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Document 02019R0943-20220623
Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on the internal market for electricity (recast) (Text with EEA relevance)Text with EEA relevance
Consolidated text: Regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, sul mercato interno dell'energia elettrica (rifusione) (Testo rilevante ai fini del SEE)Testo rilevante ai fini del SEE
Regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, sul mercato interno dell'energia elettrica (rifusione) (Testo rilevante ai fini del SEE)Testo rilevante ai fini del SEE
02019R0943 — IT — 23.06.2022 — 001.001
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REGOLAMENTO (UE) 2019/943 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del 5 giugno 2019 sul mercato interno dell'energia elettrica (rifusione) (Testo rilevante ai fini del SEE) (GU L 158 del 14.6.2019, pag. 54) |
Modificato da:
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Gazzetta ufficiale |
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n. |
pag. |
data |
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REGOLAMENTO(UE) 2022/869 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del 30 maggio 2022 |
L 152 |
45 |
3.6.2022 |
REGOLAMENTO (UE) 2019/943 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO
del 5 giugno 2019
sul mercato interno dell'energia elettrica
(rifusione)
(Testo rilevante ai fini del SEE)
CAPO I
OGGETTO, AMBITO DI APPLICAZIONE E DEFINIZIONI
Articolo 1
Oggetto e ambito di applicazione
Il presente regolamento mira a:
porre le basi per conseguire gli obiettivi dell'Unione dell'energia in modo efficiente, 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 fonti energetiche rinnovabili, sicurezza dell'approvvigionamento, flessibilità, sostenibilità, decarbonizzazione e innovazione;
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, responsabilizzino i consumatori, assicurino la competitività sul mercato globale, la gestione della domanda, lo stoccaggio di energia e l'efficienza energetica, agevolino l'aggregazione della domanda distribuita e dell'offerta, e consentano l'integrazione del mercato e del settore e la remunerazione a prezzi di mercato dell'energia elettrica generata da fonti rinnovabili;
stabilire norme eque per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica, rafforzando così la concorrenza nel mercato interno dell'energia elettrica tenendo conto delle caratteristiche particolari dei mercati nazionali e regionali, comprese l'istituzione di un meccanismo di compensazione per i flussi transfrontalieri di energia elettrica, la definizione di principi armonizzati in materia di oneri di trasmissione transfrontaliera e l'allocazione delle capacità disponibili di interconnessione tra sistemi nazionali di trasmissione;
facilitare lo sviluppo di un mercato all'ingrosso efficiente e trasparente, contribuendo a una sicurezza di approvvigionamento dell'energia elettrica di livello elevato e prevedere meccanismi per l'armonizzazione di tali norme per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica.
Articolo 2
Definizioni
Si applicano le seguenti definizioni:
«interconnettore»: una linea di trasmissione che attraversa o si estende oltre una frontiera tra Stati membri e che collega i sistemi nazionali di trasmissione degli Stati membri;
«autorità di regolazione»: un'autorità di regolazione designata da ciascuno Stato membro ai sensi dell'articolo 57, paragrafo 1, della direttiva (UE) 2019/944;
«flusso transfrontaliero»: un flusso fisico di energia elettrica in una rete di trasmissione di uno Stato membro che risulta dall'impatto dell'attività di produttori, clienti o entrambi svolta al di fuori di tale Stato membro sulla sua rete di trasmissione;
«congestione»: una situazione in cui non possono essere soddisfatte tutte le richieste di compravendita tra aree della rete dei partecipanti al mercato in quanto inciderebbero in modo significativo sugli elementi della rete che non riescono a contenere fisicamente i flussi;
«nuovo interconnettore»: un interconnettore non completato entro il 4 agosto 2003;
«congestione strutturale»: congestione nel sistema di trasmissione che può essere definita in modo non ambiguo, è prevedibile, geograficamente stabile nel tempo e si ripete frequentemente in presenza di condizioni normali del sistema elettrico;
«gestore del mercato»: soggetto che fornisce un servizio grazie al quale le offerte di vendita incontrano le offerte di acquisto di energia elettrica;
«gestore del mercato elettrico designato» o «NEMO»: gestore del mercato designato dall'autorità competente per svolgere mansioni relative al coupling unico del giorno prima o al coupling unico infragiornaliero;
«valore del carico perso»: stima in euro/MWh del limite massimo di prezzo dell'energia elettrica che i clienti sono disposti a pagare per evitare un'indisponibilità;
«bilanciamento»: insieme di azioni e processi, in tutti gli orizzonti temporali, grazie ai quali i gestori dei sistemi di trasmissione provvedono in modo continuativo a mantenere la frequenza del sistema entro limiti predefiniti di stabilità e ad adeguare l'entità delle riserve necessarie ai requisiti di qualità;
«energia di bilanciamento»: energia usata dai gestori dei sistemi di trasmissione per effettuare il bilanciamento;
«prestatore di servizi di bilanciamento»: partecipante al mercato che fornisce energia di bilanciamento o capacità di bilanciamento o entrambe ai gestori dei sistemi di trasmissione;
«capacità di bilanciamento»: volume di capacità cui il prestatore di servizi di bilanciamento ha accettato di attenersi e in base al quale ha accettato di presentare offerte per un corrispondente volume di energia di bilanciamento al gestore del sistema di trasmissione per la durata del contratto;
«responsabile del bilanciamento»: partecipante al mercato, o il suo rappresentante designato, responsabile degli sbilanciamenti che provoca sul mercato dell'energia elettrica;
«periodo di regolazione degli sbilanciamenti»: intervallo temporale sul quale sono calcolati gli sbilanciamenti dei responsabili del bilanciamento;
«prezzo di sbilanciamento»: il prezzo positivo, pari a zero o negativo, di uno sbilanciamento in ciascun periodo di regolazione degli sbilanciamenti e in ciascun verso;
«zona del prezzo di sbilanciamento»: zona nella quale è calcolato un prezzo di sbilanciamento;
«processo di preselezione»: processo volto a verificare la conformità di un prestatore di capacità di bilanciamento ai requisiti fissati dai gestori dei sistemi di trasmissione;
«capacità di riserva»: entità delle riserve di contenimento della frequenza, di ripristino della frequenza o di sostituzione che deve essere a disposizione del gestore del sistema di trasmissione;
«dispacciamento prioritario»: con riferimento al modello di autodispacciamento, il dispacciamento delle centrali elettriche in base a criteri diversi dal merito economico delle offerte e, con riferimento al modello di dispacciamento centrale, il dispacciamento delle centrali elettriche in base a criteri diversi dal merito economico e dai vincoli di rete, con priorità al dispacciamento di tecnologie di generazione specifiche;
«regione di calcolo della capacità»: zona geografica in cui si applica il calcolo coordinato della capacità;
«meccanismo di capacità»: misura temporanea intesa ad assicurare il conseguimento del livello necessario dell'adeguatezza delle risorse, grazie alla remunerazione delle risorse in base alla disponibilità, escluse le misure relative ai servizi ancillari o alla gestione delle congestioni;
«cogenerazione ad alto rendimento»: cogenerazione conforme ai criteri indicati nell'allegato II della direttiva 2012/27/UE del Parlamento europeo e del Consiglio ( 1 );
«progetto dimostrativo»: progetto che dimostra tecnologia senza precedenti nell'Unione e rappresenta un'innovazione significativa che va ben oltre lo stato dell'arte.
«partecipante al mercato», 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;
«ridispacciamento»: misura, compresa la riduzione, attivata da uno o più gestori dei sistemi di trasmissione o gestori dei sistemi di distribuzione, consistente nella modifica del profilo di generazione, di carico o entrambi al fine di modificare i flussi fisici sul sistema elettrico e ridurre una congestione fisica o di garantire altrimenti la sicurezza del sistema;
«scambio compensativo»: scambio interzonale avviato dai gestori di sistema tra due zone di offerta per ridurre la congestione fisica;
«impianto di generazione»: impianto che converte l'energia primaria in energia elettrica e che consiste in uno o più moduli per la generazione elettrica collegati a una rete;
«modello di dispacciamento centrale»: modello di programmazione e di dispacciamento in cui i programmi di generazione e i programmi di consumo così come il dispacciamento degli impianti di generazione e degli impianti di consumo, con riferimento agli impianti dispacciabili, sono determinati da un gestore del sistema di trasmissione nell'ambito di un processo di programmazione integrato;
«modello di autodispacciamento»: modello di programmazione e di dispacciamento in cui i programmi di generazione e i programmi di consumo così come il dispacciamento degli impianti di generazione e degli impianti di consumo sono determinati da agenti di dispacciamento di tali impianti;
«prodotto standard di bilanciamento»: prodotto di bilanciamento armonizzato definito da tutti i gestori dei sistemi di trasmissione per lo scambio dei servizi di bilanciamento;
«prodotto specifico di bilanciamento»: prodotto di bilanciamento diverso da un prodotto di bilanciamento standard;
«gestore delegato»: soggetto al quale mansioni od obblighi specifici assegnati a un gestore del sistema di trasmissione o a un gestore del mercato elettrico designato ai sensi del presente regolamento o di un altro atto giuridico dell'Unione sono stati delegati da tale gestore del sistema di trasmissione o NEMO o sono stati assegnati da uno Stato membro o dall'autorità di regolazione;
«cliente»: il cliente quale definito all'articolo 2, punto 1), della direttiva (UE) 2019/944;
«cliente finale»: il cliente finale quale definito all'articolo 2, punto 3), della direttiva (UE) 2019/944;
«cliente grossista»: il cliente grossista quale definito all'articolo 2, punto 2), della direttiva (UE) 2019/944;
«cliente civile»: il cliente civile quale definito all'articolo 2, punto 4), della direttiva (UE) 2019/944;
«piccola impresa»: la piccola impresa quale definita all'articolo 2, punto 7), della direttiva (UE) 2019/944;
«cliente attivo»: il cliente attivo quale definito all'articolo 2, punto 8), della direttiva (UE) 2019/944;
«mercati dell'energia elettrica»: i mercati dell'energia elettrica quali definiti all'articolo 2, punto 9), della direttiva (UE) 2019/944;
«fornitura»: la fornitura quale definita all'articolo 2, punto 12), della direttiva (UE) 2019/944;
«contratto di fornitura di energia elettrica»: il contratto di fornitura di energia elettrica quale definito all'articolo 2, punto 13), della direttiva (UE) 2019/944;
«aggregazione»: l'aggregazione quale definita all'articolo 2, punto 18), della direttiva (UE) 2019/944;
«gestione della domanda»: la gestione della domanda quale definita all'articolo 2, punto 20), della direttiva (UE) 2019/944;
«sistema di misurazione intelligente»: un sistema di misurazione intelligente quale definito all'articolo 2, punto 23), della direttiva (UE) 2019/944;
«interoperabilità»: l'interoperabilità quale definita all'articolo 2, punto 24), della direttiva (UE) 2019/944;
«distribuzione»: la distribuzione quale definita all'articolo 2, punto 28), della direttiva (UE) 2019/944;
«gestore del sistema di distribuzione»: il gestore del sistema di distribuzione quale definito all'articolo 2, punto 29), della direttiva (UE) 2019/944;
«efficienza energetica»: l'efficienza energetica quale definita all'articolo 2, punto 30), della direttiva (UE) 2019/944;
«energia da fonti rinnovabili» o «energia rinnovabile»: l'energia da fonti rinnovabili quale definita all'articolo 2, punto 31), della direttiva (UE) 2019/944;
«generazione distribuita»: la generazione distribuita quale definita all'articolo 2, punto 32), della direttiva (UE) 2019/944;
«trasmissione»: la trasmissione quale definita all'articolo 2, punto 34), della direttiva (UE) 2019/944;
«gestore del sistema di trasmissione»: il gestore del sistema di trasmissione quale definito all'articolo 2, punto 35), della direttiva (UE) 2019/944;
«utente del sistema»: l'utente del sistema quale definito all'articolo 2, punto 36), della direttiva (UE) 2019/944;
«generazione»: la generazione quale definita all'articolo 2, punto 37), della direttiva (UE) 2019/944;
«produttore»: il produttore quale definito all'articolo 2, punto 38), della direttiva (UE) 2019/944;
«sistema interconnesso»: il sistema interconnesso quale definito all'articolo 2, punto 40), della direttiva (UE) 2019/944;
«piccolo sistema isolato»: piccolo sistema isolato quale definito all'articolo 2, punto 42), della direttiva (UE) 2019/944;
«piccolo sistema collegato»: il piccolo sistema collegato quale definito all'articolo 2, punto 43), della direttiva (UE) 2019/944;
«servizio ancillare»: il servizio ancillare quale definito all'articolo 2, punto 48), della direttiva (UE) 2019/944;
«servizio ancillare non relativo alla frequenza»: servizio ancillare non relativo alla frequenza quale definito all'articolo 2, punto 49), della direttiva (UE) 2019/944;
«stoccaggio di energia»: lo stoccaggio di energia quale definito all'articolo 2, punto 59), della direttiva (UE) 2019/944;
«centro di coordinamento regionale»: un centro di coordinamento regionale istituito ai sensi dell'articolo 35 del presente regolamento;
«mercato dell'energia all'ingrosso»: il mercato dell'energia all'ingrosso quale definito all'articolo 2, punto 6), del regolamento (UE) n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 2 );
«zona di offerta»: la più grande area geografica nella quale i partecipanti al mercato sono in grado di scambiare energia senza allocazione di capacità;
«allocazione di capacità»: l'attribuzione di capacità interzonale;
«area di controllo»: parte coerente del sistema interconnesso, gestita da un gestore unico del sistema e che include carichi fisici collegati e/o unità di generazione, se esistenti;
«capacità netta di trasmissione coordinata»: metodo di calcolo della capacità basato sul principio della valutazione e della definizione ex ante dello scambio massimo di energia tra zone di offerta limitrofe;
«elemento critico di rete»: elemento di rete, all'interno di una zona di offerta o tra zone di offerta, preso in considerazione nel calcolo della capacità, che limita la quantità di energia elettrica che può essere scambiata;
«capacità interzonale»: la capacità del sistema interconnesso di consentire il trasferimento di energia tra zone di offerta;
«unità di generazione»: il singolo generatore di energia elettrica appartenente ad un'unità di produzione.
