Art. 2
Modifiche del regolamento (UE) 2019/943
In vigore dal 13 giu 2024
Modifiche del regolamento (UE) 2019/943
Il regolamento (UE) 2019/943 è così modificato:
1)
l’ è così modificato:
a)
le lettere a) e b) sono sostituite dalle seguenti:
«a)
porre le basi per conseguire in modo efficiente gli obiettivi dell’Unione dell’energia e l’obiettivo di raggiungere la neutralità climatica al più tardi entro il 2050, in particolare il quadro 2030 delle politiche per l’energia e il clima, grazie a segnali di mercato che indichino una maggiore efficienza, una percentuale più elevata di energia rinnovabile, sicurezza dell’approvvigionamento, flessibilità, integrazione dei sistemi attraverso molteplici vettori energetici, sostenibilità, decarbonizzazione e innovazione;
b)
definire i principi fondamentali di mercati dell’energia elettrica efficienti e integrati, che consentano un accesso non discriminatorio a tutti i fornitori di risorse e ai clienti dell’energia elettrica, favoriscano lo sviluppo di mercati a termine dell’energia elettrica, per consentire ai fornitori e ai consumatori di darsi una copertura o tutelarsi dal rischio di una volatilità futura dei prezzi dell’energia elettrica, responsabilizzino e tutelino i consumatori, assicurino la competitività sul mercato globale, migliorino la sicurezza dell’approvvigionamento e la flessibilità mediante la gestione della domanda, lo stoccaggio di energia e altre soluzioni di flessibilità non fossili, garantiscano l’efficienza energetica, agevolino l’aggregazione della domanda e dell’offerta distribuite e consentano l’integrazione del mercato e del settore e la remunerazione a prezzi di mercato dell’energia elettrica generata da energia rinnovabile;»
b)
sono aggiunte le lettere seguenti:
«e)
sostenere gli investimenti a lungo termine nella generazione di energia rinnovabile, nella flessibilità e nelle reti per consentire ai consumatori di rendere la bolletta energetica accessibile e meno dipendente dalle fluttuazioni dei prezzi a breve termine sul mercato dell’energia elettrica, in particolare per quanto riguarda i prezzi dei combustibili fossili a medio e lungo termine;
f)
definire un quadro per l’adozione di misure volte ad affrontare le crisi dei prezzi dell’energia elettrica.»
;
2)
l’ è così modificato:
a)
il punto 22 è sostituito dal seguente:
«22)
“meccanismo di capacità”: una misura intesa ad assicurare il conseguimento del livello necessario di adeguatezza delle risorse, grazie alla remunerazione delle risorse in base alla disponibilità, escluse le misure relative ai servizi ancillari o alla gestione delle congestioni;»
b)
sono aggiunti i punti seguenti:
«72)
“ora di punta”: un’ora in cui, sulla base delle previsioni dei gestori dei sistemi di trasmissione e, se del caso, dei NEMO, si prevedono il consumo lordo di energia elettrica o il consumo lordo di energia elettrica generata da fonti diverse dalle fonti rinnovabili o il prezzo all’ingrosso del giorno prima dell’energia elettrica più elevato, tenendo conto degli scambi interzonali;
73)
“livellamento delle punte di carico”: la capacità dei partecipanti al mercato di ridurre il consumo di energia elettrica dalla rete nelle ore di punta su richiesta del gestore del sistema;
74)
“prodotto livellatore delle punte di carico”: un prodotto basato sul mercato per mezzo del quale i partecipanti al mercato possono fornire ai gestori dei sistemi un livellamento delle punte di carico;
75)
“hub virtuale regionale”: una regione non fisica che copre più di una zona di offerta per la quale è fissato un prezzo di riferimento sulla base di una metodologia;
76)
“contratto bidirezionale per differenza”: un contratto tra il gestore di un impianto di generazione e una controparte, in genere un ente pubblico, che offre sia la protezione della remunerazione minima sia un limite all’eccesso di remunerazione;
77)
“accordo di compravendita di energia elettrica”: un contratto in base al quale una persona fisica o giuridica si impegna ad acquistare energia elettrica da un produttore di energia elettrica sulla base dei criteri di mercato;
78)
“apposito dispositivo di misurazione”: un dispositivo collegato o incorporato in un asset che fornisce servizi di gestione della domanda o servizi di flessibilità sul mercato dell’energia elettrica o ai gestori dei sistemi;
79)
“flessibilità”: la capacità di un sistema elettrico di adattarsi alla variabilità dei modi di generazione e consumo e alla disponibilità della rete nei diversi orizzonti temporali del mercato.»
;
3)
l’articolo 7 è così modificato:
a)
il paragrafo 1 è sostituito dal seguente:
«1. I gestori dei sistemi di trasmissione e i NEMO organizzano congiuntamente la gestione dei mercati integrati del giorno prima e infragiornaliero, in conformità del regolamento (UE) 2015/1222. I gestori dei sistemi di trasmissione e i NEMO collaborano a livello di Unione o, se più opportuno, a livello regionale, al fine di ottimizzare l’efficienza e l’efficacia della contrattazione del giorno prima e infragiornaliera dell’energia elettrica dell’Unione. L’obbligo di collaborazione non pregiudica l’applicazione del diritto dell’Unione sulla concorrenza. Nelle funzioni riguardanti la compravendita di energia elettrica, i gestori dei sistemi di trasmissione e i NEMO sono soggetti alla vigilanza normativa delle autorità di regolazione a norma dell’articolo 59 della direttiva (UE) 2019/944 e dell’ACER a norma degli articoli 4 e 8 del regolamento (UE) 2019/942, e sono soggetti agli obblighi in materia di trasparenza e all’efficace vigilanza nei confronti della manipolazione del mercato come stabilito nelle pertinenti disposizioni del regolamento (UE) n. 1227/2011.»
b)
il paragrafo 2 è così modificato:
i)
la lettera c) è sostituita dalla seguente:
«c)
massimizzano le opportunità di tutti i partecipanti al mercato di contrattare scambi interzonali e intrazonali in maniera non discriminatoria e quanto più possibile in tempo reale nell’insieme delle zone di offerta e all’interno di ciascuna;
c bis)
sono organizzati in modo da garantire la condivisione della liquidità tra tutti i NEMO, in qualsiasi momento, per gli scambi sia interzonali che intrazonali. Per il mercato del giorno prima, da un’ora prima dell’orario di chiusura del mercato fino al termine ultimo in cui è consentita la contrattazione del giorno prima, i NEMO presentano tutti gli ordini per i prodotti del giorno prima e per i prodotti con le stesse caratteristiche al coupling unico del giorno prima, da un lato, e non organizzano la compravendita di prodotti del giorno prima o di prodotti con le stesse caratteristiche al di fuori del coupling unico del giorno prima, dall’altro. Per il mercato infragiornaliero, dall’orario di apertura del coupling unico infragiornaliero fino al termine ultimo in cui è consentita la contrattazione infragiornaliera in una data zona di offerta, i NEMO presentano tutti gli ordini per i prodotti infragiornalieri e per i prodotti con le stesse caratteristiche al coupling unico infragiornaliero, da un lato, e non organizzano la compravendita di prodotti infragiornalieri o di prodotti con le stesse caratteristiche al di fuori del coupling infragiornaliero, dall’altro. Tali obblighi si applicano ai NEMO, alle imprese che esercitano direttamente o indirettamente un controllo su un NEMO e alle imprese controllate direttamente o indirettamente da un NEMO;»
;
ii)
la lettera f) è sostituita dalla seguente:
«f)
sono trasparenti e, se del caso, forniscono informazioni per unità di generazione ma nel contempo proteggono la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili e garantiscono l’anonimità degli scambi;»
;
4)
sono inseriti gli articoli seguenti:
«Articolo 7 bis
Prodotto livellatore delle punte di carico
1. Laddove sia dichiarata una crisi dei prezzi dell’energia elettrica a livello regionale o dell’Unione in conformità dell’articolo 66 bis della direttiva (UE) 2019/944, gli Stati membri possono richiedere ai gestori dei sistemi di proporre l’acquisizione di prodotti livellatori delle punte di carico per ridurre la domanda di energia elettrica durante le ore di punta. Tale acquisizione è limitata alla durata stabilita nella decisione di esecuzione adottata a norma dell’articolo 66 bis, paragrafo 1, della direttiva (UE) 2019/944.
2. Qualora sia formulata una richiesta a norma del paragrafo 1, i gestori dei sistemi, previa consultazione delle parti interessate, presentano all’autorità di regolazione dello Stato membro interessato, per approvazione, una proposta che definisce il dimensionamento e le condizioni di acquisizione e attivazione del prodotto livellatore delle punte di carico.
