REGOLAMENTO (UE) 2024/1747 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO, 13 giugno 2024
G.U.U.E. 26 giugno 2024, Serie L
Regolamento che modifica i regolamenti (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943 per quanto riguarda il miglioramento dell'assetto del mercato dell'energia elettrica dell'Unione. (Testo rilevante ai fini del SEE)
Note sull'entrata in vigore e sull'applicabilità
Entrata in vigore il: 16 luglio 2024
Applicabile dal: 16 luglio 2024
IL PARLAMENTO EUROPEO E IL CONSIGLIO DELL'UNIONE EUROPEA,
visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea, in particolare l'articolo 194, paragrafo 2,
vista la proposta della Commissione europea,
previa trasmissione del progetto di atto legislativo ai parlamenti nazionali,
visto il parere del Comitato economico e sociale europeo (1),
visto il parere del Comitato delle regioni (2),
deliberando secondo la procedura legislativa ordinaria (3),
considerando quanto segue:
1) Dal settembre 2021 si osserva sui mercati dell'energia elettrica una situazione caratterizzata da prezzi molto elevati e volatilità. Come indica l'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (ACER) nella valutazione finale dell'assetto del mercato dell'energia elettrica all'ingrosso dell'UE dell'aprile 2022, ciò deriva principalmente dal prezzo elevato del gas, utilizzato come combustibile per produrre energia elettrica.
2) Dal febbraio 2022 l'escalation della guerra di aggressione russa nei confronti dell'Ucraina, che è parte contraente del trattato che istituisce la Comunità dell'energia (4), e le conseguenti sanzioni internazionali hanno portato a una crisi del gas, hanno perturbato i mercati mondiali dell'energia, hanno acuito il problema degli elevati prezzi del gas e hanno prodotto considerevoli ripercussioni sui prezzi dell'energia elettrica. La guerra di aggressione russa nei confronti dell'Ucraina ha inoltre reso incerto l'approvvigionamento di altre materie prime utilizzate dagli impianti di generazione di energia, come il carbon fossile e il petrolio greggio. Tale incertezza ha comportato un ulteriore e considerevole aumento della volatilità dei prezzi dell'energia elettrica. La ridotta disponibilità di diversi reattori nucleari e la scarsa produzione di energia idroelettrica hanno ulteriormente amplificato l'aumento dei prezzi dell'energia elettrica.
3) In risposta a tale situazione, nella comunicazione del 13 ottobre 2021«Risposta all'aumento dei prezzi dell'energia: un pacchetto di misure d'intervento e di sostegno» la Commissione ha proposto un pacchetto di misure di cui l'Unione e gli Stati membri possono valersi per parare l'impatto immediato dei prezzi elevati dell'energia sui clienti civili e sulle imprese, anche sotto forma di sostegno al reddito, sgravi fiscali, misure di risparmio e stoccaggio di energia, e per rafforzare la resilienza rispetto a futuri shock di prezzo. Nella comunicazione dell'8 marzo 2022 «REPowerEU: azione europea comune per un'energia più sicura, più sostenibile e a prezzi più accessibili», la Commissione ha delineato una serie di misure supplementari atte a rafforzare il citato pacchetto e reagire all'aumento dei prezzi dell'energia. Il 23 marzo 2022 la Commissione ha inoltre varato un quadro temporaneo di aiuti di Stato per autorizzare talune sovvenzioni volte ad attutire l'impatto dei prezzi elevati dell'energia.
4) Nella comunicazione del 18 maggio 2022 la Commissione ha presentato il suo «Piano REPowerEU», che ha varato misure supplementari incentrate sul risparmio energetico, la diversificazione dell'approvvigionamento energetico, un obiettivo di efficienza energetica più ambizioso e l'accelerazione della diffusione delle energie rinnovabili e finalizzate a ridurre la dipendenza dell'Unione dai combustibili fossili russi, fra cui la proposta di aumentare al 45 % l'obiettivo dell'Unione al 2030 in materia di consumo finale lordo di energie rinnovabili. Oltre a varare ulteriori misure a breve termine per parare i prezzi elevati dell'energia, la comunicazione della Commissione del 18 maggio 2022«Interventi a breve termine nei mercati dell'energia e miglioramenti a lungo termine dell'assetto del mercato dell'energia elettrica» ha indicato i settori in cui è possibile migliorare l'assetto del mercato dell'energia elettrica e ha annunciato l'intenzione di valutarli nella prospettiva di modificare il quadro normativo.
5) Per fare urgentemente fronte alla crisi dei prezzi dell'energia, fugare i timori per la sicurezza e contrastare gli aumenti dei prezzi per i cittadini, l'Unione ha adottato vari atti giuridici, tra cui il regolamento (UE) 2022/1032 del Parlamento europeo e del Consiglio (5), che ha istituito un solido regime di stoccaggio del gas, il regolamento (UE) 2022/1369 del Consiglio (6), che ha introdotto misure efficaci di riduzione della domanda di gas e energia elettrica, il regolamento (UE) 2022/1854 del Consiglio (7), che ha istituito regimi di limitazione dei prezzi per evitare i proventi straordinari sui mercati del gas e dell'energia elettrica, e il regolamento (UE) 2022/2577 (8) del Consiglio, che ha stabilito misure volte ad accelerare le procedure autorizzative per gli impianti a energia rinnovabile.
6) Grazie a un mercato dell'energia adeguatamente integrato, che si fondi sui regolamenti (UE) 2018/1999 (9), (UE) 2019/942 (10) e (UE) 2019/943 (11) del Parlamento europeo e del Consiglio e sulle direttive (UE) 2018/2001 (12), (UE) 2018/2002 (13) e (UE) 2019/944 (14) del Parlamento europeo e del Consiglio, all'insieme dei quali ci si riferisce comunemente come pacchetto Energia pulita per tutti gli europei, adottato nel biennio 2018-2019, l'Unione riesce a godere dei benefici economici di un mercato unico dell'energia in tutte le condizioni, garantendo la sicurezza dell'approvvigionamento e sostenendo il processo di decarbonizzazione per conseguire l'obiettivo della neutralità climatica dell'Unione. Inoltre l'interconnettività transfrontaliera offre una maggiore sicurezza, affidabilità ed efficienza di funzionamento dei sistemi elettrici, nonché una migliore resilienza agli shock dei prezzi nel breve periodo.
7) Il rafforzamento del mercato interno dell'energia e il conseguimento degli obiettivi della transizione climatica ed energetica richiedono un potenziamento sostanziale della rete elettrica dell'Unione affinché possa accogliere un notevole aumento della capacità di generazione da fonti rinnovabili, unito alla variabilità delle quantità di generazione dipendente dalle condizioni meteorologiche e all'evoluzione dei modelli di flusso dell'energia elettrica in tutta l'Unione, e affinché possa far fronte alla nuova domanda, ad esempio in termini di veicoli elettrici e pompe di calore. Gli investimenti nelle reti, all'interno e al di là delle frontiere, sono fondamentali per il corretto funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica, compresa la sicurezza dell'approvvigionamento. Tali investimenti sono necessari per integrare le energie rinnovabili e la domanda in un contesto in cui queste sono più distanti rispetto al passato e, in ultima analisi, per conseguire gli obiettivi dell'Unione in materia di clima ed energia. Qualsiasi riforma del mercato dell'energia elettrica dell'Unione dovrebbe pertanto contribuire a una maggiore integrazione della rete elettrica europea, al fine di garantire che ciascuno Stato membro raggiunga un livello di interconnettività elettrica conforme al traguardo d'interconnessione minima del 15 % per il 2030 a norma dell'articolo 4, lettera d), punto 1, del regolamento (UE) 2018/1999, che tale capacità di interconnessione sia utilizzata il più possibile per gli scambi transfrontalieri e che la rete elettrica e l'infrastruttura di connettività dell'Unione siano costruite o potenziate, ad esempio nell'ambito dei progetti di interesse comune dell'Unione istituiti a norma del regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio (15). E' opportuno fornire una connettività adeguata a tutti i cittadini e a tutte le imprese dell'Unione, in quanto ciò può offrire loro notevoli opportunità di partecipare alla transizione energetica e alla trasformazione digitale dell'Unione. E' opportuno tenere in particolare considerazione le regioni ultraperiferiche menzionate nell'articolo 349 del trattato sul funzionamento dell'Unione europea (TFUE), che riconosce i vincoli specifici di queste regioni e stabilisce l'adozione di misure specifiche nei loro confronti.
8) L'attuale assetto del mercato dell'energia elettrica ha contribuito tra l'altro a far emergere sui mercati al dettaglio prodotti, servizi e misure nuovi e innovativi, sostenendo così l'efficienza energetica e la diffusione delle energie rinnovabili e arricchendo la scelta, al fine di aiutare i consumatori a diminuire la spesa in bolletta anche grazie agli impianti di generazione su piccola scala e ai servizi emergenti di gestione della domanda. Sfruttare e sviluppare le potenzialità della digitalizzazione del sistema energetico, ad esempio la partecipazione attiva dei consumatori, è un elemento fondamentale dei futuri mercati e sistemi unionali dell'energia elettrica. Allo stesso tempo è necessario rispettare le scelte dei consumatori e offrire loro una varietà di offerte contrattuali, oltre a proteggere i clienti civili dai prezzi elevati durante una crisi energetica. L'integrazione del sistema energetico è intesa come la pianificazione e il funzionamento del sistema energetico nel suo complesso, ossia dei suoi molteplici vettori energetici, infrastrutture e settori di consumo, attraverso la creazione di connessioni più forti tra tali elementi, in sinergia reciproca e con il sostegno della digitalizzazione, con l'obiettivo di offrire un'energia sicura, a prezzi accessibili, affidabile e sostenibile.
9) Sullo sfondo della crisi energetica, l'attuale assetto del mercato dell'energia elettrica ha rivelato una serie di gravi carenze e inattese conseguenze legate al livello elevato e alla volatilità dei prezzi dei combustibili fossili sui mercati a breve termine dell'energia elettrica, che espongono clienti civili e imprese a forti picchi di prezzo e alle relative ripercussioni nelle bollette elettriche.
10) L'accelerazione della diffusione delle energie rinnovabili e di tecnologie pulite flessibili costituisce il modo più sostenibile ed efficace sotto il profilo dei costi per ridurre strutturalmente la domanda di combustibili fossili per la generazione di energia elettrica e consentire il consumo diretto di elettricità, mediante elettrificazione della domanda energetica e integrazione del sistema energetico. In ragione dei bassi costi operativi, le fonti rinnovabili possono esercitare un influsso positivo sui prezzi dell'energia elettrica in tutta l'Unione e ridurre il consumo di combustibili fossili.
11) E' opportuno modificare l'assetto del mercato dell'energia elettrica in modo che i benefici derivanti dalla crescente diffusione delle energie rinnovabili e dalla transizione energetica in generale siano destinati ai consumatori, compresi quelli più vulnerabili, in ultima analisi mettendoli al riparo da crisi energetiche e scongiurando il rischio che altri clienti civili cadano nella povertà energetica. Le modifiche dovrebbero attutire l'impatto che i prezzi elevati dei combustibili fossili, in particolare del gas, producono sui prezzi dell'energia elettrica, affinché clienti civili e imprese possano godere nel lungo periodo dei benefici di un'energia sicura e a prezzi accessibili generata da fonti rinnovabili sostenibili e a basse emissioni di carbonio, nonché di soluzioni efficienti sotto il profilo energetico nel limitare i costi complessivi dell'energia, il che può ridurre la necessità di ampliare la rete elettrica e la capacità di generazione.
12) La riforma dell'assetto del mercato dell'energia elettrica mira a ottenere prezzi dell'energia elettrica accessibili e competitivi per tutti i consumatori. Tale riforma non dovrebbe pertanto giovare solo ai clienti civili, ma anche alla competitività delle industrie dell'Unione, agevolando gli investimenti in tecnologie pulite di cui necessitano al fine di rispettare il percorso di transizione verso l'azzeramento delle emissioni nette. La transizione energetica nell'Unione deve poter contare su una solida base manifatturiera a tecnologia pulita. Tali riforme sosterranno l'elettrificazione dell'industria a prezzi accessibili e la posizione dell'Unione quale leader mondiale in termini di ricerca e innovazione nelle tecnologie energetiche pulite.
13) L'integrazione delle fonti di energia rinnovabile e di flessibilità nel mercato dell'energia elettrica non può prescindere dal funzionamento adeguato e dall'efficienza dei mercati a breve termine, i quali consentono un'integrazione del sistema energetico all'insegna dell'efficacia sotto il profilo dei costi.
14) I mercati infragiornalieri rivestono particolare importanza ai fini dell'integrazione a costo minimo delle fonti rinnovabili variabili nel sistema elettrico, in quanto offrono ai partecipanti al mercato la possibilità di negoziare il deficit o l'eccedenza di energia elettrica maggiormente a ridosso della consegna. I produttori di energia rinnovabile sono in grado di stimare con precisione la produzione soltanto in prossimità della consegna; è pertanto fondamentale che possano accedere a un mercato liquido il più possibile a ridosso della consegna dell'energia elettrica così da massimizzare le opportunità commerciali. L'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale dovrebbe pertanto essere accorciato e avvicinato al tempo reale così da massimizzare per i partecipanti al mercato le opportunità di negoziare il deficit o l'eccedenza di energia elettrica e concorrere a una migliore integrazione delle fonti di energia rinnovabili variabili nel sistema elettrico. Qualora tale modifica comporti rischi per la sicurezza dell'approvvigionamento e al fine di consentire una transizione efficiente sotto il profilo dei costi verso una riduzione dell'orario di chiusura del mercato interzonale, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero avere la possibilità di chiedere una deroga, sulla base di una valutazione d'impatto e previa approvazione delle autorità di regolazione interessate, per ottenere una proroga del termine per l'attuazione. Tale richiesta dovrebbe includere un piano d'azione con misure concrete per l'attuazione del nuovo orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale.
15) E' pertanto importante adeguare i mercati infragiornalieri per integrarvi le tecnologie delle energie rinnovabili variabili, come l'energia solare e quella eolica, e le componenti della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia. E' opportuno migliorare la liquidità dei mercati infragiornalieri prevedendo che i gestori del mercato di una stessa zona di offerta condividano i book di negoziazione, anche quando le capacità interzonali sono fissate a zero o dopo l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero. Per assicurare la condivisione dei book di negoziazione, tra i gestori del mercato elettrico designati (nominated electricity market operator - NEMO), nel quadro temporale del coupling del mercato del giorno prima e infragiornaliero, i NEMO dovrebbero presentare tutti gli ordini per i prodotti del giorno prima o infragiornalieri, e per i prodotti con le stesse caratteristiche, al coupling unico del giorno prima o infragiornaliero e non dovrebbero organizzare la compravendita di prodotti del giorno prima o infragiornalieri, o di prodotti con le stesse caratteristiche, al di fuori del coupling unico del giorno prima e infragiornaliero. Per scongiurare il rischio intrinseco di discriminazione nella compravendita di prodotti del giorno prima e infragiornalieri all'interno e all'esterno del coupling unico del giorno prima e infragiornaliero, come pure il conseguente drenaggio di liquidità nei mercati accoppiati dell'energia elettrica nell'Unione, tale obbligo dovrebbe applicarsi ai NEMO, alle imprese che esercitano direttamente o indirettamente un controllo su un NEMO e alle imprese controllate direttamente o indirettamente da un NEMO. Per migliorare la trasparenza sui mercati, i partecipanti al mercato dovrebbero fornire, se del caso, informazioni per unità di generazione, fatta salva la presentazione di offerte conformemente al quadro pertinente in ciascuno Stato membro.
16) E' opportuno abbassare la soglia di offerta minima sui mercati a breve termine dell'energia elettrica per permettere la partecipazione dei fornitori di servizi di flessibilità su piccola scala.
17) Ai fini dell'integrazione efficiente dell'energia elettrica generata da fonti rinnovabili variabili e per ridurre la necessità di ricorrere alla generazione da combustibili fossili in situazioni di crisi dei prezzi dell'energia elettrica a livello regionale o di Unione, è opportuno che gli Stati membri possano richiedere ai gestori dei sistemi di proporre l'acquisizione di un prodotto livellatore delle punte di carico per la gestione della domanda aggiuntiva al fine di contribuire a far diminuire il consumo nel sistema elettrico. La proposta di un prodotto livellatore delle punte di carico dovrebbe essere valutata dall'autorità di regolazione interessata per quanto riguarda il conseguimento di una riduzione della domanda di energia elettrica e di una riduzione dell'impatto sul prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica durante le ore di punta. Poiché mira a ridurre e a spostare il consumo di energia elettrica, il prodotto livellatore delle punte di carico dovrebbe essere attivato senza comportare l'avvio di una generazione a partire da combustibili fossili situata oltre il punto di misurazione, al fine di evitare un aumento delle emissioni di gas a effetto serra. Poiché il prodotto livellatore delle punte di carico è destinato ad essere applicato solo in determinate situazioni di crisi dei prezzi dell'energia elettrica a livello regionale o di Unione, la sua acquisizione può aver luogo fino a una settimana prima del rilascio di capacità di gestione della domanda aggiuntiva. I gestori dei sistemi dovrebbero essere in grado di attivare il prodotto livellatore delle punte di carico prima o entro il quadro temporale del mercato del giorno prima. In alternativa, il prodotto livellatore delle punte di carico dovrebbe potersi attivare automaticamente sulla base di un prezzo dell'energia elettrica predefinito. Il gestore del sistema dovrebbe verificare i volumi della riduzione del consumo di elettricità basandosi su uno scenario di riferimento che rispecchi il consumo di energia elettrica previsto senza attivazione del prodotto livellatore delle punte di carico e, previa consultazione dei partecipanti al mercato, dovrebbe elaborare una metodologia di riferimento. Tale metodologia dovrebbe essere approvata dall'autorità di regolazione interessata. L'ACER dovrebbe valutare l'impatto dell'utilizzo di prodotti livellatori delle punte di carico sul mercato dell'energia elettrica dell'Unione, tenendo conto della necessità che tali prodotti non creino indebite distorsioni del funzionamento dei mercati dell'energia elettrica né causino un riorientamento della gestione della domanda verso i prodotti livellatori delle punte di carico, e dovrebbe poter formulare raccomandazioni alle autorità di regolazione che dovranno tenerne conto nella loro valutazione a livello nazionale. L'ACER dovrebbe inoltre valutare l'impatto dello sviluppo di prodotti livellatori delle punte di carico sul mercato dell'energia elettrica dell'Unione in circostanze normali. Sulla base di tale valutazione, la Commissione dovrebbe, se del caso, poter presentare una proposta legislativa volta a modificare il regolamento (UE) 2019/943 al fine di introdurre prodotti livellatori delle punte di carico al di fuori delle situazioni di crisi dei prezzi dell'energia elettrica.
