COMMISSIONE EUROPEA Bruxelles, 15.12.2021 COM(2021) 804 final 2021/0424(COD) Proposta di REGOLAMENTO DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO sui mercati interni del gas rinnovabile e del gas naturale e dell'idrogeno

(rifusione) {SEC(2021) 431 final} - {SWD(2021) 455 final} - {SWD(2021) 456 final} - {SWD(2021) 457 final} - {SWD(2021) 458 final}



RELAZIONE 1.CONTESTO DELLA PROPOSTA •Motivi e obiettivi della proposta 1.1 Introduzione L'Unione europea si è prefissa l'ambizioso obiettivo di essere il primo continente a conseguire la neutralità climatica entro il 2050. A tal fine, gli Stati membri e il Parlamento europeo hanno convenuto, nella Normativa europea sul clima, di ridurre le emissioni di gas a effetto serra di almeno il 55 % entro il 2030. Al fine di conseguire questi obiettivi e, al tempo stesso, contribuire alla competitività, alla crescita e all'occupazione, il sistema energetico necessita di un cambiamento sistemico: occorre ridurre l'uso dei combustibili fossili, compreso il gas fossile, e aumentare le fonti rinnovabili. Oggi è pertanto necessario progettare una transizione ambiziosa del settore del gas verso gas a basse emissioni di carbonio e rinnovabili. Il gas fossile rappresenta circa il 95 % degli attuali combustibili gassosi utilizzati nell'UE. I combustibili gassosi attualmente rappresentano circa il 22 % del consumo energetico totale dell'UE (e di questo rappresentano il 20 % circa della produzione di energia elettrica dell'UE e il 39 % della produzione di calore). Secondo gli scenari pertinenti utilizzati nella valutazione d'impatto del piano per l'obiettivo climatico, la quota di combustibili gassosi rispetto al consumo energetico totale dell'UE nel 2050 ammonterebbe a circa il 20 %. I combustibili gassosi svolgeranno un ruolo importante nel mix energetico entro il 2050, rendendo necessaria la decarbonizzazione del settore del gas attraverso una progettazione lungimirante per mercati del gas decarbonizzati e competitivi. Nonostante il loro modesto contributo all'attuale mix energetico dell'UE, il biogas, il biometano, l'idrogeno rinnovabile e a basse emissioni di carbonio nonché il metano sintetico (tutti insieme gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio) rappresenterebbero circa i 2/3 dei combustibili gassosi nel mix energetico del 2050, mentre il gas fossile ottenuto con tecnologie di cattura, stoccaggio e utilizzo del carbonio rappresenterebbe la restante parte. La presente iniziativa, che è anch'essa parte del pacchetto "Pronti per il 55 %", riguarda l'assetto del mercato dei gas, compreso l'idrogeno. Essa eliminerà gli ostacoli normativi esistenti e creerà le condizioni affinché ciò avvenga in modo efficiente sotto il profilo dei costi. Si tratta di una parte importante del passaggio a un sistema energetico integrato che riduca al minimo i costi della transizione verso la neutralità climatica, in particolare per i consumatori, offrendo nuove opportunità per ridurre le bollette energetiche e maggiori possibilità di partecipare attivamente al mercato. Si prevede che l'idrogeno sarà utilizzato principalmente nei settori in cui l'elettrificazione non è un'opzione, tra cui l'attuale industria ad alta intensità energetica (ad esempio raffinerie, produzione di fertilizzanti, siderurgia) e alcuni settori del trasporto pesante (trasporto marittimo, aviazione, veicoli pesanti per il trasporto a lunga distanza). Lo sviluppo di infrastrutture dedicate all'idrogeno è necessario per poter sfruttare appieno il potenziale di questo vettore energetico in applicazioni d'uso finale specifiche. L'obiettivo della promozione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio è decarbonizzare questi settori, aumentare la flessibilità del sistema elettrico grazie alle tecnologie Power-to-X, rafforzare la sicurezza dell'approvvigionamento riducendo la dipendenza dalle importazioni di gas naturale e consentire lo stoccaggio (e la produzione) di energia elettrica. In tal modo è possibile collegare diversi settori dell'economia, in combinazione con altre forme di stoccaggio e flessibilità, come le batterie e la gestione della domanda. Ciò sosterrà inoltre l'autoproduzione e l'uso intelligente dell'approvvigionamento energetico geograficamente distribuito e contribuirà a una maggiore responsabilizzazione dei consumatori. I consumatori hanno inoltre bisogno di informazioni chiare e facilmente accessibili che li aiutino a modificare i modelli di consumo energetico e a passare a soluzioni rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, analogamente a quanto possono fare sul mercato dell'energia elettrica. Pur puntando a un livello massimo di idrogeno rinnovabile a partire dal 2030, nel breve e medio termine possono avere rilievo altre forme di gas a basse emissioni di carbonio, in particolare l'idrogeno a basse emissioni di carbonio, principalmente per ridurre rapidamente le emissioni derivanti dall'attuale produzione di idrogeno e sostenere la diffusione parallela e futura dell'idrogeno rinnovabile. In linea con la strategia per l'idrogeno dell'UE, la produzione di idrogeno rinnovabile nell'UE dovrebbe raggiungere 1 milione di tonnellate entro il 2024 e arrivare a 10 milioni di tonnellate entro il 2030, data a partire dalla quale l'idrogeno rinnovabile dovrebbe essere diffuso su larga scala e sostituire l'idrogeno a basse emissioni di carbonio. Per uno sviluppo efficiente e sostenibile dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e del mercato dell'idrogeno è necessario un adeguamento dell'assetto del mercato, in quanto attualmente i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio incontrano ostacoli normativi all'accesso al mercato e alla rete che rappresentano uno svantaggio comparativo rispetto al gas naturale. Inoltre per la creazione di un mercato del gas decarbonizzato che contribuisca alla transizione energetica sono necessarie quote significativamente più elevate di fonti di energia rinnovabili in un sistema energetico integrato, unitamente alla partecipazione attiva dei consumatori nei mercati competitivi. In tal modo i consumatori dovrebbero poter beneficiare di prezzi accessibili, di buoni livelli di servizio e di una scelta effettiva di offerte che rispecchi gli sviluppi tecnologici. È probabile che si diffondano in parallelo vari tipi di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, che si prevede si svilupperanno a ritmi diversi in tutta l'UE: ·un'infrastruttura basata sull'idrogeno integrerà progressivamente la rete per il gas naturale; ·un'infrastruttura del gas in cui il gas fossile sarà progressivamente sostituito da altre fonti di metano. Gli avvenimenti relativi all'aumento dei prezzi dell'energia ci hanno rammentato altresì che la resilienza del sistema energetico europeo è tanto più importante quanto più esso elimina gradualmente i combustibili fossili a favore di fonti rinnovabili più decentrate. Le disposizioni in materia di sicurezza dell'approvvigionamento e di preparazione ai rischi del settore del gas devono essere adatte alla transizione verso l'energia pulita. La comunicazione della Commissione sulla risposta all'aumento dei prezzi dell'energia (pacchetto di misure d'intervento e di sostegno) pone in evidenza l'interazione tra la sicurezza dell'approvvigionamento, l'uso ottimale delle capacità di stoccaggio e la volatilità dei prezzi dell'energia. 1.2 Obiettivi della proposta La presente iniziativa intende facilitare la penetrazione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nel sistema energetico, rendendo possibile una riduzione del ricorso al gas naturale e consentendo a questi nuovi gas di svolgere il loro ruolo, che è necessario per contribuire all'obiettivo della neutralità climatica dell'UE nel 2050. In tale contesto, l'iniziativa riguarda gli ambiti indicati di seguito. Scarso livello di coinvolgimento e tutela dei clienti nel mercato al dettaglio del gas verde. Affinché i nuovi gas svolgano appieno il loro ruolo nella transizione energetica, le norme sul mercato al dettaglio dovrebbero consentire ai clienti di compiere scelte rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, cosa che attualmente non avviene. Inoltre non esiste un sistema comune di terminologia e certificazione dell'UE per i combustibili e i gas a basse emissioni di carbonio. I mercati al dettaglio del gas presentano inoltre una concentrazione di mercato e bassi livelli di nuovi ingressi e di innovazione. Ciò impedisce ai clienti di beneficiare della concorrenza compiendo scelte a basse emissioni di carbonio. Per poter operare scelte energetiche sostenibili, i clienti hanno bisogno di informazioni sufficienti in merito all'energia che consumano e alla relativa provenienza, nonché di strumenti efficienti per partecipare al mercato. Gli Stati membri dovrebbero inoltre adottare le misure necessarie per tutelare i clienti vulnerabili e in condizioni di povertà energetica. Il mercato del gas decarbonizzato non dovrebbe essere sviluppato senza che essi siano in grado di beneficiarne appieno e rispondendo alle esigenze di tutte le generazioni, dai giovani agli anziani. Infrastrutture per l'idrogeno e mercati dell'idrogeno. L'attuale quadro normativo per i vettori energetici gassosi non affronta la questione della diffusione dell'idrogeno come vettore energetico indipendente attraverso reti a esso dedicate. A livello dell'UE non esistono norme sugli investimenti basati su tariffe nelle reti, né sulla proprietà e la gestione di reti riservate all'idrogeno. Inoltre non esistono norme armonizzate sulla qualità dell'idrogeno (puro). Di conseguenza esistono ostacoli allo sviluppo di un'infrastruttura transfrontaliera per l'idrogeno efficace sotto il profilo dei costi e di un mercato dell'idrogeno competitivo, che rappresentano un presupposto per la diffusione della produzione e del consumo di idrogeno. La presente proposta intende rimediare a tali carenze. Essa comprende una proposta relativa a un sistema di terminologia e certificazione per l'idrogeno a basse emissioni di carbonio e i combustibili a basse emissioni di carbonio.

Gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nelle infrastrutture e nei mercati del gas esistenti e sicurezza energetica. Attualmente i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio rappresentano una quota ridotta del mix energetico dell'UE. L'accesso al mercato all'ingrosso del gas, vale a dire i punti di scambio virtuali, rappresenta un presupposto fondamentale per dispiegarne il potenziale. Anche l'abolizione dei costi per gli scambi transfrontalieri di tali gas e l'agevolazione della connessione degli impianti di produzione miglioreranno le prospettive commerciali. Le differenze nei parametri di qualità del gas e nel volume di idrogeno miscelato nel sistema del gas naturale possono incidere sulla progettazione delle infrastrutture del gas, sulle applicazioni d'uso finale e sull'interoperabilità transfrontaliera del sistema, rischiando così di frammentare il mercato interno. Tuttavia le attuali norme sulla qualità del gas non sono adatte a far fronte agli sviluppi futuri. Per quanto riguarda il GNL, l'eliminazione degli ostacoli residui relativi all'accesso ai terminali GNL potrebbe aprire la strada all'importazione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio dall'estero, favorendo la decarbonizzazione del mercato del gas dell'UE. Infine, per preservare e rafforzare la resilienza nella transizione sono necessarie disposizioni adeguate in materia di sicurezza dell'approvvigionamento. Pianificazione della rete. Come indicato nella strategia per l'integrazione del sistema energetico della Commissione, la pianificazione e il funzionamento coordinati dell'intero sistema energetico dell'UE, che comprende molteplici vettori energetici, infrastrutture e settori di consumo, rappresentano un presupposto per il conseguimento degli obiettivi climatici per il 2050. Gli attuali schemi e pratiche di pianificazione della rete sono carenti, in quanto vi sono discrepanze tra il piano decennale di sviluppo della rete a livello dell'UE e i piani di sviluppo della rete nazionali. Un migliore collegamento tra tali piani consentirebbe lo scambio transnazionale di informazioni sull'utilizzo dei sistemi di trasporto. Sicurezza dell'approvvigionamento e stoccaggio. In risposta ai significativi aumenti dei prezzi dell'energia a livello dell'UE nell'autunno 2021, il Consiglio europeo ha invitato la Commissione a prendere rapidamente in considerazione misure a medio e lungo termine che aumentino la resilienza del sistema energetico dell'UE, comprese misure volte a migliorare la sicurezza dell'approvvigionamento. Per contribuire a una risposta tempestiva a questa crisi e a un'eventuale nuova crisi a livello dell'Unione, la presente proposta comprende misure specifiche per migliorare la cooperazione e la resilienza, in particolare per garantire un uso più efficace e coordinato delle disposizioni in materia di stoccaggio e di solidarietà operativa. Le misure sono volte a rafforzare tempestivamente la resilienza del sistema energetico dell'UE agli shock futuri e riguardano i provvedimenti di cui al presente regolamento e al regolamento (UE) 2017/1938 sulla sicurezza dell'approvvigionamento di gas. Al fine di garantire una risposta coerente, le misure in materia di sicurezza dell'approvvigionamento fanno parte della presente proposta legislativa e non sono presentate come una proposta legislativa distinta. Come indicato nella comunicazione sui prezzi dell'energia, del 13 ottobre 2021, dal titolo "Risposta all'aumento dei prezzi dell'energia: un pacchetto di misure d'intervento e di sostegno", il coordinamento della sicurezza dell'approvvigionamento a livello transfrontaliero è fondamentale per la resilienza agli shock futuri. Le misure proposte impongono agli Stati membri di includere esplicitamente gli impianti di stoccaggio nelle loro valutazioni dei rischi in materia di sicurezza dell'approvvigionamento a livello regionale, compresi i rischi connessi al controllo dello stoccaggio da parte di soggetti di paesi terzi. Gli Stati membri dovrebbero prendere in considerazione misure di stoccaggio attraverso la cooperazione regionale in caso di rischi non affrontati. La proposta definisce le condizioni per favorire la diffusione di appalti congiunti volontari per l'acquisto di riserve strategiche di gas da utilizzare in caso di emergenza. Sono inoltre introdotte misure per migliorare la trasparenza e l'accesso agli impianti di stoccaggio, affrontare i rischi di cibersicurezza del gas e agevolare gli accordi bilaterali di solidarietà tra gli Stati membri in caso di crisi. La Commissione incoraggia gli Stati membri a concludere accordi di solidarietà senza indugio affinché anche durante una grave crisi le famiglie ricevano il gas di cui hanno bisogno. •Coerenza con le disposizioni vigenti nel settore normativo interessato L'iniziativa proposta è strettamente collegata e complementare alle proposte legislative presentate nel contesto del pacchetto "Pronti per il 55 %" per l'attuazione del Green Deal europeo, tra cui quelle elencate di seguito. La direttiva riveduta sulle energie rinnovabili ("RED II"), che è il principale strumento dell'UE per la promozione dell'energia da fonti rinnovabili. Essa mira ad accelerare la penetrazione delle energie rinnovabili, compresi i gas rinnovabili, nel sistema energetico. La modifica proposta aumenta al 40 % l'obiettivo per le fonti rinnovabili nel mix energetico dell'UE e promuove la diffusione di combustibili rinnovabili, come l'idrogeno rinnovabile nell'industria e nei trasporti, con obiettivi aggiuntivi. In relazione a questa iniziativa, la RED II classifica l'idrogeno rinnovabile tra i "combustibili rinnovabili di origine non biologica" e i "combustibili da biomassa" che raggiungono una riduzione del 70 % delle emissioni di gas a effetto serra rispetto ai combustibili fossili, fissando sotto-obiettivi specifici per il consumo di idrogeno rinnovabile (il 50 % del consumo totale di idrogeno per uso energetico e come materia prima nell'industria entro il 2030 e il 2,6 % dell'energia fornita al settore dei trasporti). La direttiva sull'efficienza energetica e la correlata direttiva sulla prestazione energetica nell'edilizia, comprese le relative proposte di modifica, interagiscono con la presente iniziativa in quanto incidono sul livello e sulla struttura della domanda di gas. Le misure di efficienza energetica possono alleviare la povertà energetica e ridurre la vulnerabilità dei consumatori. Poiché i combustibili gassosi dominano attualmente la fornitura europea di energia per il riscaldamento e il raffrescamento e gli impianti di cogenerazione, il loro uso efficiente continua a rappresentare il fulcro delle misure di efficienza energetica. La direttiva sul gas e il regolamento sul gas sono coerenti con il principio dell'efficienza energetica al primo posto: un mercato unionale aperto e competitivo, con prezzi che rispecchiano i costi di produzione dei vettori energetici, i costi del carbonio e i costi e benefici esterni, offrirebbe un approvvigionamento efficiente d'idrogeno pulito e sicuro a utenti finali che sappiano apprezzarne il valore. Il regolamento TEN-E, quale proposto dalla Commissione nel dicembre 2020, mira a sostenere meglio la modernizzazione delle infrastrutture energetiche transfrontaliere d'Europa per il Green Deal europeo, introducendo l'infrastruttura per l'idrogeno come nuova categoria di infrastrutture per lo sviluppo della rete a livello europeo. La presente iniziativa è complementare alla proposta di regolamento TEN-E in quanto si concentra sull'allineamento dei piani nazionali ai requisiti del piano decennale di sviluppo della rete a livello europeo. Come annunciato nella strategia dell'UE per la riduzione delle emissioni di metano, la Commissione proporrà una legislazione per ridurre le emissioni di metano nel settore dell'energia. L'iniziativa cercherà di migliorare le informazioni relative a tutte le emissioni di metano legate all'energia. La presente iniziativa è complementare in quanto intende facilitare la penetrazione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, rendendo possibile una riduzione del ricorso al gas naturale. •Coerenza con le altre normative dell'Unione Il sistema di scambio di quote di emissione ("ETS") aumenta il prezzo dell'utilizzo di combustibili fossili rispetto ai gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e di conseguenza promuove la domanda di tali gas e gli investimenti nelle tecnologie di produzione correlate. La Commissione ha proposto il rafforzamento del trasporto marittimo e stradale e del settore dell'edilizia, compresi l'estensione al settore dell'aviazione e il relativo potenziamento. Tutti gli impianti di produzione di idrogeno sono inclusi nel sistema, così come gli elettrolizzatori con una capacità di produzione superiore a 25 tonnellate/giorno. Il fondo per l'innovazione, istituito dalla direttiva sul sistema di scambio di quote di emissione dell'UE (EU ETS) per il periodo 2021-2030, è uno degli strumenti di finanziamento a sostegno della transizione verso un'Europa climaticamente neutra entro il 2050. Il fondo per l'innovazione, istituito dalla direttiva EU ETS per il periodo 2021-2030, è uno degli strumenti di finanziamento a sostegno della transizione verso un'Europa climaticamente neutra entro il 2050. La revisione della direttiva sulla tassazione dell'energia si prefigge di allineare la tassazione dei prodotti energetici alle politiche dell'UE in materia di energia e clima, promuovere tecnologie pulite ed eliminare le esenzioni obsolete e le aliquote ridotte che attualmente incoraggiano l'uso di combustibili fossili. Ai sensi della direttiva riveduta, i prodotti contemplati dalla direttiva sono raggruppati e classificati in base alle loro prestazioni ambientali. Su tale base, la revisione fissa aliquote minime preferenziali di tassazione pari a 0,15 EUR/GJ (rispetto a 10,75 EUR/GJ per i combustibili fossili) per i combustibili a idrogeno rinnovabili e a basse emissioni di carbonio utilizzati come carburanti per motori. Per i combustibili a idrogeno rinnovabili e a basse emissioni di carbonio utilizzati come combustibili per riscaldamento, la direttiva riveduta fissa livelli minimi preferenziali di tassazione pari a 0,15 EUR/GJ (rispetto a 0,6 EUR/GJ per il gas naturale). Il regolamento riveduto su un'infrastruttura per i combustibili alternativi quale proposto dalla Commissione nel luglio 2021, che abrogherà la direttiva 2014/94/UE sulla realizzazione di un'infrastruttura per i combustibili alternativi, si prefigge di affrontare l'aumento delle emissioni nel trasporto su strada per sostenere la transizione verso un parco veicoli a emissioni quasi zero entro il 2050. Il regolamento impone agli Stati membri di ampliare la loro rete di infrastrutture di ricarica e rifornimento in linea con le vendite di autovetture a emissioni zero e di installare punti di ricarica e di rifornimento a intervalli regolari sulle principali autostrade. La revisione del regolamento sull'infrastruttura per i combustibili alternativi prevede la presenza di una stazione di rifornimento (min. 2 t/giorno, 700 bar) ogni 150 km nell'ambito della rete centrale TEN-T e in ogni nodo urbano entro il 2030; ciò comporterebbe circa 700 stazioni di rifornimento di idrogeno lungo i nodi di trasporto e 88 stazioni nei nodi urbani. La modifica del regolamento che definisce i livelli di prestazione in materia di emissioni di CO2 per autovetture e furgoni mira a garantire un percorso chiaro a partire dal 2025 verso trasporti a emissioni zero. Il regolamento definisce in particolare i veicoli a zero emissioni come veicoli elettrici a batteria, veicoli alimentati a celle a combustibile e altri veicoli alimentati a idrogeno e fissa un obiettivo di azzeramento delle emissioni medie dei parchi veicoli nuovi entro il 2030. La proposta FuelEU Maritime mira ad aumentare la quota di combustibili alternativi sostenibili a basse emissioni di carbonio e a zero emissioni di carbonio nel mix di combustibili del trasporto marittimo internazionale, tra cui: biocarburanti liquidi, elettrocarburanti liquidi, gas decarbonizzato (compresi bio-GNL e e-gas), idrogeno decarbonizzato e combustibili derivati dall'idrogeno decarbonizzato (compresi metano e ammoniaca). L'accento posto sui combustibili e sulle tecnologie per la produzione di energia elettrica dovrebbe consentire una riduzione significativa e rapida delle emissioni, utilizzando appieno le tecnologie e le infrastrutture esistenti insieme agli incentivi previsti da altre misure da proporre; faciliterà inoltre la definizione dei percorsi di decarbonizzazione per l'intero settore marittimo. La proposta REFuelEU Aviation, che mira a promuovere il potenziale ancora ampiamente non sfruttato dei carburanti sostenibili per ridurre l'impronta di gas a effetto serra del settore dell'aviazione. Al fine di ridurre significativamente le sue emissioni, il settore dell'aviazione dovrà ridurre l'attuale dipendenza dal carboturbo di origini fossili e fare sempre più affidamento sull'uso di carburanti sostenibili per l'aviazione negli anni a venire. La proposta fissa una quota minima dello 0,7 % di "carburanti sintetici per l'aviazione" nel carburante per l'aviazione fornito agli operatori aerei dove i "carburanti sintetici per l'aviazione" sono combustibili rinnovabili di origine non biologica, quali definiti nella direttiva sulle energie rinnovabili. 2.BASE GIURIDICA, SUSSIDIARIETÀ E PROPORZIONALITÀ •Base giuridica Gli obiettivi della presente iniziativa non possono essere conseguiti a livello nazionale. Le misure ivi previste mirano a promuovere i quattro obiettivi di cui all'articolo 194 del trattato sul funzionamento dell'Unione europea (TFUE), contribuendo nel contempo alla decarbonizzazione dell'economia dell'UE. Le misure previste devono essere adottate sulla base dell'articolo 194, paragrafo 2, TFUE in combinato disposto con l'articolo 114, paragrafo 1, TFUE. Nel settore dell'energia, l'UE ha una competenza concorrente ai sensi dell'articolo 4, paragrafo 2, lettera i), TFUE.