3. L’autorità di regolazione interessata valuta la proposta relativa al prodotto livellatore delle punte di carico di cui al paragrafo 2 per quanto riguarda il conseguimento di una riduzione della domanda di energia elettrica e dell’impatto sul prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica durante le ore di punta. Tale valutazione tiene conto della necessità che il prodotto livellatore delle punte di carico non crei indebite distorsioni del funzionamento dei mercati dell’energia elettrica e non provochi un riorientamento dei servizi di gestione della domanda verso i prodotti livellatori delle punte di carico. Sulla base di tale valutazione, l’autorità di regolazione può chiedere al gestore del sistema di modificare la sua proposta.
4. La proposta relativa al prodotto livellatore delle punte di carico di cui al paragrafo 2 soddisfa i seguenti requisiti:
a)
il dimensionamento del prodotto livellatore delle punte di carico:
i)
si basa su un’analisi della necessità di un servizio ulteriore al fine di garantire la sicurezza dell’approvvigionamento senza compromettere la stabilità della rete, del suo impatto sul mercato e dei suoi costi e benefici previsti;
ii)
tiene conto delle previsioni relative alla domanda, all’energia elettrica generata da energia rinnovabile, alle altre fonti di flessibilità del sistema, come lo stoccaggio di energia, e all’impatto del dispacciamento evitato sui prezzi all’ingrosso; e
iii)
è limitato così che i costi previsti non superino i benefici attesi del prodotto livellatore delle punte di carico;
b)
l’acquisizione di un prodotto livellatore delle punte di carico si fonda su criteri oggettivi, trasparenti, basati sul mercato e non discriminatori, ha obiettivi limitati alla gestione della domanda e non esclude gli asset partecipanti dall’accesso ad altri mercati;
c)
il prodotto livellatore delle punte di carico è acquisito mediante una procedura di gara competitiva, che può essere continua, con selezione basata sul costo più basso che permette di soddisfare i criteri tecnici e ambientali predefiniti, e consente la partecipazione effettiva dei consumatori, direttamente o mediante aggregazione;
d)
l’offerta minima non è superiore a 100 kW, anche attraverso l’aggregazione;
e)
i contratti relativi a un prodotto livellatore delle punte di carico non possono essere conclusi più di una settimana prima della sua attivazione;
f)
l’attivazione del prodotto livellatore delle punte di carico non riduce la capacità interzonale;
g)
il prodotto livellatore delle punte di carico è attivato prima o entro l’orizzonte temporale del mercato del giorno prima e tale attivazione può essere effettuata sulla base di un prezzo dell’energia elettrica predefinito;
h)
l’attivazione del prodotto livellatore delle punte di carico non comporta l’avvio di una generazione a partire da combustibili fossili situata oltre il punto di misurazione, al fine di evitare l’aumento delle emissioni di gas a effetto serra.
5. La riduzione effettiva del consumo risultante dall’attivazione di un prodotto livellatore delle punte di carico è misurata in relazione a uno scenario di riferimento indicante il consumo di energia elettrica previsto senza l’attivazione del livellatore. Se acquisisce un prodotto livellatore delle punte di carico, il gestore del sistema elabora una metodologia di riferimento previa consultazione con i partecipanti al mercato, tiene conto, se del caso, degli atti di esecuzione adottati a norma dell’articolo 59, paragrafo 1, lettera e), e presenta tale metodologia all’autorità di regolazione interessata per l’approvazione.
6. L’autorità di regolazione interessata approva la proposta dei gestori dei sistemi che intendono acquisire un prodotto livellatore delle punte di carico e la metodologia di riferimento presentata in conformità dei paragrafi 2 e 5 o chiede ai gestori dei sistemi di modificare la proposta o la metodologia di riferimento qualora tale proposta o tale metodologia non soddisfi i requisiti di cui ai paragrafi 2, 4 e 5.
7. Entro sei mesi dalla fine di una crisi dei prezzi dell’energia elettrica a livello regionale o dell’Unione di cui al paragrafo 1, l’ACER, previa consultazione delle parti interessate, valuta l’impatto dell’uso di prodotti livellatori delle punte di carico sul mercato dell’energia elettrica dell’Unione. Tale valutazione tiene conto della necessità che i prodotti livellatori delle punte di carico non creino indebite distorsioni del funzionamento dei mercati dell’energia elettrica e non provochino un riorientamento dei servizi di gestione della domanda verso i prodotti livellatori delle punte di carico. L’ACER può formulare raccomandazioni di cui le autorità di regolazione tengono conto nella loro valutazione a norma del paragrafo 3.
8. Entro il 30 giugno 2025, l’ACER, previa consultazione delle parti interessate, valuta l’impatto dello sviluppo di prodotti livellatori delle punte di carico sul mercato dell’energia elettrica dell’Unione alle normali condizioni di mercato. Tale valutazione tiene conto della necessità che i prodotti livellatori delle punte di carico non creino indebite distorsioni del funzionamento dei mercati dell’energia elettrica e non provochino un riorientamento dei servizi di gestione della domanda verso i prodotti livellatori delle punte di carico. Sulla base di tale valutazione, la Commissione può presentare una proposta legislativa di modifica del presente regolamento al fine di introdurre prodotti livellatori delle punte di carico al di fuori delle situazioni di crisi dei prezzi dell’energia elettrica a livello regionale o dell’Unione.
Articolo 7 ter
Apposito dispositivo di misurazione
1. Fatto salvo l’articolo 19 della direttiva (UE) 2019/944, i gestori dei sistemi di trasmissione, i gestori dei sistemi di distribuzione e i partecipanti al mercato interessati, compresi gli aggregatori indipendenti, possono utilizzare, previo consenso del cliente finale, i dati provenienti da appositi dispositivi di misurazione per l’osservabilità e la regolazione della gestione della domanda e dei servizi di flessibilità, compreso gli impianti di stoccaggio di energia.
Ai fini del presente articolo, l’uso dei dati provenienti da appositi dispositivi di misurazione è conforme agli articoli 23 e 24 della direttiva (UE) 2019/944 e ad altre pertinenti disposizioni di diritto dell’Unione, compreso il diritto in materia di protezione dei dati e della vita privata, in particolare il regolamento (UE) 2016/679 del Parlamento europeo e del Consiglio (*2). Ove tali dati siano utilizzati a fini di ricerca, le informazioni sono aggregate e rese anonime.
2. Se un cliente finale non è dotato di un contatore intelligente o se il contatore intelligente di un cliente finale non fornisce i dati necessari per offrire servizi di gestione della domanda o servizi di flessibilità, anche attraverso un aggregatore indipendente, i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione accettano i dati provenienti da un apposito dispositivo di misurazione, se disponibile, per la regolazione dei servizi di gestione della domanda e dei servizi di flessibilità, compreso lo stoccaggio di energia, e non operano discriminazioni nei confronti del cliente finale nell’acquisizione dei servizi di flessibilità. Tale obbligo si applica in conformità delle norme e dei requisiti stabiliti dagli Stati membri a norma del paragrafo 3.
3. Gli Stati membri stabiliscono le norme e i requisiti della procedura di convalida dei dati dell’apposito dispositivo di misurazione al fine di verificare e garantire la qualità e la coerenza dei dati pertinenti, nonché l’interoperabilità, conformemente agli articoli 23 e 24 della direttiva (UE) 2019/944 e ad altre pertinenti normative dell’Unione.
(*2) Regolamento (UE) 2016/679 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 27 aprile 2016, relativo alla protezione delle persone fisiche con riguardo al trattamento dei dati personali, nonché alla libera circolazione di tali dati e che abroga la direttiva 95/46/CE (regolamento generale sulla protezione dei dati) (GU L 119 del 4.5.2016, pag. 1).»;"
5)
l’articolo 8 è così modificato:
a)
il paragrafo 1 è sostituito dal seguente:
«1. I NEMO consentono ai partecipanti al mercato di effettuare scambi di energia quanto più possibile in tempo reale, e almeno entro l’orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale. Dal 1o gennaio 2026 l’orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale deve cadere non oltre 30 minuti prima del tempo reale.
1 bis. L’autorità di regolazione interessata può, su richiesta del gestore del sistema di trasmissione interessato, concedere una deroga al requisito di cui al paragrafo 1 fino al 1o gennaio 2029. Il gestore del sistema di trasmissione presenta la richiesta all’autorità di regolazione interessata. La richiesta comprende:
a)
una valutazione d’impatto che tenga conto dei riscontri ricevuti dai NEMO e dai partecipanti al mercato interessati, e che dimostri l’impatto negativo di tale misura sulla sicurezza dell’approvvigionamento nel sistema elettrico nazionale, sull’efficienza in termini di costi, anche in relazione alle piattaforme di bilanciamento esistenti a norma del regolamento (UE) 2017/2195, sull’integrazione dell’energia rinnovabile e sulle emissioni di gas a effetto serra; e
b)
un piano d’azione volto a ridurre a 30 minuti prima del tempo reale l’orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale entro il 1o gennaio 2029.