CAPO II
NORME GENERALI PER IL MERCATO DELL'ENERGIA ELETTRICA
Articolo 3
Principi relativi alla gestione dei mercati dell'energia elettrica
Gli Stati membri, le autorità di regolazione, i gestori dei sistemi di trasmissione, i gestori dei sistemi di distribuzione, i gestori dei mercati e i gestori delegati provvedono a che i mercati dell'energia elettrica siano gestiti secondo i seguenti principi:
i prezzi si formano in base alla domanda e all'offerta;
le regole sul mercato incoraggiano la libera formazione dei prezzi ed evitano le azioni intese ad impedire la formazione dei prezzi in base alla domanda e all'offerta;
le regole sul mercato agevolano lo sviluppo di una generazione più flessibile, di una generazione sostenibile a bassa produzione di carbonio e di una maggiore flessibilità della domanda;
i clienti devono poter fruire delle opportunità del mercato e della maggiore concorrenza sui mercati al dettaglio e avere la facoltà di agire come partecipanti al mercato nel mercato dell'energia e nella transizione energetica;
la partecipazione al mercato dei clienti finali e delle piccole imprese è consentita aggregando la generazione di vari impianti di generazione o il carico di vari impianti di gestione della domanda per ottenere offerte congiunte sul mercato dell'energia elettrica e una gestione congiunta del sistema elettrico, conformemente al diritto dell'Unione sulla concorrenza;
le regole sul mercato permettono la decarbonizzazione del sistema elettrico e, quindi, dell'economia, anche consentendo l'integrazione dell'energia elettrica da fonti rinnovabili e fornendo incentivi all'efficienza energetica;
le regole sul mercato offrono adeguati incentivi d'investimento per la generazione, in particolare per quanto concerne gli investimenti a lungo termine in un sistema elettrico decarbonizzato e sostenibile, lo stoccaggio dell'energia, l'efficienza energetica e la gestione della domanda in modo da soddisfare il fabbisogno del mercato, e agevolano una concorrenza leale, provvedendo così alla sicurezza dell'approvvigionamento;
si eliminano progressivamente gli ostacoli ai flussi transfrontalieri di energia elettrica tra zone di offerta o Stati membri e alle transazioni transfrontaliere sui mercati dell'energia elettrica e dei relativi mercati dei servizi;
le regole sul mercato prevedono la cooperazione regionale laddove è efficace;
la generazione, lo stoccaggio di energia e la gestione della domanda sicuri e sostenibili partecipano al mercato su un piano di parità sulla base dei requisiti previsti dal diritto dell'Unione;
tutti i produttori sono direttamente o indirettamente responsabili della vendita dell'energia elettrica che generano;
le regole sul mercato consentono lo sviluppo di progetti dimostrativi in materia di fonti energetiche, tecnologie o sistemi sostenibili, sicuri e a basse emissioni di carbonio, da realizzare e da sfruttare a favore della società;
le regole sul mercato consentono il dispacciamento efficiente dei mezzi di generazione, dello stoccaggio dell'energia e della gestione della domanda;
le regole sul mercato consentono l'accesso e l'uscita delle imprese di generazione, di stoccaggio dell'energia e di approvvigionamento di energia elettrica in base alle loro valutazioni di sostenibilità economica e finanziaria delle rispettive operazioni;
per consentire ai partecipanti al mercato di essere tutelati contro i rischi di volatilità dei prezzi sulla base del mercato e di attenuare l'incertezza sui rendimenti attesi degli investimenti, i prodotti di copertura a lungo termine sono negoziabili in borsa in modo trasparente e i contratti di fornitura di energia elettrica a lungo termine sono negoziabili fuori borsa, nel rispetto del diritto dell'Unione sulla concorrenza;
le regole sul mercato agevolano il commercio di prodotti in tutta l'Unione e le modifiche normative tengono conto degli effetti sui prodotti e sui mercati a termine e dei future, sia nel breve che nel lungo periodo;
i partecipanti al mercato hanno il diritto di ottenere l'accesso alle reti di trasmissione e alle reti di distribuzione in base a criteri oggettivi, trasparenti e non discriminatori.
Articolo 4
Transizione equa
La Commissione sostiene gli Stati membri che predispongono una strategia nazionale per la progressiva riduzione della capacità esistente di estrazione e produzione di carbone e altri combustibili fossili solidi, attraverso tutti i mezzi disponibili per rendere possibile una transizione equa nelle regioni interessate da cambiamenti strutturali. La Commissione assiste gli Stati membri nel far fronte agli impatti sociali ed economici della transizione verso l'energia pulita.
La Commissione opera in stretto partenariato con le parti interessate delle regioni ad alta intensità di carbone e di carbonio, agevola l'accesso ai fondi e ai programmi disponibili nonché l'utilizzo degli stessi, e incoraggia lo scambio di buone pratiche, comprese le discussioni sulle tabelle di marcia industriali e le esigenze di riqualificazione.
Articolo 5
Responsabilità del bilanciamento
Gli Stati membri possono prevedere deroghe alla responsabilità del bilanciamento solo per:
progetti dimostrativi per tecnologie innovative, soggetti all'approvazione dell'autorità di regolazione, a condizione che tali deroghe siano limitate all'arco di tempo e alla misura necessari per conseguire i fini della dimostrazione;
impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili con capacità installata di generazione di energia elettrica inferiore a 400 kW;
impianti che beneficiano del sostegno approvato dalla Commissione in forza delle norme dell'Unione sugli aiuti di Stato ai sensi degli articoli 107, 108 e 109 TFUE, commissionati prima del 4 luglio 2019.
Fatti salvi gli articoli 107 e 108 TFUE, gli Stati membri possono fornire incentivi ai partecipanti al mercato interamente o parzialmente esentati dalla responsabilità del bilanciamento ad accettarne la piena responsabilità.
Articolo 6
Mercato del bilanciamento
I mercati del bilanciamento, compresi i processi di preselezione, sono organizzati in modo da:
assicurare l'assenza effettiva di discriminazione tra partecipanti al mercato, tenendo conto delle diverse esigenze tecniche del sistema elettrico e delle diverse capacità tecniche delle fonti di generazione, dello stoccaggio dell'energia e della gestione della domanda;
garantire che i servizi siano definiti in una maniera trasparente e neutrale dal punto di vista tecnologico e siano acquisiti in una maniera trasparente e basata sul mercato;
garantire l'accesso non discriminatorio a tutti i partecipanti al mercato, a titolo individuale o per aggregazione, anche per quanto riguarda l'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili variabili, la gestione della domanda e lo stoccaggio dell'energia;
rispettare l'esigenza di tener conto dell'aumento della quota di generazione variabile, dell'aumento della reattività della domanda e delle nuove tecnologie.
I partecipanti al mercato sono autorizzati a presentare offerte nell'orizzonte temporale più vicino possibile al tempo reale e gli orari di chiusura del mercato dell'energia di bilanciamento non precedono l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale.
I gestori dei sistemi di trasmissione che applicano un modello di dispacciamento centrale possono stabilire norme aggiuntive conformemente agli orientamenti in materia di bilanciamento del sistema elettrico adottati sulla base dell'articolo 6, paragrafo 11, del regolamento (CE) n. 714/2009.
L'approvvigionamento di capacità di bilanciamento è basato su un mercato primario, a meno che e nella misura in cui l'autorità di regolazione abbia disposto una deroga all'approvazione dell'uso di altre forme di approvvigionamento basato sul mercato in ragione dell'assenza di concorrenza nel mercato dei servizi di bilanciamento. Le deroghe all'obbligo di basare l'approvvigionamento di capacità di bilanciamento sull'utilizzo di mercati primari sono riesaminate ogni tre anni.
Ove sia concessa una deroga, per almeno il 40 % dei prodotti standard di bilanciamento e un minimo del 30 % di tutti i prodotti utilizzati per le capacità di bilanciamento, i contratti per la capacità di bilanciamento sono conclusi per non più di un giorno prima della fornitura della capacità di bilanciamento e il periodo di aggiudicazione non è più lungo di un giorno. L'aggiudicazione della parte rimanente della capacità di bilanciamento è eseguito per un massimo di un mese prima della fornitura di capacità di bilanciamento e ha un periodo massimo di aggiudicazione di un mese.
Su richiesta del gestore del sistema di trasmissione, l'autorità di regolazione può decidere di prorogare il periodo di aggiudicazione della parte rimanente della capacità di bilanciamento di cui al paragrafo 9 fino a un massimo di dodici mesi, a condizione che tale decisione sia limitata nel tempo e che gli effetti positivi in termini di riduzione dei costi per i clienti finali superino le ripercussioni negative sul mercato. La richiesta comprende:
la durata specifica prevista dell'esenzione;
il volume specifico della capacità di bilanciamento cui si applicherebbe l'esenzione;
un'analisi dell'impatto dell'esenzione sulla partecipazione delle risorse di bilanciamento; e
la giustificazione dell'esenzione che dimostri che tale esenzione comporterebbe minori costi per i clienti finali.
Le proposte di deroga comprendono una descrizione delle misure proposte per ridurre al minimo l'uso dei prodotti specifici, tenendo conto dell'efficienza economica, la dimostrazione che i prodotti specifici non creano inefficienze e distorsioni significative nel mercato del bilanciamento all'interno o all'esterno dell'area di programmazione, nonché, se del caso, le disposizioni e le informazioni riguardanti il processo per convertire le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti specifici di bilanciamento in offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti standard di bilanciamento.
Articolo 7
Mercato del giorno prima e mercato infragiornaliero
I mercati del giorno prima e infragiornaliero:
sono organizzati in modo non discriminatorio;
massimizzano la capacità di tutti i partecipanti al mercato di gestire gli sbilanciamenti;
massimizzano le opportunità di tutti i partecipanti al mercato di contrattare scambi interzonali quanto più possibile in tempo reale nell'insieme delle zone di offerta;
indicano prezzi che riflettono i fondamentali del mercato, compreso il valore dell'energia in tempo reale, sui quali i partecipanti al mercato possono basarsi quando decidono in merito ai prodotti di copertura del rischio a lungo termine;
assicurano la sicurezza operativa a fronte del pieno sfruttamento della capacità di trasmissione;
sono trasparenti ma nel contempo proteggono la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili e garantiscono l'anonimità degli scambi;
non distinguono tra scambi realizzati all'interno di una zona di offerta e tra zone di offerta; e
sono organizzati in modo tale da assicurare a tutti i partecipanti al mercato la possibilità di accesso al mercato a titolo individuale o per aggregazione.
Articolo 8
Scambi commerciali sul mercato del giorno prima e sul mercato infragiornaliero
A decorrere dal 1o gennaio 2025 il periodo di regolazione degli sbilanciamenti non deve essere superiore a 30 minuti, laddove tutte le autorità nazionali di regolazione di un'area sincrona concedano un'esenzione.
Articolo 9
Mercati a termine
Articolo 10
Limiti tecnici di offerta
Articolo 11
Valore del carico perso
Articolo 12
Dispacciamento della generazione e della gestione della domanda
Fatti salvi gli articoli 107, 108 e 109 TFUE, gli Stati membri assicurano che, nel dispacciamento degli impianti di generazione dell'energia elettrica, i gestori dei sistemi diano la priorità agli impianti di generazione che utilizzano le fonti energetiche rinnovabili nella misura consentita dal funzionamento sicuro del sistema elettrico nazionale, sulla base di criteri trasparenti e non discriminatori e laddove tali impianti di generazione siano:
impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili e abbiano una capacità installata di generazione di energia elettrica inferiore a 400 kW; oppure
progetti dimostrativi per tecnologie innovative, soggetti all'approvazione dell'autorità di regolazione, purché tale priorità sia limitata all'arco di tempo e alla misura necessari per conseguire i fini della dimostrazione.
Uno Stato membro può decidere di non applicare il dispacciamento prioritario a impianti di generazione di cui al paragrafo 2, lettera a), la cui messa in funzione avviene almeno sei mesi dopo la decisione ovvero di applicare una capacità minima inferiore a quella di cui al paragrafo 2, lettera a), a condizione che:
abbia efficienti mercati infragiornalieri altri mercati all'ingrosso e di bilanciamento e che tali mercati siano pienamente accessibili a tutti i partecipanti al mercato, in conformità del presente regolamento;
le norme di ridispacciamento e di gestione della congestione siano trasparenti per tutti i partecipanti al mercato;
il contributo nazionale dello Stato membro al raggiungimento dell'obiettivo generale vincolante dell'Unione per la quota di energia da fonti rinnovabili a norma dell'articolo 3, paragrafo 2, della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 3 ) e dell'articolo 4, lettera a), punto 2), del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 4 ) sia almeno uguale al corrispondente risultato della formula di cui all'allegato II del regolamento (UE) 2018/1999 e la quota di energia da fonti rinnovabili di uno Stato membro non sia inferiore ai suoi punti di riferimento ai sensi dell'articolo 4, lettera a), punto 2), del regolamento (UE) 2018/1999 o, in alternativa, la quota di energia da fonti rinnovabili dello Stato membro nel consumo finale lordo di energia elettrica sia almeno pari al 50 %;
lo Stato membro abbia notificato alla Commissione la deroga prevista illustrando nel dettaglio in che modo sono soddisfatte le condizioni di cui alle lettere a), b) e c); e
lo Stato membro abbia pubblicato la deroga prevista, compresa la motivazione dettagliata per la concessione della deroga, tenendo in debito conto la protezione delle informazioni commercialmente sensibili, ove necessario.
Tutte le deroghe evitano modifiche retroattive per gli impianti di generazione che già beneficiano di un dispacciamento prioritario, fatti salvi eventuali accordi su base volontaria tra uno Stato membro e un impianto di generazione.
Fatti salvi gli articoli 107, 108 e 109 TFUE, gli Stati membri possono concedere incentivi agli impianti ammissibili al dispacciamento prioritario affinché rinuncino volontariamente al dispacciamento prioritario.
Articolo 13
Ridispacciamento
Si può ricorrere al ridispacciamento della generazione, allo stoccaggio dell'energia e alla gestione della domanda non basati sul mercato solo:
in mancanza di alternative di mercato;
se tutte le risorse disponibili basate sul mercato sono state sfruttate;
se il numero degli impianti di generazione, di stoccaggio dell'energia o di gestione della domanda è troppo basso per assicurare una concorrenza effettiva nella zona nella quale sono situati impianti adatti a fornire il servizio; oppure
se l'attuale situazione di rete comporta congestione in modo talmente periodico e prevedibile che il ridispacciamento basato sul mercato porterebbe a offerte strategiche periodiche, che causerebbero un aumento del livello di congestione interna, e se lo Stato membro interessato ha adottato un piano d'azione volto ad affrontare tale congestione o garantisce che la capacità minima disponibile per gli scambi interzonali sia conforme all'articolo 16, paragrafo 8.
Almeno una volta all'anno i pertinenti gestori dei sistemi di trasmissione e gestori dei sistemi di distribuzione presentano una relazione alla pertinente autorità di regolazione competente in merito a quanto segue:
il livello di sviluppo e di efficacia dei meccanismi di ridispacciamento basati sul mercato per gli impianti di generazione, di stoccaggio dell'energia e di gestione della domanda;
le ragioni, i volumi in MWh e i tipi di fonte di generazione soggetti al ridispacciamento;
le misure adottate per diminuire la necessità di ridispacciamento a scendere degli impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili o la cogenerazione ad alto rendimento in futuro, compresi investimenti nella digitalizzazione dell'infrastruttura di rete e nei servizi che aumentano la flessibilità.
La pertinente autorità di regolazione trasmette la relazione all'ACER e pubblica una sintesi dei dati di cui alle lettere a), b) e c) del primo comma unitamente alle raccomandazioni di miglioramento, se necessario.