18) Per poter partecipare attivamente ai mercati dell'energia elettrica e apportarvi flessibilità, i consumatori ricevono via via in dotazione contatori intelligenti. In vari Stati membri l'introduzione di questi sistemi procede tuttavia ancora lentamente; è quindi indispensabile che gli Stati membri migliorino le condizioni per l'installazione di sistemi di misurazione intelligenti, con l'obiettivo di raggiungere quanto prima una copertura completa. Ciononostante, i gestori dei sistemi di trasmissione, i gestori dei sistemi di distribuzione e i pertinenti partecipanti al mercato, compresi gli aggregatori indipendenti, dovrebbero poter utilizzare, previo consenso del cliente finale, i dati provenienti da appositi dispositivi di misurazione, conformemente agli articoli 23 e 24 della direttiva (UE) 2019/944 e ad altre pertinenti normative dell'Unione, anche in materia di protezione dei dati e vita privata, in particolare il regolamento (UE) 2016/679 del Parlamento europeo e del Consiglio (16). Inoltre, solo nei casi in cui non sia ancora installato un sistema di misurazione intelligente e nei casi in cui il sistema di misurazione intelligente non fornisca dati a un livello sufficiente di granularità, è opportuno che i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione, previo consenso del cliente finale, usino i dati ricavati da appositi dispositivi di misurazione a fini di osservabilità e della regolazione dei servizi di flessibilità, quali la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia. La possibilità di usare a fini di osservabilità e regolazione i dati provenienti dagli appositi dispositivi di misurazione dovrebbe favorire la partecipazione attiva dei clienti finali al mercato e lo sviluppo della relativa gestione della domanda. E' opportuno subordinare l'uso di detti dati al soddisfacimento di determinati requisiti qualitativi.
19) Il presente regolamento costituisce la base giuridica del trattamento di dati personali in conformità del regolamento (UE) 2016/679. Gli Stati membri dovrebbero provvedere affinché siano rispettati tutti i principi e gli obblighi relativi al trattamento dei dati personali previsti dal regolamento (UE) 2016/679, compreso in tema di minimizzazione dei dati. Laddove l'obiettivo del presente regolamento possa essere conseguito senza trattare dati personali, il titolare del trattamento dovrebbe servirsi di dati anonimizzati e aggregati.
20) Consumatori e fornitori hanno bisogno di mercati a termine efficaci ed efficienti per coprire la propria esposizione ai prezzi a lungo termine e ridurre la loro dipendenza dai prezzi a breve termine. Affinché nel settore dell'energia i clienti di tutta l'Unione possano godere appieno dei vantaggi offerti da mercati integrati dell'energia elettrica e dalla concorrenza in tutta l'Unione, la Commissione dovrebbe valutare l'impatto di possibili misure volte a migliorare il funzionamento dei mercati a termine dell'energia elettrica dell'Unione, quali la frequenza di allocazione, la scadenza e la natura dei diritti di trasmissione a lungo termine, le modalità per rafforzare il mercato secondario e l'eventuale introduzione di hub virtuali regionali.
21) La parte della valutazione relativa all'eventuale introduzione di hub virtuali regionali dovrebbe riguardare, tra l'altro, le implicazioni relative agli accordi intergovernativi preesistenti in materia di proprietà transfrontaliera congiunta di centrali elettriche. Qualora introdotti, gli hub virtuali regionali rispecchierebbero il prezzo aggregato di più zone di offerta e fornirebbero un prezzo di riferimento che i gestori del mercato dovrebbero usare per offrire prodotti di copertura a termine. Non dovrebbero essere quindi intesi come soggetti che organizzano o eseguono operazioni. Fornendo un indice dei prezzi di riferimento, gli hub virtuali regionali consentirebbero la messa in comune di liquidità e offrirebbero ai partecipanti al mercato possibilità di copertura supplementari. E' opportuno attribuire alla Commissione competenze di esecuzione al fine di garantire condizioni uniformi di esecuzione del presente regolamento per quanto riguarda l'ulteriore definizione, ove necessario, di misure e strumenti sull'assetto del mercato a termine dell'energia elettrica dell'Unione, anche in relazione all'introduzione di hub virtuali regionali. E' altresì opportuno che tali competenze siano esercitate conformemente al regolamento (UE) n. 182/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio (17).
22) Per offrire ai partecipanti al mercato possibilità di copertura migliori è opportuno ampliare il ruolo della piattaforma unica di allocazione istituita a norma del regolamento (UE) 2016/1719 della Commissione (18). La piattaforma unica di allocazione dovrebbe operare in qualità di soggetto che offre l'allocazione e l'agevolazione dello scambio di diritti finanziari di trasmissione a lungo termine per conto dei gestori dei sistemi di trasmissione tra le diverse zone di offerta e, ove pertinente, gli hub virtuali regionali.
23) Le tariffe di rete dovrebbero incentivare i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione a usare i servizi di flessibilità, tramite l'ulteriore sviluppo di soluzioni innovative per ottimizzare la rete esistente e acquisire detti servizi, in particolare le componenti della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia. A tal fine è opportuno configurare le tariffe di rete affinché tengano conto delle spese operative e delle spese in conto capitale del gestore del sistema, ovvero di una loro combinazione efficiente, in modo da permettergli di gestire il sistema elettrico in modo efficiente sotto il profilo dei costi. L'obbligo della rappresentatività dei costi non dovrebbe limitare la possibilità di ridistribuire i costi in modo efficiente qualora si applichino corrispettivi di rete che variano in funzione del luogo o del tempo. Questo apporterebbe un ulteriore contributo all'integrazione delle energie da fonti rinnovabili al minimo costo per il sistema elettrico e permetterebbe al cliente finale di valorizzare le proprie soluzioni di flessibilità. Le autorità di regolazione svolgeranno un ruolo centrale nel garantire che siano messi a disposizione investimenti sufficienti per i necessari interventi di sviluppo, espansione e rafforzamento delle reti. Le autorità di regolazione dovrebbero promuovere l'accettazione da parte del pubblico e il ricorso a investimenti ex ante, incoraggiando l'accelerazione dello sviluppo della rete per soddisfare la diffusione accelerata della generazione di energia rinnovabile, anche, se del caso, in zone designate di accelerazione per le energie rinnovabili, e la domanda di soluzioni di elettrificazione intelligente.
24) Le fonti rinnovabili offshore, come l'energia eolica offshore, l'energia marina e il fotovoltaico galleggiante, saranno determinanti nella costruzione di un sistema energetico ad ampia base di fonti di energia rinnovabile e nel conseguimento della neutralità climatica entro il 2050. Una maggiore ampiezza ed efficienza della loro diffusione si scontra tuttavia con ostacoli considerevoli che impediscono quella crescita massiccia che sarebbe necessaria per centrare i citati obiettivi. Ostacoli analoghi potrebbero sorgere in futuro per altre tecnologie offshore. Al fine di ridurre il rischio di investimento per i promotori di progetti offshore, potrebbero essere utilizzati strumenti quali gli accordi di compravendita di energia elettrica o i contratti bidirezionali per differenza per facilitare lo sviluppo di progetti offshore. I progetti ibridi offshore collegati a più di un mercato in una zona di offerta offshore presentano un rischio aggiuntivo associato alla peculiarità topografica relativa all'accesso al mercato. Al fine di ridurre i rischi per tali progetti, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero fornire una compensazione qualora, nei risultati del calcolo della capacità convalidati, non abbiano messo a disposizione la capacità concordata negli accordi di connessione sull'interconnettore o non abbiano messo a disposizione la capacità sugli elementi critici di rete conformemente alle regole di calcolo della capacità stabilite all'articolo 16, paragrafo 8, del regolamento (UE) 2019/943. I gestori dei sistemi di trasmissione non dovrebbero versare alcuna compensazione qualora, nei risultati del calcolo della capacità convalidati, abbiano messo a disposizione la capacità dell'interconnettore conformemente almeno ai requisiti dell'accordo di connessione e la capacità sugli elementi critici di rete conformemente alle regole stabilite all'articolo 16, paragrafo 8, del regolamento (UE) 2019/943. Nel rispettivo accordo di connessione con il gestore di impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero cercare di fornire la capacità totale concordata come capacità fissa, non flessibile, e in linea con il quadro per gli accordi di connessione stabiliti nella direttiva (UE) 2019/944. Gli Stati membri dovrebbero essere informati con sufficiente anticipo dell'accordo di connessione. La compensazione dovrebbe essere versata se la disponibilità di capacità di trasmissione si riduce al punto che ai mercati circostanti non può essere fornita l'intera generazione di energia elettrica che l'impianto offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili avrebbe altrimenti potuto esportare, o se, nonostante sia possibile esportare, risulta una corrispondente diminuzione del prezzo nella zona di offerta offshore dovuta alla riduzione di capacità a fronte di una situazione senza riduzione di capacità. La compensazione dovrebbe essere versata dalla rendita di congestione. Dovrebbe applicarsi qualora uno o più gestori di sistemi di trasmissione non abbiano messo a disposizione sufficiente capacità per esportare la capacità di generazione di energia elettrica sul rispettivo interconnettore fino alla capacità concordata nell'accordo di connessione, e dovrebbe essere fornita da tale o tali gestori di sistemi di trasmissione. Nell'interesse dell'equità regionale, se la capacità insufficiente è dovuta al fatto che altri gestori dei sistemi di trasmissione non hanno messo a disposizione la capacità sui loro elementi critici di rete, conformemente alle norme di calcolo della capacità stabilite all'articolo 16, paragrafo 8, del regolamento (UE) 2019/943, i costi della compensazione dovrebbero essere ripartiti proporzionalmente tra tali gestori dei sistemi di trasmissione in linea con il principio «chi inquina paga». Inoltre, qualsiasi compensazione non coperta da tale ripartizione proporzionale può essere suddivisa tra le parti interessate negli Stati membri coinvolti nel progetto ibrido offshore nell'ambito dei loro accordi di ripartizione dei costi. Tale compensazione non dovrebbe comportare una sovracompensazione ed è intesa a bilanciare le minori entrate dei gestori di impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili dovute alla limitazione di accesso ai mercati interconnessi. Dovrebbe essere limitata solo alla disponibilità di capacità di produzione sul mercato, la quale può dipendere dalle condizioni meteorologiche ed esclude le operazioni di indisponibilità e manutenzione del progetto offshore. La compensazione in caso di mancato accesso alla rete di trasmissione non dovrebbe essere considerata un dispacciamento prioritario e dovrebbe essere allineata ai principi di non discriminazione e di massimizzazione delle capacità transfrontaliere per gli scambi a norma dell'articolo 16, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2019/943. Inoltre, andrebbe evitata la doppia compensazione per lo stesso rischio coperto da tale disposizione, ad esempio se il rischio è già coperto da un contratto per differenza o da un altro regime di sostegno pertinente. I particolari di tale meccanismo di compensazione e la metodologia di attuazione da sviluppare, comprese le condizioni alle quali la misura può scadere, quali l'esistenza di una domanda sufficiente all'interno della zona di offerta offshore, ad esempio un elettrolizzatore di grandi dimensioni, o l'accesso diretto a un numero di mercati sufficiente per annullare il rischio, dovranno essere ulteriormente elaborati in un atto di esecuzione, anche, se opportuno, mediante modifiche del regolamento (UE) 2015/1222 della Commissione (19).
25) Nel mercato all'ingrosso del giorno prima, il dispacciamento delle centrali elettriche che presentano costi marginali inferiori è effettuato per primo, ma il prezzo ricevuto da tutti i partecipanti al mercato è fissato dall'ultima centrale elettrica necessaria a coprire la domanda, vale a dire quella con i costi marginali più elevati, quando i mercati raggiungono l'equilibrio. In tale contesto, la crisi energetica ha dimostrato che un'impennata del prezzo del gas e del carbon fossile può portare ad aumenti eccezionali e duraturi dei prezzi che gli impianti di generazione a partire da gas e carbone offrono sul mercato all'ingrosso del giorno prima. Questa situazione ha a sua volta determinato in tutta l'Unione prezzi eccezionalmente elevati sul mercato del giorno prima, in quanto spesso gli impianti di generazione a partire da gas e da carbone sono quelli con i costi marginali più elevati di cui vi è necessità per soddisfare la domanda di energia elettrica.
26) Poiché il prezzo sul mercato del giorno prima funge da riferimento per il prezzo su altri mercati all'ingrosso dell'energia elettrica e dato che tutti i partecipanti al mercato ricevono il prezzo di bilanciamento, le tecnologie che presentano costi marginali considerevolmente inferiori hanno registrato costantemente entrate elevate.
27) Per centrare gli obiettivi di decarbonizzazione che si è data e gli obiettivi di maggiore indipendenza energetica stabiliti dal piano REPowerEU, l'Unione deve accelerare la diffusione delle energie rinnovabili procedendo a ritmo molto più serrato. In considerazione degli investimenti necessari per conseguire tali obiettivi, è opportuno che il mercato provveda a stabilire un segnale di prezzo a lungo termine.
28) In tale quadro, è opportuno che gli Stati membri si adoperino per instaurare le giuste condizioni di mercato per gli strumenti a lungo termine basati sul mercato, come gli accordi di compravendita di energia elettrica. Questi accordi sono accordi bilaterali di compravendita conclusi tra produttori e acquirenti di energia elettrica su base volontaria e basati sulle condizioni dei prezzi di mercato senza interventi normativi nella fissazione dei prezzi. Garantiscono al cliente la stabilità dei prezzi a lungo termine e al produttore la certezza di cui ha bisogno per assumere la decisione di investimento. Sono tuttavia pochi gli Stati membri che dispongono di mercati attivi degli accordi di compravendita di energia elettrica, in cui peraltro gli acquirenti sono in genere limitati alle grandi imprese, anche perché gli accordi si scontrano con una serie di ostacoli, in particolare la difficoltà di assicurare nel lungo periodo la copertura del rischio di inadempimento dell'acquirente. Nel definire le politiche volte a conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione stabiliti nel piano nazionale integrato per l'energia e il clima, gli Stati membri dovrebbero tenere presente la necessità di creare un mercato dinamico di tali accordi. Nel definire le misure che incidono direttamente sugli accordi di compravendita di energia elettrica, gli Stati membri dovrebbero rispettare le eventuali legittime aspettative e tenere conto degli effetti di tali misure sugli accordi di compravendita di energia elettrica esistenti e futuri.
29) Ai sensi della direttiva (UE) 2018/2001, gli Stati membri sono tenuti a valutare gli ostacoli normativi e amministrativi agli accordi di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili a lungo termine, a eliminare gli ostacoli ingiustificati e le procedure o gli oneri sproporzionati o discriminatori e ad agevolare il ricorso a tali accordi. Sono altresì tenuti a descrivere le politiche e le misure tese ad agevolare il ricorso agli accordi di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili nei loro piani nazionali integrati per l'energia e il clima. Fatto salvo l'obbligo di riferire sul contesto normativo che influisce sul mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica, è opportuno che gli Stati membri provvedano affinché i clienti che si trovano ad affrontare ostacoli all'ingresso su detto mercato e che non versano in difficoltà finanziarie possano contare su strumenti atti a ridurre i rischi finanziari associati all'inadempimento dell'acquirente rispetto ai suoi obblighi di pagamento a lungo termine sottoscritti nell'ambito di tali accordi. Gli Stati membri dovrebbero poter decidere di istituire un regime di garanzia a prezzi di mercato, ove garanzie private non siano accessibili o non lo siano in modo sufficiente. Qualora istituisca tale regime di garanzia, uno Stato membro dovrebbe includere disposizioni atte a evitare una diminuzione della liquidità sui mercati dell'energia elettrica, ad esempio tramite il ricorso ad accordi di compravendita di energia elettrica di carattere finanziario. Gli Stati membri potrebbero decidere di agevolare l'aggregazione della domanda di accordi di compravendita di energia elettrica da parte di clienti che singolarmente incontrano ostacoli all'ingresso al mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica, ma dovrebbero, collettivamente, poter proporre ai produttori un'offerta attraente di accordi di compravendita di energia elettrica. Gli Stati membri dovrebbero astenersi da qualsiasi sostegno agli accordi di compravendita di elettricità generata da combustibili fossili. Dovrebbero poter limitare il proprio sostegno unicamente ai regimi di garanzia che sostengono la nuova generazione di energia rinnovabile, in linea con le loro politiche di decarbonizzazione, in particolare quando il mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili non è sufficientemente sviluppato. Fermo restando che in circostanze normali si dovrebbe evitare qualsiasi discriminazione tra consumatori, gli Stati membri potrebbero decidere di orientare tali strumenti verso categorie specifiche di consumatori, in base a criteri oggettivi e non discriminatori. In tale contesto dovrebbero garantire un coordinamento adeguato, anche mediante gli strumenti messi a disposizione a livello di Unione, ad esempio dalla Banca europea per gli investimenti (BEI).
