmente non 
esiste una borsa dell’energia nel loro 
paese, il REMIT non è applicabile.
54 
Le borse ben funzionanti hanno 
meccanismi di trasparenza interna 
concepiti per evitare manipolazioni del 
mercato. Tali servizi potrebbero fornire 
contributi all’ACER e ai regolatori nel 
quadro del REMIT. Meccanismi di com -
pravendita meno trasparenti, come la 
compravendita tra imprese e i mercati 
di eccedenze, non dispongono ancora 
di meccanismi di controllo funzionanti. 
Di conseguenza, anche dopo che il re -
golamento REMIT sarà entrato comple -
tamente in vigore, possono permanere 
i rischi di manipolazione del mercato 
e di scambio irregolare di informazioni.Anche se sono stati compiuti 
progressi nell’unificazione 
dei mercati in Europa, gli 
effetti complessivi sui prezzi 
determinati dal mercato 
interno dell’energia non si 
sono ancora palesati
55 
Il terzo pacchetto «Energia» tratta 
i mercati dell’energia elettrica e del 
gas in modo simile. Analogamente, 
i modelli che sono stati sviluppati per 
i due mercati sono simili, nella misura 
in cui prevedono l’accesso all’energia 
da fonti diverse e l’esistenza di con -
correnza sui prezzi in ogni settore di 
mercato (cfr. paragrafo 12).
56 
I prezzi all’ingrosso piuttosto che 
i prezzi al dettaglio dovrebbero essere 
utilizzati per confrontare i livelli dei 
prezzi dell’energia tra gli Stati membri, 
in quanto i prezzi al dettaglio sono 
comprensivi di tasse, altri oneri e scon -
ti che variano tra uno Stato membro 
e l’altro. I prezzi medi pagati dai clienti 
domestici e industriali sono significati -
vamente diversi dai prezzi all’ingrosso 
(cfr.  allegato I ).REMIT e ACER
Il REMIT , attuato dall’ACER, è un sistema di monitoraggio dei mercati dell’energia all’ingrosso in Europa 
ed è un nuova importante responsabilità dell’ACER, oltre a quelle assegnate dal terzo pacchetto «Energia». 
L’ACER ha necessitato di una nuova infrastruttura informatica, nuovi strumenti di monitoraggio e competenze 
specialistiche.
 οLa fase di esecuzione  è iniziata con l’adozione del regolamento ed è stata completata con l’entrata in 
vigore delle norme sulla raccolta dei dati. L’ACER ha definito la metodologia, le procedure e gli strumenti 
informatici per il monitoraggio del mercato all’ingrosso dell’energia, anche per quanto riguarda la condivi -
sione dei dati con le ANR e altre autorità a livello nazionale e dell’UE.
 οNella fase operativa , l’ACER raccoglie e analizza i dati secondo un approccio a quattro fasi: la sorveglianza, 
l’indagine preliminare di eventi anomali, lo studio di casi e l’applicazione. L’ACER raccoglie i dati diretta -
mente dagli operatori di mercato e dai soggetti terzi.Riquadro 4
33 Osservazioni
57 
Uno degli indicatori di un mercato 
interno dell’energia ben funzionante 
sarebbe la relativamente modesta 
differenza dei prezzi all’ingrosso dell’e -
nergia tra i paesi limitrofi e all’interno 
delle regioni. Significative differenze 
dei prezzi all’ingrosso indicherebbero 
la mancata realizzazione dei potenziali 
vantaggi economici che potrebbero 
fornire i mercati aperti e le capacità di 
interconnessione.
58 
I prezzi dell’energia all’ingrosso e al 
dettaglio sono regolamentati in alcuni 
Stati membri, e questo può avere un 
effetto sull’entità delle differenze di 
prezzo tra gli Stati membri (cfr. para -
grafi 45 e 46).59 
I prezzi all’ingrosso dell’energia elet -
trica non sono convergenti tra gli Stati 
membri. Come illustrato nella figura 3 , 
i prezzi all’ingrosso dell’energia elettri -
ca variano ampiamente in tutta l’UE. Il 
prezzo all’ingrosso più alto è superiore 
di oltre l’85 % al più basso38. Differenze 
sostanziali si possono osservare tra 
alcuni Stati membri limitrofi. Ad esem -
pio, tra l’Estonia e la Lettonia o tra la 
Repubblica ceca e la Polonia.Figura 3Confronto dei prezzi medi all’ingrosso per il carico di base di energia elettrica 
nel 2014 negli Stati membri con borse
Prezzo all'ingrosso per carico di base di energia elettrica
euro/MWh
EL IE UK IT LT LV PL ES PT NL BE HU SI EE FI FR RO SK AT CZ DESE DK70
60
50
40
30
20
10
058 57
53 5250 50
4443 42 41 41 41 40
383635 3534 33 33 3332 31
Nota:  Le informazioni sui prezzi non sono disponibili per Bulgaria, Croazia, Cipro, Lussemburgo e Malta.
Fonte:  Corte dei conti europea, sulla base dei dati della Commissione europea.38 Anche nel 2013 e nel primo 
trimestre del 2015 vi era una 
fascia simile di prezzi 
all’ingrosso (dal più alto al più 
basso) dell’energia elettrica.
34 Osservazioni
60 
In termini economici di mercato, 
affinché la convergenza dei prezzi si 
realizzi nella pratica, sono essenziali 
tre condizioni:
a) gli Stati membri devono impe -
gnarsi per garantire lo sviluppo di 
mercati liberalizzati e concorren -
ziali (cfr. paragrafo 39);
b) i meccanismi di compravendita 
usati negli Stati membri devono 
essere compatibili a livello tran -
sfrontaliero. Se uno degli Stati 
membri utilizza un modello tra 
imprese e l’altro partecipa a una 
borsa regionale, l’efficace accop -
piamento dei mercati è impossibile 
(cfr. paragrafo 44);
c) deve essere resa disponibile una 
capacità sufficiente delle reti di 
trasmissione a livello transfronta -
liero, ma anche all’interno degli 
Stati membri.
61 
La maggior parte degli Stati membri 
che utilizza una qualche forma di bor -
sa come meccanismo di compravendi -
ta è coinvolta nell’accoppiamento dei 
mercati del giorno prima39. Tuttavia, 
questo non ha portato a prezzi all’in -
grosso dell’energia elettrica completa -
mente convergenti, in quanto tali Stati 
membri non necessariamente utiliz -
zano gli stessi meccanismi di compra -
vendita e le interconnessioni tra gli 
Stati membri e all’interno di essi sono 
limitate. Come si evince dalla figura 3 , 
le differenze di prezzo perdurano tra 
questi Stati membri.62 
Gli interconnettori agevolano l’accop -
piamento dei mercati nazionali dell’e -
nergia, il che in teoria dovrebbe avere 
un’incidenza sui prezzi dell’energia, 
consentendo effetti sul mercato tran -
sfrontaliero. L’UE ha fissato un obiet -
tivo per la capacità delle intercon -
nessioni di energia elettrica a livello 
transfrontaliero pari ad almeno il 10 % 
della capacità di produzione di energia 
elettrica installata in un determinato 
Stato membro40 (cfr. anche paragra -
fo 75). Tuttavia, il raggiungimento del 
tasso di interconnessione del 10 % non 
ha necessariamente comportato la 
convergenza dei prezzi.
63 
Il tasso di interconnessione necessario 
per ottenere un’effettiva convergenza 
dei prezzi varia a causa delle neces -
sità del mercato e delle circostanze 
specifiche negli Stati membri e nelle 
regioni circostanti. La capacità di inter -
connessione per conseguire la conver -
genza dei prezzi dell’energia elettrica 
potrebbe essere molto superiore al 
10 %, ma in certe situazioni, in partico -
lare tra i grandi mercati, la capacità di 
interconnessione necessaria potrebbe 
essere inferiore. Ad esempio, secondo 
la tabella 5 , il tasso di interconnessio -
ne del Portogallo è inferiore al 10 % 
ma, come indicato nella figura 3 , non 
vi è alcuna significativa differenza di 
prezzo con la vicina Spagna. Ulteriori 
esempi del rapporto tra convergenza 
dei prezzi e tale obiettivo di intercon -
nessione sono indicati nel riquadro 5 .39 Le eccezioni sono Grecia, 
Irlanda e Polonia.
40 L’obiettivo di interconnessione 
del 10 % è stato sviluppato nel 
2002, in occasione della 
riunione del Consiglio 
europeo a Barcellona: tutti gli 
Stati membri sono stati invitati 
a sviluppare le capacità di 
interconnessione pari ad 
almeno il 10 % della capacità 
di produzione di energia 
elettrica installata entro il 
2020. Ciò significa che ogni 
Stato membro dovrebbe 
disporre di cavi elettrici che 
consentano almeno al 10 % 
dell’energia elettrica prodotta 
dai loro impianti di essere 
trasportato attraverso le sue 
frontiere verso i paesi limitrofi.
35 Osservazioni
64 
Alcuni Stati membri, anche se impe -
gnati ad attuare le riforme legate al 
mercato interno dell’energia, non con -
sentono ancora la determinazione dei 
prezzi dell’energia in funzione delle di -
namiche della domanda e dell’offerta. 
La regolamentazione dei prezzi dell’e -
nergia all’ingrosso era utilizzata in uno 
degli Stati membri interessati dall’audit 
e le diverse forme di regolamentazione 
dei prezzi al dettaglio erano utilizzate 
in quattro Stati membri presenti nel 
campione di audit.La piena attuazione del 
modello di riferimento per il 
gas può avere solo un effetto 
limitato sui prezzi medi 
all’ingrosso del gas
65 
Il modello di riferimento per il gas 
prevede la necessità di operare com -
pravendite tramite hub  (cfr. paragra -
fo 12). Attualmente, solo sette Stati 
membri dispongono di tariffari per gli 
hub41. In altri Stati membri, la com -
pravendita di gas avviene utilizzando 
modelli di compravendita tra imprese 
con contratti di esclusiva per l’utilizzo 
delle capacità dei gasdotti, in base ai 
quali i produttori di gas si impegnano 
a fornire quantitativi di gas specifici 
a un prezzo fisso. Questo prezzo fisso 
è quindi la base per il prezzo all’ingros -
so in un paese.Convergenza dei prezzi dell’energia elettrica e obiettivo di interconnessione 
del 10 % per l’energia elettrica
Estonia e Lettonia  hanno capacità di interconnessione che attualmente si attesta a circa il 60 % della capacità 
di produzione estone e al 33 % della capacità lettone. Pertanto il tasso di interconnessione è ben al di sopra 
dell’obiettivo del 10 %, ma le differenze di prezzo rimangono significative.
La Polonia  ha sufficienti capacità di interconnessione con i paesi limitrofi. Se si escludono le interconnessio -
ni con i paesi non membri dell’UE — Bielorussia e Ucraina —, la capacità di interconnessione è al 15 % della 
capacità di produzione disponibile. Tuttavia, le linee transfrontaliere esistenti, con una capacità complessiva di 
5 GW, sono in gran parte indisponibili per gli scambi commerciali a causa di restrizioni fissate dal GST polacco 
per far fronte agli afflussi di energia non previsti provenienti dalla Germania.
Questi afflussi non previsti sono dovuti a grandi capacità di produzione di energia elettrica mediante impian -
ti eolici nella Germania settentrionale e a una capacità di trasmissione limitata all’interno della Germania. 
Poiché non può essere trasportata all’interno della Germania, l’energia elettrica può passare nelle reti dei 
paesi confinanti, creando i cosiddetti «flussi di ricircolo». Per far fronte a questi potenziali flussi, il GST polacco 
lascia aperta solo una piccola capacità di interconnessione con la Germania per la compravendita di energia 
elettrica.
L’unica interconnessione pienamente operativa che incide sul prezzo dell’energia elettrica in Polonia è il colle -
gamento SwePol  con la Svezia (600 MW), che rappresenta circa l’1,6 % della capacità totale nazionale disponi -
bile di produzione di energia elettrica in Polonia (cfr.  riquadro 7 ).Riquadro 5
41 La compravendita di gas 
transfrontaliera da un hub 
all’altro è attualmente 
possibile tra Belgio, Germania, 
Francia, Italia, Paesi Bassi, 
Austria e Regno Unito.
36 Osservazioni
66 
È possibile quindi che per il gas i mec -
canismi di compravendita tramite hub  
e quelli tra imprese operino in paral -
lelo all’interno di uno Stato membro. 
Ad esempio, in Italia vi è un hub  del 
gas e i suoi fornitori sono vincolati da 
quattro distinti contratti tra imprese. 
D’altra parte, l’Estonia e la Lettonia 
hanno ciascuna una singola fonte di 
gas con contratti tra imprese in cui 
è stabilito il prezzo42.
67 
Gli hub  dipendono dall’esistenza di più 
di una fonte di approvvigionamento di 
gas, fornito via interconnessioni o da 
altre fonti, come il GNL. Lo sviluppo 
della compravendita competitiva basa -
ta sugli hub  in tutta l’UE richiederebbe 
notevoli investimenti nelle infrastrut -
ture per agevolare le forniture di gas 
da fonti alternative. Se tali significa -
tivi costi di investimento dovessero 
essere recuperati con aumenti delle 
tariffe di rete nel corso del tempo, la 
motivazione economica per cercare 
di sviluppare la compravendita basata 
sugli hub  in tutta l’UE potrebbe essere 
limitata, soprattutto alla luce del fatto 
che i prezzi medi basati sugli hub  sono 
inferiori solo del 10 % rispetto alla 
media dei prezzi tra imprese43.
68 
Inoltre, la compravendita in condizioni 
di concorrenza tramite hub  richiede 
un’offerta sufficiente proveniente da 
diverse fonti di gas. Tuttavia, anche 
se l’esistenza di diversi fornitori di gas 
della stessa fonte nazionale potrebbe 
creare una concorrenza sui margini, 
non garantirebbe necessariamente 
i benefici della sicurezza dell’approv -
vigionamento, perché l’interruzione di 
quella unica fonte nazionale potrebbe 
avere un impatto su tutte le rotte di 
approvvigionamento che ne derivano.42 Taluni paesi attuano 
determinati sistemi ibridi. 
Ad esempio, la Polonia ha 
regolamentato i prezzi del gas 
all’ingrosso e al dettaglio, ma 
una parte delle importazioni 
e talune capacità inutilizzate 
vengono poi vendute in borsa. 
Nel quarto trimestre del 2014 il 
prezzo del gas in borsa era 
pari a 26,2 euro per MW/h, 
mentre il prezzo 
regolamentato era di 36 euro 
per MW/h. Nel 2013, solo il tre 
per cento della compravendita 
complessiva di gas è avvenuta 
attraverso la borsa.
43 Sulla base delle informazioni 
fornite dall’ACER, il prezzo 
medio hub nel 2014 nei sette 
Stati membri in cui erano 
presenti hub era pari 
a 24,8 euro per MW/h, mentre 
il prezzo medio 
all’importazione in contratti 
tra imprese nel 2014 era di 
27 euro (cfr.  allegato II ). La 
fascia di prezzi (dal più basso 
al più alto) corrispondente ai 
contratti tra imprese variava 
tra 22,1 e 32 euro per MW/h 
e tra 23,4 e 27,8 euro per MW/h 
per gli hub. Il calcolo del 
prezzo medio tra imprese 
tiene conto della riduzione 
retroattiva del 21 % ottenuta 
dalla Lituania, come descritto 
nel riquadro 6 .
37 Osservazioni
69 
Anche tutti questi elementi devono es -
sere presi in considerazione nel conte -
sto di una significativa incertezza sulla 
futura domanda di gas in Europa. Tra 
il 2010 e il 2013, come mostrato nella 
figura 4 , la domanda di gas aggregata 
nell’UE è diminuita del 14 % e anche le 
previsioni della Commissione indicano 
che la domanda di gas non dovrebbe 
aumentare. Questo rende cauti i po -
tenziali investitori in merito ad impe -
gni di investimento futuri.70 
La Commissione non dispone di una 
propria struttura interna funzionante 
per elaborare proiezioni della doman -
da di gas nell’UE, si avvale invece delle 
previsioni fornite da un contraente 
esterno (cfr. paragrafo 83). La figura 4  
mostra anche che la Commissione ha 
costantemente sovrastimato la doman -
da di gas durante il periodo in que -
stione e deve ripristinare la credibilità 
delle previsioni che utilizza.Figura 4Consumo di gas nell’UE a 27 (2000-2013) e previsioni della Commissione fino al 2030
Consumo interno lordo
Milioni di tonnellate di petrolio equivalente
Previsione 2011 Previsione 2005 
Previsione 2009 Previsione 2003 
Previsione 2013 Previsione 2007 Consumo eﬀettivo
2030 2028 2026 2024 2022 2020 2018 2016 2014 2012 2010 2008 2006 2004 2002 2000600
500
400
300
Nota:  Tutte le previsioni riguardano il consumo dell’UE a 27 a intervalli di cinque anni (2005, 2010, 2015 ecc.). Gli ultimi dati disponibili di Eurostat 
per il consumo effettivo di gas risalgono al 2013.
Fonte:  Corte dei conti europea, sulla base delle previsioni semestrali riguardanti l’energia formulate da Eurostat e dalla Commissione europea 
e pubblicate tra il 2003 e il 2013.
38 Osservazioni
71 
Vi sono metodi alternativi per intro -
durre la concorrenza sui mercati del 
gas che, pur non introducendo tariffari 
basati sugli hub , concorrenziali e pie -
namente funzionali, apporterebbero 
una maggiore sicurezza dell’approvvi -
gionamento energetico. Ciò potrebbe 
essere conseguito fornendo una fonte 
alternativa che inciderebbe sul prezzo 
praticato dall’altro fornitore di gas. Il 
terminale GNL in Lituania è un esem -
pio di come potrebbe essere realizzato 
un tale effetto sui prezzi, garantendo 
al contempo anche la disponibilità di 
un approvvigionamento alternativo 
in caso di interruzione delle attività 
dei gasdotti nella regione baltica 
(cfr.  riquadro 6 ).
«Independence»: il terminale GNL di Klaipėda, Lituania
Il terminale GNL galleggiante «Independence» è stato installato nel porto di Klaipėda nel novembre 2014. Si 
tratta di un’imbarcazione-terminale norvegese concessa in leasing alla Lituania per un periodo di 10 anni, con 
un successivo diritto di acquisto da parte della Lituania. Il terminale, in grado di fornire 3,8 miliardi di m3 di gas 
all’anno, ha aumentato notevolmente la sicurezza dell’approvvigionamento di gas della Lituania e la concor -
renza tra i fornitori di gas in tutta la regione.