La presente iniziativa si basa anche su un'ampia serie di atti legislativi che sono stati adottati e aggiornati nel corso degli ultimi vent'anni. Allo scopo di creare un mercato interno dell'energia, tra il 1996 e il 2019 l'UE ha emanato quattro pacchetti legislativi consecutivi imperniati sulla liberalizzazione e l'integrazione dei mercati nazionali del gas e dell'energia elettrica. Tali disposizioni riguardano un'ampia gamma di aspetti, dall'accesso al mercato alla trasparenza, ai diritti dei consumatori, all'aumento della liquidità dei mercati del gas e all'indipendenza delle autorità di regolazione. •Sussidiarietà (per la competenza non esclusiva) Attualmente non esistono norme a livello dell'UE che disciplinino reti o mercati dedicati all'idrogeno, l'idrogeno a basse emissioni di carbonio e i combustibili a basse emissioni di carbonio. Alla luce degli sforzi attualmente compiuti a livello nazionale e dell'UE per promuovere l'uso dell'idrogeno rinnovabile in sostituzione dei combustibili fossili, gli Stati membri sarebbero incentivati ad adottare norme sul trasporto dell'idrogeno attraverso infrastrutture specifiche a livello nazionale. Ciò comporta il rischio di un panorama normativo frammentato in tutta l'UE, che potrebbe ostacolare l'integrazione delle reti e dei mercati dell'idrogeno nazionali, impedendo o scoraggiando gli scambi transfrontalieri di idrogeno. L'armonizzazione delle norme relative alle infrastrutture per l'idrogeno in una fase successiva (ossia dopo l'entrata in vigore della legislazione nazionale) comporterebbe un aumento degli oneri amministrativi per gli Stati membri oltre a incertezza e costi normativi maggiori per le imprese, in particolare per quanto riguarda gli investimenti a lungo termine nella produzione e nelle infrastrutture per il trasporto dell'idrogeno. La creazione di un quadro normativo a livello dell'UE per reti e mercati dedicati all'idrogeno favorirebbe l'integrazione e l'interconnessione dei mercati e delle reti nazionali dell'idrogeno. Le norme a livello dell'UE in materia di pianificazione, finanziamento e gestione di tali reti dedicate all'idrogeno genererebbero una prevedibilità a lungo termine per i potenziali investitori in questo tipo di infrastrutture a lungo termine, in particolare per le interconnessioni transfrontaliere (che potrebbero altrimenti essere soggette a normative nazionali diverse e potenzialmente divergenti). Per quanto riguarda il biometano, è probabile che senza un'iniziativa a livello dell'UE entro il 2030 esisterebbe ancora un mosaico normativo per quanto riguarda l'accesso ai mercati all'ingrosso, gli obblighi di connessione e le misure di coordinamento tra il gestore dei sistemi di trasporto e il gestore dei sistemi di distribuzione. Analogamente, senza una certa armonizzazione a livello dell'UE, i produttori di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio dovranno sostenere costi di connessione e di iniezione notevolmente diversi in tutta l'UE, con conseguenti disparità di condizioni. In assenza di ulteriori normative a livello dell'UE, gli Stati membri continuerebbero ad applicare norme sulla qualità del gas e sui livelli di miscelazione dell'idrogeno differenti, rischiando di limitare i flussi transfrontalieri e di segmentare il mercato. Le norme sulla qualità del gas continuerebbero a essere definite principalmente dai parametri di qualità del gas naturale, limitando l'integrazione dei gas rinnovabili nella rete. Tutti questi aspetti potrebbero ridurre gli scambi transfrontalieri di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, che potrebbero essere compensati da un aumento delle importazioni di gas naturale. L'utilizzo dei terminali GNL e le importazioni potrebbero continuare a essere limitati al gas naturale, anche se non sarebbe necessario alcun adeguamento dei terminali GNL nel caso in cui fossero disponibili biometano o metano sintetico competitivi provenienti da fonti esterne all'UE. La pianificazione della rete nazionale dovrà essere definita solo negli Stati membri in cui operano gestori di trasporto indipendenti e gestori di sistemi indipendenti certificati. Sebbene la maggior parte degli Stati membri disponga di un piano unico nazionale di sviluppo del gas nell'ambito del quale gli operatori del settore cooperano, la cooperazione intersettoriale è ancora limitata. La preparazione alle emergenze coordinata a livello dell'UE per l'attuale settore del gas si è dimostrata più efficiente della sola azione a livello nazionale. •Proporzionalità L'iniziativa è conforme al principio di proporzionalità. Essa rientra nell'ambito di applicazione dell'articolo 194 del trattato sul funzionamento dell'Unione europea. L'iniziativa politica è proporzionale alla dimensione e alla natura dei problemi definiti e al conseguimento degli obiettivi fissati. La proposta non va al di là di quanto necessario per conseguire l'obiettivo generale perseguito di agevolare la decarbonizzazione dei combustibili gassosi in modo concorrenziale al minor costo economico, garantendo nel contempo la sicurezza energetica e ponendo i consumatori al centro dei mercati dell'energia. Le opzioni prescelte sono considerate proporzionate e si basano, per quanto possibile, su approcci esistenti. L'equilibrio tra gli obblighi e la presa in considerazione delle diverse capacità di agire tra gli Stati membri e i soggetti privati è ritenuto appropriato tenendo conto della necessità di conseguire la neutralità climatica entro il 2050. •Scelta dell'atto giuridico Sulla base della valutazione globale dell'attuale quadro normativo per il mercato del gas, gli strumenti scelti sono una direttiva per la rifusione della direttiva 2009/73/CE e un regolamento per la rifusione del regolamento (CE) n. 715/2009. La scelta di una rifusione degli atti giuridici esistenti migliorerà la chiarezza giuridica. Il ricorso a un atto modificativo avrebbe potuto non essere adatto ad affrontare un'ampia serie di nuove disposizioni. La scelta degli strumenti richiede pertanto una revisione delle norme già adottate e attuate, come naturale evoluzione della legislazione vigente, alla luce di tali modifiche. Ulteriori atti dovranno essere modificati mediante il regolamento sul gas, quali: il regolamento sulla sicurezza dell'approvvigionamento (regolamento (UE) 2017/1938), il regolamento ACER (regolamento (UE) 2019/942) e il regolamento REMIT (regolamento (UE) n. 1227/2011). 3.RISULTATI DELLE VALUTAZIONI EX POST, DELLE CONSULTAZIONI DEI PORTATORI DI INTERESSI E DELLE VALUTAZIONI D'IMPATTO •Valutazioni ex post / Vaglio di adeguatezza della legislazione vigente L'entrata in vigore del terzo pacchetto Energia ha contribuito positivamente alla concorrenza e alle prestazioni dei mercati interni dell'energia. Tuttavia l'attuale quadro normativo per il gas si concentra sul gas naturale di origine fossile e non è totalmente pronto alla comparsa di alternative per i gas metano (compreso il gas naturale e il biometano), come l'idrogeno. È necessario un riesame dell'attuale quadro normativo per il mercato del gas, che è già stato annunciato nella comunicazione della Commissione europea su una strategia per l'idrogeno per un'Europa climaticamente neutra. Dato il diverso potenziale degli Stati membri dell'UE in termini di produzione di idrogeno rinnovabile e a basse emissioni di carbonio, un assetto del mercato adeguato potrebbe facilitare l'espletamento del ruolo dell'idrogeno quale vettore energetico e catalizzatore dell'integrazione del sistema energetico. Su tale base, sono stati individuati quattro principali fattori scatenanti all'interno dell'ambito problematico I della valutazione d'impatto: i) la decarbonizzazione determinerà la comparsa di una catena del valore dell'idrogeno europea basata su un mercato transfrontaliero dell'idrogeno; ii) la mancanza di investimenti nelle infrastrutture per l'idrogeno ostacola lo sviluppo del mercato; iii) le infrastrutture per l'idrogeno potrebbero costituire un monopolio naturale, con conseguenti strutture di mercato non competitive; iv) norme divergenti in materia di qualità dell'idrogeno possono ostacolare i flussi transfrontalieri e comportare costi aggiuntivi.

