Help Print this page 

Document 02013R0347-20160216

Title and reference
Regolamento (UE) n . 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio del 17 aprile 2013 sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee e che abroga la decisione n. 1364/2006/CE e che modifica i regolamenti (CE) n. 713/2009, (CE) n. 714/2009 e (CE) n. 715/2009 (Testo rilevante ai fini del SEE)

ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2013/347/2016-02-16
Multilingual display
Text

2013R0347 — IT — 16.02.2016 — 002.001


Trattandosi di un semplice strumento di documentazione, esso non impegna la responsabilità delle istituzioni

►B

REGOLAMENTO (UE) N. 347/2013 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO

del 17 aprile 2013

sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee e che abroga la decisione n. 1364/2006/CE e che modifica i regolamenti (CE) n. 713/2009, (CE) n. 714/2009 e (CE) n. 715/2009

(Testo rilevante ai fini del SEE)

(GU L 115 dell'25.4.2013, pag. 39)

Modificato da:

 

 

Gazzetta ufficiale

  n.

pag.

data

 M1

REGOLAMENTO DELEGATO (UE) N. 1391/2013 DELLA COMMISSIONE del 14 ottobre 2013

  L 349

28

21.12.2013

►M2

REGOLAMENTO DELEGATO (UE) 2016/89 DELLA COMMISSIONE del 18 novembre 2015

  L 19

1

27.1.2016




▼B

REGOLAMENTO (UE) N. 347/2013 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO

del 17 aprile 2013

sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee e che abroga la decisione n. 1364/2006/CE e che modifica i regolamenti (CE) n. 713/2009, (CE) n. 714/2009 e (CE) n. 715/2009

(Testo rilevante ai fini del SEE)



IL PARLAMENTO EUROPEO E IL CONSIGLIO DELL’UNIONE EUROPEA,

visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea, in particolare l'articolo 172,

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)

Il 26 marzo 2010 il Consiglio europeo ha espresso il proprio accordo in merito alla proposta della Commissione di varare una nuova strategia «Europa 2020». Una delle priorità della strategia di Europa 2020 è il raggiungimento di una crescita sostenibile mediante la promozione di un'economia più efficiente dal punto di vista delle risorse, più rispettosa dell'ambiente, più sostenibile e più competitiva. La strategia pone le infrastrutture energetiche in primo piano come parte integrante dell'iniziativa faro «Un'Europa efficiente sotto il profilo delle risorse», sottolineando la necessità di ammodernare rapidamente le reti europee, creando interconnessioni a livello continentale, in particolare per integrare le fonti di energia rinnovabile.

(2)

L'obiettivo, concordato nelle conclusioni del Consiglio europeo di Barcellona del marzo 2002, che prevede il raggiungimento negli Stati membri di un livello di interconnessioni elettriche pari ad almeno il 10 % della capacità di produzione installata, non è ancora stato conseguito.

(3)

La comunicazione della Commissione dal titolo «Priorità per le infrastrutture energetiche per il 2020 e oltre — Piano per una rete energetica europea integrata», seguita dalle conclusioni del Consiglio del 28 febbraio 2011 e dalla risoluzione del Parlamento europeo ( 4 ), ha auspicato una nuova politica in materia di infrastrutture energetiche per ottimizzare lo sviluppo della rete a livello europeo, per il periodo fino al 2020 e oltre, al fine di consentire all'Unione di conseguire i suoi principali obiettivi di politica energetica in termini di competitività, sostenibilità e sicurezza dell'approvvigionamento.

(4)

Il Consiglio europeo del 4 febbraio 2011 ha sottolineato la necessità di modernizzare e ampliare le infrastrutture energetiche europee e di interconnettere le reti attraverso le frontiere, al fine di rendere operativa la solidarietà tra gli Stati membri, garantire rotte di approvvigionamento o di transito e fonti di energia alternative e sviluppare fonti energetiche rinnovabili in competizione con le fonti tradizionali. Il Consiglio ha ribadito che dopo il 2015 nessuno Stato membro dovrebbe rimanere isolato dalle reti elettriche e di gas europee o vedere minacciata la sua sicurezza energetica per mancanza di connessioni adeguate.

(5)

La decisione n. 1364/2006/CE del Parlamento europeo e del Consiglio ( 5 ) stabilisce orientamenti per le reti transeuropee nel settore dell'energia (RTE-E). Tali orientamenti mirano a sostenere l'effettiva realizzazione del mercato interno dell'energia dell'Unione incoraggiando nel contempo la produzione, il trasporto, la distribuzione e l'uso razionali delle risorse energetiche, a ridurre l'isolamento delle regioni meno favorite e insulari, a rendere sicuro e diversificare l'approvvigionamento energetico, le fonti e le rotte dell'Unione, anche tramite la cooperazione con paesi terzi e a contribuire allo sviluppo sostenibile e alla protezione dell'ambiente.

(6)

Dalla valutazione del quadro attuale delle RTE-E è emerso chiaramente che tale quadro, pur apportando un contributo positivo ai progetti selezionati dando loro visibilità politica, risente della mancanza di visione generale, approfondimento e flessibilità per colmare i divari infrastrutturali individuati. È pertanto opportuno che l'Unione intensifichi i suoi sforzi volti a far fronte alle sfide future in tale settore e presti la dovuta attenzione all'identificazione di eventuali carenze future nella domanda e nell'offerta di energia.

(7)

Accelerare la ristrutturazione delle infrastrutture energetiche esistenti e metterne a punto delle nuove è d'importanza vitale per raggiungere gli obiettivi politici dell'Unione in materia di energia e di clima, che consistono nel completare il mercato interno dell'energia, garantire la sicurezza dell'approvvigionamento, in particolare per il gas e il petrolio, ridurre le emissioni di gas a effetto serra del 20 % (del 30 % nelle giuste condizioni), portare al 20 % la quota delle fonti di energia rinnovabile nel consumo finale ( 6 ) e migliorare del 20 % l'efficienza energetica entro il 2020, poiché una maggiore efficienza energetica può contribuire a ridurre la necessità di costruire nuove infrastrutture. Allo stesso tempo, l'Unione deve preparare la propria infrastruttura per l'ulteriore decarbonizzazione del suo sistema energetico nella prospettiva più a lungo termine all'orizzonte 2050. Di conseguenza, è opportuno che il presente regolamento consenta anche l'integrazione di eventuali obiettivi futuri della politica energetica e climatica dell'Unione.

(8)

Benché la direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica ( 7 ), e la direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale ( 8 ), prevedano un mercato interno dell'energia, esso rimane frammentato a causa delle interconnessioni insufficienti tra le reti energetiche nazionali e dell'utilizzo non ottimale delle infrastrutture energetiche esistenti. Disporre di reti integrate a livello di Unione e sviluppare reti intelligenti è tuttavia d'importanza cruciale per assicurare un mercato integrato competitivo e ben funzionante, per garantire l'utilizzo ottimale delle infrastrutture energetiche, una maggiore efficienza energetica e l'integrazione delle risorse distribuite di energie rinnovabili, nonché per promuovere la crescita, l'occupazione e lo sviluppo sostenibile.

(9)

È opportuno aggiornare le infrastrutture energetiche dell'Unione al fine di evitare disfunzioni tecniche e aumentare la resilienza contro tali disfunzioni, disastri naturali o provocati dall'uomo, effetti negativi dei cambiamenti climatici e minacce alla sicurezza delle infrastrutture, in particolare per quanto riguarda le infrastrutture europee d'importanza fondamentale come enunciato nella direttiva 2008/114/CE del Consiglio, dell'8 dicembre 2008, relativa all'individuazione e alla designazione delle infrastrutture critiche europee e alla valutazione della necessità di migliorarne la protezione ( 9 ).

(10)

Il trasporto di petrolio mediante oleodotti terrestri invece che via mare può contribuire sensibilmente a ridurre il rischio ambientale associato al trasporto di petrolio.

(11)

L'importanza delle reti intelligenti per il raggiungimento degli obiettivi di politica energetica dell'Unione è stata riconosciuta nella comunicazione della Commissione del 12 aprile 2011 intitolata «Reti intelligenti: dall'innovazione all'introduzione».

(12)

I dispositivi di accumulo dell'energia nonché gli impianti di ricevimento, stoccaggio e rigassificazione o decompressione per il gas naturale liquefatto (GNL) e il gas naturale compresso (GNC) assumono un ruolo di crescente importanza nell'ambito dell'infrastruttura energetica europea. Lo sviluppo di tali infrastrutture energetiche rappresenta una componente importante di un'infrastruttura di rete ben funzionante.

(13)

La comunicazione della Commissione del 7 settembre 2011 intitolata «La politica energetica dell'UE: un impegno con i partner al di là delle nostre frontiere» ha sottolineato l'esigenza dell'Unione di includere la promozione dello sviluppo delle infrastrutture energetiche nelle sue relazioni esterne per sostenere lo sviluppo socioeconomico oltre le frontiere dell'Unione. Quest'ultima dovrebbe agevolare i progetti infrastrutturali che collegano le reti energetiche dell'Unione con le reti dei paesi terzi, in particolare con i paesi vicini e con i paesi con cui l'Unione ha istituito una cooperazione energetica specifica.

(14)

Onde garantire la stabilità della tensione e della frequenza, è opportuno prestare particolare attenzione alla stabilità delle reti elettriche europee nel contesto delle mutevoli condizioni causate dalla crescente alimentazione con energia derivante da fonti rinnovabili variabili in natura.

(15)

Le esigenze di investimento fino al 2020 in infrastrutture di rilevanza europea per la trasmissione dell'elettricità e del gas sono state stimate a circa 200 miliardi di EUR. L'aumento significativo dei volumi di investimento rispetto alle tendenze passate e l'urgenza di attuare le priorità per le infrastrutture energetiche richiede un nuovo approccio nella modalità di regolamentazione e finanziamento delle infrastrutture energetiche e, in particolare, quelle di tipo transfrontaliero.

(16)

Il documento di lavoro della Commissione per il Consiglio del 10 giugno 2011 intitolato «Esigenze di investimento in strutture energetiche e requisiti finanziari» ha sottolineato che circa la metà degli investimenti totali necessari per il decennio fino al 2020 corre il rischio di non arrivare a destinazione o di non giungere in tempo a causa degli ostacoli correlati al rilascio delle autorizzazioni, alle questioni normative e al finanziamento.

(17)

Il presente regolamento stabilisce le norme per lo sviluppo e l'interoperabilità tempestivi delle reti di energia transeuropee al fine di conseguire gli obiettivi di politica energetica del trattato sul funzionamento dell'Unione europea (TFUE) per assicurare il funzionamento del mercato interno dell'energia e la sicurezza dell'approvvigionamento nell'Unione, di promuovere l'efficienza energetica e il risparmio di energia e lo sviluppo di forme nuove e rinnovabili di energia nonché di promuovere l'interconnessione delle reti di energia. Perseguendo tali obiettivi, il presente regolamento contribuisce alla crescita intelligente, sostenibile e inclusiva e apporta benefici all'insieme dell'Unione in termini di competitività e coesione economica, sociale e territoriale.

(18)

Per lo sviluppo delle reti transeuropee e la loro efficace interoperabilità è essenziale garantire il coordinamento operativo tra i gestori dei sistemi di trasmissione di energia elettrica (GST). Al fine di garantire condizioni uniformi di esecuzione delle disposizioni pertinenti del regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica ( 10 ), a tale riguardo, dovrebbero essere attribuite alla Commissione competenze di esecuzione. Tali competenze dovrebbero essere esercitate conformemente al 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 ( 11 ). Per l'adozione degli orientamenti sull'attuazione del coordinamento operativo tra i GST di energia elettrica a livello dell'Unione si dovrebbe far ricorso alla procedura d'esame, poiché tali orientamenti si applicheranno in modo generale a tutti i GST.

(19)

Il presente regolamento assegna importanti compiti supplementari all'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia («Agenzia»), istituita dal regolamento (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 12 ), ed è opportuno garantire a tale Agenzia il diritto di prelevare tasse per coprire una parte di detti compiti supplementari.

(20)

A seguito di intense consultazioni con tutti gli Stati membri e con le parti interessate, la Commissione ha individuato dodici priorità strategiche relative alle infrastrutture energetiche transeuropee, la cui attuazione entro il 2020 è essenziale per il raggiungimento degli obiettivi politici energetici e climatici dell'Unione. Queste priorità riguardano diverse regioni geografiche o aree tematiche nel campo della trasmissione e dello stoccaggio dell'elettricità, della trasmissione del gas, dello stoccaggio e delle infrastrutture del gas naturale liquefatto o compresso, delle reti intelligenti, delle autostrade elettriche, del trasporto di anidride carbonica e delle infrastrutture per il petrolio.

(21)

È opportuno che i progetti di interesse comune rispettino criteri comuni, trasparenti e obiettivi visto il loro contributo agli obiettivi di politica energetica. Per l'elettricità e il gas, è opportuno che i progetti proposti facciano parte dell'ultimo piano decennale di sviluppo della rete disponibile al fine di poter essere inclusi nel secondo elenco dell'Unione e negli elenchi successivi. Tale piano dovrebbe tenere conto in particolare delle conclusioni del Consiglio europeo del 4 febbraio 2011 in relazione alla necessità di integrare i mercati dell'energia periferici.

(22)

È opportuno istituire gruppi regionali incaricati di proporre e riesaminare progetti di interesse comune, al fine di istituire elenchi regionali di progetti di interesse comune. Per assicurare un ampio consenso, questi gruppi regionali dovrebbero assicurare una stretta cooperazione tra gli Stati membri, le autorità di regolamentazione nazionali, i promotori di progetto e le parti interessate. La cooperazione dovrebbe basarsi il più possibile sulle strutture di cooperazione regionale esistenti delle autorità nazionali di regolamentazione e dei GST e su altre strutture istituite dagli Stati membri e dalla Commissione. Nel quadro di tale cooperazione, è opportuno che le autorità di regolamentazione nazionali forniscano, ove necessario, consulenza ai gruppi regionali, anche in merito alla realizzabilità degli aspetti regolamentari dei progetti proposti e del calendario proposto per l'approvazione regolamentare.

(23)

Al fine di garantire che l'elenco dei progetti di interesse comune a livello di Unione («elenco dell'Unione») sia limitato ai progetti che contribuiscono in misura maggiore all'attuazione delle aree e dei corridoi prioritari per le infrastrutture energetiche strategiche, dovrebbe essere delegato alla Commissione il potere di adottare e riesaminare l'elenco dell'Unione conformemente all'articolo 290 TFUE, pur rispettando il diritto degli Stati membri di approvare i progetti di interesse comune concernenti il loro territorio. Secondo l'analisi condotta nella valutazione d'impatto allegata alla proposta che ha portato al presente regolamento, il numero di tali progetti è stimato a circa 100 nel settore dell'elettricità e 50 nel settore del gas. Tenendo conto di tale valutazione e della necessità di garantire il raggiungimento degli obiettivi del presente regolamento, è opportuno che il numero totale dei progetti di interesse comune rimanga gestibile e non superi pertanto in modo significativo i 220 progetti. Nella preparazione e nell'elaborazione degli atti delegati la Commissione dovrebbe provvedere alla contestuale, tempestiva e appropriata trasmissione dei documenti pertinenti al Parlamento europeo e al Consiglio.

(24)

È opportuno che sia redatto un nuovo elenco dell'Unione ogni due anni. Progetti di interesse comune che sono completati o che non soddisfano più i criteri e i requisiti di cui al presente regolamento non dovrebbero figurare nel successivo elenco dell'Unione. Per tale ragione, i progetti di interesse comune esistenti che saranno inclusi nel successivo elenco dell'Unione dovrebbero essere soggetti alla stessa procedura di selezione dei progetti proposti, finalizzato a istituire gli elenchi regionali e l'elenco dell'Unione; è opportuno tuttavia cercare di limitare il più possibile l'onere amministrativo risultante, a esempio utilizzando per quanto possibile le informazioni trasmesse precedentemente o tenendo conto delle relazioni annuali dei promotori di progetto.

(25)

I progetti di interesse comune dovrebbero essere attuati il più rapidamente possibile ed essere monitorati e valutati attentamente, pur mantenendo al minimo gli oneri amministrativi per i promotori di progetto. È opportuno che la Commissione nomini dei coordinatori europei per i progetti che incontrano difficoltà particolari.

(26)

I procedimenti di rilascio delle autorizzazioni non dovrebbero comportare oneri amministrativi sproporzionati rispetto alle dimensioni o alla complessità di un progetto, né creare barriere allo sviluppo delle reti transeuropee e all'accesso al mercato. Le conclusioni del Consiglio del 19 febbraio 2009 hanno evidenziato la necessità di individuare e rimuovere gli ostacoli all'investimento, anche semplificando le procedure di pianificazione e consultazione. Queste conclusioni sono state confermate dalle conclusioni del Consiglio europeo del 4 febbraio 2011, che hanno nuovamente sottolineato l'importanza di snellire e perfezionare i procedimenti di rilascio delle autorizzazioni rispettando al contempo le competenze nazionali.

(27)

È opportuno coordinare la pianificazione e l'attuazione dei progetti di interesse comune dell'Unione in materia di infrastrutture energetiche, dei trasporti e delle telecomunicazioni in modo da creare sinergie ove ciò risulti vantaggioso dal punto di vista generale economico, tecnico, ambientale o della pianificazione territoriale e tenendo debitamente conto dei pertinenti aspetti di sicurezza. Nella pianificazione delle diverse reti europee si potrebbe pertanto prediligere l'integrazione tra reti di trasporto, reti di comunicazione e reti energetiche onde garantire un impegno minimo del territorio e garantendo sempre, ove possibile, il riutilizzo dei tracciati esistenti o dismessi, onde ridurre al minimo gli impatti negativi socio-economico-ambientali e finanziari.

(28)

Ai progetti di interesse comune dovrebbe essere assegnato uno «status di priorità» a livello nazionale al fine di assicurare il loro trattamento amministrativo rapido. I progetti di interesse comune dovrebbero essere considerati dalle autorità competenti di interesse pubblico. L'autorizzazione dovrebbe essere rilasciata a progetti che hanno un effetto negativo sull'ambiente, per motivi di rilevante interesse pubblico, quando sono rispettate tutte le condizioni di cui alla direttiva 92/43/CEE del Consiglio, del 21 maggio 1992, relativa alla conservazione degli habitat naturali e seminaturali e della flora e della fauna selvatiche ( 13 ) e della direttiva 2000/60/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 ottobre 2000, che istituisce un quadro per l'azione comunitaria in materia di acque ( 14 ).

(29)

L'istituzione di una o più autorità competenti che integrano o coordinano tutti i procedimenti di rilascio delle autorizzazioni («sportello unico») dovrebbe ridurre la complessità, aumentare l'efficienza e la trasparenza e contribuire a migliorare la cooperazione tra gli Stati membri. Dopo la loro designazione, le autorità competenti dovrebbero essere operative il prima possibile.

(30)

Nonostante l'esistenza di regole consolidate per la partecipazione del pubblico ai processi decisionali in campo ambientale sono necessarie ulteriori misure per assicurare i livelli più elevati possibile di trasparenza e di partecipazione del pubblico per tutte le questioni importanti nel procedimento di rilascio delle autorizzazioni per i progetti di interesse comune.

(31)

L'attuazione corretta e coordinata della direttiva 2011/92/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 dicembre 2011, concernente la valutazione dell'impatto ambientale di determinati progetti pubblici e privati ( 15 ), della direttiva 2001/42/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 27 giugno 2001, concernente la valutazione degli effetti di determinati piani e programmi sull'ambiente ( 16 ), ove applicabile, della convenzione sull'accesso alle informazioni, la partecipazione del pubblico ai processi decisionali e l'accesso alla giustizia in materia ambientale, firmata a Aarhus il 25 giugno 1998 ( 17 ) (la «convenzione di Aarhus») e della convenzione di Espoo sulla valutazione dell'impatto ambientale in un contesto transfrontaliero (la «convenzione di Espoo»)dovrebbe assicurare l'armonizzazione dei principi di base per la valutazione degli effetti ambientali, anche in un contesto transfrontaliero. Gli Stati membri sono tenuti a coordinare le loro valutazioni per i progetti di interesse comune e a predisporre, se possibile, valutazioni congiunte. È opportuno incoraggiare gli Stati membri a scambiare le migliori prassi e a sviluppare la loro capacità amministrativa ai fini dei procedimenti di rilascio dell'autorizzazione.

(32)

È importante snellire e perfezionare i procedimenti di rilascio delle autorizzazioni, rispettando nel contempo — per quanto possibile tenendo debitamente conto del principio di sussidiarietà — le competenze nazionali e le procedure per la costruzione di nuove infrastrutture. Data l'urgenza di sviluppare infrastrutture energetiche, la semplificazione dei procedimenti di rilascio delle autorizzazioni dovrebbe essere accompagnata da un chiaro limite temporale per l'adozione della decisione da parte delle rispettive autorità in merito all'esecuzione del progetto. Tale limite temporale dovrebbe favorire una definizione e una gestione delle procedure più efficienti e non dovrebbe mai mettere a repentaglio gli standard elevati per la protezione dell'ambiente e la partecipazione del pubblico. Per quanto concerne i limiti temporali massimi di cui al presente regolamento, gli Stati membri potrebbero comunque sforzarsi, per quanto possibile, di ridurli ulteriormente. È opportuno che le autorità competenti garantiscano il rispetto dei limiti temporali e che gli Stati membri si impegnino ad assicurare che i ricorsi che mettono in discussione la legalità sostanziale o procedurale di una decisione globale siano trattati nella maniera più efficace possibile.

(33)

Qualora gli Stati membri lo considerino opportuno, possono includere nella decisione globale eventuali decisioni adottate nei seguenti contesti: negoziazioni con singoli proprietari terrieri per la concessione dell'accesso alla proprietà, l'acquisizione della proprietà o un diritto a occupare la proprietà; la pianificazione territoriale che determina la destinazione generale del terreno di una determinata regione, che comprende altri sviluppi quali autostrade, ferrovie, immobili e zone naturali protette, e che non è realizzata ai fini specifici del progetto previsto; la concessione di permessi operativi. Nel quadro dei procedimenti di rilascio delle autorizzazioni, un progetto di interesse comune può comprendere infrastrutture collegate nella misura in cui sono essenziali per la costruzione o il funzionamento del progetto.

(34)

Il presente regolamento, in particolare le disposizioni sul rilascio delle autorizzazioni, sulla partecipazione del pubblico e sull'attuazione di progetti di interesse comune, dovrebbe essere applicato fatto salvo il diritto internazionale e dell'Unione, comprese le disposizioni a tutela dell'ambiente e della salute umana e le disposizioni adottate ai sensi della politica comune della pesca e della politica marittima.

(35)

I costi per lo sviluppo, l'esecuzione, il funzionamento e la manutenzione di un progetto di interesse comune dovrebbero essere pienamente sostenuti in generale dagli utilizzatori dell'infrastruttura. I progetti di interesse comune dovrebbero poter beneficiare di una ripartizione transfrontaliera dei costi qualora una valutazione della domanda di mercato o degli effetti previsti sulle tariffe indichi che i costi non possono essere coperti dalle tariffe pagate dagli utenti dell'infrastruttura.

(36)

La discussione sull'adeguata ripartizione dei costi si dovrebbe fondare sull'analisi dei costi e dei benefici di un progetto infrastrutturale, effettuata sulla base di una metodologia armonizzata di analisi energetica dell'intero sistema, nel quadro dei piani decennali di sviluppo della rete elaborati dalla Rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione ai sensi del regolamento (CE) n. 714/2009 e del regolamento (CE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale ( 18 ), e rivista dall'Agenzia. Tale analisi potrebbe tenere conto degli indicatori e dei valori di riferimento corrispondenti per confrontare i costi unitari di investimento.

(37)

In un mercato interno dell'energia sempre più integrato sono necessarie regole chiare e trasparenti per la ripartizione dei costi tra paesi transfrontalieri al fine di accelerare l'investimento nell'infrastruttura transfrontaliera. Il Consiglio europeo del 4 febbraio 2011 ha ribadito l'importanza di promuovere un quadro normativo in grado di attrarre gli investimenti nelle reti, con tariffe fissate a livelli coerenti con le esigenze di finanziamento e una ripartizione dei costi adeguata per gli investimenti transfrontalieri, rafforzando al contempo la concorrenza e la competitività e tenendo conto dell'impatto sui consumatori. Nelle decisioni di ripartizione transfrontaliera dei costi, è opportuno che le autorità nazionali di regolamentazione garantiscano che l'impatto sulle tariffe nazionali non rappresenti un onere sproporzionato per i consumatori. È altresì opportuno che le autorità nazionali di regolamentazione evitino il rischio di doppio sostegno ai progetti, tenendo conto delle spese e delle entrate reali o stimate. Tali spese ed entrate dovrebbero essere prese in considerazione unicamente nella misura in cui sono destinate a coprire i costi in questione e sono il più possibile collegate ai progetti. Qualora una richiesta di finanziamento prenda in considerazione i benefici oltre le frontiere dello Stato membro interessato, è opportuno che le autorità nazionali di regolamentazione consultino i GST interessati in merito all'analisi dei costi-benefici specifica per progetti.

