Serie Generale n. 294 del 11-12-2021
LEGGI ED ALTRI ATTI NORMATIVI
DECRETO LEGISLATIVO 8 novembre 2021, n. 210
Attuazione della direttiva UE 2019/944, del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE, nonche' recante disposizioni per l'adeguamento della normativa nazionale alle disposizioni del regolamento UE 943/2019 sul mercato interno dell'energia elettrica e del regolamento UE 941/2019 sulla preparazione ai rischi nel settore dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2005/89/CE. (21G00233) (GU Serie Generale n.294 del 11-12-2021)
Nota: note: Entrata in vigore del provvedimento: 26/12/2021

IL PRESIDENTE DELLA REPUBBLICA

Visti gli articoli 76 e 87 della Costituzione;
Visto l'articolo 14 della legge 23 agosto 1988, n. 400, recante
disciplina dell'attività di Governo e ordinamento della Presidenza
del Consiglio dei ministri;
Vista la legge 14 novembre 1995, n. 481 recante «Norme per la
concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilità.
Istituzione delle Autorità di regolazione dei servizi di pubblica
utilita'»;
Vista la legge 15 marzo 1997, n. 59 recante «Delega al Governo per
il conferimento di funzioni e compiti alle regioni ed enti locali,
per la riforma della Pubblica Amministrazione e per la
semplificazione amministrativa»;
Visto il decreto legislativo 31 marzo 1998, n. 112, recante
«Conferimento di funzioni e compiti amministrativi dello Stato alle
regioni ed agli enti locali, in attuazione del capo I della legge 15
marzo 1997, n. 59»;
Visto il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, recante
«Attuazione della direttiva n. 96/92/CE, recante norme comuni per il
mercato interno dell'energia elettrica»;
Visto il decreto del Presidente del Consiglio dei ministri 11
maggio 2004, recante «Criteri, modalità e condizioni per
l'unificazione della proprietà e della gestione della rete elettrica
nazionale di trasmissione», pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n.
115 del 18 maggio 2004;
Vista la legge 23 agosto 2004, n. 239, recante «Riordino del
settore energetico, nonchè delega al Governo per il riassetto delle
disposizioni vigenti in materia di energia»;
Visto il decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73 convertito, con
modificazioni, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125, recante «Misure
urgenti per l'attuazione di disposizioni comunitarie in materia di
liberalizzazione dei mercati dell'energia»;
Vista la direttiva 2008/92/CE del Parlamento europeo e del
Consiglio del 22 ottobre 2008 concernente una procedura comunitaria
sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas
e di energia elettrica;
Vista la legge 23 luglio 2009, n. 99, recante «Disposizioni per lo
sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonchè in materia
di energia»;
Visto il decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, recante
«Attuazione delle direttive 2009/72/CE, 2009/73/CE e 2008/92/CE
relative a norme comuni per il mercato interno dell'energia
elettrica, del gas naturale e ad una procedura comunitaria sulla
trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas e di
energia elettrica, nonchè abrogazione delle direttive 2003/54/CE e
2003/55/CE»;
Visto il decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102, recante
«Attuazione della direttiva 2012/27/UE sull'efficienza energetica,
che modifica le direttive 2009/125/CE e 2010/30/UE e abroga le
direttive 2004/8/CE e 2006/32/CE»;
Vista la direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento europeo e del
Consiglio del 5 giugno 2019 relativa a norme comuni per il mercato
interno dell'energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE
(rifusione);
Visto il regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del
Consiglio del 5 giugno 2019 sul mercato interno dell'energia
elettrica (rifusione);
Visto il regolamento (UE) 2019/942 del Parlamento europeo e del
Consiglio del 5 giugno 2019 che istituisce un'Agenzia dell'Unione
europea per la cooperazione tra i regolatori nazionali dell'energia
(rifusione);
Visto il regolamento (UE) 2019/941 del Parlamento europeo e del
Consiglio del 5 giugno 2019 sulla preparazione ai rischi nel settore
dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2005/89/CE;
Vista la direttiva (UE) 2018/2002 del Parlamento europeo dell'11
dicembre 2018 che modifica la direttiva 2012/27/UE sull'efficienza
energetica;
Visto il decreto legislativo del 14 luglio 2020, n. 73, recante
attuazione della direttiva (UE) 2018/2002 che modifica la direttiva
2012/27/UE sull'efficienza energetica;
Vista la legge 24 dicembre 2012, n. 234, recante «Norme generali
sulla partecipazione dell'Italia alla formazione e all'attuazione
della normativa e delle politiche dell'Unione europea»;
Vista la legge 22 aprile 2021, n. 53, recante «Delega al Governo
per il recepimento delle direttive europee e l'attuazione di altri
atti dell'Unione europea - Legge di delegazione europea 2019-2020» e,
in particolare, gli articoli 12 e 19;
Visto il decreto-legge 1° marzo 2021, n. 22, convertito, con
modificazioni, dalla legge 22 aprile 2021, n. 55, recante
«Disposizioni urgenti in materia di riordino delle attribuzioni dei
Ministeri» e, in particolare, l'articolo 2, ai sensi del quale le
competenze del Ministero dello sviluppo economico in materia
energetica sono trasferite al Ministero della transizione ecologica;
Vista la preliminare deliberazione del Consiglio dei ministri,
adottata nella riunione del 5 agosto 2021;
Acquisito il parere della Conferenza permanente per i rapporti tra
lo Stato, le regioni e le Province autonome di Trento e di Bolzano
espresso nella seduta del 7 ottobre 2021;
Acquisiti i pareri delle competenti Commissioni della Camera dei
deputati e del Senato della Repubblica;
Vista la deliberazione del Consiglio dei ministri adottata nella
riunione del 4 novembre 2021;
Sulla proposta del Presidente del Consiglio dei ministri e del
Ministro della transizione ecologica, di concerto con i Ministri
degli affari esteri e della cooperazione internazionale,
dell'economia e delle finanze e della giustizia;

Emana
il seguente decreto legislativo:

Art. 1

Principi generali di organizzazione del mercato dell'energia
elettrica

1. Il mercato dell'energia elettrica è disciplinato e regolato in
base ai principi di libertà degli scambi transfrontalieri,
integrazione e interconnessione con i mercati e le reti europei,
trasparenza e dinamicità del sistema dei prezzi, libertà di scelta
del fornitore, informazione e partecipazione attiva dei clienti
finali, protezione dei clienti vulnerabili e in condizione di
povertà energetica. L'organizzazione del mercato tiene altresì
conto dell'esigenza di dare stabilità agli investimenti necessari
per la transizione energetica previsti dal Piano nazionale integrato
energia e clima e per l'aumento della capacità di interconnessione
di cui al regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del
Consiglio dell'11 dicembre 2018.
2. Sono fatte salve le disposizioni tributarie in materia di accisa
sull'energia elettrica.

Art. 2

Modifiche e integrazioni all'articolo 2
del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79

1. All'articolo 2 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79,
sono apportate le seguenti modificazioni:
a) il comma 16 è sostituito dal seguente: «16. Linea diretta è
una linea elettrica che collega un sito di generazione isolato con un
cliente isolato ovvero una linea elettrica che un produttore e
un'impresa fornitrice di energia elettrica utilizzano per
approvvigionare direttamente i propri siti, le società controllate
ed i propri clienti.»;
b) dopo il comma 22 è aggiunto il seguente: «22-bis. Il servizio
ancillare non relativo alla frequenza è un servizio utilizzato da un
Gestore del sistema di trasmissione o un da Gestore del sistema di
distribuzione per la regolazione della tensione, per le immissioni e
i prelievi di potenza reattiva, per il mantenimento dell'inerzia, per
la stabilità della rete e la potenza di corto circuito, per la
capacità di black start e per la capacità di funzionamento in
isola.»;
c) il comma 25-terdecies è sostituito dal seguente:
«25-terdecies. Si definisce impresa elettrica ogni persona fisica o
giuridica, esclusi i clienti finali, che svolge almeno una delle
funzioni seguenti: generazione, trasmissione, distribuzione,
aggregazione, gestione della domanda, stoccaggio, fornitura o
acquisto di energia elettrica, che è responsabile per i compiti
commerciali, tecnici o di manutenzione legati a queste funzioni.».

Art. 3

Definizioni

1. Agli effetti del presente decreto si applicano le definizioni di
cui ai commi 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 e 15.
2. Il cliente attivo è un cliente finale ovvero un gruppo di
clienti finali ubicati in un edificio o condominio che agiscono
collettivamente, che, all'interno dei propri locali, svolgono almeno
una delle seguenti funzioni: produzione di energia elettrica per il
proprio consumo, accumulo o vendita di energia elettrica
autoprodotta, partecipazione a meccanismi di efficienza energetica o
di flessibilità, eventualmente per mezzo di un soggetto aggregatore.
Tali attività non possono in ogni caso costituire l'attività
commerciale o professionale principale di tali clienti.
3. La comunità energetica dei cittadini è un soggetto di diritto,
con o senza personalità giuridica:
a) fondato sulla partecipazione volontaria e aperta;
b) controllato da membri o soci che siano persone fisiche,
piccole imprese, autorità locali, ivi incluse le amministrazioni
comunali, gli enti di ricerca e formazione, gli enti del terzo
settore e di protezione ambientale, gli enti religiosi, nonchè le
amministrazioni locali contenute nell'elenco delle amministrazioni
pubbliche divulgato dall'Istituto Nazionale di Statistica secondo
quanto previsto all'articolo 1, comma 3, della legge 31 dicembre
2009, n. 196;
c) che ha lo scopo principale di offrire ai suoi membri o soci o
al territorio in cui opera benefici ambientali, economici o sociali a
livello di comunità anzichè perseguire profitti finanziari;
d) che può partecipare alla generazione, alla distribuzione,
alla fornitura, al consumo, all'aggregazione, allo stoccaggio
dell'energia, ai servizi di efficienza energetica, o a servizi di
ricarica per veicoli elettrici o fornire altri servizi energetici ai
suoi membri o soci.
4. Per centro di coordinamento regionale si intende ciascun centro
di coordinamento regionale istituito ai sensi dell'articolo 35 del
regolamento UE 943/2019 del 5 giugno 2019.
5. Le componenti di rete pienamente integrate sono componenti di
rete integrate nel sistema di trasmissione o di distribuzione
dell'energia, ivi compresi gli impianti di stoccaggio, e utilizzate
al solo scopo di assicurare un funzionamento sicuro e affidabile del
sistema di trasmissione o di distribuzione e non per il bilanciamento
o la gestione delle congestioni di rete nel mercato elettrico.
6. Lo stoccaggio di energia è il differimento dell'utilizzo finale
dell'energia elettrica a un momento successivo alla sua generazione
ovvero la conversione di energia elettrica in una forma di energia
che può essere stoccata, lo stoccaggio di tale energia e la sua
successiva riconversione in energia elettrica ovvero l'uso sotto
forma di un altro vettore energetico.
7. L'impianto di stoccaggio dell'energia è un impianto dove
avviene lo stoccaggio di energia.
8. La gestione della domanda è la variazione del carico
dell'energia elettrica per i clienti finali rispetto ai modelli di
consumo normali o attuali in risposta a segnali del mercato, anche in
risposta a prezzi dell'energia elettrica variabili nel tempo o
incentivi finanziari, oppure in risposta all'accettazione
dell'offerta del cliente finale di vendere la riduzione o l'aumento
della domanda a un determinato prezzo sui mercati organizzati
definiti dall'articolo 2, punto 4, del regolamento di esecuzione
2014/1348/UE della Commissione europea, individualmente o per
aggregazione.
9. L'aggregazione è la funzione svolta da una persona fisica o
giuridica che combina più carichi di clienti o l'energia elettrica
generata per la vendita, l'acquisto o la vendita all'asta in
qualsiasi mercato dell'energia elettrica.
10. L'aggregatore indipendente è il partecipante al mercato che
realizza l'aggregazione di cui al comma precedente e che non è
collegato al fornitore dei clienti interessati.
11. Il partecipante al mercato è una persona fisica o giuridica
che produce, acquista o vende servizi connessi all'elettricità, alla
gestione della domanda o allo stoccaggio, compresa la trasmissione di
ordini di compravendita, su uno o più mercati dell'energia
elettrica, tra cui i mercati dell'energia di bilanciamento.
12. L'interconnettore è l'infrastruttura che collega tra loro due
o più reti elettriche.
13. Il responsabile del bilanciamento è il partecipante al
mercato, o il suo rappresentante designato, responsabile degli
sbilanciamenti che provoca sul mercato dell'energia elettrica.
14. Il contratto con prezzo dinamico dell'energia elettrica è un
contratto di fornitura di energia elettrica tra un fornitore e un
cliente finale che rispecchia la variazione del prezzo sui mercati a
pronti, inclusi i mercati del giorno prima e i mercati
infra-giornalieri, a intervalli pari almeno alla frequenza di
regolamento di mercato.
15. La rete pubblica con obbligo di connessione di terzi è una
rete pubblica il cui esercizio è oggetto di una concessione
rilasciata ai sensi del presente decreto o dell'articolo 1-ter del
decreto del Presidente della Repubblica 26 marzo 1977, n. 235.

Art. 4

Partecipazione al mercato degli operatori dei Paesi terzi

1. I partecipanti al mercato interno dell'energia elettrica
provenienti da Paesi non appartenenti all'Unione europea sono tenuti
al rispetto del diritto dell'Unione e del diritto nazionale, compresa
la normativa in materia di ambiente e sicurezza.

