RELAZIONE

1.CONTESTO DELLA PROPOSTA

•Motivi e obiettivi della proposta

1.1 Introduzione

L'Unione europea si è prefissa l'ambizioso obiettivo di essere il primo continente a conseguire la neutralità climatica entro il 2050. A tal fine, gli Stati membri e il Parlamento europeo hanno convenuto, nella Normativa europea sul clima, di ridurre le emissioni di gas a effetto serra di almeno il 55 % entro il 2030. Al fine di conseguire questi obiettivi e, al tempo stesso, contribuire alla competitività, alla crescita e all'occupazione, il sistema energetico necessita di un cambiamento sistemico: occorre ridurre l'uso dei combustibili fossili, compreso il gas fossile, e aumentare le fonti rinnovabili. Oggi è pertanto necessario progettare una transizione ambiziosa del settore del gas verso gas a basse emissioni di carbonio e rinnovabili.

Il gas fossile rappresenta circa il 95 % degli attuali combustibili gassosi utilizzati nell'UE. I combustibili gassosi attualmente rappresentano circa il 22 % del consumo energetico totale dell'UE (e di questo rappresentano il 20 % circa della produzione di energia elettrica dell'UE e il 39 % della produzione di calore). Secondo gli scenari pertinenti utilizzati nella valutazione d'impatto del piano per l'obiettivo climatico, la quota di combustibili gassosi rispetto al consumo energetico totale dell'UE nel 2050 ammonterebbe a circa il 20 %. I combustibili gassosi svolgeranno un ruolo importante nel mix energetico entro il 2050, rendendo necessaria la decarbonizzazione del settore del gas attraverso una progettazione lungimirante per mercati del gas decarbonizzati e competitivi. Nonostante il loro modesto contributo all'attuale mix energetico dell'UE, il biogas, il biometano, l'idrogeno rinnovabile e a basse emissioni di carbonio nonché il metano sintetico (tutti insieme gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio) rappresenterebbero circa i 2/3 dei combustibili gassosi nel mix energetico del 2050, mentre il gas fossile ottenuto con tecnologie di cattura, stoccaggio e utilizzo del carbonio rappresenterebbe la restante parte. La presente iniziativa, che è anch'essa parte del pacchetto "Pronti per il 55 %", riguarda l'assetto del mercato dei gas, compreso l'idrogeno. Essa eliminerà gli ostacoli normativi esistenti e creerà le condizioni affinché ciò avvenga in modo efficiente sotto il profilo dei costi. Si tratta di una parte importante del passaggio a un sistema energetico integrato che riduca al minimo i costi della transizione verso la neutralità climatica, in particolare per i consumatori, offrendo nuove opportunità per ridurre le bollette energetiche e maggiori possibilità di partecipare attivamente al mercato.

Si prevede che l'idrogeno sarà utilizzato principalmente nei settori in cui l'elettrificazione non è un'opzione, tra cui l'attuale industria ad alta intensità energetica (ad esempio raffinerie, produzione di fertilizzanti, siderurgia) e alcuni settori del trasporto pesante (trasporto marittimo, aviazione, veicoli pesanti per il trasporto a lunga distanza). Lo sviluppo di infrastrutture dedicate all'idrogeno è necessario per poter sfruttare appieno il potenziale di questo vettore energetico in applicazioni d'uso finale specifiche. L'obiettivo della promozione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio è decarbonizzare questi settori, aumentare la flessibilità del sistema elettrico grazie alle tecnologie Power-to-X, rafforzare la sicurezza dell'approvvigionamento riducendo la dipendenza dalle importazioni di gas naturale e consentire lo stoccaggio (e la produzione) di energia elettrica. In tal modo è possibile collegare diversi settori dell'economia, in combinazione con altre forme di stoccaggio e flessibilità, come le batterie e la gestione della domanda. Ciò sosterrà inoltre l'autoproduzione e l'uso intelligente dell'approvvigionamento energetico geograficamente distribuito e contribuirà a una maggiore responsabilizzazione dei consumatori. I consumatori hanno inoltre bisogno di informazioni chiare e facilmente accessibili che li aiutino a modificare i modelli di consumo energetico e a passare a soluzioni rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, analogamente a quanto possono fare sul mercato dell'energia elettrica.

Pur puntando a un livello massimo di idrogeno rinnovabile a partire dal 2030, nel breve e medio termine possono avere rilievo altre forme di gas a basse emissioni di carbonio, in particolare l'idrogeno a basse emissioni di carbonio, principalmente per ridurre rapidamente le emissioni derivanti dall'attuale produzione di idrogeno e sostenere la diffusione parallela e futura dell'idrogeno rinnovabile. In linea con la strategia per l'idrogeno dell'UE, la produzione di idrogeno rinnovabile nell'UE dovrebbe raggiungere 1 milione di tonnellate entro il 2024 e arrivare a 10 milioni di tonnellate entro il 2030, data a partire dalla quale l'idrogeno rinnovabile dovrebbe essere diffuso su larga scala e sostituire l'idrogeno a basse emissioni di carbonio.

Per uno sviluppo efficiente e sostenibile dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e del mercato dell'idrogeno è necessario un adeguamento dell'assetto del mercato, in quanto attualmente i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio incontrano ostacoli normativi all'accesso al mercato e alla rete che rappresentano uno svantaggio comparativo rispetto al gas naturale. Inoltre per la creazione di un mercato del gas decarbonizzato che contribuisca alla transizione energetica sono necessarie quote significativamente più elevate di fonti di energia rinnovabili in un sistema energetico integrato, unitamente alla partecipazione attiva dei consumatori nei mercati competitivi. In tal modo i consumatori dovrebbero poter beneficiare di prezzi accessibili, di buoni livelli di servizio e di una scelta effettiva di offerte che rispecchi gli sviluppi tecnologici.

È probabile che si diffondano in parallelo vari tipi di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, che si prevede si svilupperanno a ritmi diversi in tutta l'UE:

·un'infrastruttura basata sull'idrogeno integrerà progressivamente la rete per il gas naturale;

·un'infrastruttura del gas in cui il gas fossile sarà progressivamente sostituito da altre fonti di metano.

Gli avvenimenti relativi all'aumento dei prezzi dell'energia ci hanno rammentato altresì che la resilienza del sistema energetico europeo è tanto più importante quanto più esso elimina gradualmente i combustibili fossili a favore di fonti rinnovabili più decentrate. Le disposizioni in materia di sicurezza dell'approvvigionamento e di preparazione ai rischi del settore del gas devono essere adatte alla transizione verso l'energia pulita. La comunicazione della Commissione sulla risposta all'aumento dei prezzi dell'energia (pacchetto di misure d'intervento e di sostegno) 1 pone in evidenza l'interazione tra la sicurezza dell'approvvigionamento, l'uso ottimale delle capacità di stoccaggio e la volatilità dei prezzi dell'energia.

1.2 Obiettivi della proposta

La presente iniziativa intende facilitare la penetrazione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nel sistema energetico, rendendo possibile una riduzione del ricorso al gas naturale e consentendo a questi nuovi gas di svolgere il loro ruolo, che è necessario per contribuire all'obiettivo della neutralità climatica dell'UE nel 2050.

In tale contesto, l'iniziativa riguarda gli ambiti indicati di seguito.

Scarso livello di coinvolgimento e tutela dei clienti nel mercato al dettaglio del gas verde. Affinché i nuovi gas svolgano appieno il loro ruolo nella transizione energetica, le norme sul mercato al dettaglio dovrebbero consentire ai clienti di compiere scelte rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, cosa che attualmente non avviene. Inoltre non esiste un sistema comune di terminologia e certificazione dell'UE per i combustibili e i gas a basse emissioni di carbonio. I mercati al dettaglio del gas presentano inoltre una concentrazione di mercato e bassi livelli di nuovi ingressi e di innovazione. Ciò impedisce ai clienti di beneficiare della concorrenza compiendo scelte a basse emissioni di carbonio.

Per poter operare scelte energetiche sostenibili, i clienti hanno bisogno di informazioni sufficienti in merito all'energia che consumano e alla relativa provenienza, nonché di strumenti efficienti per partecipare al mercato. Gli Stati membri dovrebbero inoltre adottare le misure necessarie per tutelare i clienti vulnerabili e in condizioni di povertà energetica. Il mercato del gas decarbonizzato non dovrebbe essere sviluppato senza che essi siano in grado di beneficiarne appieno e rispondendo alle esigenze di tutte le generazioni, dai giovani agli anziani.

Infrastrutture per l'idrogeno e mercati dell'idrogeno. L'attuale quadro normativo per i vettori energetici gassosi non affronta la questione della diffusione dell'idrogeno come vettore energetico indipendente attraverso reti a esso dedicate. A livello dell'UE non esistono norme sugli investimenti basati su tariffe nelle reti, né sulla proprietà e la gestione di reti riservate all'idrogeno. Inoltre non esistono norme armonizzate sulla qualità dell'idrogeno (puro). Di conseguenza esistono ostacoli allo sviluppo di un'infrastruttura transfrontaliera per l'idrogeno efficace sotto il profilo dei costi e di un mercato dell'idrogeno competitivo, che rappresentano un presupposto per la diffusione della produzione e del consumo di idrogeno. La presente proposta intende rimediare a tali carenze. Essa comprende una proposta relativa a un sistema di terminologia e certificazione per l'idrogeno a basse emissioni di carbonio e i combustibili a basse emissioni di carbonio.

Gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nelle infrastrutture e nei mercati del gas esistenti e sicurezza energetica. Attualmente i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio rappresentano una quota ridotta del mix energetico dell'UE. L'accesso al mercato all'ingrosso del gas, vale a dire i punti di scambio virtuali, rappresenta un presupposto fondamentale per dispiegarne il potenziale. Anche l'abolizione dei costi per gli scambi transfrontalieri di tali gas e l'agevolazione della connessione degli impianti di produzione miglioreranno le prospettive commerciali. Le differenze nei parametri di qualità del gas e nel volume di idrogeno miscelato nel sistema del gas naturale possono incidere sulla progettazione delle infrastrutture del gas, sulle applicazioni d'uso finale e sull'interoperabilità transfrontaliera del sistema, rischiando così di frammentare il mercato interno. Tuttavia le attuali norme sulla qualità del gas non sono adatte a far fronte agli sviluppi futuri. Per quanto riguarda il GNL, l'eliminazione degli ostacoli residui relativi all'accesso ai terminali GNL potrebbe aprire la strada all'importazione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio dall'estero, favorendo la decarbonizzazione del mercato del gas dell'UE. Infine, per preservare e rafforzare la resilienza nella transizione sono necessarie disposizioni adeguate in materia di sicurezza dell'approvvigionamento.

Pianificazione della rete. Come indicato nella strategia per l'integrazione del sistema energetico della Commissione, la pianificazione e il funzionamento coordinati dell'intero sistema energetico dell'UE, che comprende molteplici vettori energetici, infrastrutture e settori di consumo, rappresentano un presupposto per il conseguimento degli obiettivi climatici per il 2050. Gli attuali schemi e pratiche di pianificazione della rete sono carenti, in quanto vi sono discrepanze tra il piano decennale di sviluppo della rete a livello dell'UE e i piani di sviluppo della rete nazionali. Un migliore collegamento tra tali piani consentirebbe lo scambio transnazionale di informazioni sull'utilizzo dei sistemi di trasporto.

Sicurezza dell'approvvigionamento e stoccaggio. In risposta ai significativi aumenti dei prezzi dell'energia a livello dell'UE nell'autunno 2021, il Consiglio europeo ha invitato la Commissione a prendere rapidamente in considerazione misure a medio e lungo termine che aumentino la resilienza del sistema energetico dell'UE, comprese misure volte a migliorare la sicurezza dell'approvvigionamento. Per contribuire a una risposta tempestiva a questa crisi e a un'eventuale nuova crisi a livello dell'Unione, la presente proposta comprende misure specifiche per migliorare la cooperazione e la resilienza, in particolare per garantire un uso più efficace e coordinato delle disposizioni in materia di stoccaggio e di solidarietà operativa. Le misure sono volte a rafforzare tempestivamente la resilienza del sistema energetico dell'UE agli shock futuri e riguardano i provvedimenti di cui al presente regolamento e al regolamento (UE) 2017/1938 sulla sicurezza dell'approvvigionamento di gas. Al fine di garantire una risposta coerente, le misure in materia di sicurezza dell'approvvigionamento fanno parte della presente proposta legislativa e non sono presentate come una proposta legislativa distinta. Come indicato nella comunicazione sui prezzi dell'energia, del 13 ottobre 2021, dal titolo "Risposta all'aumento dei prezzi dell'energia: un pacchetto di misure d'intervento e di sostegno", il coordinamento della sicurezza dell'approvvigionamento a livello transfrontaliero è fondamentale per la resilienza agli shock futuri.

Le misure proposte impongono agli Stati membri di includere esplicitamente gli impianti di stoccaggio nelle loro valutazioni dei rischi in materia di sicurezza dell'approvvigionamento a livello regionale, compresi i rischi connessi al controllo dello stoccaggio da parte di soggetti di paesi terzi. Gli Stati membri dovrebbero prendere in considerazione misure di stoccaggio attraverso la cooperazione regionale in caso di rischi non affrontati. La proposta definisce le condizioni per favorire la diffusione di appalti congiunti volontari per l'acquisto di riserve strategiche di gas da utilizzare in caso di emergenza. Sono inoltre introdotte misure per migliorare la trasparenza e l'accesso agli impianti di stoccaggio, affrontare i rischi di cibersicurezza del gas e agevolare gli accordi bilaterali di solidarietà tra gli Stati membri in caso di crisi. La Commissione incoraggia gli Stati membri a concludere accordi di solidarietà senza indugio affinché anche durante una grave crisi le famiglie ricevano il gas di cui hanno bisogno.

•Coerenza con le disposizioni vigenti nel settore normativo interessato

L'iniziativa proposta è strettamente collegata e complementare alle proposte legislative presentate nel contesto del pacchetto "Pronti per il 55 %" per l'attuazione del Green Deal europeo, tra cui quelle elencate di seguito.

La direttiva riveduta sulle energie rinnovabili ("RED II"), che è il principale strumento dell'UE per la promozione dell'energia da fonti rinnovabili. Essa mira ad accelerare la penetrazione delle energie rinnovabili, compresi i gas rinnovabili, nel sistema energetico. La modifica proposta aumenta al 40 % l'obiettivo per le fonti rinnovabili nel mix energetico dell'UE e promuove la diffusione di combustibili rinnovabili, come l'idrogeno rinnovabile nell'industria e nei trasporti, con obiettivi aggiuntivi. In relazione a questa iniziativa, la RED II classifica l'idrogeno rinnovabile tra i "combustibili rinnovabili di origine non biologica" e i "combustibili da biomassa" che raggiungono una riduzione del 70 % delle emissioni di gas a effetto serra rispetto ai combustibili fossili, fissando sotto-obiettivi specifici per il consumo di idrogeno rinnovabile (il 50 % del consumo totale di idrogeno per uso energetico e come materia prima nell'industria entro il 2030 e il 2,6 % dell'energia fornita al settore dei trasporti).