30) In fase di concezione e di assegnazione del sostegno pubblico gli Stati membri dispongono di vari strumenti per favorire lo sviluppo dei mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica. Questi mercati potrebbero essere coltivati e sviluppati consentendo ai promotori di progetti di energia rinnovabile che partecipano a una gara per ricevere sostegno pubblico di riservare una quota della generazione alla vendita mediante accordo di compravendita. E' opportuno che, ai fini della gara, gli Stati membri valutino le offerte cercando di applicare criteri che incentivino l'accesso al mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica da parte dei soggetti che si trovano ad affrontare ostacoli all'ingresso, ad esempio le piccole imprese e le medie imprese, privilegiando gli offerenti che presentano un accordo di compravendita di energia elettrica firmato o s'impegnano a sottoscrivere un accordo di quel tipo per una quota della generazione prevista dal progetto e proveniente da uno o più potenziali acquirenti che si trovano ad affrontare ostacoli di accesso a detto mercato.
31) Per contribuire alla trasparenza e allo sviluppo dei mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica a livello dell'Unione e degli Stati membri, l'ACER dovrebbe pubblicare una valutazione annuale su tali mercati, valutare la necessità di elaborare e pubblicare modelli volontari per gli accordi di compravendita di energia elettrica e ampliarli se la valutazione giunge alla conclusione che sussiste tale necessità.
32) Gli Stati membri dovrebbero prestare particolare attenzione agli accordi transfrontalieri di compravendita di energia elettrica ed eliminare gli ostacoli ingiustificati a essi specificamente connessi, consentendo ai consumatori degli Stati membri aventi una capacità limitata di accedere all'energia elettrica generata in altre regioni senza discriminazioni.
33) Se, sulla base della pertinente valutazione, conclude che gli Stati membri necessitano di sostegno per eliminare gli ostacoli sui mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica, la Commissione dovrebbe poter elaborare orientamenti specifici. L'obiettivo principale di tali orientamenti dovrebbe essere l'eliminazione degli ostacoli che impediscono l'espansione dei mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica, compresi gli accordi transfrontalieri di compravendita di energia elettrica. Tali ostacoli possono assumere molte forme, che vanno dagli ostacoli normativi, in particolare procedure od oneri sproporzionati o discriminatori, al ruolo delle garanzie di origine o al trattamento degli accordi di compravendita di energia elettrica nell'accesso dei potenziali acquirenti a soluzioni di finanziamento.
34) Il regolamento (UE) 2018/1999 prevede il ricorso al meccanismo unionale di finanziamento per l'energia rinnovabile quale strumento per facilitare il conseguimento dell'obiettivo vincolante dell'Unione in materia di energia rinnovabile nel 2030. Ai sensi della direttiva (UE) 2018/2001, modificata dalla direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento europeo e del Consiglio (20), gli Stati membri devono impegnarsi collettivamente per aumentare la quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia dell'Unione nel 2030, portandola al 45 %, in aggiunta all'obiettivo vincolante dell'Unione del 42,5 %. Pertanto la Commissione dovrebbe valutare se le misure a livello dell'Unione possano contribuire al conseguimento della quota aggiuntiva del 2,5 % di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia dell'Unione, integrando le misure nazionali. In tale contesto, la Commissione dovrebbe analizzare la possibilità di utilizzare il meccanismo unionale di finanziamento per l'energia rinnovabile per organizzare aste in materia di energia rinnovabile a livello dell'Unione in linea con il pertinente quadro normativo.
35) Laddove gli Stati membri decidano di sostenere investimenti finanziati con fondi pubblici mediante regimi di sostegno diretto dei prezzi in nuovi impianti di generazione da combustibili non fossili a basse emissioni di carbonio al fine di conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione dell'Unione, è opportuno che tali regimi si strutturino come contratti bidirezionali per differenza o regimi equivalenti con gli stessi effetti così da includere, oltre a una garanzia di entrate, una limitazione dell'aumento dei ricavi di mercato ottenuti dai mezzi di generazione del caso. Anche se l'obbligo di cui al presente regolamento dovrebbe applicarsi esclusivamente al sostegno agli investimenti in nuovi impianti di generazione, gli Stati membri dovrebbero poter decidere di concedere regimi di sostegno sotto forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti anche per i nuovi investimenti volti a ripotenziare in modo sostanziale gli impianti di generazione esistenti o ad aumentarne sostanzialmente la capacità o a prolungarne la durata di vita.
36) Al fine di garantire la certezza del diritto e la prevedibilità, l'obbligo di strutturare i regimi di sostegno diretto mediante contratti bidirezionali per differenza o regimi equivalenti con gli stessi effetti dovrebbe applicarsi solo ai contratti nell'ambito di regimi di sostegno diretto dei prezzi per gli investimenti in nuovi impianti di generazione conclusi il 17 luglio 2027 o successivamente a tale data. Tale periodo di transizione dovrebbe essere pari a cinque anni per i progetti ibridi offshore che sono collegati a due o più zone di offerta, a causa della complessità di tali progetti.
37) La partecipazione dei partecipanti al mercato ai regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti dovrebbe essere su base volontaria.
38) L'obbligo di utilizzare contratti bidirezionali per differenza o regimi equivalenti con gli stessi effetti lascia impregiudicato l'articolo 6, paragrafo 1, della direttiva (UE) 2018/2001.
39) Sebbene la direttiva (UE) 2024/1711 del Parlamento europeo e del Consiglio (21) modifichi l'articolo 4, paragrafo 3, secondo comma, della direttiva (UE) 2018/2001, restano applicabili le altre disposizioni dell'articolo 4 di tale direttiva, che stabiliscono i principi di concezione dei regimi di sostegno per l'energia da fonti rinnovabili.
40) Grazie ai contratti bidirezionali per differenza o ai regimi equivalenti con gli stessi effetti, le entrate dei produttori derivanti dai nuovi investimenti nella generazione di energia elettrica che beneficiano del sostegno pubblico si rivelano meno dipendenti dalla volatilità dei prezzi della generazione a partire da combustibili fossili, in funzione della quale è in genere fissato il prezzo sul mercato del giorno prima.
41) I principi di concezione quali stabiliti nel presente regolamento dovrebbero applicarsi ai regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti. Nella valutazione di tali contratti bidirezionali per differenza o regimi equivalenti con gli stessi effetti ai sensi delle norme in materia di aiuti di Stato, la Commissione dovrebbe verificare la conformità di tali contratti o regimi al diritto dell'Unione che è intrinsecamente legato alle norme in materia di aiuti di Stato, come i principi di concezione per i contratti bidirezionali per differenza o i regimi equivalenti con gli stessi effetti stabiliti nel presente regolamento. Tali contratti bidirezionali per differenza o regimi equivalenti con gli stessi effetti dovrebbero essere concepiti in modo da preservare gli incentivi affinché l'impianto di generazione funzioni e partecipi in modo efficiente ai mercati dell'energia elettrica, in particolare per rispecchiare le condizioni di mercato. Nella sua valutazione, la Commissione dovrebbe garantire che la concezione di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti non comporti indebite distorsioni della concorrenza e degli scambi nel mercato interno. La Commissione dovrebbe in particolare garantire che la distribuzione dei ricavi alle imprese non abbia effetti distorsivi sulla parità di condizioni nel mercato interno, specialmente qualora non sia possibile applicare una procedura di gara competitiva. I contratti bidirezionali per differenza o i regimi equivalenti con gli stessi effetti potrebbero variare in termini di durata e includere, tra l'altro, contratti per differenza basati sull'iniezione con uno o più prezzi di esercizio, un prezzo minimo o contratti di capacità o di riferimento per differenza. L'obbligo di ricorrere a contratti bidirezionali per differenza o a regimi equivalenti con gli stessi effetti non si applica ai regimi di sostegno non direttamente connessi alla generazione di energia elettrica, come lo stoccaggio di energia, e che non utilizzano un sostegno diretto dei prezzi, come gli aiuti agli investimenti sotto forma di sovvenzioni iniziali, misure fiscali o certificati verdi. Per incentivare le controparti ad adempiere ai loro obblighi contrattuali, i contratti bidirezionali per differenza o i regimi equivalenti con gli stessi effetti dovrebbero includere clausole penali applicabili in caso di indebita risoluzione anticipata unilaterale del contratto.
42) Tuttavia, nella misura in cui la limitazione che impone la forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti riduca la gamma dei regimi di sostegno diretto dei prezzi che gli Stati membri possono adottare per le fonti energetiche rinnovabili, è opportuno circoscriverla alle tecnologie a basse emissioni di carbonio che non usano combustibili fossili e che presentano costi operativi bassi e stabili e alle tecnologie che in genere non conferiscono flessibilità al sistema elettrico, escludendo le tecnologie che si trovano nelle fasi iniziali di diffusione sul mercato. Questa soluzione risulta necessaria per non compromettere la sostenibilità economica delle tecnologie di generazione che presentano costi marginali elevati e per mantenere nei confronti delle tecnologie in grado di conferire flessibilità al sistema elettrico l'incentivazione a presentare offerte sul mercato basandosi sui costi di opportunità. Inoltre, la limitazione che impone la forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti non dovrebbe applicarsi alle tecnologie emergenti la cui diffusione potrebbe essere meglio incentivata da regimi di sostegno diretto dei prezzi di altro tipo. La limitazione non dovrebbe precludere la possibilità di esonerare gli impianti di energia rinnovabile di piccola taglia e i progetti dimostrativi a norma della direttiva (UE) 2018/2001 e dovrebbe tenere conto delle specificità delle comunità di energia rinnovabile in conformità della medesima direttiva. Poiché occorre dare certezza normativa ai produttori, l'obbligo degli Stati membri di applicare i regimi di sostegno diretto dei prezzi per la produzione di energia elettrica sotto forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti dovrebbe valere soltanto per gli investimenti nei nuovi impianti di generazione che utilizzano le fonti specificate nel presente considerando.
43) A causa della limitazione dell'aumento dei ricavi di mercato, i regimi di sostegno diretto dei prezzi di mercato sotto forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti dovrebbero costituire per gli Stati membri un'ulteriore fonte di entrate nei periodi in cui i prezzi dell'energia sono elevati. Per attutire ulteriormente l'impatto dei prezzi elevati dell'energia elettrica sulle bollette dei consumatori, gli Stati membri dovrebbero provvedere a che gli eventuali proventi recuperati presso i produttori inseriti in regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti, o l'equivalente in valore finanziario di tali proventi, siano trasferiti ai clienti finali, compresi i clienti civili, le piccole imprese e le medie imprese, nonché le imprese ad alta intensità energetica. Nella distribuzione dei ricavi ai clienti civili, gli Stati membri dovrebbero in particolare poter favorire i clienti vulnerabili e i clienti in condizioni di povertà energetica. Alla luce dei più ampi benefici per i clienti dell'energia elettrica derivanti dagli investimenti nell'energia rinnovabile, nell'efficienza energetica e nella diffusione dell'energia a basse emissioni di carbonio, gli Stati membri dovrebbero anche poter utilizzare i ricavi derivanti dai contratti bidirezionali per differenza o dai regimi equivalenti con gli stessi effetti, o l'equivalente in valore finanziario di tali ricavi, per finanziare investimenti volti a ridurre i costi dell'energia elettrica per i clienti finali e anche per quanto riguarda specifiche attività economiche come gli investimenti nello sviluppo della rete di distribuzione, nelle fonti di energia rinnovabili e nelle infrastrutture di ricarica dei veicoli elettrici. Gli Stati membri dovrebbero inoltre poter utilizzare tali entrate, o l'equivalente in valore finanziario di tali entrate, per finanziare i costi dei regimi di sostegno diretto dei prezzi. E' opportuno ridistribuire i proventi avendo cura che i clienti siano ancora esposti in certa misura al segnale di prezzo, in modo che riducano il consumo quando i prezzi sono elevati o lo spostino verso periodi di prezzi più bassi, che sono tipicamente i periodi caratterizzati da una quota maggiore di produzione di energia da fonti rinnovabili. In particolare, gli Stati membri dovrebbero essere in grado di considerare il consumo nelle ore non di punta al fine di mantenere gli incentivi alla flessibilità. Gli Stati membri dovrebbero provvedere a che la ridistribuzione dei proventi ai consumatori finali di energia elettrica lasci impregiudicate la parità di condizioni e la concorrenza tra i diversi fornitori. Tali principi non dovrebbero essere obbligatori per i ricavi generati da contratti nell'ambito di regimi di sostegno diretto dei prezzi conclusi prima della data di applicazione dell'obbligo di utilizzare contratti bidirezionali per differenza o regimi equivalenti con gli stessi effetti. Gli Stati membri possono distribuire i ricavi derivanti dai contratti bidirezionali per differenza o dai regimi equivalenti con gli stessi effetti senza che tale distribuzione costituisca una regolamentazione dei prezzi al dettaglio ai sensi dell'articolo 5 della direttiva (UE) 2019/944.
44) Inoltre gli Stati membri dovrebbero provvedere a che i regimi di sostegno diretto dei prezzi o i regimi equivalenti con gli stessi effetti, quale che ne sia la forma, lascino impregiudicate efficienza, competitività e liquidità nel funzionamento dei mercati dell'energia elettrica, preservando, per i produttori, gli incentivi a reagire ai segnali del mercato, anche interrompendo la generazione quando i prezzi dell'energia elettrica sono inferiori ai costi operativi, e, per i clienti finali, gli incentivi a ridurre il consumo quando i prezzi dell'energia elettrica sono elevati. Gli Stati membri dovrebbero provvedere a che i regimi di sostegno non intralcino lo sviluppo di contratti commerciali quali gli accordi di compravendita di energia elettrica.
45) Pertanto i contratti bidirezionali per differenza o i regimi equivalenti con gli stessi effetti e gli accordi di compravendita di energia elettrica agiscono in complementarità nel promuovere la transizione energetica e nel permettere ai consumatori di godere dei vantaggi insiti nelle energie rinnovabili e nell'energia a basse emissioni di carbonio. Fatti salvi gli obblighi introdotti dal presente regolamento, è opportuno lasciare gli Stati membri liberi di scegliere gli strumenti che intendono usare per centrare gli obiettivi di decarbonizzazione. Tramite gli accordi di compravendita di energia elettrica gli investitori privati concorrono ad aumentare la diffusione delle energie rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, bloccando nel contempo a un livello basso e stabile i prezzi dell'energia elettrica nel lungo periodo. Analogamente i contratti bidirezionali per differenza o i regimi equivalenti con gli stessi effetti consentono agli enti pubblici di ottenere lo stesso risultato per conto dei consumatori. Entrambi gli strumenti sono necessari per conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione dell'Unione mediante la diffusione delle energie rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, facendo emergere nel contempo i vantaggi che la generazione di energia elettrica a basso costo reca ai consumatori.
46) L'accelerazione della diffusione delle fonti di energia rinnovabili presuppone una crescente disponibilità di soluzioni di flessibilità che consentano l'integrazione delle rinnovabili nella rete e l'adeguamento del sistema e della rete alla variabilità della generazione e del consumo di energia elettrica nei diversi orizzonti temporali. Al fine di promuovere la flessibilità non fossile, è opportuno che l'autorità di regolazione o un'altra autorità o ente designati da uno Stato membro valutino periodicamente la necessità di flessibilità a livello nazionale nel sistema elettrico basandosi sui contributi dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione e su una metodologia europea comune soggetta a consultazione pubblica e ad approvazione dell'ACER. Alla luce della necessità di decarbonizzare il sistema energetico, la valutazione delle esigenze di flessibilità del sistema elettrico dovrebbe tenere conto di tutti gli investimenti esistenti e previsti, compresi gli asset esistenti non ancora collegati alla rete, per quanto riguarda le fonti di flessibilità quali la generazione flessibile di energia elettrica, gli interconnettori, la gestione della domanda, lo stoccaggio di energia o la produzione di combustibili rinnovabili. L'ACER dovrebbe valutare periodicamente le relazioni nazionali ed elaborare una relazione a livello dell'Unione che fornisca raccomandazioni su questioni di rilevanza transfrontaliera. Sulla base della relazione nazionale relativa alle esigenze di flessibilità, gli Stati membri dovrebbero definire un obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile, che includa i rispettivi contributi specifici della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia a detto obiettivo e che trovi riscontro anche nel piano nazionale integrato per l'energia e il clima in conformità del regolamento (UE) 2018/1999. Alla luce di tali piani, la Commissione dovrebbe essere in grado di elaborare una strategia dell'Unione in materia di flessibilità, con particolare attenzione alla gestione della domanda e allo stoccaggio di energia, che sia coerente agli obiettivi 2030 dell'Unione per l'energia e il clima e all'obiettivo della neutralità climatica entro il 2050. La Commissione dovrebbe poter pubblicare una proposta legislativa per accompagnare tale strategia dell'Unione.
47) Per conseguire l'obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile, compresi i rispettivi contributi specifici della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia, e laddove le esigenze di flessibilità non siano soddisfatte eliminando gli ostacoli sul mercato e mediante gli investimenti esistenti, gli Stati membri dovrebbero poter applicare regimi di sostegno alla flessibilità non fossile consistenti in pagamenti collegati alla capacità disponibile di flessibilità non fossile. Inoltre, gli Stati membri che già applicano un meccanismo di capacità dovrebbero considerare la possibilità di promuovere la partecipazione delle componenti di flessibilità non fossile, quali la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia, ridefinendo criteri o caratteristiche, fatta salva l'applicazione dell'articolo 22 del regolamento (UE) 2019/943. Gli Stati membri che già applicano un meccanismo di capacità dovrebbero inoltre poter applicare regimi di sostegno alla flessibilità non fossile se tali regimi sono necessari per conseguire l'obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile, in particolare adattando i loro meccanismi di capacità per promuovere ulteriormente la partecipazione delle componenti di flessibilità non fossile, quali la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia. Tali regimi dovrebbero contemplare nuovi investimenti nelle componenti di flessibilità non fossile, tra cui investimenti negli asset esistenti, compresi quelli volti a sviluppare ulteriormente la flessibilità della gestione della domanda.