(38)

La normativa esistente in materia di mercato interno dell'energia prevede che le tariffe per l'accesso alle reti del gas e dell'elettricità forniscano incentivi adeguati per gli investimenti. Le autorità di regolamentazione nazionali dovrebbero assicurare, quando applicano il diritto in materia di mercato interno dell'energia, un quadro normativo stabile e prevedibile con incentivi per i progetti di interesse comune, ivi compresi quelli a lungo termine, commisurati al livello di rischio specifico del progetto. Ciò vale in particolare per le tecnologie di trasmissione innovative nel settore dell'energia elettrica, per consentire l'integrazione su vasta scala dell'energia rinnovabile, delle risorse energetiche distribuite o della reazione alla domanda nelle reti interconnesse e per l'infrastruttura di trasmissione del gas, che offre una capacità avanzata o una flessibilità aggiuntiva al mercato per consentire le transazioni a breve termine o l'approvvigionamento complementare in caso di interruzioni.

(39)

Il presente regolamento si applica unicamente al rilascio delle autorizzazioni di progetti di interesse comune ai sensi del presente regolamento, alla partecipazione del pubblico a tali progetti e al loro trattamento normativo. Gli Stati membri possono tuttavia, in virtù del loro diritto nazionale, applicare norme identiche o simili ad altri progetti che non godono dello status di progetto di interesse comune ai sensi del presente regolamento. Per quanto concerne gli incentivi normativi, gli Stati membri possono, in virtù del loro diritto nazionale, applicare norme identiche o simili a progetti di interesse comune che rientrano nella categoria di stoccaggio dell'elettricità.

(40)

È opportuno che gli Stati membri il cui diritto non prevede attualmente la possibilità di attribuire lo stato di massima importanza possibile a livello nazionale ai progetti di infrastrutture energetiche, nel quadro dei procedimenti di rilascio delle autorizzazioni, prevedano l'introduzione di tale stato, in particolare valutando se ciò consentirebbe di accelerare il procedimento di rilascio delle autorizzazioni.

(41)

Il programma energetico europeo per la ripresa (EEPR), istituito dal regolamento (CE) n. 663/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 19 ), ha dimostrato il valore aggiunto che deriva dall'incentivazione di finanziamenti privati tramite un'assistenza finanziaria significativa da parte dell'Unione per consentire l'attuazione di progetti di portata europea. Il Consiglio europeo del 4 febbraio 2011 ha riconosciuto che alcuni progetti di infrastruttura energetica possono richiedere finanziamenti pubblici limitati per mobilitare i finanziamenti privati. Alla luce della crisi economica e finanziaria e dei vincoli di bilancio, è opportuno predisporre un sostegno mirato, tramite l'uso sia di sovvenzioni sia di strumenti finanziari, nell'ambito del prossimo quadro finanziario pluriennale che attirerà nuovi investitori nei corridoi e nelle aree prioritari dell'infrastruttura energetica, mantenendo al contempo al minimo il contributo del bilancio dell'Unione europea. È opportuno che le pertinenti misure si basino sulle esperienze acquisite nella fase pilota successiva all'introduzione delle obbligazioni di progetto per il finanziamento di progetti nel settore delle infrastrutture.

(42)

I progetti di interesse comune nei settori dell'elettricità, del gas e dell'anidride carbonica dovrebbero essere ammissibili per beneficiare dell'assistenza finanziaria dell'Unione per gli studi e, in determinate condizioni, per i lavori non appena tale finanziamento è disponibile nell'ambito del regolamento pertinente concernente un meccanismo per collegare l'Europa, sotto forma di sovvenzioni o sotto forma di strumenti finanziari innovativi. Ciò assicurerà l'erogazione di un sostegno personalizzato ai progetti di interesse comune, non ammissibili nell'ambito del quadro normativo vigente e delle condizioni di mercato esistenti. È importante evitare qualsiasi distorsione della concorrenza, in particolare fra progetti che contribuiscono alla realizzazione dello stesso corridoio prioritario dell'Unione. Tale assistenza finanziaria dovrebbe garantire le sinergie necessarie con i fondi strutturali che finanzieranno le reti intelligenti di distribuzione dell'energia di importanza locale o regionale. Agli investimenti in progetti di interesse comune si applica una logica in tre fasi. In primo luogo, è opportuno che il mercato abbia la priorità nell'effettuare gli investimenti. In secondo luogo, se gli investimenti non sono realizzati dal mercato, è opportuno prevedere soluzioni regolamentari, ove necessario adeguando il quadro regolamentare in vigore e garantendone una corretta applicazione. In terzo luogo, se i due primi requisiti non sono sufficienti a garantire gli investimenti necessari nei progetti di interesse comune, potrebbe essere concessa l'assistenza finanziaria dell'Unione qualora il progetto di interesse comune soddisfi i criteri di ammissibilità applicabili.

(43)

Poiché l'obiettivo del presente regolamento, vale a dire lo sviluppo e l'interoperabilità delle reti energetiche a livello transeuropeo e la connessione a tali reti, non può essere conseguito in misura sufficiente dagli Stati membri e può dunque essere conseguito meglio a livello di Unione, quest'ultima può intervenire in base al principio di sussidiarietà sancito all'articolo 5 del trattato sull'Unione europea. La presente direttiva si limita a quanto è necessario per conseguire tale obiettivo in ottemperanza al principio di proporzionalità enunciato nello stesso articolo.

(44)

È opportuno pertanto modificare di conseguenza i regolamenti (CE) n. 713/2009, (CE) n. 714/2009 e (CE) n. 715/2009.

(45)

È opportuno pertanto abrogare la decisione n. 1364/2006/CE,

HANNO ADOTTATO IL PRESENTE REGOLAMENTO:



CAPO I

DISPOSIZIONI GENERALI

Articolo 1

Oggetto e ambito d'applicazione

1.  Il presente regolamento stabilisce gli orientamenti per lo sviluppo tempestivo e l'interoperabilità delle aree e dei corridoi prioritari dell'infrastruttura energetica transeuropea stabiliti nell'allegato I («corridoi e aree prioritari dell'infrastruttura energetica»).

2.  In particolare, il presente regolamento:

a) riguarda l'individuazione di progetti di interesse comune necessari per la realizzazione di corridoi e aree prioritari, rientranti nelle categorie delle infrastrutture energetiche nei settori dell'elettricità, del gas, del petrolio e dell'anidride carbonica definiti nell'allegato II («categorie di infrastrutture energetiche»);

b) facilita l'attuazione tempestiva di progetti di interesse comune ottimizzando, coordinando più da vicino e accelerando i procedimenti di rilascio delle autorizzazioni e migliorando la partecipazione del pubblico;

c) fornisce norme e orientamenti per la ripartizione dei costi a livello transfrontaliero e incentivi correlati al rischio per progetti di interesse comune;

d) determina le condizioni per l'ammissibilità di progetti di interesse comune all'assistenza finanziaria dell'Unione.

Articolo 2

Definizioni

Ai fini del presente regolamento, oltre alle definizioni di cui alle direttive 2009/28/CE, 2009/72/CE e 2009/73/CE, e ai regolamenti (CE) n. 713/2009, (CE) n. 714/2009 e (CE) n. 715/2009, si applicano le definizioni seguenti:

1)

«infrastruttura energetica» : qualsiasi attrezzatura fisica o impianto rientranti nelle categorie di infrastrutture energetiche, ubicati all'interno dell'Unione o che collegano l'Unione e uno o più paesi terzi;

2)

«decisione globale» : la decisione o l'insieme delle decisioni adottate da una o più autorità di uno Stato membro, esclusi i tribunali e le corti, che stabiliscono se a un promotore di progetto debba essere concessa l'autorizzazione per la costruzione dell'infrastruttura energetica che consente di realizzare un progetto, senza pregiudicare alcuna decisione adottata nell'ambito di una procedura di appello amministrativo;

3)

«progetto» : una o più linee, condotte, impianti, attrezzature o installazioni rientranti nelle categorie di infrastrutture energetiche;

4)

«progetto di interesse comune» : un progetto necessario per l'attuazione dei corridoi e delle aree prioritari delle infrastrutture energetiche di cui all'allegato I e che figura nell'elenco di progetti di interesse comune dell'Unione di cui all'articolo 3;

5)

«strozzature nelle infrastrutture energetiche» : la limitazione dei flussi fisici di un sistema energetico dovuta a una capacità di trasmissione insufficiente, che comprende tra l'altro l'assenza di infrastruttura;

6)

«promotore del progetto» :

a) un GST, un operatore del sistema di distribuzione o un altro operatore o investitore che sviluppi un progetto di interesse comune;

b) se sono presenti più GST, gestori di sistemi di distribuzione, altri gestori, investitori o qualsiasi gruppo degli stessi, l'organismo dotato di personalità giuridica ai sensi della legge nazionale applicabile, che è stato designato per accordo contrattuale concluso tra loro e che ha la capacità di assumere obblighi legali e la responsabilità finanziaria per conto delle parti dell'accordo contrattuale;

7)

«rete intelligente» : una rete elettrica capace di integrare in maniera efficace sotto il profilo dei costi il comportamento e le azioni di tutti gli utenti a essa collegati, inclusi produttori, consumatori e coloro che insieme producono e consumano, al fine di garantire un sistema elettrico efficiente dal lato economico e sostenibile, con scarse perdite e un elevato livello di qualità, di sicurezza dell'approvvigionamento e della protezione;

8)

«lavori» : l'acquisto, la fornitura e l'introduzione di componenti, sistemi e servizi, compresi i software, la realizzazione delle attività di sviluppo, costruzione e installazione relative a un progetto, il collaudo degli impianti e la messa in servizio di un progetto;

9)

«studi» : le attività necessarie per preparare la realizzazione di un progetto, quali studi preparatori, di fattibilità, di valutazione, di prova e di convalida, compresi i software, e ogni altra misura di sostegno tecnico, comprese le azioni preliminari ai lavori effettuate per definire e sviluppare completamente un progetto e per decidere in merito al suo finanziamento, quali le azioni di ricognizione sui siti interessati e la preparazione del pacchetto finanziario;

10)

«autorità nazionale di regolamentazione» : un'autorità nazionale di regolamentazione designata ai sensi dell'articolo 35, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE oppure ai sensi dell'articolo 39, paragrafo 1, della direttiva 2009/73/CE;

11)

«messa in servizio» : la procedura di messa in funzionamento di un progetto, una volta costruito.



CAPO II

PROGETTI DI INTERESSE COMUNE

Articolo 3

Elenco dell'Unione dei progetti di interesse comune

1.  Il presente regolamento istituisce dodici gruppi regionali («gruppi») secondo la definizione di cui all'allegato III, parte 1. L'adesione a ciascun gruppo è basata su ogni corridoio e area prioritari e sulla loro rispettiva copertura geografica, come stabilito nell'allegato I. I poteri decisionali all'interno dei gruppi sono riservati unicamente agli Stati membri e alla Commissione, che a tali fini sono designati come organo decisionale dei gruppi.

2.  Ciascun gruppo adotta il proprio regolamento interno tenendo conto delle disposizioni di cui all'allegato III.

3.  L'organo decisionale di ogni gruppo adotta un elenco regionale di progetti di interesse comune proposti, redatto secondo la procedura di cui all'allegato III, parte 2, in base al contributo di ciascun progetto all'attuazione dei corridoi e delle aree prioritari dell'infrastruttura energetica e in base al loro soddisfacimento dei criteri di cui all'articolo 4.

Quando un gruppo redige il suo elenco regionale:

a) ogni singola proposta per un progetto di interesse comune richiede l'approvazione degli Stati membri interessati dal progetto; se uno Stato membro non concede la sua approvazione, presenta i suoi motivi fondati al gruppo interessato;

b) tiene conto della consulenza della Commissione volta a disporre di un numero totale gestibile di progetti di interesse comune.

4.  Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati conformemente all'articolo 16 che istituisce un elenco di progetti di interesse comune dell'Unione («elenco dell'Unione»), conformemente all'articolo 172, secondo comma, TFUE. L'elenco dell'Unione prende la forma di un allegato del presente regolamento.

Nell'esercizio delle sue competenze, la Commissione garantisce che l'elenco dell'Unione sia istituito ogni due anni, sulla base degli elenchi regionali adottati dagli organi decisionali dei gruppi di cui all'allegato III, parte 1, punto 2, secondo la procedura di cui al paragrafo 3 del presente articolo.

Il primo elenco dell'Unione deve essere adottato entro il 30 settembre 2013.

5.  Nell'adottare l'elenco dell'Unione sulla base degli elenchi regionali, la Commissione:

a) garantisce che siano inclusi solo i progetti che soddisfano i criteri di cui all'articolo 4;

b) garantisce una coerenza transregionale, tenendo conto del parere dell'Agenzia di cui all'allegato III, parte 2, punto 12;

c) tiene conto di eventuali pareri degli Stati membri di cui all'allegato III, parte 2, punto 9; nonché

d) garantisce che il numero totale di progetti di interesse comune sull'elenco dell'Unione sia gestibile.

6.  I progetti di interesse comune inclusi nell'elenco dell'Unione a norma del paragrafo 4 del presente articolo diventano parte integrante dei piani regionali di investimento ai sensi dell'articolo 12 dei regolamenti (CE) n. 714/2009 e (CE) n. 715/2009 e dei piani decennali nazionali per lo sviluppo delle reti pertinenti a norma dell'articolo 22 delle direttive 2009/72/CE e 2009/73/CE e, se opportuno, di altri piani nazionali infrastrutturali interessati. A tali progetti deve essere accordata la massima priorità possibile nell'ambito di ciascuno di questi piani.

Articolo 4

Criteri applicabili ai progetti di interesse comune

1.  I progetti di interesse comune soddisfano i seguenti criteri generali:

a) il progetto è necessario per l'attuazione di almeno un'area e un corridoio prioritari per le infrastrutture energetiche;

b) i potenziali vantaggi globali del progetto, valutati conformemente ai rispettivi criteri specifici di cui al paragrafo 2, sono superiori ai suoi costi, anche in una prospettiva più a lungo termine; e

c) il progetto soddisfa uno dei seguenti criteri:

i) coinvolge almeno due Stati membri, perché attraversa direttamente la frontiera di due o più Stati membri;

ii) è ubicato sul territorio di uno Stato membro e ha un impatto significativo a livello transfrontaliero come enunciato all'allegato IV, punto 1;

iii) attraversa la frontiera di almeno uno Stato membro e di un paese dello Spazio economico europeo.

2.  I seguenti criteri specifici si applicano ai progetti di interesse comune che rientrano in categorie di infrastrutture energetiche specifiche:

a) per quanto riguarda i progetti di trasmissione e stoccaggio di elettricità che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche stabilite all'allegato II, punto 1, lettere da a) a d), il progetto deve contribuire in misura significativa ad almeno uno dei seguenti criteri specifici:

i) integrazione del mercato, facendo uscire tra l'altro dall'isolamento almeno uno Stato membro e riducendo le strozzature nelle infrastrutture energetiche; concorrenza e flessibilità del sistema;

ii) sostenibilità, inter alia tramite l'integrazione dell'energia rinnovabile nella rete e la trasmissione di energia rinnovabile ai principali centri di consumo e siti di stoccaggio;

iii) sicurezza dell'approvvigionamento,inter alia tramite l'interoperabilità, connessioni adeguate e il funzionamento sicuro e affidabile del sistema;

b) per i progetti nel settore del gas che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all'allegato II, punto 2, il progetto deve contribuire in modo significativo ad almeno uno dei seguenti criteri specifici:

i) integrazione del mercato, inter alia facendo uscire dall'isolamento almeno uno Stato membro e riducendo le strozzature nelle infrastrutture energetiche; interoperabilità e flessibilità del sistema;

ii) sicurezza dell'approvvigionamento, inter alia tramite connessioni adeguate e la diversificazione delle fonti di approvvigionamento, controparti di fornitura e rotte;

iii) concorrenza, inter alia tramite la diversificazione delle fonti di approvvigionamento, controparti e rotte di fornitura;

iv) sostenibilità, inter alia riducendo le emissioni, promuovendo la produzione intermittente di energia a partire da fonti rinnovabili e aumentando la diffusione di gas rinnovabile;

c) per i progetti delle reti elettriche intelligenti che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all'allegato II, punto 1, lettera e), il progetto deve contribuire in modo significativo a tutti i seguenti criteri specifici:

i) integrazione e coinvolgimento degli utenti delle reti con nuovi requisiti tecnici per quanto riguarda la loro offerta e domanda di elettricità;

ii) efficienza e interoperabilità della trasmissione e della distribuzione dell'elettricità nella gestione giornaliera delle reti;

iii) sicurezza della rete, controllo del sistema e qualità dell'approvvigionamento;

iv) pianificazione ottimizzata dei futuri investimenti in reti efficienti dal punto di vista dei costi;

v) funzionamento del mercato e servizi ai clienti;

vi) coinvolgimento degli utenti nella gestione del loro uso dell'energia;

d) per i progetti sul trasporto di petrolio che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all'allegato II, punto 3, il progetto deve contribuire in misura significativa a tutti i seguenti criteri specifici:

i) sicurezza dell'approvvigionamento riducendo la dipendenza da un'unica fonte o rotta di approvvigionamento;

ii) uso efficiente e sostenibile delle risorse tramite l'attenuazione dei rischi ambientali;

iii) interoperabilità;

e) per i progetti sul trasporto di anidride carbonica che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all'allegato II, punto 4, il progetto deve contribuire in misura significativa a tutti i seguenti criteri specifici:

i) prevenzione delle emissioni di anidride carbonica garantendo nel contempo la sicurezza dell'approvvigionamento energetico;

ii) aumento della resilienza e della sicurezza del trasporto di anidride carbonica;

iii) uso efficiente delle risorse, consentendo la connessione di più fonti e siti di stoccaggio di anidride carbonica tramite un'infrastruttura comune e minimizzando l'onere e i rischi ambientali.

3.  Per i progetti che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all'allegato II, punti da 1 a 3, i criteri elencati nel presente articolo devono essere valutati conformemente agli indicatori di cui ai all'allegato IV, punti da 2 a 5.

4.  Al fine di agevolare la valutazione di tutti i progetti che potrebbero essere ammissibili quali progetti di interesse comune e che potrebbero essere inclusi in un elenco regionale, ogni gruppo valuta, in modo trasparente e obiettivo, il contributo di ciascun progetto all'attuazione dello stesso corridoio o area prioritari. Ogni gruppo determina il proprio metodo di valutazione sulla base del contributo aggregato ai criteri di cui al paragrafo 2; tale valutazione porta a una classificazione dei progetti destinata a un uso interno al gruppo. Né l'elenco regionale né l'elenco dell'Unione contiene una classificazione e la classificazione non può essere utilizzata per nessun altro scopo oltre a quello descritto all'allegato III, parte 2, punto 14.

Nella valutazione dei progetti, ogni gruppo accorda la dovuta considerazione:

a) all'urgenza di ciascun progetto proposto al fine di raggiungere gli obiettivi di politica energetica dell'Unione in materia di integrazione del mercato, fra l'altro facendo uscire dall'isolamento almeno uno Stato membro, nonché in materia di concorrenza, sostenibilità e sicurezza dell'approvvigionamento;

b) al numero di Stati membri interessati da ciascun progetto, garantendo nel contempo pari opportunità ai progetti che coinvolgono Stati membri periferici;

c) al contributo di ciascun progetto alla coesione territoriale; e

d) alla sua complementarità riguardo ad altri progetti proposti.

Per i progetti relativi alle reti intelligenti che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all'allegato II, punto 1, lettera e), la classificazione è effettuata per i progetti che interessano gli stessi due Stati membri ed è accordata la dovuta considerazione al numero di utenti interessati dal progetto, al consumo di energia annuale e alla quota di generazione di energia da risorse di energia detta «non programmabile» nella zona di interesse di tali utenti.

Articolo 5

Attuazione e monitoraggio

1.  I promotori di progetto elaborano un piano di attuazione per i progetti di interesse comune, che include un calendario per:

a) studi di fattibilità e progettazione;

b) approvazione da parte dell'autorità nazionale di regolamentazione o di qualsiasi altra autorità interessata;

c) esecuzione e messa in servizio;

d) programma di rilascio delle autorizzazioni di cui all'articolo 10, paragrafo 4, lettera b).

2.  I GST, i gestori del sistema di distribuzione e altri gestori cooperano tra loro al fine di agevolare lo sviluppo di progetti di interesse comune in questo settore.

3.  L'Agenzia e i gruppi interessati eseguono il monitoraggio dei progressi registrati nell'attuazione dei progetti di interesse comune e, se del caso, formulano raccomandazioni per agevolare l'attuazione dei progetti di interesse comune. I gruppi possono richiedere che siano fornite informazioni aggiuntive conformemente ai paragrafi 4, 5 e 6, convocare riunioni con le parti interessate e invitare la Commissione a verificare le informazioni fornite in loco.

4.  Entro il 31 marzo di ogni anno successivo all'anno di inclusione di un progetto di interesse comune nell'elenco dell'Unione conformemente all'articolo 3, i promotori del progetto presentano una relazione annuale, per ogni progetto che rientra nelle categorie di cui all'allegato II, punti 1 e 2, all'autorità competente di cui all'articolo 8, e all'Agenzia o, per i progetti che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punti 3 e 4, al rispettivo gruppo. Tale relazione fornisce informazioni dettagliate:

a) sui progressi realizzati nello sviluppo, la costruzione e la messa in servizio del progetto, in particolare per quanto riguarda il rilascio delle autorizzazioni e le procedure di consultazione;

b) se del caso, sui ritardi rispetto al piano di attuazione, sui motivi di tali ritardi e sulle altre difficoltà riscontrate;

c) se del caso, su un piano riveduto volto a superare i ritardi.

5.  Entro tre mesi dalla ricezione delle relazioni annuali di cui al paragrafo 4 del presente articolo, l'Agenzia presenta ai gruppi una relazione consolidata per i progetti di interesse comune che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punti 1 e 2, valutando i progressi compiuti, e formula, ove opportuno, raccomandazioni sulle modalità per superare i ritardi e le difficoltà incontrate. La relazione consolidata deve anche valutare, conformemente all'articolo 6, paragrafi 8 e 9, del regolamento (CE) n. 713/2009, l'attuazione uniforme dei piani di sviluppo della rete a livello di Unione in relazione alle aree e ai corridoi prioritari delle infrastrutture energetiche.

6.  Ogni anno, le autorità competenti di cui all'articolo 8 riferiscono al rispettivo gruppo sui progressi e, eventualmente, sui ritardi dell'attuazione dei progetti di interesse comune ubicati nel loro territorio per quanto riguarda i procedimenti di rilascio delle autorizzazioni, nonché sui motivi di tali ritardi.

7.  Se la messa in servizio di un progetto di interesse comune viene ritardata rispetto al piano di attuazione, per motivi che non siano motivi prioritari che sfuggono al controllo del promotore di progetto:

a) le autorità nazionali di regolamentazione garantiscono la realizzazione dell'investimento, nella misura in cui i provvedimenti di cui all'articolo 22, paragrafo 7, lettera a), b) o c), delle direttive 2009/72/CE e 2009/73/CE siano applicabili ai sensi delle rispettive norme nazionali;

b) il promotore di tale progetto seleziona un terzo per finanziare o realizzare l'intero progetto o parte di esso, qualora i provvedimenti delle autorità nazionali di regolamentazione di cui alla lettera a) non siano applicabili. Il promotore di progetto procede in tal senso prima che il ritardo rispetto alla data di messa in servizio nel piano di attuazione sia superiore ai due anni;

c) lo Stato membro o, qualora questi abbia così disposto, l'autorità nazionale di regolamentazione può designare entro due mesi dallo scadere del periodo di cui alla lettera b), un terzo per finanziare o realizzare il progetto, che il promotore è tenuto ad accettare, qualora non venga selezionato un terzo ai sensi della lettera b);

d) la Commissione, previo accordo degli Stati membri interessati e con la loro piena collaborazione, può lanciare un invito a presentare proposte aperto a qualsiasi soggetto terzo idoneo a divenire un promotore di progetto per realizzare il progetto nei tempi concordati, qualora il ritardo rispetto alla data di messa in servizio indicata nel piano di attuazione superi i due anni e due mesi;

e) quando si applicano le lettere c) o d), il gestore del sistema nella cui area è ubicato l'investimento fornisce ai gestori di attuazione, agli investitori o al terzo tutte le informazioni necessarie per realizzare l'investimento, collega nuovi capitali alla rete di trasmissione e, in genere, fa tutto il possibile per agevolare l'attuazione dell'investimento e il funzionamento sicuro, affidabile ed efficiente del progetto di interesse comune come pure la sua manutenzione.