Secondo l’ANR lituana, dopo il completamento delle principali opere per il terminale GNL nel 2014, l’altro 
fornitore di gas per la Lituania, ancor prima che il terminale GNL fosse pienamente operativo, ha offerto una 
riduzione del prezzo all’importazione del gas del 21 %, arrivando a circa 28,6 euro per MW/h.Riquadro 6
Foto 1 — Arrivo del terminale GNL galleggiante «Independence» 
al  porto  di Klaipėda
© Hoëgh LNG
39 Osservazioni
Le infrastrutture 
energetiche in Europa 
non sono in genere 
ancora concepite 
per mercati 
completamente integrati 
e quindi attualmente 
non forniscono 
un’effettiva sicurezza 
dell’approvvigionamento 
energetico
72 
Per il funzionamento del mercato 
interno dell’energia sono necessarie 
infrastrutture adeguate, tanto quanto 
le strutture di mercato e una regola -
mentazione efficace. In questa sezione 
della relazione:
a) si valuta se le infrastrutture ener -
getiche nell’UE siano attualmente 
ideate per lo sviluppo del mercato 
interno dell’energia;
b) si valuta se l’infrastruttura sia stata 
sviluppata sulla base di una valuta -
zione completa delle necessità;
c) si esamina la cooperazione ne -
cessaria per realizzare progetti 
infrastrutturali.Le infrastrutture all’interno 
di molti Stati membri e tra 
di essi non sono ancora 
adatte al mercato interno 
dell’energia
L ’infrastruttura energetica 
all’interno di uno Stato membro 
può incidere sui mercati 
dell’energia in altri Stati membri
73 
Le caratteristiche delle infrastrutture 
energetiche in uno Stato membro pos -
sono, in pratica, dar luogo a vincoli sul 
flusso di energia elettrica e di gas tra Sta -
ti membri limitrofi e altri Stati membri. 
Tali situazioni sono state rilevate durante 
l’audit, come di seguito descritto:
a) insufficiente capacità di assor -
bimento. Questo problema può 
emergere quando l’infrastruttura 
all’interno di uno Stato membro ha 
una capacità insufficiente a con -
sentire l’importazione e l’esporta -
zione tra i mercati nazionali confi -
nanti. Questo si verifica quando le 
reti di trasmissione nazionali sono 
sovraccariche, quando le reti elet -
triche non hanno sufficiente fre -
quenza o i sistemi a gas sono privi 
di capacità inutilizzata e/o pressio -
ne (cfr. esempi nel riquadro 7 .
Esempi di insufficiente capacità di assorbimento delle infrastrutture 
di trasmissione nazionali
L’interconnettore SwePol tra la Polonia e la Svezia , con 600 MW di capacità installata, commissionato nel 2000, 
non viene utilizzato a pieno regime, nonostante vi siano differenze significative nei prezzi all’ingrosso dell’ener -
gia elettrica tra i mercati dei due Stati membri. Secondo il GST polacco, l’infrastruttura di trasmissione dell’energia 
elettrica nel nord della Polonia non dispone di capacità sufficiente per ricevere questo quantitativo di elettricità 
in Polonia per poi distribuirlo all’interno della rete nazionale. Nel corso del 2014, la capacità offerta sul mercato 
era compresa tra 273 MW e 424 MW, ossia significativamente inferiore alla capacità massima dell’interconnettore.
L’Estonia  ha interconnettori di gas verso paesi terzi e verso la Lettonia, e la pressione del suo sistema è garan -
tita da stazioni di pompaggio dislocate in Lettonia. Un nuovo gasdotto sottomarino è previsto tra l’Estonia e la 
Finlandia. Affinché il gas fluisca in questo gasdotto, la pressione del gas nel sistema estone dovrebbe essere 
incrementata mediante la costruzione di una stazione di pompaggio in Estonia o potenziando la stazione di 
pompaggio lettone.Riquadro 7
40 Osservazioni
b) capacità insufficiente a con -
sentire il transito di energia. 
Alcuni Stati membri sono diven -
tati, o sono destinati a diventare, 
i cosiddetti corridoi per il transito 
di energia. Questi sono situati tra 
gli Stati membri ricchi di risor -
se energetiche che potrebbero 
esportare il gas o l’energia elettrica 
a prezzi concorrenziali e gli Stati 
membri che potrebbero trarre be -
neficio da questo flusso. Il transito 
dell’energia attraverso uno Stato membro richiede una capacità che 
non è pienamente utilizzata dalla 
domanda interna. Alcuni paesi di 
transito non dispongono di tale 
capacità e questo può comportare 
una congestione (cfr. esempi nel 
riquadro 8 ). Il problema opposto 
si può verificare quando i gasdotti 
sono riservati a contratti a lun -
go termine per il transito e non 
sono disponibili per uso interno 
(cfr. paragrafo 111).
Sfide poste dal transito di energia
La Svezia  è un paese di transito per l’energia elettrica norvegese destinata a Finlandia, Danimarca, Germania 
e Polonia. Ha investito in interconnessioni che facilitano tale flusso. Tuttavia, la congestione interna in Sve -
zia non ha permesso l’esportazione stabile in Danimarca. Pertanto, nel 2011, a seguito di una richiesta della 
Danimarca trasmessa alla Commissione europea, la Svezia ha riorganizzato il suo mercato dell’energia elettrica 
in quattro zone di compravendita. Ciò ha contribuito a individuare le aree di congestione e ciò ha condotto al 
potenziamento della rete.
La Francia  dovrebbe agire come paese di transito di modo che il gas fluisca tra la penisola iberica e il resto d’Eu -
ropa. Tuttavia, questo non sarebbe attualmente possibile a causa delle condizioni di mercato prevalenti, della 
congestione della rete nel sud della Francia e dei problemi legati ai flussi di gas tra il nord e il sud del paese.
Anche nel settore dell’energia elettrica, oltre alla limitata disponibilità di collegamenti fisici tra Spagna e Fran -
cia, un altro importante ostacolo all’integrazione di Spagna e Portogallo per il mercato interno dell’energia 
è la necessità di potenziare i sistemi di rete elettrica interna sia in Spagna sia in Francia, altrimenti non sarà 
possibile trasportare energia elettrica tra la penisola iberica e l’Europa centrale.Riquadro 8
41 Osservazioni
Permangono lacune nelle 
infrastrutture transfrontaliere 
tra Stati membri
74 
I problemi connessi alla capacità 
degli interconnettori transfrontalieri 
diventano evidenti man mano che la 
domanda di compravendita dell’ener -
gia tra Stati membri aumenta. Non 
esiste un’unica analisi completa dello 
stato delle lacune infrastrutturali tran -
sfrontaliere all’interno dell’UE (cfr. pa -
ragrafo 82). Anche se non esiste una 
valutazione strategica delle necessità, 
gli obiettivi relativi all’interconnessio -
ne dell’energia elettrica e del gas sono 
stati definiti a livello dell’UE.75 
L’obiettivo di interconnessione elet -
trica del 10 % 44 è stato stabilito dal 
Consiglio europeo nel 200245. Tuttavia 
vi sono Stati membri che hanno una 
scarsa o nessuna interconnessione 
elettrica con gli Stati vicini e, al giugno 
2015, 12 Stati membri si trovavano al 
di sotto dell’obiettivo di interconnes -
sione del 10 % (cfr.  tabella 5 ). Come 
sottolineato al paragrafo 62, il raggiun -
gimento dell’obiettivo di interconnes -
sione del 10 % non significa necessa -
riamente che la convergenza dei prezzi 
sia raggiunta nei mercati dell’energia 
elettrica degli Stati membri limitrofi.Tabella 5I rapporti di interconnessione elettrica degli Stati membri dell’UE nel 2014
Rapporto di interconnessione elettrica superiore al 10  % Rapporto di interconnessione elettrica inferiore al 10  %
Stato membro % Stato membro %
Lussemburgo 245 Irlanda 9
Croazia 69 Italia 7
Slovenia 65 Portogallo 7
Slovacchia 61 Romania 7
Danimarca 44 Regno Unito 6
Finlandia 30 Estonia 4
Ungheria 29 Lettonia 4
Austria 29 Lituania 4
Svezia 26 Spagna 3
Paesi Bassi 17 Polonia 2
Belgio 17 Cipro 0
Repubblica ceca 17 Malta 0
Bulgaria 11
Grecia 11
Germania 10
Francia 10
Nota:  I tre paesi baltici sono considerati come una regione, anche se singolarmente soddisfano l’obiettivo del 10 %.
Fonte:  Comunicazione della Commissione al Parlamento europeo e al Consiglio «Raggiungere l’obiettivo del 10 % di interconnessione elettrica».44 Il rapporto di interconnessione 
viene calcolato confrontando 
la capacità di produzione di 
energia elettrica installata con 
la capacità complessiva delle 
interconnessioni di energia 
elettrica di uno Stato membro. 
Vi sono interpretazioni 
divergenti in merito a se la 
produzione di energia 
elettrica debba essere 
calcolata sulla base della 
capacità installata o della 
capacità effettivamente 
utilizzata.
45 Conclusioni della presidenza, 
Consiglio europeo di 
Barcellona del 15 e 16 marzo 
2002, SN 100/1/02 REV 1.
42 Osservazioni
76 
Alcuni Stati membri, come Cipro, sono 
vere e proprie isole di energia elettrica, 
a partire dalle quali lo sviluppo delle 
interconnessioni è molto complesso. 
Alcuni Stati membri hanno un basso 
rapporto di interconnessione perché 
limitano lo sviluppo o l’uso di dispositi -
vi di interconnessione (cfr.  riquadro 5 ).
77 
La regola N–1 per il gas46, introdotta 
nel 2010 dal regolamento sulla sicu -
rezza dell’approvvigionamento di gas, 
mira a garantire che vi siano fornitori 
alternativi di gas disponibili in tutti 
i mercati. Questa regola avrebbe do -
vuto essere rispettata entro il dicem -
bre 2014. Per valutare se uno Stato 
membro si sia conformato alla regola 
o meno, ci si basa su un calcolo che 
raffronta la rilevanza del più grande 
punto di ingresso del gas con la rile -
vanza di tutti gli altri punti di ingresso 
verso detto Stato membro considerati 
insieme. È possibile adempiere alla re -
gola N–1 a livello regionale se gli Stati 
membri in questione stabiliscono una 
valutazione congiunta del rischio ed 
elaborano un piano comune d’azione 
preventiva e di emergenza. Secondo la 
Commissione, sulla base dei dati forniti 
dagli Stati membri, al dicembre 2014 
sei dei 26 Stati membri dell’UE non 
soddisfacevano  
la regola N–147.
78 
Al fine di soddisfare la regola N–1, la 
capacità di flusso inverso è stata in -
stallata in alcuni gasdotti esistenti. Dei 
sei Stati membri oggetto del presente 
audit, quattro48 hanno dotato di uno 
o più dispositivi di interconnessione 
del gas di capacità di flusso inverso, in 
modo che il gas possa fluire in en -
trambe le direzioni. Tuttavia, queste 
capacità di flusso inverso non hanno 
avuto praticamente alcun impatto 
sul funzionamento dei mercati del 
gas, perché sono destinate principal -
mente all’uso durante l’interruzione 
dell’approvvigionamento.79 
Analogamente all’obiettivo del 10 % 
per l’energia elettrica, la regola N–1 
è di limitata utilità per l’analisi delle 
necessità in termini di infrastrutture 
del gas, perché se il punto di ingresso 
alternativo fornisce il gas dalla stessa 
fonte nazionale del principale punto 
di ingresso non aumenta necessaria -
mente la concorrenza e ha un modesto 
impatto sulla sicurezza dell’approv -
vigionamento energetico. Ad esem -
pio, la Finlandia e la Lettonia, anche 
se dispongono ciascuna di più di un 
punto di ingresso, continuano in realtà 
a dipendere da un unico fornitore 
di gas, poiché tutto il gas che entra 
in questi punti proviene dalla stessa 
fonte nazionale.
80 
Poiché la costruzione di infrastrutture 
per il gas spesso comporta un inve -
stimento significativo, non sempre vi 
è una forte giustificazione economi -
ca per costruire interconnessioni di 
gasdotti con fornitori diversi (cfr. an -
che paragrafi 67 e 69). A fronte di tale 
scenario, alcuni Stati membri stanno 
prendendo in considerazione il merito 
comparativo di approcci alternativi 
allo sviluppo dei propri mercati del 
gas, come ad esempio l’installazione di 
terminali GNL. Progetti riguardanti ter -
minali GNL sono in fase di pianificazio -
ne o di definizione da parte di, fra gli 
altri, Lituania (cfr.  riquadro 6 ), Polonia, 
Estonia, Finlandia, Svezia e Croazia.
81 
Tuttavia, alcuni Stati membri continua -
no a prendere in considerazione svi -
luppi ambiziosi nei loro sistemi di gas, 
fra cui la costruzione di nuove infra -
strutture per il gas, al fine di creare hub  
del gas. Ad esempio, nonostante il calo 
dei consumi interni di gas49, Bulgaria 
e Polonia si stanno entrambe prepa -
rando alla creazione di hub  del gas.46 Il criterio N–1 è stato 
introdotto nell’ottobre 2010 
dal regolamento (UE) 
n. 994/2010 sulla sicurezza 
dell’approvvigionamento di 
gas. Questa regola, 
sull’esempio del settore 
elettrico, obbliga gli Stati 
membri che dipendono da un 
unico gasdotto di 
importazione, stoccaggio 
sotterraneo o altro tipo di 
infrastruttura essenziale, 
a garantire che la domanda 
nei giorni estremamente 
freddi possa essere soddisfatta 
anche se le principali 
infrastrutture per 
l’importazione vengono 
meno.
47 Documento di lavoro dei 
servizi della Commissione 
SWD(2014) 325 final del 
16 ottobre 2014, Report on the 
implementation of Regulation 
(EU) 994/2010 and its 
contribution to solidarity and 
preparedness for gas disruptions 
in the EU  (relazione 
sull’attuazione del 
regolamento (UE) n. 994/2010 
e sul suo contributo alla 
solidarietà e alla preparazione 
per interruzioni di gas nell’UE). 
I sei Stati membri erano: 
Svezia, Lituania, Bulgaria, 
Grecia, Slovenia 
e Lussemburgo. A tre di essi 
(Lussemburgo, Slovenia 
e Svezia) è stata concessa 
un’esenzione ai sensi 
dell’articolo 6, paragrafo 10, 
del regolamento.
48 Con l’eccezione di Estonia 
e Svezia.
49 Secondo l’Ufficio di statistiche 
bulgaro, il consumo di gas 
è diminuito da 3 218 miliardi 
a 2 840 miliardi di metri cubi 
tra il 2011 e il 2014.
43 Osservazioni
Non è stata svolta alcuna 
valutazione generale delle 
necessità a livello dell’UE 
che fornisse da base per la 
definizione delle priorità in 
termini di investimenti nelle 
infrastrutture energetiche 
nell’UE
Non esiste una valutazione 
esaustiva delle necessità 
in termini di infrastrutture 
a livello UE
82 
Una valutazione completa delle ne -
cessità infrastrutturali a livello dell’UE 
è necessaria per indirizzare lo sviluppo 
del mercato interno dell’energia e la 
sicurezza dell’approvvigionamento 
energetico, nonché altri impegni poli -
tici dell’UE per i quali il settore ener -
getico svolge un ruolo importante, in 
particolare quelli relativi all’azione per 
il clima. Inoltre, con significative neces -
sità di investimenti nelle infrastrutture 
energetiche in tutta l’UE, tale valuta -
zione è anche uno strumento fonda -
mentale per indirizzare le decisioni 
riguardanti l’assegnazione dei limitati 
fondi UE e di altri fondi disponibili. La 
Commissione non ha sviluppato un 
piano completo di questo tipo in gra -
do di far confluire i contributi politici 
a livello dell’UE in un piano di sviluppo 
a lungo termine delle infrastrutture di 
trasmissione.
83 
Un contributo indispensabile per 
guidare una valutazione completa del 
genere sarebbe un sofisticato modello 
di sviluppo del mercato in grado di 
descrivere le previsioni riguardanti le 
necessità infrastrutturali in vari scenari 
di politica e di mercato, compresa 
una valida serie di scenari relativi alla 
domanda (cfr. paragrafo 70). Allo stato 
attuale, la Commissione non dispone 
di uno strumento di modellizzazione 
interno, né ha accesso a questo tipo 
di strumento presso l’ACER. A oggi, la Commissione ha fatto ricorso a un 
contraente esterno per la modellizza -
zione del mercato dell’energia, mentre 
l’ACER si avvale della modellizzazione 
della REGST dell’energia elettrica e del -
la REGST del gas.
84 
Non disporre di una tale valutazione 
delle necessità come base per indi -
rizzare in modo mirato i fondi dell’UE 
potrebbe portare a finanziare progetti 
in tutta l’UE che non sono necessari 
per soddisfare la domanda di energia 
prevista o che hanno un potenziale 
limitato per garantire i benefici della 
sicurezza dell’approvvigionamento 
energetico. Ad esempio, anche se la 
capacità del terminale GNL di Klaipėda 
(cfr.  riquadro 6 ) è sufficiente a soddi -
sfare la domanda di gas in diminuzione 
dei tre paesi baltici50, un terminale GNL 
regionale aggiuntivo nella regione lun -
go la costa orientale del Mar Baltico, 
da costruire in Finlandia o in Estonia, 
è incluso nel piano BEMIP51 (cfr.  riqua -
dro 9 ) e figura nell’elenco dei progetti 
di interesse comune (cfr.  riquadro 12 ).
Gli strumenti di pianificazione 
utilizzati per indirizzare 
la pianificazione degli 
investimenti presentano 
dei limiti
85 
In assenza di una valutazione comple -
ta, la Commissione si è affidata a una 
serie di strumenti di pianificazione 
delle infrastrutture più specifici, fra cui:
 ο elenchi di progetti di interes -
se comune (PIC) (cfr. analisi nel 
paragrafo 103);
 ο piani decennali di sviluppo della 
rete (PDSR).50 Secondo le statistiche di 
Eurostat, la domanda 
complessiva di gas naturale di 
Estonia, Lettonia e Lituania 
è diminuita da 5,6 miliardi di 
metri cubi l’anno nel 2010 
a 4,6 miliardi di metri cubi nel 
2014.