Fatti salvi gli obblighi relativi al mantenimento dell'affidabilità e alla sicurezza della rete, basati su criteri trasparenti e non discriminatori stabiliti dalle autorità di regolazione, i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione:
assicurano la capacità delle reti di trasmissione e delle reti di distribuzione di trasmettere l'energia elettrica da fonti rinnovabili o da cogenerazione ad alto rendimento con il minimo possibile di ridispacciamento, il che non impedisce di tener conto nella pianificazione della rete di un ridispacciamento in misura limitata laddove l'operatore del sistema di trasmissione o l'operatore del sistema di distribuzione possa dimostrarne in modo trasparente la maggiore efficienza economica e non superi il 5 % dell'energia elettrica prodotta annualmente in impianti che impiegano fonti di energia rinnovabili e sono direttamente connessi alle rispettive reti, fatte salve le diverse disposizioni di uno Stato membro in cui l'energia elettrica proveniente da impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili o cogenerazione ad alto rendimento rappresenti oltre il 50 % del consumo lordo annuale finale di energia elettrica;
adottano misure operative adeguate riguardanti le reti e il mercato al fine di ricorrere il meno possibile al ridispacciamento al ribasso dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili o da cogenerazione ad alto rendimento.
assicurano che le loro reti siano sufficientemente flessibili in modo tale da poterle gestire.
Laddove si ricorra al ridispacciamento a scendere non basato sul mercato, si applicano i seguenti principi:
gli impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili sono soggetti al ridispacciamento a scendere solo in mancanza di alternative o se queste comportano costi notevolmente sproporzionati o gravi rischi per la sicurezza della rete;
l'energia elettrica generata nell'ambito di un processo di cogenerazione ad alto rendimento è soggetta al ridispacciamento a scendere solo se, a parte il ridispacciamento a scendere degli impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili, non vi sono alternative o se queste comportano costi sproporzionati o gravi rischi per la sicurezza della rete;
l'energia elettrica autoprodotta da impianti che impiegano fonti di energia rinnovabili o la cogenerazione ad alto rendimento non immessa nella rete di trasporto o di distribuzione non è ridotta a meno che nessun'altra soluzione permetta di risolvere problemi connessi alla sicurezza delle reti;
il ridispacciamento a scendere di cui alle lettere a), b) e c) è debitamente giustificato in modo trasparente. La giustificazione è inserita nella relazione di cui al paragrafo 3.
Quando il ridispacciamento non è basato sul mercato, è oggetto di compensazione finanziaria da parte del gestore del sistema che chiede il ridispacciamento all'operatore dell'impianto di generazione ridispacciata, di stoccaggio dell'energia o di gestione della domanda, a eccezione del caso di produttori che accettano un contratto di connessione in cui non è garantita la fornitura fissa di energia. La compensazione finanziaria è almeno equivalente al valore più alto dei seguenti elementi o alla loro combinazione, se l'applicazione solo del più alto comporterebbe una compensazione ingiustificatamente bassa o ingiustificatamente elevata:
costi di gestione supplementari causati dal ridispacciamento, quali costi supplementari del combustibile in caso di ridispacciamento a salire o della fornitura di calore di riserva in caso di ridispacciamento a scendere degli impianti di generazione che impiegano la cogenerazione ad alto rendimento;
le entrate nette derivanti dalla vendita dell'energia elettrica sul mercato del giorno prima che l'impianto di generazione, di stoccaggio dell'energia o di gestione della domanda avrebbe creato senza la richiesta di ridispacciamento; se agli impianti di generazione, di stoccaggio dell'energia o di gestione della domanda è concesso un sostegno finanziario in base al volume di energia elettrica generata o consumata, il sostegno finanziario che sarebbe stato ricevuto senza la richiesta di ridispacciamento è considerato parte delle entrate nette.
CAPO III
ACCESSO ALLE RETI E GESTIONE DELLA CONGESTIONE
SEZIONE 1
Allocazione della capacità
Articolo 14
Riesame delle zone di offerta
Articolo 15
Piani d'azione
Tali aumenti annui sono conseguiti mediante una traiettoria lineare. Il punto di inizio di tale traiettoria è dato dal valore più elevato tra la capacità allocata alla frontiera o su un elemento critico della rete nell'anno precedente l'adozione del piano d'azione e la capacità media dei tre anni precedenti l'adozione del piano d'azione. Nel periodo di attuazione dei loro piani d'azione, gli Stati membri garantiscono che la capacità messa a disposizione degli scambi interzonali conformemente all''articolo 16, paragrafo 8, sia almeno equivalente ai valori della traiettoria lineare, anche mediante l'uso di contromisure nella regione di calcolo delle capacità.
I pertinenti Stati membri comunicano immediatamente alla Commissione se non riescono a pervenire a una decisione unanime entro il termine previsto. Entro sei mesi dal ricevimento della suddetta comunicazione, quale misura di ultima istanza e previa consultazione dell'ACER e delle parti interessate la Commissione adotta la decisione di modificare o mantenere la configurazione delle zone di offerta negli Stati membri e tra tali Stati membri.
Prima di elaborare la relazione, ciascun gestore dei sistemi di trasmissione invia il proprio contributo alla relazione, inclusi tutti i dati pertinenti, alla propria autorità di regolazione per approvazione. Per gli Stati membri per i quali la valutazione dimostra che un gestore dei sistemi di trasmissione non ha rispettato la capacità minima, si applica il processo decisionale di cui al paragrafo 5 del presente articolo.
Articolo 16
Principi generali di allocazione della capacità e di gestione della congestione
I centri di coordinamento regionali calcolano le capacità interzonali rispettando i limiti di sicurezza operativa e utilizzando i dati per i gestori dei sistemi di trasmissione, inclusi dati sulla disponibilità tecnica di contromisure, ma non la riduzione del carico. Qualora i centri di coordinamento regionali giungano alla conclusione che le contromisure disponibili nella regione di calcolo delle capacità o tra le regioni di calcolo delle capacità non siano sufficienti a raggiungere la traiettoria lineare ai sensi dell'articolo 15, paragrafo 2, o la capacità minima di cui al presente articolo, paragrafo 8, rispettando nel contempo i limiti di sicurezza operativa, possono, quale misura di ultima istanza, stabilire azioni coordinate intese a ridurre le capacità interzonali di conseguenza. I gestori dei sistemi di trasmissione possono discostarsi dalle azioni coordinate per quanto riguarda il calcolo coordinato della capacità e le analisi coordinate di sicurezza solo in conformità dell'articolo 42, paragrafo 2.
A decorrere tra tre mesi dopo l'entrata in funzione dei centri regionali di coordinamento ai sensi dell'articolo 35, paragrafo 2, del presente regolamento e ogni tre mesi, i centri di coordinamento regionali trasmettono una relazione alle pertinenti autorità di regolazione e all'ACER in merito alle riduzioni di capacità o agli scostamenti dalle azioni coordinate conformemente al secondo comma e ne valutano gli effetti e formulano raccomandazioni, se necessario, su come evitare tali scostamenti in futuro. Se giunge alla conclusione che le condizioni preliminari per uno scostamento ai sensi del presente paragrafo non sono soddisfatte o che gli scostamenti sono di natura strutturale, l'ACER presenta un parere alle pertinenti autorità di regolazione e alla Commissione. Le autorità di regolazione competenti adottano azioni appropriate nei confronti dei gestori dei sistemi di trasmissione o dei centri di coordinamento regionali a norma degli articoli 59 o 62 della direttiva (UE) 2019/944 se le condizioni preliminari per uno scostamento a norma del presente paragrafo non sono soddisfatte.
Gli scostamenti di natura strutturale sono affrontati i un piano d'azione di cui all'articolo 14, paragrafo 7, o in un aggiornamento di un piano d'azione esistente.
I gestori dei sistemi di trasmissione non limitano il volume della capacità di interconnessione che deve essere messa a disposizione dei partecipanti per risolvere un problema di congestione sorto all'interno della loro zona di offerta o come strumento di gestione dei flussi risultanti da transazioni interne alle zone di offerta. Fatta salva l'applicazione delle deroghe di cui ai paragrafi 3 e 9 del presente articolo e l'applicazione dell'articolo 15, paragrafo 2, si considera che il presente paragrafo sia rispettato se sono conseguite i seguenti livelli minimi di capacità disponibile per gli scambi interzonali:
per i confini in cui è utilizzato un approccio fondato sulla capacità di trasmissione netta coordinata, la capacità minima corrisponde al 70 % della capacità di trasmissione, rispettando i limiti di sicurezza operativa a seguito della deduzione di eventi imprevisti, come stabilito a norma degli orientamenti in materia di allocazione di capacità e di gestione delle congestioni adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009;
per i confini in cui è utilizzato un approccio basato sul flusso, la capacità minima corrisponde a un margine stabilito nella procedura di calcolo della capacità disponibile per i flussi indotti dagli scambi interzonali. Il margine corrisponde al 70 % della capacità, rispettando i limiti di sicurezza operativa degli elementi critici della rete interzonali e interni, tenendo conto di eventi imprevisti, come stabilito a norma degli orientamenti in materia di allocazione di capacità e di gestione delle congestioni adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009.
L'importo totale del 30 % può essere utilizzato per i margini di affidabilità, i flussi di ricircolo e i flussi interni su ciascun elemento critico della rete.
Prima di concedere una deroga l'autorità di regolazione competente consulta le autorità di regolazione degli altri Stati membri facenti parte delle regioni interessate dal calcolo della capacità. Se un'autorità di regolazione non è d'accordo con la deroga proposta, l'ACER decide se concederla ai sensi dell'articolo 6, paragrafo 10, lettera a), del regolamento (UE) 2019/942. La giustificazione e i motivi della deroga sono resi pubblici.
Se è concessa una deroga, i gestori del sistema di trasmissione interessati elaborano e pubblicano una metodologia e progetti che offrono una soluzione a lungo termine al problema oggetto della deroga. La deroga si estingue allo scadere del termine relativo oppure una volta applicata la soluzione, se la data di quest'ultima è precedente.
Tale livello è analizzato e definito congiuntamente da tutti i gestori dei sistemi di trasmissione in una regione di calcolo delle capacità per ogni confine tra singole zone di offerta ed è soggetto ad approvazione delle autorità di regolazione nella regione di calcolo della capacità.
Articolo 17
Allocazione della capacità interzonale fra diversi orizzonti temporali
I gestori dei sistemi di trasmissione propongono una struttura adeguata per l'allocazione della capacità interzonale fra diversi orizzonti temporali, compresi quelli del giorno prima, infragiornaliero e del bilanciamento. Tale struttura di allocazione è soggetta a un riesame da parte delle pertinenti autorità di regolazione. Nell'elaborare le loro proposte, gli operatori dei sistemi di trasmissione tengono conto:
delle caratteristiche dei mercati;
delle condizioni operative del sistema elettrico, quali le implicazioni di una compensazione dei programmi dichiarati definitivamente;
del grado di armonizzazione delle percentuali allocate a diversi orizzonti temporali e degli orizzonti temporali adottati per i diversi meccanismi di allocazione della capacità interzonale già in vigore.
SEZIONE 2
Corrispettivi di rete e rendita di congestione
Articolo 18
Corrispettivi di accesso alle reti, utilizzo delle reti e potenziamento
Fatti salvi l'articolo 15, paragrafi 1 e 6, della direttiva 2012/27/UE e i criteri di cui all'allegato XI di tale direttiva, il metodo utilizzato per definire i corrispettivi di rete sostiene in modo neutrale l'efficienza globale del sistema nel lungo termine tramite i segnali di prezzo ai clienti e ai produttori ed è applicato in particolare in modo da non operare discriminazioni, positive o negative, tra la produzione connessa a livello di distribuzione e la produzione connessa a livello di trasmissione. I corrispettivi di rete non devono essere discriminatori, né in modo positivo né negativo, nei confronti dello stoccaggio dell'energia o dell'aggregazione né costituire un disincentivo all'autoproduzione, all'autoconsumo o alla partecipazione alla gestione della domanda. Fatto salvo il paragrafo 3 del presente articolo, tali corrispettivi non sono calcolati in funzione della distanza.
Nella fissazione dei corrispettivi di accesso alla rete si tiene conto di quanto segue:
i versamenti e gli introiti derivanti dal meccanismo di compensazione tra gestori dei sistemi di trasmissione;
i versamenti effettivi effettuati e percepiti nonché i versamenti attesi per periodi futuri, stimati sulla base dei periodi passati.
Entro il 5 ottobre 2019 per attenuare il rischio di frammentazione del mercato l'ACER fornisce una relazione sulle migliori pratiche relative alle metodologie di tariffazione per la trasmissione e la distribuzione, tenendo conto al contempo delle specificità nazionali. Tale relazione sulle migliori pratiche riguarda almeno:
il rapporto tra le tariffe applicate ai produttori e le tariffe applicate ai clienti finali;
i costi da recuperare mediante le tariffe;
le tariffe di rete orarie;
i segnali differenziati per località;
il rapporto tra le tariffe di trasmissione e le tariffe di distribuzione;
i metodi per assicurare la trasparenza nella fissazione delle tariffe e nella loro struttura;
i gruppi di utenti della rete soggetti a tariffe, comprese, ove applicabile, le caratteristiche di tali gruppi, le forme di consumo, ed eventuali esenzioni tariffarie;
le perdite nelle reti ad alta, media e bassa tensione.
L'ACER aggiorna la relazione sulle migliori pratiche almeno una volta ogni due anni.
Articolo 19
Rendita di congestione
I seguenti obiettivi hanno priorità per quanto riguarda l'allocazione dei proventi derivanti dall'allocazione della capacità interzonale:
garantire l'effettiva disponibilità della capacità assegnata, inclusa la compensazione di irrevocabilità; oppure
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.
L'ACER può richiedere ai gestori dei sistemi di trasmissione di modificare o aggiornare la metodologia di cui al primo comma. L'ACER decide sulla la metodologia modificata o aggiornata entro sei mesi dalla sua presentazione.
La metodologia descrive almeno le condizioni alle quali i proventi possono essere utilizzati ai fini di cui al paragrafo 2, le condizioni alle quali possono essere collocati su una linea contabile interna distinta per un uso futuro a questi fini e per quanto tempo vi possono essere collocati.
I gestori dei sistemi di trasmissione stabiliscono chiaramente in anticipo in che modo sarà utilizzata l'eventuale rendita di congestione e riferiscono alle autorità di regolazione in merito all'utilizzo effettivo di tale rendita. Ogni anno entro il 1o marzo le autorità di regolazione informano l'ACER e pubblicano una relazione che indica:
l'importo dei proventi relativi al periodo di 12 mesi che termina il 31 dicembre del precedente anno;
il modo in cui tali proventi sono stati utilizzati a norma del paragrafo 2, compresi i progetti specifici per i quali la rendita è stata utilizzata e la rendita collocata su una linea contabile distinta;
la rendita che è stata utilizzata nel calcolo delle tariffe di rete; e
la verifica che la rendita di cui alla lettera c) è conforme al presente regolamento e alla metodologia elaborata a norma dei paragrafi 3 e 4.
Nei casi in cui parte delle entrate generate dalla congestione sia utilizzata per calcolare le tariffe di rete, la relazione illustra il modo in cui gli operatori dei sistemi di trasmissione hanno soddisfatto gli obiettivi prioritari enunciati al paragrafo 2, ove applicabile.