La direttiva sull'efficienza energetica e la correlata direttiva sulla prestazione energetica nell'edilizia, comprese le relative proposte di modifica, interagiscono con la presente iniziativa in quanto incidono sul livello e sulla struttura della domanda di gas. Le misure di efficienza energetica possono alleviare la povertà energetica e ridurre la vulnerabilità dei consumatori. Poiché i combustibili gassosi dominano attualmente la fornitura europea di energia per il riscaldamento e il raffrescamento e gli impianti di cogenerazione, il loro uso efficiente continua a rappresentare il fulcro delle misure di efficienza energetica. La direttiva sul gas e il regolamento sul gas sono coerenti con il principio dell'efficienza energetica al primo posto: un mercato unionale aperto e competitivo, con prezzi che rispecchiano i costi di produzione dei vettori energetici, i costi del carbonio e i costi e benefici esterni, offrirebbe un approvvigionamento efficiente d'idrogeno pulito e sicuro a utenti finali che sappiano apprezzarne il valore.

Il regolamento TEN-E, quale proposto dalla Commissione nel dicembre 2020, mira a sostenere meglio la modernizzazione delle infrastrutture energetiche transfrontaliere d'Europa per il Green Deal europeo, introducendo l'infrastruttura per l'idrogeno come nuova categoria di infrastrutture per lo sviluppo della rete a livello europeo. La presente iniziativa è complementare alla proposta di regolamento TEN-E in quanto si concentra sull'allineamento dei piani nazionali ai requisiti del piano decennale di sviluppo della rete a livello europeo.

Come annunciato nella strategia dell'UE per la riduzione delle emissioni di metano, la Commissione proporrà una legislazione per ridurre le emissioni di metano nel settore dell'energia. L'iniziativa cercherà di migliorare le informazioni relative a tutte le emissioni di metano legate all'energia. La presente iniziativa è complementare in quanto intende facilitare la penetrazione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, rendendo possibile una riduzione del ricorso al gas naturale.

•Coerenza con le altre normative dell'Unione

Il sistema di scambio di quote di emissione ("ETS") aumenta il prezzo dell'utilizzo di combustibili fossili rispetto ai gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e di conseguenza promuove la domanda di tali gas e gli investimenti nelle tecnologie di produzione correlate. La Commissione ha proposto il rafforzamento del trasporto marittimo e stradale e del settore dell'edilizia, compresi l'estensione al settore dell'aviazione e il relativo potenziamento. Tutti gli impianti di produzione di idrogeno sono inclusi nel sistema, così come gli elettrolizzatori con una capacità di produzione superiore a 25 tonnellate/giorno. Il fondo per l'innovazione, istituito dalla direttiva sul sistema di scambio di quote di emissione dell'UE (EU ETS) per il periodo 2021-2030, è uno degli strumenti di finanziamento a sostegno della transizione verso un'Europa climaticamente neutra entro il 2050. Il fondo per l'innovazione, istituito dalla direttiva EU ETS per il periodo 2021-2030, è uno degli strumenti di finanziamento a sostegno della transizione verso un'Europa climaticamente neutra entro il 2050.

La revisione della direttiva sulla tassazione dell'energia si prefigge di allineare la tassazione dei prodotti energetici alle politiche dell'UE in materia di energia e clima, promuovere tecnologie pulite ed eliminare le esenzioni obsolete e le aliquote ridotte che attualmente incoraggiano l'uso di combustibili fossili. Ai sensi della direttiva riveduta, i prodotti contemplati dalla direttiva sono raggruppati e classificati in base alle loro prestazioni ambientali. Su tale base, la revisione fissa aliquote minime preferenziali di tassazione pari a 0,15 EUR/GJ (rispetto a 10,75 EUR/GJ per i combustibili fossili) per i combustibili a idrogeno rinnovabili e a basse emissioni di carbonio utilizzati come carburanti per motori. Per i combustibili a idrogeno rinnovabili e a basse emissioni di carbonio utilizzati come combustibili per riscaldamento, la direttiva riveduta fissa livelli minimi preferenziali di tassazione pari a 0,15 EUR/GJ (rispetto a 0,6 EUR/GJ per il gas naturale).

Il regolamento riveduto su un'infrastruttura per i combustibili alternativi quale proposto dalla Commissione nel luglio 2021, che abrogherà la direttiva 2014/94/UE sulla realizzazione di un'infrastruttura per i combustibili alternativi, si prefigge di affrontare l'aumento delle emissioni nel trasporto su strada per sostenere la transizione verso un parco veicoli a emissioni quasi zero entro il 2050. Il regolamento impone agli Stati membri di ampliare la loro rete di infrastrutture di ricarica e rifornimento in linea con le vendite di autovetture a emissioni zero e di installare punti di ricarica e di rifornimento a intervalli regolari sulle principali autostrade. La revisione del regolamento sull'infrastruttura per i combustibili alternativi prevede la presenza di una stazione di rifornimento (min. 2 t/giorno, 700 bar) ogni 150 km nell'ambito della rete centrale TEN-T e in ogni nodo urbano entro il 2030; ciò comporterebbe circa 700 stazioni di rifornimento di idrogeno lungo i nodi di trasporto e 88 stazioni nei nodi urbani.

La modifica del regolamento che definisce i livelli di prestazione in materia di emissioni di CO2 per autovetture e furgoni mira a garantire un percorso chiaro a partire dal 2025 verso trasporti a emissioni zero. Il regolamento definisce in particolare i veicoli a zero emissioni come veicoli elettrici a batteria, veicoli alimentati a celle a combustibile e altri veicoli alimentati a idrogeno e fissa un obiettivo di azzeramento delle emissioni medie dei parchi veicoli nuovi entro il 2030.

La proposta FuelEU Maritime mira ad aumentare la quota di combustibili alternativi sostenibili a basse emissioni di carbonio e a zero emissioni di carbonio nel mix di combustibili del trasporto marittimo internazionale, tra cui: biocarburanti liquidi, elettrocarburanti liquidi, gas decarbonizzato (compresi bio-GNL e e-gas), idrogeno decarbonizzato e combustibili derivati dall'idrogeno decarbonizzato (compresi metano e ammoniaca). L'accento posto sui combustibili e sulle tecnologie per la produzione di energia elettrica dovrebbe consentire una riduzione significativa e rapida delle emissioni, utilizzando appieno le tecnologie e le infrastrutture esistenti insieme agli incentivi previsti da altre misure da proporre; faciliterà inoltre la definizione dei percorsi di decarbonizzazione per l'intero settore marittimo.

La proposta REFuelEU Aviation, che mira a promuovere il potenziale ancora ampiamente non sfruttato dei carburanti sostenibili per ridurre l'impronta di gas a effetto serra del settore dell'aviazione. Al fine di ridurre significativamente le sue emissioni, il settore dell'aviazione dovrà ridurre l'attuale dipendenza dal carboturbo di origini fossili e fare sempre più affidamento sull'uso di carburanti sostenibili per l'aviazione negli anni a venire. La proposta fissa una quota minima dello 0,7 % di "carburanti sintetici per l'aviazione" nel carburante per l'aviazione fornito agli operatori aerei dove i "carburanti sintetici per l'aviazione" sono combustibili rinnovabili di origine non biologica, quali definiti nella direttiva sulle energie rinnovabili.

2.BASE GIURIDICA, SUSSIDIARIETÀ E PROPORZIONALITÀ

•Base giuridica

Gli obiettivi della presente iniziativa non possono essere conseguiti a livello nazionale. Le misure ivi previste mirano a promuovere i quattro obiettivi di cui all'articolo 194 del trattato sul funzionamento dell'Unione europea (TFUE), contribuendo nel contempo alla decarbonizzazione dell'economia dell'UE. Le misure previste devono essere adottate sulla base dell'articolo 194, paragrafo 2, TFUE in combinato disposto con l'articolo 114, paragrafo 1, TFUE. Nel settore dell'energia, l'UE ha una competenza concorrente ai sensi dell'articolo 4, paragrafo 2, lettera i), TFUE.

La presente iniziativa si basa anche su un'ampia serie di atti legislativi che sono stati adottati e aggiornati nel corso degli ultimi vent'anni. Allo scopo di creare un mercato interno dell'energia, tra il 1996 e il 2019 l'UE ha emanato quattro pacchetti legislativi consecutivi imperniati sulla liberalizzazione e l'integrazione dei mercati nazionali del gas e dell'energia elettrica. Tali disposizioni riguardano un'ampia gamma di aspetti, dall'accesso al mercato alla trasparenza, ai diritti dei consumatori, all'aumento della liquidità dei mercati del gas e all'indipendenza delle autorità di regolazione.

•Sussidiarietà (per la competenza non esclusiva)

Attualmente non esistono norme a livello dell'UE che disciplinino reti o mercati dedicati all'idrogeno, l'idrogeno a basse emissioni di carbonio e i combustibili a basse emissioni di carbonio. Alla luce degli sforzi attualmente compiuti a livello nazionale e dell'UE per promuovere l'uso dell'idrogeno rinnovabile in sostituzione dei combustibili fossili, gli Stati membri sarebbero incentivati ad adottare norme sul trasporto dell'idrogeno attraverso infrastrutture specifiche a livello nazionale. Ciò comporta il rischio di un panorama normativo frammentato in tutta l'UE, che potrebbe ostacolare l'integrazione delle reti e dei mercati dell'idrogeno nazionali, impedendo o scoraggiando gli scambi transfrontalieri di idrogeno.

L'armonizzazione delle norme relative alle infrastrutture per l'idrogeno in una fase successiva (ossia dopo l'entrata in vigore della legislazione nazionale) comporterebbe un aumento degli oneri amministrativi per gli Stati membri oltre a incertezza e costi normativi maggiori per le imprese, in particolare per quanto riguarda gli investimenti a lungo termine nella produzione e nelle infrastrutture per il trasporto dell'idrogeno.

La creazione di un quadro normativo a livello dell'UE per reti e mercati dedicati all'idrogeno favorirebbe l'integrazione e l'interconnessione dei mercati e delle reti nazionali dell'idrogeno. Le norme a livello dell'UE in materia di pianificazione, finanziamento e gestione di tali reti dedicate all'idrogeno genererebbero una prevedibilità a lungo termine per i potenziali investitori in questo tipo di infrastrutture a lungo termine, in particolare per le interconnessioni transfrontaliere (che potrebbero altrimenti essere soggette a normative nazionali diverse e potenzialmente divergenti).

Per quanto riguarda il biometano, è probabile che senza un'iniziativa a livello dell'UE entro il 2030 esisterebbe ancora un mosaico normativo per quanto riguarda l'accesso ai mercati all'ingrosso, gli obblighi di connessione e le misure di coordinamento tra il gestore dei sistemi di trasporto e il gestore dei sistemi di distribuzione. Analogamente, senza una certa armonizzazione a livello dell'UE, i produttori di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio dovranno sostenere costi di connessione e di iniezione notevolmente diversi in tutta l'UE, con conseguenti disparità di condizioni.

In assenza di ulteriori normative a livello dell'UE, gli Stati membri continuerebbero ad applicare norme sulla qualità del gas e sui livelli di miscelazione dell'idrogeno differenti, rischiando di limitare i flussi transfrontalieri e di segmentare il mercato. Le norme sulla qualità del gas continuerebbero a essere definite principalmente dai parametri di qualità del gas naturale, limitando l'integrazione dei gas rinnovabili nella rete.

Tutti questi aspetti potrebbero ridurre gli scambi transfrontalieri di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, che potrebbero essere compensati da un aumento delle importazioni di gas naturale. L'utilizzo dei terminali GNL e le importazioni potrebbero continuare a essere limitati al gas naturale, anche se non sarebbe necessario alcun adeguamento dei terminali GNL nel caso in cui fossero disponibili biometano o metano sintetico competitivi provenienti da fonti esterne all'UE.

La pianificazione della rete nazionale dovrà essere definita solo negli Stati membri in cui operano gestori di trasporto indipendenti e gestori di sistemi indipendenti certificati. Sebbene la maggior parte degli Stati membri disponga di un piano unico nazionale di sviluppo del gas nell'ambito del quale gli operatori del settore cooperano, la cooperazione intersettoriale è ancora limitata.

La preparazione alle emergenze coordinata a livello dell'UE per l'attuale settore del gas si è dimostrata più efficiente della sola azione a livello nazionale.

•Proporzionalità

L'iniziativa è conforme al principio di proporzionalità. Essa rientra nell'ambito di applicazione dell'articolo 194 del trattato sul funzionamento dell'Unione europea. L'iniziativa politica è proporzionale alla dimensione e alla natura dei problemi definiti e al conseguimento degli obiettivi fissati.

La proposta non va al di là di quanto necessario per conseguire l'obiettivo generale perseguito di agevolare la decarbonizzazione dei combustibili gassosi in modo concorrenziale al minor costo economico, garantendo nel contempo la sicurezza energetica e ponendo i consumatori al centro dei mercati dell'energia. Le opzioni prescelte sono considerate proporzionate e si basano, per quanto possibile, su approcci esistenti. L'equilibrio tra gli obblighi e la presa in considerazione delle diverse capacità di agire tra gli Stati membri e i soggetti privati è ritenuto appropriato tenendo conto della necessità di conseguire la neutralità climatica entro il 2050.

•Scelta dell'atto giuridico

Sulla base della valutazione globale dell'attuale quadro normativo per il mercato del gas, gli strumenti scelti sono una direttiva per la rifusione della direttiva 2009/73/CE e un regolamento per la rifusione del regolamento (CE) n. 715/2009. La scelta di una rifusione degli atti giuridici esistenti migliorerà la chiarezza giuridica. Il ricorso a un atto modificativo avrebbe potuto non essere adatto ad affrontare un'ampia serie di nuove disposizioni. La scelta degli strumenti richiede pertanto una revisione delle norme già adottate e attuate, come naturale evoluzione della legislazione vigente, alla luce di tali modifiche. Ulteriori atti dovranno essere modificati mediante il regolamento sul gas, quali: il regolamento sulla sicurezza dell'approvvigionamento (regolamento (UE) 2017/1938), il regolamento ACER (regolamento (UE) 2019/942) e il regolamento REMIT (regolamento (UE) n. 1227/2011).