8.  Un progetto di interesse comune può essere rimosso dall'elenco dell'Unione secondo la procedura di cui all'articolo 3, paragrafo 4, se la sua inclusione in detto elenco è stata basata su un'informazione errata che ha rappresentato un fattore determinante per l'inclusione o se il progetto non è conforme al diritto dell'Unione.

9.  I progetti che non figurano più nell'elenco dell'Unione perdono tutti di diritti e gli obblighi connessi con lo status di progetto di interesse comune derivanti dal presente regolamento.

Tuttavia, un progetto che non figura più nell'elenco dell'Unione, ma il cui fascicolo di domanda è stato ammesso all'esame dall'autorità competente, mantiene i diritti e gli obblighi derivanti dal capo III, salvo nel caso in cui il progetto non figuri più nell'elenco per i motivi di cui al paragrafo 8.

10.  Il presente articolo non pregiudica l'eventuale assistenza finanziaria dell'Unione concessa al progetto di interesse comune prima della rimozione dello stesso dall'elenco dell'Unione.

Articolo 6

Coordinatori europei

1.  Qualora un progetto di interesse comune incontri notevoli difficoltà di attuazione, la Commissione può nominare, d'intesa con gli Stati membri interessati, un coordinatore europeo per un periodo massimo di un anno, rinnovabile due volte.

2.  Il coordinatore europeo:

a) promuove i progetti, per i quali è stato nominato coordinatore europeo, e il dialogo transfrontaliero tra i promotori del progetto e tutte le parti interessate coinvolte;

b) assiste tutte le parti, in funzione delle esigenze, nella consultazione delle parti interessate e nell'ottenimento delle autorizzazioni necessarie per i progetti;

c) se del caso, fornisce consulenza ai promotori del progetto sul finanziamento dello stesso;

d) assicura che vengano forniti un sostegno adeguato e una direzione strategica da parte degli Stati membri interessati per la preparazione e l'attuazione dei progetti;

e) presenta ogni anno, e se del caso al termine del suo mandato, una relazione alla Commissione sui progressi dei progetti e sugli ostacoli e le difficoltà eventuali che potrebbero ritardarne in maniera considerevole la data di messa in servizio. La Commissione trasmette la relazione al Parlamento europeo e ai gruppi interessati.

3.  Il coordinatore europeo viene scelto sulla base della sua esperienza in relazione ai compiti specifici assegnatigli per i progetti interessati.

4.  La decisione di nomina del coordinatore europeo stabilisce il mandato, in cui vengono riportati la durata, i compiti specifici, nonché le relative scadenze e la metodologia da seguire. L'attività di coordinamento è proporzionata alla complessità e ai costi stimati dei progetti.

5.  Gli Stati membri interessati cooperano pienamente con il coordinatore europeo nell'esecuzione dei compiti di cui ai paragrafi 2 e 4.



CAPO III

RILASCIO DELLE AUTORIZZAZIONI E PARTECIPAZIONE DEL PUBBLICO

Articolo 7

«Status prioritario» dei progetti di interesse comune

1.  L'adozione dell'elenco dell'Unione determina, ai fini di una qualsiasi decisione emessa nel procedimento di rilascio delle autorizzazioni, la necessità di questi progetti dal punto di vista della politica energetica, senza arrecare pregiudizio all'ubicazione esatta, al percorso o alla tecnologia del progetto.

2.  Al fine di assicurare un trattamento amministrativo efficiente dei fascicoli di domanda correlati ai progetti di interesse comune, i promotori del progetto e tutte le autorità interessate assicurano che venga attribuito il più rapido trattamento giuridicamente possibile a tali fascicoli.

3.  Ai progetti di interesse comune è assegnato lo status di massima importanza possibile a livello nazionale, se detto status è previsto dal diritto nazionale, e sono trattati come tali nei procedimenti di rilascio delle autorizzazioni - nonché nell'assetto territoriale, qualora previsto dalla legislazione nazionale, comprese quelle relative alle valutazioni ambientali, nella misura in cui tale trattamento venga disposto nel diritto nazionale applicabile al tipo di infrastruttura energetica corrispondente.

4.  Entro il 16 agosto 2013 la Commissione pubblica orientamenti non vincolanti per sostenere gli Stati membri nella definizione di misure legislative e non legislative adeguate volte a snellire le procedure di valutazione ambientale e garantirne la coerente applicazione prevista dal diritto dell'Unione per i progetti di interesse comune.

5.  Tenuto debito conto degli orientamenti di cui al paragrafo 4, gli Stati membri valutano quali misure volte a snellire le procedure di valutazione ambientale e a garantirne una coerente applicazione sono possibili e ne informano la Commissione.

6.  Entro nove mesi dalla data di pubblicazione degli orientamenti di cui al paragrafo 4, gli Stati membri adottano le misure non legislative, individuate ai sensi del paragrafo 5.

7.  Entro 24 mesi dalla data di pubblicazione degli orientamenti di cui al paragrafo 4, gli Stati membri adottano i provvedimenti legislativi individuati ai sensi del paragrafo 5. Tali misure si applicano fatti salvi gli obblighi derivanti dal diritto dell'Unione.

8.  In relazione agli impatti ambientali di cui all'articolo 6, paragrafo 4, della direttiva 92/43/CEE e all'articolo 4, paragrafo 7, della direttiva 2000/60/CE, i progetti di interesse comune sono ritenuti di interesse pubblico dal punto di vista della politica energetica e possono essere considerati di rilevante interesse pubblico, a condizione che siano soddisfatte tutte le condizioni di cui a tali direttive.

Qualora sia chiesto il parere della Commissione conformemente alla direttiva 92/43/CEE, la Commissione e l'autorità competente di cui all'articolo 9 del presente regolamento assicurano che la decisione relativa al rilevante interesse pubblico di un progetto sia adottata entro il termine di cui all'articolo 10, paragrafo 1, del presente regolamento.

Articolo 8

Organizzazione del procedimento di rilascio delle autorizzazioni

1.  Entro il 16 novembre 2013 ogni Stato membro nomina un'autorità nazionale competente che sarà responsabile dell'agevolazione e del coordinamento del procedimento di rilascio delle autorizzazioni per i progetti di interesse comune.

2.  La responsabilità dell'autorità competente di cui al paragrafo 1 e/o i compiti che ne derivano possono essere delegati a un'altra autorità o essere da questa realizzati, per progetto di interesse comune o per categoria specifica di progetti di interesse comune, a condizione che:

a) l'autorità competente notifichi tale delega alla Commissione e le relative informazioni siano pubblicate dall'autorità competente stessa o dal promotore del progetto sul sito internet di cui all'articolo 9, paragrafo 7;

b) una sola autorità sia responsabile del progetto di interesse comune, costituisca l'unico punto di contatto per il promotore del progetto nel procedimento che porta all'emissione della decisione globale per un dato progetto di interesse comune e coordini la presentazione di tutta la documentazione e le informazioni pertinenti.

L'autorità competente può mantenere la responsabilità di stabilire i termini, fatti salvi quelli di cui all'articolo 10.

3.  Fatte salve le prescrizioni rilevanti ai sensi del diritto internazionale e dell'Unione, l'autorità competente adotta provvedimenti per facilitare l'emissione della decisione globale. La decisione globale è emessa entro il termine di cui all'articolo 10, paragrafi 1 e 2, e in base a uno dei sistemi seguenti:

a)

sistema integrato : la decisione globale è emessa dall'autorità competente ed è l'unica decisione legalmente vincolante derivante dalla procedura legale di rilascio dell'autorizzazione. Qualora il progetto coinvolga altre autorità, esse possono, conformemente al diritto nazionale, esprimere il loro parere quale contributo alla procedura, parere che deve essere preso in considerazione dall'autorità competente;

b)

sistema coordinato : la decisione globale comprende più decisioni singole legalmente vincolanti emesse dalle varie autorità interessate, che devono essere coordinate dall'autorità competente. L'autorità competente può istituire un gruppo di lavoro in cui siano rappresentate tutte le autorità interessate per elaborare un sistema di rilascio delle autorizzazioni ai sensi dell'articolo 10, paragrafo 4, lettera b), e per monitorarne e coordinarne l'attuazione. Previa consultazione delle altre autorità interessate, l'autorità competente stabilisce, caso per caso, un termine ragionevole entro il quale sono emesse le singole decisioni, qualora applicabile conformemente al diritto nazionale e fatti salvi i termini fissati a norma dell'articolo 10. L'autorità competente può adottare una decisione singola per conto di un'altra autorità interessata, se la decisione di quest'ultima non viene emessa entro il termine stabilito e se il ritardo non può essere giustificato adeguatamente; oppure, ove disposto dal diritto nazionale e nella misura in cui è garantita la compatibilità con il diritto dell'Unione, l'autorità competente può considerare che un'altra autorità nazionale interessata abbia già espresso la sua approvazione o il suo rifiuto per il progetto, qualora la decisione della suddetta autorità non sia emessa entro il termine previsto. Ove disposto dal diritto nazionale, l'autorità competente può ignorare una decisione singola di un'altra autorità nazionale interessata se ritiene che tale decisione non sia sufficientemente suffragata da elementi probatori presentati dall'autorità nazionale interessata. Nel farlo l'autorità competente assicura che siano rispettati i requisiti pertinenti ai sensi del diritto internazionale e dell'Unione e motiva debitamente la propria decisione;

c)

sistema collaborativo : la decisione globale è coordinata dall'autorità competente. Previa consultazione delle altre autorità interessate, l'autorità competente stabilisce, caso per caso, un termine ragionevole entro il quale sono emesse le singole decisioni, qualora applicabile conformemente al diritto nazionale e fatti salvi i termini fissati a norma dell'articolo 10. Essa controlla il rispetto dei termini da parte delle autorità interessate.

Se si prevede che una decisione individuale da parte di un'autorità interessata non sarà emessa entro il termine stabilito, detta autorità ne informa immediatamente l'autorità competente allegando una motivazione per il ritardo. Successivamente l'autorità competente stabilisce un nuovo termine entro il quale la decisione singola deve essere emessa, nel rispetto dei termini generali stabiliti a norma dell'articolo 10.

Date le specificità nazionali nelle procedure di pianificazione e nei procedimenti di rilascio delle autorizzazioni, gli Stati membri possono scegliere tra i tre sistemi di cui alle lettere a), b) e c) del primo comma, per facilitare e coordinare i loro procedimenti e decidono di attuare quello più efficace. Qualora uno Stato membro scelga il sistema collaborativo, ne comunica alla Commissione i motivi. La Commissione procede a una valutazione dell'efficacia dei sistemi nella relazione di cui all'articolo 17.

4.  Gli Stati membri possono applicare sistemi diversi da quelli di cui al paragrafo 3 ai progetti onshore e offshore di interesse comune.

5.  Se un progetto di interesse comune richiede che le decisioni siano adottate in due o più Stati membri, le rispettive autorità competenti assumono tutte le iniziative necessarie per una cooperazione e coordinazione efficienti ed efficaci tra loro, anche per quanto riguarda le disposizioni di cui all'articolo 10, paragrafo 4. Gli Stati membri si adoperano per disporre procedure comuni, in particolare rispetto alla valutazione degli impatti ambientali.

Articolo 9

Trasparenza e partecipazione del pubblico

1.  Entro il 16 maggio 2014 lo Stato membro o l'autorità competente, se del caso in collaborazione con le altre autorità interessate, pubblica un manuale delle procedure per il procedimento di rilascio delle autorizzazioni applicabili ai progetti di interesse comune. Il manuale è aggiornato in funzione delle esigenze e messo a disposizione del pubblico. Il manuale comprende almeno le informazioni specificate al punto 1 dell'allegato VI. Il manuale non è giuridicamente vincolante, ma può fare riferimento o citare le pertinenti disposizioni giuridiche.

2.  Fatti salvi i requisiti delle convenzioni di Aarhus ed Espoo e il diritto dell'Unione applicabile, tutte le parti coinvolte nel procedimento di rilascio delle autorizzazioni si attengono ai principi per la partecipazione pubblica stabiliti all'allegato VI, punto 3.

3.  Il promotore del progetto, entro un periodo indicativo di tre mesi dall'inizio del procedimento di rilascio dell'autorizzazione ai sensi dell'articolo 10, paragrafo 1, lettera a), elabora e presenta un concetto di partecipazione del pubblico all'autorità competente, sulla scia del procedimento presentato nel manuale di cui al paragrafo 1 e in linea con gli orientamenti di cui all'allegato VI. L'autorità competente richiede delle modifiche o approva il concetto di partecipazione del pubblico entro tre mesi; nel farlo, l'autorità competente prende in considerazione qualsiasi forma di partecipazione e consultazione pubbliche avvenute prima dell'inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni, nella misura in cui la partecipazione e la consultazione pubbliche abbiano soddisfatto i requisiti del presente articolo.

Qualora intenda introdurre modifiche significative a un concetto approvato, il promotore del progetto ne informa l'autorità competente che, a sua volta, può richiedere che siano apportate modifiche.

4.  Il promotore del progetto o, qualora stabilito dal diritto nazionale, l'autorità competente svolge almeno una consultazione pubblica prima della presentazione del fascicolo di domanda definitivo e completo all'autorità competente, ai sensi dell'articolo 10, paragrafo 1, lettera a). Quanto sopra disposto lascia impregiudicata ogni eventuale consultazione pubblica da effettuare dopo la presentazione della domanda di autorizzazione a norma dell'articolo 6, paragrafo 2, della direttiva 2011/92/UE. La consultazione pubblica informa le parti interessate indicate all'allegato VI, punto 3, lettera a), in merito al progetto nella fase iniziale e contribuisce a individuare i siti e le vie più adatti e le questioni rilevanti da trattare nel fascicolo di domanda. I requisiti minimi applicabili a questa consultazione pubblica sono specificati all'allegato VI, punto 5.

Il promotore del progetto redige una relazione che sintetizza i risultati delle attività relative alla partecipazione del pubblico prima della presentazione del fascicolo di domanda, comprese le attività avvenute prima dell'inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni. Il promotore del progetto presenta tale relazione insieme al fascicolo di domanda all'autorità competente. Questi risultati sono debitamente presi in considerazione nella decisione globale.

5.  Per i progetti che interessano due o più Stati membri, le consultazioni pubbliche a norma del paragrafo 4 condotte in ciascuno degli Stati membri interessati sono svolte entro un periodo di due mesi dalla data di inizio della prima consultazione pubblica.

6.  Per i progetti che potrebbero avere impatti transfrontalieri negativi rilevanti in uno o più Stati membri confinanti, qualora siano applicabili l'articolo 7 della direttiva 2011/92/UE e la convenzione di Espoo, le informazioni pertinenti sono messe a disposizione dell'autorità competente degli Stati membri confinanti. L'autorità competente degli Stati membri confinanti dichiara, nel procedimento di notifica se del caso, se desidera partecipare alle procedure della consultazione pubblica in questione o se un'altra autorità interessata desideri farlo.

7.  Il promotore del progetto o, qualora disposto dal diritto nazionale, l'autorità competente crea e aggiorna regolarmente un sito Internet con le informazioni importanti sul progetto di interesse comune; il sito conterrà dei link al sito Internet della Commissione e soddisferà le prescrizioni di cui all'allegato VI, punto 6. Si tutela la riservatezza dei dati sensibili a livello commerciale.

I promotori di progetto, inoltre, pubblicano le informazioni importanti attraverso altri mezzi di informazione adeguati cui il pubblico ha libero accesso.

Articolo 10

Durata e attuazione del procedimento di rilascio delle autorizzazioni

1.  Il procedimento di rilascio delle autorizzazioni prevede due procedure:

a) la procedura che precede la domanda, che copre il periodo compreso tra l'inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni e l'accettazione da parte dell'autorità competente del fascicolo di domanda presentato, avviene entro un periodo indicativo di due anni.

La procedura in questione comprende la preparazione di eventuali relazioni ambientali che i promotori del progetto sono tenuti a elaborare.

Allo scopo di stabilire l'inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni, i promotori del progetto notificano per iscritto il progetto all'autorità competente degli Stati membri interessati, trasmettendo anche una descrizione ragionevolmente dettagliata del progetto. Entro al massimo tre mesi dalla ricezione della notifica, l'autorità competente, anche a nome delle altre autorità interessate, riconosce o, se ritiene che il progetto non sia abbastanza maturo per avviare il procedimento di rilascio delle autorizzazioni, respinge in forma scritta la notifica. In caso di diniego, l'autorità competente motiva la propria decisione, anche a nome delle altre autorità interessate. La data della firma del riconoscimento della notifica da parte dell'autorità competente segna l'inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni. Qualora siano coinvolti due o più Stati membri, la data di accettazione dell'ultima notifica da parte dell'autorità competente interessata è considerata come la data di inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni;

b) la procedura legale di rilascio delle autorizzazioni, che copre il periodo a decorrere dalla data di accettazione del fascicolo di domanda presentato fino all'adozione di una decisione globale, non supera un anno e sei mesi. Gli Stati membri possono stabilire una data anteriore per il termine, se lo ritengono opportuno.

2.  La durata complessiva delle due procedure di cui al paragrafo 1 non supera un periodo di tre anni e sei mesi. Se, tuttavia, considera che una delle due procedure del procedimento di rilascio delle autorizzazioni o entrambe non saranno completate entro i termini previsti al paragrafo 1, l'autorità competente può decidere caso per caso, prima della scadenza dei termini, di estenderne uno o entrambi per un massimo di nove mesi per entrambe le procedure complessivamente.

In tal caso, l'autorità competente informa il gruppo interessato e gli presenta le misure adottate o da adottare per concludere quanto prima il procedimento di rilascio dell'autorizzazione. Il gruppo può invitare l'autorità competente a riferire regolarmente in merito ai progressi realizzati a questo riguardo.

3.  Negli Stati membri in cui la determinazione di una rotta o ubicazione, effettuata esclusivamente ai fini specifici di un progetto previsto, tra cui anche la pianificazione di specifici corridoi per le infrastrutture della rete, non possa essere inclusa nel procedimento che porta all'emissione della decisione globale, la decisione corrispondente è adottata entro un periodo distinto di sei mesi a decorrere dalla data di presentazione da parte del promotore dei documenti definitivi e completi relativi alla domanda.

In tal caso, il periodo di proroga di cui al paragrafo 2 è ridotto a sei mesi, anche per la procedura di cui al presente paragrafo.

4.  La procedura che precede la domanda comprende i seguenti stadi:

a) in sede di riconoscimento della notifica ai sensi del paragrafo 1, lettera a), l'autorità competente individua, in stretta collaborazione con le altre autorità interessate, e ove opportuno sulla base di una proposta del promotore di progetto, l'ambito di applicazione del materiale e il livello di dettaglio delle informazioni che devono essere presentate dal promotore del progetto, nell'ambito del fascicolo di domanda, per richiedere la decisione globale. La lista di controllo di cui all'allegato VI, punto 1, lettera e), funge da base per questa individuazione;

b) tenuti in considerazione gli esiti delle attività svolte ai sensi della lettera a), l'autorità competente elabora, in stretta cooperazione con il promotore del progetto e le altre autorità interessate, un calendario dettagliato per il procedimento di rilascio delle autorizzazioni, ai sensi degli orientamenti di cui all'allegato VI, punto 2.

Per i progetti transfrontalieri che coinvolgono due o più Stati membri, le autorità competenti degli Stati membri interessati elaborano un programma comune in cui si adoperano per adattare i loro calendari;

c) alla ricezione del progetto di fascicolo di domanda, l'autorità competente, se necessario, presenta, anche a nome delle altre autorità interessate, ulteriori richieste relative alle informazioni mancanti, che devono essere presentate dal promotore del progetto e possono riguardare unicamente i temi individuati nella lettera a). Entro tre mesi dalla presentazione delle informazioni mancanti, l'autorità competente ammette la domanda all'esame in forma scritta. È possibile presentare richieste di informazioni aggiuntive soltanto se giustificate da nuove circostanze.

5.  Il promotore del progetto verifica la completezza e la qualità adeguata del fascicolo di domanda e richiede il parere dell'autorità competente al riguardo il più presto possibile durante la procedura pre-domanda. Il promotore del progetto collabora pienamente con l'autorità competente per rispettare i termini e il calendario dettagliato, secondo quanto definito al paragrafo 4, lettera b).

6.  I termini fissati nel presente articolo non pregiudicano gli obblighi derivanti dal diritto internazionale e dal diritto dell'Unione e le procedure di appello amministrativo o giudiziale dinanzi a un organo giurisdizionale.



CAPO IV

TRATTAMENTO NORMATIVO

Articolo 11

Analisi dei costi-benefici a livello di sistema energetico

1.  Entro il 16 novembre 2013 la Rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione (REGST) per l'elettricità e la REGST per il gas pubblicano le rispettive metodologie e le presentano agli Stati membri, alla Commissione e all'Agenzia, anche per quanto riguarda la modellizzazione della rete e del mercato, per un'analisi armonizzata dei costi-benefici dell'energia a livello di Unione per i progetti d'interesse comune che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punto 1, lettere da a) a d), e all'allegato II, punto 2. Tali metodologie sono applicate nella preparazione di ciascun piano decennale successivo di sviluppo della rete elaborato dalla REGST per l'elettricità o per il gas ai sensi dell'articolo 8 del regolamento (CE) n. 714/2009 e dell'articolo 8 del regolamento (CE) n. 715/2009. Le metodologie sono elaborate conformemente ai principi stabiliti nell'allegato V e sono coerenti alle norme e agli indicatori definiti nell'allegato IV.

Prima di presentare le rispettive metodologie, la REGST per l'elettricità e la RGST per il gas conducono un approfondito procedimento di consultazione almeno con la partecipazione delle organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate — e, se opportuno, le parti interessate —, le autorità nazionali di regolamentazione e altre autorità nazionali.

2.  Entro tre mesi dalla data di ricezione delle metodologie, l'Agenzia fornisce un parere agli Stati membri e alla Commissione in merito alle metodologie e lo pubblica.

3.  Entro tre mesi dalla ricezione del parere dell'Agenzia, la Commissione esprime un parere sulle metodologie e gli Stati membri possono fare altrettanto. I pareri sono presentanti alla RGST per l'elettricità e alla RGST per il gas.

4.  Entro tre mesi dalla data di ricezione dell'ultimo parere ricevuto a norma del paragrafo 3, la REGST per l'elettricità e la REGST per il gas adattano le rispettive metodologie tenendo debitamente in considerazione i pareri che sono loro pervenuti da parte degli Stati membri, della Commissione e dell'Agenzia e le presentano alla Commissione per approvazione.

5.  Entro due settimane dall'approvazione da parte della Commissione, la REGST per l'elettricità e la REGST per il gas pubblicano le loro metodologie sui rispettivi siti Internet. Su richiesta trasmettono alla Commissione e all'Agenzia le serie di dati inseriti corrispondenti, come definito nell'allegato V, punto 1, e altri dati rilevanti sulle reti, sui flussi di carico e sul mercato in una forma sufficientemente precisa ai sensi delle legislazioni nazionali e degli accordi di riservatezza pertinenti. I dati sono validi alla data della richiesta. La Commissione e l'Agenzia garantiscono il trattamento riservato dei dati ricevuti da parte loro e da chiunque svolga un lavoro di analisi per loro conto sulla base di tali dati.

6.  Le metodologie sono aggiornate e migliorate periodicamente ai sensi dei paragrafi da 1 a 5. Di sua iniziativa o su richiesta debitamente motivata da parte delle autorità nazionali di regolamentazione o delle parti interessate, dopo aver consultato formalmente le organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate e la Commissione, l'Agenzia può chiedere tali aggiornamenti e miglioramenti con debite motivazione e scadenze. L'Agenzia pubblica le richieste delle autorità nazionali di regolamentazione o delle parti interessate e tutti i pertinenti documenti sensibili a livello commerciale che hanno portato alla richiesta di aggiornamento o miglioramento da parte dell'Agenzia.