51 L’accordo raggiunto nel 
novembre 2014 tra i primi 
ministri di Finlandia ed Estonia 
prevede la costruzione di un 
terminale GNL regionale più 
grande per la Finlandia e di 
uno di dimensioni inferiori per 
uso locale in Estonia. Se il 
progetto finlandese non 
dovesse procedere secondo il 
calendario, l’Estonia si riserva 
la possibilità di costruire il 
terminale regionale.
44 Osservazioni
86 
Anche se forniscono una panoramica 
sugli investimenti previsti dai GST na -
zionali dell’energia elettrica e del gas, 
i PDSR non presentano il quadro com -
pleto degli investimenti, in termini di 
politiche a livello dell’UE e di necessità 
di sviluppo del mercato, in quanto:
 ο non si basano su una valutazione 
globale dell’UE che tenga conto 
di una serie di obiettivi politici 
dell’UE;
 ο non tengono in debita considera -
zione i futuri investimenti infra -
strutturali previsti da enti privati 
né la produzione futura di energia;
 ο le autorità di regolamentazione 
nazionali non svolgono un ruolo 
di peso nella valutazione delle 
proposte per il PDSR;
 ο non sempre sono coerenti con 
i piani nazionali di investimento 
nelle infrastrutture energetiche. 
L’ACER ha individuato 51 progetti 
nazionali nel PDSR 2012 della RE -
GST dell’energia elettrica, che non 
erano inclusi nei piani di sviluppo 
nazionali52.
87 
La Commissione riconosce che le 
notifiche che riceve dagli Stati membri 
circa la capacità esistente e prevista di 
trasmissione di energia elettrica spesso 
non sono in linea con i PDSR. Pertanto, 
non è in grado di trarre conclusioni de -
finitive e fare una valutazione adegua -
ta dei futuri divari tra le infrastrutture 
energetiche e la loro potenziale capa -
cità di soddisfare la domanda53. L’ACER , 
che monitora la loro attuazione, ha 
anche espresso preoccupazioni su una 
serie di questioni pratiche riguardanti 
i PDSR54.Lo sviluppo di infrastrutture 
transfrontaliere richiede 
la cooperazione tra Stati 
membri limitrofi
88 
Una cooperazione regionale funzio -
nante e la percezione delle rispettive 
necessità di sviluppo sono condizioni 
indispensabili per la realizzazione di 
qualsiasi progetto infrastrutturale 
transfrontaliero. Tuttavia, in pratica, 
le iniziative di progetti transfrontalieri 
possono trovarsi di fronte una serie 
di problematiche, fra cui il fatto che 
una o entrambe le parti in causa non 
percepiscano come necessari i pro -
getti, difficoltà nell’ottenere tutte le 
autorizzazioni connesse alla pianifica -
zione, così come il finanziamento equo 
dei progetti relativi alle infrastrutture 
energetiche o la ripartizione delle spe -
se, spesso elevate, tra le parti. Tuttavia, 
ci sono alcuni esempi di cooperazione 
efficace nell’UE che hanno gettato le 
basi per lo sviluppo di infrastrutture 
comuni e lo sviluppo del mercato.
La cooperazione regionale 
nel settore energetico 
sta emergendo
89 
Nel settore dell’energia, la cooperazio -
ne regionale tra due o più Stati mem -
bri è il risultato di iniziative di natura 
politica o tecnica.52 Parere n. 8/2014 dell’ACER.
53 Documento di lavoro dei 
servizi della Commissione 
Investment Projects in Energy 
Infrastructure  (progetti di 
investimento nelle 
infrastrutture energetiche) che 
accompagna la 
Comunicazione della 
Commissione al Parlamento 
europeo, al Consiglio, al 
Comitato economico e sociale 
europeo e al Comitato delle 
regioni «Progressi verso il 
completamento del mercato 
interno dell’energia», 
SWD(2014) 313 final del 
13.10.2014, pag. 4.
54 Nel suo parere n. 16/2014, 
l’ACER ha espresso dubbi 
riguardo ai PDSR, soprattutto 
per quanto riguarda la limitata 
disponibilità di dati, la 
presentazione delle capacità 
di trasferimento della rete, 
l’uso di analisi costi-benefici 
per tutti gli investimenti nella 
trasmissione e la poca 
chiarezza su alcune descrizioni 
degli investimenti.
45 Osservazioni
90 
Fra le iniziative politiche , un esem -
pio attuale degno di nota è il piano di 
interconnessione del mercato dell’e -
nergia del Baltico (BEMIP), cfr.  riqua -
dro 9 . Un’altra iniziativa regionale sta 
emergendo nella forma di un forum 
per l’energia dell’Europa sudorientale 
e centrale. Vi sono stati anche impegni 
politici comuni per lo sviluppo delle 
infrastrutture, come la dichiarazione di 
Madrid55, iniziative di cooperazione re -
gionale, quale ad esempio il Coreso56, 
e i gruppi per la sicurezza dell’approv -
vigionamento energetico, come il 
gruppo di coordinamento del gas bal -
tico e finlandese. Tali raggruppamenti, 
spesso formati con la partecipazione 
della Commissione, sono sovente 
formalizzati mediante accordi ad alto 
livello politico tra gli Stati membri. Tal -
volta si estendono a specifici accordi di 
progetto, ad esempio il collegamento 
di energia elettrica Spagna-Francia 
aperto di recente (cfr.  riquadro 10  
e paragrafo 93).91 
Le iniziative di cooperazione tecni -
ca sono per lo più quelle lanciate nel 
quadro del CEER57 e dell’ACER, come 
ad esempio i gruppi che prendono in 
considerazione lo sviluppo di codici 
di rete (cfr. anche allegato III ). Que -
sti raggruppamenti possono anche 
portare alla creazione di nuove forme 
di cooperazione regionale, come le 
iniziative regionali di coordinamento 
della sicurezza58.
Cos’è il piano di interconnessione del mercato dell’energia del Baltico (BEMIP)?
Il piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico (BEMIP)  è stato approvato dai capi di 
Stato di Lituania, Polonia, Lettonia, Danimarca, Estonia, Svezia, Finlandia e Germania e dal presidente della 
Commissione europea il 17 giugno 2009.
L’obiettivo del piano BEMIP è l’integrazione di Estonia, Lettonia e Lituania nei mercati europei dell’energia, per 
porre fine al loro status di isole energetiche e liberalizzare i loro mercati dell’energia per prepararli all’adesio -
ne alla borsa comune dell’energia elettrica. Il piano prevede anche una serie di progetti infrastrutturali, che 
vanno dai parchi eolici danesi del Mare del Nord allo sviluppo della rete del gas in Estonia. L’interconnettore 
di energia elettrica EstLink2 tra Estonia e Finlandia, che era incluso nel BEMIP , è stato costruito con il sostegno 
finanziario dell’UE e ha già avuto un impatto sul mercato dell’energia elettrica in Estonia (cfr.  riquadro 13 ).
Il BEMIP è ancora in fase di attuazione. Ad esempio, i prezzi al dettaglio di gas e di energia elettrica sono an -
cora regolamentati in Lituania e alcuni progetti infrastrutturali non sono stati realizzati, come il terminale GNL 
regionale baltico, la cui costruzione è prevista in Finlandia o in Estonia.Riquadro 955 Una dichiarazione congiunta 
firmata il 4 marzo 2015 dal 
presidente della Commissione 
europea Jean-Claude Juncker, 
dal presidente francese François 
Hollande, dal primo ministro 
spagnolo Mariano Rajoy e dal 
primo ministro portoghese 
Pedro Passos Coelho, per 
concordare sulle modalità intese 
a rafforzare i collegamenti tra la 
penisola iberica e il resto del 
mercato energetico dell’UE.
56 Coreso (coordinamento degli 
operatori del sistema di energia 
elettrica): il primo centro di 
coordinamento tecnico regionale 
per l’energia elettrica che riunisce 
diversi GST di Francia, Belgio, 
Germania, Italia e Regno Unito.
57 CEER (Consiglio dei regolatori 
europei dell’energia): una ONG 
con sede a Bruxelles, che cerca di 
presentare l’interesse delle ANR 
nel processo di sviluppo del 
mercato interno dell’energia.
58 La partecipazione delle 
organizzazioni degli Stati 
membri alle iniziative di 
cooperazione regionale varia 
notevolmente. Per esempio l’ANR 
svedese ha partecipato a tutti 
i gruppi di lavoro e alle iniziative 
di adozione precoce. Inoltre, il 
GST svedese dell’energia elettrica 
è coinvolto in una serie di 
iniziative di cooperazione 
regionale e partecipa a gruppi di 
attuazione precoce dei codici di 
rete. Al contrario, al momento 
dell’audit, i due GST della 
Bulgaria non avevano 
partecipato ad alcun gruppo di 
cooperazione regionale o di 
attuazione precoce.
46 Osservazioni
92 
La Commissione promuove la coo -
perazione nelle infrastrutture tra gli 
Stati membri e intende diffondere 
ciò che considera una buona pratica 
nell’ambito del BEMIP in altre regioni, 
come ad esempio nell’Europa centrale 
e sudorientale e nella penisola iberica. 
Per quanto riguarda quest’ultima, la 
cooperazione nel settore energetico 
tra Francia, Portogallo e Spagna è stata 
recentemente dichiarata e concordata 
al più alto livello politico.
93 
Nel periodo 2007-2013, la Commissio -
ne ha anche nominato quattro coor -
dinatori con l’obiettivo di facilitare gli 
accordi tra Stati membri per la costru -
zione di elementi specifici di infra -
strutture transfrontaliere59. Il lavoro del 
coordinatore per rafforzare l’inter -
connessione energetica tra Francia 
e Spagna ha riguardato l’interazione 
con i politici nazionali e locali e le parti 
interessate, nonché l’individuazione 
della necessità di soluzioni tecniche. 
Ciò ha contribuito alla definizione 
di un progetto di interconnessione 
elettrica che è stato successivamente 
realizzato con il sostegno dei fondi 
dell’UE60 (cfr.  riquadro 10 ).La ripartizione transfrontaliera 
dei costi è complessa
94 
I progetti transfrontalieri in materia 
di energia prevedono la costruzione 
di infrastrutture in almeno due Stati 
membri. La ripartizione dei costi di co -
struzione di tali progetti è un processo 
complesso, in cui gli Stati membri 
interessati cercano di fare in modo che 
i costi da loro sostenuti siano commi -
surati ai benefici futuri che dovrebbero 
ottenere. Le complessità sorgono in 
particolare per i progetti in cui sono 
coinvolti più di due Stati membri e/o in 
cui non è ovvio in che modo e per chi 
sono attesi benefici futuri.59 Gli altri progetti per i quali 
sono stati nominati 
i coordinatori sono stati: 
«collegamento Polonia-
Lituania», «Nabucco» 
e «connessione di parchi eolici 
offshore in Danimarca, 
Germania e Polonia».
60 Relazione del coordinatore 
europeo Mario Monti, 
Progetto d’interesse europeo 
EI 3, Interconnexion électrique 
France-Espagne , Bruxelles, 
settembre 2008.
47 Osservazioni
Progetto di interconnessione elettrica Spagna-Francia
Il progetto di interconnessione elettrica Francia-Spagna  prevedeva la costruzione di una connessione 
a corrente continua ad alta tensione di 2 000 MW tra i due paesi. L’interconnettore di 64,5 km si estende per 
33,5 km in Francia, 31 km in Spagna e attraversa i Pirenei grazie a un tunnel di 8,5 km.
La necessità di questa interconnessione è stata individuata nel 1978, e tra il 1998 e il 2006 sono stati condotti 
studi tecnici. Promossa dal coordinatore europeo nel 2007 e nel 2008, la decisione circa l’ideazione del pro -
getto è stata presa nel giugno 2008, quando i governi francese e spagnolo hanno firmato un accordo. I costi 
del progetto sono stati ripartiti in parti uguali tra Francia e Spagna, con un contributo da parte dell’UE. La co -
struzione è stata iniziata nel settembre 2011 e la consegna tecnica è stata completata nel dicembre 2014. L’in -
terconnettore doveva entrare in servizio nel giugno 2015, ma al 30 giugno 2015 ciò non era ancora avvenuto.
Il costo complessivo del progetto è stato pari a 721 milioni di euro, di cui 225 milioni di euro forniti dall’EEPR. 
La costruzione sotterranea dell’interconnessione attraverso i Pirenei ha incrementato il costo di 10 volte ri -
spetto al costo stimato per un cavo di superficie. Tale costruzione è stata giudicata necessaria principalmente 
a causa di specifiche valutazioni ambientali ed è stata definita come una soluzione eccezionale per una serie 
eccezionale di problemi inerenti al sito. Il collegamento ha raddoppiato il rapporto di interconnessione elettri -
ca della Spagna dal 3 % al 6 % e fatto aumentare quello della Francia dal 10 % all’11 %.Riquadro 10
Foto 2 — Sezione del cavo dell’interconnettore a corrente continua 
ad alta tensione in fase di installazione nel tunnel sotto i Pirenei
© RTE, Philippe Grollier 
48 Osservazioni
95 
La ripartizione transfrontaliera dei 
costi è pertinente nel quadro delle 
assegnazioni dei fondi dell’UE a titolo 
del meccanismo per collegare l’Euro -
pa. Il regolamento TEN-E prevede che 
le decisioni in merito alla ripartizione 
transfrontaliera dei costi siano prese 
dalle ANR degli Stati membri interes -
sati. Se i promotori dei progetti negli 
Stati membri desiderano richiedere 
un finanziamento CEF ma le ANR non 
giungono a un accordo entro sei mesi, 
gli Stati membri possono rinviare il 
caso all’ACER, al fine di ottenere una 
decisione per risolvere la questio -
ne (cfr. esempio nel riquadro 11 ). 
Questo processo presenta i seguenti 
inconvenienti:
a) trovare un accordo tra le ANR e ot -
tenere poi una decisione dall’ACER 
è dispendioso in termini di tempo, 
perché il processo richiede fino 
a un anno;
b) alcune parti criticano la metodolo -
gia utilizzata.L ’ottenimento delle 
autorizzazioni può essere 
problematico e comportare 
ritardi
96 
I progetti transfrontalieri devono 
spesso affrontare l’opposizione locale, 
dal momento che tali progetti pos -
sono essere percepiti come causa di 
interruzione delle attività locali e come 
apportanti benefici scarsi o nulli. In 
tale contesto, l’ottenimento delle au -
torizzazioni locali per la pianificazione 
è spesso un processo lungo e com -
plesso, che i GST e i regolatori hanno 
evidenziato nel corso dell’audit quale 
causa non trascurabile di ritardi nell’at -
tuazione dei progetti infrastrutturali. 
La Commissione riferisce che i ritardi 
derivanti impediscono la realizzazione 
entro il 2020 di circa il 50 % dei pro -
getti di elettricità commercialmente 
validi61.
Ripartizione dei costi per il progetto riguardante l’interconnettore transfrontaliero 
LitPol
Il progetto Litpol  riguarda la realizzazione di un interconnettore elettrico tra la Polonia e la Lituania al fine 
di ridurre l’isolamento dei tre paesi baltici dal mercato dell’energia dell’UE. Per i lavori relativi al progetto nel 
territorio della Lituania, l’ANR lituana ha chiesto alla Svezia un contributo di 47 milioni di euro in ragione dei 
benefici che, a sua detta, la Svezia otterrebbe come risultato del progetto. Né l’ANR né il GST svedesi erano 
d’accordo con la richiesta di contributo dell’ANR lituana e hanno esposto le loro ragioni all’ACER quando 
questa è stata chiamata a pronunciarsi sulla questione. L’ACER ha concordato con la Svezia, stabilendo, ai fini 
del finanziamento CEF, che la Lituania era l’unico paese a beneficiare del progetto e che la Svezia non avrebbe 
dovuto contribuire al progetto. Questa decisione ha consentito successivamente al GST lituano di presentare 
domanda per il finanziamento CEF (cfr.  tabella 6 ). È stato necessario quasi un anno per portare a termine il 
processo decisionale.Riquadro 1161 Cfr. COM(2010) 677 definitivo.
49 Osservazioni
97 
Il regolamento TEN-E del 2013 ha 
cercato di affrontare questi problemi 
mediante:
a) l’introduzione di un limite tempo -
rale complessivo di 3,5 anni per le 
procedure di autorizzazione;
b) l’obbligo imposto agli Stati mem -
bri di semplificare le procedure di 
autorizzazione ambientale;
c) l’obbligo imposto agli Stati membri 
di consolidare i poteri per il rilascio 
delle autorizzazioni o il coordina -
mento in una sola autorità, uno 
sportello unico, entro il novembre 
2013. Al giugno 2015, tutti gli Stati 
membri hanno istituito sportelli 
unici e tutti tranne uno hanno 
pubblicato manuali per il rilascio 
delle autorizzazioni62. Gli sportelli 
unici sono però iniziative recenti 
ed è prematuro valutare se si stia -
no rivelando efficaci.
98 
Il coordinatore europeo che ha lavora -
to all’interconnettore Francia-Spagna 
(cfr.  riquadro 10 ) ha osservato che 
l’opposizione ai progetti infrastrut -
turali da parte delle comunità locali 
è meglio affrontata attraverso una 
comunicazione diretta e locale che evi -
denzi i benefici delle interconnessioni 
supplementari, soprattutto per i con -
sumatori. In generale, accrescere le 
conoscenze dei consumatori sul modo 
in cui funzionano i mercati dell’energia 
potrebbe anche portare a comporta -
menti di consumo intelligenti e a una 
maggiore accettabilità dei progetti di 
interconnessione di questo tipo.Il sostegno finanziario 
a carico del bilancio 
dell’UE nel settore delle 
infrastrutture energetiche 
ha contribuito solo in 
maniera limitata 
al mercato interno 
dell’energia e alla 
sicurezza 
dell’approvvigionamento 
energetico
99 
L’UE ha stanziato 3,7 miliardi di euro 
per investimenti in infrastrutture ener -
getiche mediante diversi strumenti per 
il periodo 2007-2013, e altri 7,35 miliar -
di di euro sono previsti per il periodo 
2014-202063. Pur essendo ingenti, tali 
finanziamenti coprono solo circa il 
5 % del fabbisogno stimato di investi -
menti infrastrutturali individuato nei 
PDSR per l’energia elettrica e il gas. 