3.RISULTATI DELLE VALUTAZIONI EX POST, DELLE CONSULTAZIONI DEI PORTATORI DI INTERESSI E DELLE VALUTAZIONI D'IMPATTO

•Valutazioni ex post / Vaglio di adeguatezza della legislazione vigente

L'entrata in vigore del terzo pacchetto Energia ha contribuito positivamente alla concorrenza e alle prestazioni dei mercati interni dell'energia. Tuttavia l'attuale quadro normativo per il gas si concentra sul gas naturale di origine fossile e non è totalmente pronto alla comparsa di alternative per i gas metano (compreso il gas naturale e il biometano), come l'idrogeno.

È necessario un riesame dell'attuale quadro normativo per il mercato del gas, che è già stato annunciato nella comunicazione della Commissione europea su una strategia per l'idrogeno per un'Europa climaticamente neutra. Dato il diverso potenziale degli Stati membri dell'UE in termini di produzione di idrogeno rinnovabile e a basse emissioni di carbonio, un assetto del mercato adeguato potrebbe facilitare l'espletamento del ruolo dell'idrogeno quale vettore energetico e catalizzatore dell'integrazione del sistema energetico.

Su tale base, sono stati individuati quattro principali fattori scatenanti all'interno dell'ambito problematico I della valutazione d'impatto: i) la decarbonizzazione determinerà la comparsa di una catena del valore dell'idrogeno europea basata su un mercato transfrontaliero dell'idrogeno; ii) la mancanza di investimenti nelle infrastrutture per l'idrogeno ostacola lo sviluppo del mercato; iii) le infrastrutture per l'idrogeno potrebbero costituire un monopolio naturale, con conseguenti strutture di mercato non competitive; iv) norme divergenti in materia di qualità dell'idrogeno possono ostacolare i flussi transfrontalieri e comportare costi aggiuntivi.

Le norme vigenti in materia di gas, incentrate sul gas naturale di origine fossile importato principalmente da paesi terzi, non tengono conto delle caratteristiche specifiche della produzione decentrata di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio all'interno dell'UE. Inoltre i volumi crescenti di biometano, idrogeno e anche di GNL incidono sulla qualità del gas e quindi sulla progettazione delle infrastrutture del gas e delle applicazioni d'uso finale. In particolare, la valutazione d'impatto riconosce cinque principali fattori scatenanti connessi a questo ambito problematico: i) le restrizioni all'accesso al mercato e alla rete per i produttori locali di biometano connessi alle reti di distribuzione, le divergenze tra le norme relative all'obbligo di connessione e ai costi di connessione alla rete per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e le tariffe di ingresso/uscita interne all'UE ostacolano la realizzazione di un mercato interno del gas dell'UE pienamente integrato, liquido e interoperabile; ii) le differenze nella qualità del gas e nei livelli di miscelazione dell'idrogeno possono avere un impatto negativo sui flussi transfrontalieri e sugli utenti finali, mentre le attuali norme sulla qualità del gas non sono adatte a far fronte agli sviluppi futuri; iii) terminali GNL attrezzati per ricevere principalmente gas naturale, accesso limitato ai terminali GNL per i nuovi gas; iv) i contratti di fornitura a lungo termine di gas naturale non soggetto ad abbattimento possono creare effetti di dipendenza dal gas naturale e ostacolare la fornitura di gas rinnovabili in vista del 2050; v) le attuali disposizioni in materia di sicurezza energetica affrontano solo i rischi connessi alla fornitura di gas naturale e non di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio.

Per quanto riguarda la pianificazione della rete, la cooperazione tra i gestori dei sistemi di trasporto e i regolatori deve migliorare ulteriormente. La crescente penetrazione di fonti energetiche intermittenti richiede una migliore integrazione dell'intero sistema energetico e una maggiore interconnessione delle infrastrutture, sulla base di un approccio più olistico e inclusivo. La valutazione d'impatto delinea tre principali fattori scatenanti per questo ambito problematico: i) la pianificazione della rete varia tra gli Stati membri e i gestori dei sistemi di trasporto, con una pianificazione separata per l'energia elettrica e il gas; ii) manca trasparenza sul potenziale delle infrastrutture esistenti ai fini della riconversione o dello smantellamento; iii) i gestori dei sistemi di distribuzione non sono esplicitamente inclusi nella pianificazione del gestore dei sistemi di trasporto. Inoltre una strategia di sviluppo dei sistemi maggiormente armonizzata aumenterebbe ulteriormente le interconnessioni tra i sistemi dell'energia elettrica e dei gas, compreso l'idrogeno.

Dalla valutazione è emerso che occorre migliorare la concorrenza affinché tutti i vantaggi dell'integrazione del mercato siano trasferiti ai consumatori dell'UE. Inoltre i consumatori non dispongono ancora degli strumenti necessari per partecipare attivamente al mercato. Le disposizioni in materia di tutela dei consumatori contenute nella legislazione esaminata si rivelano solo parzialmente adeguate allo scopo. In particolare, la tutela dei clienti vulnerabili è ancora disomogenea tra gli Stati membri e la povertà energetica continua a essere significativa in tutta l'UE. Coerentemente, nell'ambito problematico IV sono stati individuati tre fattori scatenanti di problemi: i) il potenziale non sfruttato in termini di concorrenza nei mercati al dettaglio; ii) l'insufficiente responsabilizzazione dei clienti in termini di cambio di fornitore, strumenti di confronto dei prezzi, informazioni sulla fatturazione, comunità dell'energia e accesso ai dati; e iii) l'inadeguata tutela dei consumatori, in particolare per i consumatori vulnerabili e in condizioni di povertà energetica.

•Consultazioni dei portatori di interessi

In linea con gli orientamenti per legiferare meglio, la Commissione ha svolto una vasta e inclusiva consultazione dei portatori di interessi sulla base di una strategia di consultazione che comprendeva vari metodi e strumenti. Tale strategia mirava a garantire che fossero presi in considerazione tutti gli elementi di prova pertinenti, compresi i dati relativi ai costi, all'impatto sociale e ai benefici dell'iniziativa. Sono stati utilizzati diversi strumenti di consultazione: una consultazione sulla valutazione d'impatto iniziale (tabella di marcia), una consultazione pubblica online basata su un questionario, una presentazione da parte della Commissione e i riscontri dei portatori di interessi, compreso il Forum dei regolatori per il gas, discussioni con gli Stati membri, con i deputati al Parlamento europeo e con le autorità nazionali di regolazione, nonché discussioni con i portatori di interessi in occasione di un apposito seminario di ampia portata.

La Commissione ha ricevuto 263 risposte alla consultazione pubblica. In generale i rispondenti hanno confermato la necessità di rivedere la direttiva sul gas e il regolamento sul gas per contribuire al conseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione. Inoltre più del 60 % dei rispondenti si aspetta che i cambiamenti tecnologici e normativi necessari per la decarbonizzazione del mercato del gas abbiano il potenziale di creare nuovi posti di lavoro entro il 2030.

Per quanto riguarda lo sviluppo delle infrastrutture e dei mercati dell'idrogeno, la maggioranza dei rispondenti è favorevole all'introduzione di una regolamentazione in una fase precoce per promuovere un mercato e infrastrutture dell'idrogeno ben funzionanti e competitivi. I rispondenti si sono espressi a favore di un quadro legislativo dell'UE che definisca i principi normativi fondamentali e adotti un approccio graduale. Un'ampia maggioranza è favorevole, ad esempio, all'accesso di terzi, a norme relative all'accesso alle condotte, ai terminali per l'importazione e allo stoccaggio dell'idrogeno, nonché alla separazione delle attività della rete. La maggior parte dei rispondenti ha sottolineato l'importanza di definire tempestivamente il ruolo dei privati nello sviluppo delle infrastrutture per l'idrogeno. Un'ampia maggioranza dei rispondenti ritiene inoltre che le reti private esistenti e future possano essere (temporaneamente) esentate da determinati requisiti normativi, ma che occorra garantire la convergenza su un quadro normativo unico. La stragrande maggioranza dei rispondenti ritiene che i diritti e gli obblighi di autorizzazione per le nuove infrastrutture per l'idrogeno dovrebbero essere analoghi a quelli attualmente applicabili alle condotte per il metano.

Per quanto riguarda la promozione dell'accesso di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio al mercato e alle infrastrutture del gas esistenti, i portatori di interessi concordano sulla necessità di rivedere l'attuale quadro normativo per contribuire al conseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione. La maggioranza dei portatori di interessi ritiene importante garantire il pieno accesso al mercato e agevolare l'iniezione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nella rete del gas. Molti rispondenti sono favorevoli all'obbligo per i gestori di rete di collegare i produttori di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e di introdurre una riduzione degli oneri di iniezione. La maggior parte dei rispondenti è favorevole anche al miglioramento del quadro di trasparenza per i terminali GNL. Vi è inoltre un forte sostegno a favore di un'applicazione armonizzata delle norme sulla qualità del gas in tutta l'UE, di un coordinamento transfrontaliero rafforzato e di una maggiore trasparenza. I rispondenti non hanno un parere unanime sulla miscelazione dell'idrogeno, ma la maggioranza è concorde sul fatto che ciò possa rappresentare un primo passo rapido ed efficiente sotto il profilo dei costi, nonostante gli elevati costi tecnici, verso la decarbonizzazione del sistema energetico. Pochi portatori di interessi sostengono l'abolizione delle tariffe transfrontaliere all'interno dell'UE. La maggioranza dei rispondenti ritiene che le sfide in materia di sicurezza specifiche per il gas e le misure di cibersicurezza siano importanti.

Per quanto riguarda la pianificazione di rete integrata, la maggior parte dei portatori di interessi è favorevole ad allineare le tempistiche del piano di sviluppo della rete con il piano decennale di sviluppo della rete, definendo un piano unico per il gas indipendentemente dal modello di separazione scelto. La maggioranza dei rispondenti si è dimostrata ancora più favorevole a uno scenario comune per l'energia elettrica e il gas. Un numero considerevole di portatori di interessi chiede l'inclusione di progetti per l'idrogeno nel piano di sviluppo della rete. La maggior parte dei portatori di interessi concorda sul ruolo dei gestori dei sistemi di distribuzione nel fornire e condividere informazioni, e diversi rispondenti sono favorevoli inoltre al fatto che i gestori dei sistemi di distribuzione presentino un proprio piano che preveda l'ottimizzazione dei sistemi nei diversi settori. I rispondenti hanno inoltre espresso preferenza nei confronti di un piano comune per il gas e l'energia elettrica rispetto a scenari comuni con piani separati. Vari portatori di interessi hanno sottolineato che l'opzione prescelta sarebbe un piano comune per il metano e l'idrogeno, con un piano distinto per l'energia elettrica.

Per quanto riguarda il coinvolgimento e la tutela dei clienti nel mercato al dettaglio del gas verde, la maggioranza dei portatori di interessi si è espressa a favore di disposizioni relative ai cittadini e ai consumatori più ambiziose, tali da rispecchiare quelle del mercato dell'energia elettrica. Inoltre le disposizioni in materia di povertà energetica dovrebbero contribuire a garantire che i consumatori non paghino i costi del passaggio a opzioni basate sul gas pulito. I rappresentanti del settore privato sostengono i piani di eliminazione graduale dei prezzi regolamentati, mentre alcune organizzazioni dei consumatori preferirebbero mantenerli per tutelare i consumatori vulnerabili e in condizioni di povertà energetica. Quasi la metà dei rispondenti chiede un rafforzamento delle disposizioni in materia di comparabilità delle offerte e accessibilità dei dati, trasparenza, sistemi di misurazione intelligenti e passaggio a un altro fornitore. Nessun rispondente ha sostenuto l'approccio non normativo.

•Assunzione e uso di perizie

L'iniziativa proposta e la relativa valutazione d'impatto si basano su elementi di prova tratti dai contributi dei portatori di interessi alle ampie consultazioni condotte al riguardo, nonché sull'esame della letteratura e sulla modellizzazione. L'esame della letteratura comprendeva i risultati di una serie di studi tematici su elementi chiave, quale il ruolo delle infrastrutture, del mercato e della produzione dell'idrogeno e del gas decarbonizzato, che sono stati condotti per la valutazione d'impatto o che hanno a essa contribuito, nonché le valutazioni effettuate in relazione ad altre iniziative pertinenti della Commissione. Nell'analisi sono state prese in considerazione anche conclusioni adottate nel quadro di diversi forum dei portatori di interessi, soprattutto quello sulla regolamentazione del gas (Forum di Madrid) e quello sulla regolamentazione dell'energia elettrica (Forum di Firenze). Sono state prese in considerazione anche le discussioni con gli Stati membri, i deputati al Parlamento europeo, le autorità nazionali di regolazione e l'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (ACER) e le discussioni con altri portatori di interessi.

•Valutazione d'impatto

Conformemente agli orientamenti per legiferare meglio, la Commissione ha realizzato una valutazione d'impatto di diverse opzioni strategiche, sostenuta da una consultazione all'interno della Commissione mediante un gruppo direttivo interservizi.

La valutazione d'impatto è stata presentata al comitato per il controllo normativo e ivi discussa. Il comitato per il controllo normativo ha emesso un parere favorevole con riserva. Le riserve sono state affrontate in particolare prestando attenzione agli aspetti seguenti: i) l'integrazione delle conclusioni della valutazione nella descrizione del problema; ii) la definizione del ruolo dell'iniziativa nell'ambito del quadro di sostegno al pacchetto "Pronti per il 55 %"; iii) la precisazione dello scenario di base dell'impatto delle opzioni strategiche; iv) una maggiore distinzione tra i diversi attori, in particolare tra i produttori e i consumatori di gas naturale e di idrogeno; v) una valutazione del modo in cui l'iniziativa può avere impatti diversi per le PMI rispetto ad altre imprese (di dimensioni maggiori); vi) una migliore presa in considerazione dei pareri discordanti e minoritari in tutta la relazione, anche nella definizione del problema, nell'elaborazione delle opzioni, nell'analisi degli impatti e nella selezione dell'opzione prescelta; vii) una migliore discorsività della relazione; e viii) il completamento delle tabelle relative a costi e benefici nel formato appropriato.

Durante l'attività di valutazione d'impatto è stata presa in considerazione una serie di misure in quattro ambiti problematici al fine di affrontare i problemi individuati e i relativi fattori scatenanti, in modo tale da conseguire gli obiettivi dell'iniziativa: a seguito di una valutazione dell'efficacia, dell'efficienza, della coerenza e della proporzionalità, un pacchetto di opzioni prescelte è stato ritenuto il più adatto a contribuire agli obiettivi fissati.