1 ter. Su richiesta del gestore del sistema di trasmissione, l’autorità di regolazione interessata può concedere un’ulteriore deroga all’obbligo di cui al paragrafo 1 per un massimo di due anni e mezzo a decorrere dalla scadenza del periodo di cui al paragrafo 1 bis. Il gestore del sistema di trasmissione interessato presenta la richiesta all’autorità di regolazione interessata, all’ENTSO per l’energia elettrica e all’ACER entro il 30 giugno 2028. La richiesta comprende:
a)
una nuova valutazione d’impatto che tenga conto dei riscontri ricevuti dai partecipanti al mercato e dai NEMO e giustifichi la necessità di un’ulteriore deroga sulla base dei rischi per la sicurezza dell’approvvigionamento nel sistema elettrico nazionale, l’efficienza sotto il profilo dei costi, l’integrazione delle energie rinnovabili e le emissioni di gas a effetto serra; e
b)
un piano d’azione riveduto per ridurre a 30 minuti prima del tempo reale l’orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale entro la data per la quale è richiesta la proroga ed entro la data richiesta per la deroga.
L’ACER emette un parere sull’impatto transfrontaliero dell’ulteriore deroga entro sei mesi dal ricevimento della richiesta di tale deroga. L’autorità di regolazione interessata tiene conto di tale parere prima di decidere in merito a una richiesta di ulteriore deroga.
1 quater. Entro il 1o dicembre 2027 la Commissione, previa consultazione dei NEMO, dell’ENTSO per l’energia elettrica, dell’ACER e delle pertinenti parti interessate, presenta al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione in cui valuta l’effetto dell’attuazione della riduzione dell’orario di chiusura del mercato interzonale stabilita a norma del presente articolo, i costi e i benefici, la fattibilità e le soluzioni pratiche per ridurre ulteriormente tale orario al fine di consentire ai partecipanti al mercato di effettuare scambi di energia quanto più possibile in tempo reale. La relazione tiene conto dell’impatto sulla sicurezza del sistema elettrico, sull’efficienza sotto il profilo dei costi, sui benefici per l’integrazione delle energie rinnovabili e sulla riduzione delle emissioni di gas a effetto serra.»
;
b)
il paragrafo 3 è sostituito dal seguente:
«3. I NEMO offrono alla compravendita sui mercati del giorno prima e infragiornaliero prodotti di dimensioni sufficientemente ridotte, con offerte minime di 100 kW o inferiori, per permettere la partecipazione effettiva della gestione della domanda, dello stoccaggio di energia e delle fonti rinnovabili su piccola scala, inclusa la partecipazione diretta dei clienti, anche mediante aggregazione.»
;
6)
l’articolo 9 è sostituito dal seguente:
«Articolo 9
Mercati a termine
1. A norma del regolamento (UE) 2016/1719, i gestori dei sistemi di trasmissione rilasciano diritti di trasmissione a lungo termine o dispongono misure equivalenti per permettere ai partecipanti al mercato, inclusi i proprietari di impianti di generazione che impiegano energia rinnovabile, di coprire i rischi di fluttuazione dei prezzi, a meno che una valutazione del mercato a termine sui confini tra le zone di offerta effettuata dalle autorità di regolazione competenti dimostri sufficienti opportunità di copertura nelle zone di offerta interessate.
2. I diritti di trasmissione a lungo termine sono allocati, a cadenza regolare, in modo trasparente, basato sul mercato e non discriminatorio grazie a una piattaforma unica di allocazione. La frequenza di allocazione e le scadenze della capacità interzonale a lungo termine favoriscono il funzionamento efficiente dei mercati a termine dell’Unione.
3. L’assetto dei mercati a termine dell’Unione comprende gli strumenti necessari per migliorare la capacità dei partecipanti al mercato di coprire i rischi di fluttuazione dei prezzi nel mercato interno dell’energia elettrica.
4. Entro il 17 gennaio 2026 la Commissione, previa consultazione delle parti interessate, procede a una valutazione dell’impatto di eventuali misure volte a conseguire l’obiettivo di cui al paragrafo 3. Tale valutazione d’impatto riguarda, tra l’altro:
a)
eventuali modifiche della frequenza di allocazione dei diritti di trasmissione a lungo termine;
b)
eventuali modifiche delle scadenze dei diritti di trasmissione a lungo termine, in particolare le scadenze prorogate fino ad almeno tre anni;
c)
eventuali modifiche della natura dei diritti di trasmissione a lungo termine;
d)
modalità per rafforzare il mercato secondario; e
e)
l’eventuale introduzione di hub virtuali regionali per il mercato a termine.
5. Per quanto riguarda gli hub virtuali regionali per i mercati a termine, la valutazione d’impatto effettuata a norma del paragrafo 4 riguarda quanto segue:
a)
l’ambito geografico adeguato degli hub virtuali regionali, comprese le zone di offerta che costituirebbero tali hub e le situazioni specifiche delle zone di offerta appartenenti a due o più hub virtuali, al fine di massimizzare la correlazione tra i prezzi di riferimento e i prezzi delle zone di offerta che costituiscono hub virtuali regionali;
b)
il livello di interconnettività elettrica degli Stati membri, in particolare degli Stati membri al di sotto degli obiettivi di interconnessione elettrica per il 2020 e il 2030 di cui all’articolo 4, lettera d), punto 1, del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio (*3);
c)
la metodologia per il calcolo dei prezzi di riferimento negli hub virtuali regionali per i mercati a termine, al fine di massimizzare la correlazione tra i prezzi di riferimento e i prezzi delle zone di offerta che costituiscono un hub virtuale regionale;
d)
la possibilità che le zone di offerta facciano parte di più hub virtuali regionali;
e)
i modi per massimizzare le opportunità commerciali per i prodotti di copertura, indicando gli hub virtuali regionali per i mercati a termine, come pure per i diritti di trasmissione a lungo termine dalle zone di offerta agli hub virtuali regionali;
f)
i modi per garantire che la piattaforma unica di allocazione di cui al paragrafo 2 offra l’allocazione e faciliti lo scambio di diritti di trasmissione a lungo termine;
g)
le implicazioni degli accordi intergovernativi preesistenti e dei diritti a norma degli stessi.
6. Sulla base dell’esito della valutazione d’impatto di cui al paragrafo 4 del presente articolo, la Commissione adotta, entro il 17 luglio 2026, un atto di esecuzione per specificare ulteriormente le misure e gli strumenti volti a conseguire gli obiettivi di cui al paragrafo 3 del presente articolo e le caratteristiche precise di tali misure e strumenti. Tale atto di esecuzione è adottato secondo la procedura d’esame di cui all’articolo 67, paragrafo 2.
7. La piattaforma unica di allocazione istituita a norma del regolamento (UE) 2016/1719 opera in qualità di soggetto che offre l’allocazione e agevola lo scambio di diritti di trasmissione a lungo termine per conto dei gestori dei sistemi di trasmissione. La piattaforma presenta la forma giuridica di cui all’allegato II della direttiva (UE) 2017/1132 del Parlamento europeo e del Consiglio (*4).
8. L’autorità di regolazione competente che ritiene che non vi siano sufficienti opportunità di copertura per i partecipanti al mercato, previa consultazione delle autorità competenti designate a norma dell’articolo 67 della direttiva 2014/65/UE del Parlamento europeo e del Consiglio (*5) nel caso in cui i mercati a termine riguardino strumenti finanziari quali definiti all’articolo 4, paragrafo 1, punto 15), di tale direttiva, può imporre alle borse dell’energia o ai gestori dei sistemi di trasmissione di attuare misure supplementari, quali attività di market making, per migliorare la liquidità del mercato a termine.
9. Nel rispetto del diritto dell’Unione sulla concorrenza, dei regolamenti (UE) n. 648/2012 (*6) e (UE) n. 600/2014 (*7) del Parlamento europeo e del Consiglio e della direttiva 2014/65/UE, i gestori dei mercati possono sviluppare prodotti di copertura a termine, compresi prodotti di copertura a termine sul lungo periodo, in modo da offrire ai partecipanti al mercato, inclusi i proprietari di impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili, adeguate possibilità di copertura dei rischi finanziari contro la fluttuazione dei prezzi. Gli Stati membri non richiedono che le suddette attività di copertura siano limitate agli scambi all’interno di uno Stato membro o di una zona di offerta.