I fondi UE disponibili devono dunque 
essere utilizzati in modo strategico, 
per i progetti più importanti, sulla base 
di una valutazione strategica delle 
necessità (cfr. paragrafo 83).62 Sulla base delle informazioni 
fornite dagli Stati membri alla 
Commissione europea.
63 Questa cifra esclude ogni 
potenziale supporto futuro 
per le infrastrutture 
energetiche da parte del 
Fondo europeo per gli 
investimenti strategici, che 
prevede 16 miliardi di euro di 
garanzie a carico del bilancio 
dell’UE.
50 Osservazioni
L ’UE dispone di diversi 
strumenti di finanziamento 
a sostegno dei progetti 
relativi alle infrastrutture 
energetiche, ma nessuno 
di questi si prefigge come 
obiettivo primario il mercato 
interno dell’energia
Un’insufficiente attribuzione 
delle priorità ai progetti 
ha ridotto l’efficacia 
dei finanziamenti dell’UE per le 
infrastrutture energetiche
100  
Poiché le risorse UE per il finanzia -
mento delle infrastrutture energetiche 
sono limitate, è importante disporre 
di mezzi per l’attribuzione di priorità 
ai progetti. Sebbene non vi sia alcuna 
valutazione delle necessità a livello 
dell’UE, la Commissione ha utilizzato 
diversi elenchi di progetti specifici 
come metodo per cercare di attribuire 
priorità agli investimenti a carico del 
bilancio dell’UE e individuare progetti 
ammissibili al finanziamento:
 ο elenco dei PIC secondo il regola -
mento TEN-E;
 ο elenco dei PIC fondamentali, pre -
sentato nella strategia di sicurezza 
energetica 2014; ο elenco dei progetti ammissibili al 
sostegno del programma energeti -
co europeo per la ripresa (EEPR);
 ο elenco dei progetti ammissibili al 
sostegno del Fondo europeo per 
gli investimenti strategici.
101  
L’elenco dei PIC secondo il regolamen -
to TEN-E è stato stilato in due fasi:
a) l’elenco iniziale dei PIC è stato 
redatto nel 2006. Comprendeva 
all’epoca 550 progetti di interesse 
europeo in tutti gli Stati membri, 
ma senza indicazioni chiare su 
quali progetti avrebbero dovuto 
essere prioritari ai fini del finanzia -
mento dell’UE (cfr.  riquadro 12 );
In che modo un progetto di infrastrutture energetiche può ottenere lo status 
di PIC?
Il concetto di PIC esiste dall’inizio del programma relativo alle reti transeuropee. I PIC dovrebbero poter bene -
ficiare di procedure più rapide e più efficienti per il rilascio delle autorizzazioni e di un migliore trattamento 
normativo.
Nell’ambito dell’attuale regolamento TEN-E, i PIC sono identificati all’interno di «corridoi prioritari»/aree 
prioritarie. Il processo di selezione dei progetti da inserire nell’elenco dei PIC è sviluppato sui PDSR elaborati 
dalla REGST del gas e dalla REGST dell’energia elettrica. Per figurare nell’elenco, un progetto deve presentare 
vantaggi significativi per almeno due Stati membri, contribuire all’integrazione del mercato e a una maggiore 
concorrenza, rafforzare la sicurezza dell’approvvigionamento e ridurre le emissioni di CO2.Riquadro 12
51 Osservazioni
b) il regolamento TEN-E del 201364 ha 
istituito un quadro per la definizio -
ne delle priorità degli investimenti 
nelle infrastrutture energetiche 
mediante l’individuazione di 
12 corridoi e aree prioritari65. Il re -
golamento ha inoltre fornito orien -
tamenti relativi all’individuazione 
e all’attuazione dei PIC. L’elenco 
dei PIC contenuto in detto regola -
mento comprendeva 248 progetti, 
di cui 132 riguardavano infrastrut -
ture elettriche e 107 infrastrut -
ture per il gas66. L’elenco dei PIC 
in questo regolamento contiene 
meno progetti rispetto all’elenco 
dei PIC del 2006. Tuttavia, secondo 
l’articolo 4, paragrafo 4, del regola -
mento TEN-E, la Commissione non 
può elencare in ordine di priorità 
i progetti elencati per ciascun cor -
ridoio prioritario;
c) l’elenco dei PIC viene aggiorna -
to ogni due anni e il prossimo 
aggiornamento è previsto nel 
novembre 2015.
102  
Nel 2014, un successivo elenco recante 
33 progetti è stato elaborato nel qua -
dro della Strategia europea di sicurez -
za energetica67, ove questi progetti 
erano definiti «PIC strategici». Questo 
elenco comprendeva circa 27 proget -
ti relativi al gas e solo 6 all’energia 
elettrica, con un costo stimato di circa 
17 miliardi di euro. La Commissione 
ha considerato questi progetti cruciali 
per migliorare la sicurezza dell’approv -
vigionamento e per collegare meglio 
i mercati dell’energia nel breve e me -
dio termine.103  
Tutti questi elenchi sono stati svilup -
pati senza una chiara e sottesa valuta -
zione analitica individuante i progetti 
cui dare priorità al fine di consentire 
all’UE di raggiungere i propri obiettivi 
riguardanti la politica in materia di 
energia (cfr. paragrafo 82). L’uso di tali 
elenchi come base per prendere deci -
sioni sui finanziamenti dell’UE compor -
ta una serie di rischi e, se la Commis -
sione intende continuare a utilizzarli 
come mezzo per definire le priorità di 
investimento, deve tenere a mente tali 
rischi:
a) un elenco può includere così tanti 
progetti che il concetto di elenco 
che presenta i progetti priorita -
ri è gravemente compromesso, 
poiché l’elenco non si concentra 
sul ristretto numero di progetti 
rispondenti alle necessità più 
urgenti dell’UE. I PIC TEN-E iniziali 
constavano di 550 progetti e, dopo 
essere stati razionalizzati nel 2006, 
i progetti erano ancora 248;
b) poiché viene compilato sulla base 
di proposte degli Stati membri, 
anziché elencare i progetti che 
rispondono palesemente alle ne -
cessità a livello dell’UE, un elenco 
potrebbe, in pratica, costituire solo 
un insieme eterogeneo di progetti 
che i promotori dei progetti negli 
Stati membri vorrebbero finanziare 
per ragioni interne;
c) alcuni progetti inclusi in tali elen -
chi possono essere già in corso 
o già conclusi con finanziamenti 
provenienti da altre fonti nazionali 
o private68.64 Regolamento (UE) n. 347/2013.
65 Infrastrutture energetiche: 
Priorità per il 2020 e oltre, 2011, 
pag. 14. Energia elettrica: rete 
offshore nei mari del Nord, 
interconnessioni di elettricità 
nord-sud nell’Europa 
occidentale, interconnessioni 
di elettricità nord-sud 
nell’Europa centro-orientale 
e sud-orientale, piano di 
interconnessione del mercato 
energetico del Baltico 
nell’elettricità, sviluppo di reti 
intelligenti, autostrade 
elettriche a lungo termine; 
gas: interconnessioni del gas 
nord-sud nell’Europa 
occidentale, interconnessioni 
del gas nord-sud nell’Europa 
centro-orientale e sud-
orientale, corridoio 
meridionale del gas, piano di 
interconnessione del mercato 
energetico del Baltico nel gas.
66 I restanti nove consistevano di 
sette progetti petroliferi e di 
due progetti di reti intelligenti.
67 COM(2014) 330 final, pag. 11.
68 Nell’ottobre 2014 è stata 
completata la linea elettrica 
a 400 kV tra Bescanó e Santa 
Llogaia in Spagna, il che ha 
rappresentato un ulteriore 
passo avanti verso la nuova 
interconnessione elettrica tra 
Francia e Spagna. Questo 
progetto è ancora incluso 
nell’elenco dei PIC e nel FEIS.
52 Osservazioni
EEPR, CEF e FEIS non sono 
concepiti in primo luogo 
per migliorare il mercato 
interno dell’energia
104  
L’obiettivo iniziale del programma per 
l’energia EEPR era quello di finanziare 
progetti maturi per le infrastrutture 
energetiche che potessero ottenere 
crescita economica entro breve tempo. 
Pertanto, sviluppare il mercato interno 
dell’energia e garantire i benefici della 
sicurezza dell’approvvigionamento 
energetico non erano gli obiettivi 
primari del programma. Tutti gli Stati 
membri hanno ricevuto alcuni finan -
ziamenti per i progetti relativi alle 
infrastrutture energetiche. Il pro -
gramma non è in larga misura riuscito 
a raggiungere il suo obiettivo iniziale, 
consistente nell’ottenere crescita eco -
nomica entro un breve lasso di tempo, 
dato che:
a) alcuni dei progetti cui sono stati 
assegnati i fondi non erano suf -
ficientemente maturi. Sono stati 
cancellati progetti per un valore 
di 422 milioni di euro, ossia il 
18,6 % del totale delle sovvenzioni 
dell’EEPR assegnate. Ad esempio, 
il gasdotto Nabucco, l’intercon -
nettore per il gas ITGI-Poseidon, 
i gasdotti GALSI e i progetti rumeni 
concernenti il flusso inverso di gas;
b) vi sono stati notevoli ritardi nella 
realizzazione dei progetti e, di con -
seguenza, solo 1,1 miliardi di euro 
di pagamenti a titolo dell’EEPR 
sono stati eseguiti al 28 febbraio 
2015. Ciò rappresenta il 48 % degli 
importi inizialmente stanziati.105  
L’obiettivo del meccanismo per 
collegare l’Europa  (CEF) nel settore 
dell’energia è quello di fornire un so -
stegno alla realizzazione dei PIC. Solo 
i PIC che non sono commercialmente 
validi nell’ambito del quadro normati -
vo vigente, integrati da ripartizioni dei 
costi transfrontaliere, sono ammissibili 
al finanziamento da parte del CEF. Esso 
fornisce sovvenzioni e altri strumenti 
finanziari per opere e studi tecnici 
necessari mediante inviti a presentare 
proposte.
106  
Alcuni aspetti dell’ideazione del CEF 
limitano la sua potenziale capacità 
di sostenere lo sviluppo del mercato 
interno dell’energia:
a) la Commissione può finanziare 
solo i progetti presentati a seguito 
di inviti a presentare proposte. 
Ciò significa che la Commissione 
dispone di possibilità limitate per 
indirizzare i fondi su specifici PIC;
b) poiché la maturità rappresenta un 
importante criterio di assegnazio -
ne delle sovvenzioni, gli interventi 
più maturi hanno maggiori proba -
bilità di essere finanziati. Tali pro -
getti non necessariamente hanno 
il più alto impatto sullo sviluppo 
del mercato interno dell’energia;
c) dal momento che lo stato di 
attuazione del mercato interno 
dell’energia negli Stati membri non 
è uno dei criteri usati per la sele -
zione dei progetti, la Commissione 
ha un margine d’azione limitato 
nell’utilizzare lo strumento CEF per 
incentivare le riforme relative al 
mercato interno dell’energia.
53 Osservazioni
107  
Tra il 2007 e il 2013, circa 1,3 miliardi 
di euro sono stati stanziati dai Fondi 
strutturali e di investimento europei  
(fondi SIE) per finanziare le infrastrut -
ture di energia elettrica e gas. Tra il 
2014 e il 2020, questa cifra dovrebbe 
salire a circa 2 miliardi di euro. Undici 
Stati membri hanno ricevuto finanzia -
menti tra il 2007 e il 2013; la Polonia 
è stata il maggior beneficiario, con il 
63 % degli stanziamenti complessivi 
dei fondi SIE destinato alle infrastrut -
ture energetiche.
108  
La maggior parte di questi stanziamen -
ti è stata utilizzata per le interconnes -
sioni a livello regionale e il potenzia -
mento delle infrastrutture energetiche 
esistenti all’interno di uno Stato mem -
bro. Alcuni sono stati utilizzati anche 
per la costruzione di interconnessioni 
transfrontaliere, terminali GNL e stoc -
caggi sotterranei di gas. Tra il 2014 e il 
2020, sei Stati membri — Bulgaria, Re -
pubblica ceca, Grecia, Lituania, Polonia 
e Romania — prevedono di avvalersi 
degli stanziamenti dei fondi SIE per 
investire in infrastrutture energetiche.
109  
La selezione dei progetti a titolo dei 
fondi SIE spetta agli Stati membri. La 
Commissione approva soltanto i gran -
di progetti69. Nel negoziare accordi 
di partenariato degli Stati membri e i 
programmi operativi per il periodo 
di finanziamento 2014-2020, la Com -
missione ha avuto l’opportunità di 
cercare di includere gli indicatori di 
performance relativi allo sviluppo del 
mercato interno dell’energia, ma que -
sto non è accaduto. Gli investimenti in 
infrastrutture energetiche non sono 
una priorità dei fondi SIE. Essi rappre -
sentano circa lo 0,5 % della dotazione 
complessiva del FESR, del Fondo di 
coesione e dell’FSE sia nel periodo 
2007-2013 che nel periodo 2014-2020.Molte infrastrutture 
energetiche cofinanziate 
dall’UE devono ancora avere 
un impatto sul mercato 
interno dell’energia
110  
Nell’ambito dell’audit sono stati esami -
nati 15 progetti relativi a infrastrutture 
energetiche che hanno beneficia -
to del cofinanziamento dell’UE: 10 
riguardano il gas e 5 l’energia elettrica 
(cfr.  tabella 6 ). Abbiamo analizzato 
l’impatto potenziale dei progetti sul 
funzionamento del mercato interno 
dell’energia.69 Per gli investimenti in 
infrastrutture energetiche che 
rientrano nell’obiettivo 
tematico della promozione del 
trasporto sostenibile e della 
rimozione delle principali 
strozzature in infrastrutture di 
rete, i progetti dal costo 
ammissibile complessivo 
superiore ai 75 milioni di euro; 
per altri investimenti in 
infrastrutture energetiche dei 
fondi SIE, che per lo più non 
rientrano nell’ambito della 
presente relazione, la soglia 
è di 50 milioni di euro.
54 Osservazioni
111 
Di questi progetti, al luglio 2015:
a) un progetto ha avuto un impatto 
significativo sul mercato interno 
dell’energia: l’interconnettore 
elettrico EstLink 2  tra la Finlan -
dia e l’Estonia è stato comple -
tato ed è pienamente operativo 
(cfr.  riquadro 13 ).
b) un altro progetto significativo 
è stato completato ed è recen -
temente diventato disponibile 
per l’uso: l’interconnettore di 
energia elettrica Francia-Spagna 
(cfr.  riquadro 10 ).
Il progetto Estlink 2 ha cambiato il mercato dell’energia elettrica nella regione
Il progetto Estlink 2  ha ricevuto 100 milioni di euro dall’EEPR. Lo scopo del progetto era quello di costruire 
un secondo interconnettore di energia elettrica tra la Finlandia e l’Estonia con una capacità di trasmissione di 
650 MW. Questo progetto è andato a buon fine dopo aver superato problemi tecnici e altri tipi di ostacoli per 
essere completato e reso operativo. Sta producendo un effetto positivo sul mercato dell’energia elettrica, in 
particolare in Estonia, dove i prezzi dell’energia elettrica sono diventati meno volatili e convergono con quelli 
della Finlandia.Riquadro 13
1. 330 kV Püssi substation
2. 650 MW Püssi converter station3. Underground cable4. Connection joints for the underground cable and submarine cable5. Submarine cable6. Connection station for the submarine cable and overhead power lines in Nikuviken7. Overhead lines8. 650 MW Anttila converter station9. 400 kV Anttila substation1. 330 kV Püssi substation2. 650 MW Püssi converter station3. Underground cable4. Connection joints for the underground cable and submarine cable5. Submarine cable6. Connection station for the submarine cable and overhead power lines in Nikuviken7. Overhead lines8. 650 MW Anttila converter station9. 400 kV Anttila substation
© Elering
55 Osservazioni
Elenco dei progetti esaminati ai fini dell’audit
ProgettoStatus  
(al giugno 2015)Stati membriCosto del 
progetto  
(milioni 
di euro)Cofinanziamen -
to UE  
(milioni di  euro)Strumento di 
finanziamento 
dell’UEGasInterconnettore Bulgaria-GreciaPrevisto per il 
2018Bulgaria, Grecia 220 45 EEPR
Interconnettore Bulgaria-Romania Previsto per il 2015 Bulgaria, Romania 24 9 EEPR
Gasdotto Nabucco CancellatoAustria, Bulgaria, Unghe -
ria, Germania, Romania7 900  
(previsti)200 
(stanziati)EEPR
Interconnettore Lettonia-LituaniaCompletato nel 
2013Lituania, Lettonia 33 13 EEPR
Gasdotto Jurbarkas-KlaipėdaCompletato nel 
2013Lituania 46 21 Fondi SIE
Rafforzamento della capacità 
Klaipėda-KiemėnaiIn corso Lituania 64 28 CEF
Terminale GNL Świnoujście Previsto per il 2015 Polonia 65755 EEPR
199 Fondi SIE
Gasdotto Gustorzyn-OdolanówCompletato nel 
2014Polonia 102 49 Fondi SIE
Interconnettore GIPL In corso Polonia, Lituania 558 306 CEF
Interconnettore Francia-SpagnaCompletato nel 
2012Francia, Spagna 617 45 EEPR
Totale parziale 2 321 970Energia elettricaInterconnettore Francia-SpagnaOperativo dal 
giugno  2015Francia, Spagna 721 225 EEPR
Rafforzamento dell’interconnessione 
Portogallo-SpagnaCompletato nel 
2011Portogallo, Spagna 136 46 EEPR
Interconnettore EstLink 2 Operativo dal 2014 Estonia, Finlandia 320 100 EEPR
Interconnettore Nordbalt Previsto per il 2015 Svezia, Lituania 366 175 EEPR
Interconnettore  
LitPolPrevisto per il 2015Polonia 528 207 Fondi SIE
2 TEN-E
Lituania 132 2 TEN-E
58 CEF (domanda)
Totale parziale 1 543 815
Totale 3 864 1 785Tabella 6
56 Osservazioni
112  
Gli altri progetti non hanno ancora 
avuto un impatto sul mercato inter -
no dell’energia nella stessa misura, 
perché:
a) uno dei dieci progetti relativi al 
gas sta aprendo adesso nuove 
prospettive di mercato; infatti 
il progetto  GIPL  tra Polonia e Li -
tuania consentirà compravendite 
di gas tra paesi che attualmente 
non hanno interconnessioni. Gli 
altri nove sono stati incentrati 
principalmente sull’aumento delle 
capacità esistenti o sulla risoluzio -
ne di problematiche relative alla 
sicurezza dell’approvvigionamento 
energetico;b) cinque dei 15 progetti erano stati 
completati. Prima vengono com -
pletati e resi operativi i progetti, 
maggiore sarà il loro impatto sul 
mercato interno. Tuttavia, i pro -
getti che non erano pienamente 
maturi quando sono state prese 
le decisioni di finanziamento 
possono richiedere più tempo del 
previsto per poter essere portati 
a termine. Detto questo, i progetti 
infrastrutturali su larga scala sono 
tecnicamente complessi e le opere 
programmate spesso richiedono 
più tempo del previsto, in parte 
a causa di circostanze impreviste 
(cfr. esempio nel riquadro 14 ).