Ambito problematico I: infrastrutture per l'idrogeno e mercati dell'idrogeno

L'ambito problematico I esamina le opzioni strategiche seguenti: appalto dei diritti per la gestione delle reti dell'idrogeno (opzione 1); introduzione di principi normativi fondamentali ispirati a quelli attualmente applicabili al mercato del gas naturale ma adeguati alla fase di sviluppo dei mercati dell'idrogeno (opzione 2); e istituzione di un regime normativo pienamente sviluppato per l'idrogeno (analogo a quello attualmente applicabile al settore del gas naturale) senza dover passare a un mercato dell'idrogeno più maturo (opzione 3). L'opzione prescelta è quella di introdurre fin dall'inizio principi normativi fondamentali, fornendo nel contempo chiarezza sul (futuro) regime normativo definitivo (opzione 2b "Principi normativi fondamentali con una visione"). Il principale vantaggio di questa opzione è che promuove l'integrazione del mercato, fornisce chiarezza agli investitori e consente di evitare la comparsa di strutture di mercato non competitive nonché i costi degli adeguamenti ex post delle norme una volta che il mercato sarà maturo, ma lascia la flessibilità necessaria per adeguare la regolamentazione alla progressiva espansione del settore dell'idrogeno.

Ambito problematico II: gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nelle infrastrutture e nei mercati del gas esistenti e sicurezza energetica

L'ambito problematico II contiene opzioni che promuovono l'accesso di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio al mercato e alle infrastrutture del gas esistenti. Tutte le opzioni prevedono anche un livello progressivo di intervento per affrontare le preoccupazioni in materia di sicurezza energetica, in particolare estendendo gli strumenti, le norme e le procedure esistenti ai gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, prevedendo una solidarietà effettiva e gestendo i rischi connessi alla cibersicurezza per il settore del gas. L'opzione 3, che consiste nel "consentire e promuovere il pieno accesso al mercato di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio", è l'opzione prescelta per l'ambito problematico II. Tale opzione prevede misure volte a sostenere l'accesso di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio al mercato all'ingrosso, ai terminali GNL e alla rete di trasporto (indipendentemente dal luogo di connessione), compresi sconti tariffari per l'iniezione nella rete e il trasporto transfrontaliero. La qualità del gas sarebbe disciplinata da un approccio armonizzato a livello dell'UE per i punti di interconnessione transfrontalieri, lasciando nel contempo flessibilità agli Stati membri. Il limite massimo consentito per le miscele di idrogeno è fissato al 5 % per tutti i punti transfrontalieri, un livello che è economicamente conveniente in termini di costi di adattamento e di abbattimento.

Consentire e promuovere il pieno accesso al mercato di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio: le misure previste sono coerenti con gli sforzi dell'Unione per la lotta ai cambiamenti climatici e sono necessarie per conseguire gli obiettivi del Green Deal europeo. Il vantaggio principale risiede nel fatto che le misure ridurranno i costi di produzione per i produttori di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e aumenteranno la concorrenza, la liquidità e gli scambi di gas rinnovabili, promuovendo al contempo una riduzione delle emissioni di gas a effetto serra. In tal modo i consumatori e i contribuenti trarranno beneficio, dato che il sostegno potrebbe essere ridotto. L'opzione prescelta ridurrà inoltre i rischi per la sicurezza energetica e consentirà di risparmiare tempo e risorse, ridurrà le incertezze, migliorerà l'efficienza delle misure di emergenza e rafforzerà i requisiti specifici in materia di sicurezza per le società del gas.

Ambito problematico III: pianificazione della rete

L'ambito problematico III esamina le opzioni relative alla pianificazione integrata della rete. L'opzione prescelta per l'ambito problematico III è l'opzione 2, che prevede una "pianificazione nazionale basata su scenari europei". Tale opzione consente una pianificazione nazionale che deve tuttavia essere basata su scenari comuni per il gas e l'energia elettrica, allineata con il piano decennale di sviluppo della rete e collegata al pertinente piano nazionale per l'energia e il clima. L'opzione in esame coinvolge tutti i soggetti interessati (gestori dei sistemi di distribuzione) e consente di individuare i gasdotti che possono essere utilizzati per la riconversione dal metano all'idrogeno a un livello di dettaglio che non sarebbe facilmente raggiungibile a livello europeo.

Definire una pianificazione nazionale basata su scenari europei: il vantaggio fondamentale risiede nel fatto che in tal modo verrà meno il rischio che i gestori dei sistemi di trasporto dell'energia elettrica e del gas pianifichino l'evoluzione dei loro sistemi sulla base di ipotesi incompatibili. Tale opzione consente l'integrazione settoriale e la redazione di un piano di sistema concettuale, conservando al contempo i vantaggi di piani di sviluppo della rete settoriali più dettagliati. Essa garantisce una visione comune dei diversi portatori di interessi, il che implica che la pianificazione della rete tiene conto delle strategie di decarbonizzazione a livello nazionale e dell'UE, riducendo il rischio di potenziali dipendenze o attivi non recuperabili.

Ambito problematico IV: scarso livello di coinvolgimento e tutela dei clienti nel mercato al dettaglio del gas verde

L'ambito problematico IV contiene opzioni che presuppongono un approccio non normativo nel trattare la concorrenza e il coinvolgimento dei consumatori, oppure che richiedono di affrontare i fattori scatenanti dei problemi mediante una nuova legislazione che rispecchi in larga misura quanto già stabilito nel settore dell'energia elettrica. Alla luce dell'analisi l'opzione prescelta è l'opzione 2, che prevede una "legislazione flessibile" che rispecchi la tutela dei consumatori già presente sul mercato dell'energia elettrica e anche le disposizioni in materia di responsabilizzazione. È molto probabile che questa opzione sia la più efficace, efficiente e coerente con gli altri ambiti problematici.

Il vantaggio principale risiede nel fatto che offrirà un notevole potenziale di risparmio e aiuterà nuovi fornitori e prestatori di servizi a entrare nel mercato e a sviluppare prodotti innovativi, con un conseguente aumento della concorrenza, del coinvolgimento dei consumatori e dei vantaggi economici. Tale opzione consentirebbe inoltre ai cittadini e alle comunità di aumentare l'accettazione sociale, mobilitare capitali privati e agevolare la diffusione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio. La riduzione del rischio di investimenti eccessivi avrà un impatto ambientale positivo.

•Efficienza normativa e semplificazione

Le proposte di modifica della legislazione vigente sono concepite in linea con le opzioni strategiche più efficaci sotto il profilo dei costi esaminate nella valutazione d'impatto. Si prevede che alcune delle opzioni prescelte aumenteranno i costi amministrativi, di attuazione e di applicazione per gli organismi di regolamentazione e gli operatori del mercato. Ad esempio, dalle misure proposte potrebbero scaturire maggiori scambi amministrativi tra le autorità nazionali di regolamentazione e gli shipper di gas naturale, maggiori sforzi di coordinamento tra gestori dei sistemi di distribuzione e gestori dei sistemi di trasporto e ulteriori sforzi di regolamentazione e attuazione per gli Stati membri e le autorità nazionali. Tuttavia il quadro modificato dovrebbe comportare anche costi di regolamentazione inferiori e più efficienti.

Inoltre dalla valutazione d'impatto emerge che le misure proposte offrono le opzioni normative più efficaci sotto il profilo dei costi per conseguire l'obiettivo generale dell'iniziativa, segnatamente la definizione di norme per il trasporto, la distribuzione, la fornitura e lo stoccaggio di gas metano e idrogeno che possono sostenere la decarbonizzazione del sistema energetico garantendo nel contempo energia sicura e a prezzi accessibili.

I costi normativi a breve termine che alcune delle misure prescelte comportano devono essere valutati alla luce dei costi e degli sforzi che un'integrazione e una decarbonizzazione tardive del sistema energetico richiederebbero nel lungo periodo. I benefici che le opzioni dovrebbero produrre in termini di sostegno alle fonti rinnovabili, integrazione del sistema energetico, tutela dei consumatori e sicurezza energetica supereranno ampiamente i costi amministrativi e di attuazione immediati.

La proposta contribuisce inoltre a semplificare l'attuale quadro normativo armonizzando le disposizioni relative alle infrastrutture e al mercato del gas con la nuova architettura normativa concepita dal pacchetto Energia pulita per il settore dell'energia elettrica. Si prevede che un maggiore allineamento tra i settori vada a beneficio di molti ambiti normativi, in particolare la responsabilizzazione e la tutela dei consumatori, la governance e la vigilanza normativa. Contributi analoghi sono previsti anche nell'introduzione precoce di un quadro normativo per le infrastrutture e i mercati dell'idrogeno. Sebbene tali norme aumenteranno probabilmente i costi amministrativi e gli oneri normativi immediati per le autorità nazionali e gli operatori del mercato, si prevede che un'armonizzazione precoce dei principi normativi per l'idrogeno ridurrà notevolmente i futuri costi di conformità e consentirà di evitare il rischio di divergenze normative e di costi di attuazione sostanziali.

•Diritti fondamentali

Salvaguardare i valori dell'UE e i diritti fondamentali e la sicurezza dei cittadini in un contesto di energia verde e digitale in via di sviluppo è di fondamentale importanza. Le misure politiche proposte in materia di gestione dei dati sono state elaborate in quest'ottica, con l'obiettivo di garantire un accesso e un uso diffusi delle tecnologie digitali e dei servizi basati sui dati, garantendo nel contempo un elevato livello di diritto alla vita privata e alla protezione dei dati personali, come sancito dagli articoli 7 e 8 della Carta dei diritti fondamentali dell'UE e dal regolamento generale sulla protezione dei dati.

4.INCIDENZA SUL BILANCIO

L'incidenza sul bilancio dell'UE associata alla proposta di cui al presente pacchetto riguarda le risorse umane dell'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (ACER) e della direzione generale (DG) per l'Energia della Commissione europea che sono indicate nella scheda finanziaria legislativa che accompagna la proposta della Commissione di rifusione del [regolamento sul gas]. In sostanza, i nuovi compiti che l'ACER dovrà svolgere, in particolare per quanto riguarda le norme che agevolano lo sviluppo di un settore dell'idrogeno competitivo, ma anche la crescente complessità dei mercati del gas dovuta a una quota crescente di gas diversi dal gas naturale, richiedono la progressiva introduzione nell'ACER di 21 ETP aggiuntivi a partire dal 2023. Per attuare le nuove norme proposte per un settore nuovo e in crescita, per integrare nuovi tipi di gas nel mercato e nelle infrastrutture del gas e per far rispettare le disposizioni rafforzate per i consumatori, anche le risorse umane della DG Energia devono essere integrate con cinque ETP aggiuntivi.

5.ALTRI ELEMENTI

•Piani attuativi e modalità di monitoraggio, valutazione e informazione

Il monitoraggio dei progressi consisterà in un approccio a due livelli di relazioni annuali da parte dell'ACER e una valutazione da parte della Commissione.

L'ACER manterrà il suo mandato di monitoraggio e comunicazione annuale delle prestazioni di mercato nella sua relazione annuale sul monitoraggio del mercato (obbligo di cui al regolamento (CE) n. 715/2009), il cui ambito di applicazione sarà esteso all'idrogeno. Entro un anno dall'adozione delle proposte, la Commissione inviterà l'ACER a rivedere e aggiornare gli attuali indicatori di monitoraggio (con la partecipazione dei portatori di interessi coinvolti) per garantirne la costante pertinenza ai fini del monitoraggio dei progressi compiuti verso il conseguimento degli obiettivi sottesi alle presenti proposte. L'ACER continuerà a basarsi sulle fonti di dati già consolidate utilizzate per la preparazione della relazione sul monitoraggio del mercato, integrate con dati pertinenti sull'idrogeno.

La relazione annuale dell'ACER sostituirà gli obblighi di comunicazione della Commissione che sono ancora in vigore ai sensi della direttiva sul gas. Le proposte dettagliate garantiranno che il monitoraggio dell'ACER sia complementare ad altri esercizi di monitoraggio (in particolare il monitoraggio nell'ambito della governance dell'Unione dell'energia e dell'azione per il clima), evitando sovrapposizioni.

La Commissione effettuerà una valutazione completa dell'impatto delle iniziative proposte, comprese l'efficacia, l'efficienza, la coerenza e la pertinenza costanti delle proposte, entro un determinato termine dall'entrata in vigore delle misure adottate (indicativamente cinque anni). La Commissione riesamina la direttiva e presenta una relazione al Parlamento europeo e al Consiglio entro il 31 dicembre 2030.

•Documenti esplicativi (per le direttive)

A seguito della sentenza della Corte di giustizia dell'Unione europea nella causa Commissione/Belgio (causa C-543/17), gli Stati membri devono corredare la comunicazione delle misure nazionali di attuazione di informazioni sufficientemente chiare e precise, indicando quali disposizioni del diritto nazionale recepiscono quali disposizioni di una direttiva. Tali informazioni devono essere fornite per ciascun obbligo, non solo a livello di articolo. Se ottemperano a tale obbligo, gli Stati membri non sarebbero tenuti, in linea di principio, a trasmettere alla Commissione documenti esplicativi sul recepimento.

Il regolamento sarà attuato direttamente e uniformemente negli Stati membri e pertanto non richiederà alcun documento esplicativo.

•Illustrazione dettagliata delle singole disposizioni della proposta

La proposta di direttiva riveduta si compone di 10 capi, che comprendono 91 articoli.

Capo 1 — Oggetto, ambito di applicazione e definizioni

Questo capo definisce l'oggetto e l'ambito di applicazione delle norme per il trasporto, la distribuzione, la fornitura e lo stoccaggio di gas mediante il sistema del gas naturale, nonché le norme per il trasporto, la fornitura e lo stoccaggio dell'idrogeno mediante il sistema dell'idrogeno. Definisce inoltre i principali termini utilizzati nella proposta di direttiva.

Capo 2 — Norme generali di organizzazione dei mercati

Questo capo stabilisce le norme per garantire mercati del gas competitivi, incentrati sui consumatori, flessibili e non discriminatori. Contiene disposizioni sull'accesso al mercato quali la libera scelta del fornitore, i prezzi di fornitura basati sul mercato, gli obblighi di servizio pubblico, la sostenibilità, la certificazione dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, la promozione della cooperazione regionale e le norme tecniche e procedurali.

Capo 3 — Responsabilizzazione e tutela dei consumatori e mercati al dettaglio

Questo capo prevede in particolare una serie di diritti per il consumatore: approfondisce i diritti contrattuali di base, i diritti e le commissioni di cambio di fornitore, nonché le norme sugli strumenti di confronto, sui clienti attivi e sulle collettività dell'energia. Contiene inoltre disposizioni in materia di fatturazione, misurazione intelligente e convenzionale e gestione dei dati.