(*3) Regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’11 dicembre 2018, sulla governance dell’Unione dell’energia e dell’azione per il clima che modifica le direttive (CE) n. 663/2009 e (CE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, le direttive 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE e 2013/30/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, le direttive del Consiglio 2009/119/CE e (UE) 2015/652 e che abroga il regolamento (UE) n. 525/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio (GU L 328 del 21.12.2018, pag. 1)."
(*4) Direttiva (UE) 2017/1132 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 14 giugno 2017, relativa ad alcuni aspetti di diritto societario (GU L 169 del 30.6.2017, pag. 46)."
(*5) Direttiva 2014/65/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 15 maggio 2014, relativa ai mercati degli strumenti finanziari e che modifica la direttiva 2002/92/CE e la direttiva 2011/61/UE (GU L 173 del 12.6.2014, pag. 349)."
(*6) Regolamento (UE) n. 648/2012 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 4 luglio 2012, sugli strumenti derivati OTC, le controparti centrali e i repertori di dati sulle negoziazioni (GU L 201 del 27.7.2012, pag. 1)."
(*7) Regolamento (UE) n. 600/2014 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 15 maggio 2014, sui mercati degli strumenti finanziari e che modifica il regolamento (UE) n. 648/2012 (GU L 173 del 12.6.2014, pag. 84).»;"
7)
l’articolo 18 è così modificato:
a)
i paragrafi 2 e 3 sono sostituiti dai seguenti:
«2. Le metodologie di tariffazione:
a)
riflettono i costi fissi dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione e tengono conto sia delle spese in conto capitale sia delle spese operative per fornire incentivi adeguati ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai gestori dei sistemi di distribuzione, sia a breve che a lungo termine, compresi gli investimenti ex ante, al fine di migliorare l’efficienza, compresa l’efficienza energetica;
b)
promuovono l’integrazione del mercato, l’integrazione dell’energia rinnovabile e la sicurezza dell’approvvigionamento;
c)
sostengono l’uso di servizi di flessibilità e permettono l’uso di connessioni flessibili;
d)
promuovono investimenti efficienti e tempestivi, comprese le soluzioni per ottimizzare la rete esistente;
e)
facilitano lo stoccaggio di energia, la gestione della domanda e le attività di ricerca correlate;
f)
contribuiscono al conseguimento degli obiettivi stabiliti nei piani nazionali integrati per l’energia e il clima, riducono l’impatto ambientale e promuovono l’accettazione da parte del pubblico; e
g)
agevolano l’innovazione nell’interesse del consumatore in settori quali la digitalizzazione, i servizi di flessibilità e l’interconnessione, in particolare per sviluppare le infrastrutture necessarie per raggiungere l’obiettivo minimo di interconnessione elettrica per il 2030 di cui all’articolo 4, lettera d), punto 1, del regolamento (UE) 2018/1999;
3. Se opportuno, il livello delle tariffe applicate ai produttori o ai clienti finali o a entrambi prevede segnali di investimento differenziati per località a livello di Unione, come incentivi attraverso la struttura tariffaria al fine di ridurre i costi del ridispacciamento e del rafforzamento della rete elettrica, e tiene conto dell’entità delle perdite di rete e della congestione causate e dei costi di investimento nell’infrastruttura.»
;
b)
il paragrafo 8 è sostituito dal seguente:
«8. Le metodologie di tariffazione per la trasmissione e la distribuzione forniscono incentivi ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai gestori dei sistemi di distribuzione per una gestione e uno sviluppo delle loro reti il più possibile efficienti sul piano dei costi, anche mediante l’acquisizione di servizi. A tal fine le autorità di regolazione considerano ammissibili i costi pertinenti, ivi compresi quelli legati agli investimenti ex ante, li includono nelle tariffe di trasmissione e distribuzione e, se del caso, introducono obiettivi di prestazione allo scopo di incentivare i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione ad aumentare l’efficienza globale del sistema nelle loro reti, anche mediante l’efficienza energetica, l’uso dei servizi di flessibilità e lo sviluppo di reti intelligenti e sistemi di misurazione intelligenti.»
;
c)
il paragrafo 9 è così modificato:
i)
la lettera f) è sostituita dalla seguente:
«f)
i metodi, da determinare dopo aver consultato le pertinenti parti interessate, per assicurare la trasparenza nella fissazione delle tariffe e nella loro struttura, compresi gli investimenti ex ante, conformemente ai pertinenti obiettivi energetici dell’Unione e nazionali, e tenendo conto delle zone di accelerazione stabilite a norma della direttiva (UE) 2018/2001;»
ii)
è aggiunto il punto seguente:
«i)
gli incentivi per investimenti efficienti nelle reti, anche per quanto riguarda le risorse che forniscono flessibilità e gli accordi di connessione flessibile.»
;
8)
all’articolo 19, il paragrafo 2 è sostituito dal seguente:
«2. I seguenti obiettivi hanno priorità per quanto riguarda l’allocazione dei proventi derivanti dall’allocazione della capacità interzonale:
a)
garantire l’effettiva disponibilità della capacità allocata, inclusa la compensazione di irrevocabilità;
b)
mantenere o aumentare le capacità interzonali attraverso l’ottimizzazione dell’uso degli interconnettori esistenti mediante contromisure, ove applicabile, oppure coprire i costi derivanti da investimenti nella rete rilevanti per ridurre la congestione del circuito di interconnessione, oppure
c)
compensare i gestori di impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili in una zona di offerta offshore direttamente connessi a due o più zone di offerta qualora l’accesso ai mercati interconnessi sia stato ridotto in modo tale che il gestore dell’impianto offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili non sia in grado di esportare la propria capacità di generazione di energia elettrica verso il mercato e, se del caso, ne risulti una corrispondente diminuzione del prezzo nella zona di offerta offshore a fronte di una situazione senza riduzione di capacità.
La compensazione di cui al primo comma, lettera c), si applica qualora, nei risultati del calcolo della capacità convalidati, uno o più gestori di sistemi di trasmissione non abbiano messo a disposizione la capacità concordata negli accordi di connessione sull’interconnettore o non abbiano messo a disposizione la capacità sugli elementi critici di rete conformemente alle regole di calcolo della capacità stabilite all’articolo 16, paragrafo 8. I gestori dei sistemi di trasmissione responsabili della limitazione di accesso ai mercati interconnessi sono responsabili della compensazione dei gestori di impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Su base annua, tale compensazione non supera la rendita di congestione totale generata sugli interconnettori tra le zone di offerta interessate.»
;
9)
è inserito il capo seguente:
«Capo III bis
INCENTIVI SPECIFICI AGLI INVESTIMENTI PER CONSEGUIRE GLI OBIETTIVI DI DECARBONIZZAZIONE DELL’UNIONE
Articolo 19 bis
Accordi di compravendita di energia elettrica
1. Fatta salva la direttiva (UE) 2018/2001 sulla promozione delle fonti rinnovabili, gli Stati membri promuovono il ricorso agli accordi di compravendita di energia elettrica, anche eliminando gli ostacoli ingiustificati e le procedure o gli oneri sproporzionati o discriminatori, al fine di garantire la prevedibilità dei prezzi e conseguire gli obiettivi stabiliti nei rispettivi piani nazionali integrati per l’energia e il clima per quanto riguarda la dimensione “decarbonizzazione” di cui all’articolo 4, lettera a), del regolamento (UE) 2018/1999, anche per quanto riguarda l’energia rinnovabile, preservando nel contempo la competitività e la liquidità dei mercati dell’energia elettrica e gli scambi transfrontalieri.
2. Nell’effettuare il riesame del presente regolamento a norma dell’articolo 69, paragrafo 2, la Commissione valuta, previa consultazione delle pertinenti parti interessate, il potenziale e la sostenibilità di una o più piattaforme di mercato dell’Unione per gli accordi di compravendita di energia elettrica, da utilizzare su base volontaria, comprese l’interazione di tali potenziali piattaforme con altre piattaforme esistenti del mercato dell’energia elettrica e la messa in comune della domanda di accordi di compravendita di energia elettrica mediante aggregazione.