7.  Entro il 16 maggio 2015 le autorità nazionali di regolamentazione che cooperano nel quadro dell'Agenzia definiscono e pubblicano un insieme di indicatori e i corrispondenti valori di riferimento ai fini del confronto dei costi unitari di investimento tra progetti confrontabili appartenenti alle categorie di infrastrutture di cui all'allegato II, punti 1 e 2. Tali valori di riferimento possono essere utilizzati dalla REGTS per l'elettricità e dalla REGST per il gas ai fini dell'analisi dei costi-benefici effettuata per i successivi piani decennali di sviluppo della rete.

8.  Entro il 31 dicembre 2016 la REGTS per l'elettricità e la REGST per il gas trasmettono congiuntamente alla Commissione e all'Agenzia un modello coerente e interconnesso di mercato e di rete dell'elettricità e del gas, riguardante le infrastrutture di trasmissione e gli impianti di stoccaggio e di GNL dell'elettricità e del gas e riguardante i corridoi e le aree prioritarie dell'infrastruttura energetica, elaborato conformemente ai principi stabiliti nell'allegato V. In seguito all'approvazione di tale modello da parte della Commissione, secondo la procedura ai paragrafi da 2 a 4, il modello è incluso nelle metodologie.

Articolo 12

Realizzazione di investimenti con impatti transfrontalieri

1.  I costi di investimento sostenuti efficientemente, non comprensivi dei costi di manutenzione, relativi a un progetto di interesse comune che rientra nelle categorie di cui all'allegato II, punto 1, lettere a), b) e d), e all'allegato II, punto 2, sono presi in carico dai pertinenti GST o dai promotori di progetto dell'infrastruttura di trasmissione degli Stati membri su cui il progetto esercita un impatto positivo netto e, limitatamente alla quota non coperta dai proventi della congestione o da altri oneri, sono pagati dagli utenti di rete tramite tariffe per l'accesso alla rete.

2.  Per un progetto di interesse comune rientrante nelle categorie di cui all'allegato II, punto 1, lettere a), b) e d), e all'allegato II, punto 2, il paragrafo 1 si applica soltanto se almeno un promotore del progetto chiede alle autorità nazionali pertinenti di applicare il presente articolo per il totale dei costi del progetto o parte di essi. Per i progetti di interesse comune rientranti nelle categorie di cui all'allegato II, punto 2, il paragrafo 1 si applica soltanto se è già stata effettuata una valutazione della domanda di mercato secondo la quale i costi di investimento sostenuti efficientemente non possono essere coperti dalle tariffe.

Se un progetto ha più promotori del progetto, le competenti autorità nazionali di regolamentazione chiedono immediatamente a tutti i promotori del progetto di presentare congiuntamente la richiesta di investimento, a norma del paragrafo 3.

3.  Per un progetto di interesse comune cui si applica il paragrafo 1, i promotori del progetto tengono tutte le autorità nazionali di regolamentazione interessate regolarmente informate, almeno a cadenza annuale e fino alla messa in servizio del progetto, dei progressi di quel progetto e dell'individuazione dei costi e degli impatti a esso associati.

Non appena un tale progetto raggiunge un grado di maturità sufficiente, i promotori del progetto, previa consultazione dei GST degli Stati membri sui quali il progetto esercita un considerevole impatto netto positivo, presentano una richiesta di investimento. Tale richiesta comprende una richiesta di ripartizione transfrontaliera dei costi ed è presentata a tutte le autorità nazionali di regolamentazione interessate, corredata di:

a) un'analisi dei costi-benefici specifica per progetto e coerente con la metodologia elaborata ai sensi dell'articolo 11 che prenda in considerazione i benefici oltre le frontiere dello Stato membro interessato; e

b) un piano aziendale di valutazione della sostenibilità finanziaria del progetto, compresa la soluzione di finanziamento scelta e, per un progetto di interesse comune che rientra nella categoria di cui all'allegato II, punto 2, i risultati della verifica di mercato;

c) in caso di accordo tra i promotori del progetto, una proposta dettagliata di ripartizione dei costi su base transfrontaliera.

Se un progetto è promosso da diversi promotori del progetto, questi presentano la loro richiesta di finanziamento insieme.

Per i progetti inclusi nel primo elenco dell'Unione i promotori del progetto presentano la loro richiesta di investimento entro il 31 ottobre 2013.

Una copia di ogni richiesta di investimento è trasmessa per informazione immediatamente dalle autorità nazionali di regolamentazione all'Agenzia.

Le autorità nazionali di regolamentazione e l'Agenzia mantengono la riservatezza delle informazioni sensibili a livello commerciale.

4.  Entro sei mesi dalla data in cui l'ultima richiesta di finanziamento è pervenuta alle autorità nazionali di regolamentazione interessate, le autorità nazionali di regolamentazione, dopo aver consultato i promotori del progetto interessati, adottano decisioni coordinate sulla ripartizione dei costi di investimento che ogni gestore di sistemi di trasmissione deve sostenere per il progetto, nonché sulla loro inclusione nelle tariffe. Le autorità nazionali di regolamentazione possono decidere di ripartire soltanto parte dei costi o possono decidere di ripartire i costi tra più progetti di interesse comune appartenenti a un «pacchetto».

In sede di ripartizione dei costi, le autorità nazionali di regolamentazione tengono conto degli importi effettivi o stimati:

 dei proventi della congestione o altri oneri,

 delle entrate derivanti dal meccanismo di compensazione tra gestori del sistema di trasmissione istituito a norma dell'articolo 13 del regolamento (CE) n. 714/2009.

Nella decisione di ripartizione dei costi su scala transfrontaliera, è necessario prendere in considerazione i costi e i benefici economici, sociali e ambientali dei progetti negli Stati membri interessati e la possibile necessità di un sostegno finanziario.

Nella decisione di ripartizione dei costi su scala transfrontaliera, le autorità nazionali di regolamentazione pertinenti, in consultazione con i GST interessati, si adoperano per conseguire un accordo comune sulla base delle informazioni di cui al paragrafo 3, lettere a) e b), ma non limitatamente a esse.

Se un progetto di interesse comune attenua le esternalità negative, come i flussi di riciclo, ed è attuato nello Stato membro che ha generato l'esternalità negativa, l'attenuazione non è considerata un beneficio transfrontaliero e, pertanto, non costituisce la base per la ripartizione dei costi ai GST degli Stati membri interessati dalle esternalità negative in parola.

5.  Sulla base della ripartizione transfrontaliera dei costi di cui al paragrafo 4 del presente articolo, le autorità nazionali di regolamentazione tengono conto dei costi effettivi sostenuti da un GST o da un altro promotore di progetto a seguito degli investimenti al momento dello stabilimento o dell'approvazione delle tariffe a norma dell'articolo 37, paragrafo 1, lettera a), della direttiva 2009/72/CE e dell'articolo 41, paragrafo 1, lettera a), della direttiva 2009/73/CE, nella misura in cui questi costi corrispondono a quelli di un gestore efficiente dotato di una struttura paragonabile.

La decisione di ripartizione dei costi è notificata tempestivamente dalle autorità nazionali di regolamentazione all'Agenzia, insieme a tutte le informazioni pertinenti relative alla decisione. In particolare, le informazioni contengono i motivi dettagliati in base ai quali i costi sono stati ripartiti fra gli Stati membri, come per esempio:

a) una valutazione degli effetti individuati, compreso in merito alle tariffe di rete, su ciascuno degli Stati membri interessati;

b) una valutazione del piano aziendale di cui al paragrafo 3, lettera b);

c) esternalità positive regionali o a livello di Unione generate dal progetto;

d) il risultato della consultazione dei promotori del progetto interessati.

La decisione di ripartizione dei costi è pubblicata.

6.  Qualora le autorità nazionali di regolamentazione interessate non abbiano raggiunto un accordo sulla richiesta di investimento entro sei mesi dalla data di ricezione della richiesta da parte dell'ultima delle autorità nazionali di regolamentazione interessate, esse ne informano immediatamente l'Agenzia.

In tal caso o su richiesta congiunta delle autorità nazionali di regolamentazione interessate, la decisione sulla richiesta di investimento comprensiva della ripartizione transfrontaliera dei costi di cui al paragrafo 3, nonché del modo in cui il costo degli investimenti si ripercuote sulle tariffe, è adottata dall'Agenzia entro tre mesi della data del rinvio alla stessa.

Prima di adottare una decisione di questo tipo, l'Agenzia consulta le autorità nazionali di regolamentazione interessate e i promotori del progetto. Il periodo di tre mesi indicato nel secondo comma può essere prorogato di un periodo supplementare di due mesi qualora l'Agenzia richieda ulteriori informazioni. Tale periodo supplementare inizia il giorno successivo alla ricezione delle informazioni complete.

La decisione di ripartizione dei costi è pubblicata. Si applicano gli articoli 19 e 20 del regolamento (CE) n. 713/2009.

7.  Una copia di tutte le decisioni di ripartizione dei costi, insieme a tutte le informazioni attinenti a ciascuna decisione, è trasmessa immediatamente dall'Agenzia alla Commissione. Tali informazioni possono essere presentate in forma aggregata. La Commissione tutela la riservatezza dei dati sensibili a livello commerciale.

8.  Questa decisione di ripartizione dei costi non influisce sul diritto dei GST di presentare domanda e delle autorità nazionali di regolamentazione di approvare le spese per l'accesso alle reti a norma dell'articolo 32 della direttiva 2009/72/CE e della direttiva 2009/73/CE, dell'articolo 14 del regolamento (CE) n. 714/2009 e dell'articolo 13 del regolamento (CE) n. 715/2009.

9.  Il presente articolo non si applica ai progetti di interesse comune che hanno beneficiato di:

a) una deroga agli articoli 32, 33, 34 e all'articolo 41, paragrafi 6, 8 e 10, della direttiva 2009/73/CE ai sensi dell'articolo 36 della direttiva 2009/73/CE;

b) una deroga all'articolo 16, paragrafo 6, del regolamento (CE) n. 714/2009 o una deroga all'articolo 32 e all'articolo 37, paragrafi 6 e 10, della direttiva 2009/72/CE ai sensi dell'articolo 17 del regolamento (CE) n. 714/2009;

c) una deroga ai sensi dell'articolo 22 della direttiva 2003/55/CE ( 20 ); oppure

d) una deroga ai sensi dell'articolo 7 del regolamento (CE) n. 1228/2003 ( 21 ).

Articolo 13

Incentivi

1.  Qualora il promotore di un progetto affronti rischi più elevati per lo sviluppo, l'esecuzione, il funzionamento o la manutenzione di un progetto di interesse comune rientrante nelle categorie di cui all'allegato II, punto 1, lettere a), b) e d), e all'allegato II, punto 2, rispetto ai rischi connessi di norma a un progetto infrastrutturale, gli Stati membri e le autorità nazionali di regolamentazione assicurano che siano concessi incentivi adeguati a tale progetto, conformemente all'articolo 37, paragrafo 8, della direttiva 2009/72/CE, all'articolo 41, paragrafo 8, della direttiva 2009/73/CE, all'articolo 14 del regolamento (CE) n. 714/2009 e all'articolo 13 del regolamento (CE) n. 715/2009.

Il primo comma non si applica se il progetto di interesse comune ha ottenuto:

a) una deroga agli articoli 32, 33, 34 e all'articolo 41, paragrafi 6, 8 e 10, della direttiva 2009/73/CE ai sensi dell'articolo 36 della direttiva 2009/73/CE;

b) una deroga all'articolo 16, paragrafo 6, del regolamento (CE) n. 714/2009 o una deroga all'articolo 32 e all'articolo 37, paragrafi 6 e 10, della direttiva 2009/72/CE ai sensi dell'articolo 17 del regolamento (CE) n. 714/2009;

c) una deroga ai sensi dell'articolo 22 della direttiva 2003/55/CE; oppure

d) una deroga ai sensi dell'articolo 7 del regolamento (CE) n. 1228/2003.

2.  Le autorità nazionali di regolamentazione decidono di concedere gli incentivi di cui al paragrafo 1 tenendo conto dei risultati dell'analisi dei costi-benefici in base alla metodologia elaborata ai sensi dell'articolo 11 e, in particolare, delle esternalità positive regionali o a livello di Unione generate dal progetto. Le autorità nazionali di regolamentazione analizzano più approfonditamente i rischi specifici sostenuti dai promotori del progetto, le misure di attenuazione dei rischi adottate e la giustificazione di questo profilo di rischio in considerazione dell'impatto positivo netto del progetto rispetto a un'alternativa meno rischiosa. I rischi ammissibili comprendono in particolare i rischi relativi alle nuove tecnologie di trasmissione, sia onshore che offshore, i rischi relativi al recupero parziale dei costi e i rischi dello sviluppo.

3.  L'incentivo concesso dalla decisione tiene conto della natura specifica del rischio corso e può riguardare, tra l'altro:

a) le norme per investimenti a fronte della previsione di necessità future (anticipatory investment);

b) le norme per il riconoscimento dei costi sostenuti efficientemente prima della messa in servizio del progetto;

c) le norme per ottenere una remunerazione aggiuntiva del capitale investito per il progetto; o

d) qualunque altra misura ritenuta necessaria e adeguata.

4.  Entro il 31 luglio 2013, ogni autorità nazionale di regolamentazione presenta all'Agenzia la propria metodologia e i criteri utilizzati per valutare gli investimenti in progetti infrastrutturali per l'elettricità e il gas e i rischi più elevati affrontati, se del caso.

5.  Entro il 31 dicembre 2013, tenendo debitamente conto delle informazioni ricevute a norma del paragrafo 4 del presente articolo, l'Agenzia facilita la condivisione delle buone prassi e formula raccomandazioni a norma dell'articolo 7, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 713/2009 riguardanti:

a) gli incentivi di cui al paragrafo 1, sulla base di una valutazione comparativa delle migliori prassi da parte delle autorità nazionali di regolamentazione;

b) una metodologia comune per valutare i maggiori rischi connessi agli investimenti nei progetti infrastrutturali per l'elettricità e il gas.

6.  Entro il 31 marzo 2014 ogni autorità nazionale di regolamentazione pubblica la propria metodologia e i criteri utilizzati per valutare gli investimenti in progetti infrastrutturali per l'elettricità e il gas e i rischi più elevati affrontati.

7.  Qualora le misure di cui ai paragrafi 5 e 6 non siano sufficienti a garantire l'attuazione tempestiva di progetti di interesse comune, la Commissione può pubblicare orientamenti relativi agli incentivi stabiliti in questo articolo.



CAPO V

FINANZIAMENTO

Articolo 14

Ammissibilità dei progetti all'assistenza finanziaria dell'Unione

1.  I progetti di interesse comune che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punti 1, 2 e 4, sono ammissibili all'assistenza finanziaria dell'Unione sotto forma di sovvenzioni per studi e strumenti finanziari.

2.  I progetti di interesse comune che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punto 1, lettere da a) a d), e all'allegato II, punto 2, a eccezione dei progetti di stoccaggio dell'elettricità mediante pompaggio, sono ammissibili anche per l'assistenza finanziaria dell'Unione sotto forma di sovvenzioni per lavori se soddisfano tutti i seguenti criteri:

a) l'analisi dei costi-benefici specifici del progetto ai sensi dell'articolo 12, paragrafo 3, lettera a), apporta elementi che comprovano l'esistenza di esternalità positive rilevanti, quali la sicurezza dell'approvvigionamento, la solidarietà o l'innovazione;

b) il progetto è stato oggetto di una decisione sulla ripartizione transfrontaliera dei costi ai sensi dell'articolo 12, o, per i progetti di interesse comune che rientrano nella categoria di cui all'allegato II, punto 1, lettera c), e che pertanto non sono oggetto di una decisione sulla ripartizione transfrontaliera dei costi, il progetto mira a fornire servizi su scala transfrontaliera, introdurre innovazioni tecnologiche e garantire la sicurezza del funzionamento della rete a livello transfrontaliero;

c) il progetto non è commercialmente sostenibile secondo il piano aziendale e altre valutazioni svolte, in particolare da parte di potenziali investitori o creditori o dell'autorità nazionale di regolamentazione. Nella valutazione della sostenibilità del progetto viene presa in considerazione la decisione sugli incentivi e sulla loro giustificazione, di cui all'articolo 13, paragrafo 2.

3.  I progetti di interesse comune realizzati secondo la procedura di cui all'articolo 5, paragrafo 7, lettera d) sono ammissibili anche all'assistenza finanziaria dell'Unione sotto forma di sovvenzioni per lavori se soddisfano i criteri di cui al paragrafo 2 del presente articolo.

4.  I progetti di interesse comune che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punto 1, lettera e), e all'allegato II, punto 4, sono ammissibili anche all'assistenza finanziaria dell'Unione sotto forma di sovvenzioni per lavori se i promotori del progetto interessati possono dimostrare chiaramente le esternalità positive notevoli generate dai progetti e la loro insufficiente sostenibilità commerciale, conformemente al piano aziendale e ad altre valutazioni svolte in particolare da potenziali investitori o creditori o, ove applicabile, da un'autorità nazionale di regolamentazione.

Articolo 15

Orientamenti per i criteri di concessione dell'assistenza finanziaria dell'Unione

I criteri specifici di cui all'articolo 4, paragrafo 2, e i parametri di cui all'articolo 4, paragrafo 4, fungono anche da obiettivi allo scopo di definire i criteri per la concessione dell'assistenza finanziaria dell'Unione nel pertinente regolamento concernente un meccanismo per collegare l'Europa.

Articolo 16

Esercizio della delega

1.  Il potere di adottare gli atti delegati è conferito alla Commissione alle condizioni stabilite nel presente articolo.

2.  Il potere di adottare atti delegati di cui all'articolo 3 è conferito alla Commissione per un periodo di quattro anni a decorrere dal 15 maggio 2013. La Commissione elabora una relazione sulla delega di potere al più tardi nove mesi prima della scadenza di tale periodo. La delega di potere è tacitamente prorogata per periodi di identica durata, a meno che il Parlamento europeo o il Consiglio non si oppongano a tale proroga al più tardi tre mesi prima della scadenza di ciascun periodo.

3.  La delega di potere di cui all'articolo 3 può essere revocata in qualsiasi momento dal Parlamento europeo o dal Consiglio. La decisione di revoca pone fine alla delega di potere ivi specificata. Gli effetti della decisione decorrono dal giorno successivo alla pubblicazione della decisione nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea o da una data successiva ivi specificata. Essa non pregiudica la validità degli atti delegati già in vigore.

4.  Non appena adotta un atto delegato, la Commissione ne dà contestualmente notifica al Parlamento europeo e al Consiglio.

5.  L'atto delegato adottato ai sensi dell'articolo 3 entra in vigore solo se né il Parlamento europeo né il Consiglio hanno sollevato obiezioni entro il termine di due mesi dalla data in cui esso è stato loro notificato o se, prima della scadenza di tale termine, sia il Parlamento europeo che il Consiglio hanno informato la Commissione che non intendono sollevare obiezioni. Tale termine è prorogato di due mesi su iniziativa del Parlamento europeo o del Consiglio.



CAPO VI

DISPOSIZIONI FINALI

Articolo 17

Relazioni e valutazione

Entro il 2017 la Commissione pubblica una relazione sull'attuazione dei progetti di interesse comune e la trasmette al Parlamento europeo e al Consiglio. Questa relazione fornisce una valutazione in merito a:

a) i progressi realizzati per la pianificazione, lo sviluppo, l'esecuzione e la messa in servizio di progetti di interesse comune selezionati ai sensi dell'articolo 3 e, se opportuno, i ritardi nell'attuazione e altre difficoltà riscontrate;

b) i fondi impegnati ed erogati dall'Unione per progetti di interesse comune rispetto al valore totale dei progetti di interesse comune finanziati;

c) per i settori dell'elettricità e del gas, l'evoluzione del livello di interconnessione tra gli Stati membri, l'evoluzione corrispondente dei prezzi dell'energia e il numero di disfunzioni sistemiche delle reti, le loro cause e il costo economico correlato;

d) per il rilascio delle autorizzazioni e la partecipazione del pubblico, in particolare:

i) la durata totale media e massima dei procedimenti di rilascio delle autorizzazioni per i progetti di interesse comune, compresa la durata di ogni fase della procedura che precede la domanda, rispetto ai tempi previsti per gli aspetti principali iniziali di cui all'articolo 10, paragrafo 4;

ii) il livello di opposizione incontrato dai progetti di interesse comune (in particolare il numero delle obiezioni scritte durante il procedimento di consultazione pubblica, il numero delle azioni legali di ricorso);

iii) una panoramica delle prassi migliori e innovative per quanto concerne il coinvolgimento delle parti interessate e l'attenuazione dell'impatto ambientale durante il procedimento di rilascio delle autorizzazioni e nel corso dell'attuazione dei progetti;

iv) l'efficacia dei sistemi di cui all'articolo 8, paragrafo 3, in relazione al rispetto delle scadenze stabilite a norma dell'articolo 10;

e) per il trattamento normativo, in particolare:

i) il numero dei progetti di interesse comune oggetto di una decisione di ripartizione dei costi transfrontaliera ai sensi dell'articolo 12;

ii) il numero e il tipo di progetti di interesse comune che hanno ricevuto incentivi specifici ai sensi dell'articolo 13;

f) l'efficacia del presente regolamento nel contribuire al conseguimento degli obiettivi in materia di integrazione del mercato entro il 2014 e il 2015 e degli obiettivi energetici e climatici entro il 2020, nonché, più a lungo termine, all'avanzamento verso un'economia a basse emissioni di carbonio entro il 2050.

Articolo 18

Informazione e pubblicità

La Commissione istituisce, entro sei mesi dalla data di adozione del primo elenco dell'Unione, una piattaforma per la trasparenza delle infrastrutture facilmente accessibile al grande pubblico, anche su internet. Questa piattaforma contiene le seguenti informazioni:

a) informazioni generali, aggiornate, comprensive di informazioni geografiche, per ogni progetto di interesse comune;

b) il piano di attuazione, quale definito all'articolo 5, paragrafo 1, per ogni progetto di interesse comune;

c) i risultati principali dell'analisi dei costi-benefici in base alla metodologia elaborata ai sensi dell'articolo 11 per i progetti di interesse comune coinvolti, a eccezione delle informazioni sensibili a livello commerciale;

d) l'elenco dell'Unione;

e) i fondi assegnati ed erogati dall'Unione per ciascun progetto di interesse comune.

Articolo 19

Disposizioni transitorie

Il presente regolamento non influisce sulla concessione, sulla continuazione o sulla modifica dell'assistenza finanziaria concessa dalla Commissione, in base a inviti a presentare proposte indetti ai sensi del regolamento (CE) n. 680/2007 del Parlamento europeo e del Consiglio del Parlamento europeo e del Consiglio, del 20 giugno 2007, che stabilisce i principi generali per la concessione di un contributo finanziario della Comunità nel settore delle reti transeuropee dei trasporti e dell'energia ( 22 ), ai progetti elencati negli allegati I e III della decisione n. 1364/2006/CE o in vista degli obiettivi, in base alle categorie di spesa pertinenti per le RTE-E, come indicato nel regolamento (CE) n. 1083/2006 del Consiglio, dell' 11 luglio 2006, recante disposizioni generali sul Fondo europeo di sviluppo regionale, sul Fondo sociale europeo e sul Fondo di coesione ( 23 ).

Le disposizioni del capo III non si applicano ai i progetti di interesse comune nel procedimento di rilascio delle autorizzazioni per cui un promotore di progetto abbia presentato un fascicolo di domanda prima del 16 novembre 2013.

Articolo 20

Modifiche del regolamento (CE) n. 713/2009

Nel regolamento (CE) n. 713/2009 l'articolo 22, paragrafo 1, è sostituito dal seguente:

«1.  Le tasse sono dovute all'Agenzia per la richiesta di una decisione di esenzione ai sensi dell'articolo 9, paragrafo 1, e per le decisioni sulla ripartizione transfrontaliera dei costi adottate dall'Agenzia a norma dell'articolo 12 del regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 17 aprile 2013, sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee ( 24 ).

Articolo 21

Modifiche del regolamento (CE) n. 714/2009

Il regolamento (CE) n. 714/2009 è così modificato:

1) l'articolo 8 è così modificato:

a) al paragrafo 3, la lettera a) è sostituita dalla seguente:

«a) strumenti comuni di gestione della rete per garantire il coordinamento del funzionamento della rete in condizioni normali e di emergenza, compresa una classificazione comune degli incidenti, e piani di ricerca. Gli strumenti indicano, tra l'altro:

i) le informazioni, comprese le opportune informazioni relative al giorno successivo, infragiornaliere e in tempo reale, che servono per migliorare il coordinamento operativo, nonché la frequenza ottimale per la raccolta e lo scambio di tali informazioni;

ii) la piattaforma tecnologica per lo scambio di informazioni in tempo reale e, ove opportuno, le piattaforme tecnologiche per la raccolta, il trattamento e la trasmissione delle altre informazioni di cui al punto i), nonché per l'attuazione delle procedure atte a migliorare il coordinamento operativo tra i gestori dei sistemi di trasmissione, affinché tale trasmissione si diffonda a livello di Unione;

iii) il modo in cui i gestori dei sistemi di trasmissione mettono i dati operativi a disposizione degli altri gestori dei sistemi di trasmissione o di qualsiasi organismo debitamente autorizzato a sostenerli al fine di conseguire il coordinamento operativo, nonché dell'Agenzia; e

iv) il fatto che i gestori dei sistemi di trasmissione designano un punto di contatto incaricato di rispondere ai quesiti degli altri gestori dei sistemi di trasmissione o di qualsiasi organismo debitamente autorizzato come indicato al punto iii), oppure dell'Agenzia, in merito a tali informazioni.