Progetto NordBalt
Il progetto NordBalt  prevede la realizzazione di un interconnettore di energia elettrica tra la Svezia e la Litua -
nia. Può potenzialmente avere un impatto significativo sul funzionamento del mercato dell’energia elettrica 
negli Stati membri che cooperano nell’ambito del piano BEMIP , perché potrebbe far aumentare gli scambi nel -
la borsa comune nordica e baltica dell’energia. Tuttavia, la posa di un cavo attraverso il Mar Baltico si è rivelata 
un processo complesso e si prevede che il progetto verrà completato solo nel giugno 2016, sei anni e mezzo 
dopo la sua inclusione nell’elenco dei progetti finanziati con lo strumento EEPR.Riquadro 14
Foto 3 — Stazione di terra NordBalt a Klaipėda, Lituania
© Litgrid
57 Osservazioni
c) la potenziale capacità degli 
interconnettori di facilitare il 
flusso di energia tra mercati vicini 
dipende dalla capacità dei siste -
mi di trasmissione dell’energia 
all’interno degli Stati membri 
(cfr. paragrafo 73). Questo proble -
ma è stato osservato in due dei 
progetti esaminati ai fini dell’audit 
(cfr.  riquadro 15 ).d) l’efficienza di due dei progetti di 
interconnettori del gas rischia di 
essere limitata, in quanto i pro -
getti comportano la costruzione 
di nuove capacità di trasmissione 
parallelamente a capacità esistenti 
(cfr. esempi nel riquadro 16 ).
Esempi di interconnettori non supportati da reti domestiche
Il progetto LitPol  riguarda la realizzazione di un interconnettore di energia elettrica tra la Polonia e la Litua -
nia, al fine di ridurre l’isolamento dei tre paesi baltici dal mercato dell’energia dell’UE. Tuttavia, il potenziale 
utilizzo dello stesso a fini di importazione di energia elettrica dalla Polonia verso la Lituania è limitato, a causa 
della mancanza di capacità di produzione in Polonia vicino al confine con la Lituania e dell’insufficiente inter -
connessione con altre regioni polacche in cui vi è una maggiore capacità di produzione di energia elettrica. La 
realizzazione di flussi di energia bidirezionali sarà possibile solo se la rete polacca verrà potenziata, ma questo 
non è previsto prima del 2020.
L’interconnettore per il gas Bulgaria-Romania  consentirà la fornitura di 1,3 miliardi di m3 di gas naturale 
al giorno dalla Romania alla Bulgaria. Tuttavia, nelle condizioni attuali, la bassa pressione nel sistema del gas 
romeno impedirebbe flussi transfrontalieri di tale volume verso la Bulgaria. Anche i potenziali flussi di gas da 
e verso l’Ungheria incontrerebbero attualmente tali ostacoli. Sono necessari ulteriori investimenti nella rete 
rumena per la trasmissione del gas per collegare il sistema di trasmissione interno con il gasdotto di transito 
e trasmissione che attraversa la Romania. La Romania dovrebbe anche abrogare una legge nazionale che vieta 
tali esportazioni di gas.
Nuovi gasdotti in costruzione accanto alle infrastrutture esistenti
Nell’ambito dei progetti relativi all’interconnettore del gas tra la Romania, la Bulgaria e la Grecia , si 
stanno costruendo nuovi gasdotti in aggiunta alle infrastrutture esistenti. Questo perché la capacità della rete 
di transito del gas esistente attraverso la Romania e la Bulgaria verso la Grecia è stata riservata da un fornitore 
di un paese terzo nell’ambito di un contratto a lungo termine.Riquadro 15 Riquadro 16
58
 Conclusioni 
e raccomandazioni
113  
L’obiettivo dell’UE di completare il 
mercato interno dell’energia entro il 
2014 non è stato raggiunto. Le infra -
strutture energetiche in Europa non 
sono in genere ancora concepite per 
mercati pienamente integrati e quindi 
attualmente non forniscono un’effetti -
va sicurezza dell’approvvigionamento 
energetico. Il sostegno finanziario 
a carico del bilancio dell’UE nel settore 
delle infrastrutture energetiche ha 
contribuito solo in maniera limitata 
al mercato interno dell’energia e alla 
sicurezza dell’approvvigionamento 
energetico (cfr. paragrafo 27).
L ’obiettivo dell’UE di 
completare il mercato interno 
dell’energia entro il 2014 non 
è stato raggiunto
114  
Dal 2007, il mercato interno dell’ener -
gia è al centro dello sviluppo della po -
litica energetica a livello dell’UE. Il ter -
zo pacchetto «Energia», adottato nel 
2009, prescriveva che il recepimento 
delle direttive Gas ed Energia elettrica 
fosse effettuato entro il 3 marzo 2011. 
Tuttavia, questo obiettivo non è sta -
to raggiunto in quell’anno. Nel 2011, 
il Consiglio ha ribadito il suo impegno 
verso il mercato interno dell’energia, 
affermando che avrebbe dovuto esse -
re completato entro il 2014. Tuttavia, 
neanche questo obiettivo successivo 
è stato realizzato, a causa di una serie 
di problemi (cfr. paragrafo 29).115  
Rimane ancora molta strada da fare 
prima che il terzo pacchetto «Energia» 
possa essere considerato pienamente 
attuato. Il monitoraggio da pare della 
Commissione riguardante l’attuazio -
ne delle disposizioni del pacchetto 
negli Stati membri è ancora in corso, 
anche dopo il termine ultimo del 2014 
(cfr. paragrafi 30-33).
Raccomandazione 1  
Completamento 
delle verifiche 
di non conformità
Dal momento che il mercato interno 
dell’energia non è stato ancora com -
pletato, la Commissione dovrebbe 
portare a termine le proprie valutazio -
ni e avviare, ove necessario, procedure 
d’infrazione contro gli Stati membri 
entro la fine del 2016.
59 Conclusioni e raccomandazioni
116  
Le autorità nazionali di regolamenta -
zione (ANR) in tutta l’UE continuano ad 
affrontare problematiche concernenti 
la loro indipendenza e la loro libertà 
di esercitare il giudizio professionale. 
Non tutte le ANR dispongono di risorse 
commisurate ai compiti da assolve -
re, fra cui la cooperazione in attività 
a livello dell’UE, come quelle condotte 
dall’Agenzia per la cooperazione dei 
regolatori dell’energia (ACER). L’ACER 
non ha i poteri di obbligare le ANR di 
tutti gli Stati membri a fornirle i dati 
pertinenti relativi al mercato dell’ener -
gia (cfr. paragrafi 35-36).
Raccomandazione 2  
ANR e ACER
a) Gli Stati membri dovrebbero fare 
in modo che le ANR siano indi -
pendenti e che non si trovino di 
fronte a limitazioni del loro campo 
d’intervento. Le ANR dovrebbero 
disporre di risorse sufficienti per 
svolgere le proprie attività, anche 
per consentire loro di partecipare 
pienamente alle attività di coope -
razione a livello dell’UE.
b) La Commissione dovrebbe ga -
rantire che l’ACER abbia i poteri 
necessari per ottenere dalle istitu -
zioni chiave degli Stati membri le 
informazioni di cui ha bisogno per 
assolvere i compiti assegnatile.117  
Differenze sostanziali nel modo in cui 
gli Stati membri organizzano i propri 
mercati dell’energia possono frenare 
l’ulteriore sviluppo del mercato interno 
dell’energia. Vi sono, infatti, 28 qua -
dri giuridici nazionali che, in pratica, 
formano un insieme eterogeneo di 
mercati locali, nazionali e regionali, 
piuttosto che un mercato interno 
dell’energia. Sebbene l’obiettivo 
dell’ unbundling  e di altre misure fosse 
quello di creare le condizioni normati -
ve per un mercato interno dell’energia, 
spesso non è emerso un mercato libe -
ralizzato e concorrenziale. Sviluppare 
ulteriormente il mercato interno dell’e -
nergia dell’UE, trovando modi pratici 
per far funzionare insieme tali mercati, 
rimane una sfida significativa. Il motivo 
è riconducibile al fatto che esistono 
diversi meccanismi di compravendita 
utilizzati nell’UE e i mercati dell’ener -
gia sono influenzati da vari interventi 
(paragrafi 39 e 43-46).
Raccomandazione 3  
Scambi trasparenti
La Commissione dovrebbe promuove -
re lo sviluppo diffuso di meccanismi 
di compravendita trasparenti per il 
gas e l’energia elettrica. Ciò dovrebbe 
includere l’agevolazione e il soste -
gno alla creazione di borse negli Stati 
membri che ne sono attualmente 
sprovvisti o in cui predominano i mec -
canismi di scambio tra imprese (B2B).
60 Conclusioni e raccomandazioni
118  
I codici di rete sono norme tecniche 
miranti a fornire una base per l’in -
teroperabilità tecnica all’interno dei 
sistemi di trasmissione di energia elet -
trica e gas nell’UE. I codici stabiliscono 
norme tecniche comuni che dovrebbe -
ro garantire il libero flusso di energia 
attraverso le frontiere. Sebbene siano 
stati compiuti recentemente progressi 
con l’approvazione dei codici di rete 
per il gas, nessuno dei codici di rete 
per l’energia elettrica è stato finora 
approvato in via definitiva tramite le 
procedure di comitato. Alcuni codici 
di rete non ancora approvati in via 
definitiva vengono adottati da parte 
di Stati membri nel quadro di iniziati -
ve regionali per l’attuazione precoce 
(paragrafi 47-51).
Raccomandazione 4  
Approvazione e attuazione 
dei codici di rete
La Commissione dovrebbe accelerare 
le procedure di comitato, al fine di 
garantire l’approvazione dei codici di 
rete per l’energia elettrica entro il 2015. 
Dovrebbe inoltre incoraggiare l’ACER 
e le REGST a sostenere un’attuazione 
precoce dei codici di rete da parte de -
gli Stati membri nel quadro di iniziati -
ve di cooperazione regionale.119  
Nonostante i progressi compiuti, gli 
effetti completi sui prezzi dei mercati 
interni dell’energia non sono ancora 
stati realizzati, e permangono signifi -
cative differenze di prezzo dell’energia 
tra gli Stati membri.
120  
I prezzi all’ingrosso dell’energia elettri -
ca non hanno assunto una traiettoria 
convergente nell’UE, con sostanziali 
differenze evidenti anche tra alcuni 
Stati membri limitrofi. Al fine di stimo -
lare la compravendita transfrontaliera 
dell’energia elettrica, l’UE ha fissato il 
seguente valore-obiettivo: le intercon -
nessioni di energia elettrica transfron -
taliere degli Stati membri dovrebbero 
essere pari ad almeno il 10 % della loro 
capacità produttiva installata. Tutta -
via, questo valore-obiettivo, essendo 
incentrato sullo sviluppo delle infra -
strutture piuttosto che essere basato 
sulla dinamica della domanda, non 
è pertinente al fine di realizzare la con -
vergenza dei prezzi (paragrafi 59-64).
121  
Anche se l’attuale modello di riferi -
mento per il gas, basato sulle compra -
vendite tramite  hub , dovesse essere 
attuato, potrebbe avere solo un effetto 
limitato sui prezzi medi all’ingrosso 
del gas. La costruzione di importanti 
gasdotti in tutta l’UE come modo per 
agevolare lo sviluppo di scambi con -
correnziali tramite hub  in tutta Europa 
richiederebbe notevoli investimenti. 
Inoltre, in alcuni casi potrebbe non 
esistere una giustificazione econo -
mica per operare in tale direzione. 
Esistono modi alternativi di introdurre 
la concorrenza nei mercati del gas, 
ad esempio tramite l’installazione in 
posizioni strategiche di terminali GNL 
che servano uno o più mercati nazio -
nali (paragrafi 65-71).
61 Conclusioni e raccomandazioni
Raccomandazione 5  
Modelli di sviluppo 
del mercato 
e delle infrastrutture 
dell’energia elettrica 
e del gas
La Commissione dovrebbe:
a) prendere in considerazione la 
fissazione di obiettivi riguardanti 
l’interconnessione elettrica  sulla 
base delle necessità del mercato 
piuttosto che sulla capacità di pro -
duzione fissa a livello nazionale;
b) rivalutare i potenziali costi e bene -
fici del modello di riferimento per 
il gas  e appurare, alla luce della 
domanda incerta, se vi siano al -
ternative alla costruzione su vasta 
scala di gasdotti, come ad esem -
pio l’installazione di terminali 
GNL strategicamente posizionati 
per servire uno o più mercati 
nazionali utilizzando soluzioni 
compatibili con il mercato interno 
dell’energia. Ciò dovrebbe basar -
si su una valutazione completa 
delle necessità a livello dell’UE 
(cfr.  raccomandazione 7 ).
Le infrastrutture energetiche 
in Europa non sono 
in genere ancora adatte 
a mercati completamente 
integrati e quindi 
attualmente non forniscono 
un’effettiva sicurezza 
dell’approvvigionamento 
energetico
122  
Le infrastrutture all’interno di molti 
Stati membri e tra di essi non sono an -
cora adatte al mercato interno dell’e -
nergia. In pratica, la capacità infrastrut -
turale insufficiente all’interno di uno 
Stato membro può frenare potenziali 
importazioni ed esportazioni e la 
misura in cui uno Stato membro può 
agire come paese di transito. Perman -
gono lacune anche nelle infrastrutture transfrontaliere di trasmissione di gas 
e di energia elettrica tra Stati membri 
(paragrafi 73-81).
Raccomandazione 6  
Utilizzo ottimale 
delle infrastrutture 
esistenti
La Commissione dovrebbe:
a) individuare le infrastrutture 
energetiche transfrontaliere non 
utilizzate in tutto il loro potenziale 
a sostegno del mercato interno 
dell’energia, o perché sono vinco -
late a contratti bilaterali a lungo 
termine che non consentono 
accesso di terze parti, o perché le 
loro capacità tecniche, come i flus -
si inversi, non sono utilizzate;
b) lavorare con le parti interessate 
negli Stati membri al fine di miglio -
rare la misura in cui tali infrastrut -
ture sono effettivamente utilizzate 
su base continua a beneficio del 
mercato interno dell’energia;
c) valutare i vantaggi dell’istituzione 
di gestori dei sistemi di trasmis -
sione (GST) regionali come mezzo 
per incoraggiare e gestire in modo 
efficiente i flussi di energia attra -
verso le frontiere, traendo il mag -
gior beneficio dalle infrastrutture 
esistenti.
123  
Una valutazione esaustiva delle neces -
sità in termini di infrastrutture energe -
tiche a livello dell’UE è necessaria per 
indirizzare le decisioni sullo sviluppo 
del mercato interno dell’energia e la 
sicurezza dell’approvvigionamento 
energetico (paragrafo 82). Con impor -
tanti investimenti energetici necessari 
in tutta l’UE, una tale analisi completa 
è uno strumento fondamentale per 
indirizzare i fondi UE e altri fondi nel 
settore (paragrafi 82, 84 e 99). Allo 
stato attuale, gli strumenti di pianifi -
cazione utilizzati dalla Commissione, 
62 Conclusioni e raccomandazioni
principalmente gli elenchi dei progetti 
di interesse comune e i piani decen -
nali di sviluppo della rete, presentano 
limiti importanti (paragrafi 85-87). La 
Commissione, inoltre, non dispone di 
un modello avanzato di sviluppo del 
mercato per effettuare la necessaria 
analisi delle necessità (paragrafo 83).
Raccomandazione 7  
Elaborazione di una 
valutazione completa 
delle necessità 
infrastrutturali 
a livello dell’UE
La Commissione dovrebbe:
a) elaborare una valutazione esau -
stiva delle necessità in termini di 
infrastrutture energetiche a livello 
dell’UE, ai fini dello sviluppo del 
mercato interno dell’energia; ciò 
dovrebbe servire da riferimento 
per altri documenti, quali i piani 
decennali di sviluppo della rete 
(PDSR);
b) a sostegno della valutazione delle 
necessità, porre in essere, al suo 
interno o presso l’Agenzia per 
la cooperazione dei regolatori 
dell’energia (ACER), una struttura 
capace di modellizzare i mercati 
dell’energia, con una vasta gamma 
di proiezioni della domanda;
c) lavorare con la REGST dell’ener -
gia elettrica e le REGST del gas di 
modo che la valutazione delle ne -
cessità apporti un contributo alla 
pianificazione delle infrastrutture 
relative al mercato interno dell’e -
nergia nell’UE, compresi i PDSR.124  
Lo sviluppo di infrastrutture energeti -
che transfrontaliere richiede la coo -
perazione fra Stati membri limitrofi. 
In questo contesto, il finanziamento 
di progetti, la ripartizione dei costi e 
l’ottenimento delle autorizzazioni per 
la pianificazione potrebbero essere 
problematici. Vi sono state esperienze 
positive in tutta l’UE di cooperazio -
ne regionale nel settore energetico 
emergenti sotto forma di iniziative di 
natura sia politica che tecnica. Alcune 
delle attività di coordinamento della 
Commissione hanno registrato risultati 
positivi (cfr. paragrafi 88-93).