Le norme vigenti in materia di gas, incentrate sul gas naturale di origine fossile importato principalmente da paesi terzi, non tengono conto delle caratteristiche specifiche della produzione decentrata di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio all'interno dell'UE. Inoltre i volumi crescenti di biometano, idrogeno e anche di GNL incidono sulla qualità del gas e quindi sulla progettazione delle infrastrutture del gas e delle applicazioni d'uso finale. In particolare, la valutazione d'impatto riconosce cinque principali fattori scatenanti connessi a questo ambito problematico: i) le restrizioni all'accesso al mercato e alla rete per i produttori locali di biometano connessi alle reti di distribuzione, le divergenze tra le norme relative all'obbligo di connessione e ai costi di connessione alla rete per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e le tariffe di ingresso/uscita interne all'UE ostacolano la realizzazione di un mercato interno del gas dell'UE pienamente integrato, liquido e interoperabile; ii) le differenze nella qualità del gas e nei livelli di miscelazione dell'idrogeno possono avere un impatto negativo sui flussi transfrontalieri e sugli utenti finali, mentre le attuali norme sulla qualità del gas non sono adatte a far fronte agli sviluppi futuri; iii) terminali GNL attrezzati per ricevere principalmente gas naturale, accesso limitato ai terminali GNL per i nuovi gas; iv) i contratti di fornitura a lungo termine di gas naturale non soggetto ad abbattimento possono creare effetti di dipendenza dal gas naturale e ostacolare la fornitura di gas rinnovabili in vista del 2050; v) le attuali disposizioni in materia di sicurezza energetica affrontano solo i rischi connessi alla fornitura di gas naturale e non di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio. Per quanto riguarda la pianificazione della rete, la cooperazione tra i gestori dei sistemi di trasporto e i regolatori deve migliorare ulteriormente. La crescente penetrazione di fonti energetiche intermittenti richiede una migliore integrazione dell'intero sistema energetico e una maggiore interconnessione delle infrastrutture, sulla base di un approccio più olistico e inclusivo. La valutazione d'impatto delinea tre principali fattori scatenanti per questo ambito problematico: i) la pianificazione della rete varia tra gli Stati membri e i gestori dei sistemi di trasporto, con una pianificazione separata per l'energia elettrica e il gas; ii) manca trasparenza sul potenziale delle infrastrutture esistenti ai fini della riconversione o dello smantellamento; iii) i gestori dei sistemi di distribuzione non sono esplicitamente inclusi nella pianificazione del gestore dei sistemi di trasporto. Inoltre una strategia di sviluppo dei sistemi maggiormente armonizzata aumenterebbe ulteriormente le interconnessioni tra i sistemi dell'energia elettrica e dei gas, compreso l'idrogeno. Dalla valutazione è emerso che occorre migliorare la concorrenza affinché tutti i vantaggi dell'integrazione del mercato siano trasferiti ai consumatori dell'UE. Inoltre i consumatori non dispongono ancora degli strumenti necessari per partecipare attivamente al mercato. Le disposizioni in materia di tutela dei consumatori contenute nella legislazione esaminata si rivelano solo parzialmente adeguate allo scopo. In particolare, la tutela dei clienti vulnerabili è ancora disomogenea tra gli Stati membri e la povertà energetica continua a essere significativa in tutta l'UE. Coerentemente, nell'ambito problematico IV sono stati individuati tre fattori scatenanti di problemi: i) il potenziale non sfruttato in termini di concorrenza nei mercati al dettaglio; ii) l'insufficiente responsabilizzazione dei clienti in termini di cambio di fornitore, strumenti di confronto dei prezzi, informazioni sulla fatturazione, comunità dell'energia e accesso ai dati; e iii) l'inadeguata tutela dei consumatori, in particolare per i consumatori vulnerabili e in condizioni di povertà energetica. •Consultazioni dei portatori di interessi In linea con gli orientamenti per legiferare meglio, la Commissione ha svolto una vasta e inclusiva consultazione dei portatori di interessi sulla base di una strategia di consultazione che comprendeva vari metodi e strumenti. Tale strategia mirava a garantire che fossero presi in considerazione tutti gli elementi di prova pertinenti, compresi i dati relativi ai costi, all'impatto sociale e ai benefici dell'iniziativa. Sono stati utilizzati diversi strumenti di consultazione: una consultazione sulla valutazione d'impatto iniziale (tabella di marcia), una consultazione pubblica online basata su un questionario, una presentazione da parte della Commissione e i riscontri dei portatori di interessi, compreso il Forum dei regolatori per il gas, discussioni con gli Stati membri, con i deputati al Parlamento europeo e con le autorità nazionali di regolazione, nonché discussioni con i portatori di interessi in occasione di un apposito seminario di ampia portata. La Commissione ha ricevuto 263 risposte alla consultazione pubblica. In generale i rispondenti hanno confermato la necessità di rivedere la direttiva sul gas e il regolamento sul gas per contribuire al conseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione. Inoltre più del 60 % dei rispondenti si aspetta che i cambiamenti tecnologici e normativi necessari per la decarbonizzazione del mercato del gas abbiano il potenziale di creare nuovi posti di lavoro entro il 2030. Per quanto riguarda lo sviluppo delle infrastrutture e dei mercati dell'idrogeno, la maggioranza dei rispondenti è favorevole all'introduzione di una regolamentazione in una fase precoce per promuovere un mercato e infrastrutture dell'idrogeno ben funzionanti e competitivi. I rispondenti si sono espressi a favore di un quadro legislativo dell'UE che definisca i principi normativi fondamentali e adotti un approccio graduale. Un'ampia maggioranza è favorevole, ad esempio, all'accesso di terzi, a norme relative all'accesso alle condotte, ai terminali per l'importazione e allo stoccaggio dell'idrogeno, nonché alla separazione delle attività della rete. La maggior parte dei rispondenti ha sottolineato l'importanza di definire tempestivamente il ruolo dei privati nello sviluppo delle infrastrutture per l'idrogeno. Un'ampia maggioranza dei rispondenti ritiene inoltre che le reti private esistenti e future possano essere (temporaneamente) esentate da determinati requisiti normativi, ma che occorra garantire la convergenza su un quadro normativo unico. La stragrande maggioranza dei rispondenti ritiene che i diritti e gli obblighi di autorizzazione per le nuove infrastrutture per l'idrogeno dovrebbero essere analoghi a quelli attualmente applicabili alle condotte per il metano. Per quanto riguarda la promozione dell'accesso di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio al mercato e alle infrastrutture del gas esistenti, i portatori di interessi concordano sulla necessità di rivedere l'attuale quadro normativo per contribuire al conseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione. La maggioranza dei portatori di interessi ritiene importante garantire il pieno accesso al mercato e agevolare l'iniezione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nella rete del gas. Molti rispondenti sono favorevoli all'obbligo per i gestori di rete di collegare i produttori di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e di introdurre una riduzione degli oneri di iniezione. La maggior parte dei rispondenti è favorevole anche al miglioramento del quadro di trasparenza per i terminali GNL. Vi è inoltre un forte sostegno a favore di un'applicazione armonizzata delle norme sulla qualità del gas in tutta l'UE, di un coordinamento transfrontaliero rafforzato e di una maggiore trasparenza. I rispondenti non hanno un parere unanime sulla miscelazione dell'idrogeno, ma la maggioranza è concorde sul fatto che ciò possa rappresentare un primo passo rapido ed efficiente sotto il profilo dei costi, nonostante gli elevati costi tecnici, verso la decarbonizzazione del sistema energetico. Pochi portatori di interessi sostengono l'abolizione delle tariffe transfrontaliere all'interno dell'UE. La maggioranza dei rispondenti ritiene che le sfide in materia di sicurezza specifiche per il gas e le misure di cibersicurezza siano importanti. Per quanto riguarda la pianificazione di rete integrata, la maggior parte dei portatori di interessi è favorevole ad allineare le tempistiche del piano di sviluppo della rete con il piano decennale di sviluppo della rete, definendo un piano unico per il gas indipendentemente dal modello di separazione scelto. La maggioranza dei rispondenti si è dimostrata ancora più favorevole a uno scenario comune per l'energia elettrica e il gas. Un numero considerevole di portatori di interessi chiede l'inclusione di progetti per l'idrogeno nel piano di sviluppo della rete. La maggior parte dei portatori di interessi concorda sul ruolo dei gestori dei sistemi di distribuzione nel fornire e condividere informazioni, e diversi rispondenti sono favorevoli inoltre al fatto che i gestori dei sistemi di distribuzione presentino un proprio piano che preveda l'ottimizzazione dei sistemi nei diversi settori. I rispondenti hanno inoltre espresso preferenza nei confronti di un piano comune per il gas e l'energia elettrica rispetto a scenari comuni con piani separati. Vari portatori di interessi hanno sottolineato che l'opzione prescelta sarebbe un piano comune per il metano e l'idrogeno, con un piano distinto per l'energia elettrica. Per quanto riguarda il coinvolgimento e la tutela dei clienti nel mercato al dettaglio del gas verde, la maggioranza dei portatori di interessi si è espressa a favore di disposizioni relative ai cittadini e ai consumatori più ambiziose, tali da rispecchiare quelle del mercato dell'energia elettrica. Inoltre le disposizioni in materia di povertà energetica dovrebbero contribuire a garantire che i consumatori non paghino i costi del passaggio a opzioni basate sul gas pulito. I rappresentanti del settore privato sostengono i piani di eliminazione graduale dei prezzi regolamentati, mentre alcune organizzazioni dei consumatori preferirebbero mantenerli per tutelare i consumatori vulnerabili e in condizioni di povertà energetica. Quasi la metà dei rispondenti chiede un rafforzamento delle disposizioni in materia di comparabilità delle offerte e accessibilità dei dati, trasparenza, sistemi di misurazione intelligenti e passaggio a un altro fornitore. Nessun rispondente ha sostenuto l'approccio non normativo. •Assunzione e uso di perizie L'iniziativa proposta e la relativa valutazione d'impatto si basano su elementi di prova tratti dai contributi dei portatori di interessi alle ampie consultazioni condotte al riguardo, nonché sull'esame della letteratura e sulla modellizzazione. L'esame della letteratura comprendeva i risultati di una serie di studi tematici su elementi chiave, quale il ruolo delle infrastrutture, del mercato e della produzione dell'idrogeno e del gas decarbonizzato, che sono stati condotti per la valutazione d'impatto o che hanno a essa contribuito, nonché le valutazioni effettuate in relazione ad altre iniziative pertinenti della Commissione. Nell'analisi sono state prese in considerazione anche conclusioni adottate nel quadro di diversi forum dei portatori di interessi, soprattutto quello sulla regolamentazione del gas (Forum di Madrid) e quello sulla regolamentazione dell'energia elettrica (Forum di Firenze). Sono state prese in considerazione anche le discussioni con gli Stati membri, i deputati al Parlamento europeo, le autorità nazionali di regolazione e l'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (ACER) e le discussioni con altri portatori di interessi. •Valutazione d'impatto Conformemente agli orientamenti per legiferare meglio, la Commissione ha realizzato una valutazione d'impatto di diverse opzioni strategiche, sostenuta da una consultazione all'interno della Commissione mediante un gruppo direttivo interservizi. La valutazione d'impatto è stata presentata al comitato per il controllo normativo e ivi discussa. Il comitato per il controllo normativo ha emesso un parere favorevole con riserva. Le riserve sono state affrontate in particolare prestando attenzione agli aspetti seguenti: i) l'integrazione delle conclusioni della valutazione nella descrizione del problema; ii) la definizione del ruolo dell'iniziativa nell'ambito del quadro di sostegno al pacchetto "Pronti per il 55 %"; iii) la precisazione dello scenario di base dell'impatto delle opzioni strategiche; iv) una maggiore distinzione tra i diversi attori, in particolare tra i produttori e i consumatori di gas naturale e di idrogeno; v) una valutazione del modo in cui l'iniziativa può avere impatti diversi per le PMI rispetto ad altre imprese (di dimensioni maggiori); vi) una migliore presa in considerazione dei pareri discordanti e minoritari in tutta la relazione, anche nella definizione del problema, nell'elaborazione delle opzioni, nell'analisi degli impatti e nella selezione dell'opzione prescelta; vii) una migliore discorsività della relazione; e viii) il completamento delle tabelle relative a costi e benefici nel formato appropriato. Durante l'attività di valutazione d'impatto è stata presa in considerazione una serie di misure in quattro ambiti problematici al fine di affrontare i problemi individuati e i relativi fattori scatenanti, in modo tale da conseguire gli obiettivi dell'iniziativa: a seguito di una valutazione dell'efficacia, dell'efficienza, della coerenza e della proporzionalità, un pacchetto di opzioni prescelte è stato ritenuto il più adatto a contribuire agli obiettivi fissati. Ambito problematico I: infrastrutture per l'idrogeno e mercati dell'idrogeno L'ambito problematico I esamina le opzioni strategiche seguenti: appalto dei diritti per la gestione delle reti dell'idrogeno (opzione 1); introduzione di principi normativi fondamentali ispirati a quelli attualmente applicabili al mercato del gas naturale ma adeguati alla fase di sviluppo dei mercati dell'idrogeno (opzione 2); e istituzione di un regime normativo pienamente sviluppato per l'idrogeno (analogo a quello attualmente applicabile al settore del gas naturale) senza dover passare a un mercato dell'idrogeno più maturo (opzione 3). L'opzione prescelta è quella di introdurre fin dall'inizio principi normativi fondamentali, fornendo nel contempo chiarezza sul (futuro) regime normativo definitivo (opzione 2b "Principi normativi fondamentali con una visione"). Il principale vantaggio di questa opzione è che promuove l'integrazione del mercato, fornisce chiarezza agli investitori e consente di evitare la comparsa di strutture di mercato non competitive nonché i costi degli adeguamenti ex post delle norme una volta che il mercato sarà maturo, ma lascia la flessibilità necessaria per adeguare la regolamentazione alla progressiva espansione del settore dell'idrogeno. Ambito problematico II: gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nelle infrastrutture e nei mercati del gas esistenti e sicurezza energetica L'ambito problematico II contiene opzioni che promuovono l'accesso di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio al mercato e alle infrastrutture del gas esistenti. Tutte le opzioni prevedono anche un livello progressivo di intervento per affrontare le preoccupazioni in materia di sicurezza energetica, in particolare estendendo gli strumenti, le norme e le procedure esistenti ai gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, prevedendo una solidarietà effettiva e gestendo i rischi connessi alla cibersicurezza per il settore del gas. L'opzione 3, che consiste nel "consentire e promuovere il pieno accesso al mercato di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio", è l'opzione prescelta per l'ambito problematico II. Tale opzione prevede misure volte a sostenere l'accesso di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio al mercato all'ingrosso, ai terminali GNL e alla rete di trasporto (indipendentemente dal luogo di connessione), compresi sconti tariffari per l'iniezione nella rete e il trasporto transfrontaliero. La qualità del gas sarebbe disciplinata da un approccio armonizzato a livello dell'UE per i punti di interconnessione transfrontalieri, lasciando nel contempo flessibilità agli Stati membri. Il limite massimo consentito per le miscele di idrogeno è fissato al 5 % per tutti i punti transfrontalieri, un livello che è economicamente conveniente in termini di costi di adattamento e di abbattimento.