CAPO IV
ADEGUATEZZA DELLE RISORSE
Articolo 20
Adeguatezza delle risorse nel mercato interno dell'energia elettrica
Gli Stati membri per i quali sono individuati problemi di adeguatezza delle risorse elaborano e pubblicano un piano di attuazione corredato di un calendario per l'adozione delle misure volte ad eliminare le distorsioni normative o le carenze del mercato individuate nel quadro della procedura di aiuti di Stato. Nel far fronte alle preoccupazioni concernenti l'adeguatezza delle risorse, gli Stati membri in particolare tengono conto dei principi di cui all'articolo 3 e considerano:
la rimozione delle distorsioni normative;
la rimozione dei prezzi massimali in conformità dell'articolo 10;
l'introduzione di una funzione di determinazione dei prezzi in situazione di scarsità per l'energia di bilanciamento a norma dell'articolo 44, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2017/2195;
l'aumento della capacità di interconnessione e della capacità della rete interna per conseguire almeno gli obiettivi di interconnessione di cui all'articolo 4, paragrafo 1, lettera d), del regolamento (UE) 2018/1999;
la possibilità di consentire l'autoproduzione, lo stoccaggio dell'energia, le misure sul versante della domanda e l'efficienza energetica, adottando misure intese ad eliminare qualsiasi distorsione normativa identificata;
la garanzia di un'acquisizione efficiente sotto il profilo dei costi e orientata al mercato di servizi di bilanciamento e ancillari;
la rimozione dei prezzi regolamentati laddove richiesto dall'articolo 5 della direttiva (UE) 2019/944.
Articolo 21
Principi generali per i meccanismi di capacità
Articolo 22
Principi di concezione per i meccanismi di capacità
Gli eventuali meccanismi di capacità:
sono temporanei;
non creano indebite distorsioni del mercato e non limitano gli scambi interzonali;
non vanno oltre quanto necessario per affrontare le preoccupazioni in materia di adeguatezza di cui all'articolo 20;
selezionano i fornitori di capacità tramite un processo trasparente, non discriminatorio e competitivo;
offrono incentivi ai fornitori di capacità affinché si rendano disponibili in periodi in cui sono previste sollecitazioni del sistema;
garantiscono che la remunerazione sia stabilita mediante un processo competitivo;
stabiliscono le condizioni tecniche per la partecipazione dei fornitori di capacità prima della procedura di selezione;
sono aperti alla partecipazione di tutte le risorse in grado di fornire le prestazioni tecniche previste, compresi lo stoccaggio dell'energia e la gestione sul versante della domanda;
applicano sanzioni adeguate ai fornitori di capacità che non siano disponibili in periodi di sollecitazione del sistema.
La progettazione delle riserve strategiche deve avere i seguenti requisiti:
quando un meccanismo di capacità è stato concepito come riserva strategica, le relative risorse devono essere dispacciate solo se è probabile che i gestori dei sistemi di trasmissione esauriscano le loro risorse di bilanciamento per stabilire un equilibrio tra domanda e offerta;
durante i periodi di regolazione degli sbilanciamenti, durante i quali si fa ricorso alle risorse della riserva strategica, gli squilibri del mercato devono essere fissati almeno al valore del carico perso o a un valore superiore al limite tecnico del prezzo infragiornaliero di cui all'articolo 10, paragrafo 1, qualunque sia il valore più elevato;
il rendimento della riserva strategica in seguito al dispacciamento deve essere attribuito ai responsabili del bilanciamento attraverso il meccanismo di regolamento degli sbilanciamenti;
le risorse che partecipano alla riserva strategica non devono essere remunerate dai mercati all'ingrosso di energia elettrica o dai mercati di bilanciamento;
le risorse della riserva strategica devono essere conservate al di fuori del mercato almeno per la durata del periodo contrattuale.
Il requisito di cui alla lettera a) del primo comma lascia impregiudicata l'attivazione di risorse prima del dispacciamento effettivo al fine di rispettare i limiti di carico e i requisiti operativi delle risorse. Il rendimento della riserva strategica durante l'attivazione non è attribuito a gruppi di bilanciamento attraverso mercati all'ingrosso e non ne modifica gli squilibri.
Oltre ai requisiti di cui al paragrafo 1, i meccanismi di capacità diversi dalle riserve strategiche:
sono impostati in modo tale da garantire che il prezzo corrisposto per la disponibilità tenda automaticamente allo zero se si prevede che il livello di capacità fornita sia adeguato al livello di capacità richiesto;
remunerano le risorse partecipanti solo per la loro disponibilità e garantiscono che la remunerazione non incida sulle decisioni del fornitore di capacità quando si tratta di stabilire se generare o meno;
assicurano che gli obblighi di capacità siano trasferibili tra fornitori di capacità ammissibili.
I meccanismi di capacità contengono i seguenti requisiti relativi ai limiti delle emissioni di CO2:
al più tardi dal 4 luglio 2019, una capacità di generazione la cui produzione commerciale è iniziata a tale data o successivamente e con emissioni superiori a 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica non è impegnata né riceve pagamenti o impegni di pagamento futuri nel quadro di un meccanismo di capacità;
al più tardi dal 1o luglio 2025 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 di CO2 di origine fossile in media all'anno per kWh installato, non è impegnata né riceve pagamenti o impegni di pagamento futuri nel quadro di un meccanismo di capacità.
Il limite di emissione di 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica e il limite di 350 kg di CO2 di origine fossile in media all'anno per kWh installato di cui alle lettere a) e b) del primo comma sono calcolati sulla base dell'efficienza di progettazione dell'unità di generazione, ossia l'efficienza netta alla capacità nominale, a norma degli standard pertinenti previsti dall'organizzazione internazionale per la normazione.
Entro il 5 gennaio 2020 l'ACER pubblica un parere in cui fornisce assistenza tecnica in relazione al calcolo dei valori di cui al primo comma.
Articolo 23
Valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse
L'ENTSO per l'energia elettrica effettua la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse ogni anno. I produttori e gli altri partecipanti al mercato forniscono ai gestori dei sistemi di trasmissione i dati relativi all'utilizzo previsto delle fonti di generazione, tenendo in considerazione la disponibilità delle fonti primarie e scenari adeguati di proiezione della domanda e dell'offerta.
La valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse è basata su una metodologia trasparente volta ad assicurare che la valutazione:
sia effettuata a livello di ciascuna zona di offerta e riguardi come minimo tutti gli Stati membri;
sia basata su scenari centrali di riferimento adeguati di proiezione della domanda e dell'offerta comprensivi di una valutazione economica della probabilità del ritiro, della messa fuori servizio, della creazione di nuovi mezzi di generazione e di misure finalizzate al raggiungimento degli obiettivi di efficienza energetica e di interconnessione elettrica e delle adeguate sensibilità concernenti eventi metereologici estremi, condizioni idrologiche, i prezzi all'ingrosso e l'evoluzione dei prezzi del carbonio;
contenga scenari separati che riflettano le diverse possibilità che si concretizzino le preoccupazioni sull'adeguatezza delle risorse che i diversi meccanismi di capacità sono concepiti per affrontare;
tenga debitamente conto del contributo di tutte le risorse, comprese le possibilità di generazione esistenti e future, lo stoccaggio dell'energia, l'integrazione settoriale, la gestione della domanda, e l'importazione e l'esportazione, nonché del loro contributo alla gestione flessibile del sistema;
preveda la probabile incidenza delle misure di cui all'articolo 20, paragrafo 3;
includa varianti senza i meccanismi di capacità esistenti o pianificati e, all'occorrenza, varianti con tali meccanismi;
sia basata su un modello di mercato che utilizza, se del caso, l'approccio basato sul flusso;
applichi calcoli probabilistici;
applichi uno strumento di modellamento unico;
includa almeno i seguenti indicatori di cui all'articolo 25:
individui le fonti delle possibili preoccupazioni circa l'adeguatezza delle risorse, indicando in particolare se si tratta di una contingenza relativa alla rete, alle risorse o a entrambe;
prenda in considerazione il reale sviluppo della rete;
garantisca che le caratteristiche nazionali di generazione, flessibilità della domanda e stoccaggio dell'energia, la disponibilità delle fonti primarie e il livello di interconnessione siano adeguatamente presi in considerazione.
Entro il 5 gennaio 2020, l'ENTSO per l'energia elettrica presenta all'ACER un progetto di metodologia per il calcolo:
del valore del carico perso;
del costo di nuovo ingresso per la generazione o la gestione della domanda; e
il parametro di affidabilità di cui all'articolo 25.
La metodologia si basa su un criterio trasparente, oggettivo e verificabile.
Articolo 24
Valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse
Le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse includono gli scenari centrali di riferimento di cui all'articolo 23, paragrafo 5, lettera b).
Le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse possono prendere in considerazione ulteriori sensibilità rispetto a quelle di cui all'articolo 23, paragrafo 5, lettera b). In tali casi, le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse possono:
formulare ipotesi tenendo conto delle specificità della domanda e dell'offerta di energia elettrica a livello nazionale;
usare strumenti e dati recenti coerenti che siano complementari a quelli utilizzati dall'ENTSO per l'energia elettrica per la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse.
Inoltre, le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse, nel valutare il contributo dei fornitori di capacità aventi sede in un altro Stato membro alla sicurezza dell'approvvigionamento nelle zone di offerta che coprono, utilizzano la metodologia di cui all'articolo 26, paragrafo 11, lettera a).
Entro due mesi dalla data di ricevimento della relazione, l'ACER formula un parere in cui indica se ritiene giustificate le differenze tra la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse e la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse.
L'organismo responsabile per la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse tiene debitamente conto del parere dell'ACER e, ove necessario, modifica la propria valutazione. Qualora decida di non tenere pienamente conto del parere dell'ACER, l'organismo responsabile per la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse pubblica una relazione in cui ne specifica le ragioni.
Articolo 25
Parametro di affidabilità
Articolo 26
Partecipazione transfrontaliera ai meccanismi di capacità
Gli Stati membri possono richiedere che la capacità estera si trovi in uno Stato membro con una connessione di rete diretta con lo Stato membro che applica il meccanismo.
Nel caso in cui i fornitori di capacità partecipino a più meccanismi di capacità per lo stesso periodo di consegna, essi partecipano nei limiti della disponibilità di interconnessione prevista e della pressione cui potrebbero essere sottoposti il sistema in cui il meccanismo è applicato e quello in cui si trova la capacità estera conformemente alla metodologia di cui al paragrafo 11, lettera a).
Nel caso in cui i fornitori di capacità partecipino a più meccanismi di capacità per lo stesso periodo di consegna, è loro richiesto di effettuare pagamenti per indisponibilità multipli qualora non siano in grado di onorare impegni multipli.
Gli operatori dei sistemi di trasmissione stabiliscono la capacità in entrata massima disponibile per la partecipazione della capacità estera sulla base della raccomandazione del centro di coordinamento regionale su base annuale.
Il gestore del sistema di trasmissione in cui si trova la capacità estera:
stabilisce se i fornitori di capacità interessati possono fornire le prestazioni tecniche richieste dal meccanismo di capacità al quale intendono partecipare e li iscrive in un apposito registro come fornitori di capacità ammissibili;
esegue verifiche della disponibilità;
notifica al gestore del sistema di trasmissione dello Stato membro che applica il meccanismo di capacità le informazioni ricevute a norma delle lettere a) e b) del presente comma e del secondo comma.
Il pertinente fornitore di capacità notifica senza ritardo all'operatore del sistema di trasmissione la sua partecipazione a un meccanismo di capacità estero.
Entro il 5 luglio 2020, l'ENTSO per l'energia elettrica presenta all'ACER:
una metodologia per il calcolo della capacità in entrata massima per la partecipazione transfrontaliera di cui al paragrafo 7;
una metodologia per la ripartizione dei proventi di cui al paragrafo 9;
le norme comuni per l'esecuzione delle verifiche della disponibilità di cui al paragrafo 10, lettera b);
le norme comuni per determinare quando è dovuto il pagamento per indisponibilità;
i termini per la tenuta del registro di cui al paragrafo 10, lettera a);
le norme comuni per individuare la capacità ammessa a partecipare di cui al meccanismo di capacità di cui al paragrafo 10, lettera a).
La proposta è soggetta a consultazione preliminare e all'approvazione dell'ACER a norma dell'articolo 27.
Articolo 27
Procedura di approvazione
CAPO V
GESTIONE DEL SISTEMA DI TRASMISSIONE
Articolo 28
Rete europea di gestori di sistemi di trasmissione di energia elettrica
Articolo 29
ENTSO per l'energia elettrica
Articolo 30
Compiti dell'ENTSO per l'energia elettrica
L'ENTSO per l'energia elettrica dovrebbe:
sviluppare codici di rete nei settori di cui all'articolo 59, paragrafi 1 e 2, al fine di realizzare gli obiettivi di cui all'articolo 28;
adottare e pubblicare ogni due anni un piano decennale non vincolante di sviluppo della rete a livello dell'Unione (piano di sviluppo della rete a livello dell'Unione);
preparare e adottare proposte relative alla valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse a norma dell'articolo 23 e proposte relative alle specifiche tecniche per la partecipazione transfrontaliera ai meccanismi di capacità a norma dell'articolo 26, paragrafo 11;
adottare raccomandazioni in materia di coordinamento della cooperazione tecnica tra gestori dei sistemi di trasmissione dell'Unione e gestori dei sistemi di trasmissione dei paesi terzi;
adottare un quadro per la cooperazione e il coordinamento tra i centri di coordinamento regionali;
adottare una proposta che definisca la regione di gestione del sistema in conformità dell'articolo 36;
cooperare con i gestori dei sistemi di distribuzione e l'EU DSO;
promuovere la digitalizzazione delle reti di trasmissione, compresa la diffusione di reti intelligenti e sistemi di misurazione intelligenti e l'acquisizione efficiente di dati in tempo reale;
adottare strumenti comuni di gestione della rete per garantire il coordinamento della gestione della rete in condizioni normali e di emergenza, compresa una classificazione comune degli incidenti, e piani di ricerca, incluso lo sviluppo di tali piani mediante un programma di ricerca efficiente. Gli strumenti indicano, tra l'altro:
le informazioni, comprese le opportune informazioni relative al giorno successivo, infragiornaliere e in tempo reale, che servono per migliorare il coordinamento operativo, nonché la frequenza ottimale per la raccolta e lo scambio di tali informazioni;
la piattaforma tecnologica per lo scambio di informazioni in tempo reale e, ove opportuno, le piattaforme tecnologiche per la raccolta, il trattamento e la trasmissione delle altre informazioni di cui al punto i), nonché per l'attuazione delle procedure atte a migliorare il coordinamento operativo tra i gestori dei sistemi di trasmissione, affinché tale trasmissione si diffonda a livello di Unione;
il modo in cui i gestori dei sistemi di trasmissione mettono i dati operativi a disposizione degli altri gestori dei sistemi di trasmissione o di qualsiasi organismo debitamente autorizzato a sostenerli al fine di conseguire il coordinamento operativo, nonché dell'ACER; e
il fatto che i gestori dei sistemi di trasmissione designano un punto di contatto incaricato di rispondere ai quesiti degli altri gestori dei sistemi di trasmissione o di qualsiasi organismo debitamente autorizzato come indicato al punto iii), oppure dell'ACER, in merito a tali informazioni;
adottare un programma annuale di lavoro;
contribuire all'istituzione di requisiti di interoperabilità e di procedure trasparenti e non discriminatorie per l'accesso ai dati come stabilito all'articolo 24 della direttiva (UE) 2019/944;
adottare una relazione annuale;
elaborare e adottare valutazioni stagionali sull'adeguatezza a norma dell'articolo 9, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2019/941;
promuovere la sicurezza informatica e la protezione dei dati in collaborazione con le autorità competenti e le entità regolamentate;
tenere conto dello sviluppo della gestione della domanda nell'adempimento dei suoi compiti.