Questo capo contiene anche disposizioni sugli sportelli unici, sul diritto alla risoluzione extragiudiziale delle controversie, sui clienti vulnerabili e sui mercati al dettaglio.

Capo 4 — Accesso di terzi alle infrastrutture

Questo capo è suddiviso in tre sezioni dedicate agli aspetti seguenti: accesso alle infrastrutture per il gas naturale, accesso alle infrastrutture per l'idrogeno e rifiuto di accesso e connessione.

Capo 5 — Norme applicabili ai gestori di trasporto, stoccaggio e sistemi del gas naturale

Questo capo illustra i compiti dei gestori dei sistemi di trasporto, di stoccaggio e di GNL, gli obblighi di riservatezza e i poteri decisionali.

Capo 6 — Gestori dei sistemi di distribuzione del gas naturale

Questo capo stabilisce la designazione dei gestori dei sistemi di distribuzione, i loro compiti, i poteri decisionali in materia di connessione dei nuovi impianti di produzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio al sistema di distribuzione, la separazione dei gestori dei sistemi di distribuzione, gli obblighi di riservatezza dei gestori dei sistemi di distribuzione, le disposizioni sui sistemi di distribuzione chiusi e la possibilità di un gestore di un sistema combinato.

Capo 7 — Norme applicabili alle reti riservate all'idrogeno

Questo capo definisce in particolare i compiti dei gestori delle reti, dello stoccaggio e dei terminali dell'idrogeno, le disposizioni sulle reti dell'idrogeno esistenti, sulle reti dell'idrogeno geograficamente limitate, sui sistemi dell'idrogeno chiusi e sugli interconnettori con i paesi terzi, nonché gli obblighi di riservatezza per gli operatori.

Capo 8 — Pianificazione di rete integrata

Questo capo approfondisce lo sviluppo della rete e i poteri di adottare decisioni in materia di investimenti, le comunicazioni sugli sviluppi delle reti dell'idrogeno, nonché il finanziamento di nuove infrastrutture transfrontaliere per l'idrogeno.

Capo 9 — Separazione dei gestori del sistema di trasporto

Questo capo è suddiviso in sei sezioni dedicate agli aspetti seguenti: separazione proprietaria, gestori di sistemi indipendenti, gestori di trasporto indipendenti, separazione dei gestori delle reti riservate all'idrogeno e designazione, certificazione dei gestori dei sistemi di gas naturale e idrogeno e separazione e trasparenza della contabilità.

Capo 10 — Autorità di regolazione

Questo capo è incentrato sulla designazione e l'indipendenza delle autorità di regolazione, sugli obiettivi generali, i compiti e i poteri dell'autorità di regolazione, sulla regolamentazione delle questioni transfrontaliere, sull'osservanza degli orientamenti sui codici di rete e sull'obbligo di conservazione dei dati.

Capo 11 — Disposizioni finali

L'ultimo capo è incentrato sulle disposizioni finali e comprende articoli riguardanti in particolare le misure di salvaguardia, la parità di condizioni, gli accordi tecnici, le deroghe, la procedura di abilitazione, l'esercizio della delega, la procedura del comitato, la relazione, l'abrogazione, il recepimento, l'entrata in vigore, i destinatari.

L'allegato I riguarda i requisiti minimi per la fatturazione e le informazioni di fatturazione.

L'allegato II riguarda la misurazione intelligente del gas naturale.

L'allegato III elenca la data di applicazione e i limiti di recepimento della direttiva abrogata e delle sue modifiche.

L'allegato IV contiene una tavola di concordanza.

La proposta di regolamento riveduto si compone di otto capi, che comprendono 69 articoli.

Capo 1 — Oggetto, ambito di applicazione e definizioni

Questo capo definisce l'oggetto e l'ambito di applicazione delle norme relative agli obiettivi dell'Unione dell'energia, al quadro per il clima e l'energia e ai consumatori. Definisce inoltre i principali termini utilizzati nella proposta di regolamento.

Capo 2 — Regole generali per l'organizzazione dei mercati e l'accesso alle infrastrutture

Questo capo stabilisce i principi generali nonché la separazione delle RAB, i servizi di accesso per i terzi, la valutazione del mercato per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, i principi dei meccanismi di assegnazione della capacità e la procedura di gestione della congestione, lo scambio di diritti di capacità, le regole sul bilanciamento e gli oneri di sbilancio, la certificazione e la cooperazione dei gestori dei sistemi di trasporto.

Capo 3 — Accesso alla rete

Questo capo approfondisce le tariffe per l'accesso alle reti e gli sconti.

Capo 4 — Gestione dei sistemi di trasporto, di stoccaggio, di GNL e dei terminali dell'idrogeno

Questo capo stabilisce le disposizioni relative alla capacità continua per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, al coordinamento transfrontaliero in materia di qualità del gas, alle miscele di idrogeno, alla rete europea di gestori dei sistemi di trasporto del gas, al monitoraggio da parte dell'ACER, alle autorità di regolazione, alle consultazioni, ai costi, alla cooperazione regionale, al piano decennale di sviluppo della rete, agli obblighi di trasparenza e alla registrazione delle informazioni.

Capo 5 — Gestione dei sistemi di distribuzione

Questo capo stabilisce le norme in materia di capacità continua per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, cooperazione tra i gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasporto, obblighi di trasparenza nonché quelle relative all'ente europeo gestori dei sistemi di distribuzione. Comprende procedure e compiti.

Capo 6 — Accesso alle reti riservate all'idrogeno

Questo capo è incentrato sul coordinamento transfrontaliero in materia di qualità dell'idrogeno, sulla rete europea di gestori di rete per l'idrogeno e i relativi compiti, sul piano decennale di sviluppo della rete per l'idrogeno, sui costi e sulla consultazione, sul monitoraggio da parte dell'ACER, sulla cooperazione regionale e sugli obblighi di trasparenza.

Capo 7 — Codici di rete e orientamenti

Questo capo stabilisce le disposizioni per l'adozione dei codici di rete e degli orientamenti, l'istituzione dei codici di rete, le modifiche dei codici di rete, gli orientamenti, il diritto degli Stati membri di prevedere misure più dettagliate, la comunicazione di informazioni e gli obblighi di riservatezza, nonché le sanzioni. Tutte e tre le norme sono adattate all'idrogeno.

Capo 8 — Disposizioni finali

Questo capo è incentrato sulle disposizioni finali e comprende articoli riguardanti in particolare le nuove infrastrutture per il gas naturale e l'idrogeno, la procedura del comitato, le esenzioni, le deroghe, l'esercizio della delega, le modifiche dei regolamenti, la modifica volta a estendere il regolamento sulla sicurezza dell'approvvigionamento di gas ai gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e a includere misure in materia di cibersicurezza, solidarietà e stoccaggio, l'abrogazione e l'entrata in vigore.

L'allegato I contiene orientamenti.

L'allegato II contiene l'allegato IX inserito nel regolamento (UE) 2017/1938.

L'allegato III contiene informazioni sul regolamento abrogato con l'elenco delle modifiche successive.

L'allegato IV contiene una tavola di concordanza.

🡻 715/2009 (adattato)

2021/0424 (COD)

Proposta di

REGOLAMENTO DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO

sui mercati interni del gas rinnovabile e del gas naturale e dell'idrogeno
(rifusione)

IL PARLAMENTO EUROPEO E IL CONSIGLIO DELL'UNIONE EUROPEA,

visto il trattato che istituisce la Comunità europea ⌦ trattato sul funzionamento dell'Unione europea ⌫, in particolare l'articolo 95 ⌦ 194, paragrafo 2 ⌫,

vista la proposta della Commissione europea,

previa trasmissione del progetto di atto legislativo ai parlamenti nazionali,

visto il parere del Comitato economico e sociale europeo 2 ,

visto il parere del Comitato delle regioni 3 ,

deliberando secondo la procedura legislativa ordinaria,

considerando quanto segue:

⇩ nuovo

(1)Il regolamento (UE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio 4 ha subito varie e sostanziali modifiche. Poiché si rendono necessarie nuove modifiche, a fini di chiarezza è opportuno procedere alla sua rifusione.

🡻 715/2009 considerando 1 (adattato)

(2)Il mercato interno del gas naturale, la cui progressiva realizzazione è in atto dal 1999, ha lo scopo di offrire a tutti i consumatori della Comunità ⌦ dell'Unione ⌫, privati o imprese , una reale libertà di scelta, di creare nuove opportunità commerciali e d'intensificare gli scambi transfrontalieri, in modo da conseguire una maggiore efficienza, prezzi competitivi e più elevati livelli di servizio, contribuendo anche alla sicurezza degli approvvigionamenti ed alla sostenibilità.

⇩ nuovo

(3)Il Green Deal europeo e la legge sul clima fissano per l'UE l'obiettivo di diventare climaticamente neutra entro il 2050 in un modo che favorisca la competitività, la crescita e l'occupazione europee. Affinché sia istituito un mercato del gas decarbonizzato che contribuisca alla transizione energetica, sono necessarie quote significativamente più elevate di fonti energetiche rinnovabili in un sistema energetico integrato con una partecipazione attiva dei consumatori in mercati competitivi.

(4)Il presente regolamento mira ad agevolare la penetrazione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nel sistema energetico consentendo l'abbandono graduale del gas fossile e a permettere a questi nuovi gas di svolgere un ruolo di rilievo nel conseguimento degli obiettivi climatici dell'UE per il 2030 e della neutralità climatica nel 2050. Il regolamento mira inoltre a istituire un quadro normativo che consenta e incentivi tutti i partecipanti al mercato a tenere conto del ruolo transitorio del gas fossile nella pianificazione delle loro attività al fine di evitare effetti di lock-in e garantire l'eliminazione graduale e tempestiva del gas fossile, in particolare in tutti i settori industriali pertinenti e a fini di riscaldamento.

(5)La strategia dell'UE per l'idrogeno riconosce che, poiché gli Stati membri dell'UE presentano potenzialità diverse per la produzione di idrogeno rinnovabile, un mercato unionale aperto e competitivo, contraddistinto dall'assenza di barriere al commercio, reca considerevoli vantaggi per la concorrenza, l'accessibilità economica e la sicurezza dell'approvvigionamento. Sottolinea inoltre che il passaggio a un mercato liquido in cui l'idrogeno sia scambiato come una materia prima agevolerebbe l'ingresso di nuovi produttori, rafforzerebbe l'integrazione con altri vettori energetici e invierebbe segnali di prezzo favorevoli per investimenti e decisioni operative. È pertanto opportuno che le norme stabilite nel presente regolamento siano atte a favorire l'affermarsi dei mercati dell'idrogeno, degli scambi di idrogeno come materia prima e dei centri di scambio liquido e che gli Stati membri eliminino eventuali barriere ingiustificate in tal senso. Per il mercato dell'idrogeno è opportuno prendere in considerazione le norme vigenti elaborate per i mercati e gli scambi di energia elettrica e gas che hanno reso possibili operazioni commerciali efficienti, prendendo atto delle differenze intrinseche.

🡻 715/2009 considerando 2

La 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 5 , e il regolamento (CE) n. 1775/2005 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 28 settembre 2005, relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale 6 , hanno fornito un contributo significativo alla realizzazione del mercato interno del gas naturale.

🡻 715/2009 considerando 3

L'esperienza maturata nell'attuazione e nel monitoraggio della prima serie di orientamenti per le buone pratiche adottate dal Forum dei regolatori europei per il gas (il Forum di Madrid) nel 2002 dimostra che, per assicurare la piena applicazione delle norme di cui agli orientamenti in tutti gli Stati membri e fornire a livello pratico una garanzia minima di pari condizioni di accesso al mercato, è necessario provvedere a renderle giuridicamente obbligatorie.

🡻 715/2009 considerando 4

Un secondo gruppo di norme comuni denominate "la seconda serie di orientamenti per le buone pratiche" è stata adottata alla riunione del Forum di Madrid il 24 e 25 settembre 2003 e lo scopo del presente regolamento è quello di stabilire, in base a detti orientamenti, i principi e le norme fondamentali riguardanti l'accesso alla rete e i servizi di accesso per i terzi, la gestione della congestione, la trasparenza, il bilanciamento e lo scambio di diritti di capacità.

🡻 715/2009 considerando 5 (adattato)

(6)⌦ [La proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] ⌫ 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 7 , prevede la possibilità di usufruire di un gestore di un sistema combinato di trasporto e distribuzione. Pertanto, le disposizioni del presente regolamento non richiedono modifiche dell'organizzazione dei sistemi nazionali di trasporto e distribuzione che siano coerenti con le pertinenti disposizioni di tale direttiva.

🡻 715/2009 considerando 6

I gasdotti ad alta pressione che collegano i distributori locali alle reti del gas non usati principalmente nel contesto della distribuzione locale rientrano nell'ambito di applicazione del presente regolamento.

🡻 715/2009 considerando 7

⇨ nuovo

(7)È necessario specificare i criteri con cui vengono determinate le tariffe per l'accesso alla rete, al fine di assicurare che rispettino pienamente il principio di non discriminazione e le esigenze di un mercato interno funzionante correttamente, tengano conto della necessità dell'integrità del sistema e rispecchino i costi effettivi sostenuti, purché tali costi corrispondano a quelli di un gestore di reti efficiente e strutturalmente comparabile e siano trasparenti, includendo un appropriato rendimento degli investimenti ⇨ e consentendo l'integrazione dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio ⇦ , e, se del caso, prendendo in considerazione le analisi comparative delle tariffe effettuate dalle autorità di regolamentazione. ⇨ Le norme sulle tariffe per l'accesso alla rete di cui al presente regolamento sono integrate da ulteriori norme in materia, in particolare nei codici di rete e negli orientamenti adottati sulla base del presente regolamento, nella [proposta di regolamento TEN-E COM(2020) 824 final], nella [proposta di regolamento sul metano COM(2021) xxx], nella direttiva (UE) 2018/2001 e nella [proposta di direttiva sull'efficienza energetica COM(2021) 558 final]. ⇦

⇩ nuovo

(8)In generale, è più efficiente finanziare le infrastrutture con i ricavi ottenuti dagli utenti di tale infrastruttura ed evitare sovvenzioni incrociate. Inoltre, nel caso di attivi regolamentati, tali sovvenzioni incrociate sarebbero incompatibili con il principio generale delle tariffe commisurate ai costi. In casi eccezionali, tali sovvenzioni incrociate potrebbero tuttavia apportare benefici per la società, in particolare nelle prime fasi dello sviluppo della rete, quando la capacità prenotata è bassa rispetto alla capacità tecnica e l'incertezza su quando la futura domanda di capacità si concretizzerà è elevata. Le sovvenzioni incrociate potrebbero pertanto contribuire a determinare tariffe ragionevoli e prevedibili per i primi utenti della rete e a ridurre i rischi degli investimenti per i gestori di rete. Potrebbero quindi contribuire a investimenti a favore del clima che sostengano gli obiettivi dell'Unione in materia di decarbonizzazione. Le sovvenzioni incrociate non dovrebbero essere finanziate dagli utenti della rete di altri Stati membri, né direttamente né indirettamente. È pertanto opportuno riscuotere finanziamenti per le sovvenzioni incrociate solo dai punti di uscita verso i clienti finali all'interno dello stesso Stato membro. Inoltre, poiché le sovvenzioni incrociate sono eccezionali, è opportuno garantire che siano proporzionali, trasparenti, limitate nel tempo e che la loro fissazione sia soggetta a vigilanza regolamentare.