48) A sostegno degli obiettivi di tutela ambientale è opportuno intendere il limite delle emissioni di CO2 di cui all'articolo 22, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2019/943 come limite massimo. Gli Stati membri potrebbero pertanto fissare requisiti di prestazione tecnica e limiti delle emissioni di CO2 che riservino alle tecnologie flessibili che non usano combustibili fossili la partecipazione ai meccanismi di capacità, in totale sintonia con la comunicazione della Commissione del 18 febbraio 2022 «Disciplina in materia di aiuti di Stato a favore del clima, dell'ambiente e dell'energia», che esorta gli Stati membri a introdurre criteri verdi nei meccanismi di capacità.
49) Poiché meccanismi di capacità non coordinati possono avere un impatto significativo sul mercato interno dell'energia elettrica, il pacchetto Energia pulita ha introdotto un quadro globale per valutare meglio le necessità e migliorare la progettazione dei meccanismi di capacità. Pur tenendo conto della necessità di limitare le distorsioni della concorrenza e del mercato interno, unitamente a un quadro normativo adeguato, i meccanismi di capacità possono svolgere un ruolo importante nel garantire l'adeguatezza delle risorse, in particolare durante la transizione verso un sistema privo di emissioni di carbonio e per i sistemi energetici non sufficientemente interconnessi. Pertanto, sebbene i meccanismi di capacità non debbano più essere considerati misure di ultima istanza, la loro necessità e progettazione dovrebbero essere valutate periodicamente alla luce dell'evoluzione del quadro normativo e delle condizioni di mercato. Tuttavia, la procedura per l'adozione dei meccanismi di capacità si è rivelata complessa. Per sfruttare le potenziali possibilità di razionalizzazione e semplificazione del processo di applicazione del meccanismo di capacità, e per garantire che gli Stati membri possano affrontare tempestivamente le preoccupazioni in materia di adeguatezza fornendo nel contempo il controllo necessario per prevenire danni al mercato interno, la Commissione dovrebbe presentare entro il 17 gennaio 2025 una relazione dettagliata di valutazione di tali possibilità. In tale contesto, la Commissione dovrebbe chiedere che l'ACER modifichi la metodologia per la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse in linea con il processo applicabile, se del caso. Previa consultazione degli Stati membri, la Commissione dovrebbe presentare proposte al fine di, se del caso, semplificare il processo di valutazione dei meccanismi di capacità entro il 17 aprile 2025.
50) Per la connessione alla rete di impianti di nuova generazione e di nuova domanda, in particolare quelli a energia rinnovabile, si registrano spesso ritardi nella connessione alla rete. Una delle cause di questi ritardi risiede nell'indisponibilità di capacità di rete nel luogo scelto dall'investitore, con conseguente necessità di ampliare o potenziare la rete per collegare gli impianti al sistema in modo sicuro. L'introduzione del nuovo obbligo per i gestori dei sistemi elettrici, a livello sia di trasmissione sia di distribuzione, di pubblicare e tenere aggiornate informazioni sulla capacità disponibile per le nuove connessioni nelle zone in cui operano faciliterebbe l'accesso degli investitori alle informazioni sulla disponibilità della capacità di rete all'interno del sistema accelerando il processo decisionale, il che, a sua volta, accelererebbe la necessaria diffusione delle energie rinnovabili. Tali informazioni dovrebbero essere aggiornate periodicamente, almeno ogni mese, dai gestori dei sistemi di trasmissione. I gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero inoltre pubblicare i criteri utilizzati per determinare le capacità di rete disponibili, quali le capacità esistenti di gestione della domanda e di generazione, le ipotesi formulate per valutare l'eventuale ulteriore integrazione di altri utenti del sistema, le pertinenti informazioni sull'eventuale riduzione dell'energia, e le aspettative riguardo ai pertinenti sviluppi futuri della rete.
51) Per affrontare il problema dei tempi lunghi di risposta alle richieste di connessione alla rete, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero informare gli utenti del sistema, in modo chiaro e trasparente, dello stato di avanzamento e del trattamento delle loro richieste. I gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero fornire tali informazioni entro tre mesi dalla data di presentazione della richiesta e dovrebbero aggiornarle periodicamente, almeno con cadenza trimestrale.
52) Poiché non sono ancora sincronizzate con il sistema elettrico dell'Unione, l'Estonia, la Lettonia e la Lituania si trovano ad affrontare sfide molto specifiche nell'organizzazione dei mercati di bilanciamento e dell'acquisizione di servizi ancillari basata sul mercato. Sebbene i progressi verso la sincronizzazione siano in corso, uno dei prerequisiti indispensabili per una gestione sincrona stabile del sistema è la disponibilità di riserve di capacità di bilanciamento sufficienti per la regolazione della frequenza. Tuttavia, essendo dipendenti dall'area sincrona russa per la gestione delle frequenze, gli Stati baltici non erano ancora in grado di sviluppare un proprio mercato del bilanciamento funzionante. La guerra di aggressione russa contro l'Ucraina ha notevolmente aumentato il rischio per la sicurezza dell'approvvigionamento derivante dall'assenza di mercati del bilanciamento propri. Pertanto, gli obblighi di cui all'articolo 6, paragrafi 9, 10 e 11, del regolamento (UE) 2019/943 e all'articolo 41, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2017/2195 della Commissione (22), concepiti per applicarsi ai mercati del bilanciamento esistenti, non riflettono ancora la situazione in Estonia, Lettonia e Lituania, in particolare perché lo sviluppo del mercato del bilanciamento richiede tempo e nuovi investimenti nella capacità di bilanciamento. L'Estonia, la Lettonia e la Lituania dovrebbero pertanto avere il diritto, in deroga a tali obblighi, di concludere contratti finanziari a più lungo termine per acquisire capacità di bilanciamento per un periodo di transizione.
53) I periodi di transizione per l'Estonia, la Lettonia e la Lituania dovrebbero essere gradualmente eliminati il prima possibile in seguito alla sincronizzazione, dovrebbero essere utilizzati per sviluppare strumenti di mercato adeguati che offrano riserve per il bilanciamento a breve termine e altri servizi ancillari indispensabili e dovrebbero essere limitati al tempo necessario per tale processo.
54) E' previsto che gli Stati baltici siano sincronizzati con l'area sincrona dell'Europa continentale mediante una linea a doppia terna che colleghi Polonia e Lituania. Al momento della sincronizzazione, la capacità di tale linea dovrà essere in gran parte riservata per i margini di affidabilità in caso di indisponibilità imprevista nel sistema baltico e di conseguenti deviazioni non intenzionali. I gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero continuare a offrire la capacità massima per gli scambi transfrontalieri, nel rispetto dei limiti di sicurezza operativa e tenendo conto di eventuali contingenze nei sistemi polacco e lituano, comprese quelle derivanti da indisponibilità delle linee in corrente continua ad alta tensione o dalla disconnessione degli Stati baltici dall'area sincrona dell'Europa continentale. La situazione specifica di tale interconnessione dovrebbe essere presa in considerazione per il calcolo della capacità totale e delle contingenze a norma dell'articolo 16, paragrafo 8, del regolamento (UE) 2019/943.
55) I meccanismi di capacità dovrebbero essere aperti alla partecipazione di tutte le risorse in grado di fornire le prestazioni tecniche previste, che possono includere centrali elettriche alimentate a gas, a condizione che rispettino il limite di emissione di cui all'articolo 22, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2019/943, nonché qualsiasi soglia nazionale di emissione o altri criteri ambientali oggettivi che gli Stati membri desiderino applicare per accelerare la transizione dai combustibili fossili.
56) Al fine di sostenere gli obiettivi di tutela ambientale, l'articolo 22, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2019/943 stabilisce i requisiti relativi ai limiti delle emissioni di CO2 per i meccanismi di capacità. Tuttavia, durante la transizione verso un sistema privo di emissioni di carbonio e all'indomani della crisi energetica, gli Stati membri che applicano meccanismi di capacità approvati prima del 4 luglio 2019 dovrebbero, in via eccezionale e come meccanismo di ultima istanza, poter derogare a tale limite delle emissioni di CO2 per un periodo limitato. Tale deroga dovrebbe tuttavia essere limitata alla capacità di generazione esistente la cui produzione commerciale è iniziata prima del 4 luglio 2019, vale a dire prima della data di entrata in vigore del regolamento (UE) 2019/943. La richiesta di deroga dovrebbe essere accompagnata da una relazione dello Stato membro interessato, che valuta l'impatto della deroga sulle emissioni di gas a effetto serra e sulla transizione energetica. Tale relazione dovrebbe inoltre contenere un piano con tappe fondamentali per porre progressivamente fine alla partecipazione della capacità di generazione che non rispetta i limiti delle emissioni di CO2 nei meccanismi di capacità. Al momento della concessione di una deroga, gli Stati membri dovrebbero essere autorizzati a organizzare procedure di aggiudicazione che devono continuare a soddisfare tutti i requisiti di cui al capo IV del regolamento (UE) 2019/943, ad eccezione di quelli relativi ai limiti delle emissioni di CO2. La capacità di generazione che non rispetta i limiti delle emissioni di CO2 non dovrebbe essere acquisita per un periodo superiore a un anno e per un periodo di consegna che superi la durata della deroga. La procedura di aggiudicazione supplementare aperta alla partecipazione di una capacità di generazione che non rispetta i limiti delle emissioni di CO2 dovrebbe essere preceduta da una procedura di aggiudicazione volta a massimizzare la partecipazione della capacità che rispetta i limiti delle emissioni di CO2, anche facendo in modo che i prezzi della capacità aumentino fino a un livello sufficientemente elevato da incentivare gli investimenti in tale capacità.
57) La Commissione dovrebbe riesaminare il presente regolamento al fine di garantire la resilienza dell'assetto del mercato dell'energia elettrica in tempi di crisi e la sua capacità di sostenere gli obiettivi di decarbonizzazione dell'Unione, rafforzare ulteriormente l'integrazione dei mercati e promuovere i necessari investimenti infrastrutturali nonché lo sviluppo di un mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica. Sulla base di tale riesame, la Commissione dovrebbe presentare al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione esaustiva corredata, se del caso, di una proposta legislativa. In tale relazione la Commissione dovrebbe valutare, in particolare, l'efficacia della struttura e del funzionamento attuali dei mercati dell'energia elettrica a breve termine, le loro potenziali inefficienze e i possibili rimedi e strumenti da applicare in situazioni di crisi o di emergenza, nonché l'adeguatezza del quadro giuridico e finanziario dell'Unione alle reti di distribuzione. Tale relazione dovrebbe inoltre esaminare la capacità di conseguire gli obiettivi dell'Unione in materia di energie rinnovabili e di mercato interno dell'energia, nonché il potenziale e la sostenibilità dell'istituzione di una o più piattaforme del mercato dell'Unione per gli accordi di compravendita di energia elettrica.
58) Nella misura in cui le misure previste dal presente regolamento costituiscono un aiuto di Stato, le relative disposizioni lasciano impregiudicata l'applicazione degli articoli 107 e 108 TFUE. La Commissione è competente a valutare la compatibilità degli aiuti di Stato con il mercato interno.
59) Le misure previste dal presente regolamento lasciano impregiudicata l'applicazione dei regolamenti (UE) 2016/1011 (23) e (UE) n. 648/2012 del Parlamento europeo e del Consiglio (24) e della direttiva 2014/65/UE del Parlamento europeo e del Consiglio (25).
60) E' pertanto opportuno modificare di conseguenza i regolamenti (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943.
61) Poiché l'obiettivo del presente regolamento, segnatamente migliorare l'assetto del mercato integrato dell'energia elettrica, in particolare prevenire prezzi dell'energia elettrica indebitamente elevati, non può essere conseguito in misura sufficiente dagli Stati membri ma può essere conseguito meglio a livello di Unione, quest'ultima può intervenire in base al principio di sussidiarietà sancito dall'articolo 5 del trattato sull'Unione europea. Il presente regolamento si limita a quanto è necessario per conseguire tale obiettivo in ottemperanza al principio di proporzionalità enunciato nello stesso articolo,
HANNO ADOTTATO IL PRESENTE REGOLAMENTO:
GU C 293 del 18.8.2023.
GU C, C/2023/253, 26.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/C/2023/253/oj.
Posizione del Parlamento europeo dell'11 aprile 2024 (non ancora pubblicata nella Gazzetta ufficiale) e decisione del Consiglio del 21 maggio 2024.
GU L 198 del 22.7.2006.
Regolamento (UE) 2022/1032 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 29 giugno 2022, che modifica i regolamenti (UE) 2017/1938 e (CE) n. 715/2009 per quanto riguarda lo stoccaggio del gas (GU L 173 del 30.6.2022).
Regolamento (UE) 2022/1369 del Consiglio, del 5 agosto 2022, relativo a misure coordinate di riduzione della domanda di gas (GU L 206 dell'8.8.2022).
Regolamento (UE) 2022/1854 del Consiglio, del 6 ottobre 2022, relativo a un intervento di emergenza per far fronte ai prezzi elevati dell'energia (GU L 261 I del 7.10.2022).
Regolamento (UE) 2022/2577 del Consiglio, del 22 dicembre 2022, che istituisce il quadro per accelerare la diffusione delle energie rinnovabili (GU L 335 del 29.12.2022).
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 i regolamenti (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).
Regolamento (UE) 2019/942 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, che istituisce un'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (GU L 158 del 14.6.2019).
Regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, sul mercato interno dell'energia elettrica (GU L 158 del 14.6.2019).
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).
Direttiva (UE) 2018/2002 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, che modifica la direttiva 2012/27/UE sull'efficienza energetica (GU L 328 del 21.12.2018).
Direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE (GU L 158 del 14.6.2019).
Regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 maggio 2022, sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee, che modifica i regolamenti (CE) n. 715/2009, (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943 e le direttive 2009/73/CE e (UE) 2019/944, e che abroga il regolamento (UE) n. 347/2013 (GU L 152 del 3.6.2022).
Regolamento (UE) 2016/679 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 27 aprile 2016, relativo alla protezione delle persone fisiche con riguardo al trattamento dei dati personali, nonché alla libera circolazione di tali dati e che abroga la direttiva 95/46/CE (regolamento generale sulla protezione dei dati) (GU L 119 del 4.5.2016).
Regolamento (UE) n. 182/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 16 febbraio 2011, che stabilisce le regole e i principi generali relativi alle modalità di controllo da parte degli Stati membri dell'esercizio delle competenze di esecuzione attribuite alla Commissione (GU L 55 del 28.2.2011).
Regolamento (UE) 2016/1719 della Commissione, del 26 settembre 2016, che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità a termine (GU L 259 del 27.9.2016).
Regolamento (UE) 2015/1222 della Commissione, del 24 luglio 2015, che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione (GU L 197 del 25.7.2015).
Direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 ottobre 2023, che modifica la direttiva (UE) 2018/2001, il regolamento (UE) 2018/1999 e la direttiva n. 98/70/CE per quanto riguarda la promozione dell'energia da fonti rinnovabili e che abroga la direttiva (UE) 2015/652 del Consiglio (GU L, 2023/2413, 31.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2023/2413/oj).
Direttiva (UE) 2024/1711 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, che modifica le direttive (UE) 2018/2001 e (UE) 2019/944 per quanto riguarda il miglioramento dell'assetto del mercato dell'energia elettrica dell'Unione (GU L, 2024/1711, 26.6.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1711/oj).
Regolamento (UE) 2017/2195 della Commissione, del 23 novembre 2017, che stabilisce orientamenti in materia di bilanciamento del sistema elettrico (GU L 312 del 28.11.2017).
Regolamento (UE) 2016/1011 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'8 giugno 2016, sugli indici usati come indici di riferimento negli strumenti finanziari e nei contratti finanziari o per misurare la performance di fondi di investimento e recante modifica delle direttive 2008/48/CE e 2014/17/UE e del regolamento (UE) n. 596/2014 (GU L 171 del 29.6.2016).
Regolamento (UE) n. 648/2012 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 4 luglio 2012, sugli strumenti derivati OTC, le controparti centrali e i repertori di dati sulle negoziazioni (GU L 201 del 27.7.2012).
Direttiva 2014/65/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 15 maggio 2014, relativa ai mercati degli strumenti finanziari e che modifica la direttiva 2002/92/CE e la direttiva 2011/61/UE (GU L 173 del 12.6.2014).
Modifiche del regolamento (UE) 2019/942
Il regolamento (UE) 2019/942 è così modificato:
1) l'articolo 2 è così modificato:
a) è inserita la lettera seguente:
«a bis) esprime pareri e formula raccomandazioni rivolti alla piattaforma unica di allocazione istituita a norma del regolamento (UE) 2016/1719 della Commissione (*1);
___________________
(*1) Regolamento (UE) 2016/1719 della Commissione, del 26 settembre 2016, che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità a termine (GU L 259 del 27.9.2016).»;"
b) la lettera d) è sostituita dalla seguente:
«d) adotta decisioni individuali sulle forniture di informazioni in conformità dell'articolo 3, paragrafo 2, dell'articolo 7, paragrafo 2, lettera b), e dell'articolo 8, lettera c); sull'approvazione delle metodologie, dei termini e delle condizioni in conformità dell'articolo 4, paragrafo 4, e dell'articolo 5, paragrafi 2, 3 e 4; sul riesame delle zone di offerta di cui all'articolo 5, paragrafo 7; sulle questioni tecniche di cui all'articolo 6, paragrafo 1; sull'arbitrato tra regolatori in conformità dell'articolo 6, paragrafo 10; sui centri di coordinamento regionali di cui all'articolo 7, paragrafo 2, lettera a); sull'approvazione e sulla modifica delle metodologie, dei calcoli e delle specifiche tecniche di cui all'articolo 9, paragrafo 1; sull'approvazione e sulla modifica delle metodologie di cui all'articolo 9, paragrafo 3; sulle deroghe di cui all'articolo 10; sull'infrastruttura di cui all'articolo 11, lettera d); sulle questioni relative all'integrità e alla trasparenza dei mercati all'ingrosso a norma dell'articolo 12; e sull'approvazione e sulla modifica della proposta congiunta dell'ENTSO per l'energia elettrica e dell'EU DSO relativa al tipo di dati e di formato e alla metodologia relativa all'analisi da fornire per quanto riguarda le esigenze di flessibilità a norma dell'articolo 5, paragrafo 9;»
;
2) all'articolo 3, paragrafo 2, è aggiunto il comma seguente:
«Il presente paragrafo si applica anche alla piattaforma unica di allocazione istituita a norma del regolamento (UE) 2016/1719.»