Il sostegno finanziario dell’UE 
nel settore delle infrastrutture 
energetiche ha contribuito 
solo in maniera limitata allo 
sviluppo del mercato interno 
dell’energia e alla sicurezza 
dell’approvvigionamento 
energetico
125  
Un’insufficiente attribuzione di priorità 
ai progetti ha ridotto l’efficacia dei 
finanziamenti dell’UE per le infrastrut -
ture energetiche. La Commissione ha 
utilizzato diversi elenchi di progetti 
specifici come metodo per attribuire 
priorità agli investimenti a carico del 
bilancio dell’UE e individuare progetti 
ammissibili al finanziamento. Tuttavia, 
la Commissione non ha definito questi 
elenchi sulla base di una valutazione 
completa a livello dell’UE delle neces -
sità di sviluppo infrastrutturale. Ciò 
comporta dei rischi che minano l’utilità 
di tali elenchi come strumenti per 
definire le priorità degli investimenti 
e l’assegnazione mirata dei fondi UE 
(paragrafi 100-103).
63 Conclusioni e raccomandazioni
Raccomandazione 8  
Ottimizzazione dell’uso 
degli elenchi di PIC
La Commissione dovrebbe perfezio -
nare le proprie procedure di pianifica -
zione e, in particolare, la definizione 
delle priorità e il finanziamento di 
progetti di interesse comune (PIC) 
alla luce di una valutazione completa 
delle necessità in termini di infra -
strutture energetiche a livello dell’UE 
(cfr.  raccomandazione 7 ).
126  
I principali strumenti di finanzia -
mento dell’UE a favore di progetti 
infrastrutturali nel settore dell’ener -
gia, ossia l’EEPR, il meccanismo per 
collegare l’Europa e i Fondi strutturali 
e di investimento europei, non sono 
concepiti in primo luogo per rafforzare 
il mercato interno dell’energia, e que -
sto emerge chiaramente, per alcuni 
aspetti, dal modo in cui sono attuati. 
Il finanziamento CEF non è legato 
a riforme del mercato dell’energia, e le 
condizioni che riguardano lo sviluppo 
del mercato dell’energia non sono sta -
te incluse negli accordi di partenariato 
per i fondi SIE per il periodo 2014-2020 
(paragrafi 104-109).Raccomandazione 9  
Corretto e costante 
funzionamento 
del mercato interno 
dell’energia come 
condizione per il 
finanziamento dei progetti 
di infrastrutture 
energetiche nell’UE
La Commissione dovrebbe formulare 
proposte legislative su come subordi -
nare le proprie decisioni di ammettere 
a finanziamento progetti di infrastrut -
ture energetiche al corretto e costante 
funzionamento del mercato interno 
dell’energia negli Stati membri.
Vi sono esempi di progetti di infra -
strutture energetiche finanziati dall’UE 
che hanno avuto un effetto positivo 
sul mercato interno dell’energia e sulla 
sicurezza dell’approvvigionamento. 
Tuttavia, l’impatto di molti altri pro -
getti è stato finora limitato. Questo 
perché alcuni sono stati incentrati sulle 
necessità dello sviluppo del mercato 
interno; pochi sono stati completati 
e resi operativi; per alcuni, i problemi 
di capacità negli Stati membri limitrofi 
ne hanno frenato l’uso; e l’efficienza 
di alcuni progetti è limitata, perché 
si cerca di sviluppare infrastrutture 
supplementari accanto a infrastrutture 
esistenti (paragrafi 109-112).
La presente relazione è stata approvata dalla Sezione II, presieduta 
da Henri GRETHEN, membro della Corte dei conti europea, a Lussemburgo, 
nella riunione del 21 ottobre 2015.
 Per la Corte dei conti europea
 Vítor Manuel da SILVA CALDEIRA
 Presidente

64
 Allegati Allegato Ia) Prezzi medi al dettaglio dell’energia elettrica inclusivi di tasse per i clienti 
domestici: 1° trimestre 2015, in centesimi di euro per kWh
> 22,0119,01 – 22,00 14,01 – 1 9,00 < 14,00Grigio: non UEPrezzi per kWh (eurocent)
 14,54
 20,23 18,26 17,67
 13,12 16,23 11,33
 9,31 13,17 19,37 15,84
 12,66
 14,43
 ,7912
 14,59
 ,3520
 24,21 12,47 17,41
 29,74 30,83
 18,08
 20,80 24,35 19,11
 22,53 22,33 10,06
Nota:  L’accessibilità dei prezzi al consumo è una questione separata, che dovrebbe essere valutata nel contesto del livello di reddito netto 
 disponibile in ciascuno Stato membro. Come indicato al paragrafo 23, il presente audit non verte sulla «povertà energetica».
Fonte:  Commissione europea.
65 Allegati Allegato Ib) Prezzi medi dell’energia elettrica al netto di IVA e delle tasse non recuperabili 
per i clienti industriali: 1° trimestre 2015, in centesimi di euro per kWh
 > 14,01 12,01 – 14,00  9,01 – 12,00 < 9,00 Grigio: non UE Prezzi per kWh (eurocent)
13,8010,24
16,09
15,439,568,628,61
8,358,966,977,44
8,87
8,38
8,27
11,15
10,95
17,0210,9514,94
15,828,47
10,23
10,8513,5212,84
12,0412,3510,06
Fonte:  Commissione europea.
66 Allegati Allegato IIStima dei prezzi di approvvigionamento del gas degli Stati membri dell’UE: 
media annua 2014 (euro per MWh)
Fonte:  Corte dei conti europea, sulla base delle informazioni fornite dall’ACER. Cipro e Malta non hanno attualmente mercati del gas e pertanto 
non sono presi in considerazione. 
 Prezzo hub  Prezzi all’importazione dichiarati alla frontiera 
 
   
        
 
 
  
  
 
  
    
   26,4Sud  
24,7Nord  
27,822,1
24,1
31,8 26,227,0 25,724,724,0 23,923,7
23,924,127,628,8
32,0
29,3
35,3
25,1
26,7
30,9
28,224,3
26,4
28,927,625,4
25,0
67 Allegati Allegato IIIPartecipazione degli Stati membri ai gruppi di lavoro dell’ACER, 
gennaio 2013 - maggio 2015
Comitato 
dei regolatoriGruppo di lavoro 
per l’energia 
elettricaGruppo di lavoro 
per il gasGruppo di lavoro 
per l’attuazione, il 
monitoraggio e  l’a-
nalisi comparativaGruppo di lavoro 
per l’integrità 
e la trasparenza 
dei mercati
N. di riunioni tenute 22 24 25 24 20
Austria 22 24 25 19 20
Germania 22 23 25 17 19
Regno Unito 22 24 24 15 20
Francia 20 23 24 17 20
Belgio 22 21 25 24 11
Spagna 22 19 25 19 17
Svezia 22 23 21 17 19
Portogallo 22 24 25 5 16
Italia 22 20 21 11 16
Paesi Bassi 22 24 22 6 16
Polonia 21 22 25 2 16
Ungheria 22 18 22 0 19
Danimarca 22 21 16 6 11
Finlandia 22 21 15 0 16
Repubblica ceca 22 13 9 4 19
Irlanda 22 14 14 0 12
Lussemburgo 19 8 9 0 14
Slovenia 18 0 8 0 7
Croazia 15 3 5 1 4
Grecia 20 1 5 0 2
Lituania 18 1 3 0 2
Lettonia 16 0 6 0 1
Malta 22 0 0 0 0
Romania 18 1 2 0 1
Estonia 18 0 0 0 0
Cipro 14 0 0 0 0
Bulgaria 2 0 0 0 0
Slovacchia 1 0 0 0 0
68
Raccomandazione 1
La Commissione accetta la raccomandazione.
I servizi della Commissione hanno dichiarato che la 
garanzia del rispetto delle regole del terzo pacchetto 
costituisce una priorità per il 2015. I controlli di con -
formità sull’attuazione del terzo pacchetto sono stati 
completati in tutti i 28 Stati membri e sono state por -
tate all’attenzione delle autorità degli Stati membri 
interessati tutte le potenziali questioni di incompati -
bilità con la normativa sul mercato interno.
Raccomandazione 2 a)
Questa raccomandazione è rivolta agli Stati membri. 
La Commissione, tuttavia, concorda con la racco -
mandazione ed eserciterà un particolare controllo 
sull’indipendenza delle ANR nel corso della valuta -
zione di conformità delle regole del terzo pacchetto 
per il mercato interno dell’energia.
Raccomandazione 2 b)
La Commissione accetta la raccomandazione e sta 
considerando la possibilità di rafforzare gli attuali 
poteri dell’ACER, anche nei confronti degli Stati 
membri, per adeguarli alle realtà del mercato interno 
più integrato.
Raccomandazione 3
La Commissione accetta la raccomandazione.
Per affrontare il problema dello scarso volume di 
compravendita attraverso le borse, la Commissione 
ha adottato alcuni regolamenti per il settore del gas 
e dell’energia elettrica che renderanno obbligatoria 
l’instaurazione di borse per l’energia [ad esempio, 
i regolamenti «CAM» (meccanismi di assegnazione 
di capacità) e «Bilanciamento» per il gas e il regola -
mento «CACM» (allocazione della capacità e gestione 
della congestione), che stabilisce le regole per 
l’accoppiamento dei mercati («market coupling») 
a livello dell’UE, per l’energia elettrica]. Inoltre, è in 
corso l’attuazione del regolamento (UE) n. 1227/2011 
del Parlamento europeo e del Consiglio concernente 
l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia 
all’ingrosso (REMIT).Sintesi
IV
La Commissione sottolinea l’importanza di 
un buon funzionamento del mercato dell’e -
nergia elettrica e del gas ai fini della sicurezza 
dell’approvvigionamento.
V
La comunicazione «Progressi verso il completamento 
del mercato interno dell’energia», COM(2014) 634 
final, ha riconosciuto che l’Europa sta compiendo 
progressi verso il completamento del mercato 
interno dell’energia. Gli scambi transfrontalieri si 
stanno intensificando, le energie rinnovabili sono 
sempre più integrate con successo nel sistema 
e sono iniziati i lavori per favorire la diffusione delle 
reti intelligenti e facilitare la produzione distribuita. 
Risulta anche chiaro, tuttavia che i lavori non sono 
stati ancora completati; esistono ostacoli che si 
frappongono al corretto funzionamento del mercato. 
Il progetto dell’Unione dell’energia mira ad affron -
tare questi ostacoli. La Commissione ha adottato 
misure concrete per eliminare le ultime barriere nel 
mercato interno dell’energia, in particolare nella sua 
iniziativa sull’assetto del mercato.
Per quanto riguarda l’infrastruttura energetica, 
è importante osservare che:
— l’infrastruttura energetica dovrebbe essere 
finanziata dal mercato, vale a dire dalle tariffe 
all’utenza approvate da autorità di regolamen -
tazione indipendenti; il sostegno finanziario 
a carico del bilancio dell’UE dovrebbe pertan -
to rappresentare l’eccezione piuttosto che la 
regola;
— laddove il sostegno finanziario è stato concesso, 
la sicurezza dell’approvvigionamento è miglio -
rata significativamente in alcune regioni (cfr. gli 
esempi relativi all’EEPR menzionati nell’osser -
vazione della Corte al paragrafo 103 o i diversi 
progetti esaminati ai fini dell’audit che hanno 
beneficiato del cofinanziamento del CEF o dei 
fondi SIE, menzionati nelle osservazioni della 
Corte ai paragrafi 109-111).Risposte  
della Commissione
Risposte della Commissione 69
VII
La Commissione è dell’avviso che l’infrastruttura 
transeuropea debba essere migliorata per produrre 
pienamente i propri effetti sul mercato interno 
dell’energia. La Commissione riconosce l’urgenza di 
una valutazione completa delle necessità infrastrut -
turali a livello dell’UE, ma desidera altresì sottolineare 
come esista ampiamente una pianificazione infra -
strutturale a livello dell’UE e come essa informi le 
politiche della Commissione. Pur essendo necessaria 
un’ottimizzazione delle procedure e degli strumenti, 
vi è già un’adeguata valutazione degli interventi 
necessari in termini di infrastrutture energetiche 
europee di base. Cfr. la risposta della Commissione 
alla raccomandazione 7 e al paragrafo 82.
Raccomandazione 6 a)
La Commissione accetta la raccomandazione. La 
Commissione ha già iniziato a intraprendere azioni 
in tal senso, in particolare mediante l’attività del 
gruppo ad alto livello sull’interconnessione del gas 
nell’Europa centrale e sudorientale, il cui scopo è il 
coordinamento degli sforzi per facilitare lo sviluppo 
di un’infrastruttura transfrontaliera e transeuropea 
che diversifichi le forniture di gas alla regione, non -
ché l’attuazione di norme armonizzate.
Raccomandazione 6 b)
La Commissione accetta la raccomandazione. La Com -
missione sta già agendo in tal senso nel quadro delle 
iniziative regionali, che hanno tra i principali obiettivi 
quello di affrontare le strozzature (fisiche o regola -
mentari) esistenti nell’infrastruttura transfrontaliera.
Raccomandazione 6 c)
La Commissione accetta la raccomandazione.
La cooperazione fra i GST è già stata resa obbligato -
ria in numerose norme di attuazione («codici di rete») 
concernenti la gestione delle reti e la compravendita 
di energia.
Nel contesto dell’iniziativa sull’assetto del mercato 
dell’energia elettrica, la Commissione sta esplorando 
la possibilità di migliorare la cooperazione e con -
dividere le responsabilità fra i GST, sulla base del 
concetto delle iniziative regionali di coordinamento 
della sicurezza, in particolare in regioni strettamente 
collegate, come primo passo verso una maggiore 
integrazione dei GST a livello regionale.Raccomandazione 4
La Commissione accetta la raccomandazione.
Il commissario per l’Azione per il clima e l’energia ha 
dichiarato che l’adozione dei codici di rete costituisce 
una priorità. La Commissione si è adoperata attiva -
mente, collaborando con regolatori, GST e altre parti 
interessate, per riformulare i codici di rete proposti 
in modo da garantirne la neutralità e assicurarne 
un’attuazione effettiva. Otto dei dieci codici di rete 
proposti per l’energia elettrica dovrebbero essere 
votati dal comitato entro la fine del 2015.
La Commissione promuove attivamente l’attuazione 
precoce dei codici di rete nel quadro delle iniziative 
di cooperazione regionali.
Raccomandazione 5 a)
La Commissione accetta la raccomandazione.
Mentre l’attuale obiettivo del 10% entro il 2020 
è basato sulla capacità di produzione, si terrà conto 
degli aspetti dei costi e del potenziale di scambi 
commerciali che svolgeranno un ruolo importante 
nella definizione dell’obiettivo di interconnessione 
entro il 2030 a livello regionale o nazionale. Si 
aggiungerà così la necessaria flessibilità per ade -
guare l’obiettivo di interconnessione minima del 15% 
per l’energia elettrica entro il 2030 alle esigenze del 
mercato.
Raccomandazione 5 b)
La Commissione accetta la raccomandazione.
Il piano decennale di sviluppo della rete di trasporto 
del gas (PDSR) 2015 fornisce già una valutazione 
adeguata delle necessità infrastrutturali in una serie 
di scenari relativi a domanda futura, prezzi, sviluppo 
infrastrutturale e altri aspetti. L’analisi mostra chia -
ramente che non tutti i progetti pianificati saranno 
necessari. L’attuale processo dei PIC si basa su questa 
valutazione. Inoltre, ai fini di una migliore valuta -
zione delle necessità del mercato del gas dell’UE, 
sono iniziati i lavori preparatori su una strategia 
dell’UE per il gas naturale liquefatto (GNL) e lo 
stoccaggio del gas e la Commissione pubblicherà la 
propria strategia per il gas naturale liquefatto e lo 
stoccaggio del gas nel gennaio 2016.
Risposte della Commissione 70
Ad esempio, la selezione dei progetti PIC mira a indi -
viduare i progetti che contribuiscono maggiormente 
al conseguimento degli obiettivi della politica ener -
getica dell’UE (accessibilità, sicurezza dell’approvvi -
gionamento, sostenibilità).
Entro la fine del 2016 sarà realizzata un’analisi 
più solida delle necessità, che combini sia il mer -
cato dell’energia elettrica sia quello del gas. Cfr. la 
risposta della Commissione alla raccomandazione 7, 
punto a).
Per quanto riguarda il finanziamento, in sede di 
selezione delle azioni ammesse a beneficiare del 
sostegno finanziario, per i progetti per i quali è stata 
individuata la necessità di un sostegno pubblico si 
tiene anche conto della maturità e di altri criteri di 
valutazione. La Commissione lavora a stretto con -
tatto con la BEI e le altre parti interessate per raffor -
zare l’assistenza tecnica allo scopo di migliorare la 
riserva di progetti di interesse strategico. Non sono 
previste, pertanto, ulteriori azioni.
Raccomandazione 9
La Commissione non accetta la raccomandazione.
La Commissione è fermamente convinta che per 
garantire l’efficacia del mercato interno dell’energia 
sia necessario avanzare di pari passo a livello di infra -
struttura e a livello di regolamentazione del mercato. 
Tuttavia, l’imposizione di una rigida condizionalità 
sarebbe troppo difficile da fare rispettare e rischia di 
essere pregiudizievole per lo sviluppo delle infra -
strutture necessarie.Raccomandazione 7 a)
La Commissione accetta la raccomandazione.
La Commissione si è già adoperata in tal senso. La 
Commissione ha lavorato costantemente all’ela -
borazione dei PDSR e (dal 2013) alla relativa analisi 
costi-benefici. Inoltre, l’articolo 11, paragrafo 8, del 
regolamento TEN-E dispone che entro il 31 dicembre 
2016 le REGST elaborino e trasmettano congiun -
tamente alla Commissione e all’ACER un modello 
(interconnesso) di rete dell’elettricità e del gas. La 
Commissione farà in modo che ciò avvenga entro 
i termini prescritti.
Raccomandazione 7 b)
La Commissione accetta parzialmente la 
raccomandazione.
La creazione di capacità interne di analisi e di model -
lizzazione potrebbe avere notevoli implicazioni in 
termini di risorse per la Commissione o per l’ACER. 
L’esternalizzazione di queste capacità alle REGST, 
sotto il controllo e la supervisione dell’ACER e della 
Commissione, potrebbe essere considerata una 
valida alternativa.
Raccomandazione 7 c)
La Commissione accetta la raccomandazione.
Le analisi costi-benefici dell’intero sistema energe -
tico, alla base della pianificazione e della valutazione 
delle necessità e dei PDSR, sono realizzate dalle 
REGST in stretta collaborazione sia con la Commis -
sione sia con l’ACER.