Consentire e promuovere il pieno accesso al mercato di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio: le misure previste sono coerenti con gli sforzi dell'Unione per la lotta ai cambiamenti climatici e sono necessarie per conseguire gli obiettivi del Green Deal europeo. Il vantaggio principale risiede nel fatto che le misure ridurranno i costi di produzione per i produttori di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e aumenteranno la concorrenza, la liquidità e gli scambi di gas rinnovabili, promuovendo al contempo una riduzione delle emissioni di gas a effetto serra. In tal modo i consumatori e i contribuenti trarranno beneficio, dato che il sostegno potrebbe essere ridotto. L'opzione prescelta ridurrà inoltre i rischi per la sicurezza energetica e consentirà di risparmiare tempo e risorse, ridurrà le incertezze, migliorerà l'efficienza delle misure di emergenza e rafforzerà i requisiti specifici in materia di sicurezza per le società del gas. Ambito problematico III: pianificazione della rete L'ambito problematico III esamina le opzioni relative alla pianificazione integrata della rete. L'opzione prescelta per l'ambito problematico III è l'opzione 2, che prevede una "pianificazione nazionale basata su scenari europei". Tale opzione consente una pianificazione nazionale che deve tuttavia essere basata su scenari comuni per il gas e l'energia elettrica, allineata con il piano decennale di sviluppo della rete e collegata al pertinente piano nazionale per l'energia e il clima. L'opzione in esame coinvolge tutti i soggetti interessati (gestori dei sistemi di distribuzione) e consente di individuare i gasdotti che possono essere utilizzati per la riconversione dal metano all'idrogeno a un livello di dettaglio che non sarebbe facilmente raggiungibile a livello europeo. Definire una pianificazione nazionale basata su scenari europei: il vantaggio fondamentale risiede nel fatto che in tal modo verrà meno il rischio che i gestori dei sistemi di trasporto dell'energia elettrica e del gas pianifichino l'evoluzione dei loro sistemi sulla base di ipotesi incompatibili. Tale opzione consente l'integrazione settoriale e la redazione di un piano di sistema concettuale, conservando al contempo i vantaggi di piani di sviluppo della rete settoriali più dettagliati. Essa garantisce una visione comune dei diversi portatori di interessi, il che implica che la pianificazione della rete tiene conto delle strategie di decarbonizzazione a livello nazionale e dell'UE, riducendo il rischio di potenziali dipendenze o attivi non recuperabili. Ambito problematico IV: scarso livello di coinvolgimento e tutela dei clienti nel mercato al dettaglio del gas verde L'ambito problematico IV contiene opzioni che presuppongono un approccio non normativo nel trattare la concorrenza e il coinvolgimento dei consumatori, oppure che richiedono di affrontare i fattori scatenanti dei problemi mediante una nuova legislazione che rispecchi in larga misura quanto già stabilito nel settore dell'energia elettrica. Alla luce dell'analisi l'opzione prescelta è l'opzione 2, che prevede una "legislazione flessibile" che rispecchi la tutela dei consumatori già presente sul mercato dell'energia elettrica e anche le disposizioni in materia di responsabilizzazione. È molto probabile che questa opzione sia la più efficace, efficiente e coerente con gli altri ambiti problematici. Il vantaggio principale risiede nel fatto che offrirà un notevole potenziale di risparmio e aiuterà nuovi fornitori e prestatori di servizi a entrare nel mercato e a sviluppare prodotti innovativi, con un conseguente aumento della concorrenza, del coinvolgimento dei consumatori e dei vantaggi economici. Tale opzione consentirebbe inoltre ai cittadini e alle comunità di aumentare l'accettazione sociale, mobilitare capitali privati e agevolare la diffusione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio. La riduzione del rischio di investimenti eccessivi avrà un impatto ambientale positivo. •Efficienza normativa e semplificazione Le proposte di modifica della legislazione vigente sono concepite in linea con le opzioni strategiche più efficaci sotto il profilo dei costi esaminate nella valutazione d'impatto. Si prevede che alcune delle opzioni prescelte aumenteranno i costi amministrativi, di attuazione e di applicazione per gli organismi di regolamentazione e gli operatori del mercato. Ad esempio, dalle misure proposte potrebbero scaturire maggiori scambi amministrativi tra le autorità nazionali di regolamentazione e gli shipper di gas naturale, maggiori sforzi di coordinamento tra gestori dei sistemi di distribuzione e gestori dei sistemi di trasporto e ulteriori sforzi di regolamentazione e attuazione per gli Stati membri e le autorità nazionali. Tuttavia il quadro modificato dovrebbe comportare anche costi di regolamentazione inferiori e più efficienti. Inoltre dalla valutazione d'impatto emerge che le misure proposte offrono le opzioni normative più efficaci sotto il profilo dei costi per conseguire l'obiettivo generale dell'iniziativa, segnatamente la definizione di norme per il trasporto, la distribuzione, la fornitura e lo stoccaggio di gas metano e idrogeno che possono sostenere la decarbonizzazione del sistema energetico garantendo nel contempo energia sicura e a prezzi accessibili. I costi normativi a breve termine che alcune delle misure prescelte comportano devono essere valutati alla luce dei costi e degli sforzi che un'integrazione e una decarbonizzazione tardive del sistema energetico richiederebbero nel lungo periodo. I benefici che le opzioni dovrebbero produrre in termini di sostegno alle fonti rinnovabili, integrazione del sistema energetico, tutela dei consumatori e sicurezza energetica supereranno ampiamente i costi amministrativi e di attuazione immediati. La proposta contribuisce inoltre a semplificare l'attuale quadro normativo armonizzando le disposizioni relative alle infrastrutture e al mercato del gas con la nuova architettura normativa concepita dal pacchetto Energia pulita per il settore dell'energia elettrica. Si prevede che un maggiore allineamento tra i settori vada a beneficio di molti ambiti normativi, in particolare la responsabilizzazione e la tutela dei consumatori, la governance e la vigilanza normativa. Contributi analoghi sono previsti anche nell'introduzione precoce di un quadro normativo per le infrastrutture e i mercati dell'idrogeno. Sebbene tali norme aumenteranno probabilmente i costi amministrativi e gli oneri normativi immediati per le autorità nazionali e gli operatori del mercato, si prevede che un'armonizzazione precoce dei principi normativi per l'idrogeno ridurrà notevolmente i futuri costi di conformità e consentirà di evitare il rischio di divergenze normative e di costi di attuazione sostanziali. •Diritti fondamentali Salvaguardare i valori dell'UE e i diritti fondamentali e la sicurezza dei cittadini in un contesto di energia verde e digitale in via di sviluppo è di fondamentale importanza. Le misure politiche proposte in materia di gestione dei dati sono state elaborate in quest'ottica, con l'obiettivo di garantire un accesso e un uso diffusi delle tecnologie digitali e dei servizi basati sui dati, garantendo nel contempo un elevato livello di diritto alla vita privata e alla protezione dei dati personali, come sancito dagli articoli 7 e 8 della Carta dei diritti fondamentali dell'UE e dal regolamento generale sulla protezione dei dati. 4.INCIDENZA SUL BILANCIO L'incidenza sul bilancio dell'UE associata alla proposta di cui al presente pacchetto riguarda le risorse umane dell'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (ACER) e della direzione generale (DG) per l'Energia della Commissione europea che sono indicate nella scheda finanziaria legislativa che accompagna la proposta della Commissione di rifusione del [regolamento sul gas]. In sostanza, i nuovi compiti che l'ACER dovrà svolgere, in particolare per quanto riguarda le norme che agevolano lo sviluppo di un settore dell'idrogeno competitivo, ma anche la crescente complessità dei mercati del gas dovuta a una quota crescente di gas diversi dal gas naturale, richiedono la progressiva introduzione nell'ACER di 21 ETP aggiuntivi a partire dal 2023. Per attuare le nuove norme proposte per un settore nuovo e in crescita, per integrare nuovi tipi di gas nel mercato e nelle infrastrutture del gas e per far rispettare le disposizioni rafforzate per i consumatori, anche le risorse umane della DG Energia devono essere integrate con cinque ETP aggiuntivi. 5.ALTRI ELEMENTI •Piani attuativi e modalità di monitoraggio, valutazione e informazione Il monitoraggio dei progressi consisterà in un approccio a due livelli di relazioni annuali da parte dell'ACER e una valutazione da parte della Commissione. L'ACER manterrà il suo mandato di monitoraggio e comunicazione annuale delle prestazioni di mercato nella sua relazione annuale sul monitoraggio del mercato (obbligo di cui al regolamento (CE) n. 715/2009), il cui ambito di applicazione sarà esteso all'idrogeno. Entro un anno dall'adozione delle proposte, la Commissione inviterà l'ACER a rivedere e aggiornare gli attuali indicatori di monitoraggio (con la partecipazione dei portatori di interessi coinvolti) per garantirne la costante pertinenza ai fini del monitoraggio dei progressi compiuti verso il conseguimento degli obiettivi sottesi alle presenti proposte. L'ACER continuerà a basarsi sulle fonti di dati già consolidate utilizzate per la preparazione della relazione sul monitoraggio del mercato, integrate con dati pertinenti sull'idrogeno.

La relazione annuale dell'ACER sostituirà gli obblighi di comunicazione della Commissione che sono ancora in vigore ai sensi della direttiva sul gas. Le proposte dettagliate garantiranno che il monitoraggio dell'ACER sia complementare ad altri esercizi di monitoraggio (in particolare il monitoraggio nell'ambito della governance dell'Unione dell'energia e dell'azione per il clima), evitando sovrapposizioni. La Commissione effettuerà una valutazione completa dell'impatto delle iniziative proposte, comprese l'efficacia, l'efficienza, la coerenza e la pertinenza costanti delle proposte, entro un determinato termine dall'entrata in vigore delle misure adottate (indicativamente cinque anni). La Commissione riesamina la direttiva e presenta una relazione al Parlamento europeo e al Consiglio entro il 31 dicembre 2030. •Documenti esplicativi (per le direttive) A seguito della sentenza della Corte di giustizia dell'Unione europea nella causa Commissione/Belgio (causa C-543/17), gli Stati membri devono corredare la comunicazione delle misure nazionali di attuazione di informazioni sufficientemente chiare e precise, indicando quali disposizioni del diritto nazionale recepiscono quali disposizioni di una direttiva. Tali informazioni devono essere fornite per ciascun obbligo, non solo a livello di articolo. Se ottemperano a tale obbligo, gli Stati membri non sarebbero tenuti, in linea di principio, a trasmettere alla Commissione documenti esplicativi sul recepimento. Il regolamento sarà attuato direttamente e uniformemente negli Stati membri e pertanto non richiederà alcun documento esplicativo. •Illustrazione dettagliata delle singole disposizioni della proposta La proposta di direttiva riveduta si compone di 10 capi, che comprendono 91 articoli. Capo 1 — Oggetto, ambito di applicazione e definizioni Questo capo definisce l'oggetto e l'ambito di applicazione delle norme per il trasporto, la distribuzione, la fornitura e lo stoccaggio di gas mediante il sistema del gas naturale, nonché le norme per il trasporto, la fornitura e lo stoccaggio dell'idrogeno mediante il sistema dell'idrogeno. Definisce inoltre i principali termini utilizzati nella proposta di direttiva. Capo 2 — Norme generali di organizzazione dei mercati Questo capo stabilisce le norme per garantire mercati del gas competitivi, incentrati sui consumatori, flessibili e non discriminatori. Contiene disposizioni sull'accesso al mercato quali la libera scelta del fornitore, i prezzi di fornitura basati sul mercato, gli obblighi di servizio pubblico, la sostenibilità, la certificazione dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, la promozione della cooperazione regionale e le norme tecniche e procedurali. Capo 3 — Responsabilizzazione e tutela dei consumatori e mercati al dettaglio Questo capo prevede in particolare una serie di diritti per il consumatore: approfondisce i diritti contrattuali di base, i diritti e le commissioni di cambio di fornitore, nonché le norme sugli strumenti di confronto, sui clienti attivi e sulle collettività dell'energia. Contiene inoltre disposizioni in materia di fatturazione, misurazione intelligente e convenzionale e gestione dei dati. Questo capo contiene anche disposizioni sugli sportelli unici, sul diritto alla risoluzione extragiudiziale delle controversie, sui clienti vulnerabili e sui mercati al dettaglio. Capo 4 — Accesso di terzi alle infrastrutture Questo capo è suddiviso in tre sezioni dedicate agli aspetti seguenti: accesso alle infrastrutture per il gas naturale, accesso alle infrastrutture per l'idrogeno e rifiuto di accesso e connessione. Capo 5 — Norme applicabili ai gestori di trasporto, stoccaggio e sistemi del gas naturale Questo capo illustra i compiti dei gestori dei sistemi di trasporto, di stoccaggio e di GNL, gli obblighi di riservatezza e i poteri decisionali. Capo 6 — Gestori dei sistemi di distribuzione del gas naturale Questo capo stabilisce la designazione dei gestori dei sistemi di distribuzione, i loro compiti, i poteri decisionali in materia di connessione dei nuovi impianti di produzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio al sistema di distribuzione, la separazione dei gestori dei sistemi di distribuzione, gli obblighi di riservatezza dei gestori dei sistemi di distribuzione, le disposizioni sui sistemi di distribuzione chiusi e la possibilità di un gestore di un sistema combinato.