La REGST dell'energia elettrica trasmette le specifiche adottate di cui ai punti da i) a iv) all'Agenzia e alla Commissione entro il 16 maggio 2015.

Entro dodici mesi dall'adozione delle specifiche, l'Agenzia esprime un parere in cui valuta se esse contribuiscano in misura sufficiente alla promozione degli scambi transfrontalieri e alla garanzia di una gestione ottimale, di un esercizio coordinato, di un uso efficiente e di un'evoluzione tecnica adeguata della rete europea di trasmissione di energia elettrica.»;

b) al paragrafo 10, la lettera a) è sostituita dalla seguente:

«a) si basa sui piani di investimento nazionali, tenendo conto dei piani di investimento regionali di cui all'articolo 12, paragrafo 1 e, se del caso, degli aspetti a livello di Unione della pianificazione di rete di cui al regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 17 aprile 2013, sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee ( 25 ); esso è sottoposto all'analisi dei costi-benefici utilizzando la metodologia definita all'articolo 11 di detto regolamento;

2) l'articolo 11 è sostituito dal seguente:

«Articolo 11

Costi

I costi relativi alle attività della REGST dell'energia elettrica di cui agli articoli da 4 a 12 del presente regolamento, nonché all'articolo 11 del regolamento (UE) n. 347/2013, sono a carico dei gestori dei sistemi di trasmissione e sono presi in considerazione ai fini del calcolo delle tariffe. Le autorità di regolamentazione approvano i costi solo se ragionevoli e adeguati.»;

3) all'articolo 18 è inserito il paragrafo seguente:

«4 bis.  La Commissione può adottare orientamenti sull'attuazione del coordinamento operativo tra i gestori dei sistemi di trasmissione a livello di Unione. Tali orientamenti sono coerenti con i codici di rete di cui all'articolo 6 del presente regolamento e si basano su di essi e si basano sulle specifiche adottate e sul parere dell'Agenzia di cui all'articolo 8, paragrafo 3, lettera a), del presente regolamento. Nell'adottare tali orientamenti la Commissione tiene conto dei diversi requisiti operativi regionali e nazionali.

Tali orientamenti sono adottati secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 23, paragrafo 3.»;

4) all'articolo 23, è inserito il paragrafo seguente:

«3.  Nei casi in cui è fatto riferimento al presente paragrafo, si applica l'articolo 5 del 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 ( 26 ).

Articolo 22

Modifiche del regolamento (CE) n. 715/2009

Il regolamento (CE) n. 715/2009 è così modificato:

1) all'articolo 8, paragrafo 10, la lettera a) è sostituita dalla seguente:

«a) si basa sui piani di investimento nazionali, tenendo conto dei piani di investimento regionali di cui all'articolo 12, paragrafo 1, e, se del caso, degli aspetti a livello di Unione della pianificazione di rete di cui al regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 17 aprile 2013, sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee ( 27 ); esso è sottoposto all'analisi dei costi-benefici utilizzando la metodologia definita all'articolo 11 di detto regolamento;

2) l'articolo 11 è sostituito dal seguente:

«Articolo 11

Costi

I costi relativi alle attività della REGST del gas di cui agli articoli da 4 a 12 del presente regolamento, nonché all'articolo 11 del regolamento (UE) n. 347/2013, sono a carico dei gestori dei sistemi di trasporto e sono presi in considerazione ai fini del calcolo delle tariffe. Le autorità di regolamentazione approvano tali costi solo se ragionevoli e adeguati.»

Articolo 23

Abrogazione

La decisione n. 1364/2006/CE è abrogata con effetto dal 1o gennaio 2014. Ai sensi del presente regolamento non sussiste alcun diritto per i progetti elencati negli allegati I e III della decisione n. 1364/2006/CE.

Articolo 24

Entrata in vigore

Il presente regolamento entra in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea.

Esso si applica a partire dal 1o giugno 2013 a eccezione degli articoli 14 e 15, che si applicano a decorrere dalla data di applicazione del pertinente regolamento concernente un meccanismo per collegare l'Europa.

Il presente regolamento è obbligatorio in tutti i suoi elementi e direttamente applicabile in ciascuno degli Stati membri.




ALLEGATO I

CORRIDOI E AREE PRIORITARI DELL'INFRASTRUTTURA ENERGETICA

Il presente regolamento si applica ai seguenti corridoi e aree transeuropei prioritari dell'infrastruttura energetica:

1.   CORRIDOI PRIORITARI DELL'ELETTRICITÀ

1) Rete offshore nei mari del Nord («Northern Seas offshore grid, NSOG»): sviluppo della rete elettrica offshore integrata e relativi interconnettori nel Mar del Nord, nel Mare d'Irlanda, nella Manica, nel Mar Baltico e nelle acque confinanti per trasportare elettricità dalle fonti di energia rinnovabili offshore ai centri di consumo e stoccaggio e per aumentare lo scambio di elettricità transfrontaliero.

Stati membri interessati: Belgio, Danimarca, Francia, Germania, Irlanda, Lussemburgo, Paesi Bassi, Regno Unito, Svezia.

2) Interconnessioni di elettricità nord-sud nell'Europa occidentale (NSI West Electricity): interconnessioni tra gli Stati membri della regione e con l'area del Mediterraneo, compresa la Penisola Iberica, in particolare per integrare l'elettricità proveniente da fonti di energia rinnovabili e consolidare le infrastrutture di rete interne al fine di promuovere l'integrazione del mercato nella regione.

Stati membri interessati: Austria, Belgio, Francia, Germania, Irlanda, Italia, Lussemburgo, Malta, Paesi Bassi, Portogallo, Spagna, Regno Unito.

3) Interconnessioni di elettricità nord-sud nell'Europa centro-orientale e sud-orientale (NSI East Electricity): interconnessioni e linee interne nelle direzioni nord-sud ed est-ovest per completare il mercato interno e integrare la produzione a partire da fonti di energia rinnovabili.

Stati membri interessati: Austria, Bulgaria, Cipro, Croazia ( 28 ), Germania, Grecia, Italia, Polonia, Repubblica ceca, Romania, Slovacchia, Slovenia, Ungheria.

4) Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico nell'elettricità (Baltic Energy Market Interconnection Plan, «BEMIP elettricità»): interconnessioni tra gli Stati membri nella regione del Baltico e consolidamento delle infrastrutture di rete interne di conseguenza, per porre fine all'isolamento degli Stati baltici e promuovere l'integrazione del mercato adoperandosi, tra l'altro, per l'integrazione dell'energia rinnovabile nella regione.

Stati membri interessati: Danimarca, Estonia, Finlandia, Germania, Lettonia, Lituania, Polonia, Svezia.

2.   CORRIDOI PRIORITARI DEL GAS

5) Interconnessioni del gas nord-sud nell'Europa occidentale («NSI West Gas»): infrastruttura del gas per i flussi del gas nord-sud nell'Europa occidentale, al fine di diversificare ulteriormente le rotte di approvvigionamento, e per aumentare l'erogabilità del gas a breve termine.

Stati membri interessati: Belgio, Danimarca, Francia, Germania, Irlanda, Italia, Lussemburgo, Malta, Paesi Bassi, Portogallo, Regno Unito, Spagna.

6) Interconnessioni del gas nord-sud nell'Europa centro-orientale e sud-orientale («NSI East Gas»): infrastruttura del gas per i collegamenti regionali tra la regione del Mar Baltico, l'Adriatico e il Mar Egeo, il Mediterraneo orientale e il Mar Nero e al loro interno, nonché per aumentare la diversificazione e la sicurezza dell'approvvigionamento di gas.

Stati membri interessati: Austria, Bulgaria, Cipro, Croazia (28) , Germania, Grecia, Italia, Polonia, Repubblica ceca, Romania, Slovacchia, Slovenia, Ungheria.

7) Corridoio meridionale del gas (Southern Gas Corridor, «SGC»): infrastruttura per la trasmissione del gas dal Bacino del Mar Caspio, dall'Asia Centrale, dal Medio Oriente e dal Bacino del Mediterraneo orientale all'Unione europea per aumentare la diversificazione dell'approvvigionamento di gas.

Stati membri interessati: Austria, Bulgaria, Cipro, Croazia ( 29 ), Francia, Germania, Grecia, Italia, Polonia, Repubblica ceca, Romania, Slovacchia, Slovenia, Ungheria.

8) Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico nel gas («BEMIP gas»): infrastruttura del gas per porre termine all'isolamento dei tre Stati baltici e della Finlandia e alla loro dipendenza da un unico fornitore, per consolidare le infrastrutture di rete interne di conseguenza e per aumentare la diversificazione e la sicurezza degli approvvigionamenti nella regione del Mar Baltico.

Stati membri interessati: Danimarca, Estonia, Finlandia, Germania, Lettonia, Lituania, Polonia, Svezia.

3.   CORRIDOIO PRIORITARIO DEL PETROLIO

9) Connessioni di approvvigionamento del petrolio nell'Europa centro-orientale (Oil supply connections, «OSC»): interoperabilità della rete di oleodotti in Europa centro-orientale per aumentare la sicurezza dell'approvvigionamento e ridurre i rischi ambientali.

Stati membri interessati: Austria, Croazia (29) , Germania, Polonia, Repubblica ceca, Slovacchia, Ungheria.

4.   AREE TEMATICHE PRIORITARIE

10) Sviluppo di reti intelligenti: adozione delle tecnologie di rete intelligenti nell'intero territorio dell'Unione europea per integrare in maniera efficiente il comportamento e le azioni di tutti gli utenti collegati alla rete elettrica, in particolare la produzione di grandi quantità di elettricità a partire da fonti di energia rinnovabili o distribuite e la risposta alla domanda dei consumatori.

Stati membri interessati: tutti.

11) Autostrade elettriche: prime autostrade elettriche entro il 2020, in vista della costruzione di un sistema di autostrade elettriche in tutta l'Unione europea in grado di:

a) integrare il surplus di produzione eolica in continua crescita nel Mare del Nord e nel Mar Baltico e nelle zone circostanti e accrescere la produzione di energia rinnovabile in Europa orientale e meridionale nonché nell'Africa settentrionale;

b) collegare questi nuovi centri di produzione con le principali capacità di stoccaggio nei paesi nordici, nelle Alpi e in altre regioni e con i principali centri di consumo; nonché

c) far fronte a un'offerta di elettricità sempre più variabile e decentrata e a una domanda sempre più flessibile.

Stati membri interessati: tutti.

12) Rete transfrontaliera per il trasporto di biossido di carbonio: sviluppo di un'infrastruttura di trasporto del biossido di carbonio tra gli Stati membri e con i paesi terzi confinanti in vista della realizzazione della cattura e dello stoccaggio del biossido di carbonio.

Stati membri interessati: tutti.




ALLEGATO II

CATEGORIE DI INFRASTRUTTURE ENERGETICHE

Le categorie di infrastrutture energetiche da sviluppare al fine di attuare le priorità di infrastruttura energetica elencate nell'allegato I sono:

1) relativamente all'elettricità:

a) linee di trasmissione aeree ad alta tensione, purché siano progettate per una tensione di 220 kV o più e cavi di trasmissione sotterranei o sottomarini, purché siano progettati per una tensione di 150 kV o più;

b) per quanto riguarda in particolare le autostrade elettriche: qualunque attrezzatura fisica destinata a consentire il trasporto di elettricità a livello di alta e altissima tensione in vista del collegamento di grandi quantità di elettricità prodotta o stoccata in uno o più Stati membri o paesi terzi a un consumo di elettricità su vasta scala in uno o più Stati membri diversi;

c) impianti di stoccaggio di elettricità utilizzati per immagazzinare elettricità in maniera permanente o temporanea in un'infrastruttura o in siti geologici in superficie o sotterranei, a condizione che siano collegati direttamente a linee di trasmissione ad alta tensione destinate a una tensione pari o superiore a 110 kV;

d) qualsiasi attrezzatura o installazione essenziale per i sistemi di cui alle lettere da a) a c) per operare in maniera sicura ed efficace, compresi i sistemi di protezione, monitoraggio e controllo a tutti i livelli di tensione e le sottostazioni;

e) qualsiasi attrezzatura o installazione, a livello di trasmissione e distribuzione a media tensione, destinata alla comunicazione digitale bidirezionale, in tempo reale o quasi reale, al controllo e alla gestione interattivi e intelligenti della produzione, trasmissione, distribuzione e del consumo di elettricità all'interno di una rete elettrica in vista dello sviluppo di una rete che integri in maniera efficace il comportamento e le azioni di tutti gli utenti collegati a essa (produttori, consumatori e produttori-consumatori) al fine di garantire un sistema elettrico efficiente dal lato economico e sostenibile con scarse perdite e un'elevata qualità e sicurezza dell'approvvigionamento e della protezione;

2) relativamente al gas:

a) condotte di trasmissione per il trasporto del gas naturale e del biogas facenti parte di una rete costituita principalmente da condotte ad alta pressione, escluse le condotte ad alta pressione utilizzate per la distribuzione a monte o la distribuzione locale del gas naturale;

b) impianti di stoccaggio sotterranei collegati alle suddette condotte di gas ad alta pressione;

c) impianti di ricevimento, stoccaggio e rigassificazione o decompressione per il gas naturale liquefatto (GNL) o il gas naturale compresso (CNG);

d) qualsiasi apparecchiatura o installazione essenziale affinché il sistema funzioni in maniera sicura, protetta ed efficiente o per installare la capacità bidirezionale, comprese le stazioni di compressione;

3) relativamente al petrolio:

a) oleodotti utilizzati per trasportare il petrolio grezzo;

b) stazioni di pompaggio e impianti di stoccaggio necessari per il funzionamento degli oleodotti per petrolio grezzo;

c) qualsiasi apparecchiatura o installazione essenziale affinché il sistema in questione funzioni in maniera corretta, sicura ed efficiente, compresi i sistemi di protezione, monitoraggio e controllo e i dispositivi di inversione dei flussi;

4) relativamente all'anidride carbonica:

a) condotte dedicate, diverse dalla rete di condotte a monte utilizzate per trasportare l'anidride carbonica antropogenica da più fonti, a esempio installazioni industriali (comprese le centrali elettriche) che producono anidride carbonica attraverso la combustione o altre reazioni chimiche che comportano composti contenenti carbonio fossile o non fossile, ai fini dello stoccaggio geologico permanente dell'anidride carbonica ai sensi della direttiva 2009/31/CE del Parlamento europeo e del Consiglio ( 30 );

b) impianti per la liquefazione e lo stoccaggio intermedio dell'anidride carbonica in vista del suo ulteriore trasporto. Non comprendono l'infrastruttura all'interno di una formazione geologica usata per lo stoccaggio geologico permanente dell'anidride carbonica ai sensi della direttiva 2009/31/CE e gli impianti associati di superficie e di iniezione;

c) qualsiasi apparecchiatura o installazione essenziale per il funzionamento corretto, sicuro ed efficiente del sistema in questione, compresi i sistemi di protezione, monitoraggio e controllo.




ALLEGATO III

ELENCHI REGIONALI DI PROGETTI DI INTERESSE COMUNE

1.   NORME PER I GRUPPI REGIONALI

1) Per i progetti elettrici che rientrano nelle categorie di cui al punto 1 dell'allegato II, ogni gruppo è composto da rappresentanti degli Stati membri, delle autorità di regolamentazione nazionali, dei TSO, oltre che dalla Commissione, dall'Agenzia e dalla REGST per l'elettricità.

Per i progetti nel settore del gas che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punto 2, ogni gruppo è composto da rappresentanti degli Stati membri, delle autorità di regolamentazione nazionali e dei TSO, oltre che dalla Commissione, dall'Agenzia e dalla REGST per il gas.

Per i progetti nel settore del trasporto di petrolio e anidride carbonica che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punti 3 e 4, ogni gruppo è composto da rappresentanti degli Stati membri, dai promotori del progetto interessati da ciascuna delle priorità rilevanti designate nell'allegato I e dalla Commissione.

2) Gli organi decisionali dei gruppi possono fondersi. I gruppi o gli organi decisionali si riuniscono nella loro totalità, ove opportuno, per discutere di questioni comuni a tutti i gruppi, a esempio problemi legati alla coerenza transregionale o al numero di progetti proposti e inclusi nei progetti di elenchi regionali che rischiano di diventare ingestibili.

3) Ogni gruppo organizza il proprio lavoro in linea con le attività di cooperazione regionale conformemente all'articolo 6 della direttiva 2009/72/CE, all'articolo 7 della direttiva 2009/73/CE, all'articolo 12 del regolamento (CE) n. 714/2009 e all'articolo 12 del regolamento (CE) n. 715/2009 e ad altre strutture per la cooperazione regionale esistenti.

4) Ogni gruppo invita, per quanto necessario per l'attuazione della priorità rilevante designata nell'allegato I, i promotori di un progetto potenzialmente ammissibile alla selezione in quanto progetto di interesse comune, i rappresentanti degli amministratori nazionali e delle autorità di regolamentazione, i TSO provenienti dai paesi candidati e candidati potenziali all'adesione all'Unione europea, i paesi membri dello Spazio economico europeo e dell'Associazione europea di libero scambio, i rappresentanti delle istituzioni e degli organismi della Comunità dell'energia, i paesi interessati dalla politica europea di vicinato e i paesi con cui l'Unione ha stabilito una cooperazione specifica in materia di energia. La decisione di invitare rappresentanti di paesi terzi è basata sul consenso.

5) Ogni gruppo consulta le organizzazioni che rappresentano le parti interessate e, se lo ritiene opportuno, le parti interessate stesse, inclusi i produttori, i gestori del sistema di distribuzione, i fornitori, i consumatori e le organizzazioni per la tutela dell'ambiente. Il gruppo può organizzare udienze o consultazioni laddove pertinente ai fini dell'esecuzione dei compiti a esso spettanti.

6) La Commissione pubblica sulla piattaforma per la trasparenza di cui all'articolo 18 il regolamento interno, un elenco aggiornato delle organizzazioni aderenti, informazioni periodicamente aggiornate sullo stato di avanzamento dei lavori, gli ordini del giorno delle riunioni nonché le conclusioni e le decisioni finali di ciascun gruppo.

7) La Commissione, l'Agenzia e i gruppi si adoperano per garantire la coerenza tra i diversi gruppi. A tale scopo la Commissione e l'Agenzia garantiscono, se del caso, lo scambio di informazioni tra i gruppi interessati per tutti i lavori che rappresentano un interesse interregionale.

La partecipazione delle autorità nazionali di regolamentazione e dell'Agenzia ai gruppi non pregiudica il conseguimento degli obiettivi e l'osservanza degli obblighi loro imposti dal presente regolamento o dagli articoli 36 e 37 della direttiva 2009/72/CE e dagli articoli 40 e 41 della direttiva 2009/73/CE ovvero dal regolamento (CE) n. 713/2009.

2.   PROCEDIMENTO DI DEFINIZIONE DEGLI ELENCHI REGIONALI

1) I promotori di un progetto potenzialmente ammissibile alla selezione in quanto progetto di interesse comune che desiderano ottenere il corrispondente status presentano al gruppo una domanda per la selezione del progetto come progetto di interesse comune comprensiva di:

 una valutazione del o dei loro progetti riguardo al contributo all'attuazione delle priorità enunciate nell'allegato I,

 un'analisi riguardante il soddisfacimento dei criteri pertinenti di cui all'articolo 4,

 per i progetti che hanno raggiunto un grado di maturità sufficiente, un'analisi dei costi-benefici specifici del progetto che sia conforme agli articoli 21 e 22 e basata sulle metodologie elaborate dalla REGST per l'elettricità e dalla REGST per il gas a norma dell'articolo 11, nonché

 qualsiasi altra informazione pertinente per la valutazione del progetto.

2) Tutti i destinatari tutelano la riservatezza delle informazioni sensibili dal punto di vista commerciale.

3) A seguito dell'adozione del primo elenco dell'Unione, per tutti i successivi elenchi a livello di Unione adottati i progetti proposti riguardanti i settori della trasmissione e dello stoccaggio dell'energia elettrica che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punto 1, lettere a), b) e d), devono essere parte integrante dell'ultimo piano decennale disponibile per lo sviluppo delle reti nel settore dell'energia elettrica, elaborato dalla REGST per l'elettricità conformemente all'articolo 8 del regolamento (CE) n. 714/2009.

4) A seguito dell'adozione del primo elenco dell'Unione, per tutti i successivi elenchi a livello di Unione adottati i progetti proposti riguardanti infrastrutture del gas che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punto 2, devono essere parte integrante dell'ultimo piano decennale di sviluppo delle reti del gas, elaborato dalla REGST per il gas conformemente all'articolo 8 del regolamento (CE) n. 715/2009.

5) Le proposte di progetto presentate ai fini dell'inclusione nel primo elenco dell'Unione non precedentemente valutate a norma dell'articolo 8 del regolamento (CE) n. 714/2009 sono valutate a livello di sistema dell'Unione:

 dalla REGST per l'elettricità, in linea con la metodologia applicata nell'ultimo piano decennale di sviluppo delle reti disponibile per i progetti che rientrano nell'ambito di applicazione dell'allegato II, punto 1, lettere a), b) e d),

 dalla REGST per il gas o da una terza parte in maniera coerente, sulla base di una metodologia oggettiva applicabile ai progetti che rientrano nell'ambito di applicazione dell'allegato II, punto 2.

Entro il 16 gennaio 2014, la Commissione definisce orientamenti sui criteri che la REGST per l'elettricità e la REGST per il gas sono tenute ad applicare in sede di elaborazione dei rispettivi piani decennali di sviluppo delle reti di cui ai punti 3 e 4, al fine di garantire la parità di trattamento e la trasparenza del procedimento.

6) I progetti proposti riguardanti il trasporto di anidride carbonica che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punto 4, vengono presentati come parte di un piano, elaborato da almeno due Stati membri, per lo sviluppo delle infrastrutture per lo stoccaggio e il trasporto di anidride carbonica a livello transfrontaliero, e vengono presentati alla Commissione da parte degli Stati membri o delle entità designate da tali Stati membri.

7) Per i progetti proposti che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punti 1 e 2, le autorità nazionali di regolamentazione e, se necessario, l'Agenzia, ove possibile nel contesto della cooperazione regionale (articolo 6 della direttiva 2009/72/CE e articolo 7 della direttiva 2009/73/CE), verificano che la metodologia basata sui criteri/sull'analisi dei costi-benefici sia applicata in maniera coerente e ne valutano la rilevanza transfrontaliera per poi presentare la loro valutazione al gruppo.

8) Per i progetti nel settore del trasporto di petrolio e anidride carbonica proposti che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punti 3 e 4, la Commissione valuta l'applicazione dei criteri di cui all'articolo 4. Per i progetti relativi all'anidride carbonica proposti che rientrano nella categoria di cui all'allegato II, punto 4, la Commissione tiene in considerazione anche il futuro potenziale di ampliamento e quindi di inclusione di Stati membri aggiuntivi. La Commissione presenta la sua valutazione al gruppo.

9) I singoli Stati membri possono presentare al gruppo un parere per esprimere le loro preoccupazioni in relazione a progetti proposti che, pur non riguardando il loro territorio, possono potenzialmente avere un impatto positivo netto oppure ripercussioni significative a esempio sull'ambiente o sul funzionamento delle infrastrutture energetiche all'interno del loro territorio.

10) L'organo decisionale del gruppo esamina, su richiesta di uno Stato membro del gruppo, i fondati motivi addotti da uno Stato membro a norma dell'articolo 3, paragrafo 3, per rifiutare l'approvazione di un progetto di interesse comune riguardante il suo territorio.

11) Il gruppo si riunisce per esaminare e classificare i progetti proposti tenendo conto della valutazione dei regolatori ovvero della valutazione della Commissione per i progetti nel settore del trasporto di petrolio e anidride carbonica.