🡻 715/2009 considerando 8

Nel calcolare le tariffe per l'accesso alla rete è importante tenere conto dei costi effettivi sostenuti, purché tali costi corrispondano a quelli di un gestore di reti efficiente e strutturalmente comparabile e siano trasparenti, nonché della necessità di fornire un appropriato rendimento degli investimenti nonché incentivi a costruire nuove infrastrutture, compreso un trattamento normativo speciale per i nuovi investimenti, come previsto dalla direttiva 2009/73/CE. A tale riguardo e, in particolare, se esiste un'effettiva concorrenza tra i gasdotti, sarà pertinente prendere in considerazione le analisi comparative delle tariffe, da parte delle autorità di regolamentazione.

🡻 715/2009 considerando 9 (adattato)

⇨ nuovo

(9)L'uso di procedure basate sul mercato, quali le aste, per determinare le tariffe, deve essere compatibile con le disposizioni previste dalla ⌦ di cui alla proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx ⌫ direttiva 2009/73/CE ⇨ e al regolamento (UE) 2017/459 della Commissione ⇦.

🡻 715/2009 considerando 10 (adattato)

(10)È necessario un numero minimo comune di servizi di accesso per i terzi, per fornire nella pratica uno standard minimo comune di accesso in tutta la Comunità ⌦ l'Unione ⌫, per garantire un'adeguata compatibilità dei servizi di accesso per i terzi e consentire di sfruttare i vantaggi derivanti da un mercato interno del gas naturale funzionante correttamente.

🡻 715/2009 considerando 11 (adattato)

Attualmente sussistono ostacoli alla vendita di gas nella Comunità a condizioni identiche e senza discriminazioni o svantaggi. In particolare, non esiste ancora in tutti gli Stati membri un accesso non discriminatorio alla rete, né un livello di controlli di pari efficacia da parte dei regolatori, e persistono mercati isolati.

⇩ nuovo

(11)Le procedure relative all'accesso di terzi dovrebbero basarsi sui principi stabiliti nel presente regolamento. L'organizzazione di sistemi di entrata-uscita, che consentono la libera assegnazione di gas in base alla capacità continua, è già stata accolta con favore dal 24o Forum di Madrid nell'ottobre 2013. È pertanto opportuno introdurre una definizione di sistema di entrata-uscita e garantire che il livello del sistema di distribuzione sia integrato nella zona di bilanciamento, contribuendo così a creare condizioni di parità per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio collegati al livello del trasporto o della distribuzione. La fissazione delle tariffe dei gestori dei sistemi di distribuzione e l'organizzazione dell'assegnazione della capacità tra il sistema di trasporto e di distribuzione dovrebbero spettare alle autorità di regolazione, sulla base dei principi sanciti dalla [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx].

(12)L'accesso al sistema di entrata-uscita dovrebbe essere generalmente basato sulla capacità continua. I gestori della rete dovrebbero essere tenuti a cooperare in modo da massimizzare l'offerta di capacità continua, che a sua volta consente agli utenti della rete di assegnare liberamente il gas in entrata o in uscita sulla base della capacità continua a qualsiasi punto di entrata o di uscita di uno stesso sistema di entrata-uscita.

(13)La capacità subordinata dovrebbe essere offerta solo quando i gestori di rete non sono in grado di offrire capacità continua. È opportuno che i gestori di rete definiscano le condizioni della capacità subordinata sulla base di vincoli operativi in modo trasparente e chiaro. L'autorità di regolazione dovrebbe garantire che il numero di prodotti della capacità subordinata sia limitato per evitare una frammentazione del mercato e garantire il rispetto del principio di fornire un accesso efficiente ai terzi.

🡻 715/2009 considerando 12

(14)È opportuno raggiungere un livello sufficiente di capacità di interconnessione transfrontaliera nel settore del gas e promuovere l'integrazione del mercato al fine di completare il mercato interno del gas naturale.

🡻 715/2009 considerando 13

La comunicazione della Commissione del 10 gennaio 2007 intitolata "Una politica dell'energia per l'Europa" ha sottolineato quanto sia importante portare a compimento la realizzazione del mercato interno del gas naturale e creare condizioni di concorrenza uniformi per tutte le imprese del settore del gas naturale nella Comunità. Dalle comunicazioni della Commissione del 10 gennaio 2007 intitolate, rispettivamente, "Prospettive del mercato interno del gas e dell'elettricità" e "Indagine ai sensi dell'articolo 17 del regolamento (CE) n. 1/2003 nei settori europei del gas e dell'energia elettrica (relazione finale)" si evince che le norme e le misure in vigore non offrono il necessario quadro normativo per permettere il conseguimento dell'obiettivo di un mercato interno ben funzionante, efficiente e aperto, né prevedono la creazione di capacità di interconnessione a tal fine.

🡻 715/2009 considerando 14

Oltre ad attuare in modo completo il quadro normativo vigente, è opportuno che il quadro normativo del mercato interno del gas naturale di cui al regolamento (CE) n. 1775/2005 sia reso conforme al contenuto delle citate comunicazioni.

🡻 715/2009 considerando 15 (adattato)

⇨ nuovo

(15)In particolare, èÈ necessario rafforzare la cooperazione e il coordinamento tra i gestori dei sistemi di trasporto ⇨ e, ove opportuno, di distribuzione ⇦ per creare codici di rete volti a fornire e gestire un accesso transfrontaliero effettivo e trasparente alle reti di trasporto e per garantire una pianificazione coordinata e sufficientemente lungimirante e un'evoluzione tecnica adeguata del sistema di trasporto ⇨ del gas naturale ⇦ nella Comunità ⌦ nell'Unione ⌫, compresa la creazione di capacità di interconnessione, prestando la necessaria attenzione al rispetto dell'ambiente. I codici di rete dovrebbero essere conformi a orientamenti quadro per loro natura non vincolanti (orientamenti quadro) ed elaborati dall'Agenzia ⌦ dell'Unione europea ⌫ per la cooperazione fra i regolatori dell'energia ⌦ (ACER) ⌫ istituita conformemente aldal regolamento ⌦ (UE) 2019/942 ⌫ (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio 8 9 , del 13 luglio 2009, che istituisce un'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori dell'energia 10 (l'Agenzia). ⌦ L'ACER ⌫ L'Agenzia dovrebbe svolgere un ruolo nel riesame, sulla base di dati di fatto, dei progetti di codici di rete, compresa la loro conformità alle direttive quadro, e dovrebbe esserle consentito di raccomandare l'adozione di tali codici da parte della Commissione. ⌦ L'ACER ⌫ L'Agenzia dovrebbe valutare le modifiche proposte ai codici di rete e dovrebbe esserle consentito di raccomandare l'adozione di tali codici da parte della Commissione. I gestori dei sistemi di trasporto dovrebbero gestire le proprie reti conformemente a tali codici di rete.

🡻 715/2009 considerando16 (adattato)

(16)Ai fini di una gestione ottimale della rete di trasporto del gas nella Comunità ⌦ nell'Unione ⌫, è opportuno ⌦ prevedere ⌫ creare una Rete europea di gestori di sistemi di trasmissione del gas (⌦ l'ENTSOG ⌫ la REGST del gas). I compiti ⌦ dell'ENTSOG ⌫ della REGST del gas dovrebbero essere eseguiti nel rispetto delle norme comunitarie ⌦ dell'Unione ⌫ in materia di concorrenza , che dovrebbero rimanere applicabili alle decisioni ⌦ dell'ENTSOG ⌫ della REGST del gas. I compiti ⌦ dell'ENTSOG ⌫ della REGST del gas dovrebbero essere chiaramente definiti e i suoi metodi di lavoro dovrebbero garantire efficienza, trasparenza e rappresentatività ⌦ dell'ENTSOG ⌫ della REGST del gas. I codici di rete elaborati ⌦ dall'ENTSOG ⌫ dalla REGST del gas non intendono sostituirsi ai necessari codici di rete nazionali per gli aspetti non transfrontalieri. Considerato che agire a livello regionale permette migliori progressi, i gestori dei sistemi di trasmissione dovrebbero porre in essere strutture regionali nell'ambito della struttura di cooperazione generale, assicurando nel contempo che i risultati a livello regionale siano conformi ai codici di rete e ai piani decennali non vincolanti di sviluppo delle reti a livello ⌦ unionale ⌫ comunitario. La cooperazione nell'ambito di dette strutture regionali presuppone un'effettiva separazione tra le attività di rete e le attività di produzione e di fornitura. In mancanza di tale separazione, la cooperazione regionale tra i gestori dei sistemi di trasmissione sarebbe esposta al rischio di comportamenti anticoncorrenziali. Gli Stati membri dovrebbero promuovere la cooperazione e controllare l'efficacia delle operazioni di rete a livello regionale. La cooperazione a livello regionale dovrebbe essere compatibile con i progressi verso un mercato interno del ⌦ dei ⌫ gas competitivo ed efficiente.

🡻 715/2009 considerando 17 (nuovo)

Tutti gli operatori del mercato hanno un interesse nel lavoro che dovrà essere svolto dalla REGST del gas. Una consultazione effettiva risulta pertanto di fondamentale importanza e un ruolo importante dovrebbe essere svolto dalle strutture esistenti create per facilitare e razionalizzare il processo consultivo, quali l'Associazione europea per la razionalizzazione degli scambi di energia, i regolatori nazionali o l'Agenzia.

🡻 715/2009 considerando 18 (adattato)

⇨ nuovo

(17)Onde assicurare una maggiore trasparenza per quanto riguarda lo sviluppo della rete di trasporto del gas nella Comunità ⌦ nell'Unione ⌫, ⌦ l'ENTSOG ⌫ la REGST del gas dovrebbe elaborare, pubblicare e aggiornare regolarmente un piano decennale non vincolante di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ dell'Unione ⌫ ⇨ sulla base di uno scenario comune e del modello interconnesso ⇦ (piano di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ unionale ⌫). È opportuno che detto piano di sviluppo della rete includa reti di trasporto del gas sostenibili e le necessarie interconnessioni regionali, rilevanti sotto il profilo commerciale o della sicurezza dell'approvvigionamento.

🡻 715/2009 considerando 19

⇨ nuovo

(18)Per aumentare la concorrenza mediante la creazione di mercati all'ingrosso del gas liquidi, è indispensabile che gli scambi possano essere negoziati indipendentemente dalla localizzazione del gas nella rete. Ciò può essere conseguito soltanto garantendo agli utenti della rete la libertà di prenotare la capacità d'entrata e d'uscita in modo indipendente, affinché si possa organizzare il trasporto del gas per zone piuttosto che sotto forma di flussi contrattuali. ⇨ Per garantire la libertà di prenotare la capacità in modo indipendente ai punti di entrata e di uscita, è pertanto opportuno che le tariffe fissate per un punto di entrata non siano correlate alle tariffe fissate per un punto di uscita ma siano invece fissate separatamente per tali punti; la tariffa non dovrebbe mettere insieme, in un unico prezzo, il costo di entrata e di uscita. ⇦ In occasione del 6° Forum di Madrid del 30 e 31 ottobre 2002, la maggioranza delle parti interessate aveva già espresso preferenza per un sistema di entrate-uscite al fine di favorire lo sviluppo della concorrenza. Le tariffe non dovrebbero dipendere dall'itinerario di trasporto. La tariffa fissata per uno o più punti d'entrata non dovrebbe pertanto essere correlata alla tariffa fissata per uno o più punti d'uscita, e viceversa.

⇩ nuovo

(19)Sebbene il regolamento (UE) n. 312/2014 della Commissione che istituisce un codice di rete relativo al bilanciamento del gas nelle reti di trasporto preveda norme per la definizione di norme tecniche che istituiscono un regime di bilanciamento, esso lascia varie scelte di progettazione per ciascun regime di bilanciamento applicato in uno specifico sistema di entrata-uscita. La combinazione delle scelte effettuate ha portato a uno specifico regime di bilanciamento applicabile in uno specifico sistema di entrata-uscita, che attualmente rispecchia principalmente i territori degli Stati membri.

(20)Gli utenti della rete hanno la responsabilità di bilanciare le loro immissioni con i loro prelievi con le piattaforme di scambio istituite per facilitare meglio gli scambi di gas tra gli utenti della rete. Al fine di integrare meglio i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nel sistema di entrata-uscita, la zona di bilanciamento dovrebbe comprendere anche il livello del sistema di distribuzione. Il punto di scambio virtuale dovrebbe essere utilizzato per scambiare gas tra i conti di bilanciamento degli utenti della rete.

🡻 715/2009 considerando 20 (adattato)

(21)I riferimenti ai contratti di trasporto armonizzati nel contesto dell'accesso non discriminatorio alla rete di gestori dei sistemi di ⌦ trasporto ⌫ trasmissione non significano che i termini e le condizioni dei contratti di trasporto di un particolare gestore di sistema in uno Stato membro devono essere gli stessi di quelli di un altro gestore del sistema di trasporto in detto Stato membro o in un altro Stato membro, salvo che siano fissati requisiti minimi che tutti i contratti di trasporto devono soddisfare.

🡻 715/2009 considerando 21

Nelle reti del gas esiste una pesante congestione contrattuale. Di conseguenza, i principi di gestione della congestione e di assegnazione delle capacità nel caso di nuovi contratti o di contratti recentemente negoziati si basano sulla liberazione delle capacità non usate, permettendo agli utenti della rete di subaffittare o rivendere le loro capacità contrattuali, e sull'obbligo imposto ai gestori del sistema di trasporto di offrire la capacità non usata sul mercato, almeno su una base "day-ahead" e come capacità interrompibile. Tenuto conto dell'ampia proporzione di contratti in vigore e della necessità di creare condizioni di concorrenza veramente uniformi tra gli utenti di capacità nuove ed esistenti, è opportuno applicare questi principi all'intera capacità contrattuale, compresi i contratti esistenti.