;
3) all'articolo 4 è aggiunto il paragrafo seguente:
«9. I paragrafi 6, 7 e 8 del presente articolo si applicano anche alla piattaforma unica di allocazione istituita a norma del regolamento (UE) 2016/1719.»
;
4) l'articolo 5 è così modificato:
a) al paragrafo 8, è aggiunto il comma seguente:
«L'ACER controlla la piattaforma unica di allocazione istituita a norma del regolamento (UE) 2016/1719.»
;
b) è aggiunto il paragrafo seguente:
«9. L'ACER approva e, se necessario, modifica la proposta congiunta dell'ENTSO per l'energia elettrica e dell'EU DSO relativa al tipo di dati, al formato e alla metodologia relativa all'analisi da fornire per quanto riguarda le esigenze di flessibilità a norma dell'articolo 19 sexies, paragrafo 6, del regolamento (UE) 2019/943.»
;
5) all'articolo 6, il paragrafo 9 è sostituito dal seguente:
«9. L'ACER presenta pareri all'autorità di regolazione interessata e alla Commissione a norma dell'articolo 8, paragrafo 1 ter, e dell'articolo 16, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2019/943.»
;
6) l'articolo 15 è così modificato:
a) al paragrafo 4 è aggiunto il comma seguente:
«L'ACER pubblica una relazione sull'impatto dell'utilizzo di prodotti livellatori delle punte di carico sul mercato dell'energia elettrica dell'Unione durante una crisi a seguito della valutazione a norma dell'articolo 7 bis, paragrafo 7, del regolamento (UE) 2019/943 e una relazione sull'impatto dello sviluppo di prodotti livellatori delle punte di carico sul mercato dell'energia elettrica dell'Unione alle normali condizioni di mercato a seguito della valutazione a norma dell'articolo 7 bis, paragrafo 8, di tale regolamento.»
;
b) è aggiunto il seguente paragrafo:
«5. L'ACER pubblica una relazione a norma dell'articolo 19 sexies, paragrafo 7, del regolamento (UE) 2019/943 in cui analizza le relazioni nazionali sulle esigenze di flessibilità stimate e formula raccomandazioni su questioni di rilevanza transfrontaliera in merito alle conclusioni delle autorità di regolazione o di altre autorità o entità designate dagli Stati membri.».
Modifiche del regolamento (UE) 2019/943
Il regolamento (UE) 2019/943 è così modificato:
1) l'articolo 1 è così modificato:
a) le lettere a) e b) sono sostituite dalle seguenti:
«a) porre le basi per conseguire in modo efficiente gli obiettivi dell'Unione dell'energia e l'obiettivo di raggiungere la neutralità climatica al più tardi entro il 2050, in particolare il quadro 2030 delle politiche per l'energia e il clima, grazie a segnali di mercato che indichino una maggiore efficienza, una percentuale più elevata di energia rinnovabile, sicurezza dell'approvvigionamento, flessibilità, integrazione dei sistemi attraverso molteplici vettori energetici, sostenibilità, decarbonizzazione e innovazione;
b) definire i principi fondamentali di mercati dell'energia elettrica efficienti e integrati, che consentano un accesso non discriminatorio a tutti i fornitori di risorse e ai clienti dell'energia elettrica, favoriscano lo sviluppo di mercati a termine dell'energia elettrica, per consentire ai fornitori e ai consumatori di darsi una copertura o tutelarsi dal rischio di una volatilità futura dei prezzi dell'energia elettrica, responsabilizzino e tutelino i consumatori, assicurino la competitività sul mercato globale, migliorino la sicurezza dell'approvvigionamento e la flessibilità mediante la gestione della domanda, lo stoccaggio di energia e altre soluzioni di flessibilità non fossili, garantiscano l'efficienza energetica, agevolino l'aggregazione della domanda e dell'offerta distribuite e consentano l'integrazione del mercato e del settore e la remunerazione a prezzi di mercato dell'energia elettrica generata da energia rinnovabile;»
b) sono aggiunte le lettere seguenti:
«e) sostenere gli investimenti a lungo termine nella generazione di energia rinnovabile, nella flessibilità e nelle reti per consentire ai consumatori di rendere la bolletta energetica accessibile e meno dipendente dalle fluttuazioni dei prezzi a breve termine sul mercato dell'energia elettrica, in particolare per quanto riguarda i prezzi dei combustibili fossili a medio e lungo termine;
f) definire un quadro per l'adozione di misure volte ad affrontare le crisi dei prezzi dell'energia elettrica.»
;
2) l'articolo 2 è così modificato:
a) il punto 22 è sostituito dal seguente:
«22) "meccanismo di capacità": una misura intesa ad assicurare il conseguimento del livello necessario di adeguatezza delle risorse, grazie alla remunerazione delle risorse in base alla disponibilità, escluse le misure relative ai servizi ancillari o alla gestione delle congestioni;»
b) sono aggiunti i punti seguenti:
«72) "ora di punta": un'ora in cui, sulla base delle previsioni dei gestori dei sistemi di trasmissione e, se del caso, dei NEMO, si prevedono il consumo lordo di energia elettrica o il consumo lordo di energia elettrica generata da fonti diverse dalle fonti rinnovabili o il prezzo all'ingrosso del giorno prima dell'energia elettrica più elevato, tenendo conto degli scambi interzonali;
73) "livellamento delle punte di carico": la capacità dei partecipanti al mercato di ridurre il consumo di energia elettrica dalla rete nelle ore di punta su richiesta del gestore del sistema;
74) "prodotto livellatore delle punte di carico": un prodotto basato sul mercato per mezzo del quale i partecipanti al mercato possono fornire ai gestori dei sistemi un livellamento delle punte di carico;
75) "hub virtuale regionale": una regione non fisica che copre più di una zona di offerta per la quale è fissato un prezzo di riferimento sulla base di una metodologia;
76) "contratto bidirezionale per differenza": un contratto tra il gestore di un impianto di generazione e una controparte, in genere un ente pubblico, che offre sia la protezione della remunerazione minima sia un limite all'eccesso di remunerazione;
77) "accordo di compravendita di energia elettrica": un contratto in base al quale una persona fisica o giuridica si impegna ad acquistare energia elettrica da un produttore di energia elettrica sulla base dei criteri di mercato;
78) "apposito dispositivo di misurazione": un dispositivo collegato o incorporato in un asset che fornisce servizi di gestione della domanda o servizi di flessibilità sul mercato dell'energia elettrica o ai gestori dei sistemi;
79) "flessibilità": la capacità di un sistema elettrico di adattarsi alla variabilità dei modi di generazione e consumo e alla disponibilità della rete nei diversi orizzonti temporali del mercato.»
;
3) l'articolo 7 è così modificato:
a) il paragrafo 1 è sostituito dal seguente:
«1. I gestori dei sistemi di trasmissione e i NEMO organizzano congiuntamente la gestione dei mercati integrati del giorno prima e infragiornaliero, in conformità del regolamento (UE) 2015/1222. I gestori dei sistemi di trasmissione e i NEMO collaborano a livello di Unione o, se più opportuno, a livello regionale, al fine di ottimizzare l'efficienza e l'efficacia della contrattazione del giorno prima e infragiornaliera dell'energia elettrica dell'Unione. L'obbligo di collaborazione non pregiudica l'applicazione del diritto dell'Unione sulla concorrenza. Nelle funzioni riguardanti la compravendita di energia elettrica, i gestori dei sistemi di trasmissione e i NEMO sono soggetti alla vigilanza normativa delle autorità di regolazione a norma dell'articolo 59 della direttiva (UE) 2019/944 e dell'ACER a norma degli articoli 4 e 8 del regolamento (UE) 2019/942, e sono soggetti agli obblighi in materia di trasparenza e all'efficace vigilanza nei confronti della manipolazione del mercato come stabilito nelle pertinenti disposizioni del regolamento (UE) n. 1227/2011.»
b) il paragrafo 2 è così modificato:
i) la lettera c) è sostituita dalla seguente:
«c) massimizzano le opportunità di tutti i partecipanti al mercato di contrattare scambi interzonali e intrazonali in maniera non discriminatoria e quanto più possibile in tempo reale nell'insieme delle zone di offerta e all'interno di ciascuna;
c bis) sono organizzati in modo da garantire la condivisione della liquidità tra tutti i NEMO, in qualsiasi momento, per gli scambi sia interzonali che intrazonali. Per il mercato del giorno prima, da un'ora prima dell'orario di chiusura del mercato fino al termine ultimo in cui è consentita la contrattazione del giorno prima, i NEMO presentano tutti gli ordini per i prodotti del giorno prima e per i prodotti con le stesse caratteristiche al coupling unico del giorno prima, da un lato, e non organizzano la compravendita di prodotti del giorno prima o di prodotti con le stesse caratteristiche al di fuori del coupling unico del giorno prima, dall'altro. Per il mercato infragiornaliero, dall'orario di apertura del coupling unico infragiornaliero fino al termine ultimo in cui è consentita la contrattazione infragiornaliera in una data zona di offerta, i NEMO presentano tutti gli ordini per i prodotti infragiornalieri e per i prodotti con le stesse caratteristiche al coupling unico infragiornaliero, da un lato, e non organizzano la compravendita di prodotti infragiornalieri o di prodotti con le stesse caratteristiche al di fuori del coupling infragiornaliero, dall'altro. Tali obblighi si applicano ai NEMO, alle imprese che esercitano direttamente o indirettamente un controllo su un NEMO e alle imprese controllate direttamente o indirettamente da un NEMO;»
;
ii) la lettera f) è sostituita dalla seguente:
«f) sono trasparenti e, se del caso, forniscono informazioni per unità di generazione ma nel contempo proteggono la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili e garantiscono l'anonimità degli scambi;»
;
4) sono inseriti gli articoli seguenti:
«Articolo 7 bis
Prodotto livellatore delle punte di carico
1. Laddove sia dichiarata una crisi dei prezzi dell'energia elettrica a livello regionale o dell'Unione in conformità dell'articolo 66 bis della direttiva (UE) 2019/944, gli Stati membri possono richiedere ai gestori dei sistemi di proporre l'acquisizione di prodotti livellatori delle punte di carico per ridurre la domanda di energia elettrica durante le ore di punta. Tale acquisizione è limitata alla durata stabilita nella decisione di esecuzione adottata a norma dell'articolo 66 bis, paragrafo 1, della direttiva (UE) 2019/944.
2. Qualora sia formulata una richiesta a norma del paragrafo 1, i gestori dei sistemi, previa consultazione delle parti interessate, presentano all'autorità di regolazione dello Stato membro interessato, per approvazione, una proposta che definisce il dimensionamento e le condizioni di acquisizione e attivazione del prodotto livellatore delle punte di carico.
3. L'autorità di regolazione interessata valuta la proposta relativa al prodotto livellatore delle punte di carico di cui al paragrafo 2 per quanto riguarda il conseguimento di una riduzione della domanda di energia elettrica e dell'impatto sul prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica durante le ore di punta. Tale valutazione tiene conto della necessità che il prodotto livellatore delle punte di carico non crei indebite distorsioni del funzionamento dei mercati dell'energia elettrica e non provochi un riorientamento dei servizi di gestione della domanda verso i prodotti livellatori delle punte di carico. Sulla base di tale valutazione, l'autorità di regolazione può chiedere al gestore del sistema di modificare la sua proposta.
4. La proposta relativa al prodotto livellatore delle punte di carico di cui al paragrafo 2 soddisfa i seguenti requisiti:
a) il dimensionamento del prodotto livellatore delle punte di carico:
i) si basa su un'analisi della necessità di un servizio ulteriore al fine di garantire la sicurezza dell'approvvigionamento senza compromettere la stabilità della rete, del suo impatto sul mercato e dei suoi costi e benefici previsti;
ii) tiene conto delle previsioni relative alla domanda, all'energia elettrica generata da energia rinnovabile, alle altre fonti di flessibilità del sistema, come lo stoccaggio di energia, e all'impatto del dispacciamento evitato sui prezzi all'ingrosso; e
iii) è limitato così che i costi previsti non superino i benefici attesi del prodotto livellatore delle punte di carico;
b) l'acquisizione di un prodotto livellatore delle punte di carico si fonda su criteri oggettivi, trasparenti, basati sul mercato e non discriminatori, ha obiettivi limitati alla gestione della domanda e non esclude gli asset partecipanti dall'accesso ad altri mercati;
c) il prodotto livellatore delle punte di carico è acquisito mediante una procedura di gara competitiva, che può essere continua, con selezione basata sul costo più basso che permette di soddisfare i criteri tecnici e ambientali predefiniti, e consente la partecipazione effettiva dei consumatori, direttamente o mediante aggregazione;
d) l'offerta minima non è superiore a 100 kW, anche attraverso l'aggregazione;
e) i contratti relativi a un prodotto livellatore delle punte di carico non possono essere conclusi più di una settimana prima della sua attivazione;
f) l'attivazione del prodotto livellatore delle punte di carico non riduce la capacità interzonale;
g) il prodotto livellatore delle punte di carico è attivato prima o entro l'orizzonte temporale del mercato del giorno prima e tale attivazione può essere effettuata sulla base di un prezzo dell'energia elettrica predefinito;
h) l'attivazione del prodotto livellatore delle punte di carico non comporta l'avvio di una generazione a partire da combustibili fossili situata oltre il punto di misurazione, al fine di evitare l'aumento delle emissioni di gas a effetto serra.
5. La riduzione effettiva del consumo risultante dall'attivazione di un prodotto livellatore delle punte di carico è misurata in relazione a uno scenario di riferimento indicante il consumo di energia elettrica previsto senza l'attivazione del livellatore. Se acquisisce un prodotto livellatore delle punte di carico, il gestore del sistema elabora una metodologia di riferimento previa consultazione con i partecipanti al mercato, tiene conto, se del caso, degli atti di esecuzione adottati a norma dell'articolo 59, paragrafo 1, lettera e), e presenta tale metodologia all'autorità di regolazione interessata per l'approvazione.
6. L'autorità di regolazione interessata approva la proposta dei gestori dei sistemi che intendono acquisire un prodotto livellatore delle punte di carico e la metodologia di riferimento presentata in conformità dei paragrafi 2 e 5 o chiede ai gestori dei sistemi di modificare la proposta o la metodologia di riferimento qualora tale proposta o tale metodologia non soddisfi i requisiti di cui ai paragrafi 2, 4 e 5.
7. Entro sei mesi dalla fine di una crisi dei prezzi dell'energia elettrica a livello regionale o dell'Unione di cui al paragrafo 1, l'ACER, previa consultazione delle parti interessate, valuta l'impatto dell'uso di prodotti livellatori delle punte di carico sul mercato dell'energia elettrica dell'Unione. Tale valutazione tiene conto della necessità che i prodotti livellatori delle punte di carico non creino indebite distorsioni del funzionamento dei mercati dell'energia elettrica e non provochino un riorientamento dei servizi di gestione della domanda verso i prodotti livellatori delle punte di carico. L'ACER può formulare raccomandazioni di cui le autorità di regolazione tengono conto nella loro valutazione a norma del paragrafo 3.
8. Entro il 30 giugno 2025, l'ACER, previa consultazione delle parti interessate, valuta l'impatto dello sviluppo di prodotti livellatori delle punte di carico sul mercato dell'energia elettrica dell'Unione alle normali condizioni di mercato. Tale valutazione tiene conto della necessità che i prodotti livellatori delle punte di carico non creino indebite distorsioni del funzionamento dei mercati dell'energia elettrica e non provochino un riorientamento dei servizi di gestione della domanda verso i prodotti livellatori delle punte di carico. Sulla base di tale valutazione, la Commissione può presentare una proposta legislativa di modifica del presente regolamento al fine di introdurre prodotti livellatori delle punte di carico al di fuori delle situazioni di crisi dei prezzi dell'energia elettrica a livello regionale o dell'Unione.
Articolo 7 ter
Apposito dispositivo di misurazione
1. Fatto salvo l'articolo 19 della direttiva (UE) 2019/944, i gestori dei sistemi di trasmissione, i gestori dei sistemi di distribuzione e i partecipanti al mercato interessati, compresi gli aggregatori indipendenti, possono utilizzare, previo consenso del cliente finale, i dati provenienti da appositi dispositivi di misurazione per l'osservabilità e la regolazione della gestione della domanda e dei servizi di flessibilità, compreso gli impianti di stoccaggio di energia.
Ai fini del presente articolo, l'uso dei dati provenienti da appositi dispositivi di misurazione è conforme agli articoli 23 e 24 della direttiva (UE) 2019/944 e ad altre pertinenti disposizioni di diritto dell'Unione, compreso il diritto in materia di protezione dei dati e della vita privata, in particolare il regolamento (UE) 2016/679 del Parlamento europeo e del Consiglio (*2). Ove tali dati siano utilizzati a fini di ricerca, le informazioni sono aggregate e rese anonime.