Art. 5

Diritti contrattuali dei clienti finali

1. I clienti finali hanno il diritto di acquistare energia
elettrica dal produttore o dal fornitore di loro scelta, anche se
stabilito nel territorio di un diverso Stato membro, purchè siano
rispettate le norme in materia di scambi e di bilanciamento. I
clienti finali possono stipulare più di un contratto di fornitura
allo stesso tempo, a condizione che siano stabiliti i necessari punti
di connessione e di misurazione.
2. I clienti finali, ferme e impregiudicate le norme di diritto
nazionale e di diritto dell'Unione europea a tutela dei consumatori,
beneficiano dei diritti contrattuali previsti dai commi seguenti.
3. I clienti finali hanno il diritto a che i contratti di fornitura
di energia elettrica da loro conclusi indichino, in maniera chiara e
agevolmente comprensibile:
a) l'identità e l'indirizzo del fornitore;
b) i servizi forniti, i livelli di qualità dei servizi e la data
dell'allacciamento iniziale;
c) i servizi di manutenzione ricompresi nel contratto;
d) i mezzi disponibili al fine di ottenere informazioni
aggiornate sulle tariffe vigenti, sugli addebiti per i servizi
accessori di manutenzione e sui servizi a pacchetto;
e) la durata-base del contratto, le condizioni di rinnovo e di
cessazione degli effetti del contratto e dei singoli servizi da
questo previsti, ivi compresi i prodotti o i servizi a pacchetto,
nonchè l'eventuale facoltà, per il cliente, di risolvere in
anticipo il contratto senza oneri;
f) l'indennizzo e le modalità di rimborso previsti nel caso in
cui i livelli di qualità previsti dal contratto non siano raggiunti,
ivi compresi i casi di fatturazione imprecisa o tardiva;
g) le forme di risoluzione stragiudiziale delle controversie e le
relative modalità procedimentali;
h) le informazioni sui diritti spettanti al cliente, ivi incluse
le informazioni sulla gestione dei reclami e su tutti gli altri
aspetti di cui al presente comma, le quali devono essere chiaramente
indicate anche sulla fattura e sul sito web del fornitore.
4. Il cliente finale ha diritto a ricevere, prima della conclusione
del contratto, un documento informativo recante una sintesi, scritta
in un linguaggio semplice e conciso, dei diritti di cui al comma 3 e
delle ulteriori condizioni contrattuali. Le eventuali condizioni che
importano limitazioni dei diritti del cliente finale, fatta eccezione
per i diritti di cui al comma 3, sono debitamente evidenziate
all'interno del documento informativo. La violazione del presente
comma, ad opera del fornitore, è causa di nullità del contratto di
fornitura. La nullità opera soltanto in favore del cliente finale e
può essere rilevata anche d'ufficio dal giudice.
5. I clienti finali hanno il diritto di ricevere dal fornitore una
comunicazione chiara, comprensibile e tempestiva dell'intenzione di
modificare le condizioni contrattuali e della loro facoltà di
recedere dal contratto. In caso di adeguamento del prezzo di
fornitura, i clienti finali devono essere altresì informati, in via
diretta, dei motivi e prerequisiti dell'adeguamento e della sua
entità, con un preavviso di almeno due settimane ovvero di almeno un
mese, qualora si tratti di clienti civili, rispetto alla data di
applicazione del medesimo adeguamento. Sono escluse dall'obbligo di
comunicazione di cui al presente comma, le variazioni dei
corrispettivi che derivano da indicizzazione o adeguamento automatico
degli stessi non determinati dal fornitore.
6. Nelle ipotesi indicate dal comma 5, il cliente finale può
recedere dal contratto, con dichiarazione inviata al fornitore,
mediante lettera raccomandata con ricevuta di ritorno ovvero mediante
posta elettronica, anche ordinaria, entro il termine indicato dal
fornitore, comunque non inferiore a dieci giorni lavorativi,
decorrente dal ricevimento della comunicazione prevista dal presente
comma. La comunicazione indica gli indirizzi, ivi compreso almeno un
indirizzo di posta elettronica ordinaria, ai quali la dichiarazione
di recesso può essere trasmessa.
7. I fornitori trasmettono ai clienti finali informazioni chiare e
trasparenti sui prezzi e sulle tariffe praticati, nonchè sulle
condizioni contrattuali generalmente praticate.
8. I fornitori offrono ai clienti finali diversi metodi di
pagamento. Il metodo di pagamento prescelto dal cliente finale non
può in ogni caso determinare indebite discriminazioni. Le eventuali
differenze negli oneri relativi ai diversi metodi di pagamento e ai
differenti sistemi di prepagamento devono essere oggettive, non
discriminatorie e proporzionate e, in ogni caso, non possono superare
i costi diretti a carico del beneficiario legati all'uso di un
determinato metodo di pagamento o di un determinato sistema di
prepagamento. L'accesso a sistemi di prepagamento non può
determinare condizioni svantaggiose.
9. I moduli o formulari recano condizioni contrattuali eque e
trasparenti e sono redatti in un linguaggio semplice e univoco e non
prevedono ostacoli, anche esterni al contratto, all'esercizio dei
diritti dei clienti finali e dei diritti attribuiti dal presente
articolo. È ostacolo vietato ai sensi del presente comma anche la
sottoposizione al cliente finale di un'eccessiva documentazione
contrattuale.
10. I clienti finali hanno diritto a un buon livello di prestazione
dei servizi e di gestione dei propri eventuali reclami da parte dei
fornitori, in modo semplice, equo e rapido.
11. I clienti finali hanno diritto di essere prontamente e
adeguatamente informati sui propri diritti derivanti dagli obblighi
di servizio pubblico universale imposti ai fornitori.
12. I clienti civili hanno diritto di essere informati in modo
adeguato dai fornitori sulle misure alternative alla disconnessione
del servizio, con sufficiente anticipo rispetto alla data prevista
per l'interruzione della fornitura, comunque non inferiore a un mese.
Le misure alternative possono consistere in fonti di sostegno, in
sistemi di prepagamento, in audit energetici, in servizi di
consulenza energetica, in piani di pagamento alternativi, in
consulenze per la gestione dell'indebitamento e in moratorie e non
comportano, in ogni caso, costi supplementari per i clienti
interessati.
13. I clienti finali ricevono una fattura di conguaglio definitivo
dal fornitore entro sei settimane dall'effettuato cambio di
fornitore.
14. L'Autorità di regolazione per l'energia, le reti e l'ambiente
(di seguito: ARERA), con uno o più atti regolatori da adottare entro
sei mesi dall'entrata in vigore del presente decreto, stabilisce le
misure necessarie al fine di rendere effettivi i diritti di cui al
presente articolo.
15. Il comma 3 dell'articolo 35 del decreto legislativo 1° giugno
2011, n. 93, è abrogato.

Art. 6

Bollette e informazioni di fatturazione

1. I clienti finali hanno il diritto di ricevere dai propri
fornitori bollette e informazioni di fatturazione accurate,
facilmente comprensibili, chiare, concise, di facile consultazione e
idonee a facilitare confronti con i servizi offerti da altri
fornitori. I clienti finali hanno altresì il diritto di ricevere, su
loro specifica ed espressa richiesta, una spiegazione chiara e
comprensibile da parte del fornitore sul modo in cui una determinata
bolletta è stata compilata. La spiegazione deve risultare
particolarmente chiara e dettagliata in caso di bollette non basate
sui consumi effettivi di energia elettrica.
2. I clienti finali ricevono le bollette e le informazioni di cui
al comma 1 in maniera gratuita.
3. I clienti finali possono chiedere al proprio fornitore di
ricevere le bollette e le informazioni di cui al comma 1 in formato
elettronico, anche mediante posta elettronica ordinaria, e hanno
diritto di accedere a soluzioni flessibili per il pagamento delle
bollette.
4. In caso in cui il contratto di fornitura preveda variazioni dei
prodotti e dei servizi offerti ovvero del prezzo di fornitura, ciò
è indicato nella bolletta, unitamente alla data della prevista
variazione.
5. Le bollette e le informazioni di fatturazione trasmesse
soddisfano i requisiti minimi indicati nell'Allegato I al presente
decreto. Il Gestore dei servizi energetici S.p.a., secondo modalità
stabilite dall'ARERA e in raccordo con gli strumenti di confronto
delle offerte di cui all'articolo 10, rende disponibile ai clienti
finali uno strumento di comparabilità delle informazioni sulla
composizione del mix di fonti energetiche utilizzate per la
produzione di energia elettrica fornita dalle imprese di vendita.
6. L'ARERA, con uno o più atti regolatori adottati entro sei mesi
dall'entrata in vigore del presente decreto, sentite le
organizzazioni rappresentative iscritte nel Registro del Terzo
settore di cui all'articolo 45 del decreto legislativo 3 luglio 2017,
n. 117, stabilisce le misure tecniche e di dettaglio necessarie al
fine di rendere effettivi i diritti di cui al presente articolo,
predisponendo altresì schemi-tipo di bollette e informazioni di
fatturazione. Con i medesimi provvedimenti di cui al periodo
precedente possono essere altresì previsti requisiti ulteriori
rispetto a quelli indicati dal comma 5 del presente articolo.

Art. 7

Diritto a cambiare fornitore

1. I clienti, singoli o aggregati, hanno il diritto di cambiare,
senza discriminazioni legate ai costi, agli oneri o ai tempi, il
proprio fornitore nel più breve tempo possibile e, comunque, entro
un termine massimo di tre settimane dalla data di ricevimento della
richiesta. Il nuovo fornitore o il nuovo partecipante al mercato
coinvolto in un'aggregazione emette una bolletta per il periodo
compreso tra il cambio e l'ultimo giorno del mese in corso al momento
del cambio. I successivi periodi di fatturazione decorrono dal primo
giorno del mese successivo a quello dell'avvenuto cambio.
2. Ciascun fornitore indica ai propri clienti, nel documento
informativo comunicato prima della stipula del contratto di
fornitura, all'interno del contratto stesso e nelle bollette
periodicamente inviate, le modalità attraverso le quali è possibile
cambiare fornitore, nonchè l'indirizzo, anche di posta elettronica
ordinaria, al quale la richiesta deve essere trasmessa.
3. L'ARERA, entro un anno dall'entrata in vigore del presente
decreto, avvia una consultazione degli operatori attivi nel mercato
interno dell'energia elettrica e delle organizzazioni rappresentative
iscritte nel registro di cui all'articolo 45 del decreto legislativo
3 luglio 2017, n. 117, al fine di adottare uno o più atti regolatori
idonei a garantire che, al più tardi a far data dal 1° gennaio 2026,
sia assicurato il diritto dei clienti a cambiare fornitore entro
ventiquattro ore dalla richiesta.
4. Fatta eccezione per l'ipotesi prevista dal comma 5, l'esercizio
del diritto di recesso da parte dei clienti civili e delle imprese
che occupano meno di cinquanta dipendenti, a tempo indeterminato e a
termine, e che realizzano un fatturato ovvero un totale di bilancio
non superiore a dieci milioni di euro non è soggetto ad alcun onere.
5. Il fornitore può imporre ai propri clienti, singoli o
aggregati, il pagamento di una somma di denaro in caso di recesso
anticipato da un contratto di fornitura a tempo determinato o a
prezzo fisso, a condizione che tale onere sia stato indicato, in
maniera espressa, chiara e agevolmente comprensibile, tanto nel
documento informativo comunicato prima della stipula del contratto
quanto nel contratto stesso e sia stato specificamente approvato e
sottoscritto dal cliente. La somma richiesta deve in ogni caso essere
proporzionata e non può eccedere la perdita economica direttamente
subita dal fornitore o dal partecipante al mercato coinvolto in
un'aggregazione a seguito dello scioglimento anticipato del
contratto, ivi compresi i costi legati a eventuali pacchetti di
investimenti o servizi già forniti al cliente nell'ambito del
contratto. L'onere di provare l'esistenza e l'entità di tale perdita
economica diretta grava sul fornitore.
6. I clienti civili possono prendere parte a programmi collettivi
di cambio del fornitore, alle stesse condizioni e con le medesime
garanzie previste dal presente articolo per i cambi individuali,
nonchè senza oneri aggiuntivi. In caso di pratiche abusive nei
confronti dei partecipanti a un programma collettivo di cambio del
fornitore, ciascun partecipante o gli enti rappresentativi iscritti
nel registro di cui all'articolo 45 del decreto legislativo 3 luglio
2017, n. 117, possono agire nei confronti dell'autore della condotta
lesiva ai sensi del Titolo VIII-bis del Libro Quarto del codice di
procedura civile.
7. L'ARERA, con propri provvedimenti, assicura l'attuazione delle
disposizioni del presente articolo, introducendo misure volte a
contrastare comportamenti opportunistici di cambio del fornitore di
energia elettrica da parte dei clienti finali morosi, anche limitando
la possibilità di cambio del fornitore, salvo il caso in cui siano
state attivate procedure di contestazione o conciliazione sulle
bollette.

Art. 8

Contratti con prezzo dinamico dell'energia elettrica

1. I clienti finali che dispongono di un contatore intelligente
hanno diritto a concludere, su loro espressa richiesta, un contratto
con prezzo dinamico dell'energia elettrica con ciascun fornitore che
abbia più di 200.000 clienti finali. Il cliente finale deve
esprimere il proprio consenso espresso e specifico alla conversione
del proprio contratto di fornitura con prezzo dinamico.
2. Il contratto di fornitura con prezzo dinamico si basa sui dati
effettivi di consumo del cliente, come rilevati dal contatore
intelligente, che consente il controllo e la verifica dei dati ad
opera del cliente stesso. I dati di consumo sono riportati anche
nella bolletta e negli altri documenti di fatturazione, i quali
indicano altresì il calcolo degli importi fatturati.
3. Nell'offerta relativa a un contratto di fornitura con prezzo
dinamico, il fornitore informa il cliente finale sulle condizioni
contrattuali e sui prezzi di riferimento utilizzati, sulle
opportunità e sui rischi derivanti dalla stipula di contratti di
questo tipo, nonchè sulla necessità di installare un contatore
intelligente e sui relativi costi. L'ARERA rafforza gli strumenti per
la tutela dei clienti finali che stipulano contratti con prezzo
dinamico dell'energia elettrica da eventuali pratiche abusive.
4. L'ARERA, per dieci anni a partire dall'entrata in vigore del
presente decreto, monitora la diffusione e lo sviluppo dei contratti
con prezzo dinamico dell'energia elettrica, rilevandone gli eventuali
rischi, e ne riferisce, nell'ambito della relazione annuale sullo
stato dei servizi e sull'attività svolta di cui all'articolo 2,
comma 12, lettera i) della legge 14 novembre 1995, n. 481,
analizzando tra l'altro le offerte di mercato, l'impatto sulle
bollette dei clienti finali e il livello di volatilità dei prezzi.
5. L'ARERA, entro dodici mesi dall'entrata in vigore del presente
decreto, adotta uno o più provvedimenti al fine di orientare la
graduale tariffazione delle componenti dei contratti di fornitura
diverse dall'energia elettrica secondo una logica dinamica, con
contestuale riduzione delle quote fisse, tenuto conto dei risultati
dell'attività di monitoraggio e della relazione annua di cui al
comma 4, dell'esigenza di promozione della gestione attiva della
domanda e dell'efficienza energetica negli usi finali, nonchè della
progressiva installazione dei sistemi di misurazione intelligente.