3. Gli Stati membri provvedono, in modo coordinato, a che strumenti come i regimi di garanzia a prezzi di mercato, volti a ridurre i rischi finanziari associati al mancato pagamento da parte degli acquirenti nel quadro degli accordi di compravendita di energia elettrica, siano disponibili e accessibili ai clienti che si trovano ad affrontare ostacoli all’ingresso sul mercato di tali accordi e che non versano in difficoltà finanziarie. Tali strumenti possono comprendere, tra l’altro, regimi di garanzia statali a prezzi di mercato, garanzie private o strumenti che aggregano la domanda di accordi di compravendita di energia elettrica, in conformità del pertinente diritto dell’Unione. A tal fine, gli Stati membri assicurano un coordinamento adeguato, anche con i pertinenti strumenti a livello dell’Unione. Gli Stati membri possono stabilire le categorie di clienti interessate da tali strumenti, applicando criteri non discriminatori nell’ambito delle categorie di clienti e tra di esse.
4. Fatti salvi gli articoli 107 e 108 TFUE, se un regime di garanzia per gli accordi di compravendita di energia elettrica è sostenuto dallo Stato membro, esso comprende disposizioni atte a evitare una riduzione della liquidità sui mercati dell’energia elettrica e non eroga sostegno per l’acquisto di energia generata a partire da combustibili fossili. Gli Stati membri possono decidere di limitare tali regimi di garanzia al sostegno esclusivo dell’acquisto di elettricità da nuova generazione di energia rinnovabile conformemente alle politiche di decarbonizzazione degli Stati membri, in particolare quando il mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili quali definiti all’, punto 17), della direttiva (UE) 2018/2001 non è sufficientemente sviluppato.
5. I regimi di sostegno per l’energia elettrica generata da fonti rinnovabili consentono la partecipazione di progetti che riservano una parte dell’energia elettrica alla vendita attraverso un accordo di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili o altri accordi basati sul mercato, a condizione che tale partecipazione non incida negativamente sulla concorrenza nel mercato, in particolare quando le due parti dell’accordo di compravendita di energia elettrica sono controllate dalla stessa entità.
6. Nel concepire i regimi di sostegno di cui al paragrafo 5 gli Stati membri si adoperano per utilizzare criteri di valutazione atti a incentivare gli offerenti ad agevolare l’accesso di clienti che si trovano ad affrontare ostacoli all’ingresso sul mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica, a condizione che ciò non incida negativamente sulla concorrenza nel mercato.
7. Gli accordi di compravendita di energia elettrica specificano la zona di offerta in cui avviene la consegna e la responsabilità di garantire i diritti di trasmissione interzonali in caso di modifica della zona di offerta conformemente all’articolo 14.
8. Gli accordi di compravendita di energia elettrica specificano i termini e le condizioni ai quali i clienti e i produttori possono recedere dagli stessi, quali le commissioni di uscita e i tempi di preavviso eventualmente applicabili, nel rispetto del diritto della concorrenza dell’Unione.
9. Nel definire le misure che incidono direttamente sugli accordi di compravendita di energia elettrica, gli Stati membri rispettano le eventuali legittime aspettative e tengono conto dell’effetto di tali misure sugli accordi di compravendita di energia elettrica esistenti e futuri.
10. Entro il 31 gennaio 2026 e successivamente ogni due anni, la Commissione valuta se nei mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica persistano ostacoli e se tali mercati siano sufficientemente trasparenti. La Commissione può elaborare orientamenti specifici sull’eliminazione degli ostacoli sui mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica, compresi procedure o oneri sproporzionati o discriminatori.
Articolo 19 ter
Modelli volontari per gli accordi di compravendita di energia elettrica e monitoraggio degli accordi di compravendita di energia elettrica
1. L’ACER pubblica una valutazione annuale sul mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica a livello dell’Unione e degli Stati membri nell’ambito della sua relazione annuale pubblicata a norma dell’articolo 15, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2019/942.
2. Entro il 17 ottobre 2024, l’ACER valuta, in stretto coordinamento con le pertinenti istituzioni e parti interessate, la necessità di elaborare e pubblicare modelli volontari per gli accordi di compravendita di energia elettrica, adattati alle esigenze delle diverse categorie di controparti.
Qualora dalla valutazione emerga la necessità di elaborare e pubblicare tali modelli volontari per gli accordi di compravendita di energia elettrica, l’ACER, insieme ai NEMO e previa consultazione delle pertinenti parti interessate, elabora modelli che tengono conto di quanto segue:
a)
il ricorso a tali contratti modello avviene su base volontaria per le parti contraenti;
b)
i contratti modello, tra l’altro:
i)
offrono una gamma di durate dei contratti;
ii)
forniscono una gamma di formule tariffarie;
iii)
tengono conto del profilo di carico dell’acquirente e del profilo di generazione del generatore.
Articolo 19 quater
Misure a livello dell’Unione per contribuire al conseguimento della quota aggiuntiva di energia da fonti rinnovabili
La Commissione valuta se misure a livello dell’Unione possano contribuire al conseguimento dello sforzo collettivo degli Stati membri pari a una quota aggiuntiva del 2,5 % di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia dell’Unione nel 2030, a norma della direttiva (UE) 2018/2001, a integrazione delle misure nazionali. La Commissione analizza la possibilità di utilizzare il meccanismo unionale di finanziamento per l’energia rinnovabile istituito a norma dell’articolo 33 del regolamento (UE) 2018/1999 per organizzare aste in materia di energia rinnovabile a livello dell’Unione in linea con il pertinente quadro normativo.
Articolo 19 quinquies
Regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza per gli investimenti
1. I regimi di sostegno diretto dei prezzi per gli investimenti in nuovi impianti di generazione di energia elettrica a partire dalle fonti elencate al paragrafo 4 assumono la forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti.
Il primo comma si applica ai contratti nell’ambito di regimi di sostegno diretto dei prezzi per gli investimenti in nuova generazione conclusi a decorrere dal 17 luglio 2027, o, nel caso degli impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili connessi a progetti ibridi offshore collegati a due o più zone di offerta, a decorrere dal 17 luglio 2029.
La partecipazione dei partecipanti al mercato ai regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza e a regimi equivalenti con gli stessi effetti è su base volontaria.
2. Tutti i regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza e di regimi equivalenti con gli stessi effetti sono concepiti per:
a)
preservare gli incentivi affinché l’impianto di generazione funzioni e partecipi in modo efficiente ai mercati dell’energia elettrica, in particolare per rispecchiare le condizioni di mercato;
b)
prevenire qualsiasi effetto distorsivo del regime di sostegno sulle decisioni in materia di funzionamento, dispacciamento e manutenzione dell’impianto di generazione o sul comportamento dell’offerta nei mercati del giorno prima, infragiornaliero, dei servizi ancillari e di bilanciamento;
c)
assicurare che il livello della protezione della remunerazione minima e del limite massimo all’eccesso di remunerazione siano allineati al costo del nuovo investimento e ai ricavi di mercato, per garantire la sostenibilità economica a lungo termine dell’impianto di generazione evitando nel contempo una sovracompensazione;
d)
evitare indebite distorsioni della concorrenza e del commercio nel mercato interno, in particolare determinando gli importi di remunerazione tramite una procedura di gara competitiva aperta, chiara, trasparente e non discriminatoria. Nei casi in cui non sia possibile condurre una siffatta procedura di gara competitiva, i contratti per differenza o i regimi equivalenti con gli stessi effetti, e i prezzi di esercizio applicabili, sono concepiti in modo da garantire che la distribuzione dei ricavi alle imprese non crei indebite distorsioni della concorrenza e del commercio nel mercato interno;
e)
evitare distorsioni della concorrenza e del commercio nel mercato internazionale risultanti dalla distribuzione dei ricavi alle imprese;
f)
includere clausole penali applicabili in caso di indebita risoluzione anticipata unilaterale del contratto.
3. Nella valutazione dei contratti bidirezionali per differenza o dei regimi equivalenti con gli stessi effetti a norma degli articoli 107 e 108 TFUE, la Commissione garantisce il rispetto dei principi di concezione di cui al paragrafo 2.
4. Il paragrafo 1 si applica agli investimenti nella nuova generazione di energia elettrica a partire dalle seguenti fonti:
a)
energia eolica;
b)
energia solare;
c)
energia geotermica;
d)
energia idroelettrica senza serbatoio;
e)
energia nucleare.
5. Gli eventuali ricavi, o l’equivalente in valore finanziario di tali ricavi, derivanti dai regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza e di regimi equivalenti con gli stessi effetti di cui al paragrafo 1 sono distribuiti ai clienti finali.
Fatto salvo il primo comma, i ricavi, o l’equivalente in valore finanziario di tali ricavi, possono essere utilizzati anche per finanziare i costi dei regimi di sostegno diretto dei prezzi o degli investimenti volti a ridurre i costi dell’energia elettrica per i clienti finali.