12) I progetti di elenchi regionali di progetti proposti che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punti 1 e 2 elaborati dai gruppi sono presentati all'Agenzia, unitamente agli eventuali pareri di cui al punto 9, sei mesi prima della data di adozione dell'elenco dell'Unione. I progetti di elenchi regionali e i pareri acclusi sono valutati dall'Agenzia entro tre mesi dalla data di ricezione. L'Agenzia fornisce un parere sui progetti di elenchi regionali riguardante, in particolare, la coerenza nell'applicazione dei criteri e nell'analisi dei costi-benefici tra le varie regioni. Il parere dell'Agenzia è adottato secondo la procedura di cui all'articolo 15, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 713/2009.

13) Entro un mese dalla data di ricezione del parere dell'Agenzia, l'organo decisionale di ciascun gruppo adotta il proprio elenco regionale definitivo, nel rispetto delle disposizioni di cui all'articolo 3, paragrafo 3, sulla base della proposta dei gruppi e tenendo conto del parere dell'Agenzia nonché della valutazione delle autorità nazionali di regolamentazione presentata a norma del punto 7, ovvero della valutazione proposta dalla Commissione a norma del punto 8 per i progetti nel settore del trasporto di petrolio e anidride carbonica proposti. I gruppi presentano gli elenchi regionali definitivi alla Commissione, unitamente agli eventuali pareri di cui al punto 9.

14) Nel caso in cui dagli elenchi regionali ricevuti emerga un numero complessivo di progetti di interesse comune proposti da inserire nell'elenco dell'Unione superiore al quantitativo gestibile, anche in considerazione del parere dell'Agenzia, la Commissione valuta l'opportunità di non includere nell'elenco dell'Unione, previa consultazione dei singoli gruppi interessati, i progetti che occupano gli ultimi posti nella classificazione realizzata dal gruppo di riferimento a norma dell'articolo 4, paragrafo 4.




ALLEGATO IV

NORME E INDICATORI RELATIVI AI CRITERI PER I PROGETTI DI INTERESSE COMUNE

1) Un progetto con un notevole impatto transfrontaliero è un progetto sul territorio di uno Stato membro, che soddisfa le seguenti condizioni:

a) per la trasmissione di elettricità, il progetto incrementa la capacità di trasferimento della rete ovvero la capacità disponibile per i flussi commerciali al confine di tale Stato membro con uno o più altri Stati membri o su qualunque altra sezione trasversale rilevante dello stesso corridoio di trasmissione con conseguente aumento della capacità di trasferimento della rete transfrontaliera interessata di almeno 500 MW rispetto alla situazione senza messa in servizio del progetto;

b) per lo stoccaggio di elettricità, il progetto fornisce una capacità installata di almeno 225 MW ed è caratterizzato da una capacità di stoccaggio che consente una produzione annuale netta di elettricità di almeno 250 gigawattora/anno;

c) per la trasmissione del gas, il progetto riguarda un investimento in capacità di flusso bidirezionale o modifica la possibilità di trasmissione del gas attraverso le frontiere degli Stati membri interessati almeno del 10 % rispetto alla situazione precedente alla messa in servizio del progetto;

d) per lo stoccaggio del gas o del gas naturale liquefatto/compresso, il progetto mira a rifornire direttamente o indirettamente almeno due Stati membri o a soddisfare lo standard di infrastruttura (norma N-1) a livello regionale, a norma dell'articolo 6, paragrafo 3, del regolamento (UE) n. 994/2010 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 31 );

e) per le reti intelligenti, il progetto è destinato alle attrezzature e alle installazioni ad alta e media tensione progettate per una tensione di almeno 10 kV. Coinvolge gestori di sistemi di trasmissione e di distribuzione di almeno due Stati membri, che coprono almeno 50 000 utenti che producono e/o consumano elettricità in un'area di consumo di almeno 300 gigawattora/anno, di cui almeno il 20 % proviene da risorse rinnovabili variabili in natura.

2) Per quanto riguarda i progetti che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punto 1, lettere da a) a d), i criteri elencati nell'articolo 4 sono valutati nel seguente modo:

a) l'integrazione nel mercato, la concorrenza e la flessibilità del sistema vengono misurate in linea con l'analisi effettuata nell'ultimo piano decennale di sviluppo della rete nel settore dell'elettricità a livello di Unione, in particolare:

 calcolando, per i progetti transfrontalieri, l'impatto sulla capacità di trasferimento della rete in entrambe le direzioni di flusso, misurata in termini di quantità di energia (in megawatt), e il contributo dei progetti stessi ai fini del raggiungimento di una capacità di interconnessione minima pari al 10 % della capacità di produzione installata o, per progetti con un forte impatto transfrontaliero, l'effetto sulla capacità di trasferimento della rete alle frontiere tra gli Stati membri interessati, tra gli Stati membri pertinenti e i paesi terzi ovvero all'interno degli Stati membri pertinenti, nonché sul bilanciamento tra domanda-offerta e sulle operazioni di rete negli Stati membri pertinenti,

 valutando l'impatto, per la zona di analisi definita all'allegato V, punto 10, in termini di costi di produzione e trasmissione dell'energia a livello di sistema e di evoluzione nonché di convergenza dei prezzi di mercato secondo diversi scenari di pianificazione, in particolare prendendo in considerazione le variazioni verificatesi nell'ordine di merito;

b) la trasmissione dell'energia rinnovabile verso i principali centri di consumo e i siti di stoccaggio viene misurata in linea con l'analisi effettuata nell'ultimo piano decennale di sviluppo della rete nel settore dell'elettricità disponibile, in particolare:

 per la trasmissione di elettricità, confrontando la quantità di capacità di produzione a partire da fonti di energia rinnovabili (per tecnologia, in megawatt) collegata e trasmessa grazie al progetto, con la quantità di capacità di produzione totale pianificata a partire da detti tipi di fonti di energia rinnovabili nello Stato membro interessato nel 2020 secondo i piani d'azione nazionali per l'energia rinnovabile di cui all'articolo 4 della direttiva 2009/28/CE,

 per lo stoccaggio di elettricità, confrontando la nuova capacità fornita dal progetto con la capacità totale esistente per la stessa tecnologia di stoccaggio nella zona di analisi di cui all'allegato V, punto 10;

c) la sicurezza dell'approvvigionamento, l'interoperabilità e il funzionamento sicuro del sistema sono misurati in linea con l'analisi effettuata nell'ultimo piano decennale di sviluppo della rete nel settore dell'elettricità disponibile, valutando in particolare l'impatto del progetto sulla previsione di perdita di carico per la zona di analisi di cui all'allegato V, punto 10, in termini di adeguatezza della produzione e della trasmissione per una serie di periodi di carico caratteristici, tenendo conto dei cambiamenti attesi negli eventi climatici estremi e il loro effetto sulla resilienza dell'infrastruttura. Se dal caso viene quantificato l'impatto del progetto sull'indipendenza e l'affidabilità dei controlli sul funzionamento e i servizi del sistema.

3) Per quanto riguarda i progetti che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punto 2, i criteri elencati nell'articolo 4 sono valutati nel seguente modo:

a) l'integrazione e l'interoperabilità del mercato sono misurate calcolando il valore aggiunto del progetto per l'integrazione delle aree di mercato e la convergenza dei prezzi, la flessibilità generale del sistema, compreso il livello di capacità offerto per l'inversione dei flussi in diverse situazioni;

b) la concorrenza è misurata in base alla diversificazione, in particolare l'agevolazione dell'accesso alle fonti di approvvigionamento locali, prendendo in considerazione, nell'ordine: la diversificazione delle fonti, la diversificazione dei partner, la diversificazione delle rotte, l'impatto della nuova capacità sull'indice Herfindahl-Hirschmann (HHI) calcolato a livello di capacità per la zona di analisi di cui all'allegato V, punto 10;

c) la sicurezza dell'approvvigionamento di gas è misurata calcolando il valore aggiunto del progetto per la resilienza a breve e a lungo termine del sistema del gas dell'Unione e per migliorare la restante flessibilità del sistema per far fronte alle interruzioni della fornitura agli Stati membri in varie situazioni, nonché la capacità supplementare fornita dal progetto misurata in relazione allo standard dell'infrastruttura (norma N-1) a livello regionale, a norma dell'articolo 6, paragrafo 3, del regolamento (UE) n. 994/2010;

d) la sostenibilità è misurata considerando il contributo di un progetto alla riduzione delle emissioni, alla produzione di supporto di elettricità rinnovabile o al trasporto di gas ottenuto dall'elettricità e di biogas, tenendo conto dei cambiamenti previsti nelle condizioni climatiche.

4) Per quanto riguarda i progetti che rientrano nella categoria di cui all'allegato II, punto 1, lettera e), ogni funzione elencata nell'articolo 4 viene valutata in base ai seguenti criteri:

a)

livello di sostenibilità : il criterio è misurato valutando la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra e l'impatto ambientale dell'infrastruttura della rete elettrica;

b)

capacità delle reti di trasmissione e di distribuzione di collegare e di trasportare l'elettricità da e agli utenti : il criterio è misurato stimando la capacità installata delle risorse energetiche distribuite nelle reti di distribuzione, l'iniezione massima consentita di elettricità senza rischi di congestione nelle reti di trasmissione e l'energia non estratta dalle fonti rinnovabili a causa della congestione o di rischi per la sicurezza;

c)

connettività di rete e accesso a tutte le categorie di utenti della rete : il criterio è misurato esaminando i metodi adottati per calcolare gli oneri e le tariffe, nonché la loro struttura, per i produttori, i consumatori e i produttori-consumatori, e la flessibilità operativa fornita per il bilanciamento dinamico dell'elettricità nella rete;

d)

sicurezza e qualità dell'approvvigionamento : il criterio è misurato stimando il rapporto della capacità di produzione disponibile in maniera affidabile e i picchi della domanda, la parte di elettricità prodotta a partire da fonti rinnovabili, la stabilità del sistema elettrico, la durata e la frequenza delle interruzioni per cliente, comprese quelle dovute alle condizioni climatiche, e le prestazioni qualitative di tensione;

e)

efficienza e qualità del servizio nella fornitura di elettricità e nel funzionamento della rete : il criterio è misurato valutando il livello delle perdite nelle reti di trasmissione e di distribuzione, il rapporto tra la domanda di elettricità minima e massima nel corso di un determinato periodo, la partecipazione dal lato della domanda ai mercati dell'elettricità e alle misure di efficienza energetica, la percentuale di utilizzo (ovvero il carico medio) dei componenti della rete elettrica, la disponibilità dei componenti della rete (in relazione alla manutenzione pianificata e non pianificata) e il relativo effetto sulle prestazioni di rete nonché l'effettiva disponibilità della capacità di rete in relazione al suo valore standard;

f)

contributo ai mercati transfrontalieri dell'elettricità tramite controllo dei flussi di carico per attenuare i flussi di ricircolo e aumentare le capacità di interconnessione : il criterio è stimato valutando il rapporto tra la capacità di interconnessione di uno Stato membro e la relativa domanda di elettricità, lo sfruttamento delle capacità di interconnessione e le entrate provenienti dalla gestione della congestione a livello delle interconnessioni.

5) Per quanto riguarda i progetti nel settore del trasporto del petrolio che rientrano nelle categorie di cui all'allegato II, punto 3, i criteri elencati nell'articolo 4 vengono valutati come segue:

a) la sicurezza dell'approvvigionamento di petrolio è misurata valutando il valore aggiunto della nuova capacità offerta da un progetto per la resilienza del sistema a breve e a lungo termine e per la flessibilità rimanente per far fronte alle interruzioni di approvvigionamento nell'ambito di vari scenari;

b) l'interoperabilità è misurata valutando in che misura il progetto migliora il funzionamento della rete del petrolio, in particolare fornendo la possibilità d'inversione dei flussi;

c) l'utilizzo efficiente e sostenibile delle risorse è misurato stimando in che misura il progetto utilizza l'infrastruttura già esistente e contribuisce a ridurre al minimo l'onere e i rischi per l'ambiente e i cambiamenti climatici.




ALLEGATO V

ANALISI DEI COSTI-BENEFICI A LIVELLO DI SISTEMA ENERGETICO

La metodologia per un'analisi armonizzata dei costi-benefici a livello di sistema energetico per i progetti di interesse comune soddisfa i seguenti principi stabiliti nel presente allegato.

1) La metodologia si basa su una serie di dati di input comuni che rappresentano i sistemi dell'elettricità e del gas dell'Unione negli anni n + 5, n + 10, n + 15 e n + 20, dove «n» è l'anno in cui l'analisi viene effettuata. Detta serie di dati comprende almeno:

a)

nel settore dell'elettricità : scenari relativi alla domanda, capacità di produzione per tipo di combustibile (biomassa, geotermale, idroelettrica, gas, nucleare, petrolio, combustibili solidi, energia eolica, solare fotovoltaico, solare concentrato, altre tecnologie rinnovabili) e rispettiva posizione geografica, prezzi dei combustibili (compresa biomassa, carbone, gas e petrolio), prezzi dell'anidride carbonica, composizione della rete di trasmissione e, se pertinente, di distribuzione e sua evoluzione, prendendo in considerazione tutti i nuovi progetti importanti in materia di produzione (compresa la capacità per la cattura dell'anidride carbonica), progetti di stoccaggio e trasmissione per i quali è stata adottata una decisione finale di investimento e che devono essere messi in servizio entro la fine dell'anno n + 5;

b)

nel settore del gas: : scenari relativi alla domanda, importazioni, prezzi del combustibile (compresi carbone, gas e petrolio), prezzi dell'anidride carbonica, composizione della rete di trasmissione e sua evoluzione, prendendo in considerazione tutti i nuovi progetti per i quali è stata adottata una decisione finale di investimento e che devono essere messi in servizio entro la fine dell'anno n + 5.

2) La serie di dati descritta riflette il diritto dell'Unione e nazionale in vigore al momento dell'analisi. Le serie di dati utilizzate rispettivamente per l'elettricità e il gas sono compatibili, in particolare per quanto concerne le ipotesi relative ai prezzi e ai volumi in ciascun mercato. La serie di dati è elaborata previa consultazione ufficiale degli Stati membri e delle organizzazioni che rappresentano tutte le pertinenti parti interessate. La Commissione e l'Agenzia garantiscono l'accesso ai dati commerciali di terzi qualora opportuno.

3) La metodologia fornisce orientamenti per lo sviluppo e l'uso della modellizzazione della rete e del mercato necessaria per l'analisi dei costi-benefici.

4) L'analisi dei costi-benefici si basa su una valutazione armonizzata dei costi e dei benefici per le diverse categorie di progetto analizzate e copre almeno il periodo indicato al punto 1.

5) L'analisi dei costi-benefici prende in considerazione almeno i seguenti costi: spesa in conto capitale, spese operative e per la manutenzione durante il ciclo di vita tecnico del progetto nonché costi per lo smantellamento e la gestione dei rifiuti, qualora pertinente. La metodologia fornisce orientamenti sui tassi di sconto da utilizzare per i calcoli.

6) Per la trasmissione e lo stoccaggio di elettricità, l'analisi dei costi-benefici prende in considerazione almeno l'impatto e le compensazioni derivanti dall'applicazione dell'articolo 13 del regolamento (CE) n. 714/2009, gli impatti sugli indicatori definiti nell'allegato IV e i seguenti impatti:

a) emissioni di gas a effetto serra e perdite legate alla trasmissione durante il ciclo di vita tecnico del progetto;

b) costi futuri dei nuovi investimenti nella produzione e trasmissione durante il ciclo di vita tecnico del progetto;

c) flessibilità operativa, compresa l'ottimizzazione dell'energia regolatrice e dei servizi accessori;

d) resilienza del sistema, compresa la resilienza ai disastri e agli effetti del clima e sicurezza del sistema, in particolare per le infrastrutture critiche europee definite nella direttiva 2008/114/CE.

7) Per il gas, l'analisi dei costi-benefici prende in considerazione almeno i risultati della verifica di mercato, gli effetti sugli indicatori definiti nell'allegato IV e i seguenti impatti:

a) resilienza ai disastri e ai cambiamenti climatici e sicurezza del sistema, in particolare per le infrastrutture critiche europee, definite nella direttiva 2008/114/CE;

b) congestione nella rete del gas.

8) Per le reti intelligenti, l'analisi dei costi-benefici prende in considerazione gli effetti sugli indicatori definiti nell'allegato IV.

9) Il metodo dettagliato impiegato per prendere in considerazione gli indicatori di cui ai punti da 6 a 8 viene elaborato previa consultazione ufficiale degli Stati membri e delle organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate rilevanti.

10) La metodologia definisce l'analisi da eseguire, in base alla pertinente serie di dati iniziali, mediante determinazione degli impatti in caso di realizzazione e di non realizzazione di ciascun progetto. L'ambito per l'analisi di un singolo progetto riguarderà tutti gli Stati membri e i paesi terzi sul cui territorio sarà sviluppato il progetto stesso, tutti gli Stati membri limitrofi e tutti gli altri Stati membri sui quali il progetto avrà un impatto significativo.

11) L'analisi individua gli Stati membri su cui il progetto ha effetti positivi netti (beneficiari) e gli Stati membri su cui il progetto ha un effetto negativo netto (sostenitori dei costi). Ogni analisi dei costi-benefici comprende analisi della sensibilità relative alla serie di dati iniziali, alla data di messa in servizio dei diversi progetti nella stessa area di analisi e ad altri parametri pertinenti.

12) I gestori di sistemi di trasmissione, di stoccaggio e di terminal per il gas naturale liquefatto/compresso nonché di distribuzione scambiano le informazioni necessarie per l'elaborazione della metodologia, anche per quanto concerne la modellizzazione della rete e del mercato. Qualunque gestore di sistemi di trasmissione o distribuzione che raccolga informazioni per conto di altri gestori di sistemi di trasmissione o distribuzione è tenuto a fornire ai gestori di sistemi di trasmissione e distribuzione partecipanti i risultati della raccolta dei dati.

13) Per il mercato comune dell'elettricità e del gas e il modello di rete indicato all'articolo 11, paragrafo 8, la serie di dati iniziali di cui al punto 1 copre gli anni n + 10, n + 20 e n + 30; inoltre il modello consente una valutazione completa degli impatti economici, sociali e ambientali, ivi compresi in particolare i costi esterni come quelli correlati alle emissioni di gas a effetto serra e di sostanze inquinanti dell'aria convenzionali ovvero alla sicurezza dell'approvvigionamento.




ALLEGATO VI

ORIENTAMENTI PER LA TRASPARENZA E LA PARTECIPAZIONE DEL PUBBLICO

1) Il manuale delle procedure di cui all'articolo 9, paragrafo 1, specifica almeno:

a) il diritto pertinente su cui si basano le decisioni e i pareri per i diversi tipi di progetti rilevanti di interesse comune, compresa la normativa in materia ambientale;

b) le decisioni e i pareri pertinenti da raccogliere;

c) i nomi e le informazioni di contatto dell'autorità competente, di altre autorità e delle principali parti interessate;

d) il flusso di lavoro, che descrive ogni fase del procedimento, compresi un calendario indicativo e in sintesi, il processo decisionale;

e) informazioni sull'ambito di applicazione, sulla struttura e sul livello di dettaglio dei documenti da presentare insieme alla domanda di decisioni, compresa una lista di controllo;

f) le fasi e i mezzi di partecipazione del grande pubblico al procedimento.

2) Il calendario dettagliato di cui all'articolo 10, paragrafo 4, lettera b), specifica almeno quanto segue:

a) le decisioni e i pareri che devono essere ottenuti;

b) le autorità, le parti interessate e il pubblico potenzialmente coinvolti;

c) le singole fasi della procedura e la relativa durata;

d) le tappe principali e le rispettive scadenze da rispettare in vista della decisione globale da adottare;

e) le risorse pianificate dalle autorità e le possibili esigenze in termini di risorse aggiuntive.

3) Per aumentare la partecipazione del pubblico al procedimento di rilascio delle autorizzazioni e garantire preventivamente l'informazione del pubblico e un dialogo con lo stesso è necessario applicare i seguenti principi:

a) le parti interessate, coinvolte in un progetto di interesse comune, comprese le autorità nazionali, regionali e locali interessate, i proprietari terrieri e i cittadini che vivono nelle vicinanze del sito del progetto, il grande pubblico e le loro associazioni, organizzazioni o gruppi, vengono ampiamente informati e consultati in una fase precoce, quando le eventuali preoccupazioni del pubblico possono ancora essere prese in considerazione, in maniera aperta e trasparente. Qualora opportuno, l'autorità competente sostiene attivamente le attività intraprese dal promotore del progetto;

b) le autorità competenti assicurano che le procedure di consultazione pubblica per i progetti di interesse comune siano, ove possibile, raggruppate. Ogni consultazione pubblica riguarda tutti i temi relativi alla fase specifica della procedura, mentre un tema relativo a una fase particolare della procedura sarà trattato in un'unica consultazione pubblica; tuttavia, una singola consultazione pubblica può avvenire in più di un'area geografica. I temi trattati da una consultazione pubblica sono indicati chiaramente nella notifica della consultazione pubblica stessa;

c) le osservazioni e le obiezioni sono ammesse soltanto dall'inizio della consultazione pubblica fino alla scadenza del termine.

4) Il concetto di «partecipazione» del pubblico comprende almeno le informazioni su:

a) le parti interessate coinvolte e interpellate;

b) le misure previste, incluse le date e i luoghi indicativi proposti per lo svolgimento delle apposite riunioni;

c) la tempistica;

d) le risorse umane destinate ai singoli compiti.

5) Nell'ambito della consultazione pubblica da svolgere prima della presentazione del fascicolo della domanda, le parti interessate devono almeno:

a) pubblicare, prima dell'inizio della consultazione, un opuscolo informativo di 15 pagine al massimo che presenti in maniera chiara e concisa lo scopo e il calendario preliminare del progetto, il piano nazionale di sviluppo delle reti, le rotte alternative considerate, gli impatti previsti, anche di tipo transfrontaliero, e le possibili misure di attenuazione; l'opuscolo informativo contiene altresì un elenco degli indirizzi web della piattaforma per la trasparenza di cui all'articolo 18 e del manuale delle procedure di cui al punto 1;

b) informare tutte le parti interessate coinvolte nel progetto attraverso il sito internet di cui all'articolo 9, paragrafo 7, e altri mezzi di informazione adeguati;

c) invitare in forma scritta le parti interessate coinvolte ad apposite riunioni dedicate alla trattazione delle questioni fonte di preoccupazione.

6) Il sito internet del progetto mette a disposizione almeno le seguenti informazioni:

a) l'opuscolo informativo di cui al punto 5;

b) una sintesi non tecnica e regolarmente aggiornata di 50 pagine al massimo sullo stato di avanzamento del progetto che indichi chiaramente, in caso di aggiornamenti, le modifiche alle versioni precedenti;

c) la pianificazione del progetto e della consultazione pubblica, con la chiara indicazione delle date e dei luoghi per le consultazioni e le audizioni pubbliche nonché i temi previsti per queste ultime;

d) le informazioni di contatto per procurarsi l'insieme dei documenti relativi alla domanda;

e) le informazioni di contatto da utilizzare per trasmettere osservazioni e obiezioni durante le consultazioni pubbliche.

▼M2




ALLEGATO VII

Elenco unionale dei progetti di interesse comune («elenco unionale»), di cui all'articolo 3, paragrafo 4

A.   PRINCIPI APPLICATI NELLA STESURA DELL'ELENCO UNIONALE

(1)    Cluster di progetti di interesse comune (PIC)

Alcuni PIC formano un cluster a causa della loro natura interdipendente e concorrenziale o potenzialmente tale. Sono istituiti i seguenti tipi:

  cluster di PIC interdipendenti, definito «cluster X costituito dai seguenti PIC»; raggruppa i PIC necessari ad affrontare una strozzatura comune a diversi paesi e la cui realizzazione simultanea crea sinergie. In questa fattispecie, per conseguire benefici a livello unionale è necessario che siano realizzati tutti i PIC,

  cluster di PIC potenzialmente concorrenziali, definito «cluster X costituito da uno o più dei seguenti PIC»; rispecchia l'incertezza circa l'entità della strozzatura comune a più paesi. In questa fattispecie non è necessario che siano realizzati tutti i PIC inclusi nel cluster. È il mercato che determina se devono essere realizzati tutti, alcuni o un unico PIC, posto che siano in possesso delle dovute approvazioni a livello di pianificazione, autorizzazione e conformità regolamentare. Il numero di PIC necessari, anche in termini di fabbisogno di capacità, è valutato nuovamente nel successivo processo di individuazione dei PIC, e

  cluster di PIC concorrenziali, definito «cluster X costituito da uno dei seguenti PIC»; affronta la stessa strozzatura, la cui entità è tuttavia più chiara rispetto al caso del cluster di PIC potenzialmente concorrenziali e perciò la realizzazione di un solo PIC funge allo scopo. È il mercato che determina quale PIC debba essere realizzato, posto che sia in possesso delle dovute approvazioni a livello di pianificazione, autorizzazione e conformità regolamentare. Se del caso, il numero di PIC necessari è valutato nuovamente nel successivo processo di individuazione dei PIC.