Art. 9

Sistemi di misurazione intelligenti
e diritto al contatore intelligente

1. L'ARERA fissa i requisiti funzionali e tecnici minimi dei
sistemi di misurazione intelligenti, assicurandone la piena
interoperabilità, in particolare con i sistemi di gestione
dell'energia dei clienti finali e con le reti intelligenti, nonchè
la capacità di fornire informazioni per i sistemi di gestione
energetica dei clienti finali. Tali requisiti si conformano alle
pertinenti norme tecniche europee, anche in tema di
interoperabilità, e alle migliori prassi e, comunque, rispettano le
seguenti condizioni:
a) il consumo effettivo di energia elettrica deve essere
accuratamente misurato e devono essere fornite ai clienti
informazioni sul tempo effettivo d'uso assicurando la coerenza delle
modalità di rilevazione tra le due grandezze dell'energia elettrica
immessa in rete e prelevata dalla rete e prevedendo la medesima
granularità e frequenza. I dati rilevati sull'energia elettrica
immessa in rete sono registrati e conservati con gli stessi criteri e
per il medesimo arco temporale previsti per i dati relativi
all'energia elettrica prelevata. I dati sui consumi storici
convalidati devono essere resi accessibili e visualizzabili ai
clienti finali, in modo facile e sicuro, su loro richiesta e senza
costi aggiuntivi. I dati sui consumi in tempo quasi reale non
convalidati sono resi accessibili ai clienti finali in modo facile e
sicuro e senza costi aggiuntivi, attraverso un'interfaccia
standardizzata o mediante accesso a distanza, a sostegno dei
programmi di efficienza energetica automatizzata, della gestione
della domanda e di altri servizi;
b) la sicurezza dei sistemi di misurazione e della comunicazione
dei dati deve essere conforme alla pertinente normativa europea,
tenendo conto delle migliori tecniche disponibili di cyber-sicurezza
e dei costi, alla luce del principio di proporzionalità;
c) la riservatezza dei clienti finali e la protezione dei loro
dati devono risultare conformi alla normativa nazionale ed europea
sulla protezione e il trattamento dei dati personali;
d) l'accesso ai dati di misurazione e di consumo dei clienti
finali da parte dei soggetti ammessi e per le finalità consentite
dalla legge e dai provvedimenti dell'ARERA avviene in maniera non
discriminatoria;
e) gli operatori assicurano che i contatori dei clienti attivi
che immettono energia elettrica nella rete siano in grado di
registrare l'energia immessa nella rete;
f) se il cliente finale lo richiede, i dati sull'energia
elettrica immessa nella rete e sul consumo sono messi a disposizione,
in conformità agli atti di esecuzione emessi dalla Commissione
europea ai sensi dell'articolo 24 della direttiva 2019/944/Ue,
attraverso un'interfaccia di comunicazione standardizzata ovvero
mediante l'accesso a distanza, oppure sono comunicati a un soggetto
terzo che rappresenta il cliente. I dati sono messi a disposizione in
un formato facilmente comprensibile, così da consentire il raffronto
tra offerte comparabili. Il cliente finale ha diritto alla
portabilità dei suoi dati personali, estraendoli dal contatore e
trasmettendoli a terzi senza costi aggiuntivi;
g) l'operatore, prima ovvero, al più tardi, al momento
dell'installazione del contatore intelligente, fornisce al cliente
una consulenza e informazioni adeguate, con particolare riferimento
al pieno potenziale del dispositivo in termini di gestione della
lettura e di monitoraggio del consumo di energia elettrica e al
trattamento dei suoi dati personali;
h) la misurazione e il pagamento debbono essere assicurati ai
clienti finali con la stessa risoluzione temporale utilizzata per il
periodo di regolazione degli sbilanciamenti nel mercato interno.
2. L'ARERA fissa altresì le modalità di contribuzione dei clienti
finali ai costi connessi all'introduzione di sistemi di misurazione
intelligenti conformi ai requisiti indicati al comma 1, in modo
trasparente e non discriminatorio, nonchè tenendo conto dei benefici
a lungo termine per l'intera filiera. La medesima Autorità verifica
con cadenza regolare gli eventuali benefici conseguiti dai clienti
finali a seguito dell'introduzione dei descritti sistemi di
misurazione intelligenti.
3. Le disposizioni, le norme tecniche e i requisiti di cui ai due
commi precedenti si applicano unicamente agli impianti futuri e a
quelli che sostituiscono gli impianti esistenti. I sistemi di
misurazione intelligenti già installati o i cui lavori siano stati
avviati prima del 4 luglio 2019 restano in funzione per l'intera
durata del loro ciclo di vita, salvo che non soddisfino i requisiti e
le norme tecniche di cui al comma 1 del presente articolo. In tal
caso, restano operativi entro e non oltre la data del 5 luglio 2031.
L'avvio dei lavori coincide con la data di inizio dei lavori di
costruzione richiesti dall'investimento ovvero, se antecedente, con
la data del primo fermo impegno a ordinare le attrezzature necessarie
ovvero ancora con la data in cui sia stato assunto qualsiasi altro
impegno tale da rendere irreversibile l'investimento. In caso di
acquisizione, l'avvio dei lavori coincide con la data di acquisizione
degli attivi direttamente collegati allo stabilimento acquistato.
L'acquisto di un terreno e le attività preparatorie, quali la
richiesta di permessi o autorizzazioni e la realizzazione di studi di
fattibilità non integrano l'avvio dei lavori.
4. L'ARERA elabora e pubblica un calendario degli interventi di
realizzazione e di sostituzione e ammodernamento dei sistemi di
misurazione intelligenti, considerando un arco temporale di dieci
anni dall'entrata in vigore del presente decreto. Il calendario così
predisposto deve assicurare che entro il 31 dicembre 2024 l'ottanta
per cento dei clienti finali disponga di contatori intelligenti.
5. Nelle more dell'attuazione degli interventi pianificati ai sensi
dei commi precedenti, i clienti finali hanno comunque diritto a
richiedere l'installazione o l'adattamento, a proprie spese, di
contatori intelligenti, a condizioni eque, ragionevoli ed efficaci,
anche sul piano dei costi. Il contatore intelligente richiesto dal
cliente finale presenta gli stessi requisiti di cui al comma 1 del
presente articolo e assicura l'interoperabilità. Il cliente finale
che abbia richiesto l'installazione o l'adattamento di un contatore
intelligente ha diritto a ricevere un'offerta che espliciti, in forma
chiara, le funzioni, anche in chiave di interoperabilità, e i
realistici vantaggi del contatore, nonchè i costi a suo carico. Il
contatore intelligente deve essere installato o adattato entro un
termine ragionevole dalla richiesta, comunque non superiore a quattro
mesi.
6. I clienti che ancora non dispongano di contatori intelligenti
hanno comunque diritto ad avere contatori convenzionali individuali
in grado di misurare con precisione i propri consumi effettivi e
facilmente leggibili, direttamente ovvero mediante un'interfaccia
online o un'altra interfaccia idonea.

Art. 10

Strumenti di confronto delle offerte

1. Al fine di assicurare la confrontabilità e la trasparenza delle
diverse offerte presenti sul mercato interno dell'energia elettrica,
l'ARERA, entro tre mesi dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, assicura che il portale informatico per la raccolta e la
pubblicazione delle offerte nel mercato di vendita al dettaglio di
energia elettrica e gas di cui all'articolo 1, comma 61, della legge
4 agosto 2017, n. 124, sia conforme almeno ai seguenti requisiti:
a) indipendenza dai partecipanti al mercato e parità di
trattamento tra le imprese elettriche nei risultati di ricerca;
b) indicazione chiara del gestore del portale informatico e delle
sue modalità di finanziamento;
c) definizione di criteri chiari e oggettivi sui quali basare il
confronto tra le diverse offerte, compresi i servizi;
d) utilizzo di un linguaggio semplice e privo di ambiguità;
e) correttezza e tempestivo aggiornamento delle informazioni
pubblicate, con indicazione della data dell'ultimo aggiornamento;
f) piena accessibilità per le persone con disabilità;
g) conoscibilità ed efficacia delle procedure di segnalazione
degli eventuali errori nelle informazioni pubblicate;
h) possibilità di immettere dati e di eseguire confronti tra
diverse offerte, limitando i dati richiesti al cliente a quanto
strettamente necessario ai fini del confronto.

Art. 11

Clienti vulnerabili e in condizioni di povertà energetica

1. Sono clienti vulnerabili i clienti civili:
a) che si trovano in condizioni economicamente svantaggiate o che
versano in gravi condizioni di salute, tali da richiedere l'utilizzo
di apparecchiature medico-terapeutiche alimentate dall'energia
elettrica, necessarie per il loro mantenimento in vita, ai sensi
dell'articolo 1, comma 75, della legge 4 agosto 2017, n. 124;
b) presso i quali sono presenti persone che versano in gravi
condizioni di salute, tali da richiedere l'utilizzo di
apparecchiature medico-terapeutiche alimentate dall'energia
elettrica, necessarie per il loro mantenimento in vita;
c) che rientrano tra i soggetti con disabilità ai sensi
dell'articolo 3 della legge 5 febbraio 1992, n. 104;
d) le cui utenze sono ubicate nelle isole minori non
interconnesse;
e) le cui utenze sono ubicate in strutture abitative di emergenza
a seguito di eventi calamitosi;
f) di età superiore ai 75 anni.
2. A decorrere dalla data di cessazione del servizio di maggior
tutela di cui all'articolo 1, comma 60, della legge 4 agosto 2017, n.
124, i fornitori sono tenuti ad offrire ai clienti vulnerabili di cui
al comma 1 del presente articolo che ne facciano richiesta la
fornitura di energia elettrica ad un prezzo che rifletta il costo
dell'energia nel mercato all'ingrosso, i costi efficienti del
servizio di commercializzazione e le condizioni contrattuali e di
qualità del servizio, così come definiti dall'ARERA con uno o più
provvedimenti e periodicamente aggiornati.
3. Al fine di incrementare il grado di consapevolezza dei clienti
finali sui prezzi dell'energia elettrica, l'ARERA definisce, in via
transitoria e comunque fino al 31 dicembre 2025, un indice di
riferimento mensile del prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso.
4. Il Ministro della transizione ecologica, sulla base del riesame
della Commissione europea sugli interventi pubblici nella fissazione
dei prezzi di fornitura dell'energia elettrica ai clienti civili in
condizioni di povertà energetica o vulnerabili previsto
dall'articolo 5, paragrafo 10, della direttiva (UE) 2019/944, propone
al Consiglio dei ministri un disegno di legge per l'eventuale
superamento dell'obbligo previsto dal comma 2 del presente articolo,
con contestuale previsione delle misure sociali di sostegno ai
clienti vulnerabili alternative agli interventi pubblici nella
fissazione del prezzo di fornitura dell'energia elettrica.
5. Con decreto del Ministro della transizione ecologica, da
adottare entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, è istituito, senza nuovi o maggiori oneri a carico
della finanza pubblica, presso il Ministero della transizione
ecologica, l'Osservatorio nazionale della povertà energetica.
L'Osservatorio è un organo collegiale composto da sei membri
nominati con decreto del Ministro della transizione ecologica. Dei
sei membri, due, compreso il Presidente dell'Osservatorio, sono
designati dal Ministro della transizione ecologica; uno dal Ministro
del lavoro e delle politiche sociali; uno dal Ministro delle
infrastrutture e della mobilità sostenibili; uno dalla Conferenza
permanente per i rapporti tra lo Stato, le regioni e le Province
autonome di Trento e Bolzano; uno dall'ARERA. L'Osservatorio si
avvale del supporto tecnico del Gestore dei servizi energetici S.p.a.
e di Acquirente Unico S.p.a. La partecipazione all'Osservatorio non
prevede il riconoscimento di compensi, rimborsi spese, gettoni di
presenze ed altri emolumenti comunque denominati.
6. L'Osservatorio:
a) propone al Ministero della transizione ecologica e all'ARERA
misure di contrasto alla povertà energetica, anche attraverso azioni
di comunicazione, formazione e assistenza a soggetti pubblici ed enti
rappresentativi dei portatori di interesse;
b) effettua, con cadenza biennale, il monitoraggio del fenomeno
della povertà energetica a livello nazionale, anche ai fini della
comunicazione integrata sulla povertà energetica di cui all'articolo
24, del regolamento (UE) 2018/1999;
c) anche ai fini di cui alla lettera b) del presente comma,
elabora criteri per l'elaborazione del numero di famiglie in
condizioni di povertà energetica.
7. Fermo quanto previsto dal presente articolo, gli enti locali che
partecipano alle comunità energetiche dei cittadini, con le risorse
disponibili a legislazione vigente nei propri bilanci e senza nuovi o
maggiori oneri a carico della finanza pubblica, adottano iniziative
per promuovere la partecipazione alle comunità stesse dei clienti
vulnerabili di cui al comma 1 del presente articolo, affinchè questi
ultimi possano accedere ai benefici ambientali, economici e sociali
assicurati dalla comunità stessa. A supporto della realizzazione di
tali progetti, il Gestore dei servizi energetici S.p.a., nell'ambito
dei servizi di assistenza territoriale a favore dei comuni, mette a
disposizione servizi informativi dedicati, ivi inclusi guide
informative e strumenti di simulazione.

Art. 12

Contratti di aggregazione e gestione della domanda attraverso
l'aggregazione

1. I clienti sono liberi di acquistare e vendere tutti i servizi
connessi al mercato dell'energia elettrica diversi dalla fornitura e
di stipulare contratti di aggregazione, indipendentemente dal proprio
contratto di fornitura di energia e rivolgendosi a imprese elettriche
di loro scelta. In particolare, i clienti possono stipulare contratti
di aggregazione senza che vi sia bisogno del consenso del proprio
fornitore di energia elettrica.
2. I clienti hanno il diritto di essere informati, in maniera
esaustiva, dai partecipanti al mercato coinvolti in un'aggregazione
sui termini e sulle condizioni dei contratti loro offerti, nonchè di
ricevere gratuitamente, su loro richiesta e almeno una volta per ogni
periodo di fatturazione, tutti i dati di gestione della domanda e i
dati relativi all'energia elettrica fornita e venduta.
3. I diritti di cui ai commi 1 e 2 sono garantiti a tutti i
clienti, ivi compresi i clienti finali, senza discriminazioni quanto
a costi, oneri o tempi. Essi non possono subire oneri o procedimenti
discriminatori ad opera dei propri fornitori per la loro
partecipazione a un contratto di aggregazione.
4. I clienti hanno diritto di partecipare ad aggregazioni per la
gestione collettiva della propria domanda di energia elettrica,
indipendentemente dal loro contratto di fornitura e dall'assenso dei
rispettivi fornitori. Le aggregazioni di clienti finali partecipano,
insieme ai produttori e in modo non discriminatorio, al mercato
interno dell'energia elettrica. L'aggregatore informa i clienti
finali partecipanti all'aggregazione dei termini e delle condizioni
di gestione della loro domanda di energia elettrica.
5. Il gestore del sistema di trasmissione e il gestore del sistema
di distribuzione dell'energia elettrica nel mercato interno, in caso
di acquisto di servizi ancillari, assicurano la parità di
trattamento tra partecipanti ad aggregazioni nella gestione della
domanda e produttori, sulla base delle rispettive capacità tecniche.
6. L'ARERA, entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, definisce le regole tecniche, anche in tema di
carichi aggregati, e le regole di dettaglio per la partecipazione al
mercato interno dell'energia elettrica dei soggetti coinvolti in
un'aggregazione nella gestione di una domanda di energia, nel
rispetto dei seguenti requisiti:
a) i partecipanti al mercato coinvolti in un'aggregazione, ivi
compresi gli aggregatori indipendenti, hanno il diritto di entrare
nel mercato interno dell'energia elettrica senza che si renda
necessario il consenso di altri partecipanti al mercato;
b) i ruoli e le responsabilità delle imprese elettriche e dei
clienti devono essere definiti sulla base di regole non
discriminatorie e trasparenti;
c) lo scambio di dati tra i partecipanti al mercato coinvolti in
un'aggregazione e le imprese elettriche deve avvenire secondo norme e
procedure trasparenti e non discriminatorie, tali da assicurare un
facile accesso su base paritaria, garantendo al contempo la piena
protezione delle informazioni commercialmente sensibili e dei dati
personali dei clienti;
d) i partecipanti al mercato coinvolti in un'aggregazione devono
assumersi la responsabilità finanziaria degli sbilanciamenti
apportati alla rete elettrica, salvo che abbiano delegato la
responsabilità ai sensi dell'articolo 5 del regolamento (UE)
2019/943;
e) i clienti finali che hanno sottoscritto un contratto con
aggregatori indipendenti non possono incorrere in penali o pagamenti
aggiuntivi di qualsiasi natura, nè in altre indebite restrizioni dei
diritti loro derivanti dai contratti di fornitura in essere;
f) i partecipanti al mercato coinvolti in un'aggregazione e gli
altri partecipanti al mercato devono poter accedere a procedure
stragiudiziali di risoluzione delle controversie, anche in tema di
responsabilità per gli sbilanciamenti apportati alla rete elettrica.
7. Il Gestore dei servizi energetici S.p.a. predispone strumenti di
supporto informativo per favorire la promozione delle aggregazioni di
domanda industriale, con riferimento a perimetri territoriali o
merceologici omogenei.