Articolo 31
Consultazioni
Articolo 32
Controllo effettuato dall'ACER
L'ACER controlla l'attuazione da parte dell'ENTSO per l'energia elettrica dei codici di rete sviluppati ai sensi dell'articolo 59. Qualora l'ENTSO per l'energia elettrica non abbia attuato nessuno di tali codici di rete, l'ACER chiede all'ENTSO per l'energia elettrica di fornire una motivazione debitamente circostanziata della mancata attuazione. L'ACER informa la Commissione di tale motivazione e le fornisce il suo parere al riguardo.
L'ACER controlla e analizza l'attuazione dei codici di rete e degli orientamenti adottati dalla Commissione, come previsto all'articolo 58, paragrafo 1, e il loro effetto sull'armonizzazione delle norme applicabili volte a facilitare l'integrazione del mercato, nonché sulla non discriminazione, l'effettiva concorrenza e il funzionamento efficace del mercato, e riferisce alla Commissione al riguardo.
Entro due mesi dal giorno di ricevimento l'ACER trasmette all'ENTSO per l'energia elettrica e alla Commissione un parere debitamente motivato, nonché raccomandazioni, se ritiene che il progetto di programma di lavoro annuale o il progetto di piano di sviluppo della rete a livello di Unione presentato dall'ENTSO per l'energia elettrica non contribuisca alla non discriminazione, a una concorrenza effettiva e al funzionamento efficace del mercato o a un'interconnessione transfrontaliera di livello sufficiente cui possono accedere parti terze.
Articolo 33
Costi
I costi relativi alle attività dell'ENTSO per l'energia elettrica di cui agli articoli da 28 a 32 e da 58 a 61 del presente regolamento, nonché all'articolo 11 del regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 7 ), sono a carico dei gestori dei sistemi di trasmissione e sono presi in considerazione ai fini del calcolo delle tariffe. Le autorità di regolazione approvano i costi solo se ragionevoli e adeguati.
Articolo 34
Cooperazione regionale dei gestori dei sistemi di trasmissione
Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati conformemente all'articolo 68 per integrare il presente regolamento, stabilendo l'area geografica coperta da ciascuna struttura di cooperazione regionale. A tal fine la Commissione consulta le autorità di regolazione, l'ACER e l'ENTSO per l'energia elettrica.
Gli atti delegati di cui al presente paragrafo non pregiudicano l'articolo 36.
Articolo 35
Istituzione e mandato dei centri di coordinamento regionali
Le autorità di regolazione della regione di gestione del sistema riesaminano e approvano la proposta.
La proposta comprende almeno i seguenti elementi:
lo Stato membro in cui sarà ubicata la sede dei centri di coordinamento regionale e gli operatori dei sistemi di trasmissione partecipanti;
le modalità organizzative, finanziarie e operative necessarie ad assicurare la gestione efficiente, sicura e affidabile del sistema di trasmissione interconnesso;
un piano di attuazione per l'entrata in funzione dei centri di coordinamento regionali;
gli statuti e i regolamenti interni dei centri di coordinamento regionali;
una descrizione dei processi cooperativi a norma dell'articolo 38;
una descrizione delle disposizioni concernenti la responsabilità dei centri di coordinamento regionali in conformità dell'articolo 47;
se sono mantenuti due centri di coordinamento regionali in base a un sistema di rotazione a norma dell'articolo 36, paragrafo 2, una descrizione delle modalità per definirne chiaramente le responsabilità e le procedure per l'esecuzione dei loro compiti.
Articolo 36
Ambito geografico dei centri di coordinamento regionali
Articolo 37
Compiti dei centri di coordinamento regionali
I centri di coordinamento regionali effettuano nell'intera regione di gestione del sistema in cui sono stabiliti almeno i seguenti compiti di rilevanza regionale:
calcolo coordinato della capacità, secondo le metodologie sviluppate conformemente agli orientamenti in materia di assegnazione di capacità e di gestione delle congestioni adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009;
analisi coordinata della sicurezza, secondo le metodologie sviluppate conformemente all'orientamento sulla gestione del sistema adottato sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009;
creazione di modelli di rete comuni, secondo le metodologie e le procedure sviluppate conformemente all'orientamento sulla gestione del sistema adottato sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009;
sostegno per la valutazione della coerenza dei piani di difesa e dei piani di ripristino dei gestori dei sistemi di trasmissione, conformemente alla procedura stabilita nel codice di rete in materia di emergenza e ripristino adottato sulla base dell'articolo 6, paragrafo 11, del regolamento (CE) n. 714/2009;
previsioni regionali di adeguatezza dei sistemi ad una settimana e fino all'orizzonte temporale almeno del giorno prima e preparazione di azioni di riduzione dei rischi, conformemente alla metodologia di cui all'articolo 8 del regolamento (UE) 2019/941 e alle procedure stabilite nell'orientamento sulla gestione del sistema adottato sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009;
coordinamento regionale della pianificazione delle indisponibilità, secondo le procedure e le metodologie stabilite nell'orientamento sulla gestione del sistema adottato sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009;
formazione e certificazione del personale che lavora per i centri di coordinamento regionali;
sostegno per il coordinamento e l'ottimizzazione del ripristino regionale come richiesto dai gestori dei sistemi di trasmissione;
realizzazione di analisi e rendicontazione successive alla gestione e successive ai disturbi;
dimensionamento regionale della capacità di riserva;
agevolazione dell'approvvigionamento regionale della capacità di bilanciamento;
sostegno ai gestori dei sistemi di trasmissione, su loro richiesta, nell'ottimizzazione delle transazioni che coinvolgono più di due gestori dei sistemi di trasmissione;
compiti relativi all'identificazione degli scenari di crisi regionali dell'energia elettrica se e nella misura in cui sono delegati ai centri di coordinamento regionali a norma dell'articolo 6, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2019/941
compiti relativi all'identificazione delle valutazioni stagionali sull'adeguatezza se e nella misura in cui sono delegati ai centri di coordinamento regionali a norma dell'articolo 9, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2019/941;
calcolo del valore della capacità in entrata massima disponibile per la partecipazione della capacità estera ai meccanismi di capacità al fine di formulare una raccomandazione a norma dell'articolo 26, paragrafo 7;
compiti relativi al sostegno dei gestori dei sistemi di trasmissione nell'individuazione delle esigenze di nuove capacità di trasmissione, di potenziamento della capacità di trasmissione esistente o delle loro alternative, che devono essere presentate ai gruppi regionali istituiti a norma del regolamento (UE) n. 347/2013 ed essere incluse nel piano decennale di sviluppo della rete di cui all'articolo 51 della direttiva (UE) 2019/944.
I compiti di cui al primo comma sono definiti più in dettaglio all'allegato I.
Articolo 38
Cooperazione con i centri di coordinamento regionali e tra di essi
Il coordinamento quotidiano con i centri di coordinamento regionali e tra di essi è gestito tramite processi di tipo cooperativo tra i gestori dei sistemi di trasmissione della regione, comprese, se del caso, le modalità di coordinamento tra i centri di coordinamento regionali. Tale processo di tipo cooperativo si basa su:
accordi operativi per la gestione degli aspetti relativi alla pianificazione e alla gestione pertinenti ai fini dei compiti di cui all'articolo 37;
una procedura per la condivisione delle analisi e la consultazione sulle proposte dei centri di coordinamento regionali con i gestori dei sistemi di trasmissione nella regione di gestione del sistema e le parti interessate, nonché con altri centri di coordinamento regionali, in modo efficiente e inclusivo, nell'esercizio delle funzioni e dei compiti operativi in conformità dell'articolo 40;
una procedura per l'adozione di azioni coordinate e raccomandazioni conformemente all'articolo 42.
Articolo 39
Modalità di lavoro
Articolo 40
Procedura di consultazione
Articolo 41
Trasparenza
Articolo 42
Adozione e riesame delle azioni coordinate e delle raccomandazioni
Se un gestore del sistema di trasmissione decide di non attuare un'azione coordinata per i motivi di cui al presente paragrafo, detto gestore notifica senza indugio in modo trasparente le motivazioni dettagliate al centro di coordinamento regionale e ai gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema. In questi casi, il centro di coordinamento regionale valuta l'impatto di tale decisione sugli altri gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema e può proporre una serie diversa di azioni coordinate soggette alla procedura di cui al paragrafo 1.
Se un gestore del sistema di trasmissione decide di discostarsi da una raccomandazione di cui al paragrafo 1, fornisce una motivazione per la propria decisione ai centri di coordinamento regionali e agli altri gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema senza indebito ritardo.
Articolo 43
Consiglio di amministrazione dei centri di coordinamento regionali
Il consiglio di amministrazione ha il compito di:
elaborare e avallare gli statuti e i regolamenti interni dei centri di coordinamento regionali;
decidere e avallare la struttura organizzativa;
preparare e avallare il bilancio annuale;
elaborare e avallare i processi cooperativi in conformità dell'articolo 38.
Articolo 44
Struttura organizzativa
La struttura organizzativa specifica:
i poteri, i compiti e le responsabilità del personale;
i rapporti funzionali e gerarchici tra le varie componenti e i processi dell'organizzazione.
Articolo 45
Attrezzature e personale
I centri di coordinamento regionali dispongono di tutte le risorse umane, tecniche, materiali e finanziarie necessarie per assolvere gli obblighi derivanti dal presente regolamento e per svolgere i loro compiti in modo indipendente e imparziale.
Articolo 46
Monitoraggio e rendicontazioni
I centri di coordinamento regionali stabiliscono un processo per monitorare costantemente almeno:
le prestazioni operative;
le azioni coordinate e le raccomandazioni emesse, il grado di attuazione delle azioni coordinate e delle raccomandazioni da parte dei gestori dei sistemi di trasmissione e i risultati conseguiti;
l'efficacia e l'efficienza di ognuno dei compiti di cui sono responsabili e, se del caso, la rotazione dei compiti.
Articolo 47
Responsabilità
Nelle proposte per l'istituzione dei centri di coordinamento regionali conformemente all'articolo 35, i gestori dei sistemi di trasmissione nella regione di gestione del sistema includono le azioni necessarie per coprire la responsabilità associata all'esecuzione dei compiti dei centri di coordinamento regionali. Il metodo utilizzato per assicurare la copertura tiene conto dello status giuridico dei centri di coordinamento regionale e del livello di copertura assicurativa commerciale disponibile.
Articolo 48
Piano decennale di sviluppo della rete
In particolare, il piano di sviluppo della rete a livello di Unione:
si basa sui piani di investimento nazionali, tenendo conto dei piani di investimento regionali di cui all'articolo 34, paragrafo 1, del presente regolamento e, se del caso, degli aspetti a livello di Unione della pianificazione di rete di cui al regolamento (UE) n. 347/2013; esso è sottoposto all'analisi dei costi-benefici utilizzando la metodologia definita all'articolo 11 di detto regolamento;
per quanto riguarda le interconnessioni transfrontaliere, si basa anche sulle ragionevoli esigenze di vari utenti di sistema e include impegni a lungo termine di investitori di cui agli articoli 44 e 51 della direttiva (UE) 2019/944; e
individua le lacune in materia di investimenti, in particolare per quanto riguarda le capacità transfrontaliere.
Per quanto concerne la lettera c) del primo comma, un riesame degli ostacoli all'aumento della capacità transfrontaliera della rete derivanti da procedure o prassi di approvazione diverse può essere allegato al piano di sviluppo della rete a livello di Unione.
Articolo 49
Meccanismo di compensazione tra gestori dei sistemi di trasmissione
Il primo intervallo di tempo per il quale si deve provvedere ai versamenti di compensazione è stabilito negli orientamenti di cui all'articolo 61.
Articolo 50
Comunicazione di informazioni
Articolo 51
Certificazione dei gestori di sistemi di trasmissione
Nel preparare il parere di cui al primo comma, la Commissione può chiedere all'ACER di esprimere un parere in merito alla decisione dell'autorità di regolazione. In tal caso il periodo di due mesi di cui al primo comma è prorogato di altri due mesi.
In assenza di un parere della Commissione entro i periodi di cui al primo e al secondo comma, si considera che la Commissione non sollevi obiezioni avverso la decisione dell'autorità di regolazione.
CAPO VI
GESTIONE DEL SISTEMA DI TRASMISSIONE
Articolo 52
Ente europeo dei gestori dei sistemi di distribuzione
I membri iscritti possono partecipare all'EU DSO direttamente o essere rappresentati da un'associazione nazionale designata dallo Stato membro o da un'associazione a livello di Unione.
Articolo 53
Creazione dell'EU DSO
Il progetto di regolamento interno dell'EU DSO garantisce la rappresentanza equilibrata di tutti i gestori dei sistemi di distribuzione partecipanti.
Articolo 54
Principali norme e procedure dell'EU DSO
Lo statuto dell'EU DSO, adottato in conformità dell'articolo 53, salvaguarda i seguenti principi:
la partecipazione ai lavori dell'EU DSO è limitata ai membri iscritti, con possibilità di delega tra i membri;
le decisioni strategiche riguardanti le attività dell'EU DSO e gli orientamenti per il consiglio direttivo sono adottati dall'assemblea generale;
le decisioni dell'assemblea generale sono adottate in conformità delle seguenti norme:
ciascun membro dispone di un numero di voti proporzionale al proprio numero di clienti;
è raggiunto il 65 % dei voti attribuiti ai membri; e
la decisione è adottata dalla maggioranza del 55 % dei membri.
le decisioni dell'assemblea generale sono rigettate in conformità delle seguenti norme:
ciascun membro dispone di un numero di voti proporzionale al proprio numero di clienti;
è raggiunto il 35 % dei voti attribuiti ai membri; e
la decisione è rigettata da almeno il 25 % dei membri;
il consiglio direttivo è eletto dall'assemblea generale con un mandato di quattro anni al massimo;
il consiglio direttivo nomina il presidente e tre vicepresidenti tra i suoi membri;
la cooperazione tra i gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasmissione a norma degli articoli 56 e 57 è gestita dal consiglio direttivo;
le decisioni del consiglio direttivo sono adottate a maggioranza assoluta;
sulla base di una proposta del consiglio direttivo, l'assemblea generale nomina tra i suoi membri il segretario generale conferendogli un mandato di quattro anni, rinnovabile una volta;
sulla base di una proposta del consiglio direttivo, l'assemblea generale nomina i gruppi di esperti; ciascun gruppo non può avere più di 30 membri, con la possibilità di un terzo di membri esterni all'EU DSO; è inoltre istituito un gruppo di esperti «per paese», composto esattamente da un rappresentante dei gestori dei sistemi di distribuzione per Stato membro.