Tutti i PIC beneficiano degli stessi diritti e rispettano gli stessi obblighi sanciti dal regolamento (UE) n. 347/2013.

(2)    Trattamento delle sottostazioni e delle stazioni di compressione

Le sottostazioni e le stazioni back-to-back per l'energia elettrica nonché le stazioni di compressione per il gas sono ritenute parte dei PIC se ubicate geograficamente lungo le linee di trasmissione/trasporto. Le sottostazioni, le stazioni back-to-back e le stazioni di compressione sono considerate PIC a sé stanti e figurano esplicitamente nell'elenco unionale se la loro ubicazione geografica è diversa dalle linee di trasmissione/trasporto. Esse beneficiano degli stessi diritti e rispettano gli stessi obblighi sanciti dal regolamento (UE) n. 347/2013.

(3)    Definizione di «Non più considerato PIC»

L'espressione «non più considerato PIC» si riferisce ai progetti dell'elenco unionale istituito dal regolamento (UE) n. 1391/2013 che non sono più considerati PIC per uno o più dei seguenti motivi:

 in base a nuovi dati il progetto non soddisfa i criteri di ammissibilità,

 il promotore non ha ripresentato il progetto al processo di selezione per il presente elenco unionale,

 è già stato messo in servizio o sarà messo in servizio nell'immediato futuro per cui non beneficia delle disposizioni del regolamento (UE) n. 347/2013, oppure

 nel processo di selezione ha ricevuto un punteggio inferiore rispetto ad altri PIC candidati.

Tali progetti non sono PIC ma, a fini di trasparenza e chiarezza, sono indicati nell'elenco unionale con il loro numero PIC originario.

Possono essere considerati atti a figurare nel prossimo elenco unionale se vengono meno i motivi dell'esclusione dall'attuale elenco.

(4)    Definizione di «PIC definiti anche autostrade elettriche»

Con l'espressione «PIC definiti anche autostrade elettriche» s'intendono PIC che appartengono a uno dei corridoi prioritari dell'elettricità e all'area tematica prioritaria «Autostrade elettriche».

B.   ELENCO UNIONALE DEI PROGETTI DI INTERESSE COMUNE

(1)    Corridoio prioritario «Rete offshore nei mari del Nord» (Northern Seas offshore grid, NSOG)

Costruzione della prima interconnessione tra il Belgio e il Regno Unito



N.

Definizione

1.1.

Cluster Belgio — Regno Unito fra Zeebrugge e Canterbury [attualmente denominato progetto NEMO], costituito dai seguenti PIC:

1.1.1.  Interconnessione fra Zeebrugge (BE) e i dintorni di Richborough (UK)

1.1.2.  Linea interna fra i dintorni di Richborough e Canterbury (UK)

1.1.3.  Non più considerato PIC

1.2.

Non più considerato PIC

Aumento della capacità di trasmissione tra Danimarca, Germania e Paesi Bassi



1.3.

Cluster Danimarca — Germania fra Endrup e Brunsbüttel costituito dai seguenti PIC:

1.3.1.  Interconnessione fra Endrup (DK) e Niebüll (DE)

1.3.2.  Linea interna fra Brunsbüttel e Niebüll (DE)

1.4.

Cluster Danimarca— Germania fra Kassø e Dollern costituito dai seguenti PIC:

1.4.1.  Interconnessione fra Kassø (DK) e Audorf (DE)

1.4.2.  Linea interna fra Audorf e Amburgo/Nord (DE)

1.4.3.  Linea interna fra Amburgo/Nord e Dollern (DE)

1.5.

Interconnessione Danimarca — Paesi Bassi fra Endrup (DK) ed Eemshaven (NL) [attualmente denominato COBRAcable]

Aumento della capacità di trasmissione tra Francia, Irlanda e Regno Unito



1.6.

Interconnessione Francia — Irlanda fra La Martyre (FR) e Great Island o Knockraha (IE) [attualmente denominato Celtic Interconnector]

1.7.

Cluster per l'interconnessione Francia — Regno Unito, costituito da uno o più dei seguenti PIC:

1.7.1.  Interconnessione Francia — Regno Unito fra il Cotentin (FR) e i dintorni di Exeter (UK) [attualmente denominato progetto FAB]

1.7.2.  Interconnessione Francia — Regno Unito fra Tourbe (FR) e Chilling (UK) [attualmente denominato progetto IFA2]

1.7.3.  Interconnessione Francia — Regno Unito fra Coquelles (FR) e Folkestone (UK) [attualmente denominato progetto ElecLink]

1.8.

Interconnessione Germania — Norvegia fra Wilster (DE) e Tonstad (NO) [attualmente denominato NordLink]

1.9.

Cluster che collega l'Irlanda al Regno Unito, costituito da uno o più dei seguenti PIC:

1.9.1.  Interconnessione Irlanda — Regno Unito fra Wexford (IE) e Pembroke, Galles (UK) [attualmente denominato Greenlink]

1.9.2.  Interconnessione Irlanda — Regno Unito fra gli hub di Coolkeeragh — Coleraine (IE) e la stazione di Hunterston, Islay, Argyll e i parchi eolici offshore della zona C (UK) [attualmente denominato ISLES]

1.9.3.  Non più considerato PIC

1.9.4.  Non più considerato PIC

1.9.5.  Non più considerato PIC

1.9.6.  Non più considerato PIC

1.10.

Interconnessione Norvegia— Regno Unito

1.11.

Non più considerato PIC

1.12.

Stoccaggio di energia ad aria compressa nel Regno Unito — Larne

1.13.

Interconnessione tra l'Islanda e il Regno Unito [attualmente denominato Ice Link]

1.14.

Interconnessione tra Revsing (DK) e Bicker Fen (UK) [attualmente denominato Vicking Link]

(2)    Corridoio prioritario «Interconnessioni di elettricità nord-sud nell'Europa occidentale» (NSI West Electricity)



N.

Definizione

2.1.

Linea interna in Austria, fra il Tirolo occidentale e Zell-Ziller (AT), volta a aumentare la capacità alla frontiera austro-tedesca

Aumento della capacità di trasmissione tra il Belgio e la Germania — Costruzione della prima interconnessione tra i due paesi



2.2.

Cluster Belgio — Germania fra Lixhe e Oberzier [attualmente denominato progetto ALEGrO], costituito dai seguenti PIC:

2.2.1.  Interconnessione fra Lixhe (BE) e Oberzier (DE)

2.2.2.  Linea interna fra Lixhe e Herderen (BE)

2.2.3.  Nuova sottostazione a Zutendaal (BE)

2.3.

Cluster Belgio — Lussemburgo, per l'aumento di capacità alla frontiera belgo-lussemburghese, costituito dai seguenti PIC:

2.3.1.  Non più considerato PIC

2.3.2.  Interconnessione fra Aubange (BE) e Bascharage/Schifflange (LU)

2.4.

Non più considerato PIC

2.5.

Cluster Francia — Italia fra Grande Ile e Piossasco, costituito dai seguenti PIC:

2.5.1.  Interconnessione fra Grande Ile (FR) e Piossasco (IT) [attualmente denominato progetto Savoia-Piemonte]

2.5.2.  Non più considerato PIC

2.6.

Non più considerato PIC

2.7.

Interconnessione Francia — Spagna tra l'Aquitania (FR) e i Paesi baschi (ES) [attualmente denominato progetto Golfo di Biscaglia]

2.8.

Installazione e gestione coordinate di un trasformatore sfasatore ad Arkale (ES) per aumentare la capacità dell'interconnessione fra Argia (FR) e Arkale (ES)

Cluster, corridoio nord-sud-ovest in Germania per aumentare la capacità di trasmissione e integrare l'energia rinnovabile



2.9.

Linea interna in Germania fra Osterath e Philippsburg (DE) volta ad aumentare la capacità alle frontiere occidentali

2.10.

Linea interna in Germania fra Brunsbüttel-Grοβgartach e Wilster-Grafenrheinfeld (DE) volta ad aumentare la capacità alle frontiere settentrionali e meridionali

2.11.

Cluster Germania — Austria — Svizzera, per l'aumento della capacità nella zona del Lago di Costanza, costituito dai seguenti PIC:

2.11.1.  Non più considerato PIC

2.11.2.  Linea interna nella regione del punto di raccordo di Rommelsbach a Herbertingen (DE)

2.11.3.  Linea interna dal punto di raccordo di Wullenstetten al punto di raccordo di Niederwangen (DE) e linea interna da Neuravensburg alla frontiera DE-AT

2.12.

Interconnessione Germania — Paesi Bassi fra Niederrhein (DE) e Doetinchem (NL)

Cluster di progetti che aumenta l'integrazione dell'energia rinnovabile tra l'Irlanda e l'Irlanda del Nord



2.13.

Cluster per l'interconnessione Irlanda — Regno Unito, costituito da uno o più dei seguenti PIC:

2.13.1.  Interconnessione Irlanda — Regno Unito fra Woodland (IE) e Turleenan (UK)

2.13.2.  Interconnessione Irlanda — Regno Unito fra Srananagh (IE) e Turleenan (UK)

Aumento della capacità di trasmissione tra Svizzera e Italia



2.14.

Interconnessione Italia — Svizzera fra Thusis/Sils (CH) e Verderio Inferiore (IT)

2.15.

Cluster Italia — Svizzera per l'aumento di capacità alla frontiera IT/CH, costituito dai seguenti PIC:

2.15.1.  Interconnessione fra Airolo (CH) e Baggio (IT)

2.15.2.  Non più considerato PIC

2.15.3.  Non più considerato PIC

2.15.4.  Non più considerato PIC

Cluster di progetti interni che aumenta l'integrazione dell'energia rinnovabile in Portogallo e aumenta la capacità di trasmissione tra Portogallo e Spagna



2.16.

Cluster Portogallo per l'aumento di capacità alla frontiera PT/ES e collegamento di nuovi centri di generazione di energia rinnovabile, costituito dai seguenti PIC:

2.16.1.  Linea interna tra Pedralva e Sobrado (PT) già denominata Pedralva e Alfena (PT)

2.16.2.  Non più considerato PIC

2.16.3.  Linea interna tra Vieira do Minho, Ribeira de Pena e Feira (PT), già denominata Frades B, Ribeira de Pena e Feira (PT)

Aumento della capacità di trasmissione tra Portogallo e Spagna



2.17.

Interconnessione Portogallo — Spagna tra Beariz — Fontefría (ES), Fontefria (ES) — Ponte de Lima (PT) (già Vila Fria/Viana do Castelo) e Ponte de Lima — Vila Nova de Famalicão (PT) (già Vila do Conde) (PT), che include le sottostazioni di Beariz (ES), Fontefría (ES) e Ponte de Lima (PT)

Progetti di stoccaggio in Austria e Germania



2.18.

Aumento di capacità dello stoccaggio mediante pompaggio in Austria — Kaunertal, Tirolo

2.19.

Non più considerato PIC

2.20.

Aumento di capacità dello stoccaggio mediante pompaggio in Austria — Limberg III, Salisburgo

2.21.

Impianto di stoccaggio mediante pompaggio a Riedl sulla frontiera AT-DE

2.22.

Impianto di stoccaggio mediante pompaggio a Pfaffenboden, Molln (AT)

Cluster di progetti nel Belgio settentrionale e occidentale per aumentare la capacità di trasmissione



2.23.

Cluster di linee interne alla frontiera belga settentrionale tra Zandvliet — Lillo (BE), Lillo-Mercator (BE), che comprende una sottostazione a Lillo (BE) [attualmente denominato Brabo]

2.24.

Linea interna tra Horta-Mercator (BE)

Cluster di linee interne in Spagna per aumentare la capacità di trasmissione con il Mediterraneo



2.25.

Cluster di linee interne in Spagna per aumentare la capacità tra la Spagna settentrionale e la zona mediterranea, costituito dai seguenti PIC:

2.25.1.  Linee interne Mudejar — Morella (ES) e Mezquite-Morella (ES), che comprende una sottostazione a Mudejar (ES)

2.25.2.  Linea interna Morella-La Plana (ES)

2.26.

Linea interna spagnola La Plana/Morella — Godelleta volta ad aumentare la capacità dell'asse mediterraneo nord-sud

2.27.

Aumento di capacità tra la Spagna e la Francia (progetto generico)

(3)    Corridoio prioritario «Interconnessioni di elettricità nord-sud nell'Europa centro-orientale e sud-orientale» (NSI East Electricity)

Rafforzamento dell'interconnessione fra Austria e Germania



N.

Definizione

3.1.

Cluster Austria — Germania fra St. Peter e Isar, costituito dai seguenti PIC:

3.1.1.  Interconnessione fra St. Peter (AT) e Isar (DE)

3.1.2.  Linea interna fra St. Peter e Tauern (AT)

3.1.3.  Non più considerato PIC

Rafforzamento dell'interconnessione fra Austria e Italia



3.2.

Cluster Austria — Italia tra Lienz e il Veneto, costituito dai seguenti PIC:

3.2.1.  Interconnessione tra Lienz (AT) e il Veneto (IT)

3.2.2.  Linea interna fra Lienz e Obersielach (AT)

3.2.3.  Non più considerato PIC

3.3.

Non più considerato PIC

3.4.

Interconnessione Austria — Italia tra Wurmlach (AT) e Somplago (IT)

3.5.

Non più considerato PIC

3.6.

Non più considerato PIC

Rafforzamento dell'interconnessione fra Bulgaria e Grecia



3.7.

Cluster Bulgaria— Grecia fra Maritsa East 1 e N. Santa, costituito dai seguenti PIC:

3.7.1.  Interconnessione fra Maritsa East 1 (BG) e N. Santa (EL)

3.7.2.  Linea interna fra Maritsa East 1 e Plovdiv (BG)

3.7.3.  Linea interna fra Maritsa East 1 e Maritsa East 3 (BG)

3.7.4.  Linea interna fra Maritsa East 1 e Burgas (BG)

Rafforzamento dell'interconnessione fra Bulgaria e Romania:



3.8.

Cluster Bulgaria — Romania per l'aumento della capacità [attualmente denominato Corridoio del Mar Nero], costituito dai seguenti PIC:

3.8.1.  Linea interna fra Dobrudja e Burgas (BG)

3.8.2.  Non più considerato PIC

3.8.3.  Non più considerato PIC

3.8.4.  Linea interna fra Cernavoda e Stalpu (RO)

3.8.5.  Linea interna fra Gutinas e Smardan (RO)

3.8.6.  Non più considerato PIC

Rafforzamento dell'interconnessione tra Slovenia, Croazia e Ungheria, e rafforzamento di alcuni punti della rete interna slovena



3.9.

Cluster Croazia — Ungheria — Slovenia fra Žerjavenec/Hévíz e Cirkovce, costituito dai seguenti PIC:

3.9.1.  Interconnessione fra Žerjavenec (HR)/Hévíz (HU) e Cirkovce (SI)

3.9.2.  Linea interna fra Divača e Beričevo (SI)

3.9.3.  Linea interna fra Beričevo e Podlog (SI)

3.9.4.  Linea interna fra Podlog e Cirkovce (SI)

3.10.

Cluster Israele — Cipro — Grecia tra Hadera e l'Attica [attualmente denominato Interconnettore EUROASIA], costituito dai seguenti PIC:

3.10.1.  Interconnessione fra Hadera (IL) e Kofinou (CY)

3.10.2.  Interconnessione fra Kofinou (CY) e Korakia, Creta (EL)

3.10.3.  Linea interna fra Korakia, Creta e l'Attica (EL)

Rafforzamento di alcuni punti della rete interna della Repubblica ceca



3.11.

Cluster Repubblica ceca, linee interne per aumentare la capacità alle frontiere nordoccidentali e meridionali, costituito dai seguenti PIC:

3.11.1.  Linea interna fra Vernerov e Vitkov (CZ)

3.11.2.  Linea interna fra Vitkov e Prestice (CZ)

3.11.3.  Linea interna fra Prestice e Kocin (CZ)

3.11.4.  Linea interna fra Kocin e Mirovka (CZ)

3.11.5.  Linea interna fra Mirovka e Cebin (CZ)

Cluster, corridoio nord-sud-est in Germania, per aumentare la capacità di trasmissione e integrare le energie rinnovabili



3.12.

Linea interna in Germania fra Wolmirstedt e la Baviera per aumentare la capacità di trasmissione interna nord-sud

3.13.

Linea interna in Germania fra Halle/Saale e Schweinfurt per aumentare la capacità nel corridoio nord-sud-est

Aumento della capacità di trasmissione fra Germania e Polonia



3.14.

Cluster Germania — Polonia fra Eisenhűttenstadt e Plewiska [attualmente denominato progetto GerPol Power Bridge], costituito dai seguenti PIC:

3.14.1.  Interconnessione fra Eisenhűttenstadt (DE) e Plewiska (PL)

3.14.2.  Linea interna fra Krajnik e Baczyna (PL)

3.14.3.  Linea interna fra Mikułowa e Świebodzice (PL)

3.15.

Cluster Germania — Polonia fra Vierraden e Krajnik [attualmente denominato GerPol Improvements], costituito dai seguenti PIC

3.15.1.  Interconnessione fra Vierraden (DE) e Krajnik (PL)

3.15.2.  Installazione di trasformatori sfasatori sulle linee di interconnessione fra Krajnik (PL) — Vierraden (DE) e funzionamento coordinato con il trasformatore sfasatore dell'interconnettore Mikułowa (PL) — Hagenwerder (DE)

Aumento della capacità di trasmissione fra Ungheria e Slovacchia



3.16.

Cluster Ungheria — Slovacchia fra Gőnyϋ e Gabčikovo, costituito dai seguenti PIC:

3.16.1.  Interconnessione fra Gabčikovo (SK) — Gönyű (HU) e Veľký Ďur (SK)

3.16.2.  Non più considerato PIC

3.16.3.  Non più considerato PIC

3.17.

PIC Ungheria — Slovacchia, interconnessione fra Sajóvánka (HU) e Rimavská Sobota (SK)

3.18.

Cluster Ungheria — Slovacchia fra la zona di Kisvárda e Velké Kapušany, costituito dai seguenti PIC:

3.18.1.  Interconnessione fra la zona di Kisvárda (HU) e Velké Kapušany (SK)

3.18.2.  Non più considerato PIC

3.19.

Cluster Italia — Montenegro fra Villanova e Lastva, costituito dai seguenti PIC:

3.19.1.  Interconnessione fra Villanova (IT) e Lastva (ME)

3.19.2.  Non più considerato PIC

3.19.3.  Non più considerato PIC

3.20.

Non più considerato PIC

3.21.

Interconnessione Italia — Slovenia fra Salgareda (IT) e la regione di Divaccia — Bericevo (SI)

3.22.

Cluster Romania — Serbia fra Resita e Pancevo [attualmente denominato Mid Continental East Corridor], costituito dai seguenti PIC:

3.22.1.  Interconnessione fra Resita (RO) e Pancevo (RS)

3.22.2.  Linea interna fra Portile de Fier e Resita (RO)

3.22.3.  Linea interna fra Resita e Timisoara/Sacalaz (RO)

3.22.4.  Linea interna fra Arad e Timisoara/Sacalaz (RO)

Stoccaggio mediante pompaggio in Bulgaria e Grecia



3.23.

Stoccaggio mediante pompaggio in Bulgaria — Yadenitsa

3.24.

Stoccaggio mediante pompaggio in Grecia — Amfilochia

3.25.

Non più considerato PIC

3.26.

Non più considerato PIC

(4)    Corridoio prioritario «Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico» (Baltic Energy Market Interconnection Plan, «BEMIP elettricità»)



N.

Definizione

4.1.

Interconnessione Danimarca — Germania fra Tolstrup Gaarde (DK) e Bentwisch (DE) via i parchi eolici offshore Kriegers Flak (DK) e Baltic 1 e 2 (DE) [attualmente denominato Kriegers Flak Combined Grid Solution]

4.2.

Cluster Estonia — Lettonia fra Kilingi-Nõmme e Riga [attualmente denominato Terza interconnessione], costituito dai seguenti PIC:

4.2.1  Interconnessione fra Kilingi-Nõmme (EE) e la sottostazione CHP2 di Riga (LV)

4.2.2  Linea interna fra Harku e Sindi (EE)

4.2.3  Linea interna fra Riga CHP 2 e Riga HPP (LV)

4.3.

Attualmente parte del PIC n. 4.9

4.4.

Cluster Lettonia — Svezia, per l'aumento della capacità [attualmente denominato progetto NordBalt], costituito dai seguenti PIC:

4.4.1.  Linea interna fra Ventspils, Tume e Imanta (LV)

4.4.2.  Linea interna fra Ekhyddan e Nybro/Hemsjö (SE)

Rafforzamento di punti in Lituania e Polonia necessari per il funzionamento dell'interconnessione «LitPol Link I»



4.5.

Cluster Lituania — Polonia fra Alytus (LT) e Elk (PL), costituito dai seguenti PIC:

4.5.1.  Non più considerato PIC

4.5.2.  Linea interna fra Stanisławów e Olsztyn Mątki (PL)

4.5.3.  Non più considerato PIC

4.5.4.  Non più considerato PIC

4.5.5.  Linea interna fra Kruonis e Alytus (LT)

Stoccaggio mediante pompaggio in Estonia e Lituania



4.6.

Stoccaggio mediante pompaggio in Estonia — Muuga

4.7.

Aumento della capacità di stoccaggio mediante pompaggio in Lituania — Kruonis

4.8.

Cluster per l'interconnessione Estonia — Lettonia e il rafforzamento di punti interni in Lituania, costituito dai seguenti PIC:

4.8.1.  Interconnessione fra Tartu (EE) e Valmiera (LV)

4.8.2.  Linea interna fra Balti e Tartu (EE)

4.8.3.  Interconnessione fra Tsirguliina (EE) e Valmiera (LV)

4.8.4.  Linea interna fra Eesti e Tsirguliina (EE)

4.8.5.  Linea interna fra la sottostazione in Lituania e la frontiera (LT)

4.8.6.  Linea interna fra Kruonis e Visaginas (LT)

4.9.

Vari aspetti dell'integrazione della rete elettrica degli Stati baltici nella rete continentale europea, ivi compreso il funzionamento sincrono (progetto generico)

(5)    Corridoio prioritario «Interconnessioni del gas nord-sud nell'Europa occidentale» (NSI West Gas)

Progetti che consentono flussi bidirezionali fra l'Irlanda e il Regno Unito



N.

Definizione

5.1.

Cluster per consentire i flussi bidirezionali dall'Irlanda del Nord al Regno Unito e all'Irlanda e dall'Irlanda al Regno Unito, costituito dai seguenti PIC:

5.1.1.  Inversione dei flussi fisici al punto di interconnessione di Moffat (IE/UK)

5.1.2.  Potenziamento del gasdotto SNIP (fra la Scozia e l'Irlanda del Nord) per consentire l'inversione dei flussi fisici fra Ballylumford e Twynholm

5.1.3.  Sviluppo del deposito sotterraneo di gas di Islandmagee a Larne (Irlanda del Nord)

5.2.

Non più considerato PIC

5.3.

Terminale e gasdotto di collegamento per il GNL a Shannon (IE)

Progetti che consentono flussi bidirezionali fra Portogallo, Spagna, Francia e Germania



5.4.

Terzo punto di interconnessione fra Portogallo e Spagna

5.5.

Asse orientale Spagna-Francia, punto di interconnessione fra la penisola iberica e la Francia a Le Perthus, incluse le stazioni di compressione di Montpellier e St. Martin de Crau [attualmente denominato Midcat]

5.6.

Rafforzamento della rete francese da sud a nord — Inversione di flusso dalla Francia alla Germania al punto di interconnessione di Obergailbach/Medelsheim (FR)

5.7.

Rafforzamento della rete francese da sud a nord per creare una zona di mercato unica, costituito dai seguenti PIC:

5.7.1.  Gasdotto della Val de Saône tra Etrez e Voisines (FR)

5.7.2.  Gasdotto Guascogna-Midi (FR)

5.8.

Rafforzamento della rete francese per favorire i flussi sud-nord, costituito dai seguenti PIC:

5.8.1.  Gasdotto del Lionese orientale fra Saint-Avit e Etrez (FR)

5.8.2.  Gasdotto Eridan fra Saint-Martin-de-Crau e Saint-Avit (FR)

5.9.