Capo 7 — Norme applicabili alle reti riservate all'idrogeno Questo capo definisce in particolare i compiti dei gestori delle reti, dello stoccaggio e dei terminali dell'idrogeno, le disposizioni sulle reti dell'idrogeno esistenti, sulle reti dell'idrogeno geograficamente limitate, sui sistemi dell'idrogeno chiusi e sugli interconnettori con i paesi terzi, nonché gli obblighi di riservatezza per gli operatori. Capo 8 — Pianificazione di rete integrata Questo capo approfondisce lo sviluppo della rete e i poteri di adottare decisioni in materia di investimenti, le comunicazioni sugli sviluppi delle reti dell'idrogeno, nonché il finanziamento di nuove infrastrutture transfrontaliere per l'idrogeno. Capo 9 — Separazione dei gestori del sistema di trasporto Questo capo è suddiviso in sei sezioni dedicate agli aspetti seguenti: separazione proprietaria, gestori di sistemi indipendenti, gestori di trasporto indipendenti, separazione dei gestori delle reti riservate all'idrogeno e designazione, certificazione dei gestori dei sistemi di gas naturale e idrogeno e separazione e trasparenza della contabilità. Capo 10 — Autorità di regolazione Questo capo è incentrato sulla designazione e l'indipendenza delle autorità di regolazione, sugli obiettivi generali, i compiti e i poteri dell'autorità di regolazione, sulla regolamentazione delle questioni transfrontaliere, sull'osservanza degli orientamenti sui codici di rete e sull'obbligo di conservazione dei dati. Capo 11 — Disposizioni finali L'ultimo capo è incentrato sulle disposizioni finali e comprende articoli riguardanti in particolare le misure di salvaguardia, la parità di condizioni, gli accordi tecnici, le deroghe, la procedura di abilitazione, l'esercizio della delega, la procedura del comitato, la relazione, l'abrogazione, il recepimento, l'entrata in vigore, i destinatari. L'allegato I riguarda i requisiti minimi per la fatturazione e le informazioni di fatturazione. L'allegato II riguarda la misurazione intelligente del gas naturale. L'allegato III elenca la data di applicazione e i limiti di recepimento della direttiva abrogata e delle sue modifiche. L'allegato IV contiene una tavola di concordanza. La proposta di regolamento riveduto si compone di otto capi, che comprendono 69 articoli. Capo 1 — Oggetto, ambito di applicazione e definizioni Questo capo definisce l'oggetto e l'ambito di applicazione delle norme relative agli obiettivi dell'Unione dell'energia, al quadro per il clima e l'energia e ai consumatori. Definisce inoltre i principali termini utilizzati nella proposta di regolamento. Capo 2 — Regole generali per l'organizzazione dei mercati e l'accesso alle infrastrutture Questo capo stabilisce i principi generali nonché la separazione delle RAB, i servizi di accesso per i terzi, la valutazione del mercato per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, i principi dei meccanismi di assegnazione della capacità e la procedura di gestione della congestione, lo scambio di diritti di capacità, le regole sul bilanciamento e gli oneri di sbilancio, la certificazione e la cooperazione dei gestori dei sistemi di trasporto. Capo 3 — Accesso alla rete

Questo capo approfondisce le tariffe per l'accesso alle reti e gli sconti. Capo 4 — Gestione dei sistemi di trasporto, di stoccaggio, di GNL e dei terminali dell'idrogeno Questo capo stabilisce le disposizioni relative alla capacità continua per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, al coordinamento transfrontaliero in materia di qualità del gas, alle miscele di idrogeno, alla rete europea di gestori dei sistemi di trasporto del gas, al monitoraggio da parte dell'ACER, alle autorità di regolazione, alle consultazioni, ai costi, alla cooperazione regionale, al piano decennale di sviluppo della rete, agli obblighi di trasparenza e alla registrazione delle informazioni. Capo 5 — Gestione dei sistemi di distribuzione Questo capo stabilisce le norme in materia di capacità continua per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, cooperazione tra i gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasporto, obblighi di trasparenza nonché quelle relative all'ente europeo gestori dei sistemi di distribuzione. Comprende procedure e compiti. Capo 6 — Accesso alle reti riservate all'idrogeno Questo capo è incentrato sul coordinamento transfrontaliero in materia di qualità dell'idrogeno, sulla rete europea di gestori di rete per l'idrogeno e i relativi compiti, sul piano decennale di sviluppo della rete per l'idrogeno, sui costi e sulla consultazione, sul monitoraggio da parte dell'ACER, sulla cooperazione regionale e sugli obblighi di trasparenza. Capo 7 — Codici di rete e orientamenti Questo capo stabilisce le disposizioni per l'adozione dei codici di rete e degli orientamenti, l'istituzione dei codici di rete, le modifiche dei codici di rete, gli orientamenti, il diritto degli Stati membri di prevedere misure più dettagliate, la comunicazione di informazioni e gli obblighi di riservatezza, nonché le sanzioni. Tutte e tre le norme sono adattate all'idrogeno. Capo 8 — Disposizioni finali Questo capo è incentrato sulle disposizioni finali e comprende articoli riguardanti in particolare le nuove infrastrutture per il gas naturale e l'idrogeno, la procedura del comitato, le esenzioni, le deroghe, l'esercizio della delega, le modifiche dei regolamenti, la modifica volta a estendere il regolamento sulla sicurezza dell'approvvigionamento di gas ai gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e a includere misure in materia di cibersicurezza, solidarietà e stoccaggio, l'abrogazione e l'entrata in vigore. L'allegato I contiene orientamenti. L'allegato II contiene l'allegato IX inserito nel regolamento (UE) 2017/1938. L'allegato III contiene informazioni sul regolamento abrogato con l'elenco delle modifiche successive. L'allegato IV contiene una tavola di concordanza. 🡻 715/2009 (adattato) 2021/0424 (COD) Proposta di

REGOLAMENTO DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO sui mercati interni del gas rinnovabile e del gas naturale e dell'idrogeno

(rifusione) IL PARLAMENTO EUROPEO E IL CONSIGLIO DELL'UNIONE EUROPEA, visto il trattato che istituisce la Comunità europea ⌦ trattato sul funzionamento dell'Unione europea ⌫, in particolare l'articolo 95 ⌦ 194, paragrafo 2 ⌫, vista la proposta della Commissione europea, previa trasmissione del progetto di atto legislativo ai parlamenti nazionali, visto il parere del Comitato economico e sociale europeo, visto il parere del Comitato delle regioni, deliberando secondo la procedura legislativa ordinaria, considerando quanto segue: ⇩ nuovo (1)Il regolamento (UE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio ha subito varie e sostanziali modifiche. Poiché si rendono necessarie nuove modifiche, a fini di chiarezza è opportuno procedere alla sua rifusione. 🡻 715/2009 considerando 1 (adattato) (2)Il mercato interno del gas naturale, la cui progressiva realizzazione è in atto dal 1999, ha lo scopo di offrire a tutti i consumatori della Comunità ⌦ dell'Unione ⌫, privati o imprese , una reale libertà di scelta, di creare nuove opportunità commerciali e d'intensificare gli scambi transfrontalieri, in modo da conseguire una maggiore efficienza, prezzi competitivi e più elevati livelli di servizio, contribuendo anche alla sicurezza degli approvvigionamenti ed alla sostenibilità. ⇩ nuovo (3)Il Green Deal europeo e la legge sul clima fissano per l'UE l'obiettivo di diventare climaticamente neutra entro il 2050 in un modo che favorisca la competitività, la crescita e l'occupazione europee. Affinché sia istituito un mercato del gas decarbonizzato che contribuisca alla transizione energetica, sono necessarie quote significativamente più elevate di fonti energetiche rinnovabili in un sistema energetico integrato con una partecipazione attiva dei consumatori in mercati competitivi. (4)Il presente regolamento mira ad agevolare la penetrazione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nel sistema energetico consentendo l'abbandono graduale del gas fossile e a permettere a questi nuovi gas di svolgere un ruolo di rilievo nel conseguimento degli obiettivi climatici dell'UE per il 2030 e della neutralità climatica nel 2050. Il regolamento mira inoltre a istituire un quadro normativo che consenta e incentivi tutti i partecipanti al mercato a tenere conto del ruolo transitorio del gas fossile nella pianificazione delle loro attività al fine di evitare effetti di lock-in e garantire l'eliminazione graduale e tempestiva del gas fossile, in particolare in tutti i settori industriali pertinenti e a fini di riscaldamento.

(5)La strategia dell'UE per l'idrogeno riconosce che, poiché gli Stati membri dell'UE presentano potenzialità diverse per la produzione di idrogeno rinnovabile, un mercato unionale aperto e competitivo, contraddistinto dall'assenza di barriere al commercio, reca considerevoli vantaggi per la concorrenza, l'accessibilità economica e la sicurezza dell'approvvigionamento. Sottolinea inoltre che il passaggio a un mercato liquido in cui l'idrogeno sia scambiato come una materia prima agevolerebbe l'ingresso di nuovi produttori, rafforzerebbe l'integrazione con altri vettori energetici e invierebbe segnali di prezzo favorevoli per investimenti e decisioni operative. È pertanto opportuno che le norme stabilite nel presente regolamento siano atte a favorire l'affermarsi dei mercati dell'idrogeno, degli scambi di idrogeno come materia prima e dei centri di scambio liquido e che gli Stati membri eliminino eventuali barriere ingiustificate in tal senso. Per il mercato dell'idrogeno è opportuno prendere in considerazione le norme vigenti elaborate per i mercati e gli scambi di energia elettrica e gas che hanno reso possibili operazioni commerciali efficienti, prendendo atto delle differenze intrinseche. 🡻 715/2009 considerando 2 La direttiva 2003/55/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale , e il regolamento (CE) n. 1775/2005 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 28 settembre 2005, relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale , hanno fornito un contributo significativo alla realizzazione del mercato interno del gas naturale. 🡻 715/2009 considerando 3 L'esperienza maturata nell'attuazione e nel monitoraggio della prima serie di orientamenti per le buone pratiche adottate dal Forum dei regolatori europei per il gas (il Forum di Madrid) nel 2002 dimostra che, per assicurare la piena applicazione delle norme di cui agli orientamenti in tutti gli Stati membri e fornire a livello pratico una garanzia minima di pari condizioni di accesso al mercato, è necessario provvedere a renderle giuridicamente obbligatorie. 🡻 715/2009 considerando 4 Un secondo gruppo di norme comuni denominate "la seconda serie di orientamenti per le buone pratiche" è stata adottata alla riunione del Forum di Madrid il 24 e 25 settembre 2003 e lo scopo del presente regolamento è quello di stabilire, in base a detti orientamenti, i principi e le norme fondamentali riguardanti l'accesso alla rete e i servizi di accesso per i terzi, la gestione della congestione, la trasparenza, il bilanciamento e lo scambio di diritti di capacità. 🡻 715/2009 considerando 5 (adattato) (6)⌦ [La proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] ⌫ La direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale , prevede la possibilità di usufruire di un gestore di un sistema combinato di trasporto e distribuzione. Pertanto, le disposizioni del presente regolamento non richiedono modifiche dell'organizzazione dei sistemi nazionali di trasporto e distribuzione che siano coerenti con le pertinenti disposizioni di tale direttiva. 🡻 715/2009 considerando 6 I gasdotti ad alta pressione che collegano i distributori locali alle reti del gas non usati principalmente nel contesto della distribuzione locale rientrano nell'ambito di applicazione del presente regolamento. 🡻 715/2009 considerando 7 ⇨ nuovo (7)È necessario specificare i criteri con cui vengono determinate le tariffe per l'accesso alla rete, al fine di assicurare che rispettino pienamente il principio di non discriminazione e le esigenze di un mercato interno funzionante correttamente, tengano conto della necessità dell'integrità del sistema e rispecchino i costi effettivi sostenuti, purché tali costi corrispondano a quelli di un gestore di reti efficiente e strutturalmente comparabile e siano trasparenti, includendo un appropriato rendimento degli investimenti ⇨ e consentendo l'integrazione dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio ⇦ , e, se del caso, prendendo in considerazione le analisi comparative delle tariffe effettuate dalle autorità di regolamentazione. ⇨ Le norme sulle tariffe per l'accesso alla rete di cui al presente regolamento sono integrate da ulteriori norme in materia, in particolare nei codici di rete e negli orientamenti adottati sulla base del presente regolamento, nella [proposta di regolamento TEN-E COM(2020) 824 final], nella [proposta di regolamento sul metano COM(2021) xxx], nella direttiva (UE) 2018/2001 e nella [proposta di direttiva sull'efficienza energetica COM(2021) 558 final]. ⇦