Le procedure adottate dall'EU DSO garantiscono il trattamento equo e adeguato dei suoi membri e riflettono la diversità della struttura geografica ed economica dei suoi membri. In particolare, le procedure prevedono che:
il consiglio direttivo sia composto dal presidente e da 27 rappresentanti dei membri, dei quali:
nove sono rappresentanti dei membri aventi più di un milione di utenti della rete;
nove sono rappresentanti dei membri aventi più di 100 000 e meno di un milione di utenti della rete; e
nove sono i rappresentanti dei membri aventi meno di 100 000 utenti della rete;
i rappresentanti delle associazioni esistenti di gestori dei sistemi di distribuzione possano partecipare alle riunioni del consiglio direttivo in qualità di osservatori;
il consiglio direttivo non possa essere composto da più di tre rappresentanti di membri che hanno sede nello stesso Stato membro o che appartengono allo stesso gruppo industriale;
i vicepresidenti del consiglio direttivo siano nominati tra i rappresentanti dei membri di ciascuna delle categorie di cui alla lettera a);
i rappresentanti di membri con sede in uno stesso Stato membro o appartenenti allo stesso gruppo industriale non possano costituire la maggioranza dei partecipanti al gruppo di esperti;
il consiglio direttivo istituisca un gruppo consultivo strategico che fornisce il proprio parere al consiglio direttivo e ai gruppi di esperti ed è composto da rappresentanti delle associazioni europee dei gestori dei sistemi di distribuzione e rappresentanti degli Stati membri che non sono rappresentati nel consiglio direttivo.
Articolo 55
Compiti dell'EU DSO
L'EU DSO svolge i seguenti compiti:
promuove la gestione e la pianificazione delle reti di distribuzione in coordinamento con la gestione e la pianificazione delle reti di trasmissione;
agevola l'integrazione delle fonti energetiche rinnovabili, della generazione distribuita e di altre risorse incorporate nella rete di distribuzione, quali lo stoccaggio dell'energia;
facilita la risposta e la flessibilità sul versante della domanda e l'accesso ai mercati da parte degli utenti della rete di distribuzione;
contribuisce alla digitalizzazione dei sistemi di distribuzione, compresa la diffusione di reti intelligenti e sistemi di misurazione intelligenti;
sostiene lo sviluppo della gestione dei dati, della sicurezza informatica e della protezione dei dati in collaborazione con le autorità competenti e le entità regolamentate;
partecipa allo sviluppo di codici di rete che sono pertinenti per la gestione e la pianificazione delle reti di distribuzione e la gestione coordinata delle reti di trasmissione e di distribuzione, a norma dell'articolo 59.
Inoltre l'EU DSO:
coopera con l'ENTSO per l'energia elettrica per il monitoraggio dell'attuazione dei codici di rete e degli orientamenti adottati a norma del presente regolamento pertinenti per la gestione e la pianificazione delle reti di distribuzione e la gestione coordinata delle reti di trasmissione e di distribuzione;
coopera con l'ENTSO per l'energia elettrica e adotta le migliori pratiche per la gestione e la pianificazione coordinata dei sistemi di trasmissione e di distribuzione, anche in merito a questioni quali lo scambio di dati tra gestori e il coordinamento delle risorse energetiche distribuite;
si adopera per identificare le migliori pratiche nei settori di cui al paragrafo 1 e per introdurre miglioramenti dell'efficienza energetica nella rete di distribuzione;
adotta un programma annuale di lavoro e una relazione annuale;
opera secondo il diritto della concorrenza e assicura la neutralità.
Articolo 56
Consultazioni nel processo di sviluppo dei codici di rete
Articolo 57
Cooperazione tra i gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasmissione
CAPO VII
CODICI DI RETE E ORIENTAMENTI
Articolo 58
Adozione dei codici di rete e degli orientamenti
I codici di rete e gli orientamenti
assicurano il livello minimo di armonizzazione necessario per conseguire gli obiettivi del presente regolamento;
tengono conto, ove opportuno, delle specificità regionali;
non vanno al di là di quanto è necessario allo scopo di cui alla lettera a); e
lasciano impregiudicato il diritto degli Stati membri di redigere codici di rete nazionali che non influiscano sul commercio interzonale.
Articolo 59
Redazione dei codici di rete
Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti di esecuzione al fine di garantire condizioni uniformi di esecuzione del presente regolamento mediante la redazione di codici di rete nei settori seguenti:
norme in materia di sicurezza e di affidabilità della rete, comprese le norme in materia di capacità di trasmissione tecnica di riserva per la sicurezza operativa della rete, nonché norme in materia di interoperabilità in attuazione degli articoli da 34 a 47 e dell'articolo 57 del presente regolamento e dell'articolo 40 della direttiva (UE) 2019/944, comprese le norme sugli stati del sistema, le contromisure e i limiti di sicurezza operativa, il controllo della tensione e la gestione della potenza reattiva, la gestione della corrente di corto circuito, la gestione dei flussi di potenza, l'analisi e la gestione delle contingenze, il sistema e gli schemi di protezione, lo scambio dei dati, la conformità, la formazione, l'analisi della pianificazione e della sicurezza operative, il coordinamento regionale della sicurezza operativa, il coordinamento dell'indisponibilità, i piani di disponibilità degli asset rilevanti, l'analisi dell'adeguatezza, i servizi ancillari, la programmazione e le piattaforme dati di pianificazione operativa;
norme in materia di allocazione delle capacità e di gestione della congestione, in attuazione dell'articolo 6 della direttiva (UE) 2019/944 e degli articoli da 7 a 10, degli articoli da 13 a 17 e degli articoli da 35 a 37 del presente regolamento, 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, irrevocabilità della capacità interzonale allocata, distribuzione della rendita di congestione, copertura del rischio per la trasmissione interzonale, procedure di nomina e recupero dei costi dell'allocazione della capacità e della gestione della congestione;
norme di attuazione degli articoli 5, 6 e 17 in relazione alla negoziazione connessa alla fornitura tecnica e operativa dei servizi di accesso alla rete e di bilanciamento del sistema, comprese le norme relative all'energia di riserva legata alla rete, le funzioni e le responsabilità, le piattaforme per lo scambio di energia di bilanciamento, gli orari di chiusura dei mercati, i requisiti per i prodotti di bilanciamento standard e specifici, l'acquisizione dei servizi di bilanciamento, l'allocazione della capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve, la compensazione dell'energia di bilanciamento, la compensazione degli scambi di energia tra i gestori dei sistemi, la compensazione degli sbilanciamenti e la compensazione della capacità di bilanciamento, il controllo frequenza/potenza, i parametri qualitativi e i parametri-obiettivo della frequenza, le riserve per il contenimento della frequenza, le riserve per il ripristino della frequenza, le riserve di sostituzione, lo scambio e la condivisione delle riserve, i processi dell'attivazione transfrontaliera delle riserve, i processi di controllo del tempo e la trasparenza delle informazioni;
norme di attuazione degli articoli 36, 40 e 54 della direttiva (UE) 2019/944 in relazione alla prestazione trasparente e non discriminatoria di servizi ancillari non di frequenza, comprese le norme in materia di controllo della tensione in regime stazionario, inerzia, iniezione rapida di corrente reattiva, inerzia per la stabilità della rete, corrente di corto circuito, capacità di black-start e capacità di funzionamento in isola;
norme di attuazione dell'articolo 57 del presente regolamento e degli articoli 17, 31, 32, 36, 40 e 54 della direttiva (UE) 2019/944 in relazione alla gestione della domanda, comprese le norme in materia di aggregazione, stoccaggio dell'energia e riduzione della domanda.
Tali atti di esecuzione sono adottati secondo la procedura di esame di cui all'articolo 67, paragrafo 2.
Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati, conformemente all'articolo 68, ad integrazione del presente regolamento concernenti la redazione di codici di rete nei settori seguenti:
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 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;
norme in materia di scambio di dati, liquidazione e trasparenza, comprese in particolare le norme sulle capacità di trasferimento per orizzonti temporali pertinenti, stime e valori reali per quanto riguarda l'allocazione e l'uso delle capacità di trasferimento, previsioni e domanda reale di strutture e la loro aggregazione, compresa l'indisponibilità di impianti, la produzione prevista ed effettiva di unità di produzione e la relativa aggregazione, compresa l'indisponibilità delle unità, la disponibilità e l'uso di reti, le misure di gestione della congestione e i dati del mercato del bilanciamento. Le norme dovrebbero comprendere le modalità di pubblicazione delle informazioni, i tempi di pubblicazione, i soggetti responsabili della gestione;
norme in materia di accesso dei terzi;
procedure operative di emergenza e ripristino in caso di emergenza, compresi i piani di difesa del sistema, i piani di ripristino, le interazioni di mercato, lo scambio e la comunicazione di informazioni, nonché gli strumenti e le attrezzature;
norme settoriali specifiche per gli aspetti relativi alla cibersicurezza dei flussi transfrontalieri di energia elettrica, comprese le norme sui requisiti minimi, la pianificazione, il monitoraggio, la comunicazione e la gestione delle crisi;
Se l'oggetto del codice di rete è direttamente collegato alla gestione dei sistemi di distribuzione e non particolarmente rilevante in rapporto al sistema di trasmissione, la Commissione può richiedere all'EU DSO in cooperazione con l'ENTSO per l'energia elettrica di riunire un comitato di redazione che presenti una proposta di codice di rete all'ACER.
Articolo 60
Modifiche dei codici di rete
Articolo 61
Orientamenti
Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati a norma dell'articolo 68 per integrare il presente regolamento definendo orientamenti relativi al meccanismo di compensazione tra gestori dei sistemi di trasmissione. Tali orientamenti precisano, nel rispetto dei principi definiti agli articoli 18 e 49:
modalità della procedura di determinazione dei gestori del sistema di trasmissione tenuti a versare compensazioni per flussi transfrontalieri, anche per quanto riguarda la ripartizione tra i gestori dei sistemi di trasmissione nazionali dai quali hanno origine i flussi transfrontalieri e i gestori dei sistemi dove tali flussi terminano, a norma dell'articolo 49, paragrafo 2;
modalità della procedura di pagamento da seguire, compresa la determinazione del primo intervallo di tempo per il quale vanno versate compensazioni, a norma dell'articolo 49, paragrafo 3, secondo comma;
metodologie dettagliate volte a determinare i flussi transfrontalieri vettoriati per i quali è versata una compensazione a norma dell'articolo 49, in termini sia di quantità che di tipo dei flussi, e designazione del volume di detti flussi che hanno origine o terminano nei sistemi di trasmissione dei singoli Stati membri, a norma dell'articolo 49, paragrafo 5;
metodologia dettagliata volta a determinare i costi e i benefici derivanti dal vettoriamento dei flussi transfrontalieri, a norma dell'articolo 49, paragrafo 6;
trattamento dettagliato dei flussi di energia elettrica che hanno origine o terminano in paesi non appartenenti allo Spazio economico europeo nel contesto del meccanismo di compensazione tra gestori dei sistemi di trasmissione; e
accordi per la partecipazione di sistemi nazionali che sono interconnessi mediante linee in corrente continua, a norma dell'articolo 49.
Ove opportuno, la Commissione può adottare atti di esecuzione per definire gli orientamenti riguardanti il livello minimo di armonizzazione necessario per conseguire l'obiettivo stabilito dal presente regolamento. Tali orientamenti possono specificare quanto segue:
i dettagli delle norme in materia di scambi di energia elettrica in attuazione dell'articolo 6 della direttiva (UE) 2019/944 e degli articoli da 5 a 10, degli articoli da 13 a 17 e degli articoli 35, 36 e 37 del presente regolamento;
i dettagli delle norme sugli incentivi agli investimenti in capacità degli interconnettori, compresi i segnali differenziati per località in attuazione dell'articolo 19.
Tali atti di esecuzione sono adottati secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 67, paragrafo 2.
Tali atti di esecuzione sono adottati secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 67, paragrafo 2.
Articolo 62
Diritto degli Stati membri a introdurre misure più dettagliate
Il presente regolamento lascia impregiudicato il diritto degli Stati membri a mantenere o introdurre misure contenenti disposizioni più dettagliate di quelle contenute nello stesso, negli orientamenti di cui all'articolo 61 o nei codici di rete di cui all'articolo 59, purché tali misure siano compatibili con il diritto dell'Unione.
CAPO VIII
DISPOSIZIONI FINALI
Articolo 63
Nuovi interconnettori
I nuovi interconnettori per corrente continua possono, su richiesta, essere esentati, per un periodo limitato, dall'articolo 19, paragrafi 2 e 3, del presente regolamento e dagli articoli 6 e 43, dall'articolo 59, paragrafo 7, e dall'articolo 60, paragrafo 1, della direttiva (UE) 2019/944 alle seguenti condizioni:
gli investimenti rafforzano la concorrenza nella fornitura di energia elettrica;
il livello del rischio connesso con gli investimenti è tale che gli investimenti non avrebbero luogo se non fosse concessa un'esenzione;
l'interconnettore è di proprietà di una persona fisica o giuridica distinta, almeno in termini di forma giuridica, dai gestori nei cui sistemi tale interconnettore deve essere creato;
sono imposti corrispettivi agli utenti di tale interconnettore;
dal momento dell'apertura parziale del mercato di cui all'articolo 19 della direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio ( 9 ), il proprietario dell'interconnettore non deve aver recuperato nessuna parte del proprio capitale o dei costi di gestione per mezzo di una parte qualsiasi dei corrispettivi percepiti per l'uso dei sistemi di trasmissione o di distribuzione collegati con tale interconnettore; e
l'esenzione non è a detrimento della concorrenza o dell'efficace funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica o dell'efficace funzionamento del sistema di regolamentato al quale l'interconnettore è collegato.
Entro due mesi dal ricevimento della domanda di esenzione dall'ultima delle autorità di regolazione interessate, l'ACER può fornire un parere a tali autorità di regolazione. Le autorità di regolazione possono basare la loro decisione su tale parere.
Nel decidere di concedere un'esenzione, le autorità di regolazione tengono conto, caso per caso, della necessità di imporre condizioni riguardo alla durata della medesima e all'accesso non discriminatorio all'interconnettore. Nel decidere tali condizioni, le autorità di regolazione tengono conto, in particolare, della capacità supplementare da creare o della modifica della capacità esistente, dei tempi del progetto e delle circostanze nazionali.
Prima di concedere un'esenzione le autorità di regolazione degli Stati membri interessati decidono le regole e i meccanismi di gestione e assegnazione della capacità. Tali norme in materia di gestione della congestione includono l'obbligo di offrire sul mercato le capacità non utilizzate e gli utenti dell'infrastruttura godono del diritto a negoziare la capacità contrattuale non utilizzata sul mercato secondario. Nella valutazione dei criteri di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e f), si tiene conto dei risultati della procedura di assegnazione delle capacità.
Qualora tutte le autorità di regolazione interessate abbiano raggiunto un accordo sulla decisione di esenzione entro sei mesi dal ricevimento della richiesta, informano l'ACER di tale decisione.
La decisione di esenzione, incluse le condizioni di cui al terzo comma del presente paragrafo, è debitamente motivata e pubblicata.
La decisione di cui al paragrafo 4 è assunta dall'ACER:
qualora le autorità di regolazione interessate non siano riuscite a raggiungere un accordo entro sei mesi dalla data in cui l'ultima di queste autorità di regolazione ha ricevuto l'esenzione richiesta; oppure
dietro richiesta congiunta delle autorità di regolazione interessate.