2. Se un cliente finale non è dotato di un contatore intelligente o se il contatore intelligente di un cliente finale non fornisce i dati necessari per offrire servizi di gestione della domanda o servizi di flessibilità, anche attraverso un aggregatore indipendente, i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione accettano i dati provenienti da un apposito dispositivo di misurazione, se disponibile, per la regolazione dei servizi di gestione della domanda e dei servizi di flessibilità, compreso lo stoccaggio di energia, e non operano discriminazioni nei confronti del cliente finale nell'acquisizione dei servizi di flessibilità. Tale obbligo si applica in conformità delle norme e dei requisiti stabiliti dagli Stati membri a norma del paragrafo 3.
3. Gli Stati membri stabiliscono le norme e i requisiti della procedura di convalida dei dati dell'apposito dispositivo di misurazione al fine di verificare e garantire la qualità e la coerenza dei dati pertinenti, nonché l'interoperabilità, conformemente agli articoli 23 e 24 della direttiva (UE) 2019/944 e ad altre pertinenti normative dell'Unione.
___________________
(*2) Regolamento (UE) 2016/679 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 27 aprile 2016, relativo alla protezione delle persone fisiche con riguardo al trattamento dei dati personali, nonché alla libera circolazione di tali dati e che abroga la direttiva 95/46/CE (regolamento generale sulla protezione dei dati) (GU L 119 del 4.5.2016).»;"
5) l'articolo 8 è così modificato:
a) il paragrafo 1 è sostituito dal seguente:
«1. I NEMO consentono ai partecipanti al mercato di effettuare scambi di energia quanto più possibile in tempo reale, e almeno entro l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale. Dal 1° gennaio 2026 l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale deve cadere non oltre 30 minuti prima del tempo reale.
1 bis. L'autorità di regolazione interessata può, su richiesta del gestore del sistema di trasmissione interessato, concedere una deroga al requisito di cui al paragrafo 1 fino al 1° gennaio 2029. Il gestore del sistema di trasmissione presenta la richiesta all'autorità di regolazione interessata. La richiesta comprende:
a) una valutazione d'impatto che tenga conto dei riscontri ricevuti dai NEMO e dai partecipanti al mercato interessati, e che dimostri l'impatto negativo di tale misura sulla sicurezza dell'approvvigionamento nel sistema elettrico nazionale, sull'efficienza in termini di costi, anche in relazione alle piattaforme di bilanciamento esistenti a norma del regolamento (UE) 2017/2195, sull'integrazione dell'energia rinnovabile e sulle emissioni di gas a effetto serra; e
b) un piano d'azione volto a ridurre a 30 minuti prima del tempo reale l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale entro il 1° gennaio 2029.
1 ter. Su richiesta del gestore del sistema di trasmissione, l'autorità di regolazione interessata può concedere un'ulteriore deroga all'obbligo di cui al paragrafo 1 per un massimo di due anni e mezzo a decorrere dalla scadenza del periodo di cui al paragrafo 1 bis. Il gestore del sistema di trasmissione interessato presenta la richiesta all'autorità di regolazione interessata, all'ENTSO per l'energia elettrica e all'ACER entro il 30 giugno 2028. La richiesta comprende:
a) una nuova valutazione d'impatto che tenga conto dei riscontri ricevuti dai partecipanti al mercato e dai NEMO e giustifichi la necessità di un'ulteriore deroga sulla base dei rischi per la sicurezza dell'approvvigionamento nel sistema elettrico nazionale, l'efficienza sotto il profilo dei costi, l'integrazione delle energie rinnovabili e le emissioni di gas a effetto serra; e
b) un piano d'azione riveduto per ridurre a 30 minuti prima del tempo reale l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale entro la data per la quale è richiesta la proroga ed entro la data richiesta per la deroga.
L'ACER emette un parere sull'impatto transfrontaliero dell'ulteriore deroga entro sei mesi dal ricevimento della richiesta di tale deroga. L'autorità di regolazione interessata tiene conto di tale parere prima di decidere in merito a una richiesta di ulteriore deroga.
1 quater. Entro il 1° dicembre 2027 la Commissione, previa consultazione dei NEMO, dell'ENTSO per l'energia elettrica, dell'ACER e delle pertinenti parti interessate, presenta al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione in cui valuta l'effetto dell'attuazione della riduzione dell'orario di chiusura del mercato interzonale stabilita a norma del presente articolo, i costi e i benefici, la fattibilità e le soluzioni pratiche per ridurre ulteriormente tale orario al fine di consentire ai partecipanti al mercato di effettuare scambi di energia quanto più possibile in tempo reale. La relazione tiene conto dell'impatto sulla sicurezza del sistema elettrico, sull'efficienza sotto il profilo dei costi, sui benefici per l'integrazione delle energie rinnovabili e sulla riduzione delle emissioni di gas a effetto serra.»
;
b) il paragrafo 3 è sostituito dal seguente:
«3. I NEMO offrono alla compravendita sui mercati del giorno prima e infragiornaliero prodotti di dimensioni sufficientemente ridotte, con offerte minime di 100 kW o inferiori, per permettere la partecipazione effettiva della gestione della domanda, dello stoccaggio di energia e delle fonti rinnovabili su piccola scala, inclusa la partecipazione diretta dei clienti, anche mediante aggregazione.»
;
6) l'articolo 9 è sostituito dal seguente:
«Articolo 9
Mercati a termine
1. A norma del regolamento (UE) 2016/1719, i gestori dei sistemi di trasmissione rilasciano diritti di trasmissione a lungo termine o dispongono misure equivalenti per permettere ai partecipanti al mercato, inclusi i proprietari di impianti di generazione che impiegano energia rinnovabile, di coprire i rischi di fluttuazione dei prezzi, a meno che una valutazione del mercato a termine sui confini tra le zone di offerta effettuata dalle autorità di regolazione competenti dimostri sufficienti opportunità di copertura nelle zone di offerta interessate.
2. I diritti di trasmissione a lungo termine sono allocati, a cadenza regolare, in modo trasparente, basato sul mercato e non discriminatorio grazie a una piattaforma unica di allocazione. La frequenza di allocazione e le scadenze della capacità interzonale a lungo termine favoriscono il funzionamento efficiente dei mercati a termine dell'Unione.
3. L'assetto dei mercati a termine dell'Unione comprende gli strumenti necessari per migliorare la capacità dei partecipanti al mercato di coprire i rischi di fluttuazione dei prezzi nel mercato interno dell'energia elettrica.
4. Entro il 17 gennaio 2026 la Commissione, previa consultazione delle parti interessate, procede a una valutazione dell'impatto di eventuali misure volte a conseguire l'obiettivo di cui al paragrafo 3. Tale valutazione d'impatto riguarda, tra l'altro:
a) eventuali modifiche della frequenza di allocazione dei diritti di trasmissione a lungo termine;
b) eventuali modifiche delle scadenze dei diritti di trasmissione a lungo termine, in particolare le scadenze prorogate fino ad almeno tre anni;
c) eventuali modifiche della natura dei diritti di trasmissione a lungo termine;
d) modalità per rafforzare il mercato secondario; e
e) l'eventuale introduzione di hub virtuali regionali per il mercato a termine.
5. Per quanto riguarda gli hub virtuali regionali per i mercati a termine, la valutazione d'impatto effettuata a norma del paragrafo 4 riguarda quanto segue:
a) l'ambito geografico adeguato degli hub virtuali regionali, comprese le zone di offerta che costituirebbero tali hub e le situazioni specifiche delle zone di offerta appartenenti a due o più hub virtuali, al fine di massimizzare la correlazione tra i prezzi di riferimento e i prezzi delle zone di offerta che costituiscono hub virtuali regionali;
b) il livello di interconnettività elettrica degli Stati membri, in particolare degli Stati membri al di sotto degli obiettivi di interconnessione elettrica per il 2020 e il 2030 di cui all'articolo 4, lettera d), punto 1, del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio (*3);
c) la metodologia per il calcolo dei prezzi di riferimento negli hub virtuali regionali per i mercati a termine, al fine di massimizzare la correlazione tra i prezzi di riferimento e i prezzi delle zone di offerta che costituiscono un hub virtuale regionale;
d) la possibilità che le zone di offerta facciano parte di più hub virtuali regionali;
e) i modi per massimizzare le opportunità commerciali per i prodotti di copertura, indicando gli hub virtuali regionali per i mercati a termine, come pure per i diritti di trasmissione a lungo termine dalle zone di offerta agli hub virtuali regionali;
f) i modi per garantire che la piattaforma unica di allocazione di cui al paragrafo 2 offra l'allocazione e faciliti lo scambio di diritti di trasmissione a lungo termine;
g) le implicazioni degli accordi intergovernativi preesistenti e dei diritti a norma degli stessi.
6. Sulla base dell'esito della valutazione d'impatto di cui al paragrafo 4 del presente articolo, la Commissione adotta, entro il 17 luglio 2026, un atto di esecuzione per specificare ulteriormente le misure e gli strumenti volti a conseguire gli obiettivi di cui al paragrafo 3 del presente articolo e le caratteristiche precise di tali misure e strumenti. Tale atto di esecuzione è adottato secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 67, paragrafo 2.
7. La piattaforma unica di allocazione istituita a norma del regolamento (UE) 2016/1719 opera in qualità di soggetto che offre l'allocazione e agevola lo scambio di diritti di trasmissione a lungo termine per conto dei gestori dei sistemi di trasmissione. La piattaforma presenta la forma giuridica di cui all'allegato II della direttiva (UE) 2017/1132 del Parlamento europeo e del Consiglio (*4).
8. L'autorità di regolazione competente che ritiene che non vi siano sufficienti opportunità di copertura per i partecipanti al mercato, previa consultazione delle autorità competenti designate a norma dell'articolo 67 della direttiva 2014/65/UE del Parlamento europeo e del Consiglio (*5) nel caso in cui i mercati a termine riguardino strumenti finanziari quali definiti all'articolo 4, paragrafo 1, punto 15), di tale direttiva, può imporre alle borse dell'energia o ai gestori dei sistemi di trasmissione di attuare misure supplementari, quali attività di market making, per migliorare la liquidità del mercato a termine.
9. Nel rispetto del diritto dell'Unione sulla concorrenza, dei regolamenti (UE) n. 648/2012 (*6) e (UE) n. 600/2014 (*7) del Parlamento europeo e del Consiglio e della direttiva 2014/65/UE, i gestori dei mercati possono sviluppare prodotti di copertura a termine, compresi prodotti di copertura a termine sul lungo periodo, in modo da offrire ai partecipanti al mercato, inclusi i proprietari di impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili, adeguate possibilità di copertura dei rischi finanziari contro la fluttuazione dei prezzi. Gli Stati membri non richiedono che le suddette attività di copertura siano limitate agli scambi all'interno di uno Stato membro o di una zona di offerta.
___________________
(*3) Regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla governance dell'Unione dell'energia e dell'azione per il clima che modifica le direttive (CE) n. 663/2009 e (CE) n. 715/2009 [N.d.R. recte: regolamenti (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)."
(*4) Direttiva (UE) 2017/1132 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 14 giugno 2017, relativa ad alcuni aspetti di diritto societario (GU L 169 del 30.6.2017)."
(*5) Direttiva 2014/65/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 15 maggio 2014, relativa ai mercati degli strumenti finanziari e che modifica la direttiva 2002/92/CE e la direttiva 2011/61/UE (GU L 173 del 12.6.2014)."
(*6) Regolamento (UE) n. 648/2012 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 4 luglio 2012, sugli strumenti derivati OTC, le controparti centrali e i repertori di dati sulle negoziazioni (GU L 201 del 27.7.2012)."
(*7) Regolamento (UE) n. 600/2014 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 15 maggio 2014, sui mercati degli strumenti finanziari e che modifica il regolamento (UE) n. 648/2012 (GU L 173 del 12.6.2014).»;"
7) l'articolo 18 è così modificato:
a) i paragrafi 2 e 3 sono sostituiti dai seguenti:
«2. Le metodologie di tariffazione:
a) riflettono i costi fissi dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione e tengono conto sia delle spese in conto capitale sia delle spese operative per fornire incentivi adeguati ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai gestori dei sistemi di distribuzione, sia a breve che a lungo termine, compresi gli investimenti ex ante, al fine di migliorare l'efficienza, compresa l'efficienza energetica;
b) promuovono l'integrazione del mercato, l'integrazione dell'energia rinnovabile e la sicurezza dell'approvvigionamento;
c) sostengono l'uso di servizi di flessibilità e permettono l'uso di connessioni flessibili;
d) promuovono investimenti efficienti e tempestivi, comprese le soluzioni per ottimizzare la rete esistente;
e) facilitano lo stoccaggio di energia, la gestione della domanda e le attività di ricerca correlate;
f) contribuiscono al conseguimento degli obiettivi stabiliti nei piani nazionali integrati per l'energia e il clima, riducono l'impatto ambientale e promuovono l'accettazione da parte del pubblico; e
g) agevolano l'innovazione nell'interesse del consumatore in settori quali la digitalizzazione, i servizi di flessibilità e l'interconnessione, in particolare per sviluppare le infrastrutture necessarie per raggiungere l'obiettivo minimo di interconnessione elettrica per il 2030 di cui all'articolo 4, lettera d), punto 1, del regolamento (UE) 2018/1999;
3. Se opportuno, il livello delle tariffe applicate ai produttori o ai clienti finali o a entrambi prevede segnali di investimento differenziati per località a livello di Unione, come incentivi attraverso la struttura tariffaria al fine di ridurre i costi del ridispacciamento e del rafforzamento della rete elettrica, e tiene conto dell'entità delle perdite di rete e della congestione causate e dei costi di investimento nell'infrastruttura.»
;
b) il paragrafo 8 è sostituito dal seguente:
«8. Le metodologie di tariffazione per la trasmissione e la distribuzione forniscono incentivi ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai gestori dei sistemi di distribuzione per una gestione e uno sviluppo delle loro reti il più possibile efficienti sul piano dei costi, anche mediante l'acquisizione di servizi. A tal fine le autorità di regolazione considerano ammissibili i costi pertinenti, ivi compresi quelli legati agli investimenti ex ante, li includono nelle tariffe di trasmissione e distribuzione e, se del caso, introducono obiettivi di prestazione allo scopo di incentivare i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione ad aumentare l'efficienza globale del sistema nelle loro reti, anche mediante l'efficienza energetica, l'uso dei servizi di flessibilità e lo sviluppo di reti intelligenti e sistemi di misurazione intelligenti.»
;
c) il paragrafo 9 è così modificato:
i) la lettera f) è sostituita dalla seguente:
«f) i metodi, da determinare dopo aver consultato le pertinenti parti interessate, per assicurare la trasparenza nella fissazione delle tariffe e nella loro struttura, compresi gli investimenti ex ante, conformemente ai pertinenti obiettivi energetici dell'Unione e nazionali, e tenendo conto delle zone di accelerazione stabilite a norma della direttiva (UE) 2018/2001;»
ii) è aggiunto il punto seguente:
«i) gli incentivi per investimenti efficienti nelle reti, anche per quanto riguarda le risorse che forniscono flessibilità e gli accordi di connessione flessibile.»
;
8) all'articolo 19, il paragrafo 2 è sostituito dal seguente:
«2. I seguenti obiettivi hanno priorità per quanto riguarda l'allocazione dei proventi derivanti dall'allocazione della capacità interzonale:
a) garantire l'effettiva disponibilità della capacità allocata, inclusa la compensazione di irrevocabilità;
b) mantenere o aumentare le capacità interzonali attraverso l'ottimizzazione dell'uso degli interconnettori esistenti mediante contromisure, ove applicabile, oppure coprire i costi derivanti da investimenti nella rete rilevanti per ridurre la congestione del circuito di interconnessione, oppure
c) compensare i gestori di impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili in una zona di offerta offshore direttamente connessi a due o più zone di offerta qualora l'accesso ai mercati interconnessi sia stato ridotto in modo tale che il gestore dell'impianto offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili non sia in grado di esportare la propria capacità di generazione di energia elettrica verso il mercato e, se del caso, ne risulti una corrispondente diminuzione del prezzo nella zona di offerta offshore a fronte di una situazione senza riduzione di capacità.
La compensazione di cui al primo comma, lettera c), si applica qualora, nei risultati del calcolo della capacità convalidati, uno o più gestori di sistemi di trasmissione non abbiano messo a disposizione la capacità concordata negli accordi di connessione sull'interconnettore o non abbiano messo a disposizione la capacità sugli elementi critici di rete conformemente alle regole di calcolo della capacità stabilite all'articolo 16, paragrafo 8. I gestori dei sistemi di trasmissione responsabili della limitazione di accesso ai mercati interconnessi sono responsabili della compensazione dei gestori di impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Su base annua, tale compensazione non supera la rendita di congestione totale generata sugli interconnettori tra le zone di offerta interessate.»
;
9) è inserito il capo seguente:
«Capo III bis
INCENTIVI SPECIFICI AGLI INVESTIMENTI PER CONSEGUIRE GLI OBIETTIVI DI DECARBONIZZAZIONE DELL'UNIONE
Articolo 19 bis
Accordi di compravendita di energia elettrica
1. Fatta salva la direttiva (UE) 2018/2001 sulla promozione delle fonti rinnovabili, gli Stati membri promuovono il ricorso agli accordi di compravendita di energia elettrica, anche eliminando gli ostacoli ingiustificati e le procedure o gli oneri sproporzionati o discriminatori, al fine di garantire la prevedibilità dei prezzi e conseguire gli obiettivi stabiliti nei rispettivi piani nazionali integrati per l'energia e il clima per quanto riguarda la dimensione "decarbonizzazione" di cui all'articolo 4, lettera a), del regolamento (UE) 2018/1999, anche per quanto riguarda l'energia rinnovabile, preservando nel contempo la competitività e la liquidità dei mercati dell'energia elettrica e gli scambi transfrontalieri.