Art. 13

Formazione dei prezzi nei mercati dell'energia elettrica

1. Con decreto adottato dal Ministro della transizione ecologica ai
sensi dell'articolo 17, comma 3, della legge 23 agosto 1988, n. 400,
sentita l'ARERA e previo parere delle competenti Commissioni
parlamentari, sono definite le condizioni e i criteri per il graduale
passaggio, nell'ambito del mercato all'ingrosso dell'energia
elettrica, dall'applicazione di un prezzo unico nazionale ai clienti
finali all'applicazione di prezzi zonali definiti in base agli
andamenti del mercato, ferma restando l'esigenza di salvaguardare il
calcolo, da parte del GME, di un prezzo di riferimento dell'energia
elettrica scambiata nell'ambito del mercato all'ingrosso dell'energia
elettrica, in continuità con il calcolo del prezzo unico nazionale,
onde favorire lo sviluppo e la trasparenza dei mercati, anche ai
sensi dell'articolo 11 del presente decreto.
2. Ai fini di cui al comma 1 del presente articolo, il Ministero
della transizione ecologica, avvalendosi di Ricerca sul sistema
energetico S.p.a., nell'ambito delle risorse destinate allo
svolgimento delle attività di ricerca e sviluppo finalizzate
all'innovazione tecnica e tecnologica di interesse generale per il
settore elettrico, senza nuovi o maggiori oneri a carico della
finanza pubblica, entro dodici mesi dalla data di entrata in vigore
del presente decreto legislativo, elabora un rapporto relativo
all'impatto sui mercati dell'energia elettrica della modifica del mix
tecnologico di generazione, per effetto della crescita della
generazione da fonti rinnovabili e delle prospettive di sviluppo
della partecipazione attiva della domanda nei mercati, dello sviluppo
delle reti, nonchè dell'impatto del passaggio ai prezzi zonali sui
clienti finali e dell'esigenza di adeguamento degli strumenti di
tutela dei clienti vulnerabili di cui all'articolo 11 del presente
decreto.

Art. 14

Clienti attivi e comunità energetiche dei cittadini

1. I clienti finali hanno il diritto di partecipare al mercato in
qualità di clienti attivi, senza essere assoggettati a procedure od
oneri discriminatori o sproporzionati ovvero a oneri di rete che non
rispecchiano i costi effettivi.
2. I clienti attivi:
a) possono partecipare al mercato individualmente, in maniera
aggregata ovvero mediante le comunità di cui al presente articolo;
b) hanno il diritto di vendere sul mercato l'energia elettrica
autoprodotta, anche stipulando accordi per l'acquisto di energia
elettrica;
c) hanno il diritto di prendere parte a meccanismi di
flessibilità e a meccanismi di efficienza energetica;
d) possono attribuire a soggetti terzi la gestione degli impianti
necessari, ivi compresi l'installazione, il funzionamento, il
trattamento dei dati e la manutenzione, senza che tali soggetti terzi
debbano a loro volta considerarsi clienti attivi;
e) sono sottoposti a oneri di rete idonei a rispettare i costi,
trasparenti e non discriminatori e contabilizzano separatamente
l'energia elettrica immessa in rete e quella assorbita dalla rete,
così da garantire un contributo adeguato ed equilibrato alla
ripartizione globale dei costi di sistema;
f) sono responsabili, dal punto di vista finanziario, degli
squilibri che apportano alla rete elettrica e sono responsabili del
bilanciamento ovvero delegano la propria responsabilità a soggetti
terzi, ai sensi dell'articolo 5 del regolamento (UE) 2019/943.
3. I clienti attivi proprietari di impianti di stoccaggio
dell'energia:
a) hanno diritto alla connessione alla rete elettrica entro un
termine ragionevole dalla richiesta, purchè assicurino una
misurazione adeguata;
b) non possono essere assoggettati a una duplicità di oneri, ivi
compresi gli oneri di rete, per l'energia elettrica immagazzinata che
rimane nella loro disponibilità o per la prestazione di servizi di
flessibilità ai gestori dei sistemi;
c) non possono essere assoggettati a requisiti od oneri
sproporzionati per il rilascio di atti di autorizzazione o
provvedimenti a contenuto equivalente;
d) sono autorizzati a fornire diversi servizi contemporaneamente,
se tecnicamente possibile.
4. I clienti attivi che agiscono collettivamente regolano i
rapporti tramite un contratto di diritto privato, individuando un
soggetto responsabile. La titolarità e la gestione, compresi
l'installazione, il funzionamento, il trattamento dei dati e la
manutenzione degli eventuali impianti di produzione e di stoccaggio,
ubicati nell'edificio o condominio nonchè in siti diversi nella
disponibilità dei clienti attivi medesimi, la cui produzione rileva
ai fini della condivisione dell'energia operata dai clienti attivi,
può essere in capo a un soggetto terzo, purchè quest'ultimo sia
soggetto alle istruzioni di uno o più clienti attivi facenti parte
del gruppo.
5. I membri o soci delle comunità energetiche dei cittadini
regolano i loro rapporti tramite un contratto di diritto privato,
individuando un soggetto responsabile, ivi inclusi la Comunità
stessa, un membro o socio di essa o un soggetto terzo.
6. Le comunità energetiche dei cittadini sono costituite nel
rispetto delle seguenti condizioni:
a) la partecipazione è volontaria e aperta a tutti i soggetti
interessati, i quali possono altresì recedere dalla configurazione
della comunità con le medesime garanzie e con gli stessi diritti
previsti dall'articolo 7 del presente decreto;
b) i membri o soci della comunità mantengono tutti i diritti e
gli obblighi legati alla loro qualità di clienti civili ovvero di
clienti attivi;
c) la comunità può partecipare agli ambiti costituti dalla
generazione, dalla distribuzione, dalla fornitura, dal consumo,
dall'aggregazione, o dallo stoccaggio dell'energia elettrica ovvero
dalla prestazione di servizi di efficienza energetica, di servizi di
ricarica dei veicoli elettrici o di altri servizi energetici;
d) la comunità energetica dei cittadini è un soggetto di
diritto privato che può assumere qualsiasi forma giuridica, fermo
restando che il suo atto costitutivo deve individuare quale scopo
principale il perseguimento, a favore dei membri o dei soci o del
territorio in cui opera, di benefici ambientali, economici o sociali
a livello di comunità, non potendo costituire i profitti finanziari
lo scopo principale della comunità;
e) la comunità è responsabile del riparto dell'energia
elettrica condivisa tra i suoi partecipanti.
7. La condivisione dell'energia elettrica eventualmente prodotta
dalle comunità energetiche può avvenire per mezzo della rete di
distribuzione esistente e, in presenza di specifiche ragioni di
carattere tecnico, tenuto conto del rapporto costi benefici per i
clienti finali, anche in virtù di contratti di locazione o di
acquisto di porzioni della medesima rete ovvero reti di nuova
realizzazione. Nei casi di gestione della rete di distribuzione da
parte della comunità, previa autorizzazione del Ministero della
transizione ecologica è stipulata una convenzione di sub-concessione
tra l'impresa di distribuzione concessionaria della rete impiegata
dalla comunità e la comunità stessa. Le reti di distribuzione
gestite dalle comunità energetiche dei cittadini sono considerate
reti pubbliche di distribuzione con obbligo di connessione dei terzi,
indipendentemente dalla proprietà della rete. La comunità, in
qualità di sub-concessionario della rete elettrica utilizzata, è
tenuta all'osservanza degli stessi obblighi e delle stesse condizioni
previsti dalla legge per il soggetto concessionario. I canoni di
locazione ovvero di sub-concessione richiesti dal gestore del sistema
di distribuzione devono in ogni caso risultare equi e sono sottoposti
alla valutazione dell'ARERA, secondo le modalità da questa definite
ai sensi del comma 9 del presente articolo. Sono fatte salve le
competenze delle Province autonome di Trento e di Bolzano che
provvedono alle finalità del presente comma ai sensi dei rispettivi
statuti speciali e delle relative norme di attuazione.
8. La condivisione dell'energia elettrica è consentita nell'ambito
delle comunità energetiche e dei clienti attivi che agiscono
collettivamente nel rispetto delle seguenti condizioni:
a) l'energia è condivisa nell'ambito della porzione della rete
di distribuzione sottesa alla stessa zona di mercato;
b) l'energia condivisa è pari, in ciascun periodo orario, al
valore minimo tra quello dell'energia elettrica prodotta e immessa in
rete dagli impianti e quello dell'energia elettrica prelevata
dall'insieme dei clienti associati;
c) l'energia può essere condivisa anche attraverso impianti di
stoccaggio;
d) gli impianti di generazione e di stoccaggio dell'energia
elettrica oggetto di condivisione tra i partecipanti alle comunità
energetiche dei cittadini devono risultare nella disponibilità e nel
controllo della comunità energetica dei cittadini. La gestione, ivi
compresi l'installazione, il funzionamento, il trattamento dei dati e
la manutenzione, può essere demandata ad un soggetto terzo, ivi
compreso il proprietario dell'impianto di generazione, fermi restando
i poteri di indirizzo e controllo in capo alla comunità.
9. Sull'energia prelevata dalle reti pubbliche di cui ai commi 7 e
8, compresa quella condivisa, si applicano gli oneri generali di
sistema, ai sensi dell'articolo 6, comma 9, secondo periodo, del
decreto-legge 30 dicembre 2016, n. 244, convertito, con
modificazioni, dalla legge 27 febbraio 2017, n. 19.
10. Entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, l'ARERA adotta uno o più provvedimenti per dare attuazione
alle disposizioni contenute nel presente articolo. In particolare,
l'Autorità persegue i seguenti obiettivi:
a) assicura che le comunità energetiche dei cittadini possano
partecipare, direttamente ovvero attraverso aggregatori, a tutti i
mercati dell'energia elettrica e dei servizi connessi, nel rispetto
dei vincoli di sicurezza delle reti e in modo non discriminatorio, e
che le medesime comunità siano finanziariamente responsabili degli
eventuali squilibri apportati al sistema, assumendo la relativa
responsabilità di bilanciamento o delegando la stessa a un soggetto
terzo, ai sensi dell'articolo 5 del regolamento (UE) 2019/943;
b) assicura che sull'energia prelevata dalla rete pubblica dai
clienti finali partecipanti alle configurazioni di cui al presente
articolo siano applicati gli oneri generali di sistema ai sensi
dell'articolo 6, comma 9, secondo periodo, del decreto-legge 30
dicembre 2016, n. 244, convertito, con modificazioni, dalla legge 27
febbraio 2017, n. 19;
c) fermo restando quanto previsto alla lettera b), determina,
anche in via forfetaria, il valore delle componenti tariffarie
regolate che non devono essere applicate all'energia condivisa
nell'ambito della porzione di rete di distribuzione sottesa alla
stessa cabina primaria e istantaneamente auto-consumata, in quanto
corrispondenti a costi evitati per il sistema, determinati in
funzione della localizzazione sulla rete elettrica dei punti di
immissione e di prelievo facenti parte di ciascuna configurazione di
autoconsumo collettivo o di comunità energetica dei cittadini; A tal
fine, prevede che i gestori della rete di distribuzione rendano
pubblici i perimetri delle cabine primarie, anche in via semplificata
o forfettaria;
d) definisce le specifiche ragioni di carattere tecnico, tenuto
conto del rapporto costi benefici per i clienti finali, che devono
ricorrere affinchè la condivisione dell'energia elettrica
eventualmente prodotta dalle comunità energetiche avvenga in virtù
di contratti di locazione o di acquisto di porzioni della rete di
distribuzione esistente ovvero mediante reti di nuova realizzazione;
e) adotta provvedimenti volti alla sperimentazione, attraverso
progetti pilota, di criteri di promozione dell'auto bilanciamento
all'interno delle configurazioni di cui al presente articolo,
valorizzando i benefici dell'autoconsumo sull'efficienza di
approvvigionamento dei servizi ancillari, anche prevedendo che le
stesse siano considerate utenti del dispacciamento in forma
aggregata;
f) assicura che le comunità energetiche dei cittadini possano
organizzare la condivisione, al loro interno, dell'energia elettrica
auto-prodotta, consentendo altresì ai membri o ai soci della
comunità di conservare i propri diritti di clienti finali;
g) adotta le disposizioni necessarie affinchè per le isole
minori non interconnesse non si applichi il limite della cabina
primaria ai fini dell'accesso al meccanismo di cui alla lettera c).
11. Il Ministro della transizione ecologica adotta atti di
indirizzo:
a) affinchè il Gestore del sistema di distribuzione e il Gestore
della rete di trasmissione nazionale cooperino per consentire
l'attuazione delle disposizioni del presente articolo, con
particolare riguardo alle modalità con le quali sono rese
disponibili le misure dell'energia condivisa e alle modalità di
partecipazione ai mercati dei servizi, nel rispetto dei vincoli di
sicurezza;
b) affinchè sia istituito, presso il Gestore dei servizi
energetici S.p.a., un sistema di monitoraggio continuo delle
configurazioni realizzate in attuazione del presente articolo. In
tale ambito, dovrà prevedersi l'evoluzione dell'energia elettrica
soggetta al pagamento degli oneri generali e delle diverse componenti
tariffarie, tenendo conto dello sviluppo delle configurazioni di
autoconsumo e dell'evoluzione del fabbisogno complessivo delle
diverse componenti.

Art. 15

Accesso ai sistemi di trasmissione
e di distribuzione e linee dirette

1. I clienti finali, anche aggregati e anche se partecipanti a una
comunità energetica dei cittadini, hanno il diritto di accedere ai
sistemi di trasmissione e di distribuzione dell'energia elettrica
sulla base di tariffe pubbliche, praticabili per ogni tipologia di
cliente e applicate dai gestori dei sistemi di trasmissione e di
distribuzione in maniera obiettiva e non discriminatoria.
2. Le tariffe di cui al comma precedente ovvero le metodologie di
calcolo delle stesse devono essere approvate dall'ARERA anteriormente
alla loro applicazione, secondo le procedure stabilite dall'Autorità
medesima. Le tariffe e le modalità di calcolo approvate sono
pubblicate in un'apposita sezione del sito web dell'ARERA e le
modalità di calcolo sono pubblicate almeno quindici giorni prima
della loro concreta applicazione.
3. Il gestore del sistema di trasmissione o di distribuzione
dell'energia elettrica può rifiutare l'accesso unicamente nel caso
in cui manchi la capacità necessaria. Il rifiuto deve essere
motivato e fondato su criteri oggettivi e giustificati, previamente
definiti dall'ARERA con il medesimo provvedimento di cui al comma 2 e
pubblicati in un'apposita sezione del proprio sito web. In ogni caso,
i clienti finali la cui richiesta di accesso al sistema di
trasmissione o di distribuzione dell'energia elettrica sia stata
rigettata possono accedere alla procedura stragiudiziale di
risoluzione delle controversie disciplinate da ARERA.
4. Il cliente finale la cui richiesta di accesso al sistema di
trasmissione ovvero al sistema di distribuzione dell'energia
elettrica sia stata rifiutata può richiedere al gestore di
trasmettere all'ARERA informazioni sulle misure necessarie per
potenziare la rete elettrica. La trasmissione di tali informazioni è
in ogni caso dovuta, anche in mancanza di una richiesta del cliente,
laddove sia stato rifiutato l'accesso a un punto di ricarica. Il
soggetto che richieda le informazioni di cui al presente comma, fatta
eccezione per l'ipotesi di cui al secondo periodo, è tenuto a pagare
al gestore una somma corrispondente al costo del rilascio delle
informazioni richieste.
5. I clienti finali, singoli, aggregati o partecipanti a una
comunità energetica dei cittadini, nel caso in cui sia stata loro
negata la connessione a un sistema di trasmissione o di distribuzione
dell'energia elettrica ovvero nel caso in cui abbiano avviato la
procedura di risoluzione stragiudiziale della controversia con il
gestore del sistema di trasmissione o di distribuzione di cui al
presente articolo, possono richiedere l'autorizzazione alla
costruzione di una linea elettrica diretta, al fine di realizzare un
collegamento privato fra i predetti clienti e un'unità di produzione
dell'energia elettrica non localizzata presso il sito del cliente
finale.
6. La linea diretta realizzata ai sensi del comma precedente è
equiparata, ai soli fini del rilascio della necessaria autorizzazione
amministrativa, a una linea di trasmissione o di distribuzione
nazionale.
7. L'ARERA, entro tre mesi dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, adotta uno o più atti regolatori per dare
attuazione a quanto disposto al comma 5 del presente articolo,
definendo, in particolare, la documentazione che il gestore del
sistema di trasmissione o del sistema di distribuzione deve
rilasciare al cliente finale nel caso di diniego dell'accesso da
questi richiesto. Tale documentazione deve essere allegata
all'istanza di cui al comma 2 del presente articolo.