Prima di adottare tale decisione, l'ACER consulta le autorità di regolazione interessate e i richiedenti.
Una copia di ogni domanda di esenzione è trasmessa, per conoscenza, dalle autorità di regolazione alla Commissione e all'ACER senza indugio dopo il ricevimento. La decisione è notificata tempestivamente alla Commissione dalle autorità di regolazione interessate o dall'ACER (organi di notificazione), unitamente a tutte le informazioni pertinenti alla decisione. Tali informazioni possono essere comunicate alla Commissione in forma aggregata per permetterle di giungere ad una decisione debitamente motivata. In particolare, le informazioni riguardano:
le ragioni particolareggiate in base alle quali è stata concessa o rifiutata l'esenzione, incluse le informazioni di ordine finanziario che giustificano la necessità della stessa;
l'analisi dell'effetto sulla concorrenza e sull'efficace funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica risultante dalla concessione dell'esenzione;
la motivazione della durata e della quota della capacità totale dell'interconnettore in questione per cui è concessa l'esenzione; e
l'esito della consultazione con le autorità di regolazione interessate.
La notifica si considera ritirata se le informazioni chieste non sono fornite entro il termine stabilito nella domanda, a meno che, prima della scadenza, tale termine non sia stato prorogato con il consenso della Commissione e degli organi di notificazione, ovvero gli organi di notificazione non abbiano informato la Commissione, con una comunicazione debitamente motivata, di considerare completa la notifica.
Gli organi di notificazione si conformano ad una decisione della Commissione che richiede la modifica o l'annullamento della decisione di esenzione entro un mese dalla data di ricevimento e ne informano la Commissione.
La Commissione protegge la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.
L'approvazione di una decisione di esenzione da parte della Commissione perde effetto due anni dopo la sua adozione se la costruzione dell'interconnettore non è cominciata, e cinque anni dopo la sua adozione se l'interconnettore non è ancora operativo, a meno che la Commissione decida, in base a una richiesta motivata da parte degli organi di notificazione, che un ritardo sia dovuto a gravi ostacoli che esulano dal controllo della persona beneficiaria dell'esenzione.
La Commissione, su domanda o d'ufficio, può riaprire il procedimento relativo alla domanda di esenzione, se:
tenendo debitamente conto delle legittime aspettative delle parti e dell'equilibrio economico realizzato nella prima decisione di esenzione, vi è stato un cambiamento sostanziale riguardo a uno dei fatti su cui si fonda la decisione;
le imprese interessate contravvengono agli impegni assunti; oppure
la decisione si basa su informazioni, trasmesse dalle parti, che sono incomplete, inesatte o fuorvianti.
Articolo 64
Deroghe
Gli Stati membri possono chiedere deroghe alle pertinenti disposizioni degli articoli 3 e 6, dell'articolo 7, paragrafo 1, dell'articolo 8, paragrafi 1 e 4, degli articoli 9, 10 e 11, degli articoli da 14 a 17, degli articoli da 19 a 27, degli articoli da 35 a 47 e dell'articolo 51 purché:
gli Stati membri possano dimostrare l'esistenza di seri problemi per la gestione di piccoli sistemi isolati e piccoli sistemi connessi;
le regioni ultraperiferiche ai sensi dell'articolo 349 TFUE non possano essere interconnesse con il mercato dell'Unione dell'energia per ragioni fisiche evidenti.
Nella situazione di cui alla lettera a) del primo comma, la deroga è limitata nel tempo ed è soggetta alle condizioni finalizzate ad accrescere la competizione e l'integrazione con il mercato interno dell'energia elettrica.
Nella situazione di cui alla lettera b) del primo comma, la deroga non è limitata nel tempo.
Prima di prendere una decisione, la Commissione informa gli Stati membri delle richieste pervenute, nel rispetto della riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.
La deroga concessa ai sensi del presente articolo mira a garantire di non ostacolare la transizione verso le energie da fonti rinnovabili, una maggiore flessibilità, lo stoccaggio dell'energia, l'elettromobilità e la gestione della domanda.
Quando decide di concedere una deroga, la Commissione definisce in che misura la deroga deve tener conto dell'applicazione dei codici di rete e degli orientamenti.
Qualora il sistema di trasmissione di Cipro non sia connesso ai sistemi di trasmissione di altri Stati membri mediante interconnessioni entro il 1o gennaio 2026, Cipro valuta la necessità di una deroga a tali disposizioni e può presentare alla Commissione una richiesta per la proroga della deroga. La Commissione valuta se l'applicazione delle disposizioni rischi di causare seri problemi per la gestione del sistema elettrico a Cipro o se si preveda che la loro applicazione a Cipro apporti benefici al funzionamento del mercato. Sulla base di tale valutazione, la Commissione adotta una decisione motivata in merito alla proroga totale o parziale della deroga. La decisione è pubblicata nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea.
Articolo 65
Comunicazione di informazioni e riservatezza
La Commissione stabilisce un termine ragionevole entro il quale vanno comunicate le informazioni, tenendo conto della complessità e dell'urgenza delle informazioni richieste.
Quando invia una richiesta di informazioni ad un'impresa, la Commissione trasmette contemporaneamente una copia della richiesta alle autorità di regolazione dello Stato membro nel cui territorio è ubicata la sede dell'impresa.
La Commissione invia contemporaneamente una copia della sua decisione all'autorità di regolazione dello Stato membro nel cui territorio risiede la persona o si trova la sede dell'impresa.
La Commissione non divulga le informazioni protette dal segreto professionale che sono state acquisite in forza del presente regolamento.
Articolo 66
Sanzioni
Articolo 67
Procedura di comitato
Articolo 68
Esercizio della delega
Articolo 69
Riesami e relazioni della Commissione
Entro la stessa data la Commissione trasmette una relazione dettagliata della valutazione al Parlamento europeo e al Consiglio.
Entro il 31 dicembre 2026 la Commissione presenta, se del caso, proposte legislative sulla base della sua valutazione.
Articolo 70
Abrogazione
Il regolamento (CE) n. 714/2009 è abrogato. I riferimenti al regolamento abrogato si intendono fatti al presente regolamento e vanno letti secondo la tavola di concordanza di cui all'allegato III.
Articolo 71
Entrata in vigore
In deroga al primo comma, gli articoli 14 e 15, l'articolo 22, paragrafo 4, l'articolo 23, paragrafi 3 e 6, e gli articoli 35, 36 e 62 si applicano a decorrere dalla data di entrata in vigore del presente regolamento. Ai fini dell'attuazione dell'articolo 14, paragrafo 7, e dell'articolo 15, paragrafo 2, l'articolo 16 si applica a decorrere da tale data.
Il presente regolamento è obbligatorio in tutti i suoi elementi e direttamente applicabile in ciascuno degli Stati membri.
ALLEGATO I
COMPITI DEI CENTRI DI COORDINAMENTO REGIONALI
1. Calcolo coordinato della capacità
1.1. I centri di coordinamento regionali effettuano il calcolo coordinato delle capacità interzonali.
1.2. Il calcolo coordinato della capacità è effettuato per gli orizzonti temporali del giorno prima e infragiornaliero.
1.3. Il calcolo coordinato della capacità è effettuato secondo le metodologie sviluppate conformemente agli orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009
1.4. Il calcolo coordinato della capacità è effettuato sulla base di un modello comune di rete conformemente al punto 3.
1.5. Il calcolo coordinato della capacità assicura una gestione efficiente della congestione secondo i principi di gestione della congestione stabiliti nel presente regolamento.
2. Analisi coordinata della sicurezza
2.1. I centri di coordinamento regionali effettuano l'analisi coordinata della sicurezza al fine di garantire la gestione in sicurezza del sistema.
2.2. L'analisi della sicurezza è effettuata per tutti gli orizzonti temporali della pianificazione operativa, tra gli orizzonti temporali annuale e infragiornaliero, utilizzando i modelli comuni di rete.
2.3. L'analisi coordinata della sicurezza è effettuata secondo le metodologie sviluppate conformemente agli orientamenti sulla gestione del sistema adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009.
2.4. I centri di coordinamento regionali condividono i risultati dell'analisi coordinata della sicurezza almeno con i gestori dei sistemi di trasmissione nella regione di gestione del sistema.
2.5. Qualora, in seguito all'analisi coordinata della sicurezza, individuino una possibile violazione, i centri di coordinamento regionali preparano contromisure volte a massimizzare l'efficacia e l'efficienza economica.
3. Creazione di modelli comuni di rete
3.1. I centri di coordinamento regionali predispongono processi efficienti per la creazione di un modello comune di rete per ciascun orizzonte temporale della pianificazione operativa tra gli orizzonti temporali annuale e infragiornaliero.
3.2. I gestori dei sistemi di trasmissione designano un centro di coordinamento regionale incaricato di creare i modelli comuni di rete a livello di Unione
3.3. I modelli comuni di rete sono eseguiti secondo le metodologie sviluppate conformemente agli orientamenti sulla gestione del sistema e agli orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009.
3.4. I modelli comuni di rete comprendono dati pertinenti per pianificare l'attività operativa e calcolare la capacità in modo efficiente in tutti gli orizzonti temporali della pianificazione operativa tra gli orizzonti temporali annuale e infragiornaliero.
3.5. I modelli comuni di rete sono messi a disposizione di tutti i centri di coordinamento regionali, dei gestori dei sistemi di trasmissione, dell'ENTSO per l'energia elettrica e dell'ACER, su richiesta della stessa.
4. Sostegno dei piani di difesa e dei piani di ripristino dei gestori dei sistemi di trasmissione riguardo alla valutazione della compatibilità.
4.1. I centri di coordinamento regionali forniscono sostegno ai gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema nell'effettuazione della valutazione della compatibilità dei piani di difesa e dei piani di ripristino dei gestori dei sistemi di trasmissione in conformità delle procedure stabilite nel codice di rete in materia di emergenza e ripristino dell'energia elettrica adottato sulla base dell'articolo 6, paragrafo 11, del regolamento (CE) n. 714/2009.
4.2. Tutti i gestori dei sistemi di trasmissione concordano una soglia oltre la quale l'impatto delle azioni di uno o più gestori di sistemi di trasmissione nello stato di emergenza, di blackout o di ripristino è considerato significativo per altri gestori di sistemi di trasmissione interconnessi in modo sincrono o asincrono.
4.3. Nel fornire sostegno ai gestori dei sistemi di trasmissione, il centro di coordinamento regionale:
individua le potenziali incompatibilità;
propone azioni di attenuazione.
4.4. I gestori dei sistemi di trasmissione fanno una valutazione e tengono conto delle azioni di attenuazione proposte.
5. Sostegno al coordinamento e all'ottimizzazione del ripristino regionale
5.1. Ciascun centro di coordinamento regionale pertinente fornisce sostegno ai gestori dei sistemi di trasmissione designati quali responsabili della gestione della frequenza e responsabili della gestione della risincronizzazione conformemente al codice di rete in materia di emergenza e ripristino dell'energia elettrica adottato sulla base dell'articolo 6, paragrafo 11, del regolamento (CE) n. 714/2009 al fine di migliorare l'efficienza e l'efficacia del ripristino del sistema. I gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema stabiliscono il ruolo del centro di coordinamento regionale relativo al sostegno al coordinamento e all'ottimizzazione del ripristino regionale.
5.2. I gestori dei sistemi di trasmissione possono chiedere assistenza ai centri di coordinamento regionali se il loro sistema si trova nello stato di blackout o di ripristino.
5.3. I centri di coordinamento regionali sono dotati di sistemi di supervisione e acquisizione dati quasi in tempo reale con l'osservabilità definita applicando la soglia stabilita conformemente al punto 4.2.
6. Analisi e rendicontazione successive alla gestione e successive ai disturbi
6.1. I centri di coordinamento regionali indagano sugli eventuali incidenti al di sopra della soglia di cui al punto 4.2 e preparano una relazione al riguardo. Qualora lo richiedano, le autorità di regolazione nella regione di gestione del sistema e l'ACER possono essere coinvolte nell'indagine. La relazione contiene raccomandazioni volte a prevenire incidenti analoghi.
6.2. I centri di coordinamento regionali pubblicano la relazione. L'ACER può rivolgere raccomandazioni volte a prevenire incidenti analoghi.
7. Dimensionamento regionale della capacità di riserva
7.1. I centri di coordinamento regionali calcolano i requisiti della capacità di riserva per la regione di gestione del sistema. La determinazione dei requisiti della capacità di riserva:
persegue l'obiettivo generale di mantenere la sicurezza operativa nel modo più efficiente sotto il profilo dei costi;
è effettuata nell'orizzonte temporale del giorno prima o infragiornaliero, o entrambi;
calcola il quantitativo complessivo di capacità di riserva necessaria per la regione di gestione del sistema;
determina i requisiti minimi per ciascun tipo di capacità di riserva;
tiene conto delle eventuali sostituzioni tra diversi tipi di capacità di riserva al fine di ridurre al minimo i costi dell'approvvigionamento;
stabilisce i requisiti utili per la distribuzione geografica della capacità di riserva necessaria, se del caso.
8. Agevolazione dell'approvvigionamento regionale della capacità di bilanciamento
8.1. I centri di coordinamento regionali assistono i gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema nella determinazione del quantitativo di capacità di bilanciamento di cui approvvigionarsi. La determinazione del quantitativo di capacità di bilanciamento:
è effettuata nell'orizzonte temporale del giorno prima o infragiornaliero, o entrambi;
tiene conto delle eventuali sostituzioni tra diversi tipi di capacità di riserva al fine di ridurre al minimo i costi dell'approvvigionamento;
tiene conto dei volumi di capacità di riserva necessaria che si prevede vengano forniti tramite offerte di energia di bilanciamento, che non sono presentate sulla base di un contratto per la capacità di bilanciamento.
8.2. I centri di coordinamento regionali assistono i gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema nell'approvvigionamento del quantitativo necessario di capacità di bilanciamento determinato conformemente al punto 8.1. L'approvvigionamento della capacità di bilanciamento:
è effettuata nell'orizzonte temporale del giorno prima o infragiornaliero, o entrambi;
tiene conto delle eventuali sostituzioni tra diversi tipi di capacità di riserva al fine di ridurre al minimo i costi dell'approvvigionamento.
9. Valutazioni dell'adeguatezza regionale del sistema su orizzonti temporali che vanno da quello settimanale a quello giornaliero e preparazione di azioni di riduzione dei rischi
9.1. I centri di coordinamento regionali effettuano valutazioni dell'adeguatezza regionale su orizzonti temporali che vanno da quello settimanale a quello giornaliero in conformità delle procedure di cui al regolamento (UE) 2017/1485 e sulla base della metodologia elaborata a norma dell'articolo 8 del regolamento (UE) 2019/941.
9.2. I centri di coordinamento regionali basano le proprie valutazioni dell'adeguatezza regionale a breve termine sulle informazioni fornite dai gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema al fine di individuare le situazioni in cui si prevede una carenza di adeguatezza in una qualsiasi delle aree di controllo o a livello regionale. I centri di coordinamento regionali tengono conto degli eventuali scambi interzonali e dei limiti di sicurezza operativa in tutti i pertinenti orizzonti temporali della pianificazione operativa.