2. Nell'effettuare il riesame del presente regolamento a norma dell'articolo 69, paragrafo 2, la Commissione valuta, previa consultazione delle pertinenti parti interessate, il potenziale e la sostenibilità di una o più piattaforme di mercato dell'Unione per gli accordi di compravendita di energia elettrica, da utilizzare su base volontaria, comprese l'interazione di tali potenziali piattaforme con altre piattaforme esistenti del mercato dell'energia elettrica e la messa in comune della domanda di accordi di compravendita di energia elettrica mediante aggregazione.
3. Gli Stati membri provvedono, in modo coordinato, a che strumenti come i regimi di garanzia a prezzi di mercato, volti a ridurre i rischi finanziari associati al mancato pagamento da parte degli acquirenti nel quadro degli accordi di compravendita di energia elettrica, siano disponibili e accessibili ai clienti che si trovano ad affrontare ostacoli all'ingresso sul mercato di tali accordi e che non versano in difficoltà finanziarie. Tali strumenti possono comprendere, tra l'altro, regimi di garanzia statali a prezzi di mercato, garanzie private o strumenti che aggregano la domanda di accordi di compravendita di energia elettrica, in conformità del pertinente diritto dell'Unione. A tal fine, gli Stati membri assicurano un coordinamento adeguato, anche con i pertinenti strumenti a livello dell'Unione. Gli Stati membri possono stabilire le categorie di clienti interessate da tali strumenti, applicando criteri non discriminatori nell'ambito delle categorie di clienti e tra di esse.
4. Fatti salvi gli articoli 107 e 108 TFUE, se un regime di garanzia per gli accordi di compravendita di energia elettrica è sostenuto dallo Stato membro, esso comprende disposizioni atte a evitare una riduzione della liquidità sui mercati dell'energia elettrica e non eroga sostegno per l'acquisto di energia generata a partire da combustibili fossili. Gli Stati membri possono decidere di limitare tali regimi di garanzia al sostegno esclusivo dell'acquisto di elettricità da nuova generazione di energia rinnovabile conformemente alle politiche di decarbonizzazione degli Stati membri, in particolare quando il mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili quali definiti all'articolo 2, punto 17), della direttiva (UE) 2018/2001 non è sufficientemente sviluppato.
5. I regimi di sostegno per l'energia elettrica generata da fonti rinnovabili consentono la partecipazione di progetti che riservano una parte dell'energia elettrica alla vendita attraverso un accordo di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili o altri accordi basati sul mercato, a condizione che tale partecipazione non incida negativamente sulla concorrenza nel mercato, in particolare quando le due parti dell'accordo di compravendita di energia elettrica sono controllate dalla stessa entità.
6. Nel concepire i regimi di sostegno di cui al paragrafo 5 gli Stati membri si adoperano per utilizzare criteri di valutazione atti a incentivare gli offerenti ad agevolare l'accesso di clienti che si trovano ad affrontare ostacoli all'ingresso sul mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica, a condizione che ciò non incida negativamente sulla concorrenza nel mercato.
7. Gli accordi di compravendita di energia elettrica specificano la zona di offerta in cui avviene la consegna e la responsabilità di garantire i diritti di trasmissione interzonali in caso di modifica della zona di offerta conformemente all'articolo 14.
8. Gli accordi di compravendita di energia elettrica specificano i termini e le condizioni ai quali i clienti e i produttori possono recedere dagli stessi, quali le commissioni di uscita e i tempi di preavviso eventualmente applicabili, nel rispetto del diritto della concorrenza dell'Unione.
9. Nel definire le misure che incidono direttamente sugli accordi di compravendita di energia elettrica, gli Stati membri rispettano le eventuali legittime aspettative e tengono conto dell'effetto di tali misure sugli accordi di compravendita di energia elettrica esistenti e futuri.
10. Entro il 31 gennaio 2026 e successivamente ogni due anni, la Commissione valuta se nei mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica persistano ostacoli e se tali mercati siano sufficientemente trasparenti. La Commissione può elaborare orientamenti specifici sull'eliminazione degli ostacoli sui mercati degli accordi di compravendita di energia elettrica, compresi procedure o oneri sproporzionati o discriminatori.
Articolo 19 ter
Modelli volontari per gli accordi di compravendita di energia elettrica e monitoraggio degli accordi di compravendita di energia elettrica
1. L'ACER pubblica una valutazione annuale sul mercato degli accordi di compravendita di energia elettrica a livello dell'Unione e degli Stati membri nell'ambito della sua relazione annuale pubblicata a norma dell'articolo 15, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2019/942.
2. Entro il 17 ottobre 2024, l'ACER valuta, in stretto coordinamento con le pertinenti istituzioni e parti interessate, la necessità di elaborare e pubblicare modelli volontari per gli accordi di compravendita di energia elettrica, adattati alle esigenze delle diverse categorie di controparti.
Qualora dalla valutazione emerga la necessità di elaborare e pubblicare tali modelli volontari per gli accordi di compravendita di energia elettrica, l'ACER, insieme ai NEMO e previa consultazione delle pertinenti parti interessate, elabora modelli che tengono conto di quanto segue:
a) il ricorso a tali contratti modello avviene su base volontaria per le parti contraenti;
b) i contratti modello, tra l'altro:
i) offrono una gamma di durate dei contratti;
ii) forniscono una gamma di formule tariffarie;
iii) tengono conto del profilo di carico dell'acquirente e del profilo di generazione del generatore.
Articolo 19 quater
Misure a livello dell'Unione per contribuire al conseguimento della quota aggiuntiva di energia da fonti rinnovabili
La Commissione valuta se misure a livello dell'Unione possano contribuire al conseguimento dello sforzo collettivo degli Stati membri pari a una quota aggiuntiva del 2,5 % di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia dell'Unione nel 2030, a norma della direttiva (UE) 2018/2001, a integrazione delle misure nazionali. La Commissione analizza la possibilità di utilizzare il meccanismo unionale di finanziamento per l'energia rinnovabile istituito a norma dell'articolo 33 del regolamento (UE) 2018/1999 per organizzare aste in materia di energia rinnovabile a livello dell'Unione in linea con il pertinente quadro normativo.
Articolo 19 quinquies
Regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza per gli investimenti
1. I regimi di sostegno diretto dei prezzi per gli investimenti in nuovi impianti di generazione di energia elettrica a partire dalle fonti elencate al paragrafo 4 assumono la forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti.
Il primo comma si applica ai contratti nell'ambito di regimi di sostegno diretto dei prezzi per gli investimenti in nuova generazione conclusi a decorrere dal 17 luglio 2027, o, nel caso degli impianti offshore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili connessi a progetti ibridi offshore collegati a due o più zone di offerta, a decorrere dal 17 luglio 2029.
La partecipazione dei partecipanti al mercato ai regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza e a regimi equivalenti con gli stessi effetti è su base volontaria.
2. Tutti i regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza e di regimi equivalenti con gli stessi effetti sono concepiti per:
a) preservare gli incentivi affinché l'impianto di generazione funzioni e partecipi in modo efficiente ai mercati dell'energia elettrica, in particolare per rispecchiare le condizioni di mercato;
b) prevenire qualsiasi effetto distorsivo del regime di sostegno sulle decisioni in materia di funzionamento, dispacciamento e manutenzione dell'impianto di generazione o sul comportamento dell'offerta nei mercati del giorno prima, infragiornaliero, dei servizi ancillari e di bilanciamento;
c) assicurare che il livello della protezione della remunerazione minima e del limite massimo all'eccesso di remunerazione siano allineati al costo del nuovo investimento e ai ricavi di mercato, per garantire la sostenibilità economica a lungo termine dell'impianto di generazione evitando nel contempo una sovracompensazione;
d) evitare indebite distorsioni della concorrenza e del commercio nel mercato interno, in particolare determinando gli importi di remunerazione tramite una procedura di gara competitiva aperta, chiara, trasparente e non discriminatoria. Nei casi in cui non sia possibile condurre una siffatta procedura di gara competitiva, i contratti per differenza o i regimi equivalenti con gli stessi effetti, e i prezzi di esercizio applicabili, sono concepiti in modo da garantire che la distribuzione dei ricavi alle imprese non crei indebite distorsioni della concorrenza e del commercio nel mercato interno;
e) evitare distorsioni della concorrenza e del commercio nel mercato internazionale risultanti dalla distribuzione dei ricavi alle imprese;
f) includere clausole penali applicabili in caso di indebita risoluzione anticipata unilaterale del contratto.
3. Nella valutazione dei contratti bidirezionali per differenza o dei regimi equivalenti con gli stessi effetti a norma degli articoli 107 e 108 TFUE, la Commissione garantisce il rispetto dei principi di concezione di cui al paragrafo 2.
4. Il paragrafo 1 si applica agli investimenti nella nuova generazione di energia elettrica a partire dalle seguenti fonti:
a) energia eolica;
b) energia solare;
c) energia geotermica;
d) energia idroelettrica senza serbatoio;
e) energia nucleare.
5. Gli eventuali ricavi, o l'equivalente in valore finanziario di tali ricavi, derivanti dai regimi di sostegno diretto dei prezzi sotto forma di contratti bidirezionali per differenza e di regimi equivalenti con gli stessi effetti di cui al paragrafo 1 sono distribuiti ai clienti finali.
Fatto salvo il primo comma, i ricavi, o l'equivalente in valore finanziario di tali ricavi, possono essere utilizzati anche per finanziare i costi dei regimi di sostegno diretto dei prezzi o degli investimenti volti a ridurre i costi dell'energia elettrica per i clienti finali.
La distribuzione dei ricavi ai clienti finali è concepita in modo da mantenere gli incentivi a ridurre il consumo o a spostarlo verso periodi in cui i prezzi dell'energia elettrica sono bassi e da non compromettere la concorrenza tra i fornitori di energia elettrica.
6. In conformità dell'articolo 4, paragrafo 3, terzo comma, della direttiva (UE) 2018/2001, gli Stati membri possono esonerare gli impianti di energia rinnovabile di piccola taglia e i progetti dimostrativi dall'obbligo di cui al paragrafo 1 del presente articolo.
Articolo 19 sexies
Valutazione delle esigenze di flessibilità
1. Entro un anno dall'approvazione da parte dell'ACER della metodologia di cui al paragrafo 6 e successivamente ogni due anni, l'autorità di regolazione o un'altra autorità o entità designata da uno Stato membro adotta una relazione sulle esigenze stimate di flessibilità per i successivi 5-10 anni a livello nazionale, vista la necessità di conseguire in modo efficace sotto il profilo dei costi la sicurezza e l'affidabilità dell'approvvigionamento e di decarbonizzare il sistema elettrico, tenendo conto dell'integrazione delle fonti di energia rinnovabili variabili di energia elettrica e dei diversi settori, nonché della natura interconnessa del mercato dell'energia elettrica, compresi gli obiettivi di interconnessione e la flessibilità transfrontaliera potenzialmente disponibile.
La relazione di cui al primo comma:
a) è coerente con la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse e con le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse effettuate a norma degli articoli 23 e 24;
b) si basa sui dati e sulle analisi forniti dai gestori dei sistemi di trasmissione e dai gestori dei sistemi di distribuzione di ciascuno Stato membro a norma del paragrafo 4 utilizzando la metodologia comune di cui al paragrafo 4 e, se debitamente giustificato, su dati e analisi aggiuntivi.
Se lo Stato membro ha designato un gestore del sistema di trasmissione o un'altra entità ai fini dell'adozione della relazione di cui al primo comma, l'autorità di regolazione approva o modifica la relazione.
2. La relazione di cui al paragrafo 1, come minimo:
a) valuta i diversi tipi di esigenze di flessibilità, almeno su base stagionale, giornaliera e oraria, per integrare nel sistema elettrico l'energia elettrica generata da fonti rinnovabili, tra l'altro sulla base di diverse ipotesi relativamente ai prezzi di mercato nonché alla generazione e alla domanda di energia elettrica;
b) prende in considerazione il potenziale che le risorse di flessibilità non fossile, come la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia, comprese l'aggregazione e l'interconnessione, offrono per soddisfare l'esigenza di flessibilità, sia a livello di trasmissione che di distribuzione;
c) valuta gli ostacoli alla flessibilità del mercato e propone pertinenti misure di attenuazione e incentivi, compresa l'eliminazione degli ostacoli normativi e possibili miglioramenti dei mercati e dei servizi o prodotti di gestione del sistema;
d) valuta il contributo della digitalizzazione delle reti di trasmissione e di distribuzione dell'energia elettrica; e
e) tiene conto delle fonti di flessibilità che dovrebbero essere disponibili in altri Stati membri.
3. I gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione di ciascuno Stato membro forniscono all'autorità di regolazione o a un'altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 i dati e le analisi necessari per la preparazione della relazione di cui al paragrafo 1. Ove debitamente giustificato, l'autorità di regolazione o un'altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 può chiedere ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai gestori dei sistemi di distribuzione interessati di fornire ulteriori contributi alla relazione, oltre ai requisiti di cui al paragrafo 4. I gestori dei sistemi di trasmissione dell'elettricità o i gestori dei sistemi di distribuzione dell'elettricità interessati insieme con i gestori dei sistemi di gas naturale e con i gestori dei sistemi dell'idrogeno coordinano la raccolta delle informazioni pertinenti, ove necessario, ai fini del presente articolo.
4. L'ENTSO per l'energia elettrica e l'EU DSO coordinano i lavori dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione per quanto riguarda i dati e le analisi da fornire a norma del paragrafo 3. In particolare:
a) definiscono il tipo e il formato dei dati che i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione devono fornire alle autorità di regolazione o a un'altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1;
b) mettono a punto una metodologia per l'analisi delle esigenze di flessibilità da parte dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione, tenendo conto come minimo:
i) di tutte le fonti di flessibilità disponibili, in modo efficiente sotto il profilo dei costi nei diversi orizzonti temporali, anche in altri Stati membri;
ii) degli investimenti previsti nell'interconnessione e nella flessibilità a livello di trasmissione e distribuzione; e
iii) della necessità di decarbonizzare il sistema elettrico al fine di conseguire gli obiettivi 2030 dell'Unione per l'energia e il clima quali definiti all'articolo 2, punto 11), del regolamento (UE) 2018/1999 e il suo obiettivo di neutralità climatica entro il 2050 stabilito all'articolo 2 del regolamento (UE) 2021/1119, conformemente all'accordo di Parigi adottato nell'ambito della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici (*8).
La metodologia di cui alla lettera b) del primo comma contiene criteri guida su come valutare la capacità delle diverse fonti di flessibilità di soddisfare le esigenze di flessibilità.
5. L'ENTSO per l'energia elettrica e l'EU DSO cooperano strettamente per il coordinamento dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di distribuzione in relazione alla fornitura dei dati e delle analisi a norma del paragrafo 4.
6. Entro il 17 aprile 2025, l'ENTSO per l'energia elettrica e l'EU DSO presentano congiuntamente all'ACER una proposta riguardante il tipo e il formato dei dati da presentare a un'autorità di regolazione o a un'altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 nonché la metodologia per l'analisi delle esigenze di flessibilità di cui al paragrafo 4. Entro tre mesi dal ricevimento della proposta l'ACER l'approva o la modifica. In quest'ultimo caso l'ACER consulta il gruppo di coordinamento per l'energia elettrica, l'ENTSO per l'energia elettrica e l'EU DSO prima di adottare le modifiche. La proposta adottata è pubblicata sul sito web dell'ACER.
7. L'autorità di regolazione o, se del caso, un'altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1 trasmette alla Commissione e all'ACER le relazioni di cui al paragrafo 1 e le pubblica. Entro 12 mesi dal ricevimento delle relazioni l'ACER pubblica una relazione che le analizza e formula raccomandazioni su questioni di rilevanza transfrontaliera con riferimento alle conclusioni dell'autorità di regolazione o, se del caso, di un'altra autorità o entità designata a norma del paragrafo 1, comprese raccomandazioni sull'eliminazione degli ostacoli all'ingresso delle risorse di flessibilità non fossile.
Tra le questioni di rilevanza transfrontaliera, l'ACER valuta:
a) come integrare meglio l'analisi delle esigenze di flessibilità di cui al paragrafo 1 del presente articolo con la metodologia per la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse conformemente all'articolo 23 e la metodologia per il piano decennale di sviluppo della rete a livello dell'Unione, garantendo la coerenza tra loro;
b) le esigenze stimate di flessibilità nel sistema elettrico a livello dell'Unione e il suo potenziale economicamente disponibile previsto per i successivi 5-10 anni, tenendo conto delle relazioni nazionali;
c) la potenziale introduzione di ulteriori misure per liberare il potenziale di flessibilità nei mercati dell'energia elettrica e nella gestione del sistema.
I risultati dell'analisi di cui al secondo comma, lettera a) possono essere presi in considerazione in ulteriori revisioni delle metodologie di cui a tale lettera conformemente ai pertinenti atti giuridici dell'Unione.
Il comitato consultivo scientifico europeo sui cambiamenti climatici può, di propria iniziativa, fornire contributi all'ACER su come garantire la conformità con gli obiettivi 2030 dell'Unione per l'energia e il clima e con l'obiettivo della neutralità climatica entro il 2050.
8. L'ENTSO per l'energia elettrica aggiorna il piano di sviluppo della rete a livello di Unione per includervi i risultati delle relazioni delle esigenze di flessibilità di cui al paragrafo 1. Tali relazioni sono prese in considerazione dai gestori dei sistemi di trasmissione e dai gestori dei sistemi di distribuzione nei rispettivi piani di sviluppo della rete.