Art. 16

Sistemi semplici di produzione e consumo

1. Al fine di promuovere, in un'ottica di semplificazione, le
configurazioni di autoconsumo, è classificato come sistema semplice
di produzione e consumo il sistema in cui una linea elettrica collega
una o più unità di produzione gestite, in qualità di produttore,
dalla medesima persona fisica o giuridica o da persone giuridiche
diverse purchè tutte appartenenti al medesimo gruppo societario, ad
una unità di consumo gestita da una persona fisica in qualità di
cliente finale o ad una o più unità di consumo gestite, in qualità
di cliente finale, dalla medesima persona giuridica o da persone
giuridiche diverse purchè tutte appartenenti al medesimo gruppo
societario.
2. I sistemi semplici di produzione e consumo devono insistere su
particelle catastali poste nella disponibilità di uno o più dei
soggetti che fanno parte di detti sistemi.
3. L'ARERA, entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, aggiorna e adegua la regolazione dei sistemi
semplici di produzione e consumo.

Art. 17

Sistemi di distribuzione chiusi

1. Dalla data di entrata in vigore del presente decreto, possono
essere realizzati sistemi di distribuzione chiusi per la
distribuzione di energia elettrica a unità di consumo industriali,
commerciali o di servizi condivisi, collocate all'interno di un'area
geograficamente limitata, nei casi in cui:
a) per specifiche ragioni tecniche o di sicurezza, le operazioni
o il processo di produzione degli utenti di tale sistema sono
integrati, per cui le unità di consumo risultano funzionalmente
essenziali al processo produttivo integrato;
b) il sistema distribuisce energia elettrica principalmente al
proprietario o al gestore del sistema e alle loro imprese correlate,
in un'area insistente sul territorio di non più di due comuni
adiacenti, fatte salve le specifiche esigenze di cui alla lettera a).
2. Per la realizzazione dei sistemi di distribuzione chiusi di cui
al comma 1 sono rispettate le seguenti condizioni:
a) il gestore del sistema di distribuzione chiuso deve essere
titolare di una sub-concessione di distribuzione stipulata con il
gestore del sistema di distribuzione, previa autorizzazione del
Ministero della transizione ecologica.
b) il sistema non può fornire energia elettrica ai clienti
civili, fatta eccezione per l'uso accidentale da parte di un numero
limitato di nuclei familiari, legati al proprietario del sistema di
distribuzione da un rapporto di lavoro o professionale ovvero da un
vincolo simile e situati nell'area servita dal sistema stesso.
3. I sistemi di distribuzione chiusi di cui al comma 1 sono
considerati reti pubbliche di distribuzione con obbligo di
connessione dei terzi, indipendentemente dalla proprietà della rete.
Il gestore del sistema di distribuzione chiuso, in qualità di
sub-concessionario, è tenuto all'osservanza degli stessi obblighi e
delle stesse condizioni cui è sottoposto il gestore del sistema di
distribuzione, fatto salvo quanto stabilito dal comma 4 del presente
articolo e dai commi 5-bis e 5-ter dell'articolo 38 del decreto
legislativo 1° giugno 2011, n. 93.
4. Il gestore di un sistema di distribuzione chiuso è esentato dai
seguenti obblighi:
a) approvazione delle tariffe praticate o delle metodologie di
calcolo delle stesse da parte dell'ARERA;
b) approvvigionamento dei servizi non relativi alla frequenza e
dell'energia a copertura delle perdite di rete secondo procedure
trasparenti, non discriminatorie e basate su criteri di mercato;
c) approvvigionamento dei servizi necessari al funzionamento della
rete;
d) presentazione del piano di sviluppo della rete di distribuzione
dell'energia elettrica.
5. Il gestore di un sistema di distribuzione chiuso può
liberamente sviluppare e gestire punti di ricarica di veicoli
elettrici, a condizione di garantire un accesso aperto e non
discriminatorio agli stessi, nonchè realizzare e gestire sistemi di
stoccaggio dell'energia elettrica.
6. Entro nove mesi dalla data di entrata in vigore del presente
decreto l'ARERA provvede a:
a) predisporre le convenzioni-tipo per il rilascio della
sub-concessione di cui al comma 2, lettera a), del presente articolo;
b) approvare le linee guida sulla base delle quali deve essere
verificato il rispetto delle condizioni di cui al comma 1, lettere a)
e b), e di cui al comma 2, lettera b), del presente articolo, nonchè
a stabilire condizioni specifiche per la delimitazione geografica dei
siti su cui è possibile realizzare sistemi di distribuzione chiusi;
c) adeguare, ove necessario, la regolazione dei servizi di
connessione, misura, trasmissione, distribuzione, dispacciamento e
vendita, secondo criteri di proporzionalità e semplificazione;
d) determinare le modalità attraverso le quali un utente del
sistema di distribuzione chiuso può richiedere all'Autorità di
esaminare e approvare le tariffe praticate dal gestore del sistema
ovvero le metodologie di calcolo delle medesime tariffe.
7. Entro nove mesi dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, con decreto del Ministro della transizione ecologica,
adottato ai sensi dell'articolo 17, comma 3, della legge 23 agosto
1988, n. 400 e senza nuovi o maggiori oneri a carico della finanza
pubblica, si prevede:
a) l'istituzione dell'albo dei sistemi di distribuzione chiusi
realizzati in attuazione del presente articolo;
b) la procedura di autorizzazione alla stipula della
sub-concessione da parte del medesimo Ministero, ai sensi del comma
2, lettere a), del presente articolo;
c) la procedura per l'iscrizione all'albo dei sistemi di
distribuzione chiusi autorizzati o realizzati alla data del 15 agosto
2009, attraverso le reti elettriche individuate dall'articolo 38,
comma 5, del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, per i quali i
relativi gestori hanno effettuato la comunicazione all'ARERA entro
sei mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto.
8. Nel caso di modifica dell'area di pertinenza dei sistemi di
distribuzione chiusi iscritti nell'albo ai sensi del precedente
comma, il gestore del sistema di distribuzione chiuso è tenuto a
richiedere la sub-concessione di cui al comma 2, lettera a), del
presente articolo per l'intero sistema ed è soggetto a tutte le
disposizioni del presente articolo.
9. Il presente articolo, fatta eccezione per quanto disposto dai
commi 2, lettera a), 3 e 4, si applica anche ai porti e agli
aeroporti per i quali, ai sensi della normativa vigente, l'attività
di distribuzione di energia elettrica è svolta sulla base di
concessioni rilasciate rispettivamente dall'autorità portuale
competente ovvero dall'Ente nazionale dell'aviazione civile (ENAC),
ferma restando la loro classificazione come reti pubbliche di
distribuzione dell'energia elettrica.
10. Sono fatte salve le competenze in materia di concessione dei
sistemi di distribuzione delle Province autonome di Trento e di
Bolzano che provvedono alle finalità del presente articolo ai sensi
dei rispettivi statuti speciali e delle relative norme di
attuazione.

Art. 18

Sviluppo di capacità di stoccaggio

1. Entro 180 giorni dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, al fine di massimizzare l'utilizzo dell'energia elettrica
prodotta da fonti rinnovabili e di favorirne l'integrazione nei
mercati dell'energia elettrica e dei servizi ancillari, nonchè al
fine di assicurare la maggiore flessibilità del sistema, il Gestore
della rete di trasmissione nazionale, in coordinamento con i Gestori
delle reti di distribuzione, sottopone all'approvazione del Ministro
della transizione ecologica, sentita l'ARERA, e fornendone
informazione alle regioni e province autonome, una proposta di
progressione temporale del fabbisogno di capacità di stoccaggio,
articolato per le zone rilevanti della rete di trasmissione, tenendo
conto dei fabbisogni già individuati del Piano nazionale integrato
per l'energia e il clima, della presumibile concentrazione geografica
delle richieste di connessione alla rete elettrica di impianti di
produzione dell'energia elettrica da fonti rinnovabili, in
particolare non programmabili, degli sviluppi di rete e delle
esigenze di servizio. Ai fini della valutazione della proposta di
progressione temporale del fabbisogno di capacità di stoccaggio di
cui al presente comma, il Ministero della transizione ecologica può
avvalersi del supporto tecnico di Ricerca sul sistema energetico
S.p.a.
2. La proposta distingue il fabbisogno, oltre che su base
geografica, anche sotto il profilo del tipo di accumulo in relazione
al tipo di funzione cui si riferisce il fabbisogno.
3. In relazione allo sviluppo della capacità di stoccaggio è
definito, ai sensi del comma 6, un sistema di approvvigionamento a
lungo termine basato su aste concorrenziali, trasparenti, non
discriminatorie, svolte dal Gestore della rete di trasmissione
nazionale e orientate a minimizzare gli oneri per i clienti finali,
regolato dai seguenti principi:
a) l'approvvigionamento riguarda capacità di stoccaggio di nuova
realizzazione, secondo aste periodiche e contingenti di capacità;
b) l'approvvigionamento è effettuato secondo criteri di
neutralità tecnologica nel rispetto dei requisiti tecnici definiti
da Gestore della rete di trasmissione nazionale, in funzione degli
obiettivi di cui al comma 1 del presente articolo e dei vincoli di
sicurezza;
c) in esito alle aste, è riconosciuta ai titolari della capacità
di stoccaggio aggiudicata una remunerazione annua per tutto
l'orizzonte temporale di lungo termine previsto dalle aste stesse, a
fronte dell'obbligo di rendere disponibile tale capacità a soggetti
terzi per la partecipazione ai mercati dell'energia elettrica e dei
servizi connessi;
d) l'aggiudicazione in esito alle aste è subordinata al rilascio
di apposita garanzia prestata dai soggetti aggiudicatari.
4. Nel caso in cui, a seguito dello svolgimento delle aste di cui
al comma 3, non sia aggiudicato in tutto o in parte il fabbisogno di
capacità necessaria, con le modalità disciplinate dal provvedimento
di cui al comma 1, il Gestore della rete di trasmissione nazionale
sottopone all'approvazione del Ministro della transizione ecologica
un piano di realizzazione diretta dei sistemi di accumulo mancanti,
previo parere favorevole dell'ARERA che verifica il ricorrere delle
condizioni di cui al comma 7, lettera c).
5. La capacità di stoccaggio realizzata ai sensi del presente
articolo è allocata attraverso una piattaforma centralizzata,
organizzata e gestita dal Gestore dei mercati energetici, secondo
criteri di mercato trasparenti e non discriminatori. I proventi
dell'allocazione sono utilizzati per la riduzione dei corrispettivi
per la copertura dei costi di approvvigionamento della capacità di
stoccaggio.
6. Entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, l'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente
definisce i criteri e le condizioni sulla base dei quali il Gestore
della rete di trasmissione nazionale, entro i successivi sei mesi,
elabora e presenta al Ministro della transizione ecologica per la
relativa approvazione una proposta di disciplina del sistema di
approvvigionamento di cui al comma 2, prevedendo una fase
sperimentale di avvio del sistema. L'attuazione della misura è
subordinata alla approvazione da parte della Commissione europea.
7. L'ARERA, con uno o più atti regolatori adottati entro nove mesi
dall'entrata in vigore del presente decreto, individua inoltre:
a) i criteri di aggiudicazione della capacità di stoccaggio di
energia elettrica, tenendo conto dei costi di investimento, dei costi
operativi, delle diverse tecnologie, nonchè di una equa
remunerazione del capitale investito;
b) le modalità di copertura dei costi di approvvigionamento
della capacità di stoccaggio, attraverso meccanismi tariffari idonei
a minimizzare gli oneri per i clienti finali;
c) le condizioni e le modalità per lo sviluppo del sistema della
capacità di stoccaggio da parte del Gestore della rete di
trasmissione nazionale, nel caso in cui i soggetti terzi non abbiano
manifestato interesse a sviluppare in tutto o in parte la capacità
di stoccaggio necessaria, fermo restando che il Gestore della rete di
trasmissione nazionale non può gestire la capacità realizzata;
d) le condizioni in base alle quali la capacità di stoccaggio
aggiudicata è resa disponibile al mercato attraverso la piattaforma
organizzata di cui al comma 5, nonchè i criteri e le condizioni per
l'organizzazione e il funzionamento della piattaforma medesima;
e) le modalità di utilizzo della capacità di stoccaggio da
parte degli operatori di mercato, anche attraverso gli aggregatori;
f) le modalità per il monitoraggio degli effetti del sistema di
approvvigionamento sul sistema e sui mercati, anche in relazione
all'obiettivo di cui al comma 1 del presente articolo di integrazione
delle fonti rinnovabili.
8. Il Gestore dei mercati energetici, entro tre mesi dalla data di
entrata in vigore del provvedimento dell'ARERA di cui al comma 7,
lettera d), elabora e sottopone all'approvazione del Ministro della
transizione ecologica, sentita l'ARERA, una proposta per
l'organizzazione e la gestione della piattaforma di cui al comma 5,
tenendo conto dei requisiti tecnici e dei vincoli definiti dal
Gestore della rete di trasmissione nazionale.
9. La costruzione e l'esercizio degli impianti idroelettrici di
accumulo mediante pompaggio, le opere connesse e le infrastrutture
indispensabili, nonchè le modifiche sostanziali degli impianti
stessi, sono soggetti ad una autorizzazione unica rilasciata con gli
effetti e secondo le modalità procedimentali e le condizioni
previste dall'articolo 12 del decreto legislativo 29 dicembre 2003,
n. 387.
10. Ai fini dell'applicazione dell'articolo 6 del regio decreto 11
dicembre 1933, n. 1775, l'uso delle acque per l'esercizio degli
impianti idroelettrici di accumulo mediante pompaggio si qualifica
quale uso per sollevamento a scopo di riqualificazione di energia. In
caso di impianto idroelettrico di accumulo mediante pompaggio che si
avvale con continuità dell'apporto di acqua, tramite una derivazione
da un corso naturale che alimenta il serbatoio di monte, lo scopo
predominante è l'uso per sollevamento a scopo di riqualificazione di
energia.
11. I commi 4 e 5 dell'articolo 36 del decreto legislativo 1°
giugno 2011, n. 93, sono abrogati. Restano tuttavia fermi gli effetti
prodotti dal predetto comma 4 dell'articolo 36 anteriormente
all'entrata in vigore del presente decreto.