9.3. Nell'eseguire la valutazione dell'adeguatezza del sistema regionale, ciascun centro di coordinamento regionale si coordina con gli altri centri di coordinamento regionali al fine di:
verificare le ipotesi e le previsioni sottese;
individuare le eventuali situazioni di inadeguatezza a livello transregionale.
9.4. Ciascun centro di coordinamento regionale presenta ai gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema e agli altri centri di coordinamento regionali i risultati della valutazione dell'adeguatezza della generazione regionale, insieme alle azioni che propone per ridurre i rischi di inadeguatezza.
10. Coordinamento regionale della pianificazione delle indisponibilità
10.1. I centri di coordinamento regionali effettuano il coordinamento regionale delle indisponibilità in conformità delle procedure stabilite negli orientamenti sulla gestione del sistema adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009 al fine di monitorare lo stato di disponibilità degli asset rilevanti e coordinare i rispettivi piani di disponibilità allo scopo di garantire la sicurezza operativa del sistema di trasmissione, massimizzando allo stesso tempo la capacità degli interconnettori e dei sistemi di trasmissione che incidono sui flussi interzonali.
10.2. Ciascun centro di coordinamento regionale tiene un elenco unico degli elementi di rete rilevanti, dei gruppi di generazione e degli impianti di consumo della regione di gestione del sistema e lo rende disponibile sulla piattaforma dati di pianificazione operativa di ENTSO per l'energia elettrica.
10.3. Ciascun centro di coordinamento regionale svolge le seguenti attività relative al coordinamento delle indisponibilità nella regione di gestione del sistema:
valuta la compatibilità della pianificazione delle indisponibilità avvalendosi dei piani di disponibilità sull'orizzonte annuale di tutti i gestori dei sistemi di trasmissione;
fornisce ai gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema un elenco delle incompatibilità di pianificazione individuate e propone loro delle soluzioni per risolverle.
11. Ottimizzazione dei meccanismi di compensazione tra gestori dei sistemi di trasmissione
11.1. I gestori dei sistemi di trasmissione nella regione di gestione del sistema possono decidere congiuntamente di ricevere sostegno dal centro di coordinamento regionale nell'amministrazione dei flussi finanziari relativi a transazioni che coinvolgono più di due gestori, come ad esempio i costi di ridispacciamento, le rendite di congestione, gli scostamenti non intenzionali o i costi per l'approvvigionamento delle riserve.
12. Formazione e certificazione del personale che lavora per i centri di coordinamento regionali
12.1. I centri di coordinamento regionali preparano e effettuano programmi di formazione e certificazione incentrati sulla gestione del sistema regionale e rivolti al personale che lavora per i centri di coordinamento regionali.
12.2. I programmi di formazione vertono su tutti i componenti pertinenti della gestione del sistema nel cui ambito il centro di coordinamento regionale svolge compiti, compresi gli scenari di crisi regionale.
13. Individuazione degli scenari di crisi dell'energia elettrica a livello regionale
13.1. Qualora l'ENTO-E deleghi questa funzione, i centri di coordinamento regionali individuano gli scenari di crisi dell'energia elettrica a livello regionale conformemente ai criteri di cui all'articolo 6, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2019/941.
L'individuazione degli scenari di crisi dell'energia elettrica a livello regionale è effettuata secondo la metodologia di cui all'articolo 5 del regolamento (UE) 2019/941.
13.2. I centri di coordinamento regionali forniscono sostegno alle autorità competenti di ciascuna regione di gestione del sistema nella preparazione ed effettuazione della simulazione delle crisi biennali a norma dell'articolo 12, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2019/941.
14. Individuazione delle esigenze di nuove capacità di trasmissione, di potenziamento della capacità di trasmissione esistente o loro alternative.
14.1. I centri di coordinamento regionali forniscono sostegno ai gestori dei sistemi di trasmissione nell'individuazione delle esigenze di nuove capacità di trasmissione, di potenziamento della capacità di trasmissione esistente o delle loro alternative, che devono essere presentate ai gruppi regionali istituiti a norma del regolamento (UE) n. 347/2013 ed essere incluse nel piano decennale di sviluppo della rete di cui all'articolo 51 della direttiva (UE) 2019/944.
15. Calcolo della capacità in entrata massima disponibile per la partecipazione della capacità estera ai meccanismi di capacità.
15.1. I centri di coordinamento regionali forniscono sostegno ai gestori dei sistemi di trasmissione nel calcolo della capacità in entrata massima disponibile per la partecipazione della capacità estera ai meccanismi di capacità tenendo conto della disponibilità di interconnessione prevista e della pressione cui potrebbero essere sottoposti il sistema in cui il meccanismo è applicato e quello in cui si trova la capacità estera.
15.2. Il calcolo è eseguito secondo la metodologia di cui all'articolo 26, paragrafo 11, lettera a).
15.3. I centri di coordinamento regionali forniscono un calcolo per ogni confine tra zone di offerta coperto dalla regione di gestione del sistema.
16. Elaborazione di valutazioni stagionali sull'adeguatezza
16.1. Qualora l'ENTSO per l'energia elettrica deleghi questa funzione a norma dell'articolo 9 del regolamento (UE) 2019/941, i centri di coordinamento regionali elaborano valutazioni stagionali sull'adeguatezza a livello regionale.
16.2. L'elaborazione delle valutazioni stagionali sull'adeguatezza è effettuata sulla base della metodologia elaborata a norma dell'articolo 8 del regolamento (UE) 2019/941.
ALLEGATO II
REGOLAMENTO ABROGATO CON L'ELENCO DELLE SUCCESSIVE MODIFICHE
Regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 17 aprile 2013, sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee e che abroga la decisione n. 1364/2006/Ce e che modifica il regolamento (CE) n. 713/2009, (CE) n. 714/2009 e (CE) n. 715/2009 (GU L 115 del 25.4.2013, pag. 39) |
Articolo 8, paragrafo 3, lettera a) Articolo 8, paragrafo 10, lettera a) Articolo 11 Articolo18, paragrafo 4 bis Articolo 23, paragrafo 3 |
Regolamento (UE) n. 543/2013 della Commissione, del 14 giugno 2013, sulla presentazione e pubblicazione dei dati sui mercati dell'energia elettrica e recante modifica dell'allegato I del regolamento (CE) n. 714/2009 del parlamento europeo e del Consiglio (GU L 163 del 15.6.2013, pag. 1) |
Punti da 5.5 a 5.9 dell'allegato I |
ALLEGATO III
TAVOLA DI CONCORDANZA
Regolamento (CE) n. 714/2009 |
Presente regolamento |
— |
Articolo 1, lettera a) |
— |
Articolo 1, lettera b) |
Articolo 1, lettera a) |
Articolo 1, lettera c) |
Articolo 1, lettera b) |
Articolo 1, lettera d) |
Articolo 2, paragrafo 1 |
Articolo 2, paragrafo 1 |
Articolo 2, paragrafo 2, lettera a) |
Articolo 2, paragrafo 2 |
Articolo 2, paragrafo 2, lettera b) |
Articolo 2, paragrafo 3 |
Articolo 2, paragrafo 2, lettera c) |
Articolo 2, paragrafo 4 |
Articolo 2, paragrafo 2, lettera d) |
— |
Articolo 2, paragrafo 2, lettera e) |
— |
Articolo 2, paragrafo 2, lettera f) |
— |
Articolo 2, paragrafo 2, lettera g) |
Articolo 2, paragrafo 5 |
— |
Articolo 2, paragrafi da 6 a 71 |
— |
Articolo 3 |
— |
Articolo 4 |
— |
Articolo 5 |
— |
Articolo 6 |
— |
Articolo 7 |
— |
Articolo 8 |
— |
Articolo 9 |
— |
Articolo 10 |
— |
Articolo 11 |
— |
Articolo 12 |
— |
Articolo 13 |
— |
Articolo 14 |
— |
Articolo 15 |
Articolo 16, paragrafi da 1 a 3 |
Articolo 16, paragrafi da 1 a 4 |
— |
Articolo 16, paragrafi da 5 a 8 |
Articolo 16, paragrafi da 4 a 5 |
Articolo 16, paragrafi da 9 a 11 |
— |
Articolo 16, paragrafi 12 e 13 |
— |
Articolo 17 |
Articolo 14, paragrafo 1 |
Articolo 18, paragrafo 1 |
— |
Articolo 18, paragrafo 2 |
Articolo 14, paragrafi da 2 a 5 |
Articolo 18, paragrafi da 3 a 6 |
— |
Articolo 18, paragrafi da 7 a 11 |
— |
Articolo 19, paragrafo 1 |
Articolo 16, paragrafo 6 |
Articolo 19, paragrafi 2 e 3 |
— |
Articolo 19, paragrafi 4 e 5 |
— |
Articolo 20 |
— |
Articolo 21 |
— |
Articolo 22 |
Articolo 8, paragrafo 4 |
Articolo 23, paragrafo 1 |
— |
Articolo 23, paragrafi da 2 a 7 |
— |
Articolo 25 |
— |
Articolo 26 |
— |
Articolo 27 |
Articolo 4 |
Articolo 28, paragrafo 1 |
— |
Articolo 28, paragrafo 2 |
Articolo 5 |
Articolo 29, paragrafi da 1 a 4 |
— |
Articolo 29, paragrafo 5 |
Articolo 8, paragrafo 2, prima frase |
Articolo 30, paragrafo 1, lettera a) |
Articolo 8, paragrafo 3, lettera b) |
Articolo 30, paragrafo 1, lettera b) |
— |
Articolo 30, paragrafo 1, lettera c) |
Articolo 8, paragrafo 3, lettera c) |
Articolo 30, paragrafo 1, lettera d) |
— |
Articolo 30, paragrafo 1, lettere e) e f) |
|
Articolo 30, paragrafo 1, lettere g) e h) |
Articolo 8, paragrafo 3, lettera a) |
Articolo 30, paragrafo 1, lettera i) |
Articolo 8, paragrafo 3, lettera d) |
Articolo 30, paragrafo 1, lettera j) |
|
Articolo 30, paragrafo 1, lettera k) |
Articolo 8, paragrafo 3, lettera e) |
Articolo 30, paragrafo 1, lettera l) |
|
Articolo 30, paragrafo 1, lettere da m) a o) |
— |
Articolo 30, paragrafi 2 e 3 |
Articolo 8, paragrafo 5 |
Articolo 30, paragrafo 4 |
Articolo 8, paragrafo 9 |
Articolo 30, paragrafo 5 |
Articolo 10 |
Articolo 31 |
Articolo 9 |
Articolo 32 |
Articolo 11 |
Articolo 33 |
Articolo 12 |
Articolo 34 |
— |
Articolo 35 |
— |
Articolo 36 |
— |
Articolo 37 |
— |
Articolo 38 |
— |
Articolo 39 |
— |
Articolo 40 |
|
Articolo 41 |
— |
Articolo 42 |
— |
Articolo 43 |
— |
Articolo 44 |
— |
Articolo 45 |
— |
Articolo 46 |
— |
Articolo 47 |
Articolo 8, paragrafo 10 |
Articolo 48 |
Articolo 13 |
Articolo 49 |
Articolo 2, paragrafo 2, ultimo comma |
Articolo 49, paragrafo 7 |
Articolo 15 |
Articolo 50, paragrafi da 1 a 6 |
Allegato I, punto 5.10 |
Articolo 50, paragrafo 7 |
Articolo 3 |
Articolo 51 |
— |
Articolo 52 |
— |
Articolo 53 |
|
Articolo 54 |
— |
Articolo 55 |
— |
Articolo 56 |
— |
Articolo 57 |
— |
Articolo 58 |
Articolo 8, paragrafo 6 |
Articolo 59, paragrafo 1, lettere a), b) e c) |
— |
Articolo 59, paragrafo 1, lettere d) ed e) |
|
Articolo 59, paragrafo 2 |
Articolo 6, paragrafo 1 |
Articolo 59, paragrafo 3 |
Articolo 6, paragrafo 2 |
Articolo 59, paragrafo 4 |
Articolo 6, paragrafo 3 |
Articolo 59, paragrafo 5 |
— |
Articolo 59, paragrafo 6 |
Articolo 6, paragrafo 4 |
Articolo 59, paragrafo 7 |
Articolo 6, paragrafo 5 |
Articolo 59, paragrafo 8 |
Articolo 6, paragrafo 6 |
Articolo 59, paragrafo 9 |
Articolo 8, paragrafo 1 |
Articolo 59, paragrafo 10 |
Articolo 6, paragrafo 7 |
— |
Articolo 6, paragrafo 8 |
— |
Articolo 6, paragrafi 9 e 10 |
Articolo 59, paragrafi 11 e 12 |
Articolo 6, paragrafo 11 |
Articolo 59, paragrafi 13 e 14 |
Articolo 6, paragrafo 12 |
Articolo 59, paragrafo 15 |
Articolo 8, paragrafo 2 |
Articolo 59, paragrafo 15 |
— |
Articolo 60, paragrafo 1 |
Articolo 7, paragrafo 1 |
Articolo 60, paragrafo 2 |
Articolo 7, paragrafo 2 |
Articolo 60, paragrafo 3 |
Articolo 7, paragrafo 3 |
— |
Articolo 7, paragrafo 4 |
— |
— |
Articolo 61, paragrafo 1 |
— |
Articolo 61, paragrafo 2 |
Articolo 18, paragrafo 1 |
Articolo 61, paragrafo 3 |
Articolo 18, paragrafo 2 |
— |
Articolo 18, paragrafo 3 |
Articolo 61, paragrafo 4 |
Articolo 18, paragrafo 4 |
— |
Articolo 18, paragrafo 4 bis |
Articolo 61, paragrafo 5 |
Articolo 18, paragrafo 5 |
Articolo 61, paragrafi 5 e 6 |
Articolo 19 |
— |
Articolo 21 |
Articolo 62 |
Articolo 17 |
Articolo 63 |
— |
Articolo 64 |
Articolo 20 |
Articolo 65 |
Articolo 22 |
Articolo 66 |
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( 1 ) Direttiva 2012/27/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2012, 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 (GU L 315 del 14.11.2012, pag. 1).
( 2 ) Regolamento (UE) n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2011, concernente l'integrità e la trasparenza del mercato dell'energia all'ingrosso (GU L 326 dell'8.12.2011, pag. 1).
( 3 ) Direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili (GU L 328 del 21.12.2018, pag. 82).
( 4 ) 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).
( 5 ) Direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE (GU L 140 del 5.6.2009, pag. 16).
( 6 ) Decisione della Commissione, del 15 novembre 2012, che istituisce il gruppo di coordinamento per l'energia elettrica (GU C 353 del 17.11.2012, pag. 2).
( 7 ) Regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 17 aprile 2013, sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee e che abroga la decisione n. 1364/2006/CE e che modifica i regolamenti (CE) n. 713/2009, (CE) n. 714/2009 e (CE) n. 715/2009 (GU L 115 del 25.4.2013, pag. 39).
( 8 ) 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).
( 9 ) Direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 dicembre 1996, concernente norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica (GU L 27 del 30.1.1997, pag. 20).