Raccomandazione 8
La Commissione accetta parzialmente la 
raccomandazione.
Per quanto riguarda l’attribuzione di priorità, la 
Commissione rammenta che il miglioramento delle 
procedure di pianificazione si inserisce nel mecca -
nismo di cooperazione regolare con tutte le parti 
interessate.
Risposte della Commissione 71
dell’energia richieda una stretta collaborazione fra 
UE e Stati membri/governi nazionali.
Risposta della Commissione comune 
ai paragrafi da 14 a 18
Per quanto riguarda l’infrastruttura energetica, 
l’interconnessione dei sistemi europei di trasporto 
dell’energia elettrica e del gas è sempre maggiore, 
ma sono ancora necessari importanti investimenti 
infrastrutturali. Entro la fine del 2015 saranno com -
pletati 13 progetti tra quelli contenuti nel primo 
elenco dell’Unione di progetti di interesse comune 
(PIC) per il gas e l’energia elettrica. Poco più di 100 
PIC sono nella fase del rilascio delle autorizzazioni 
e potrebbero entrare nella fase di costruzione 
a breve. Anche se la maggior parte degli investi -
menti nell’infrastruttura energetica è realizzata dal 
settore privato, sono disponibili strumenti appositi 
dell’UE per contribuire al superamento di ulteriori 
sfide finanziarie. Sin dal lancio del meccanismo per 
collegare l’Europa (CEF) nel 2014, sono stati stanziati 
796 milioni di euro sotto forma di sovvenzioni per 
proposte relative a progetti di infrastruttura nel 
settore dell’energia in tutta l’Europa. È disponibile 
un sostegno complementare anche a titolo dei Fondi 
strutturali e di investimento europei (fondi SIE). 
Inoltre, il Fondo europeo per gli investimenti stra -
tegici (FEIS) fornirà un ulteriore sostegno a progetti 
energetici di importanza strategica.
Per affrontare con maggiore efficacia i problemi 
infrastrutturali in alcune regioni dell’Europa, è stata 
rafforzata la cooperazione regionale fra gli Stati 
membri interessati. Ciò ha comportato l’istituzione 
di gruppi ad alto livello per l’interconnessione del 
gas e dell’energia elettrica nella penisola iberica 
e per l’interconnessione del gas nell’Europa centrale 
e sud-orientale (CESEC) nonché una riforma del 
gruppo ad alto livello per la regione del Mar Baltico 
(BEMIP). I gruppi dovrebbero proporre soluzioni con -
crete ai problemi infrastrutturali e garantire l’attua -
zione dei progetti pertinenti.Introduzione
03
Spetta in primis agli Stati membri applicare la legi -
slazione dell’UE e farla rispettare. La loro volontà di 
attuarla in modo completo e corretto è di estrema 
importanza. Attualmente, la responsabilità per 
l’elaborazione della legislazione e delle politiche in 
materia energetica che incidono sul mercato interno 
rimane dei governi nazionali. Anche in qualità di 
proprietari di imprese di fornitura e di trasporto di 
energia essi rimangono attori chiave nei mercati 
dell’energia dell’UE.
05
La Commissione ritiene che un mercato dell’energia 
realmente aperto, competitivo e ben interconnesso 
sia il miglior modo per garantire la sicurezza dell’ap -
provvigionamento energetico e consentire all’Eu -
ropa di effettuare la necessaria transizione verso un 
settore energetico a basse emissioni di carbonio nel 
modo più sicuro ed efficiente in termini di costi.
La Commissione, sostenuta dal Consiglio e dal Par -
lamento, ha pertanto sviluppato una strategia per 
un’Unione dell’energia e una parte importante di tale 
strategia riguarda l’impegno ad eliminare i principali 
ostacoli che si frappongono alla realizzazione di mer -
cati dell’energia più integrati in Europa.
Nell’ambito di questa strategia, la Commissione 
incrementerà i propri sforzi ai fini della piena attua -
zione della legislazione esistente in materia di ener -
gia e della legislazione correlata. La Commissione 
ha avviato altresì una revisione globale della legisla -
zione dell’UE in materia di energia, in particolare nel 
settore dell’energia elettrica («iniziativa sull’assetto 
del mercato»), al fine di adeguare le attuali norme del 
«terzo pacchetto» ove necessario per promuovere 
l’integrazione del mercato. Inoltre, ha avviato un pro -
cesso di revisione globale della normativa in materia 
di sicurezza dell’approvvigionamento.
13
Cfr. la risposta della Commissione al paragrafo 5.
La Commissione ritiene che, poiché gli Stati mem -
bri devono tenere conto degli effetti delle loro 
decisioni nazionali sui paesi limitrofi a norma del 
diritto dell’UE, l’organizzazione del mercato interno 
Risposte della Commissione 72
40
L’iniziativa della Commissione sull’assetto del mer -
cato avviata il 15 luglio 2015, COM (2015)340, mira 
esattamente a rafforzare il quadro giuridico per la 
cooperazione fra i GST.
44
La Commissione ritiene inoltre che, nell’attuale 
contesto, i meccanismi esistenti siano eterogenei. Per 
superare tale situazione, la Commissione ha adot -
tato delle norme per armonizzare i meccanismi di 
compravendita per il gas e l’energia elettrica. L’attua -
zione di queste norme è in corso (in particolare con 
l’adozione degli orientamenti in materia di alloca -
zione della capacità e di gestione della congestione 
(CACM) per l’energia elettrica e dei codici di rete di 
bilanciamento/orientamenti CAM/CMP per il gas) 
e ridurrà significativamente le carenze nell’attuale 
quadro giuridico sulla compravendita di energia.
46
La Commissione ritiene che la questione degli inter -
venti statali non coordinati nei mercati dell’energia 
sia uno dei maggiori ostacoli ad un mercato inte -
grato ed è pertanto della massima importanza per 
il funzionamento del mercato interno dell’energia 
nonché della sicurezza dell’approvvigionamento.  La 
Commissione ha delineato le questioni principali e le 
misure proposte nella comunicazione «Realizzare 
il mercato interno dell’energia elettrica e sfruttare 
al meglio l’intervento pubblico», C(2013) 7243 final, 
e nell’attuale iniziativa sull’assetto del mercato 
pone un’attenzione speciale sull’eliminazione degli 
interventi inutili (cfr. la comunicazione «Avvio del 
processo di consultazione pubblica sul nuovo assetto 
del mercato dell’energia», COM(2015) 340).
50 a)
La Commissione osserva che i GST nazionali, le ANR 
e gli Stati membri sono stati spesso restii a concor -
dare un adeguamento delle regole nazionali o regio -
nali esistenti a favore di una soluzione di compro -
messo che creerebbe un mercato regionale o a livello 
unionale più integrato/più ampio. La Commissione 
sta promuovendo l’ulteriore integrazione del mer -
cato interno dell’energia anche per i mercati che 
funzionano in modo adeguato affinché l’integrazione 
europea possa concretizzare appieno i vantaggi 
potenziali, vale a dire maggiore concorrenza, liqui -
dità e migliore sicurezza dell’approvvigionamento.Osservazioni
29 — Primo trattino
La creazione del mercato interno passa per gli Stati 
membri. Cfr. anche la risposta della Commissione 
al paragrafo 3. La loro azione determina l’effettiva 
eliminazione degli ostacoli agli scambi transfronta -
lieri di energia e il coordinamento della gestione del 
sistema con i paesi limitrofi. La Commissione può 
riuscire nel suo compito di creare un mercato interno 
dell’energia soltanto se può contare sull’attiva colla -
borazione degli Stati membri per l’eliminazione degli 
ostacoli agli scambi transfrontalieri.
32 — Terzo trattino
Le questioni relative alla protezione dei consumatori 
nel terzo pacchetto sono un altro aspetto importante 
che la Commissione controlla nelle sue verifiche in 
materia di recepimento e di conformità.
35
La Commissione ritiene che le soluzioni alle que -
stioni transfrontaliere controverse fra gli Stati mem -
bri diventino sempre più importanti. Quanto più 
i mercati diventano integrati, tanto più è necessaria 
un’autorità indipendente per moderare e risolvere in 
via definitiva i conflitti fra Stati membri concernenti 
le questioni di regolamentazione.
La Commissione continua ad incoraggiare tutti gli 
Stati membri a partecipare alle riunioni del gruppo di 
lavoro. Per garantire la trasparenza riguardo all’at -
tività del gruppo, le conclusioni delle riunioni sono 
messe a disposizione di tutti gli Stati membri.
Risposte della Commissione 73
51
La Commissione osserva che, in particolare nel set -
tore dell’energia elettrica, i GST e le ANR hanno par -
tecipato molto attivamente ai progetti di attuazione 
precoce dei codici di rete (cfr. ad esempio il processo 
volontario di accoppiamento dei mercati, le inizia -
tive di bilanciamento o i lavori dei centri regionali di 
coordinamento della sicurezza).
53
La Commissione collabora attivamente con la Bul -
garia per accelerare il processo di creazione di borse 
dell’energia affinché questo paese possa parteci -
pare appieno alla compravendita di energia a livello 
dell’UE («accoppiamento dei mercati»), anche con 
i paesi della Comunità dell’energia (che costituiscono 
insieme la «regione degli 8»).
54
La Commissione osserva che il quadro di monitorag -
gio REMIT istituito dal regolamento di esecuzione 
(UE) n. 1348/2014 non è ancora entrato in vigore 
per quanto riguarda la compravendita tra imprese 
(cosiddette «operazioni non standard»). Il regola -
mento copre finora soltanto le cosiddette «operazioni 
standard» (vale a dire operazioni in sedi di negozia -
zione). Le disposizioni che riguardano le operazioni 
«non-standard» (vale a dire operazioni bilaterali al di 
fuori delle sedi di negoziazione) entreranno in vigore 
nel marzo 2016.
59
La convergenza dei prezzi è al di sotto delle aspetta -
tive, soprattutto a causa di interventi statali ampia -
mente divergenti, che favoriscono forme molto 
diverse di approvvigionamento di energia elettrica. 
Tuttavia, le iniziative per il mercato interno, fra cui 
l’accoppiamento dei mercati, hanno incontestabil -
mente allineato i prezzi (cfr. la recente esperienza 
con l’accoppiamento dei mercati basato sui flussi) 
e hanno un ulteriore potenziale in tal senso, in 
particolare nei casi in cui gli Stati membri decidono 
a favore di un maggiore allineamento dei loro inter -
venti statali.
61
Il regolamento CACM, diventato giuridicamente vin -
colante in tutti gli Stati membri nell’agosto 2015, ha 
istituito meccanismi di compravendita armonizzati. 50 b)
L’adozione della normativa dell’UE su regole tecniche 
richiede cambiamenti nei sistemi nazionali consoli -
dati e impone pertanto la ricerca di compromessi fra 
i 28 Stati membri su questioni spesso complesse di 
gestione del sistema o di compravendita di energia, 
con significativi effetti di ripartizione. Ciò limita la 
capacità di pianificare con esattezza il tempo neces -
sario per giungere ai compromessi necessari.
La Commissione ha adottato misure per una piani -
ficazione chiara e trasparente pubblicando regolar -
mente il processo di adozione previsto.
50 c)
La Commissione sta prendendo in considerazione 
possibili miglioramenti per il processo di adozione 
dei codici di rete nel quadro dell’iniziativa per l’as -
setto del mercato.
50 d)
I codici di rete e gli orientamenti sono documenti 
della Commissione che mirano ad eliminare gli 
ostacoli agli scambi attraverso un allineamento delle 
regole di gestione del mercato e delle reti.
Spetta alla Commissione garantire che i progetti 
di testi proposti dalla REGST dell’energia elettrica 
e dall’ACER siano conformi al diritto dell’UE, siano 
neutrali rispetto a tutte le parti interessate e non si 
limitino a confermare lo status quo, ma favoriscano 
un reale progresso per il mercato interno dell’energia 
(cfr. la risposta della Commissione al paragrafo 50, 
punto a)).
Nel caso dei codici proposti per l’energia elettrica, 
la Commissione ha dovuto lavorare intensamente 
sui testi proposti prima di poterli adottare come 
normativa dell’UE. Il processo di adozione pertanto 
è durato più di quanto inizialmente previsto, anche 
a causa della notevole importanza economica e dei 
possibili effetti distributivi delle norme adottate. Il 
tempo impiegato per riformulare i codici e negoziare 
con gli Stati membri e le parti interessate la necessità 
di dotarsi di una normativa ambiziosa è stato ben 
investito, dato che l’adozione dei codici favorirà un 
reale progresso in termini di armonizzazione.
Risposte della Commissione 74
su una valutazione approfondita delle necessità 
infrastrutturali, che include anche la domanda. La 
frequenza del loro aggiornamento, ogni due anni, 
garantisce che i piani rispecchino l’evoluzione della 
domanda e dei modi di produzione. Sulla base di 
questi piani e avvalendosi della metodologia dell’a -
nalisi costi benefici del sistema energetico, prevista 
nel regolamento TEN-E, vengono selezionati i pro -
getti da inserire nell’elenco dell’Unione dei progetti 
di interesse comune (PIC). Il processo di selezione dei 
PIC si svolge su una base solida e trasparente.
83
Tenuto conto delle limitazioni in termini di organico 
(limitazioni che conosce anche l’ACER), la Commis -
sione ritiene che la modellizzazione dell’infrastrut -
tura e lo sviluppo di una serie di scenari potrebbero 
essere effettuati dalle REGST, sotto lo stretto con -
trollo della Commissione e dell’ACER.
Va osservato che la versione 2014 del PDSR per 
l’energia elettrica prevede già quattro scenari. La 
metodologia e lo sviluppo di scenari possono essere 
migliorati e aggiornati, e a tal proposito sia la Com -
missione sia l’ACER collaborano a stretto contatto 
con le REGST.
84
Il finanziamento si basa non soltanto su una valuta -
zione approfondita delle necessità (dall’alto verso il 
basso), ma deve essere valutato e verificato neces -
sariamente rispetto a specifici requisiti. In sede di 
valutazione di progetti specifici, la maturità è uno 
dei criteri principali unitamente ai vantaggi che il 
progetto offrirà alla regione in cui è situato. Ciò vale 
sia per gli strumenti finanziari sia per le sovvenzioni.
86 - Quarto trattino
I PDSR non devono corrispondere completamente 
ai piani nazionali dato che mirano ad essere molto 
più che un elencazione di tutti i piani nazionali. Si 
incentrano sullo sviluppo delle infrastrutture tran -
seuropee che servono agli obiettivi portanti, ossia 
l’integrazione del mercato, la sicurezza dell’approvvi -
gionamento e la sostenibilità.
87
La pianificazione deve basarsi su serie di dati com -
pleti, affidabili e validi. L’acquisizione di questi dati, La Commissione concorda che una completa conver -
genza dei prezzi è ancora ostacolata da altri fattori 
(fra cui mancanza di interconnessione, interventi 
statali non coordinati in vari Stati membri ecc.).
64
La Commissione concorda sul fatto che qualsi -
asi regolamentazione dei prezzi dell’energia che 
consente di praticare prezzi inferiori ai costi vada 
scartata ed ha sollevato la questione nelle discussioni 
con gli Stati membri, nonché nell’ambito di proce -
dimenti di infrazione. La Corte di giustizia europea 
ha di recente accolto un ricorso della Commissione 
contro la regolamentazione dei prezzi (C-36/14).
70
In seno alla Commissione è stato istituito un diparti -
mento che si occupa del monitoraggio del mercato 
e delle previsioni energetiche. La Commissione 
riconosce che la propria capacità di elaborare analisi 
complesse è limitata a causa di vincoli in termini di 
risorse. Accoglierebbe con favore un rafforzamento 
delle proprie capacità.
In ogni caso, la Commissione potrebbe doversi avva -
lere di esperti esterni.
75
Lo strumento principale per aiutare gli Stati membri 
a raggiungere l’obiettivo del 10% consiste nell’indi -
viduare progetti di interesse comune pertinenti e nel 
sostenerne l’attuazione. Ad esempio, una buona 
parte del piano d’azione dell’iniziativa regionale 
nell’Europa sud-orientale è dedicata all’incremento 
del livello di interconnessione fra il mercato dell’e -
nergia elettrica della penisola iberica e quello 
continentale.
82
La Commissione riconosce l’urgenza di una valu -
tazione completa delle necessità infrastrutturali 
a livello dell’UE, ma desidera sottolineare altresì 
come questo lavoro di pianificazione delle infrastrut -
ture sia ampiamente in corso a livello dell’UE e come 
informi già le politiche della Commissione.
I piani decennali di sviluppo della rete di trasporto 
del gas (PDST) preparati dalla rete europea dei 
gestori dei sistemi di trasporto (REGST) sono basati 
Risposte della Commissione 75
domanda sulla base di una serie di criteri di selezione 
che tengono conto degli obiettivi politici nonché 
degli aspetti tecnici e finanziari.
104
La Commissione ammette che ritardi nell’attuazione 
dei progetti hanno impedito al programma EEPR di 
favorire rapidamente la crescita economica.
Tuttavia, i vantaggi a lungo termine sono apprez -
zabili, soprattutto per quanto riguarda la sicurezza 
dell’approvvigionamento.
Sono stati completati tutti i progetti relativi ai flussi 
inversi e alle interconnessioni nell’Europa centrale 
e sud-orientale, tranne uno, migliorando così in 
misura significativa la resilienza della rete del gas 
dell’UE in caso di interruzioni dell’approvvigiona -
mento simili a quella fronteggiata agli inizi del 2009.
Il progetto «Nordbalt 02» ha contribuito al comple -
tamento del necessario potenziamento della rete di 
trasmissione lituana per facilitare il flusso di energia 
elettrica lungo l’interconnettore. «Estlink 2» ha colle -
gato la rete estone/rete baltica al mercato dell’ener -
gia elettrica nordico attraverso un cavo sottomarino 
verso la Finlandia.
Una nuova connessione via cavo sottomarino fra 
l’Italia e Malta ha messo fine all’isolamento della rete 
maltese dal resto dell’Europa.