Art. 19

Sistemi di stoccaggio facenti parte dei sistemi
di distribuzione e del sistema di trasmissione

1. Al decreto legislativo 1° giugno 2011, n 93, dopo l'articolo
38, è aggiunto il seguente:
«38-bis (Sistemi di stoccaggio facenti parte dei sistemi di
distribuzione e del sistema di trasmissione). - 1. Il Gestore del
sistema di trasmissione nazionale e il Gestore del sistema di
distribuzione, nell'ambito di quanto previsto dai rispettivi piani di
sviluppo della rete, possono proporre di sviluppare e gestire
impianti di stoccaggio dell'energia, solo se questi sono componenti
di rete pienamente integrati per i quali l'Autorità di regolazione
per energia reti e ambiente ha concesso la sua approvazione.

Art. 20

Obblighi di servizio pubblico
per le imprese elettriche di produzione

1. Al comma 1 dell'articolo 1-quinquies del decreto-legge 29 agosto
2003, n. 239, convertito, con modificazioni, dalla legge 23 ottobre
2003, n. 290, le parole «in stato di perfetta efficienza» sono
sostituite dalle seguenti: «in condizioni tali da garantire
l'affidabilità operativa».
2. Dopo il comma 1 dell'articolo 1-quinquies del decreto-legge 29
agosto 2003, n. 239, convertito, con modificazioni, dalla legge 23
ottobre 2003, n. 290, sono aggiunti i seguenti commi:
«1-bis. Con uno o più decreti del Ministro della transizione
ecologica, adottati ai sensi dell'articolo 17, comma 3, della legge
23 agosto 1988, n. 400, sentita l'ARERA, sono disciplinati i
procedimenti di autorizzazione per la messa fuori servizio degli
impianti, o parti di essi, di produzione di energia elettrica e di
accumulo di energia, e sono definiti:
a) gli obblighi di servizio pubblico, di cui all'articolo 1,
comma 2, lettera a) della legge 23 agosto 2004, n. 239, a carico dei
gestori degli impianti di produzione di energia elettrica e di
accumulo di energia, sulla base delle caratteristiche tecnologiche
degli impianti stessi;
b) i criteri e le modalità con cui il gestore della rete di
trasmissione nazionale valuta preventivamente, in relazione agli
effetti stimabili, la domanda di messa fuori servizio di determinati
impianti, tenendo conto degli obblighi di cui alla lettera a) e delle
ricadute sul sistema elettrico in relazione alla sicurezza,
all'adeguatezza e ai costi necessari per la chiusura degli impianti;
c) i criteri per la compensazione dei costi fissi a carico dei
gestori di impianti di produzione per i quali la domanda di messa
fuori servizio definitiva non può essere accolta dal Ministro della
transizione ecologica con la decorrenza richiesta dal produttore, per
motivi di sicurezza del sistema elettrico nazionale, limitatamente al
tempo strettamente necessario a dotare il sistema di risorse
sostitutive;
d) le modalità e le tempistiche con cui il gestore della rete
di trasmissione nazionale predispone, aggiorna e rende disponibili al
Ministero della transizione ecologica le proprie valutazioni in
materia di sicurezza e di adeguatezza del sistema elettrico
nazionale.».
«1-ter. Le misure assunte ai sensi del precedente comma sono
immediatamente comunicate dal Ministero della transizione ecologica
alla Commissione europea, con adeguata motivazione in ordine ai
possibili effetti delle misure stesse sulla concorrenza nazionale e
internazionale nei mercati dell'energia elettrica e dei servizi
connessi. Il Ministero della transizione ecologica informa la
Commissione europea, con cadenza almeno biennale, delle eventuali
modifiche apportate alle misure in questione.».

Art. 21

Preparazione ai rischi per la sicurezza del sistema elettrico e
disposizioni per l'adeguatezza

1. Al decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, sono apportate le
seguenti modificazioni:
a) all'articolo 4, dopo il comma 4, è aggiunto il seguente:
«4-bis. Le misure relative al settore dell'energia elettrica sono
indicate nel Piano di preparazione ai rischi di cui all'articolo
8-bis.»
b) dopo l'articolo 8, è aggiunto il seguente:
«Articolo 8-bis (Predisposizione del Piano di preparazione ai
rischi di cui agli articoli 10, 11 e 12 del regolamento (UE)
2019/941). - 1. Il Ministero della transizione ecologica, senza nuovi
o maggiori oneri per la finanza pubblica, provvede alla valutazione
dei rischi che incidono sulla sicurezza del sistema elettrico
nazionale di cui al regolamento (UE) 2019/941 del Parlamento europeo
e del Consiglio del 5 giugno 2019, di seguito denominato
«Regolamento», e definisce, previa consultazione pubblica, il Piano
di preparazione ai rischi, tenuto conto delle disposizioni degli
articoli 10, 11 e 12 del regolamento, avvalendosi del Gestore della
rete di trasmissione nazionale.
2. Il Piano di preparazione ai rischi dispone le misure
nazionali o regionali, programmate o adottate in via di prevenzione,
preparazione o attenuazione delle crisi dell'energia elettrica
individuate a norma degli articoli 6 e 7 del regolamento, e contiene
almeno quanto previsto dall'articolo 11 del regolamento, specificando
tra l'altro, ai sensi del paragrafo 3 dell'articolo 3 del regolamento
medesimo, i compiti operativi riguardanti la pianificazione della
preparazione ai rischi e la loro gestione, da delegare al Gestore
della rete di trasmissione nazionale.
3. Il Ministro della transizione ecologica adotta il Piano di
preparazione ai rischi entro il 5 gennaio 2022, aggiornandolo ogni
quattro anni, salvo che le circostanze richiedano aggiornamenti più
frequenti. Il Piano adottato è pubblicato sul sito web del
Ministero della transizione ecologica, garantendo nel contempo la
riservatezza delle informazioni sensibili, in particolare quelle
sulle misure di prevenzione e attenuazione delle conseguenze di
attacchi dolosi, nel rispetto di quanto previsto dall'articolo 19 del
regolamento.
4. Il Ministero della transizione ecologica trasmette alla
Commissione europea una relazione annuale contenente il monitoraggio
del piano di attuazione delle misure per lo sviluppo del mercato
elettrico, ai sensi dell'articolo 20, comma 3, del regolamento (UE)
2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019.
5. Il parametro di adeguatezza del sistema elettrico nazionale
è individuato, ai sensi dell'articolo 25 del regolamento (UE)
2019/943, con decreto non regolamentare del Ministro della
transizione ecologica, su proposta dell'ARERA.».

Art. 22

Funzioni e responsabilità del Gestore
della rete di trasmissione

1. All'articolo 3 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79,
dopo il comma 2, sono inseriti i seguenti:
«2-bis. Il gestore della rete di trasmissione nazionale fornisce
ai gestori di altri sistemi interconnessi con il proprio le
informazioni sufficienti a garantire il funzionamento sicuro ed
efficiente, lo sviluppo coordinato e l'interoperabilità del sistema
interconnesso, assicura che non vi siano discriminazioni tra utenti e
categorie di utenti, specialmente a favore delle proprie società e
imprese collegate, fornisce a tutti gli utenti, in condizioni di
parità, le informazioni necessarie per un efficiente accesso al
sistema, riscuote le rendite da congestione e i pagamenti dovuti
nell'ambito del meccanismo di compensazione tra gestori dei sistemi
di trasmissione, in conformità all'articolo 49 del regolamento (UE)
2019/943, acquista i servizi ancillari volti a garantire la sicurezza
del sistema, partecipa alle valutazioni di adeguatezza del sistema, a
livello nazionale ed europeo, assicura la digitalizzazione dei propri
sistemi di trasmissione e provvede alla gestione dei dati, anche
attraverso lo sviluppo di sistemi di gestione, alla cybersicurezza e
alla protezione dei dati, sotto la vigilanza e il controllo
dell'ARERA.
2-ter. Il gestore della rete di trasmissione nazionale acquisisce
i servizi di bilanciamento nel rispetto delle seguenti condizioni:
a) stabilisce procedure trasparenti, non discriminatorie e
fondate su criteri di mercato;
b) assicura la partecipazione di tutte le imprese elettriche
qualificate e di tutti i partecipanti al mercato dell'energia
elettrica e dei servizi connessi, inclusi i partecipanti al mercato
che offrono energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, i
partecipanti al mercato attivi nella gestione della domanda, i
gestori di impianti di stoccaggio dell'energia elettrica e i
partecipanti al mercato coinvolti in un'aggregazione;
c) definisce, d'intesa con l'ARERA e previa approvazione di
quest'ultima, nonchè in stretta collaborazione con tutti i
partecipanti al mercato dell'energia elettrica, i requisiti tecnici
per la fornitura dei servizi di bilanciamento necessari.
2-quater. Il gestore della rete di trasmissione, previa
approvazione da parte dell'ARERA, stabilisce, con una procedura
trasparente e partecipativa che coinvolge gli utenti e i gestori del
sistema di distribuzione dell'energia elettrica, le specifiche
tecniche per i servizi ancillari non relativi alla frequenza e gli
standard dei prodotti di mercato necessari per la fornitura di tali
servizi. Le specifiche tecniche e gli standard così definiti
assicurano la partecipazione effettiva e discriminatoria di tutti i
partecipanti al mercato dell'energia elettrica, con le stesse
garanzie di cui al comma 2-ter, lettera b), del presente articolo.
2-quinquies. Il gestore della rete di trasmissione nazionale
scambia le informazioni necessarie e si coordina con i gestori del
sistema di distribuzione, al fine di assicurare l'uso ottimale delle
risorse, il funzionamento sicuro ed efficiente del sistema e lo
sviluppo del mercato dell'energia elettrica. Il gestore della rete di
trasmissione nazionale ha diritto ad essere adeguatamente remunerato
per l'acquisizione di servizi che consentono di recuperare i
corrispondenti costi, determinati in misura ragionevole, ivi comprese
le spese necessarie per le tecnologie dell'informazione e della
comunicazione e i costi dell'infrastruttura.
2-sexies. L'obbligo di approvvigionamento dei servizi ancillari
ai sensi del comma 2-quater del presente articolo non si applica alle
componenti di rete pienamente integrate.
2-septies. Il gestore della rete di trasmissione nazionale
stabilisce e pubblica sul proprio sito web, in un'apposita sezione,
procedure trasparenti ed efficienti per la connessione di nuovi
impianti di generazione e di nuovi impianti di stoccaggio di energia
elettrica, senza discriminazioni. Le procedure, prima di essere
pubblicate, devono essere comunicate all'ARERA e da questa approvate.
2-octies. Il gestore della rete di trasmissione nazionale non ha
il diritto di rifiutare la connessione di un nuovo impianto di
generazione ovvero di stoccaggio di energia elettrica in ragione di
eventuali future limitazioni della capacità di rete disponibile e di
congestioni in punti distanti del sistema. La connessione di nuovi
impianti di generazione o di stoccaggio non può essere rifiutata
neppure per i costi supplementari derivanti dalla necessità di
aumentare la capacità degli elementi del sistema posti nelle
immediate vicinanze del punto di connessione. La capacità di
connessione garantita può essere limitata e possono essere offerte
connessioni soggette a limitazioni operative, onde assicurare
l'efficienza economica dei nuovi impianti di generazione o di
stoccaggio. Le limitazioni di cui al presente comma devono essere
trasmesse all'ARERA, prima della pubblicazione, e devono essere da
questa approvate.».
2. All'articolo 3, comma 2, del decreto legislativo 16 marzo
1999, n. 79, dopo le parole «nel corso dello svolgimento della sua
attivita'» sono inserite le seguenti: «e impedisce che le
informazioni concernenti la propria attività commercialmente
vantaggiose siano divulgate in modo discriminatorio. Le informazioni
necessarie per una concorrenza effettiva e per l'efficiente
funzionamento del mercato sono rese pubbliche, fermo restando
l'obbligo di mantenere il segreto sulle informazioni commerciali
riservate. Le imprese collegate al gestore della rete di trasmissione
nazionale non possono abusare delle informazioni riservate nelle
proprie operazioni di compravendita di energia elettrica o servizi
connessi».
3. All'articolo 36, comma 2, del decreto legislativo 1° giugno
2011, n. 93, dopo le parole «impianti di produzione di energia
elettrica.» sono inserite le seguenti: «Il personale del gestore
della rete di trasmissione nazionale non può essere trasferito a
imprese elettriche che esercitano attività di generazione ovvero di
fornitura di energia elettrica.».
4. All'articolo 36 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93,
dopo il comma 14, è inserito il seguente: «14-bis. L'ARERA verifica
la coerenza del piano decennale di sviluppo della rete di
trasmissione di cui ai commi precedenti, oltre che con i fabbisogni
individuati nell'ambito della procedura di consultazione pubblica,
altresì con il piano decennale di sviluppo della rete dell'Unione
europea di cui all'articolo 30, paragrafo 1, lettera b), del
regolamento (UE) 2019/943. In caso di dubbi, l'Autorità può
consultare l'ACER. L'ARERA valuta inoltre la coerenza del piano
decennale con il piano nazionale per l'energia e il clima presentato
ai sensi del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del
Consiglio, dell'11 dicembre 2018. All'esito delle verifiche di cui al
presente comma, l'ARERA può richiedere al gestore della rete di
trasmissione nazionale di modificare il piano decennale presentato.».
5. All'articolo 36 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93,
dopo il comma 7, è inserito il seguente:
«7-bis. Il gestore della rete di trasmissione nazionale notifica
tempestivamente all'ARERA tutte le operazioni idonee a richiedere un
riesame dell'osservanza delle prescrizioni di cui al precedente
comma.».
6. All'articolo 36 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93,
dopo il comma 8, sono inseriti i seguenti:
«8-bis. L'ARERA avvia una nuova procedura di certificazione di
Terna S.p.a.:
a) se ha ricevuto la notifica di cui al comma 7-bis del
presente articolo;
b) d'ufficio, quando viene a conoscenza del fatto che una
modifica dei diritti o dell'influenza esercitati nei confronti del
gestore della rete di trasmissione nazionale rischia di dar luogo a
una violazione delle prescrizioni di cui al comma 7 del presente
articolo ovvero vi è fondato motivo di ritenere che tale violazione
si sia già verificata;
c) su richiesta della Commissione europea.
8-ter. Nelle ipotesi di cui al comma precedente, l'ARERA adotta
una nuova decisione entro quattro mesi dalla notifica del gestore,
dall'avvio d'ufficio del procedimento ovvero dalla richiesta della
Commissione europea. In caso di inutile decorso del termine di
quattro mesi, la certificazione si intende rilasciata alle stesse
condizioni della precedente.
8-quater. La decisione espressa o tacita ai sensi del comma
precedente deve essere notificata senza indugio alla Commissione
europea, unitamente a tutte le informazioni rilevanti. La decisione
dell'Autorità nazionale, sia essa espressa o tacita, acquista
efficacia soltanto una volta che si sia conclusa la procedura di
valutazione di cui al presente comma.
8-quinquies. L'ARERA e la Commissione europea possono richiedere
al gestore della rete di trasmissione nazionale e alle imprese che
esercitano attività di generazione o di fornitura di energia
elettrica tutte le informazioni pertinenti ai fini dell'esercizio dei
poteri di valutazione loro conferiti. L'Autorità assicura la
segretezza di tutte le informazioni commercialmente sensibili.».
7. All'articolo 36 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93,
il comma 11 è sostituito dai seguenti:
«11. Con decreto del Ministro della transizione ecologica,
adottato ai sensi dell'articolo 17, comma 3, della legge 23 agosto
1988, n. 400, entro nove mesi dalla data di entrata in vigore della
presente disposizione, sono stabiliti i criteri per la certificazione
di Terna S.p.a. nell'ipotesi in cui un soggetto stabilito in uno
Stato terzo, non appartenente all'Unione europea, ne acquisisca il
controllo. Ferma restando la disciplina nazionale in materia di
poteri speciali sulle attività di rilevanza strategica nei settori
dell'energia, l'ARERA è tenuta a decidere in merito alla
certificazione sulla base di tali criteri, i quali:
a) assicurano il rispetto delle prescrizioni di cui al comma 7;
b) prevedono che l'ARERA, prima di decidere sulla certificazione,
debba richiedere un parere alla Commissione europea circa il rispetto
delle prescrizioni di cui al comma 7, nonchè circa gli eventuali
rischi per l'approvvigionamento dell'Unione europea, adottando la
decisione entro quattro mesi dalla data di ricevimento della
richiesta di parere ad opera della Commissione;
c) consentono all'ARERA di rifiutare la certificazione, a
prescindere dal contenuto del parere della Commissione europea, nel
caso in cui il controllo esercitato sul gestore della rete di
trasmissione nazionale sia tale da mettere a rischio la sicurezza
dell'approvvigionamento nazionale ovvero la sicurezza
dell'approvvigionamento di un altro Stato membro dell'Unione europea.
d) stabiliscono che l'ARERA, una volta assunta la decisione finale
sulla certificazione, trasmetta la stessa alla Commissione europea,
unitamente a tutte le informazioni necessarie. In caso di difformità
rispetto al parere della Commissione, la decisione sulla
certificazione deve essere motivata e la relativa motivazione è
pubblicata sul sito web dell'Autorità.
11-bis. Il gestore della rete di trasmissione nazionale notifica
all'ARERA qualsiasi operazione o circostanza che abbia come risultato
l'acquisizione del controllo del medesimo gestore ovvero del sistema
di trasmissione da parte di un soggetto stabilito in uno Stato
terzo.».
8. All'articolo 37 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93,
dopo il comma 2 è inserito il seguente:
«2-bis. Nell'ambito del rafforzamento della cooperazione
regionale, il Gestore della rete di trasmissione assicura la
cooperazione con i Centri di coordinamento regionali, tenendo conto
delle raccomandazioni di questi ultimi, e partecipa alla
predisposizione delle valutazioni di adeguatezza a livello europeo e
nazionale ai sensi di quanto previsto dal regolamento (UE)
943/2019.»