🡻 715/2009 considerando 22

Benché attualmente nella Comunità la congestione fisica delle reti rappresenti solo raramente un problema, la situazione può cambiare in futuro. È quindi importante stabilire il principio fondamentale dell'assegnazione di capacità congestionata in simili circostanze.

🡻 715/2009 considerando 23

Il monitoraggio del mercato effettuato negli ultimi anni dalle autorità nazionali di regolamentazione e dalla Commissione ha dimostrato che le esistenti norme sulla trasparenza dell'accesso all'infrastruttura sono insufficienti per garantire un mercato interno autentico, ben funzionante, aperto ed efficiente nel settore del gas.

🡻 715/2009 considerando 24

(22)Un accesso equo alle informazioni sullo stato fisico e sull'efficienza del sistema è necessario per permettere a tutti gli operatori del mercato di valutare la situazione globale dell'offerta e della domanda e individuare le cause delle fluttuazioni dei prezzi all'ingrosso. Ciò include informazioni più precise sull'offerta e la domanda, la capacità della rete, i flussi e la manutenzione, il bilanciamento e la disponibilità e l'utilizzo dello stoccaggio. Vista l'importanza che presentano queste informazioni per il funzionamento del mercato, è necessario ridurre le attuali restrizioni di pubblicazione imposte per ragioni di riservatezza.

🡻 715/2009 considerando 25

(23)I requisiti di riservatezza per le informazioni commercialmente sensibili sono tuttavia particolarmente importanti se si tratta di dati di natura strategica per l'impresa dal punto di vista commerciale, se per un impianto di stoccaggio vi è solo un utente unico o se si tratta di dati riguardanti punti d'uscita all'interno di un sistema o sotto-sistema non connessi ad un altro sistema di trasporto o di distribuzione ma ad un unico cliente finale industriale, qualora la divulgazione di tali dati riveli informazioni riservate riguardo al processo produttivo di tale cliente.

🡻 715/2009 considerando 26

(24)Per rafforzare la fiducia nel mercato, gli operatori devono essere certi che i responsabili di comportamenti abusivi possano essere soggetti a sanzioni effettive, proporzionate e dissuasive. Alle autorità competenti dovrebbe essere conferita la facoltà di indagare efficacemente sulle denunce di abuso di mercato. A tal fine, è opportuno concedere alle autorità competenti l'accesso ai dati che forniscono informazioni sulle decisioni operative adottate dalle imprese di fornitura. Nel mercato del gas tutte queste decisioni sono comunicate ai gestori dei sistemi sotto forma di prenotazioni di capacità, di programmi di trasporto e di flussi realizzati. I gestori dei sistemi dovrebbero tenere le relative informazioni a disposizione e facilmente accessibili per le autorità competenti per un periodo determinato. Le autorità competenti dovrebbero inoltre verificare regolarmente l'osservanza delle norme da parte dei gestori dei sistemi di trasporto.

🡻 715/2009 considerando 27

⇨ nuovo

(25)L'accesso agli impianti di stoccaggio del gas ⇨ naturale ⇦ e agli impianti di gas naturale liquefatto (GNL) è insufficiente in alcuni Stati membri ed è necessario pertanto migliorare l'attuazione delle norme vigenti ⇨ , anche nel settore della trasparenza. Tale miglioramento dovrebbe tenere conto del potenziale e della diffusione dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio per tali impianti nel mercato interno. ⇦ Il monitoraggio effettuato dal Gruppo dei regolatori europei per il gas e l'elettricità ha evidenziato che gli orientamenti su base volontaria in materia di buone pratiche relative all'accesso dei terzi alla rete per i gestori dei sistemi di stoccaggio, adottati da tutte le parti interessate nell'ambito del Forum di Madrid, non sono sufficientemente applicati e devono, di conseguenza, essere resi vincolanti.

🡻 715/2009 considerando 28 (adattato)

⇨ nuovo

(26)I ⌦ regimi ⌫ sistemi di bilanciamento per il gas ⇨ naturale ⇦ non discriminatori e trasparenti, gestiti dai gestori dei sistemi di trasporto, sono strumenti importanti, soprattutto per i nuovi operatori che possono incontrare maggiori difficoltà a bilanciare il loro portafoglio generale di vendite rispetto alle società già operanti in un determinato mercato. È quindi necessario fissare norme che assicurino che i gestori dei sistemi di trasporto usino questi strumenti in modo compatibile con condizioni di accesso alla rete non discriminatorie, trasparenti ed efficaci.

🡻 715/2009 considerando 29

Lo scambio di diritti primari di capacità è importante per sviluppare un mercato concorrenziale e creare liquidità. Il presente regolamento dovrebbe pertanto stabilire le regole fondamentali relative a tale scambio.

🡻 715/2009 considerando 30

⇨ nuovo

(27)Le autorità nazionali di regolazione dovrebbero garantire l'osservanza delle regole contenute ⇨ nei codici di rete e ⇦ nel presente regolamento nonché e degli orientamenti adottati sulla base dello stesso.

🡻 715/2009 considerando 31 (adattato)

⇨ nuovo

(28)Negli orientamenti allegati al presente regolamento sono definite ⌦ più ⌫ nel dettaglio regole specifiche di applicazione, sulla base della seconda serie di orientamenti per le buone pratiche. Ove opportuno, queste norme saranno ⇨ dovrebbero essere ⇦ sviluppate nel corso del tempo, tenendo conto delle differenze dei sistemi nazionali nel settore del gas ⇨ e della loro evoluzione ⇦.

🡻 715/2009 considerando 32

(29)Nel proporre di modificare gli orientamenti allegati al presente regolamento, la Commissione dovrebbe provvedere ad una consultazione preliminare di tutte le parti interessate dagli orientamenti stessi, rappresentate dalle organizzazioni professionali, e degli Stati membri, nell'ambito del Forum di Madrid.

🡻 715/2009 considerando 33

(30)Gli Stati membri e le autorità nazionali competenti dovrebbero essere tenuti a fornire le informazioni pertinenti alla Commissione, che dovrebbe trattarle in modo confidenziale.

🡻 715/2009 considerando 34 (adattato)

⇨ nuovo

(31)Il presente regolamento, e gli orientamenti adottati conformemente ad esso ⇨ e i codici di rete ⇦ non incidono sull'applicazione della normativa comunitaria ⌦ dell'Unione ⌫ in materia di concorrenza.

🡻 715/2009 considerando 35 (nuovo)

11 Le misure necessarie per l'attuazione del presente regolamento dovrebbero essere adottate secondo la decisione 1999/468/CE del Consiglio, del 28 giugno 1999, recante modalità per l'esercizio delle competenze di esecuzione conferite alla Commissione.

🡻 715/2009 considerando 36 (nuovo)

In particolare, la Commissione dovrebbe avere il potere di stabilire o adottare gli orientamenti necessari intesi a garantire il livello di armonizzazione minimo richiesto per raggiungere gli obiettivi del presente regolamento. Tali misure di portata generale, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento, anche completandolo con nuovi elementi non essenziali, devono essere adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all'articolo 5 bis della decisione 1999/468/CE.

⇩ nuovo

(32)Gli Stati membri e le parti contraenti della Comunità dell'energia dovrebbero cooperare strettamente su tutte le questioni riguardanti lo sviluppo di una regione di scambi di gas integrata e non dovrebbero adottare misure che compromettano l'ulteriore integrazione dei mercati del gas naturale o la sicurezza dell'approvvigionamento degli Stati membri e delle parti contraenti.

(33)I gestori dei sistemi di trasporto potrebbero essere autorizzati a prenotare lo stoccaggio di gas naturale esclusivamente per l'esercizio delle loro funzioni e ai fini della sicurezza dell'approvvigionamento. Il riempimento di tali riserve strategiche potrebbe essere effettuato mediante acquisti in comune utilizzando la piattaforma di scambio di cui all'articolo 10 del regolamento (UE) n. 312/2014 della Commissione, fatte salve le norme dell'Unione in materia di concorrenza. Il prelievo del gas naturale dovrebbe essere possibile solo per i gestori dei sistemi di trasporto per l'esercizio delle loro funzioni o nel caso di una situazione di emergenza dichiarata, come indicato all'articolo 11, paragrafo 1, di detto regolamento, al fine di non interferire con il regolare funzionamento del mercato.

(34)In caso di integrazione dei mercati regionali, i gestori dei sistemi di trasporto e le autorità di regolazione pertinenti dovrebbero affrontare le questioni che hanno un impatto transfrontaliero quali strutture tariffarie, regime di bilanciamento, capacità nei punti transfrontalieri rimanenti, piani di investimento e adempimento dei compiti dei gestori dei sistemi di trasporto e delle autorità di regolazione.

(35)La transizione energetica e la continua integrazione del mercato del gas richiederanno maggiore trasparenza sui ricavi consentiti o previsti del gestore del sistema di trasporto. Una serie di decisioni relative alle reti del gas naturale si baseranno su tali informazioni. Ad esempio, il trasferimento di attivi di trasporto da una rete del gas naturale a una rete dell'idrogeno o l'attuazione di un meccanismo di compensazione tra gestori di sistemi di trasporto richiedono una maggiore trasparenza rispetto a quella attuale. Inoltre le valutazioni dell'evoluzione tariffaria a lungo termine richiedono chiarezza sia sulla domanda di gas naturale che sulle proiezioni dei costi. Queste ultime dovrebbero essere rese possibili dalla trasparenza dei ricavi consentiti. In particolare le autorità di regolazione dovrebbero fornire informazioni sulla metodologia utilizzata per calcolare i ricavi dei gestori dei sistemi di trasporto, sul valore della loro regulatory asset base (RAB, capitale netto investito a fini regolatori) e il suo ammortamento nel tempo, sul valore delle spese operative, sul costo del capitale applicato ai gestori dei sistemi di trasporto e sugli incentivi e i premi applicati.

(36)Le spese dei gestori dei sistemi di trasporto sono prevalentemente costi fissi. Il loro modello aziendale e gli attuali quadri normativi nazionali si basano sul presupposto di un utilizzo a lungo termine delle loro reti che comporta lunghi periodi di ammortamento (30-60 anni). Nel contesto della transizione energetica, le autorità di regolazione dovrebbero pertanto essere in grado di anticipare la diminuzione della domanda di gas per modificare le disposizioni regolamentari tempestivamente e scongiurare situazioni in cui il recupero dei costi dei gestori dei sistemi di trasporto attraverso le tariffe minaccia l'accessibilità economica per i consumatori a causa della crescita del rapporto tra costi fissi e domanda di gas. Se necessario, il profilo di ammortamento o la remunerazione degli attivi di trasporto potrebbero, ad esempio, essere modificati.

(37)È opportuno aumentare la trasparenza sui ricavi consentiti o previsti dei gestori dei sistemi di trasporto per consentire l'analisi comparativa e una valutazione da parte degli utenti della rete. Una maggiore trasparenza dovrebbe inoltre agevolare la cooperazione transfrontaliera e l'istituzione di meccanismi di compensazione tra gestori di sistemi di trasmissione per l'integrazione regionale o per l'applicazione di sconti tariffari per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, come stabilito nel presente regolamento.

(38)Al fine di sfruttare i siti più economici per la produzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, gli utenti della rete dovrebbero beneficiare di sconti sulle tariffe di trasporto basate sulla capacità. Questi dovrebbero includere uno sconto per l'immissione da impianti di produzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, uno sconto per le tariffe ai punti di entrata e di uscita degli impianti di stoccaggio e uno sconto sulle tariffe transfrontaliere e ai punti di entrata dagli impianti di GNL. In caso di variazione del valore degli sconti non transfrontalieri, l'autorità di regolazione deve bilanciare l'interesse tra gli utenti delle reti e i gestori delle rete, tenendo conto di quadri finanziari stabili specificamente per gli investimenti esistenti, in particolare per gli impianti di produzione di gas rinnovabili. Ove possibile, è opportuno che gli indicatori o le condizioni per modificare lo sconto siano forniti, con un congruo anticipo, prima di un'eventuale decisione di modifica dello stesso. Lo sconto non dovrebbe incidere sulla metodologia generale di fissazione delle tariffe, ma dovrebbe essere fornito ex post sulla tariffa pertinente. Per beneficiare dello sconto, gli utenti della rete dovrebbero presentare al gestore del sistema di trasporto le informazioni richieste sulla base di un certificato che sarebbe collegato alla banca dati dell'Unione.

(39)Le riduzioni dei ricavi derivanti dall'applicazione degli sconti sono trattate come riduzioni generali dei ricavi, ad esempio dalla riduzione delle vendite di capacità, e devono essere recuperate tempestivamente attraverso le tariffe, ad esempio aumentando le tariffe specifiche conformemente alle norme generali di cui all'articolo 15 del presente regolamento. Alla Commissione dovrebbe essere conferito il potere di modificare i livelli di sconto mediante atti delegati per attenuare gli squilibri strutturali dei ricavi dei gestori dei sistemi di trasporto.

(40)Per aumentare l'efficienza nelle reti di distribuzione del gas naturale nell'Unione e assicurare una stretta cooperazione con i gestori dei sistemi di trasporto e con l'ENTSOG, è necessario prevedere un ente dei gestori dei sistemi di distribuzione nell'Unione ("EU DSO") che includa anche i gestori dei sistemi di distribuzione del gas naturale. I compiti dell'EU DSO dovrebbero essere chiaramente definiti e i metodi di lavoro dovrebbero garantire efficienza, trasparenza e rappresentatività tra i gestori dei sistemi di distribuzione dell'Unione. L'EU DSO dovrebbe cooperare strettamente con l'ENTSOG nella preparazione e applicazione dei codici di rete, ove opportuno, e dovrebbe adoperarsi per fornire orientamenti sull'integrazione tra l'altro della generazione distribuita o di altri settori connessi alla gestione delle reti di distribuzione.

(41)I gestori dei sistemi di distribuzione hanno un ruolo importante da svolgere per quanto riguarda l'integrazione dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nel sistema, in quanto ad esempio circa metà della capacità di produzione di biometano è collegata alla rete di distribuzione. Al fine di agevolare la partecipazione di tali gas al mercato all'ingrosso, gli impianti di produzione collegati alla rete di distribuzione in tutti gli Stati membri dovrebbero avere accesso al punto di scambio virtuale. Inoltre, conformemente alle disposizioni del presente regolamento, i gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasporto dovrebbero collaborare per consentire l'inversione dei flussi dalla rete di distribuzione a quella di trasporto o per garantire l'integrazione del sistema di distribuzione mediante mezzi alternativi, di effetto equivalente, per facilitare l'integrazione dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nel mercato.