109
Per i programmi operativi del periodo 2014-2020, 
soltanto sei Stati membri hanno scelto la priorità 
d’investimento a titolo del FESR legata, fra l’altro, al 
miglioramento della sicurezza dell’approvvigiona -
mento attraverso lo sviluppo di sistemi intelligenti 
di stoccaggio e di trasmissione dell’energia. Nella 
legislazione relativa a questa priorità d’investimento 
è prevista una specifica condizionalità ex ante che 
garantisce la coerenza con altre parti importanti 
della legislazione sul mercato interno dell’energia 
e con il quadro dei PIC. Per ciascuno degli obiettivi 
specifici concordati sono definiti indicatori di risul -
tato nei programmi operativi pertinenti (piuttosto 
che negli accordi di partenariato), compresi indicatori 
di risultato relativi ad aspetti del mercato interno 
dell’energia.in particolare dai promotori dei progetti, ma anche 
dagli Stati membri, è una delle sfide principali della 
prossima serie di PDSR.
90
La Commissione ha dichiarato che l’integrazione 
regionale dei mercati è uno strumento chiave per 
compiere progressi nel mercato interno dell’energia. 
La Commissione continuerà a sostenere attivamente 
e a sviluppare ulteriormente le iniziative regionali 
in tutti i settori del mercato interno (ad esempio 
infrastruttura, compravendita di energia, gestione 
del sistema, adeguatezza della produzione, regimi di 
sostegno per le energie rinnovabili), senza perdere 
di vista l’obiettivo finale di un mercato integrato 
a livello di UE.
100
Sia per il gas che per l’energia elettrica, il processo 
di elaborazione dei piani decennali di sviluppo della 
rete da parte delle rispettive REGST fornisce una 
valida topografia del fabbisogno di investimenti nella 
rete a livello europeo.
Su tale fabbisogno si fondano procedure come l’e -
lenco dei PIC. Tuttavia, va ricordato che i progetti pri -
oritari o importanti dal punto di vista strategico non 
richiedono necessariamente finanziamenti a livello 
dell’UE. Altre barriere non finanziarie (ad esempio il 
rilascio di autorizzazioni) sono spesso più importanti. 
Il processo dei PIC mira ad affrontare tali barriere. Se 
esistono ostacoli specifici correlati all’aspetto finan -
ziario, allora si prende in considerazione il sostegno 
a titolo del bilancio dell’UE (ad esempio nell’ambito 
del meccanismo per collegare l’Europa). Questo 
perché in genere gli elenchi non sono elaborati al 
solo fine di gerarchizzare gli investimenti a carico del 
bilancio dell’UE.
103
L’elenco di progetti di interesse comune si basa 
su una valutazione completa che viene migliorata 
perfezionando vari aspetti dell’analisi costi benefici 
(ad esempio come valutare la sicurezza dell’approv -
vigionamento). In base alla legislazione in vigore 
sul meccanismo per collegare l’Europa, la presenza 
sull’elenco è una condizione preliminare per otte -
nere il sostegno finanziario. Tuttavia, la decisione di 
concedere il sostegno è adottata, conformemente 
all’attuale quadro giuridico, dopo avere esaminato la 
Risposte della Commissione 76
Raccomandazione 1
La Commissione accetta la raccomandazione.
I servizi della Commissione hanno dichiarato che 
fare rispettare le regole del terzo pacchetto costitu -
isce una priorità per il 2015. I controlli di conformità 
sull’attuazione del terzo pacchetto sono stati com -
pletati in tutti i 28 Stati membri e sono state portate 
all’attenzione delle autorità degli Stati membri inte -
ressati tutte le potenziali questioni di incompatibilità 
con la normativa sul mercato interno.
Raccomandazione 2 a)
Questa raccomandazione è rivolta agli Stati membri. 
La Commissione, tuttavia, concorda con la racco -
mandazione ed eserciterà un particolare controllo 
sull’indipendenza delle ANR nel corso della valuta -
zione di conformità delle regole del terzo pacchetto 
per il mercato interno dell’energia.
Raccomandazione 2 b)
La Commissione accetta la raccomandazione e sta 
considerando la possibilità di rafforzare gli attuali 
poteri dell’ACER anche nei confronti degli Stati mem -
bri per adeguarli alle realtà del mercato più integrato.
Raccomandazione 3
La Commissione accetta la raccomandazione.
Per affrontare il problema dello scarso volume di 
compravendita attraverso le borse, la Commissione 
ha adottato alcuni regolamenti per il settore del gas 
e dell’energia elettrica che renderanno obbligatoria 
l’instaurazione di borse per l’energia [ad esempio, 
i regolamenti «CAM» (meccanismi di assegnazione 
di capacità) e «Bilanciamento» per il gas e il regola -
mento «CACM» (allocazione della capacità e gestione 
della congestione), che stabilisce le regole per 
l’accoppiamento dei mercati («market coupling») 
a livello dell’UE, per l’energia elettrica]. Inoltre, è in 
corso l’attuazione del regolamento (UE) n. 1227/2011 
del Parlamento europeo e del Consiglio concernente 
l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia 
all’ingrosso (REMIT).Sostenere il passaggio ad un’economia a basse 
emissioni di carbonio, compresi investimenti nell’ef -
ficienza energetica, energia rinnovabile e reti di 
distribuzione intelligenti, è una priorità dei fondi 
SIE per il periodo 2014-2020, in particolare con gli 
stanziamenti minimi obbligatori per il FESR. Gli 
investimenti in altre infrastrutture energetiche, come 
l’eliminazione delle strozzature nelle infrastrutture 
di rete di base, sono importanti per determinati Stati 
membri. Tali investimenti, infatti, rappresentano in 
media circa lo 0,5% degli stanziamenti totali a titolo 
del FESR, FC e FSE, sia nel periodo dal 2007 al 2013 
sia nel periodo dal 2014 al 2020, ma in alcuni Stati 
membri la quota è maggiore (circa il 2%) e riflette le 
necessità e le priorità nazionali.
112 . b)
L’attuazione di tutti i progetti cofinanziati dal bilan -
cio dell’UE è monitorata da vicino e le richieste dei 
promotori dei progetti di modificare le decisioni di 
sovvenzione sono esaminate con attenzione e anche 
respinte laddove le argomentazioni presentate siano 
insufficienti.
Conclusioni e raccomandazioni
113
È importante osservare che: 
— le infrastrutture energetiche dovrebbero essere 
finanziate dalle tariffe all’utenza e dal merca -
to; il sostegno finanziario a carico del bilancio 
dell’UE dovrebbe quindi rappresentare l’ecce -
zione piuttosto che la regola;
— laddove il sostegno finanziario è stato concesso, 
la sicurezza dell’approvvigionamento è miglio -
rata significativamente in alcune regioni (cfr. gli 
esempi relativi all’EEPR menzionati nell’osser -
vazione della Corte al paragrafo 103 o a diversi 
progetti esaminati ai fini dell’audit che hanno 
beneficiato del cofinanziamento del CEF o dei 
fondi SIE, menzionati nelle osservazioni della 
Corte ai paragrafi 109-111).
Risposte della Commissione 77
Raccomandazione 5 b)
La Commissione accetta la raccomandazione.
Il piano decennale di sviluppo della rete di trasporto 
del gas (PDSR) 2015 fornisce già una valutazione 
adeguata delle necessità infrastrutturali in una serie 
di scenari relativi a domanda futura, prezzi, sviluppo 
infrastrutturale e altri aspetti. L’analisi mostra chia -
ramente che non tutti i progetti pianificati saranno 
necessari. L’attuale processo dei PIC si basa su questa 
valutazione. Inoltre, ai fini di una migliore valuta -
zione delle necessità del mercato del gas dell’UE, 
sono iniziati i lavori preparatori su una strategia 
dell’UE per il gas naturale liquefatto (GNL) e lo 
stoccaggio del gas e la Commissione pubblicherà la 
propria strategia per il gas naturale liquefatto (GNL) 
e lo stoccaggio del gas nel gennaio 2016.
Raccomandazione 6 a)
La Commissione accetta la raccomandazione.
La Commissione ha già iniziato ad attuare azioni 
in tal senso, in particolare mediante l’attività del 
gruppo ad alto livello sull’interconnessione del gas 
nell’Europa centrale e sudorientale, il cui scopo è il 
coordinamento degli sforzi per facilitare lo sviluppo 
di un’infrastruttura transfrontaliera e transeuropea 
che diversifichi le forniture di gas alla regione, non -
ché l’attuazione di norme armonizzate.
Raccomandazione 6 b)
La Commissione accetta la raccomandazione.
La Commissione sta già agendo in tal senso nel 
quadro delle iniziative regionali, che hanno tra 
i principali obiettivi quello di affrontare le strozzature 
(fisiche o regolamentari) esistenti nell’infrastruttura 
transfrontaliera.
Raccomandazione 6 c)
La Commissione accetta la raccomandazione.
La cooperazione fra i GST è già stata resa obbligato -
ria in numerose norme di attuazione («codici di rete») 
concernenti la gestione delle reti e la compravendita 
di energia.
Nel contesto dell’iniziativa sull’assetto del mercato 
dell’energia elettrica, la Commissione sta esplorando 
la possibilità di migliorare la cooperazione e ripartire Raccomandazione 4
La Commissione accetta la raccomandazione.
Il commissario per l’Azione per il clima e l’energia ha 
dichiarato che l’adozione dei codici di rete costituisce 
una priorità. La Commissione si è adoperata attiva -
mente, collaborando con regolatori, GST e altre parti 
interessate, per riformulare i codici di rete proposti 
in modo da garantirne la neutralità e assicurarne 
un’attuazione effettiva. Otto dei dieci codici di rete 
proposti per l’energia elettrica dovrebbero essere 
votati dal comitato entro la fine del 2015.
La Commissione promuove attivamente l’attuazione 
precoce dei codici di rete nel quadro delle iniziative 
di cooperazione regionali.
120
La convergenza dei prezzi è al di sotto delle aspetta -
tive, soprattutto a causa di interventi statali ampia -
mente divergenti, che favoriscono forme molto 
diverse di approvvigionamento di energia elettrica. 
Tuttavia, le iniziative per il mercato interno, fra cui 
l’accoppiamento dei mercati, hanno sicuramente 
allineato i prezzi (cfr. la recente esperienza con l’ac -
coppiamento dei mercati basato sui flussi) e hanno 
un ulteriore potenziale in tal senso, in particolare nei 
casi in cui gli Stati membri decidono a favore di un 
maggiore allineamento dei loro interventi statali.
Raccomandazione 5 a)
La Commissione accetta la raccomandazione.
Mentre l’attuale obiettivo del 10% entro il 2020 
è basato sulla capacità di produzione, si terrà conto 
degli aspetti dei costi e del potenziale di scambi 
commerciali che svolgeranno un ruolo importante 
nella definizione dell’obiettivo di interconnessione 
entro il 2030 a livello regionale o nazionale. Si 
aggiungerà così la necessaria flessibilità per ade -
guare l’obiettivo di interconnessione minima del 15% 
per l’energia elettrica entro il 2030 alle esigenze del 
mercato.
Risposte della Commissione 78
Su tale fabbisogno si fondano procedure come l’e -
lenco dei PIC. Tuttavia, va ricordato che i progetti pri -
oritari o importanti dal punto di vista strategico non 
richiedono necessariamente finanziamenti a livello 
dell’UE. Altre barriere non finanziarie (ad esempio il 
rilascio di autorizzazioni) sono spesso più importanti. 
Il processo dei PIC mira ad affrontare tali barriere. Se 
esistono ostacoli specifici correlati all’aspetto finan -
ziario, allora si prende in considerazione il sostegno 
a titolo del bilancio dell’UE (ad esempio nell’ambito 
del meccanismo per collegare l’Europa). Questo 
perché in generale gli elenchi non sono elaborati al 
solo fine di gerarchizzare gli investimenti a carico del 
bilancio dell’UE.
Raccomandazione 8
La Commissione accetta parzialmente la 
raccomandazione.
Per quanto riguarda la gerarchizzazione, la Commis -
sione rammenta che il miglioramento delle proce -
dure di pianificazione si inserisce nel meccanismo di 
cooperazione regolare con tutte le parti interessate.
Ad esempio, la selezione dei progetti PIC mira a indi -
viduare i progetti che contribuiscono maggiormente 
al conseguimento degli obiettivi della politica ener -
getica dell’UE (accessibilità, sicurezza dell’approvvi -
gionamento, sostenibilità).
Entro la fine del 2016 sarà realizzata un’analisi più 
solida delle necessità, che combini sia il mercato 
dell’energia elettrica sia quello del gas. Cfr. la risposta 
della Commissione alla raccomandazione 7, punto a).
Per quanto riguarda il finanziamento, in sede di 
selezione delle azioni ammesse a beneficiare del 
sostegno finanziario, per i progetti per i quali è stata 
individuata la necessità di un sostegno pubblico si 
tiene conto anche della maturità e di altri criteri di 
valutazione. La Commissione lavora a stretto con -
tatto con la BEI e le altre parti interessate per raffor -
zare l’assistenza tecnica allo scopo di migliorare la 
riserva di progetti di interesse strategico. Non sono 
previste, pertanto, ulteriori azioni.le responsabilità fra i GST, sulla base del concetto 
delle iniziative regionali di coordinamento della 
sicurezza, in particolare nelle regioni strettamente 
collegate, come primo passo verso una maggiore 
integrazione dei GST a livello regionale.
Raccomandazione 7 a)
La Commissione accetta la raccomandazione.
La Commissione si è già adoperata in tal senso. Ha 
lavorato costantemente all’elaborazione dei PDSR 
e (dal 2013) alla relativa analisi costi-benefici. Inoltre, 
l’articolo 11, paragrafo 8, del regolamento TEN-E 
dispone che entro il 31 dicembre 2016 le REGTS ela -
borino e trasmettano congiuntamente alla Commis -
sione e all’ACER un modello (interconnesso) di rete 
dell’energia elettrica e del gas. La Commissione farà 
in modo che ciò avvenga entro i termini prescritti.
Raccomandazione 7 b)
La Commissione accetta parzialmente la 
raccomandazione.
La creazione di capacità interne di analisi e di model -
lizzazione potrebbe avere notevoli implicazioni in 
termini di risorse per la Commissione o per l’ACER. 
L’esternalizzazione di queste capacità alle REGST, 
sotto il controllo e la supervisione dell’ACER e della 
Commissione, potrebbe essere considerata una 
valida alternativa.
Raccomandazione 7 c)
La Commissione accetta la raccomandazione.
Le analisi costi benefici dell’intero sistema energe -
tico, alla base della pianificazione e della valutazione 
delle necessità e dei PDSR, sono realizzate dalle 
REGST in stretta collaborazione sia con la Commis -
sione sia con l’ACER.
125
Sia per il gas che per l’energia elettrica, il processo 
di elaborazione dei piani decennali di sviluppo della 
rete da parte delle rispettive REGST fornisce una 
valida topografia del fabbisogno di investimenti nella 
rete a livello europeo.
Risposte della Commissione 79
126
Per quanto riguarda i fondi SIE, il FESR, nell’ambito 
dell’obiettivo tematico di promuovere un trasporto 
sostenibile e di eliminare le strozzature nelle infra -
strutture chiave della rete, è finalizzato a migliorare 
la sicurezza dell’approvvigionamento energetico sia 
a livello nazionale sia nei paesi limitrofi. La sicurezza 
dell’approvvigionamento è uno degli obiettivi del 
mercato interno. Le condizionalità ex ante per i fondi 
SIE, introdotte nel quadro regolamentare 2014-2020 
al fine di garantire l’efficacia e l’efficienza degli inve -
stimenti dei fondi SIE, contribuiscono a realizzare le 
riforme del mercato interno e a favorire una migliore 
attuazione dei progetti finanziati dai fondi SIE.
Il CEF prevede già obiettivi chiari per il mercato 
interno dell’energia, stabiliti nell’articolo 4 del regola -
mento. L’articolo 17, paragrafo 6, considera il comple -
tamento del mercato interno dell’energia uno degli 
obiettivi prioritari da conseguire attraverso i primi 
due programmi di lavoro.
Tuttavia, non è possibile condizionare il finanzia -
mento del CEF all’assenza/presenza di riforme 
del mercato interno dell’energia, come spiegato nella 
risposta della Commissione alla raccomandazione 9.
Raccomandazione 9
La Commissione non accetta la raccomandazione.
La Commissione è fermamente convinta che per 
garantire l’efficacia del mercato interno dell’energia 
sia necessario avanzare di pari passo a livello di infra -
struttura e a livello di regolamentazione del mercato. 
Tuttavia, l’imposizione di una rigida condizionalità 
sarebbe troppo difficile da fare rispettare e rischia di 
essere pregiudizievole per lo sviluppo delle infra -
strutture necessarie.

COME OTTENERE LE PUBBLICAZIONI DELL’UNIONE EUROPEA
Pubblicazioni gratuite:
  una sola copia:  
tramite EU Bookshop (http://bookshop.europa.eu);
  più di una copia o poster/carte geogra/f_iche:  
presso le rappresentanze dell’Unione europea (http://ec.europa.eu/represent_it.htm),  
presso le delegazioni dell’Unione europea nei paesi terzi (http://eeas.europa.eu/delegations/index_it.htm),  
contattando uno dei centri Europe Direct (http://europa.eu/europedirect/index_it.htm),  
chiamando il numero 00 800 6 7 8 9 10 11 (gratuito in tutta l’UE) (*).
(*)  Le informazioni sono fornite gratuitamente e le chiamate sono nella maggior parte dei casi gratuite  
(con alcuni operatori e in alcuni alberghi e cabine telefoniche il servizio potrebbe essere a pagamento).
Pubblicazioni a pagamento:
 tramite EU Bookshop (http://bookshop.europa.eu).
Tramite questo audit, la Corte ha cercato di stabilire se 
l’attuazione delle politiche relative al mercato interno 
dell’energia e la spesa dell’UE per infrastrutture 
energetiche abbiano effettivamente fornito i benefici della 
sicurezza dell’approvvigionamento energetico. L’obiettivo 
dell’UE di completare il mercato interno dell’energia entro 
il 2014 non è stato raggiunto. Le infrastrutture energetiche 
in Europa non sono in genere ancora concepite per 
mercati completamente integrati e quindi attualmente 
non forniscono un’effettiva sicurezza 
dell’approvvigionamento energetico. Il sostegno 
finanziario a carico del bilancio dell’UE nel settore delle 
infrastrutture energetiche ha contribuito solo in maniera 
limitata al mercato interno dell’energia e alla sicurezza 
dell’approvvigionamento energetico.
CORTE 
DEI CONTI
EUROPEA