Non più considerato PIC

5.10.

Interconnessione a inversione di flusso sul gasdotto TENP in Germania

5.11.

Interconnessione a inversione di flusso fra Italia e Svizzera nel punto di interconnessione del Passo Gries

5.12.

Non più considerato PIC

5.13.

Non più considerato PIC

5.14.

Non più considerato PIC

5.15.

Non più considerato PIC

5.16.

Non più considerato PIC

5.17.

Non più considerato PIC

5.18.

Non più considerato PIC

5.19.

Connessione di Malta alla rete europea del gas — gasdotto che collega con l'Italia (Gela), e/o unità galleggiate offshore di stoccaggio e rigassificazione di GNL (FSRU)

5.20.

Gasdotto che collega l'Algeria all'Italia (via Sardegna) [attualmente denominato gasdotto Galsipipeline]

(6)    Corridoio prioritario «Interconnessioni del gas nord-sud nell'Europa centro-orientale e sud-orientale» (NSI East Gas)

Progetti che consentono flussi bidirezionali fra Polonia, Repubblica ceca e Slovacchia, che collegano i terminali GNL in Polonia e in Croazia



N.

Definizione

6.1.

Cluster per il potenziamento dell'interconnessione ceco-polacca e il relativo rafforzamento di punti interni nella Polonia occidentale, costituito dai seguenti PIC:

6.1.1.  Interconnettore Polonia — Repubblica ceca [attualmente denominato Stork II] fra Libhošť — Hať (CZ/PL) — Kędzierzyn (PL)

6.1.2.  Progetti di infrastrutture di trasporto fra Lwówek e Kędzierzyn (PL)

6.1.3.  Attualmente parte del PIC n. 6.1.2.

6.1.4.  Attualmente parte del PIC n. 6.1.2.

6.1.5.  Attualmente parte del PIC n. 6.1.2.

6.1.6.  Attualmente parte del PIC n. 6.1.2.

6.1.7.  Attualmente parte del PIC n. 6.1.2.

6.1.8.  Attualmente parte del PIC n. 6.2.3.

6.1.9.  Attualmente parte del PIC n. 6.1.2.

6.1.10.  Attualmente parte del PIC n. 6.2.3

6.1.11.  Attualmente parte del PIC n. 6.2.3.

6.1.12.  Gasdotto Tvrdonice-Libhošť, compreso l'ammodernamento della stazione di compressione di Břeclav (CZ)

6.2.

Cluster per l'interconnessione Polonia — Slovacchia e il relativo rafforzamento di punti interni nella Polonia orientale, costituito dai seguenti PIC:

6.2.1.  Interconnettore Polonia — Slovacchia

6.2.2.  Progetti di infrastrutture di trasporto fra Rembelszczyzna e Strachocina (PL)

6.2.3.  Progetti di infrastrutture di trasporto fra Tworóg e Strachocina (PL)

6.2.4.  Attualmente parte del PIC n. 6.2.2.

6.2.5.  Attualmente parte del PIC n. 6.2.2.

6.2.6.  Attualmente parte del PIC n. 6.2.2.

6.2.7.  Attualmente parte del PIC n. 6.2.2.

6.2.8.  Attualmente parte del PIC n. 6.2.2.

6.2.9.  Attualmente parte del PIC n. 6.2.2.

6.3.

Non più considerato PIC

6.4.

PIC Interconnessione bidirezionale austro-ceca (BACI) fra Baumgarten (AT) — Reinthal (CZ/AT) — Brečlav (CZ)

Progetti che consentono il flusso gasiero dal terminale GNL croato verso i paesi limitrofi



6.5.

Cluster, terminale GNL di Veglia e gasdotti di evacuazione verso l'Ungheria e oltre, costituito dai seguenti PIC:

6.5.1.  Sviluppo in più fasi di un terminale GNL a Veglia (HR)

6.5.2.  Gasdotto Zlobin — Bosiljevo — Sisak — Kozarac — Slobodnica (HR)

6.5.3.  Non più considerato PIC

6.5.4.  Non più considerato PIC

6.6

Attualmente PIC n. 6.26.1.

6.7.

Non più considerato PIC

Progetti che consentono i flussi di gas dal corridoio meridionale del gas e/o dai terminali GNL in Grecia attraverso Grecia, Bulgaria, Romania, Serbia e oltre verso l'Ungheria, compresa la capacità di inversione di flusso da sud a nord e l'integrazione dei sistemi di transito e trasporto



6.8.

Cluster per l'interconnessione fra Grecia, Bulgaria e Romania, nonché per il rafforzamento necessario di alcuni punti in Bulgaria, costituito dai seguenti PIC:

6.8.1.  Interconnessione Grecia — Bulgaria [attualmente denominato IGB] tra Komotini (EL) e Stara Zagora (BG)

6.8.2.  Ripristino, ammodernamento e ampliamento necessari del sistema di trasporto bulgaro

6.8.3.  Interconnessione dell'anello settentrionale del sistema di trasporto del gas bulgaro con il gasdotto Podisor — Horia e ampliamento della capacità nel tratto Hurezani-Horia-Csanadpalota

6.8.4.  Gasdotto volto a ampliare la capacità sull'interconnessione delle reti di trasporto del gas bulgara e rumena, nell'anello settentrionale

6.9.

Cluster, terminale GNL nella Grecia settentrionale, costituito dai seguenti PIC:

6.9.1.  Terminale GNL nella Grecia settentrionale

6.9.2.  Non più considerato PIC

6.9.3.  Stazione di compressione del gas a Kipi (EL)

6.10.

PIC Interconnessione gasiera Bulgaria — Serbia [attualmente denominato IBS]

6.11.

Non più considerato PIC

6.12.

Non più considerato PIC

6.13.

6.13.1.  Attualmente PIC n. 6.24.4.

6.13.2.  Attualmente PIC n. 6.24.5.

6.13.3.  Attualmente PIC n. 6.24.6.

6.14.

Attualmente PIC n. 6.24.1

6.15.

Interconnessione del sistema di trasporto nazionale con i gasdotti internazionali e inversione di flusso a Isaccea (RO)

6.15.1.  Attualmente parte del PIC n. 6.15.

6.15.2.  Attualmente parte del PIC n. 6.15.

Progetto che consente di dirigere verso l'Europa nordorientale il gas proveniente dal corridoio meridionale attraverso l'Italia



6.16.

Non più considerato PIC

6.17.

Non più considerato PIC

6.18.

Gasdotto Adriatica (IT)

6.19.

Non più considerato PIC

Progetti che consentono lo sviluppo di capacità di stoccaggio sotterraneo del gas nell'Europa sudorientale:



6.20.

Cluster per aumentare la capacità di stoccaggio nell'Europa sudorientale, costituito da uno o più dei seguenti PIC:

6.20.1.  Non più considerato PIC

6.20.2.  Ampliamento del deposito sotterraneo di Chiren (BG)

6.20.3.  Non più considerato PIC

e uno dei seguenti PIC:

6.20.4.  Progetto «Depomures» in Romania

6.20.5.  Nuovo deposito sotterraneo di gas in Romania

6.20.6.  Deposito sotterraneo di gas a Sarmasel, in Romania

6.21.

Non più considerato PIC

6.22.

Non più considerato PIC

6.23.

Interconnessione Ungheria — Slovenia [Nagykanizsa —Tornyiszentmiklós (HU) — Lendava (SI) — Kidričevo]

6.24.

Cluster per aumentare gradualmente la capacità nel corridoio di trasporto bidirezionale Bulgaria — Romania — Ungheria — Austria (attualmente denominato ROHUAT/BRUA), al fine di consentire il trasporto di 1,75 miliardi di m3 annui nella prima fase e 4,4 miliardi di m3 annui nella seconda fase, comprese nuove risorse provenienti dal Mar Nero:

6.24.1.  Inversione del flusso tra Romania e Ungheria: tratto ungherese, prima fase, stazione di compressione a Csanádpalota (prima fase)

6.24.2.  Sviluppo, nell'ambito del sistema rumeno di trasporto del gas, nel corridoio Bulgaria — Romania — Ungheria — Austria, del gasdotto che collega Podișor e la stazione di misura (GSM) di Horia nonché di 3 nuove stazioni di compressione (Jupa, Bibești e Podișor) (prima fase)

6.24.3.  Stazione di compressione del progetto GCA Mosonmagyarovar (sviluppo sul lato austriaco) (prima fase)

6.24.4.  Gasdotto Városföld-Ercsi — Győr (capacità 4,4 miliardi di m3 annui) (HU)

6.24.5.  Gasdotto Ercsi-Százhalombatta (capacità 4,4 miliardi di m3 annui) (HU)

6.24.6.  Stazione di compressione di Városföld (capacità 4,4 miliardi di m3 annui) (HU)

6.24.7.  Ampliamento della capacità di trasporto in Romania verso l'Ungheria fino a 4,4 miliardi di m3 annui (seconda fase)

6.24.8.  Gasdotto sponde del Mar Nero — Podișor (RO), per trasportare il gas del Mar Nero

6.24.9.  Inversione del flusso tra Romania e Ungheria: seconda fase del tratto ungherese, stazione di compressione a Csanádpalota o Algyő (HU) (capacità 4,4 miliardi di m3 annui) (seconda fase)

6.25.

Cluster di infrastrutture per portare nuovo gas nell'Europa centrale e sudorientale, a fini di diversificazione, costituito da uno o più dei seguenti PIC:

6.25.1.  Sistema di gasdotti dalla Bulgaria alla Slovacchia [attualmente denominato Eastring]

6.25.2.  Sistema di gasdotti dalla Grecia all'Austria [attualmente denominato Tesla]

6.25.3.  Ulteriore ampliamento del corridoio di trasporto bidirezionale Bulgaria — Romania — Ungheria — Austria [attualmente denominato ROHUAT/BRUA, terza fase]

6.25.4.  Infrastruttura finalizzata allo sviluppo dello hub bulgaro del gas

6.26.

Cluster Croazia — Slovenia — Austria presso Rogatec, costituito dai seguenti PIC:

6.26.1.  Interconnessione Croazia — Slovenia (Lučko — Zabok — Rogatec)

6.26.2.  Stazione di compressione a Kidričevo, seconda fase dell'ammodernamento (SI)

6.26.3.  Stazioni di compressione nel sistema croato di trasporto del gas

6.26.4.  Progetto GCA 2014/04 Murfeld (AT)

6.26.5.  Ammodernamento dell'interconnessione a Murfeld/Ceršak (AT-SI)

6.26.6.  Ammodernamento dell'interconnessione a Rogatec

(7)    Corridoio prioritario «Corridoio meridionale del gas» (Southern Gas Corridor, SGC)



N.

Definizione

7.1.

Cluster di infrastrutture di trasporto integrate, dedicate e scalabili e delle relative attrezzature per il trasporto di almeno 10 miliardi di m3 annui di nuove fonti di gas dalla regione del Caspio, attraverso Azerbaigian, Georgia e Turchia per raggiungere i mercati dell'UE in Grecia e Italia, costituito di uno o più dei seguenti PIC:

7.1.1.  Gasdotto dal Turkmenistan e Azerbaigian all'UE, via Georgia e Turchia [attualmente noto come la combinazione del gasdotto transcaspico (TCP), dell'ampliamento del gasdotto del Caucaso meridionale (SCP-(F)X) e del gasdotto transanatolico (TANAP)]

7.1.2.  Stazione di compressione del gas a Kipi (EL)

7.1.3.  Gasdotto dalla Grecia all'Italia via Albania e mare Adriatico [attualmente denominato gasdotto transadriatico (TAP)]

7.1.4.  Gasdotto dalla Grecia all'Italia [attualmente denominato gasdotto Poseidon]

7.1.5.  Non più considerato PIC

7.1.6.  Stazioni di misura e regolazione per il collegamento del sistema greco di trasporto con il gasdotto transadriatico

7.1.7.  Gasdotto Komotini — Thesprotia (EL)

7.2.

Non più considerato PIC

7.3.

7.3.1.  Gasdotto dalle acque cipriote alla Grecia continentale via Creta [attualmente denominato EastMed Pipeline]

7.3.2.  Eliminazione delle strozzature interne a Cipro per porre fine all'isolamento e consentire il trasporto del gas dalla regione del Mediterraneo orientale

7.4.

Cluster di interconnessioni con la Turchia, costituito dai seguenti PIC:

7.4.1.  Stazione di compressione del gas a Kipi (EL)

7.4.2.  Interconnettore fra Turchia e Bulgaria [attualmente denominato ITB]

(8)    Corridoio prioritario «Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico (gas)» (Baltic Energy Market Interconnection Plan, «BEMIP gas»)



N.

Definizione

8.1.

Cluster per diversificare l'approvvigionamento nella regione del mar Baltico orientale, costituito dai seguenti PIC:

8.1.1.  Interconnettore fra Estonia e Finlandia [attualmente denominato Balticconnector], e

8.1.2.  Uno dei seguenti terminali GNL:

8.1.2.1.  Non più considerato PIC

8.1.2.2.  GNL Paldiski (EE)

8.1.2.3.  GNL Tallinn (EE)

8.1.2.4.  Non più considerato PIC

Rafforzamento delle infrastrutture di trasporto negli Stati baltici e ammodernamento dello stoccaggio sotterraneo del gas in Lettonia



8.2.

Cluster per l'ammodernamento delle infrastrutture nella regione del mar Baltico orientale, costituito dai seguenti PIC:

8.2.1.  Potenziamento dell'interconnessione Lettonia — Lituania

8.2.2.  Potenziamento dell'interconnessione Estonia — Lettonia

8.2.3.  Non più considerato PIC

8.2.4.  Potenziamento del deposito sotterraneo di gas di Inčukalns (LV)

8.3.

Interconnessione Polonia–Danimarca [attualmente denominato Baltic Pipe]

8.4.

Non più considerato PIC

8.5.

Interconnessione Polonia-Lituania [attualmente denominato GIPL]

8.6.

Terminale GNL a Göteborg in Svezia

8.7.

Aumento della capacità del terminale GNL di Świnoujście in Polonia

8.8.

Non più considerato PIC

(9)    Corridoio prioritario «Connessioni di approvvigionamento del petrolio nell'Europa centrorientale» (Oil supply connections, OSC)

Potenziamento della sicurezza dell'approvvigionamento di petrolio nell'Europa centrorientale aumentando l'interoperabilità e aprendo adeguate rotte di approvvigionamento alternative



N.

Definizione

9.1.

Oleodotto Adamowo — Brody: oleodotto che collega il sito di trattamento della società JSC Uktransnafta di Brody (Ucraina) e il sito di stoccaggio di Adamowo (Polonia)

9.2.

Oleodotto Bratislava-Schwechat: oleodotto che collega Schwechat (Austria) e Bratislava (Repubblica slovacca)

9.3.

Oleodotti JANAF-Adria: ricostruzione, ammodernamento, manutenzione e aumento della capacità degli oleodotti JANAF e adriatici esistenti che collegano il porto marittimo di Omišalj (Croazia) e la parte meridionale dell'oleodotto Druzhba (Croazia, Ungheria, Repubblica slovacca) (l'interconnessione Ungheria — Repubblica slovacca non è più considerata PIC)

9.4.

Oleodotto fra Litvinov (Repubblica ceca) e Spergau (Germania): progetto di ampliamento dell'oleodotto Druzhba che trasporta greggio alla raffineria TRM di Spergau

9.5.

Cluster, oleodotto della Pomerania (Polonia), costituito dai seguenti PIC:

9.5.1.  Costruzione del terminale petrolifero a Danzica

9.5.2.  Ampliamento dell'oleodotto della Pomerania: raddoppio e seconda linea dell'oleodotto della Pomerania fra il sito di stoccaggio di Plebanka (nelle vicinanze di Płock) e il terminale di lavorazione di Danzica

9.6.

TAL Plus: aumento della capacità dell'oleodotto TAL fra Trieste (Italia) e Ingolstadt (Germania)

(10)    Area tematica prioritaria «Sviluppo di reti intelligenti»



N.

Definizione

10.1.

Progetto Zona verde dell'Atlantico settentrionale (Irlanda, Regno Unito/Irlanda del Nord), inteso a diminuire i momenti di arresto delle turbine eoliche in caso di surplus di produzione (curtailment) grazie alla realizzazione di un'infrastruttura di comunicazione, al rafforzamento del controllo della rete e all'adozione di protocolli transfrontalieri per la gestione della domanda di energia.

10.2.

Progetto Green-Me (Francia, Italia), inteso ad aumentare l'integrazione delle fonti rinnovabili di energia grazie alla realizzazione di sistemi di automazione, controllo e monitoraggio in sottostazioni AV e AV/MV, anche mediante la comunicazione con i generatori di energia rinnovabile e lo stoccaggio in sottostazioni primarie, nonché lo scambio di nuovi dati per una migliore gestione delle interconnessioni transfrontaliere.

10.3.

Progetto SINCRO.GRID (Slovenia/Croazia), inteso a risolvere problemi di voltaggio, frequenza, controllo e congestione delle reti grazie allo sviluppo ulteriore delle rinnovabili in sostituzione della produzione convenzionale, integrando nuovi elementi attivi delle reti di trasmissione e distribuzione nel centro di controllo virtuale transfrontaliero in base a una gestione avanzata dei dati, l'ottimizzazione comune del sistema e attività comuni di previsione insieme a due TSO limitrofi e ai due DSO limitrofi

(11)    Area tematica prioritaria «Autostrade elettriche»

Elenco dei PIC anche definiti autostrade elettriche



N.

Definizione

Corridoio prioritario «Rete offshore nei mari del Nord» (Northern Seas offshore grid, NSOG)

1.1.1.

Interconnessione fra Zeebrugge (BE) e i dintorni di Richborough (UK)

1.3.1.

Interconnessione fra Endrup (DK) e Niebüll (DE)

1.3.2.

Linea interna fra Brunsbüttel e Niebüll (DE)

1.4.1.

Interconnessione fra Kassø (DK) e Audorf (DE)

1.4.2.

Linea interna fra Audorf e Amburgo/Nord (DE)

1.4.3.

Linea interna fra Amburgo/Nord e Dollern (DE)

1.5.

Interconnessione Danimarca — Paesi Bassi fra Endrup (DK) ed Eemshaven (NL) [attualmente denominato COBRAcable]

1.6.

Interconnessione Francia — Irlanda fra La Martyre (FR) e Great Island o Knockraha (IE) [attualmente denominato Celtic Interconnector]

1.7.1.

Interconnessione Francia — Regno Unito fra Cotentin (FR) e i dintorni di Exeter (UK) [attualmente denominato progetto FAB]

1.7.2.

Interconnessione Francia — Regno Unito fra Tourbe (FR) e Chilling (UK) [attualmente denominato progetto IFA2]

1.7.3.

Interconnessione Francia — Regno Unito fra Coquelles (FR) e Folkestone (UK) [attualmente denominato progetto ElecLink]

1.8.

Interconnessione Germania — Norvegia fra Wilster (DE) e Tonstad (NO) [attualmente denominato NordLink]

1.10.

Interconnessione Norvegia — Regno Unito

1.13.

Interconnessione Islanda — Regno Unito [attualmente denominato Ice Link]

1.14.

Interconnessione tra Revsing (DK) e Bicker Fen (UK) [attualmente denominato Vicking Link]

Corridoio prioritario «Interconnessioni di elettricità nord-sud nell'Europa occidentale» (NSI West Electricity)

2.2.1.

Interconnessione fra Lixhe (BE) e Oberzier (DE)

2.5.1.

Interconnessione fra Grande Ile (FR) e Piossasco (IT) [attualmente denominato progetto Savoia — Piemonte]

2.7.

Interconnessione Francia — Spagna tra l'Aquitania (FR) e i Paesi baschi (ES) [attualmente denominato progetto Golfo di Biscaglia]

2.9.

Linea interna in Germania fra Osterath e Philippsburg (DE) per aumentare la capacità alle frontiere occidentali

2.10.

Linea interna in Germania fra Brunsbüttel-Grοβgartach e Wilster-Grafenrheinfeld (DE) per aumentare la capacità alle frontiere settentrionali e meridionali

2.13.

Cluster per l'interconnessione Irlanda — Regno Unito, costituito da uno o più dei seguenti PIC:

2.13.1.  Interconnessione Irlanda— Regno Unito fra Woodland (IE) e Turleenan (UK)

2.13.2.  Interconnessione Irlanda — Regno Unito fra Srananagh (IE) e Turleenan (UK)

Corridoio prioritario «Interconnessioni di elettricità nord-sud nell'Europa centrorientale e sudorientale» (NSI East Electricity)

3.10.1.

Interconnessione fra Hadera (IL) e Kofinou (CY)

3.10.2.

Interconnessione fra Kofinou (CY) e Korakia, Creta (EL)

3.10.3.

Linea interna fra Korakia, Creta e l'Attica (EL)

3.12.

Linea interna in Germania fra Wolmirstedt e la Bavaria per aumentare la capacità di trasmissione interna nord-sud

Corridoio prioritario «Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico» (Baltic Energy Market Interconnection Plan, «BEMIP elettricità»)

4.1.

Interconnessione Danimarca — Germania fra Tolstrup Gaarde (DK) e Bentwisch (DE) via i parchi eolici offshore Kriegers Flak (DK) e Baltic 1 e 2 (DE) [attualmente denominato Kriegers Flak Combined Grid Solution].

▼B




Dichiarazione della Commissione europea riguardo all’ammissibilità dei progetti di interesse comune ai fini dell’assistenza finanziaria dell’UE nell’ambito delle infrastrutture energetiche transeuropee [capitolo V del regolamento UE n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 32 )]

La Commissione sottolinea che ritiene importante che il sostegno, proveniente dall’UE e da fonti nazionali, si estenda a sovvenzioni per lavori al fine di consentire l’attuazione dei progetti di interesse comune che potenziano la diversificazione delle fonti, delle rotte e delle controparti dell’approvvigionamento energetico. La Commissione si riserva il diritto di formulare proposte in tal senso fondate sull’esperienza maturata con il monitoraggio dell’attuazione dei progetti di interesse comune nell’ambito della relazione di cui all’articolo 17 del regolamento sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee.



( 1 ) GU C 143 del 22.5.2012, pag. 125.

( 2 ) GU C 277 del 13.9.2012, pag. 137.

( 3 ) Posizione del Parlamento europeo del 12 marzo 2013 (non ancora pubblicata nella Gazzetta ufficiale) e decisione del Consiglio del 21 marzo 2013.

( 4 ) Risoluzione del Parlamento europeo del 5 luglio 2011 sulle priorità per le infrastrutture energetiche per il 2020 e oltre (GU C 33 del 5.2.2013, pag. 46).

( 5 ) GU L 262 del 22.9.2006, pag. 1.

( 6 ) Direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili (GU L 140 del 5.6.2009, pag. 16).

( 7 ) GU L 211 del 14.8.2009, pag. 55.

( 8 ) GU L 211 del 14.8.2009, pag. 94.

( 9 ) GU L 345 del 23.12.2008, pag. 75.

( 10 ) GU L 211 del 14.8.2009, pag. 15.

( 11 ) GU L 55 del 28.2.2011, pag. 13.

( 12 ) GU L 211 del 14.8.2009, pag. 1.

( 13 ) GU L 206 del 22.7.1992, pag. 7.

( 14 ) GU L 327 del 22.12.2000, pag. 1.

( 15 ) GU L 26 del 28.1.2012, pag. 1.

( 16 ) GU L 197 del 21.7.2001, pag. 30.

( 17 ) GU L 124 del 17.5.2005, pag. 4.

( 18 ) GU L 211 del 14.8.2009, pag. 36.

( 19 ) GU L 200 del 31.7.2009, pag. 31.

( 20 ) Direttiva 2003/55/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale (GU L 176 del 15.7.2003, pag. 57).

( 21 ) Regolamento (CE) n. 1228/2003 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica (GU L 176 del 15.7.2003, pag. 1).

( 22 ) GU L 162 del 22.6.2007, pag. 1.

( 23 ) GU L 210 del 31.7.2006, pag. 25.

( 24 ) GU L 115 del 25.4.2013, pag. 39.»

( 25 ) GU L 115 del 25.4.2013, pag. 39.»

( 26 ) GU L 55 del 28.2.2011, pag. 13.»

( 27 ) GU L 115 del 25.4.2013, pag. 39.»

( 28 ) Con riserva dell'adesione della Croazia e a partire da tale data.

( 29 ) Con riserva dell'adesione della Croazia e a partire da tale data.

( 30 ) GU L 140 del 5.6.2009, pag. 114.

( 31 ) GU L 295 del 12.11.2010, pag. 1.

( 32 ) Cfr. pag. 39 della presente Gazzetta ufficiale.

Top