⇩ nuovo (8)In generale, è più efficiente finanziare le infrastrutture con i ricavi ottenuti dagli utenti di tale infrastruttura ed evitare sovvenzioni incrociate. Inoltre, nel caso di attivi regolamentati, tali sovvenzioni incrociate sarebbero incompatibili con il principio generale delle tariffe commisurate ai costi. In casi eccezionali, tali sovvenzioni incrociate potrebbero tuttavia apportare benefici per la società, in particolare nelle prime fasi dello sviluppo della rete, quando la capacità prenotata è bassa rispetto alla capacità tecnica e l'incertezza su quando la futura domanda di capacità si concretizzerà è elevata. Le sovvenzioni incrociate potrebbero pertanto contribuire a determinare tariffe ragionevoli e prevedibili per i primi utenti della rete e a ridurre i rischi degli investimenti per i gestori di rete. Potrebbero quindi contribuire a investimenti a favore del clima che sostengano gli obiettivi dell'Unione in materia di decarbonizzazione. Le sovvenzioni incrociate non dovrebbero essere finanziate dagli utenti della rete di altri Stati membri, né direttamente né indirettamente. È pertanto opportuno riscuotere finanziamenti per le sovvenzioni incrociate solo dai punti di uscita verso i clienti finali all'interno dello stesso Stato membro. Inoltre, poiché le sovvenzioni incrociate sono eccezionali, è opportuno garantire che siano proporzionali, trasparenti, limitate nel tempo e che la loro fissazione sia soggetta a vigilanza regolamentare. 🡻 715/2009 considerando 8 Nel calcolare le tariffe per l'accesso alla rete è importante tenere conto dei costi effettivi sostenuti, purché tali costi corrispondano a quelli di un gestore di reti efficiente e strutturalmente comparabile e siano trasparenti, nonché della necessità di fornire un appropriato rendimento degli investimenti nonché incentivi a costruire nuove infrastrutture, compreso un trattamento normativo speciale per i nuovi investimenti, come previsto dalla direttiva 2009/73/CE. A tale riguardo e, in particolare, se esiste un'effettiva concorrenza tra i gasdotti, sarà pertinente prendere in considerazione le analisi comparative delle tariffe, da parte delle autorità di regolamentazione. 🡻 715/2009 considerando 9 (adattato) ⇨ nuovo (9)L'uso di procedure basate sul mercato, quali le aste, per determinare le tariffe, deve essere compatibile con le disposizioni previste dalla ⌦ di cui alla proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx ⌫ direttiva 2009/73/CE ⇨ e al regolamento (UE) 2017/459 della Commissione ⇦. 🡻 715/2009 considerando 10 (adattato) (10)È necessario un numero minimo comune di servizi di accesso per i terzi, per fornire nella pratica uno standard minimo comune di accesso in tutta la Comunità ⌦ l'Unione ⌫, per garantire un'adeguata compatibilità dei servizi di accesso per i terzi e consentire di sfruttare i vantaggi derivanti da un mercato interno del gas naturale funzionante correttamente. 🡻 715/2009 considerando 11 (adattato) Attualmente sussistono ostacoli alla vendita di gas nella Comunità a condizioni identiche e senza discriminazioni o svantaggi. In particolare, non esiste ancora in tutti gli Stati membri un accesso non discriminatorio alla rete, né un livello di controlli di pari efficacia da parte dei regolatori, e persistono mercati isolati. ⇩ nuovo (11)Le procedure relative all'accesso di terzi dovrebbero basarsi sui principi stabiliti nel presente regolamento. L'organizzazione di sistemi di entrata-uscita, che consentono la libera assegnazione di gas in base alla capacità continua, è già stata accolta con favore dal 24o Forum di Madrid nell'ottobre 2013. È pertanto opportuno introdurre una definizione di sistema di entrata-uscita e garantire che il livello del sistema di distribuzione sia integrato nella zona di bilanciamento, contribuendo così a creare condizioni di parità per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio collegati al livello del trasporto o della distribuzione. La fissazione delle tariffe dei gestori dei sistemi di distribuzione e l'organizzazione dell'assegnazione della capacità tra il sistema di trasporto e di distribuzione dovrebbero spettare alle autorità di regolazione, sulla base dei principi sanciti dalla [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx].

(12)L'accesso al sistema di entrata-uscita dovrebbe essere generalmente basato sulla capacità continua. I gestori della rete dovrebbero essere tenuti a cooperare in modo da massimizzare l'offerta di capacità continua, che a sua volta consente agli utenti della rete di assegnare liberamente il gas in entrata o in uscita sulla base della capacità continua a qualsiasi punto di entrata o di uscita di uno stesso sistema di entrata-uscita. (13)La capacità subordinata dovrebbe essere offerta solo quando i gestori di rete non sono in grado di offrire capacità continua. È opportuno che i gestori di rete definiscano le condizioni della capacità subordinata sulla base di vincoli operativi in modo trasparente e chiaro. L'autorità di regolazione dovrebbe garantire che il numero di prodotti della capacità subordinata sia limitato per evitare una frammentazione del mercato e garantire il rispetto del principio di fornire un accesso efficiente ai terzi. 🡻 715/2009 considerando 12 (14)È opportuno raggiungere un livello sufficiente di capacità di interconnessione transfrontaliera nel settore del gas e promuovere l'integrazione del mercato al fine di completare il mercato interno del gas naturale. 🡻 715/2009 considerando 13 La comunicazione della Commissione del 10 gennaio 2007 intitolata "Una politica dell'energia per l'Europa" ha sottolineato quanto sia importante portare a compimento la realizzazione del mercato interno del gas naturale e creare condizioni di concorrenza uniformi per tutte le imprese del settore del gas naturale nella Comunità. Dalle comunicazioni della Commissione del 10 gennaio 2007 intitolate, rispettivamente, "Prospettive del mercato interno del gas e dell'elettricità" e "Indagine ai sensi dell'articolo 17 del regolamento (CE) n. 1/2003 nei settori europei del gas e dell'energia elettrica (relazione finale)" si evince che le norme e le misure in vigore non offrono il necessario quadro normativo per permettere il conseguimento dell'obiettivo di un mercato interno ben funzionante, efficiente e aperto, né prevedono la creazione di capacità di interconnessione a tal fine. 🡻 715/2009 considerando 14 Oltre ad attuare in modo completo il quadro normativo vigente, è opportuno che il quadro normativo del mercato interno del gas naturale di cui al regolamento (CE) n. 1775/2005 sia reso conforme al contenuto delle citate comunicazioni. 🡻 715/2009 considerando 15 (adattato) ⇨ nuovo (15)In particolare, èÈ necessario rafforzare la cooperazione e il coordinamento tra i gestori dei sistemi di trasporto ⇨ e, ove opportuno, di distribuzione ⇦ per creare codici di rete volti a fornire e gestire un accesso transfrontaliero effettivo e trasparente alle reti di trasporto e per garantire una pianificazione coordinata e sufficientemente lungimirante e un'evoluzione tecnica adeguata del sistema di trasporto ⇨ del gas naturale ⇦ nella Comunità ⌦ nell'Unione ⌫, compresa la creazione di capacità di interconnessione, prestando la necessaria attenzione al rispetto dell'ambiente. I codici di rete dovrebbero essere conformi a orientamenti quadro per loro natura non vincolanti (orientamenti quadro) ed elaborati dall'Agenzia ⌦ dell'Unione europea ⌫ per la cooperazione fra i regolatori dell'energia ⌦ (ACER) ⌫ istituita conformemente aldal regolamento ⌦ (UE) 2019/942 ⌫ (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio , del 13 luglio 2009, che istituisce un'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori dell'energia (l'Agenzia). ⌦ L'ACER ⌫ L'Agenzia dovrebbe svolgere un ruolo nel riesame, sulla base di dati di fatto, dei progetti di codici di rete, compresa la loro conformità alle direttive quadro, e dovrebbe esserle consentito di raccomandare l'adozione di tali codici da parte della Commissione. ⌦ L'ACER ⌫ L'Agenzia dovrebbe valutare le modifiche proposte ai codici di rete e dovrebbe esserle consentito di raccomandare l'adozione di tali codici da parte della Commissione. I gestori dei sistemi di trasporto dovrebbero gestire le proprie reti conformemente a tali codici di rete. 🡻 715/2009 considerando16 (adattato) (16)Ai fini di una gestione ottimale della rete di trasporto del gas nella Comunità ⌦ nell'Unione ⌫, è opportuno ⌦ prevedere ⌫ creare una Rete europea di gestori di sistemi di trasmissione del gas (⌦ l'ENTSOG ⌫ la REGST del gas). I compiti ⌦ dell'ENTSOG ⌫ della REGST del gas dovrebbero essere eseguiti nel rispetto delle norme comunitarie ⌦ dell'Unione ⌫ in materia di concorrenza , che dovrebbero rimanere applicabili alle decisioni ⌦ dell'ENTSOG ⌫ della REGST del gas. I compiti ⌦ dell'ENTSOG ⌫ della REGST del gas dovrebbero essere chiaramente definiti e i suoi metodi di lavoro dovrebbero garantire efficienza, trasparenza e rappresentatività ⌦ dell'ENTSOG ⌫ della REGST del gas. I codici di rete elaborati ⌦ dall'ENTSOG ⌫ dalla REGST del gas non intendono sostituirsi ai necessari codici di rete nazionali per gli aspetti non transfrontalieri. Considerato che agire a livello regionale permette migliori progressi, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero porre in essere strutture regionali nell'ambito della struttura di cooperazione generale, assicurando nel contempo che i risultati a livello regionale siano conformi ai codici di rete e ai piani decennali non vincolanti di sviluppo delle reti a livello ⌦ unionale ⌫ comunitario. La cooperazione nell'ambito di dette strutture regionali presuppone un'effettiva separazione tra le attività di rete e le attività di produzione e di fornitura. In mancanza di tale separazione, la cooperazione regionale tra i gestori dei sistemi di trasmissione sarebbe esposta al rischio di comportamenti anticoncorrenziali. Gli Stati membri dovrebbero promuovere la cooperazione e controllare l'efficacia delle operazioni di rete a livello regionale. La cooperazione a livello regionale dovrebbe essere compatibile con i progressi verso un mercato interno del ⌦ dei ⌫ gas competitivo ed efficiente. 🡻 715/2009 considerando 17 (nuovo)