La distribuzione dei ricavi ai clienti finali è concepita in modo da mantenere gli incentivi a ridurre il consumo o a spostarlo verso periodi in cui i prezzi dell’energia elettrica sono bassi e da non compromettere la concorrenza tra i fornitori di energia elettrica.
6. In conformità dell’articolo 4, paragrafo 3, terzo comma, della direttiva (UE) 2018/2001, gli Stati membri possono esonerare gli impianti di energia rinnovabile di piccola taglia e i progetti dimostrativi dall’obbligo di cui al paragrafo 1 del presente articolo.
Articolo 19 sexies
Valutazione delle esigenze di flessibilità
1. Entro un anno dall’approvazione da parte dell’ACER della metodologia di cui al paragrafo 6 e successivamente ogni due anni, l’autorità di regolazione o un’altra autorità o entità designata da uno Stato membro adotta una relazione sulle esigenze stimate di flessibilità per i successivi 5-10 anni a livello nazionale, vista la necessità di conseguire in modo efficace sotto il profilo dei costi la sicurezza e l’affidabilità dell’approvvigionamento e di decarbonizzare il sistema elettrico, tenendo conto dell’integrazione delle fonti di energia rinnovabili variabili di energia elettrica e dei diversi settori, nonché della natura interconnessa del mercato dell’energia elettrica, compresi gli obiettivi di interconnessione e la flessibilità transfrontaliera potenzialmente disponibile.
La relazione di cui al primo comma:
a)
è coerente con la valutazione europea dell’adeguatezza delle risorse e con le valutazioni nazionali dell’adeguatezza delle risorse effettuate a norma degli articoli 23 e 24;
b)
si basa sui dati e sulle analisi forniti dai gestori dei sistemi di trasmissione e dai gestori dei sistemi di distribuzione di ciascuno Stato membro a norma del paragrafo 4 utilizzando la metodologia comune di cui al paragrafo 4 e, se debitamente giustificato, su dati e analisi aggiuntivi.
Se lo Stato membro ha designato un gestore del sistema di trasmissione o un’altra entità ai fini dell’adozione della relazione di cui al primo comma, l’autorità di regolazione approva o modifica la relazione.
2. La relazione di cui al paragrafo 1, come minimo:
a)
valuta i diversi tipi di esigenze di flessibilità, almeno su base stagionale, giornaliera e oraria, per integrare nel sistema elettrico l’energia elettrica generata da fonti rinnovabili, tra l’altro sulla base di diverse ipotesi relativamente ai prezzi di mercato nonché alla generazione e alla domanda di energia elettrica;
b)
prende in considerazione il potenziale che le risorse di flessibilità non fossile, come la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia, comprese l’aggregazione e l’interconnessione, offrono per soddisfare l’esigenza di flessibilità, sia a livello di trasmissione che di distribuzione;
c)
valuta gli ostacoli alla flessibilità del mercato e propone pertinenti misure di attenuazione e incentivi, compresa l’eliminazione degli ostacoli normativi e possibili miglioramenti dei mercati e dei servizi o prodotti di gestione del sistema;
d)
valuta il contributo della digitalizzazione delle reti di trasmissione e di distribuzione dell’energia elettrica; e
e)
tiene conto delle fonti di flessibilità che dovrebbero essere disponibili in altri Stati membri.
3. I gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione di ciascuno Stato membro forniscono all’autorità di regolazione o a un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 i dati e le analisi necessari per la preparazione della relazione di cui al paragrafo 1. Ove debitamente giustificato, l’autorità di regolazione o un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 può chiedere ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai gestori dei sistemi di distribuzione interessati di fornire ulteriori contributi alla relazione, oltre ai requisiti di cui al paragrafo 4. I gestori dei sistemi di trasmissione dell’elettricità o i gestori dei sistemi di distribuzione dell’elettricità interessati insieme con i gestori dei sistemi di gas naturale e con i gestori dei sistemi dell’idrogeno coordinano la raccolta delle informazioni pertinenti, ove necessario, ai fini del presente articolo.
4. L’ENTSO per l’energia elettrica e l’EU DSO coordinano i lavori dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione per quanto riguarda i dati e le analisi da fornire a norma del paragrafo 3. In particolare:
a)
definiscono il tipo e il formato dei dati che i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione devono fornire alle autorità di regolazione o a un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1;
b)
mettono a punto una metodologia per l’analisi delle esigenze di flessibilità da parte dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione, tenendo conto come minimo:
i)
di tutte le fonti di flessibilità disponibili, in modo efficiente sotto il profilo dei costi nei diversi orizzonti temporali, anche in altri Stati membri;
ii)
degli investimenti previsti nell’interconnessione e nella flessibilità a livello di trasmissione e distribuzione; e
iii)
della necessità di decarbonizzare il sistema elettrico al fine di conseguire gli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima quali definiti all’, punto 11), del regolamento (UE) 2018/1999 e il suo obiettivo di neutralità climatica entro il 2050 stabilito all’ del regolamento (UE) 2021/1119, conformemente all’accordo di Parigi adottato nell’ambito della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici (*8).
La metodologia di cui alla lettera b) del primo comma contiene criteri guida su come valutare la capacità delle diverse fonti di flessibilità di soddisfare le esigenze di flessibilità.
5. L’ENTSO per l’energia elettrica e l’EU DSO cooperano strettamente per il coordinamento dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione in relazione alla fornitura dei dati e delle analisi a norma del paragrafo 4.
6. Entro il 17 aprile 2025, l’ENTSO per l’energia elettrica e l’EU DSO presentano congiuntamente all’ACER una proposta riguardante il tipo e il formato dei dati da presentare a un’autorità di regolazione o a un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 nonché la metodologia per l’analisi delle esigenze di flessibilità di cui al paragrafo 4. Entro tre mesi dal ricevimento della proposta l’ACER l’approva o la modifica. In quest’ultimo caso l’ACER consulta il gruppo di coordinamento per l’energia elettrica, l’ENTSO per l’energia elettrica e l’EU DSO prima di adottare le modifiche. La proposta adottata è pubblicata sul sito web dell’ACER.
7. L’autorità di regolazione o, se del caso, un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 trasmette alla Commissione e all’ACER le relazioni di cui al paragrafo 1 e le pubblica. Entro 12 mesi dal ricevimento delle relazioni l’ACER pubblica una relazione che le analizza e formula raccomandazioni su questioni di rilevanza transfrontaliera con riferimento alle conclusioni dell’autorità di regolazione o, se del caso, di un’altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1, comprese raccomandazioni sull’eliminazione degli ostacoli all’ingresso delle risorse di flessibilità non fossile.
Tra le questioni di rilevanza transfrontaliera, l’ACER valuta:
a)
come integrare meglio l’analisi delle esigenze di flessibilità di cui al paragrafo 1 del presente articolo con la metodologia per la valutazione europea dell’adeguatezza delle risorse conformemente all’articolo 23 e la metodologia per il piano decennale di sviluppo della rete a livello dell’Unione, garantendo la coerenza tra loro;
b)
le esigenze stimate di flessibilità nel sistema elettrico a livello dell’Unione e il suo potenziale economicamente disponibile previsto per i successivi 5-10 anni, tenendo conto delle relazioni nazionali;
c)
la potenziale introduzione di ulteriori misure per liberare il potenziale di flessibilità nei mercati dell’energia elettrica e nella gestione del sistema.
I risultati dell’analisi di cui al secondo comma, lettera a) possono essere presi in considerazione in ulteriori revisioni delle metodologie di cui a tale lettera conformemente ai pertinenti atti giuridici dell’Unione.
Il comitato consultivo scientifico europeo sui cambiamenti climatici può, di propria iniziativa, fornire contributi all’ACER su come garantire la conformità con gli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e con l’obiettivo della neutralità climatica entro il 2050.
8. L’ENTSO per l’energia elettrica aggiorna il piano di sviluppo della rete a livello di Unione per includervi i risultati delle relazioni delle esigenze di flessibilità di cui al paragrafo 1. Tali relazioni sono prese in considerazione dai gestori dei sistemi di trasmissione e dai gestori dei sistemi di distribuzione nei rispettivi piani di sviluppo della rete.