Art. 23

Funzioni e responsabilità del Gestore
della rete di distribuzione

1. All'articolo 38, comma 1, lettera c), del decreto legislativo
1° giugno 2011, n. 93, dopo le parole «comprese le risorse umane,
tecniche, materiali e finanziarie», sono aggiunte le seguenti: «.
Ciò non osta alla predisposizione di meccanismi di coordinamento che
consentano alla società-madre di esercitare i propri diritti di
vigilanza economica e amministrativa per quanto riguarda la
redditività degli investimenti i cui costi costituiscono componenti
tariffarie regolate e, in particolare, di approvare il piano
finanziario annuale o qualsiasi strumento equivalente, nonchè di
introdurre limiti globali ai livelli di indebitamento della società
controllata. Non è viceversa consentito alla società-madre dare
istruzioni sulle attività giornaliere nè su singole decisioni
concernenti il miglioramento o la costruzione delle linee di
distribuzione dell'energia elettrica, purchè esse non eccedano i
termini del piano finanziario o dello strumento a questo
equivalente».
2. All'articolo 38, comma 1, lettera d), del decreto legislativo 1°
giugno 2011, n. 93, dopo le parole «garantisce che ne sia
adeguatamente controllata l'osservanza.», sono inserite le seguenti:
«Il programma di adempimenti illustra gli obblighi specifici cui
devono ottemperare i dipendenti per raggiungere questo obiettivo.».
3. All'articolo 38 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93,
dopo il comma 5-ter, sono inseriti i seguenti:
«5-quater. Entro sei mesi dalla data di entrata in vigore della
presente disposizione, l'ARERA con uno o più provvedimenti
disciplina:
a) le modalità con cui i Gestori delle reti di distribuzione
dell'energia elettrica cooperano con il Gestore della rete di
trasmissione, al fine di ampliare, secondo criteri di efficienza e
sicurezza per il sistema, la partecipazione dei soggetti dotati di
impianti di generazione, di consumo e di stoccaggio connessi alle
reti di distribuzione da essi gestite, anche attraverso gli
aggregatori, ai mercati dell'energia, dei servizi ancillari e dei
servizi di bilanciamento;
b) la sperimentazione di un sistema di auto-dispacciamento a
livello locale, attraverso un sistema di premi e penalità che
stimoli produttori e clienti finali di energia elettrica a bilanciare
le proprie posizioni compensando i consumi con le produzioni locali,
nel rispetto dei vincoli di sicurezza della rete. La sperimentazione
prende l'avvio non oltre sei mesi dopo l'entrata in vigore dei
provvedimenti dell'Autorità di cui al presente comma.
5-quinquies. Entro ventiquattro mesi dall'avvio delle
sperimentazioni di cui al comma 6, l'ARERA pubblica gli esiti delle
stesse e, sulla base di un'analisi costi-benefici, adotta eventuali
modifiche alla disciplina del dispacciamento, volte a promuovere la
formazione di profili aggregati di immissione e prelievo maggiormente
prevedibili per il gestore della rete di trasmissione dell'energia
elettrica.
5-sexies. Entro dodici mesi dalla data di entrata in vigore della
presente disposizione, l'ARERA disciplina le modalità di
approvvigionamento da parte dei Gestori dei sistemi di distribuzione,
in coordinamento con il Gestore della rete di trasmissione, dei
servizi necessari per il funzionamento efficiente, affidabile e
sicuro delle reti di distribuzione, definendo in particolare:
a) le specifiche, i ruoli, le procedure di approvvigionamento e
le modalità di remunerazione dei servizi, al minor costo per il
sistema. Le procedure di approvvigionamento dei servizi ancillari
non legati alla frequenza devono essere trasparenti, non
discriminatorie e basate su criteri di mercato, in modo da consentire
la partecipazione effettiva sulla base delle capacità tecniche dei
fornitori dei servizi, ivi inclusi quelli dotati di impianti di
generazione da fonti rinnovabili, di consumo, di stoccaggio, nonchè
gli aggregatori, a meno che la medesima Autorità non abbia stabilito
che l'approvvigionamento dei predetti servizi non sia economicamente
efficiente o che sarebbe comunque fonte di distorsioni del mercato o
di maggiore congestione;
b) le modalità di copertura dei costi di approvvigionamento dei
servizi di cui alla lettera a);
c) individua le informazioni che i gestori del sistema di
distribuzione sono tenuti a rendere disponibili ai partecipanti al
mercato e agli utenti ai fini delle procedure di approvvigionamento
di cui alla lettera a);
5-septies. Fatti salvi gli obblighi legali di divulgare
determinate informazioni, il gestore del sistema di distribuzione ha
l'obbligo di mantenere la riservatezza sulle informazioni
commercialmente sensibili acquisite nel corso della sua attività e
deve impedire che le informazioni commercialmente vantaggiose apprese
nello svolgimento della propria attività siano divulgate in modo
discriminatorio.».
4. All'articolo 38, comma 2-bis, del decreto legislativo 1° giugno
2011, n. 93, le parole «ad esclusione delle imprese beneficiarie di
integrazioni tariffarie, ai sensi dell'articolo 7 della legge 9
gennaio 1991, n. 10, e successive modificazioni» sono soppresse.
5. Il comma 3 dell'articolo 18 del decreto legislativo 3 marzo
2011, n. 28, è sostituito dal seguente:
«3. Il Gestore del sistema di distribuzione, fatti salvi gli atti
di assenso dell'amministrazione concedente, elabora e presenta al
Ministero della transizione ecologica e all'ARERA, con cadenza
biennale, previa consultazione pubblica, un piano di sviluppo della
rete di competenza, con un orizzonte temporale almeno quinquennale,
tenuto conto delle modalità stabilite dall'ARERA entro nove mesi
dall'entrata in vigore della presente disposizione. Nell'ambito del
piano di sviluppo, predisposto in coordinamento con il Gestore della
rete di trasmissione ed in coerenza con il piano di sviluppo della
rete di trasmissione nazionale, è altresì individuato il fabbisogno
di flessibilità, con riferimento ai servizi che possono essere
forniti dalla gestione della domanda, dagli impianti di stoccaggio e
dalle unità di generazione connessi alla rete di distribuzione,
nonchè l'evoluzione prevista per le congestioni di rete. Sono
altresì indicati gli investimenti programmati, con particolare
riferimento alle infrastrutture necessarie per collegare nuova
capacità di generazione e nuovi carichi, inclusi i punti di ricarica
per i veicoli elettrici. Il piano include una comparazione dei costi
delle misure di investimento e di flessibilità e delle altre misure
cui il gestore ricorre in alternativa all'espansione del sistema.
L'ARERA può richiedere al Gestore del sistema di distribuzione
modifiche rispetto al piano presentato. Il Piano di sviluppo è
comunicato alle regioni e province autonome per gli aspetti correlati
al rilascio delle autorizzazioni per gli impianti alimentati da fonti
rinnovabili, all'adeguamento delle infrastrutture di rete nelle aree
idonee, e al rilascio delle autorizzazioni per gli sviluppi di rete.
Il presente comma non si applica ai gestori dei sistemi di
distribuzione, ivi inclusi i gestori di sistemi di distribuzione
chiusi, alla cui rete sono connessi meno di 100.000 clienti finali o
che riforniscono piccoli sistemi isolati.».
6. All'articolo 4 del decreto legislativo 16 dicembre 2016, n. 257,
dopo il comma 13, sono aggiunti i seguenti:
«13-bis. L'ARERA, entro nove mesi dall'entrata in vigore del
presente comma, adotta uno o più atti regolatori con i quali
definisce le regole tecniche e puntuali necessarie al fine di
agevolare la connessione dei punti di ricarica, siano essi ad accesso
pubblico ovvero privati, alla rete di distribuzione dell'energia
elettrica. I gestori dei sistemi di distribuzione collaborano in
maniera non discriminatoria con tutti i soggetti pubblici e privati
che intendono possedere, sviluppare e gestire punti di ricarica;
13-ter. I gestori dei sistemi di distribuzione di energia
elettrica non possono possedere, sviluppare, gestire o esercire punti
di ricarica per i veicoli elettrici, fatta eccezione per i punti di
ricarica privata dei gestori, ad uso esclusivamente proprio.