Tutti gli operatori del mercato hanno un interesse nel lavoro che dovrà essere svolto dalla REGST del gas. Una consultazione effettiva risulta pertanto di fondamentale importanza e un ruolo importante dovrebbe essere svolto dalle strutture esistenti create per facilitare e razionalizzare il processo consultivo, quali l'Associazione europea per la razionalizzazione degli scambi di energia, i regolatori nazionali o l'Agenzia. 🡻 715/2009 considerando 18 (adattato) ⇨ nuovo (17)Onde assicurare una maggiore trasparenza per quanto riguarda lo sviluppo della rete di trasporto del gas nella Comunità ⌦ nell'Unione ⌫, ⌦ l'ENTSOG ⌫ la REGST del gas dovrebbe elaborare, pubblicare e aggiornare regolarmente un piano decennale non vincolante di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ dell'Unione ⌫ ⇨ sulla base di uno scenario comune e del modello interconnesso ⇦ (piano di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ unionale ⌫). È opportuno che detto piano di sviluppo della rete includa reti di trasporto del gas sostenibili e le necessarie interconnessioni regionali, rilevanti sotto il profilo commerciale o della sicurezza dell'approvvigionamento. 🡻 715/2009 considerando 19 ⇨ nuovo (18)Per aumentare la concorrenza mediante la creazione di mercati all'ingrosso del gas liquidi, è indispensabile che gli scambi possano essere negoziati indipendentemente dalla localizzazione del gas nella rete. Ciò può essere conseguito soltanto garantendo agli utenti della rete la libertà di prenotare la capacità d'entrata e d'uscita in modo indipendente, affinché si possa organizzare il trasporto del gas per zone piuttosto che sotto forma di flussi contrattuali. ⇨ Per garantire la libertà di prenotare la capacità in modo indipendente ai punti di entrata e di uscita, è pertanto opportuno che le tariffe fissate per un punto di entrata non siano correlate alle tariffe fissate per un punto di uscita ma siano invece fissate separatamente per tali punti; la tariffa non dovrebbe mettere insieme, in un unico prezzo, il costo di entrata e di uscita. ⇦ In occasione del 6° Forum di Madrid del 30 e 31 ottobre 2002, la maggioranza delle parti interessate aveva già espresso preferenza per un sistema di entrate-uscite al fine di favorire lo sviluppo della concorrenza. Le tariffe non dovrebbero dipendere dall'itinerario di trasporto. La tariffa fissata per uno o più punti d'entrata non dovrebbe pertanto essere correlata alla tariffa fissata per uno o più punti d'uscita, e viceversa. ⇩ nuovo (19)Sebbene il regolamento (UE) n. 312/2014 della Commissione che istituisce un codice di rete relativo al bilanciamento del gas nelle reti di trasporto preveda norme per la definizione di norme tecniche che istituiscono un regime di bilanciamento, esso lascia varie scelte di progettazione per ciascun regime di bilanciamento applicato in uno specifico sistema di entrata-uscita. La combinazione delle scelte effettuate ha portato a uno specifico regime di bilanciamento applicabile in uno specifico sistema di entrata-uscita, che attualmente rispecchia principalmente i territori degli Stati membri. (20)Gli utenti della rete hanno la responsabilità di bilanciare le loro immissioni con i loro prelievi con le piattaforme di scambio istituite per facilitare meglio gli scambi di gas tra gli utenti della rete. Al fine di integrare meglio i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nel sistema di entrata-uscita, la zona di bilanciamento dovrebbe comprendere anche il livello del sistema di distribuzione. Il punto di scambio virtuale dovrebbe essere utilizzato per scambiare gas tra i conti di bilanciamento degli utenti della rete. 🡻 715/2009 considerando 20 (adattato) (21)I riferimenti ai contratti di trasporto armonizzati nel contesto dell'accesso non discriminatorio alla rete di gestori dei sistemi di ⌦ trasporto ⌫ trasmissione non significano che i termini e le condizioni dei contratti di trasporto di un particolare gestore di sistema in uno Stato membro devono essere gli stessi di quelli di un altro gestore del sistema di trasporto in detto Stato membro o in un altro Stato membro, salvo che siano fissati requisiti minimi che tutti i contratti di trasporto devono soddisfare. 🡻 715/2009 considerando 21 Nelle reti del gas esiste una pesante congestione contrattuale. Di conseguenza, i principi di gestione della congestione e di assegnazione delle capacità nel caso di nuovi contratti o di contratti recentemente negoziati si basano sulla liberazione delle capacità non usate, permettendo agli utenti della rete di subaffittare o rivendere le loro capacità contrattuali, e sull'obbligo imposto ai gestori del sistema di trasporto di offrire la capacità non usata sul mercato, almeno su una base "day-ahead" e come capacità interrompibile. Tenuto conto dell'ampia proporzione di contratti in vigore e della necessità di creare condizioni di concorrenza veramente uniformi tra gli utenti di capacità nuove ed esistenti, è opportuno applicare questi principi all'intera capacità contrattuale, compresi i contratti esistenti.

🡻 715/2009 considerando 22 Benché attualmente nella Comunità la congestione fisica delle reti rappresenti solo raramente un problema, la situazione può cambiare in futuro. È quindi importante stabilire il principio fondamentale dell'assegnazione di capacità congestionata in simili circostanze. 🡻 715/2009 considerando 23 Il monitoraggio del mercato effettuato negli ultimi anni dalle autorità nazionali di regolamentazione e dalla Commissione ha dimostrato che le esistenti norme sulla trasparenza dell'accesso all'infrastruttura sono insufficienti per garantire un mercato interno autentico, ben funzionante, aperto ed efficiente nel settore del gas. 🡻 715/2009 considerando 24 (22)Un accesso equo alle informazioni sullo stato fisico e sull'efficienza del sistema è necessario per permettere a tutti gli operatori del mercato di valutare la situazione globale dell'offerta e della domanda e individuare le cause delle fluttuazioni dei prezzi all'ingrosso. Ciò include informazioni più precise sull'offerta e la domanda, la capacità della rete, i flussi e la manutenzione, il bilanciamento e la disponibilità e l'utilizzo dello stoccaggio. Vista l'importanza che presentano queste informazioni per il funzionamento del mercato, è necessario ridurre le attuali restrizioni di pubblicazione imposte per ragioni di riservatezza. 🡻 715/2009 considerando 25 (23)I requisiti di riservatezza per le informazioni commercialmente sensibili sono tuttavia particolarmente importanti se si tratta di dati di natura strategica per l'impresa dal punto di vista commerciale, se per un impianto di stoccaggio vi è solo un utente unico o se si tratta di dati riguardanti punti d'uscita all'interno di un sistema o sotto-sistema non connessi ad un altro sistema di trasporto o di distribuzione ma ad un unico cliente finale industriale, qualora la divulgazione di tali dati riveli informazioni riservate riguardo al processo produttivo di tale cliente. 🡻 715/2009 considerando 26 (24)Per rafforzare la fiducia nel mercato, gli operatori devono essere certi che i responsabili di comportamenti abusivi possano essere soggetti a sanzioni effettive, proporzionate e dissuasive. Alle autorità competenti dovrebbe essere conferita la facoltà di indagare efficacemente sulle denunce di abuso di mercato. A tal fine, è opportuno concedere alle autorità competenti l'accesso ai dati che forniscono informazioni sulle decisioni operative adottate dalle imprese di fornitura. Nel mercato del gas tutte queste decisioni sono comunicate ai gestori dei sistemi sotto forma di prenotazioni di capacità, di programmi di trasporto e di flussi realizzati. I gestori dei sistemi dovrebbero tenere le relative informazioni a disposizione e facilmente accessibili per le autorità competenti per un periodo determinato. Le autorità competenti dovrebbero inoltre verificare regolarmente l'osservanza delle norme da parte dei gestori dei sistemi di trasporto. 🡻 715/2009 considerando 27 ⇨ nuovo (25)L'accesso agli impianti di stoccaggio del gas ⇨ naturale ⇦ e agli impianti di gas naturale liquefatto (GNL) è insufficiente in alcuni Stati membri ed è necessario pertanto migliorare l'attuazione delle norme vigenti ⇨ , anche nel settore della trasparenza. Tale miglioramento dovrebbe tenere conto del potenziale e della diffusione dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio per tali impianti nel mercato interno. ⇦ Il monitoraggio effettuato dal Gruppo dei regolatori europei per il gas e l'elettricità ha evidenziato che gli orientamenti su base volontaria in materia di buone pratiche relative all'accesso dei terzi alla rete per i gestori dei sistemi di stoccaggio, adottati da tutte le parti interessate nell'ambito del Forum di Madrid, non sono sufficientemente applicati e devono, di conseguenza, essere resi vincolanti. 🡻 715/2009 considerando 28 (adattato)

⇨ nuovo (26)I ⌦ regimi ⌫ sistemi di bilanciamento per il gas ⇨ naturale ⇦ non discriminatori e trasparenti, gestiti dai gestori dei sistemi di trasporto, sono strumenti importanti, soprattutto per i nuovi operatori che possono incontrare maggiori difficoltà a bilanciare il loro portafoglio generale di vendite rispetto alle società già operanti in un determinato mercato. È quindi necessario fissare norme che assicurino che i gestori dei sistemi di trasporto usino questi strumenti in modo compatibile con condizioni di accesso alla rete non discriminatorie, trasparenti ed efficaci. 🡻 715/2009 considerando 29 Lo scambio di diritti primari di capacità è importante per sviluppare un mercato concorrenziale e creare liquidità. Il presente regolamento dovrebbe pertanto stabilire le regole fondamentali relative a tale scambio. 🡻 715/2009 considerando 30 ⇨ nuovo (27)Le autorità nazionali di regolazione dovrebbero garantire l'osservanza delle regole contenute ⇨ nei codici di rete e ⇦ nel presente regolamento nonché e degli orientamenti adottati sulla base dello stesso. 🡻 715/2009 considerando 31 (adattato) ⇨ nuovo (28)Negli orientamenti allegati al presente regolamento sono definite ⌦ più ⌫ nel dettaglio regole specifiche di applicazione, sulla base della seconda serie di orientamenti per le buone pratiche. Ove opportuno, queste norme saranno ⇨ dovrebbero essere ⇦ sviluppate nel corso del tempo, tenendo conto delle differenze dei sistemi nazionali nel settore del gas ⇨ e della loro evoluzione ⇦. 🡻 715/2009 considerando 32 (29)Nel proporre di modificare gli orientamenti allegati al presente regolamento, la Commissione dovrebbe provvedere ad una consultazione preliminare di tutte le parti interessate dagli orientamenti stessi, rappresentate dalle organizzazioni professionali, e degli Stati membri, nell'ambito del Forum di Madrid. 🡻 715/2009 considerando 33 (30)Gli Stati membri e le autorità nazionali competenti dovrebbero essere tenuti a fornire le informazioni pertinenti alla Commissione, che dovrebbe trattarle in modo confidenziale.

🡻 715/2009 considerando 34 (adattato) ⇨ nuovo (31)Il presente regolamento, e gli orientamenti adottati conformemente ad esso ⇨ e i codici di rete ⇦ non incidono sull'applicazione della normativa comunitaria ⌦ dell'Unione ⌫ in materia di concorrenza. 🡻 715/2009 considerando 35 (nuovo) Le misure necessarie per l'attuazione del presente regolamento dovrebbero essere adottate secondo la decisione 1999/468/CE del Consiglio, del 28 giugno 1999, recante modalità per l'esercizio delle competenze di esecuzione conferite alla Commissione. 🡻 715/2009 considerando 36 (nuovo) In particolare, la Commissione dovrebbe avere il potere di stabilire o adottare gli orientamenti necessari intesi a garantire il livello di armonizzazione minimo richiesto per raggiungere gli obiettivi del presente regolamento. Tali misure di portata generale, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento, anche completandolo con nuovi elementi non essenziali, devono essere adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all'articolo 5 bis della decisione 1999/468/CE. ⇩ nuovo (32)Gli Stati membri e le parti contraenti della Comunità dell'energia dovrebbero cooperare strettamente su tutte le questioni riguardanti lo sviluppo di una regione di scambi di gas integrata e non dovrebbero adottare misure che compromettano l'ulteriore integrazione dei mercati del gas naturale o la sicurezza dell'approvvigionamento degli Stati membri e delle parti contraenti. (33)I gestori dei sistemi di trasporto potrebbero essere autorizzati a prenotare lo stoccaggio di gas naturale esclusivamente per l'esercizio delle loro funzioni e ai fini della sicurezza dell'approvvigionamento. Il riempimento di tali riserve strategiche potrebbe essere effettuato mediante acquisti in comune utilizzando la piattaforma di scambio di cui all'articolo 10 del regolamento (UE) n. 312/2014 della Commissione, fatte salve le norme dell'Unione in materia di concorrenza. Il prelievo del gas naturale dovrebbe essere possibile solo per i gestori dei sistemi di trasporto per l'esercizio delle loro funzioni o nel caso di una situazione di emergenza dichiarata, come indicato all'articolo 11, paragrafo 1, di detto regolamento, al fine di non interferire con il regolare funzionamento del mercato. (34)In caso di integrazione dei mercati regionali, i gestori dei sistemi di trasporto e le autorità di regolazione pertinenti dovrebbero affrontare le questioni che hanno un impatto transfrontaliero quali strutture tariffarie, regime di bilanciamento, capacità nei punti transfrontalieri rimanenti, piani di investimento e adempimento dei compiti dei gestori dei sistemi di trasporto e delle autorità di regolaz