Articolo 19 septies
Obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile
Entro sei mesi dalla presentazione della relazione di cui all’articolo 19 sexies, paragrafo 1, del presente regolamento, ciascuno Stato membro definisce, sulla base di tale relazione, un obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile, compresi i rispettivi contributi specifici della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia a detto obiettivo. Gli Stati membri possono conseguire tale obiettivo realizzando il potenziale individuato della flessibilità non fossile, mediante l’eliminazione degli ostacoli di mercato individuati o mediante i regimi di sostegno alla flessibilità non fossile di cui all’articolo 19 octies del presente regolamento. Di tale obiettivo nazionale indicativo, compresi i rispettivi contributi specifici della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia a detto obiettivo e le misure per conseguirlo, tengono conto gli Stati membri nei rispettivi piani nazionali integrati per l’energia e il clima con riferimento alla dimensione “mercato interno dell’energia”, conformemente agli del regolamento (UE) 2018/1999, e nelle relazioni intermedie nazionali integrate sull’energia e il clima, conformemente all’articolo 17 del medesimo regolamento. Gli Stati membri possono definire obiettivi nazionali indicativi provvisori fino all’adozione della relazione a norma dell’articolo 19 sexies, paragrafo 1, del presente regolamento.
A seguito della valutazione effettuata a norma dell’articolo 9 del regolamento (UE) 2018/1999, la Commissione, dopo aver ricevuto l’obiettivo indicativo nazionale definito e comunicato dagli Stati membri conformemente al paragrafo 1 del presente articolo, trasmette al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione di valutazione delle relazioni nazionali.
Sulla base delle conclusioni della relazione redatta con le prime informazioni comunicate dagli Stati membri, la Commissione può elaborare una strategia dell’Unione in materia di flessibilità, incentrata in particolare sulla gestione della domanda e sullo stoccaggio di energia per facilitare la loro diffusione, che sia coerente con gli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e all’obiettivo della neutralità climatica entro il 2050. Tale strategia dell’Unione in materia di flessibilità può essere accompagnata, se del caso, da una proposta legislativa.
Articolo 19 octies
Regimi di sostegno alla flessibilità non fossile
1. Qualora gli investimenti nella flessibilità non fossile siano insufficienti a conseguire l’obiettivo nazionale indicativo o, se del caso, gli obiettivi nazionali indicativi provvisori definiti a norma dell’articolo 19 septies, gli Stati membri possono applicare regimi di sostegno alla flessibilità non fossile sotto forma di pagamenti per la capacità disponibile di flessibilità non fossile, fatti salvi gli articoli 12 e 13. Gli Stati membri che applicano un meccanismo di capacità valutano la possibilità di apportare i necessari adeguamenti nella concezione dei meccanismi di capacità per promuovere la partecipazione delle componenti di flessibilità non fossile, quali la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia, fatta salva la possibilità per tali Stati membri di utilizzare i regimi di sostegno alla flessibilità non fossile di cui al presente paragrafo.
2. La possibilità che hanno gli Stati membri di applicare misure di sostegno alla flessibilità non fossile di cui al paragrafo 1 del presente articolo non impedisce loro di perseguire gli obiettivi nazionali indicativi definiti a norma dell’articolo 19 septies con altri mezzi.
Articolo 19 nonies
Principi di concezione dei regimi di sostegno alla flessibilità non fossile
I regimi di sostegno alla flessibilità non fossile applicati dagli Stati membri a norma dell’articolo 19 octies, paragrafo 1:
a)
non vanno al di là di quanto necessario per conseguire l’obiettivo nazionale indicativo o, se del caso, l’obiettivo nazionale indicativo provvisorio definito a norma dell’articolo 19 septies in modo efficace sotto il profilo dei costi;
b)
si limitano ai nuovi investimenti nelle risorse di flessibilità non fossile, come la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia;
c)
tentano di tener conto dei criteri legati all’ubicazione per garantire che gli investimenti in nuova capacità avvengano in siti ottimali;
d)
non comportano l’avvio di una generazione a partire da combustibili fossili situata oltre il punto di misurazione;
e)
selezionano i fornitori di capacità tramite una procedura aperta, trasparente, competitiva, volontaria, non discriminatoria ed efficace sotto il profilo dei costi;
f)
prevengono indebite distorsioni del funzionamento efficiente dei mercati dell’energia elettrica, anche preservando gli incentivi all’efficienza operativa e i segnali di prezzo, nonché l’esposizione alla variazione dei prezzi e al rischio di mercato;
g)
prevedono l’erogazione di incentivi per l’integrazione nei mercati dell’energia elettrica basati su criteri di mercato e che rispondono ai segnali di mercato, evitando inutili distorsioni dei mercati dell’energia elettrica e tenendo conto degli eventuali costi di integrazione del sistema e della congestione e della stabilità della rete;
h)
fissano un livello minimo di partecipazione al mercato dell’elettricità in termini di energia attivata, che tenga conto delle specificità tecniche dell’asset che offre la flessibilità;
i)
applicano sanzioni adeguate ai fornitori di capacità che non rispettano il livello minimo di partecipazione al mercato dell’elettricità di cui alla lettera h) o che non si attengono agli incentivi all’efficienza operativa e ai segnali di prezzo di cui alla lettera f);
j)
promuovono l’apertura alla partecipazione transfrontaliera delle risorse in grado di fornire le prestazioni tecniche previste, qualora l’analisi costi-benefici abbia un esito positivo.
(*8)
GU L 282 del 19.10.2016, pag. 4.»;"
10)
l’articolo 21 è così modificato:
a)
il paragrafo 1 è sostituito dal seguente:
«1. Nell’attuare le misure di cui all’articolo 20, paragrafo 3, del presente regolamento conformemente agli articoli 107, 108 e 109 TFUE, gli Stati membri possono introdurre meccanismi di capacità.»
;
b)
il paragrafo 7 è soppresso;
c)
il paragrafo 8 è sostituito dal seguente:
«8. I meccanismi di capacità sono approvati dalla Commissione per un periodo non superiore a dieci anni. La quantità di capacità impegnata è ridotta sulla base dei piani di attuazione di cui all’articolo 20, paragrafo 3. Gli Stati membri continuano ad applicare il piano di attuazione dopo l’introduzione del meccanismo di capacità.»
;
11)
all’articolo 22, paragrafo 1, la lettera a) è soppressa;
12)
all’articolo 37, paragrafo 1, la lettera a) è sostituita dalla seguente:
«a)
calcolo coordinato della capacità, secondo le metodologie sviluppate conformemente agli orientamenti in materia di allocazione della capacità a termine, istituiti dal regolamento (UE) 2016/1719, agli orientamenti in materia di assegnazione di capacità e di gestione delle congestioni istituiti dal regolamento (UE) 2015/1222, agli orientamenti in materia di bilanciamento del sistema elettrico istituiti dal regolamento (UE) 2017/2195;»
;
13)
all’articolo 50 è aggiunto il paragrafo seguente:
«4 bis. I gestori dei sistemi di trasmissione pubblicano in modo trasparente informazioni chiare sulla capacità disponibile per nuove connessioni nelle zone di gestione con un’elevata granularità spaziale, rispettando la sicurezza pubblica e la riservatezza dei dati, comprese la capacità oggetto di richieste di connessione e la possibilità di una connessione flessibile nelle aree congestionate. La pubblicazione comprende informazioni sui criteri per il calcolo della capacità disponibile per le nuove connessioni. I gestori dei sistemi di trasmissione aggiornano tali informazioni periodicamente, almeno con cadenza mensile.
I gestori dei sistemi di trasmissione forniscono in modo trasparente agli utenti del sistema informazioni chiare sullo stato di avanzamento e sul trattamento delle loro richieste di connessione, comprese, se del caso, informazioni relative agli accordi di connessione flessibile. Essi forniscono tali informazioni entro tre mesi dalla presentazione della richiesta. Se la richiesta di connessione non è accolta né respinta in modo permanente, i gestori dei sistemi di trasmissione aggiornano tali informazioni periodicamente, almeno con cadenza trimestrale.»
;
14)
all’articolo 57 è aggiunto il paragrafo seguente:
«3. I gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasmissione cooperano al fine di pubblicare in modo uniforme informazioni coerenti sulla capacità disponibile per nuove connessioni nelle rispettive zone di gestione che diano sufficiente visibilità granulare ai promotori di nuovi progetti energetici e agli altri potenziali utenti della rete.»