Art. 24

Funzioni e compiti dell'Autorità di regolazione

1. All'articolo 42, comma 1, del decreto legislativo 1° giugno
2011, n. 93, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) alla lettera a), dopo le parole «mercati interni dell'energia
elettrica e del gas naturale concorrenziali,», sono inserite le
seguenti: «flessibili,»;
b) dopo la lettera a) sono inserite le seguenti:
«a-bis) sviluppare mercati regionali transfrontalieri
concorrenziali e adeguatamente funzionanti all'interno dell'Unione
europea, allo scopo di conseguire gli obiettivi di cui alla
precedente lettera a);
a-ter) eliminare le restrizioni agli scambi di energia
elettrica tra gli Stati membri e sviluppare adeguate capacità di
trasmissione transfrontaliere, per soddisfare la domanda e migliorare
l'integrazione dei mercati nazionali, nonchè al fine di agevolare la
circolazione dell'energia elettrica all'interno dell'Unione
europea;»;
c) dopo la lettera d), è inserita la seguente:
«d-bis) assicurare che ai gestori e agli utenti dei sistemi di
distribuzione e di trasmissione dell'energia elettrica siano offerti
incentivi adeguati, a breve e a lungo termine, per migliorare
l'efficienza, e soprattutto l'efficienza energetica, delle
prestazioni dei sistemi, promuovendo l'integrazione dei mercati;».
2. All'articolo 43, comma 2, del decreto legislativo 1° giugno
2011, n. 93, la lettera c), è sostituita dalla seguente:
«c) garantisce che i gestori dei sistemi di trasmissione e i
gestori dei sistemi di distribuzione e, se necessario, i proprietari
dei rispettivi sistemi, nonchè qualsiasi impresa elettrica o di gas
naturale o altro partecipante al mercato dell'energia, ottemperino
agli obblighi che ad essi incombono ai sensi del presente decreto e
della legislazione nazionale vigente, dei regolamenti (UE) 2019/943 e
2009/715, dei codici di rete e degli orientamenti adottati a norma
degli articoli 58, 60 e 61 del regolamento (UE) 2019/943, nonchè di
tutte le altre disposizioni di diritto dell'Unione europea, anche per
quanto riguarda le questioni transfrontaliere, nonchè in forza delle
decisioni dell'Agenzia per la cooperazione tra i regolatori nazionali
dell'energia (ACER);».
3. All'articolo 43, comma 2, del decreto legislativo 1° giugno
2011, n. 93, dopo la lettera c), sono inserite le seguenti:
c-bis disciplina la deroga all'obbligo di ridispacciamento degli
impianti di generazione, dello stoccaggio dell'energia e della
gestione della domanda, in base al criterio di mercato di cui
all'articolo 13, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2019/943;
c-ter) in stretto coordinamento con le altre autorità di
regolazione nazionali, garantisce che la rete europea dei gestori dei
sistemi di trasmissione per l'energia elettrica (ENTSO-E) e l'ente
europeo dei gestori dei sistemi di distribuzione dell'UE (EU DSO)
ottemperino agli obblighi che ad essi incombono alla stregua delle
pertinenti disposizioni di diritto dell'Unione e della normativa
nazionale di recepimento e attuazione, anche per quanto riguarda le
questioni transfrontaliere, nonchè in forza delle decisioni assunte
dall' ACER;
c-quater) individua, congiuntamente alle altre autorità di
regolazione europee, l'inadempimento da parte dell'ENTSO-E e dell'EU
DSO ai rispettivi obblighi, tenuto conto che, ove le autorità di
regolazione non siano in grado di raggiungere un accordo, la
questione è deferita alla decisione dell'ACER, a norma dell'articolo
6, paragrafo 10, del regolamento (UE) 2019/942;
c-quinquies) disciplina l'applicazione dei codici di rete e degli
orientamenti adottati a norma degli articoli 58, 60 e 61 del
regolamento (UE) 2019/943, mediante misure nazionali o, se richiesto,
adottando misure coordinate a livello regionale o di Unione europea;
c-sexies) coopera con le autorità di regolazione degli Stati
membri interessati, nonchè con l'ACER, sulle questioni
transfrontaliere, in particolare attraverso la partecipazione ai
lavori del comitato dei regolatori dell'ACER, ai sensi dell'articolo
21 del regolamento (UE) 2019/942;
c-septies) osserva e attua le pertinenti decisioni giuridicamente
vincolanti della Commissione europea e dell'ACER;
c-octies) provvede affinchè i gestori dei sistemi di trasmissione
mettano a disposizione le capacità di interconnessione nella misura
massima, a norma dell'articolo 16 del regolamento (UE) 2019/943;
c-novies) congiuntamente alle altre autorità di regolazione
nazionali interessate:
1. approva i costi connessi alle attività dei Centri di
coordinamento regionali che sono a carico dei gestori dei sistemi di
trasmissione, purchè tali costi siano ragionevoli e appropriati,
assicurandosi che i Centri di coordinamento regionali dispongano di
tutte le risorse umane, tecniche, materiali e finanziarie necessarie
per assolvere gli obblighi derivanti dalla legge e per svolgere i
loro compiti in modo indipendente e imparziale;
2. propone eventuali compiti e poteri supplementari da attribuire
ai Centri di coordinamento regionali;
3. individua l'inadempimento, da parte dei centri di coordinamento
regionali, dei rispettivi obblighi, adottando decisioni vincolanti
per gli stessi; se le autorità di regolazione non sono in grado di
raggiungere un accordo entro un termine di quattro mesi dall'inizio
delle consultazioni con le altre autorità, al fine di individuare
congiuntamente l'inadempimento, la questione è deferita all'ACER per
la decisione a norma dell'articolo 6, paragrafo 10, del regolamento
(UE) 2019/942;
4. controlla l'esecuzione dei compiti di coordinamento e ne
riferisce annualmente all'ACER, conformemente all'articolo 46 del
regolamento (UE) 2019/943;
5. può richiedere, anche come iniziativa autonoma, informazioni ai
centri di coordinamento regionali;
c-decies) monitora e valuta le prestazioni dei Gestori dei
sistemi di trasmissione e dei Gestori dei sistemi di distribuzione in
relazione allo sviluppo di una rete intelligente funzionale
all'integrazione di energia da fonti rinnovabili per il perseguimento
degli obiettivi definiti nel PNIEC, sulla base di una serie limitata
di indicatori e pubblica ogni due anni una relazione nazionale che
contenga raccomandazioni;
c-undecies) monitora l'eliminazione degli ostacoli e delle
restrizioni ingiustificati allo sviluppo dell'autoconsumo di energia
elettrica e alle comunità energetiche dei cittadini;
c-duodecies) assicura che ai gestori dei sistemi e agli utenti del
sistema siano offerti incentivi adeguati per migliorare l'efficienza
energetica delle prestazioni del sistema e promuovere l'integrazione
del mercato.»
c-terdecies) pubblica e aggiorna con continuità le previsioni di
fabbisogno di medio e lungo termine relative alle tariffe applicate
agli utenti di energia elettrica e gas, con particolare riguardo agli
oneri di rete e di dispacciamento.
4. All'articolo 43 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93,
dopo il comma 4, è inserito il seguente:
«4-bis. Nelle ipotesi in cui la legge prevede un potere
dell'ARERA di verificare le tariffe ovvero le metodologie di calcolo
delle tariffe richieste dal gestore della distribuzione ovvero dal
gestore della rete di trasmissione nazionale, la medesima Autorità
può fissare, in caso di ritardo, tariffe o metodologie provvisorie,
pubblicandole sul proprio sito web e prevedendo misure compensatorie
nell'ipotesi in cui le tariffe ovvero le metodologie definitivamente
stabilite dal gestore della distribuzione o della trasmissione si
discostino da quelle stabilite in via provvisoria.».
5. All'articolo 44 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93,
sono apportate le seguenti modificazioni:
a) dopo il comma 2, sono inseriti i seguenti:
«2-bis. Nei casi in cui la legge attribuisce all'ARERA il
potere di valutare le tariffe o le metodologie di calcolo delle
tariffe richieste dal gestore della distribuzione ovvero dal gestore
della rete di trasmissione nazionale, i partecipanti al mercato
possono proporre reclamo avverso le relative decisioni dinanzi
all'Autorità stessa, entro trenta giorni dalla pubblicazione della
decisione ovvero della proposta di decisione. L'Autorità decide il
reclamo entro trenta giorni dal ricevimento del reclamo. Il reclamo
non produce alcun effetto sospensivo.
2-ter. Le decisioni sui reclami di cui ai due commi precedenti
sono pubblicate in un'apposita sezione del sito web dell'ARERA, ferma
la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.»;
b) al comma 3, è aggiunto, in fine, il seguente periodo: «La
partecipazione delle imprese elettriche alle procedure di risoluzione
delle controversie di cui al presente comma è obbligatoria.».

Art. 25

Poteri sanzionatori dell'Autorità
di regolazione energia reti e ambiente

1. Fermo restando quanto previsto dalla legge 14 novembre 1995, n.
481, e dall'articolo 45 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93, l'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente irroga
sanzioni amministrative pecuniarie in caso di inosservanza delle
prescrizioni e degli obblighi previsti dalle seguenti disposizioni:
a) articoli 5, commi da 1 a 13, 6, commi da 1 a 5, 7, commi 1, 2, 4
e 5, 8, commi da 1 a 3, 9, commi 6 e 7, 11, comma 2, 12 commi da 1 a
5, 15, comma 3, del presente decreto;
b) articoli 6, paragrafi 13 e 14, 7, 8, 9, 10, 12, paragrafo 1, 13,
paragrafi 4, 5 e 7, 16, paragrafi 1, 2, 8 e 11, 17, 23, paragrafo 4,
del regolamento (UE) 2019/943;
c) articoli 37, 42 e 46 del regolamento (UE) 2019/943 con
riferimento ai Centri di coordinamento regionale o loro sedi
distaccate aventi sede in Italia effettuando ispezioni, anche senza
preavviso, presso i loro locali;
d) articoli 3, comma 2, e 9, comma 1, del decreto legislativo 16
marzo 1999, n. 79;
e) articolo 35, comma 9, del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93;
f) codici di rete adottati a norma dell'articolo 59 del
regolamento (UE) 2019/943 e orientamenti vincolanti adottati a norma
dell'articolo 61 del regolamento (UE) 2019/943.

Art. 26

Esenzione per i nuovi interconnettori
tra Stati membri dell'UE

1. A decorrere dall'entrata in vigore del presente decreto,
l'ARERA decide in merito alle richieste di esenzione, ovvero di
modifica di un'esenzione già concessa, dal diritto di accesso dei
terzi alle nuove linee elettriche di interconnessione con i sistemi
elettrici degli Stati membri, ai sensi dell'articolo 63 del
regolamento (UE) 943/2019.

Art. 27

Clausola di invarianza

1. Dall'attuazione del presente decreto, non devono derivare nuovi
o maggiori oneri a carico della finanza pubblica.
2. Le amministrazioni interessate provvedono agli adempimenti
previsti dal presente decreto con le risorse umane, strumentali e
finanziarie disponibili a legislazione vigente.

Art. 28

Disposizioni per le regioni a statuto speciale
e per le Province autonome di Trento e Bolzano

1. Sono fatte salve le competenze delle Regioni a statuto speciale
e delle Province autonome di Trento e di Bolzano, che provvedono alle
finalità del presente decreto legislativo ai sensi dei rispettivi
statuti speciali e delle relative norme di attuazione.
Il presente decreto, munito del sigillo dello Stato, sarà inserito
nella Raccolta ufficiale degli atti normativi della Repubblica
italiana. È fatto obbligo a chiunque spetti di osservarlo e di farlo
osservare.
Dato a Roma, addì 8 novembre 2021

MATTARELLA

Draghi, Presidente del Consiglio
dei ministri

Cingolani, Ministro della
transizione ecologica

Di Maio, Ministro degli affari
esteri e della cooperazione
internazionale

Franco, Ministro dell'economia e
delle finanze

Cartabia, Ministro della giustizia

Visto, il Guardasigilli: Cartabia

Allegato 1

REQUISITI MINIMI DI FATTURAZIONE
E RELATIVE INFORMAZIONI

1. Informazioni minime che devono figurare sulla fattura e nelle
informazioni di fatturazione

1.1. Le seguenti informazioni sono presentate in maniera evidente
ai clienti finali sulle fatture, in una sezione chiaramente separata
dalle altre parti della fattura:
a) il prezzo da pagare e, se possibile, le componenti del
prezzo, con una chiara attestazione che tutte le fonti di energia
possono anche beneficiare di incentivi non finanziati mediante i
prelievi indicati nelle componenti del prezzo;
b) il termine entro il quale è dovuto il pagamento.
1.2. Le seguenti informazioni fondamentali sono presentate in
maniera evidente ai clienti finali sulle fatture e nelle informazioni
di fatturazione, in una sezione chiaramente separata dalle altre
parti della fattura e delle informazioni di fatturazione:
a) il consumo di energia elettrica nel periodo di fatturazione;
b) il nome e i recapiti del fornitore, compresi un numero
telefonico di assistenza ai clienti finali e l'indirizzo e-mail;
c) la denominazione della tariffa;
d) l'eventuale data di scadenza del contratto;
e) le informazioni inerenti alla possibilità e al vantaggio di
un passaggio ad altro fornitore e alla risoluzione delle
controversie;
f) il codice cliente finale per il cambio di fornitore oppure
il codice unico di identificazione del punto di prelievo del cliente
finale;
g) informazioni sui diritti del cliente finale per quanto
concerne la risoluzione extragiudiziale delle controversie, inclusi i
riferimenti del servizio per la risoluzione extragiudiziale delle
controversie;
h) lo sportello per i servizi a tutela del consumatore;
i) un link o un riferimento a dove è possibile accedere al
portale informatico per la raccolta e la pubblicazione delle offerte
vigenti sul mercato di vendita al dettaglio di energia elettrica e
gas di cui all'articolo 1, comma 61, della legge 4 agosto 2017, n.
124.
1.3. Se le fatture sono basate sul consumo effettivo o su una
lettura a distanza da parte dell'operatore, le fatture e i conguagli
periodici mettono a disposizione dei clienti finali le seguenti
informazioni, le accompagnano o rimandano a esse:
a) confronti, sotto forma di grafico, tra il consumo attuale di
energia elettrica del cliente finale con il consumo del cliente
finale nello stesso periodo dell'anno precedente;
b) i recapiti, compresi i siti internet, delle organizzazioni
di consumatori, delle agenzie per l'energia o di organismi analoghi
da cui si possono ottenere informazioni sulle misure disponibili di
miglioramento dell'efficienza energetica per le apparecchiature
alimentate a energia;
c) confronti rispetto a un cliente finale medio o di
riferimento della stessa categoria di utenza.

2. Frequenza di fatturazione e fornitura delle informazioni di
fatturazione:

a) la fatturazione sulla base del consumo effettivo ha luogo
almeno una volta l'anno;
b) se il cliente finale non dispone di un contatore che possa
essere letto a distanza dal gestore, gli sono fornite informazioni di
fatturazione accurate e basate sul consumo effettivo a scadenza
almeno semestrale, oppure trimestrale su richiesta o qualora il
cliente finale abbia optato per la fatturazione elettronica;
c) se il cliente finale non dispone di un contatore che può
essere letto a distanza dal gestore, gli obblighi di cui alle lettere
a) e b) possono essere soddisfatti con un sistema di autolettura
periodica da parte dei clienti finali per mezzo del quale il cliente
finale comunica i dati dei propri contatori al gestore; la
fatturazione o le informazioni di fatturazione possono basarsi sul
consumo stimato o su un importo forfettario unicamente qualora il
cliente finale non abbia comunicato la lettura del contatore per un
determinato periodo di fatturazione;
d) se il cliente finale dispone di un contatore che può essere
letto a distanza dal gestore, informazioni di fatturazione accurate e
basate sul consumo effettivo sono fornite almeno ogni mese; tali
informazioni possono altresì essere rese disponibili via internet e
sono aggiornate con la massima frequenza consentita dai dispositivi e
dai sistemi di misurazione utilizzati.

3. Componenti del prezzo applicato al cliente finale

Il prezzo applicato al cliente finale è la somma delle tre
componenti definite seguenti: la componente relativa all'energia e
all'approvvigionamento, la componente relativa alla rete (di
trasmissione e distribuzione) e la componente che comprende imposte,
tributi, canoni e oneri. Per le tre componenti del prezzo per il
cliente finale presentate nelle fatture si usano le definizioni
comuni stabilite nel regolamento (UE) 2016/1952 del Parlamento
europeo e del Consiglio.

4. Accesso alle informazioni complementari sui consumi storici

Le informazioni complementari relative ai consumi storici, nella
misura in cui sono disponibili, sono comunicate, su richiesta del
cliente finale, al fornitore o prestatore di servizi designato dal
cliente finale.
Il cliente finale dotato di un contatore che può essere letto a
distanza dal gestore deve accedere facilmente alle informazioni
complementari sui consumi storici, in modo da poter controllare nel
dettaglio i propri consumi.
Le informazioni complementari sui consumi storici comprendono:
a) dati cumulativi relativi ad almeno i tre anni precedenti o
al periodo trascorso dall'inizio del contratto di fornitura di
energia elettrica, se inferiore. I dati corrispondono agli intervalli
per i quali sono state fornite frequenti informazioni di
fatturazione; e
b) dati dettagliati corrispondenti al tempo di utilizzazione
per ogni giorno, settimana, mese e anno che sono resi disponibili al
cliente finale senza indebito ritardo via internet o mediante
l'interfaccia del contatore relativi al periodo che include almeno i
24 mesi precedenti o al periodo trascorso dall'inizio del contratto
di fornitura di energia elettrica, se inferiore.

5. Informativa sulle fonti di energia

I fornitori specificano nelle fatture la quota di ciascuna fonte
energetica nell'energia elettrica acquistata dal cliente finale in
base al contratto di fornitura di energia elettrica (informativa sul
prodotto). Le fatture e le informazioni di fatturazione mettono a
disposizione dei clienti finali le seguenti informazioni, le
accompagnano o rimandano a esse:
a) la quota di ciascuna fonte energetica nel mix energetico
complessivo utilizzato dall'impresa fornitrice nell'anno precedente
(a livello nazionale, nonchè a livello del fornitore, se attivo in
altri Stati membri) in modo comprensibile e facilmente confrontabile;
b) le informazioni sull'impatto ambientale, almeno in termini
di emissioni di CO2 e di scorie radioattive risultanti dalla
produzione di energia elettrica prodotta mediante il mix energetico
complessivo utilizzato dal fornitore nell'anno precedente.
Con riguardo al secondo comma, lettera a), per l'energia
elettrica ottenuta tramite una borsa dell'energia o importata da
un'impresa situata al di fuori dell'Unione, è possibile utilizzare i
dati aggregati forniti dalla borsa o dall'impresa in questione
nell'anno precedente.
Per l'informativa sull'energia elettrica da cogenerazione ad alto
rendimento, si possono utilizzare le garanzie di origine rilasciate a
norma dell'articolo 34 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28.
L'informativa sull'energia elettrica da fonti rinnovabili è
effettuata utilizzando le garanzie di origine, salvo nei casi di cui
all'articolo 19, paragrafo 8, lettere a) e b), della direttiva (UE)
2018/2001.