Articolo 19 septies
Obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile
Entro sei mesi dalla presentazione della relazione di cui all'articolo 19 sexies, paragrafo 1, del presente regolamento, ciascuno Stato membro definisce, sulla base di tale relazione, un obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile, compresi i rispettivi contributi specifici della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia a detto obiettivo. Gli Stati membri possono conseguire tale obiettivo realizzando il potenziale individuato della flessibilità non fossile, mediante l'eliminazione degli ostacoli di mercato individuati o mediante i regimi di sostegno alla flessibilità non fossile di cui all'articolo 19 octies del presente regolamento. Di tale obiettivo nazionale indicativo, compresi i rispettivi contributi specifici della gestione della domanda e dello stoccaggio di energia a detto obiettivo e le misure per conseguirlo, tengono conto gli Stati membri nei rispettivi piani nazionali integrati per l'energia e il clima con riferimento alla dimensione "mercato interno dell'energia", conformemente agli articoli 3, 4 e 7 del regolamento (UE) 2018/1999, e nelle relazioni intermedie nazionali integrate sull'energia e il clima, conformemente all'articolo 17 del medesimo regolamento. Gli Stati membri possono definire obiettivi nazionali indicativi provvisori fino all'adozione della relazione a norma dell'articolo 19 sexies, paragrafo 1, del presente regolamento.
A seguito della valutazione effettuata a norma dell'articolo 9 del regolamento (UE) 2018/1999, la Commissione, dopo aver ricevuto l'obiettivo indicativo nazionale definito e comunicato dagli Stati membri conformemente al paragrafo 1 del presente articolo, trasmette al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione di valutazione delle relazioni nazionali.
Sulla base delle conclusioni della relazione redatta con le prime informazioni comunicate dagli Stati membri, la Commissione può elaborare una strategia dell'Unione in materia di flessibilità, incentrata in particolare sulla gestione della domanda e sullo stoccaggio di energia per facilitare la loro diffusione, che sia coerente con gli obiettivi 2030 dell'Unione per l'energia e il clima e all'obiettivo della neutralità climatica entro il 2050. Tale strategia dell'Unione in materia di flessibilità può essere accompagnata, se del caso, da una proposta legislativa.
Articolo 19 octies
Regimi di sostegno alla flessibilità non fossile
1. Qualora gli investimenti nella flessibilità non fossile siano insufficienti a conseguire l'obiettivo nazionale indicativo o, se del caso, gli obiettivi nazionali indicativi provvisori definiti a norma dell'articolo 19 septies, gli Stati membri possono applicare regimi di sostegno alla flessibilità non fossile sotto forma di pagamenti per la capacità disponibile di flessibilità non fossile, fatti salvi gli articoli 12 e 13. Gli Stati membri che applicano un meccanismo di capacità valutano la possibilità di apportare i necessari adeguamenti nella concezione dei meccanismi di capacità per promuovere la partecipazione delle componenti di flessibilità non fossile, quali la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia, fatta salva la possibilità per tali Stati membri di utilizzare i regimi di sostegno alla flessibilità non fossile di cui al presente paragrafo.
2. La possibilità che hanno gli Stati membri di applicare misure di sostegno alla flessibilità non fossile di cui al paragrafo 1 del presente articolo non impedisce loro di perseguire gli obiettivi nazionali indicativi definiti a norma dell'articolo 19 septies con altri mezzi.
Articolo 19 nonies
Principi di concezione dei regimi di sostegno alla flessibilità non fossile
I regimi di sostegno alla flessibilità non fossile applicati dagli Stati membri a norma dell'articolo 19 octies, paragrafo 1:
a) non vanno al di là di quanto necessario per conseguire l'obiettivo nazionale indicativo o, se del caso, l'obiettivo nazionale indicativo provvisorio definito a norma dell'articolo 19 septies in modo efficace sotto il profilo dei costi;
b) si limitano ai nuovi investimenti nelle risorse di flessibilità non fossile, come la gestione della domanda e lo stoccaggio di energia;
c) tentano di tener conto dei criteri legati all'ubicazione per garantire che gli investimenti in nuova capacità avvengano in siti ottimali;
d) non comportano l'avvio di una generazione a partire da combustibili fossili situata oltre il punto di misurazione;
e) selezionano i fornitori di capacità tramite una procedura aperta, trasparente, competitiva, volontaria, non discriminatoria ed efficace sotto il profilo dei costi;
f) prevengono indebite distorsioni del funzionamento efficiente dei mercati dell'energia elettrica, anche preservando gli incentivi all'efficienza operativa e i segnali di prezzo, nonché l'esposizione alla variazione dei prezzi e al rischio di mercato;
g) prevedono l'erogazione di incentivi per l'integrazione nei mercati dell'energia elettrica basati su criteri di mercato e che rispondono ai segnali di mercato, evitando inutili distorsioni dei mercati dell'energia elettrica e tenendo conto degli eventuali costi di integrazione del sistema e della congestione e della stabilità della rete;
h) fissano un livello minimo di partecipazione al mercato dell'elettricità in termini di energia attivata, che tenga conto delle specificità tecniche dell'asset che offre la flessibilità;
i) applicano sanzioni adeguate ai fornitori di capacità che non rispettano il livello minimo di partecipazione al mercato dell'elettricità di cui alla lettera h) o che non si attengono agli incentivi all'efficienza operativa e ai segnali di prezzo di cui alla lettera f);
j) promuovono l'apertura alla partecipazione transfrontaliera delle risorse in grado di fornire le prestazioni tecniche previste, qualora l'analisi costi-benefici abbia un esito positivo.
___________________
(*8) GU L 282 del 19.10.2016.»;"
10) l'articolo 21 è così modificato:
a) il paragrafo 1 è sostituito dal seguente:
«1. Nell'attuare le misure di cui all'articolo 20, paragrafo 3, del presente regolamento conformemente agli articoli 107, 108 e 109 TFUE, gli Stati membri possono introdurre meccanismi di capacità.»
;
b) il paragrafo 7 è soppresso;
c) il paragrafo 8 è sostituito dal seguente:
«8. I meccanismi di capacità sono approvati dalla Commissione per un periodo non superiore a dieci anni. La quantità di capacità impegnata è ridotta sulla base dei piani di attuazione di cui all'articolo 20, paragrafo 3. Gli Stati membri continuano ad applicare il piano di attuazione dopo l'introduzione del meccanismo di capacità.»
;
11) all'articolo 22, paragrafo 1, la lettera a) è soppressa;
12) all'articolo 37, paragrafo 1, la lettera a) è sostituita dalla seguente:
«a) calcolo coordinato della capacità, secondo le metodologie sviluppate conformemente agli orientamenti in materia di allocazione della capacità a termine, istituiti dal regolamento (UE) 2016/1719, agli orientamenti in materia di assegnazione di capacità e di gestione delle congestioni istituiti dal regolamento (UE) 2015/1222, agli orientamenti in materia di bilanciamento del sistema elettrico istituiti dal regolamento (UE) 2017/2195;»
;
13) all'articolo 50 è aggiunto il paragrafo seguente:
«4 bis. I gestori dei sistemi di trasmissione pubblicano in modo trasparente informazioni chiare sulla capacità disponibile per nuove connessioni nelle zone di gestione con un'elevata granularità spaziale, rispettando la sicurezza pubblica e la riservatezza dei dati, comprese la capacità oggetto di richieste di connessione e la possibilità di una connessione flessibile nelle aree congestionate. La pubblicazione comprende informazioni sui criteri per il calcolo della capacità disponibile per le nuove connessioni. I gestori dei sistemi di trasmissione aggiornano tali informazioni periodicamente, almeno con cadenza mensile.
I gestori dei sistemi di trasmissione forniscono in modo trasparente agli utenti del sistema informazioni chiare sullo stato di avanzamento e sul trattamento delle loro richieste di connessione, comprese, se del caso, informazioni relative agli accordi di connessione flessibile. Essi forniscono tali informazioni entro tre mesi dalla presentazione della richiesta. Se la richiesta di connessione non è accolta né respinta in modo permanente, i gestori dei sistemi di trasmissione aggiornano tali informazioni periodicamente, almeno con cadenza trimestrale.»
;
14) all'articolo 57 è aggiunto il paragrafo seguente:
«3. I gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasmissione cooperano al fine di pubblicare in modo uniforme informazioni coerenti sulla capacità disponibile per nuove connessioni nelle rispettive zone di gestione che diano sufficiente visibilità granulare ai promotori di nuovi progetti energetici e agli altri potenziali utenti della rete.»
;
15) l'articolo 59 è così modificato:
a) al paragrafo 1, la lettera b) è sostituita dalla seguente:
«b) norme in materia di allocazione delle capacità e di gestione della congestione ai sensi degli articoli da 7 a 10, da 13 a 17, dell'articolo 19 e degli articoli da 35 a 37 del presente regolamento e dell'articolo 6 della direttiva (UE) 2019/944, comprese le norme in materia di metodologie e processi di calcolo della capacità giornaliera, infragiornaliera e a termine, modelli di rete, configurazione delle zone di offerta, ridispacciamento e scambi compensativi, algoritmi di negoziazione, coupling unico del giorno prima e infragiornaliero, opzioni di governance diverse, irrevocabilità della capacità interzonale allocata, distribuzione della rendita di congestione, dettagli e caratteristiche specifiche degli strumenti di cui all'articolo 9, paragrafo 3, del presente regolamento con riferimento agli elementi specificati ai paragrafi 4 e 5, allocazione e agevolazione dello scambio di diritti finanziari di trasmissione a lungo termine da parte della piattaforma unica di allocazione nonché frequenza, scadenza e natura specifica di tali diritti di trasmissione a lungo termine, copertura del rischio per la trasmissione interzonale, procedure di nomina, recupero dei costi dell'allocazione della capacità e della gestione della congestione e metodologia per la compensazione dei gestori di impianti offshore di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili per le riduzioni di capacità;»
;
b) al paragrafo 2, la lettera a) è sostituita dalla seguente:
«a) norme di collegamento della rete, comprese le norme sulla connessione degli impianti di consumo connessi al sistema di trasmissione, gli impianti di distribuzione e i sistemi di distribuzione connessi al sistema di trasmissione, la connessione delle unità di consumo utilizzate per la gestione della domanda, i requisiti per la connessione dei generatori e altri utenti del sistema alla rete, i requisiti per la connessione alla rete di corrente continua ad alta tensione, i requisiti per i parchi di generazione connessi in corrente continua e le stazioni di conversione in corrente continua ad alta tensione del terminale remoto, nonché le procedure di notifica operativa per la connessione alla rete;»
16) all'articolo 64 sono inseriti i paragrafi seguenti:
«2 bis. In deroga all'articolo 6, paragrafi 9, 10 e 11, l'Estonia, la Lettonia e la Lituania possono concludere contratti finanziari per la capacità di bilanciamento fino a cinque anni prima dell'inizio della fornitura della capacità di bilanciamento. La durata di tali contratti non supera gli otto anni dopo l'adesione dell'Estonia, della Lettonia e della Lituania all'area sincrona dell'Europa continentale.
Le autorità di regolazione di Estonia, Lettonia e Lituania possono consentire ai rispettivi gestori dei sistemi di trasmissione di allocare la capacità interzonale secondo un processo basato sul mercato di cui all'articolo 41 del regolamento (UE) 2017/2195, senza limitazioni di volume, fino a sei mesi dopo il giorno della piena attuazione e operatività del processo di allocazione coottimizzato a norma dell'articolo 38, paragrafo 3, di tale regolamento.
2 ter. In deroga all'articolo 22, paragrafo 4, lettera b), gli Stati membri possono chiedere che una capacità di generazione la cui produzione commerciale è iniziata prima del 4 luglio 2019 e con emissioni superiori a 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica e superiori a 350 kg CO2 di origine fossile in media all'anno per kWe installato, sia, fatta salva l'ottemperanza agli articoli 107 e 108 TFUE, in via eccezionale, impegnata o riceva pagamenti o impegni di pagamento futuri dopo il 1° luglio 2025 nel quadro di un meccanismo di capacità approvato dalla Commissione prima del 4 luglio 2019.
2 quater. La Commissione valuta l'impatto della richiesta di cui al paragrafo 2 ter in termini di emissioni di gas a effetto serra. La Commissione può concedere la deroga dopo aver valutato la relazione di cui al paragrafo 2 quinquies, purché siano soddisfatte le seguenti condizioni:
a) lo Stato membro ha effettuato, il 4 luglio 2019 o successivamente a tale data, una procedura di gara competitiva a norma dell'articolo 22 e per un periodo di consegna successivo al 1° luglio 2025, volta a massimizzare la partecipazione dei fornitori di capacità che soddisfano i requisiti di cui all'articolo 22, paragrafo 4;
b) la quantità di capacità offerta nell'ambito della procedura di gara competitiva di cui alla lettera a) del presente paragrafo non è sufficiente ad affrontare le preoccupazioni in materia di adeguatezza individuate a norma dell'articolo 20, paragrafo 1, per il periodo di consegna coperto da tale procedura di gara;
c) la capacità di generazione con emissioni superiori a 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica è impegnata o riceve pagamenti o impegni di pagamento futuri per un periodo non superiore a un anno, e per un periodo di consegna non superiore alla durata della deroga, ed è acquisita mediante una procedura di aggiudicazione supplementare che soddisfa tutti i requisiti di cui all'articolo 22, ad eccezione di quelli di cui al paragrafo 4, lettera b), di tale articolo e solo per la quantità di capacità necessaria a risolvere le preoccupazioni in materia di adeguatezza di cui alla lettera b) del presente paragrafo.
La deroga di cui al presente paragrafo può essere applicata fino al 31 dicembre 2028, purché le condizioni ivi stabilite siano rispettate per l'intera durata della deroga.
2 quinquies. La richiesta di deroga di cui al paragrafo 2 ter è corredata di una relazione dello Stato membro contenente:
a) una valutazione dell'impatto della deroga in termini di emissioni di gas a effetto serra e sulla transizione verso le energie rinnovabili, una maggiore flessibilità, lo stoccaggio di energia, l'elettromobilità e la gestione della domanda;
b) un piano con tappe fondamentali per porre progressivamente fine alla partecipazione della capacità di generazione di cui al paragrafo 2 ter nei meccanismi di capacità entro la data di scadenza della deroga, compreso un piano per l'acquisizione della capacità di sostituzione necessaria in linea con la traiettoria nazionale indicativa per la quota complessiva di energia rinnovabile e una valutazione degli ostacoli agli investimenti da cui deriva la mancanza di offerte sufficienti nella procedura di gara competitiva di cui al paragrafo 2 quater, lettera a).»
;
17) l'articolo 69 è così modificato:
a) il paragrafo 2 è sostituito dal seguente:
«2. Entro il 30 giugno 2026, la Commissione riesamina il presente regolamento e presenta una relazione esaustiva al Parlamento europeo e al Consiglio sulla base di tale riesame, se del caso corredata di una proposta legislativa.
La relazione della Commissione valuta fra l'altro:
a) l'efficacia della struttura e del funzionamento attuali dei mercati dell'energia elettrica a breve termine, anche in situazioni di crisi o di emergenza, e, più in generale, le potenziali inefficienze relative al mercato interno dell'energia elettrica e le diverse opzioni per l'introduzione di possibili rimedi e strumenti da applicare in situazioni di crisi o di emergenza alla luce dell'esperienza a livello internazionale nonché dell'evoluzione e dei nuovi sviluppi nel mercato interno dell'energia elettrica;
b) l'idoneità dell'attuale quadro giuridico e finanziario dell'Unione relativo alle reti di distribuzione ai fini del conseguimento degli obiettivi dell'Unione in materia di energia rinnovabile e mercato interno dell'energia;
c) in conformità dell'articolo 19 bis, il potenziale e la sostenibilità dell'istituzione di una o più piattaforme di mercato dell'Unione per gli accordi di compravendita di energia elettrica, da utilizzare su base volontaria, comprese l'interazione di tali potenziali piattaforme con altre piattaforme esistenti del mercato dell'energia elettrica e la messa in comune della domanda di accordi di compravendita di energia elettrica mediante aggregazione.»
;
b) è aggiunto il seguente paragrafo:
«3. Entro il 17 gennaio 2025 la Commissione trasmette al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione dettagliata che valuta le possibilità di razionalizzazione e semplificazione del processo di applicazione del meccanismo di capacità a norma del capo IV, in modo da garantire che gli Stati membri possano affrontare tempestivamente le preoccupazioni in materia di adeguatezza. In tale contesto, la Commissione chiede che l'ACER modifichi la metodologia per la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse di cui all'articolo 23 in conformità degli articoli 23 o 27, a seconda del caso.
Entro il 17 aprile 2025, la Commissione, previa consultazione degli Stati membri, presenta proposte al fine di razionalizzare e semplificare il processo di valutazione dei meccanismi di capacità, se del caso.»
;
18) è inserito l'articolo seguente:
«Articolo 69 bis
Interazione con gli atti giuridici finanziari dell'Unione
Il presente regolamento non pregiudica l'applicazione dei regolamenti (UE) n. 648/2012 e (UE) n. 600/2014 e della direttiva 2014/65/UE per quanto riguarda le attività dei partecipanti al mercato o dei gestori del mercato che comportano strumenti finanziari quali definiti all'articolo 4, paragrafo 1, punto 15), della direttiva 2014/65/UE.»
;
19) nell'allegato I, il punto 1.2 è sostituito dal seguente:
«1.2. Il calcolo coordinato della capacità è effettuato per tutti gli orizzonti temporali di allocazione.».
Entrata in vigore
Il presente regolamento entra in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea.
Il presente regolamento è obbligatorio in tutti i suoi elementi e direttamente applicabile in ciascuno degli Stati membri.
Fatto a Bruxelles, il 13 giugno 2024
Per il Parlamento europeo
Il presidente
R. METSOLA
Per il Consiglio
Il presidente
H. LAHBIB