;
15)
l’articolo 59 è così modificato:
a)
al paragrafo 1, la lettera b) è sostituita dalla seguente:
«b)
norme in materia di allocazione delle capacità e di gestione della congestione ai sensi degli articoli da 7 a 10, da 13 a 17, dell’articolo 19 e degli articoli da 35 a 37 del presente regolamento e dell’articolo 6 della direttiva (UE) 2019/944, comprese le norme in materia di metodologie e processi di calcolo della capacità giornaliera, infragiornaliera e a termine, modelli di rete, configurazione delle zone di offerta, ridispacciamento e scambi compensativi, algoritmi di negoziazione, coupling unico del giorno prima e infragiornaliero, opzioni di governance diverse, irrevocabilità della capacità interzonale allocata, distribuzione della rendita di congestione, dettagli e caratteristiche specifiche degli strumenti di cui all’articolo 9, paragrafo 3, del presente regolamento con riferimento agli elementi specificati ai paragrafi 4 e 5, allocazione e agevolazione dello scambio di diritti finanziari di trasmissione a lungo termine da parte della piattaforma unica di allocazione nonché frequenza, scadenza e natura specifica di tali diritti di trasmissione a lungo termine, copertura del rischio per la trasmissione interzonale, procedure di nomina, recupero dei costi dell’allocazione della capacità e della gestione della congestione e metodologia per la compensazione dei gestori di impianti offshore di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili per le riduzioni di capacità;»
;
b)
al paragrafo 2, la lettera a) è sostituita dalla seguente:
«a)
norme di collegamento della rete, comprese le norme sulla connessione degli impianti di consumo connessi al sistema di trasmissione, gli impianti di distribuzione e i sistemi di distribuzione connessi al sistema di trasmissione, la connessione delle unità di consumo utilizzate per la gestione della domanda, i requisiti per la connessione dei generatori e altri utenti del sistema alla rete, i requisiti per la connessione alla rete di corrente continua ad alta tensione, i requisiti per i parchi di generazione connessi in corrente continua e le stazioni di conversione in corrente continua ad alta tensione del terminale remoto, nonché le procedure di notifica operativa per la connessione alla rete;»
16)
all’articolo 64 sono inseriti i paragrafi seguenti:
«2 bis. In deroga all’articolo 6, paragrafi 9, 10 e 11, l’Estonia, la Lettonia e la Lituania possono concludere contratti finanziari per la capacità di bilanciamento fino a cinque anni prima dell’inizio della fornitura della capacità di bilanciamento. La durata di tali contratti non supera gli otto anni dopo l’adesione dell’Estonia, della Lettonia e della Lituania all’area sincrona dell’Europa continentale.
Le autorità di regolazione di Estonia, Lettonia e Lituania possono consentire ai rispettivi gestori dei sistemi di trasmissione di allocare la capacità interzonale secondo un processo basato sul mercato di cui all’articolo 41 del regolamento (UE) 2017/2195, senza limitazioni di volume, fino a sei mesi dopo il giorno della piena attuazione e operatività del processo di allocazione coottimizzato a norma dell’articolo 38, paragrafo 3, di tale regolamento.
2 ter. In deroga all’articolo 22, paragrafo 4, lettera b), gli Stati membri possono chiedere che una capacità di generazione la cui produzione commerciale è iniziata prima del 4 luglio 2019 e con emissioni superiori a 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica e superiori a 350 kg CO2 di origine fossile in media all’anno per kWe installato, sia, fatta salva l’ottemperanza agli articoli 107 e 108 TFUE, in via eccezionale, impegnata o riceva pagamenti o impegni di pagamento futuri dopo il 1o luglio 2025 nel quadro di un meccanismo di capacità approvato dalla Commissione prima del 4 luglio 2019.
2 quater. La Commissione valuta l’impatto della richiesta di cui al paragrafo 2 ter in termini di emissioni di gas a effetto serra. La Commissione può concedere la deroga dopo aver valutato la relazione di cui al paragrafo 2 quinquies, purché siano soddisfatte le seguenti condizioni:
a)
lo Stato membro ha effettuato, il 4 luglio 2019 o successivamente a tale data, una procedura di gara competitiva a norma dell’articolo 22 e per un periodo di consegna successivo al 1o luglio 2025, volta a massimizzare la partecipazione dei fornitori di capacità che soddisfano i requisiti di cui all’articolo 22, paragrafo 4;
b)
la quantità di capacità offerta nell’ambito della procedura di gara competitiva di cui alla lettera a) del presente paragrafo non è sufficiente ad affrontare le preoccupazioni in materia di adeguatezza individuate a norma dell’articolo 20, paragrafo 1, per il periodo di consegna coperto da tale procedura di gara;
c)
la capacità di generazione con emissioni superiori a 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica è impegnata o riceve pagamenti o impegni di pagamento futuri per un periodo non superiore a un anno, e per un periodo di consegna non superiore alla durata della deroga, ed è acquisita mediante una procedura di aggiudicazione supplementare che soddisfa tutti i requisiti di cui all’articolo 22, ad eccezione di quelli di cui al paragrafo 4, lettera b), di tale articolo e solo per la quantità di capacità necessaria a risolvere le preoccupazioni in materia di adeguatezza di cui alla lettera b) del presente paragrafo.
La deroga di cui al presente paragrafo può essere applicata fino al 31 dicembre 2028, purché le condizioni ivi stabilite siano rispettate per l’intera durata della deroga.
2 quinquies. La richiesta di deroga di cui al paragrafo 2 ter è corredata di una relazione dello Stato membro contenente:
a)
una valutazione dell’impatto della deroga in termini di emissioni di gas a effetto serra e sulla transizione verso le energie rinnovabili, una maggiore flessibilità, lo stoccaggio di energia, l’elettromobilità e la gestione della domanda;
b)
un piano con tappe fondamentali per porre progressivamente fine alla partecipazione della capacità di generazione di cui al paragrafo 2 ter nei meccanismi di capacità entro la data di scadenza della deroga, compreso un piano per l’acquisizione della capacità di sostituzione necessaria in linea con la traiettoria nazionale indicativa per la quota complessiva di energia rinnovabile e una valutazione degli ostacoli agli investimenti da cui deriva la mancanza di offerte sufficienti nella procedura di gara competitiva di cui al paragrafo 2 quater, lettera a).»
;
17)
l’articolo 69 è così modificato:
a)
il paragrafo 2 è sostituito dal seguente:
«2. Entro il 30 giugno 2026, la Commissione riesamina il presente regolamento e presenta una relazione esaustiva al Parlamento europeo e al Consiglio sulla base di tale riesame, se del caso corredata di una proposta legislativa.
La relazione della Commissione valuta fra l’altro:
a)
l’efficacia della struttura e del funzionamento attuali dei mercati dell’energia elettrica a breve termine, anche in situazioni di crisi o di emergenza, e, più in generale, le potenziali inefficienze relative al mercato interno dell’energia elettrica e le diverse opzioni per l’introduzione di possibili rimedi e strumenti da applicare in situazioni di crisi o di emergenza alla luce dell’esperienza a livello internazionale nonché dell’evoluzione e dei nuovi sviluppi nel mercato interno dell’energia elettrica;
b)
l’idoneità dell’attuale quadro giuridico e finanziario dell’Unione relativo alle reti di distribuzione ai fini del conseguimento degli obiettivi dell’Unione in materia di energia rinnovabile e mercato interno dell’energia;
c)
in conformità dell’articolo 19 bis, il potenziale e la sostenibilità dell’istituzione di una o più piattaforme di mercato dell’Unione per gli accordi di compravendita di energia elettrica, da utilizzare su base volontaria, comprese l’interazione di tali potenziali piattaforme con altre piattaforme esistenti del mercato dell’energia elettrica e la messa in comune della domanda di accordi di compravendita di energia elettrica mediante aggregazione.»
;
b)
è aggiunto il seguente paragrafo:
«3. Entro il 17 gennaio 2025 la Commissione trasmette al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione dettagliata che valuta le possibilità di razionalizzazione e semplificazione del processo di applicazione del meccanismo di capacità a norma del capo IV, in modo da garantire che gli Stati membri possano affrontare tempestivamente le preoccupazioni in materia di adeguatezza. In tale contesto, la Commissione chiede che l’ACER modifichi la metodologia per la valutazione europea dell’adeguatezza delle risorse di cui all’articolo 23 in conformità degli articoli 23 o 27, a seconda del caso.
Entro il 17 aprile 2025, la Commissione, previa consultazione degli Stati membri, presenta proposte al fine di razionalizzare e semplificare il processo di valutazione dei meccanismi di capacità, se del caso.»
;
18)
è inserito l’articolo seguente:
«Articolo 69 bis
Interazione con gli atti giuridici finanziari dell’Unione
Il presente regolamento non pregiudica l’applicazione dei regolamenti (UE) n. 648/2012 e (UE) n. 600/2014 e della direttiva 2014/65/UE per quanto riguarda le attività dei partecipanti al mercato o dei gestori del mercato che comportano strumenti finanziari quali definiti all’articolo 4, paragrafo 1, punto 15), della direttiva 2014/65/UE.»
;
19)
nell’allegato I, il punto 1.2 è sostituito dal seguente:
«1.2.
Il calcolo coordinato della capacità è effettuato per tutti gli orizzonti temporali di allocazione.».
Storico versioni
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