(42)L'integrazione di volumi crescenti di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nel sistema europeo del gas naturale cambierà la qualità del gas naturale trasportato e consumato in Europa. Per garantire un flusso transfrontaliero di gas naturale senza ostacoli, mantenere l'interoperabilità dei mercati e consentire l'integrazione del mercato, è necessario aumentare la trasparenza sulla qualità del gas e sui costi della sua gestione, prevedere un approccio armonizzato ai ruoli e alle responsabilità delle autorità di regolazione e dei gestori dei sistemi e rafforzare il coordinamento transfrontaliero. Pur garantendo un approccio armonizzato alla qualità del gas per i punti di interconnessione transfrontalieri, è opportuno mantenere la flessibilità degli Stati membri per quanto riguarda l'applicazione delle norme di qualità del gas nei rispettivi sistemi nazionali del gas naturale.

(43)La miscelazione dell'idrogeno nel sistema del gas naturale è meno efficiente rispetto all'utilizzo dell'idrogeno nella sua forma pura e riduce il valore dell'idrogeno. Incide inoltre sulla gestione dell'infrastruttura del gas, sulle applicazioni per gli utenti finali e sull'interoperabilità dei sistemi transfrontalieri. È opportuno che gli Stati membri possano continuare a decidere se miscelare idrogeno nei rispettivi sistemi nazionali del gas naturale. Al tempo stesso, un approccio armonizzato alla miscelazione dell'idrogeno nel sistema del gas naturale sotto forma di un massimale consentito a livello di Unione nei punti di interconnessione transfrontalieri tra Stati membri, in cui i gestori dei sistemi di trasporto sono tenuti ad accettare il gas naturale con un livello di idrogeno miscelato al di sotto di tale soglia, limiterebbe il rischio di segmentazione del mercato. I sistemi di trasmissione adiacenti dovrebbero rimanere liberi di concordare livelli più elevati di miscelazione dell'idrogeno per i punti di interconnessione transfrontalieri.

(44)Un processo consolidato di coordinamento e di risoluzione delle controversie a livello transfrontaliero tra i gestori dei sistemi di trasporto in materia di qualità del gas, anche per quanto riguarda le miscele di biometano e idrogeno, è essenziale per facilitare un trasporto efficiente del gas naturale attraverso i sistemi del gas naturale all'interno dell'Unione e procedere in tal modo verso un'integrazione più forte del mercato interno. Maggiori obblighi di trasparenza per quanto riguarda i parametri di qualità del gas, compresi il potere calorifico superiore, l'indice di Wobbe e il tenore di ossigeno nonché le miscele di idrogeno e il loro sviluppo nel tempo, unitamente agli obblighi di monitoraggio e comunicazione, dovrebbero contribuire al buon funzionamento di un mercato interno del gas naturale aperto ed efficiente.

(45)Al fine di modificare elementi non essenziali del presente regolamento e di integrare il presente regolamento per quanto riguarda elementi non essenziali di determinati settori specifici che sono fondamentali per l'integrazione del mercato, è opportuno delegare alla Commissione il potere di adottare atti conformemente all'articolo 290 del trattato sul funzionamento dell'Unione europea. È di particolare importanza che durante i lavori preparatori la Commissione svolga adeguate consultazioni, anche a livello di esperti, nel rispetto dei principi stabiliti nell'accordo interistituzionale "Legiferare meglio" del 13 aprile 2016 12 . In particolare, al fine di garantire la parità di partecipazione alla preparazione degli atti delegati, il Parlamento europeo e il Consiglio dovrebbero ricevere tutti i documenti contemporaneamente agli esperti degli Stati membri, e i loro esperti dovrebbero avere sistematicamente accesso alle riunioni dei gruppi di esperti della Commissione incaricati della preparazione di tali atti delegati.

(46)Il regolamento (UE) 2015/703 della Commissione 13 stabilisce norme in materia di interoperabilità e scambio di dati per il sistema del gas naturale, in particolare per quanto riguarda gli accordi di interconnessione, comprese le norme per il controllo del flusso, i principi di misurazione dei quantitativi e della qualità del gas, le norme per il processo di abbinamento e l'assegnazione dei quantitativi di gas, le procedure di comunicazione in caso di eventi eccezionali; serie comune di unità, qualità del gas, comprese norme sulla gestione delle restrizioni allo scambio transfrontaliero dovute a differenze nella qualità del gas e a differenze nelle pratiche di odorizzazione, controllo della qualità del gas a breve e lungo termine e comunicazione delle informazioni; scambio dei dati e comunicazione sulla qualità del gas; trasparenza, comunicazione, informazione e cooperazione tra i partecipanti al mercato interessati.

(47)Per garantire una gestione ottimale della rete dell'idrogeno dell'Unione e permettere gli scambi e l'approvvigionamento transfrontalieri di idrogeno nell'Unione, è opportuno istituire la Rete europea dei gestori di rete per l'idrogeno (ENNOH). I compiti dell'ENNOH dovrebbero essere svolti nel rispetto delle norme dell'Unione in materia di concorrenza. I compiti dell'ENNOH dovrebbero essere chiaramente definiti e i suoi metodi di lavoro dovrebbero garantirgli efficienza, trasparenza e rappresentatività. I codici di rete elaborati dall'ENNOH non dovrebbero sostituirsi ai necessari codici di rete nazionali per gli aspetti non transfrontalieri.

(48)Fino all'istituzione dell'ENNOH, dovrebbe essere istituita una piattaforma temporanea sotto la guida della Commissione, con la partecipazione dell'ACER e di tutti i partecipanti al mercato interessati, tra cui l'ENTSOG, l'ENTSO-E e l'EU DSO. Tale piattaforma dovrebbe sostenere i primi lavori per individuare e trattare le questioni rilevanti per la creazione di reti e mercati dell'idrogeno senza poteri decisionali formali. La piattaforma dovrebbe essere sciolta una volta istituito l'ENNOH. Fino all'istituzione dell'ENNOH, l'ENTSOG sarà responsabile dell'elaborazione di piani di sviluppo della rete a livello di Unione, comprese le reti dell'idrogeno.

(49)Onde assicurare trasparenza per quanto riguarda lo sviluppo della rete dell'idrogeno nell'Unione, l'ENNOH dovrebbe definire, pubblicare e aggiornare regolarmente un piano decennale non vincolante di sviluppo della rete dell'idrogeno a livello unionale modellato sulle esigenze dei mercati dell'idrogeno in via di sviluppo. È opportuno che detto piano di sviluppo della rete includa reti di trasporto dell'idrogeno sostenibili e le necessarie interconnessioni, rilevanti sotto il profilo commerciale. L'ENNOH dovrebbe partecipare allo sviluppo dell'analisi costi-benefici dell'intero sistema energetico — compreso il modello interconnesso di mercato e di rete dell'energia, riguardante le infrastrutture di trasmissione dell'energia elettrica e di trasporto del gas e dell'idrogeno, oltre a quelle per lo stoccaggio, il GNL e gli elettrolizzatori —, degli scenari per i piani decennali di sviluppo della rete e della relazione sull'individuazione dei divari infrastrutturali di cui agli articoli 11, 12 e 13 del [regolamento TEN-E proposto in COM(2020) 824 final] per l'elaborazione degli elenchi di progetti di interesse comune. A tal fine, l'ENNOH dovrebbe cooperare strettamente con l'ENTSO-E e l'ENTSOG per facilitare l'integrazione del sistema. L'ENNOH dovrebbe svolgere tali compiti per la prima volta per l'elaborazione dell'ottavo elenco di progetti di interesse comune, purché sia operativo e in grado di apportare il contributo necessario al piano decennale di sviluppo della rete entro il 2026.

(50)Tutti gli operatori del mercato hanno un interesse nel lavoro che dovrà essere svolto dall'ENNOH. È pertanto essenziale un processo di consultazione efficace. In generale l'ENNOH dovrebbe cercare, sviluppare e integrare nel suo lavoro l'esperienza nella pianificazione, nello sviluppo e nella gestione delle infrastrutture, in collaborazione con altri operatori del mercato pertinenti e le loro associazioni.

(51)Considerato che agire a livello regionale permette migliori progressi, i gestori delle reti dell'idrogeno dovrebbero porre in essere strutture regionali nell'ambito della struttura di cooperazione generale, assicurando nel contempo che i risultati a livello regionale siano conformi ai codici di rete e ai piani decennali non vincolanti di sviluppo delle reti a livello di Unione. Gli Stati membri dovrebbero promuovere la cooperazione e controllare l'efficacia della rete a livello regionale.

(52)Sono necessari obblighi di trasparenza per far sì che tra i partecipanti al mercato si possa diffondere fiducia nei mercati dell'idrogeno emergenti nell'Unione. Un accesso equo alle informazioni sullo stato fisico e sul funzionamento del sistema dell'idrogeno è necessario per permettere a tutti i partecipanti al mercato di valutare la situazione globale dell'offerta e della domanda e individuare le cause dell'evoluzione dei prezzi di mercato. Le informazioni sono sempre diffuse in modo logico, facilmente accessibile e non discriminatorio.

(53)L'ENNOH istituirà una piattaforma web centrale per mettere a disposizione tutti i dati rilevanti affinché gli operatori di mercato ottengano un accesso effettivo alla rete.

(54)Le condizioni di accesso alle reti dell'idrogeno nella fase iniziale di sviluppo del mercato dovrebbero garantire agli utenti della rete un funzionamento efficiente, non discriminazione e trasparenza, mantenendo nel contempo un livello sufficiente di flessibilità per gli operatori. La limitazione della durata massima dei contratti di capacità dovrebbe ridurre il rischio di congestione contrattuale e di accumulo di capacità.

(55)È opportuno stabilire le condizioni generali per concedere a terzi l'accesso agli impianti di stoccaggio dell'idrogeno e ai terminali dell'idrogeno, al fine di garantire agli utenti della rete un accesso non discriminatorio e trasparenza.

(56)I gestori della rete dell'idrogeno dovrebbero cooperare per creare codici di rete volti a fornire e gestire un accesso transfrontaliero effettivo e trasparente alle reti di trasporto e per garantire una pianificazione coordinata della rete nell'Unione, compresa la creazione di capacità di interconnessione. I codici di rete dovrebbero seguire orientamenti quadro non vincolanti (orientamenti quadro) elaborati dall'ACER. L'ACER dovrebbe svolgere un ruolo nel riesame, sulla base di dati di fatto, dei progetti di codici di rete, compresa la loro conformità alle direttive quadro, e dovrebbe esserle consentito di raccomandare l'adozione di tali codici da parte della Commissione. L'ACER dovrebbe valutare le modifiche proposte ai codici di rete e dovrebbe esserle consentito di raccomandarne l'adozione da parte della Commissione. I gestori delle reti dell'idrogeno dovrebbero gestire le proprie reti conformemente a tali codici di rete.

(57)I codici di rete elaborati dalla Rete europea dei gestori di rete per l'idrogeno non intendono sostituirsi alle necessarie norme nazionali per gli aspetti non transfrontalieri.

(58)La qualità dell'idrogeno trasportato e consumato in Europa può variare a seconda della tecnologia di produzione e delle specificità del trasporto. Pertanto, un approccio armonizzato a livello di Unione alla gestione della qualità dell'idrogeno negli interconnettori transfrontalieri dovrebbe portare al flusso transfrontaliero di idrogeno e all'integrazione del mercato.

(59)Qualora l'autorità di regolazione lo ritenga necessario, i gestori della rete dell'idrogeno potrebbero diventare responsabili della gestione della qualità dell'idrogeno nelle proprie reti, nel quadro degli standard di qualità dell'idrogeno applicabili, garantendo ai consumatori finali una qualità dell'idrogeno affidabile e stabile.

(60)Un processo consolidato di coordinamento e di risoluzione delle controversie a livello transfrontaliero tra i gestori dei sistemi dell'idrogeno è essenziale per facilitare un trasporto dell'idrogeno attraverso le reti dell'idrogeno all'interno dell'Unione e procedere in tal modo verso un'integrazione più forte del mercato interno. Maggiori obblighi di trasparenza per quanto riguarda i parametri di qualità dell'idrogeno e il loro sviluppo nel tempo, unitamente agli obblighi di monitoraggio e comunicazione, dovrebbero contribuire al buon funzionamento di un mercato interno dell'idrogeno aperto ed efficiente.

(61)È opportuno attribuire alla Commissione competenze di esecuzione conformemente all'articolo 291 TFUE al fine di garantire condizioni uniformi di esecuzione del presente regolamento. È altresì opportuno che tali competenze siano esercitate conformemente al regolamento (UE) n. 182/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio 14 .

(62)Per garantire la gestione efficiente delle reti europee dell'idrogeno, i gestori della rete dell'idrogeno dovrebbero essere responsabili della gestione, della manutenzione e dello sviluppo della rete di trasporto dell'idrogeno in stretta collaborazione con altri gestori delle reti dell'idrogeno e con altri gestori di sistemi cui sono collegate le loro reti, anche per facilitare l'integrazione del sistema energetico.

(63)È nell'interesse del funzionamento del mercato interno disporre di norme armonizzate a livello unionale. Una volta pubblicato il riferimento a tali norme nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea, l'ottemperanza ad esse dovrebbe determinare la presunzione di conformità alle corrispondenti prescrizioni contenute nella misura di esecuzione adottata sulla base del presente regolamento, anche se dovrebbero essere permessi altri mezzi per dimostrare tale conformità. In linea con l'articolo 10 del regolamento (UE) n. 1025/2012, la Commissione europea può chiedere alle organizzazioni europee di normazione di elaborare specifiche tecniche, norme europee e norme europee armonizzate. Uno dei principali ruoli delle norme armonizzate dovrebbe essere quello di aiutare i gestori ad applicare le misure di attuazione adottate a norma del presente regolamento e della proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx.

(64)Per tenere pienamente conto dei requisiti di qualità degli utenti finali dell'idrogeno, le specifiche tecniche e le norme per la qualità dell'idrogeno nella rete dell'idrogeno dovranno prendere in considerazione norme già esistenti che stabiliscano tali requisiti per l'utente finale (ad esempio, la norma EN 17124).

(65)I gestori dei sistemi dell'idrogeno dovrebbero creare una capacità transfrontaliera sufficiente per il trasporto dell'idrogeno, in grado di soddisfare tutta la domanda economicamente ragionevole e tecnicamente realizzabile di tale capacità, consentendo in tal modo l'integrazione del mercato.

(66)L'ACER dovrebbe pubblicare una relazione di monitoraggio sullo stato della congestione.

(67)In considerazione del potenziale dell'idrogeno come vettore energetico e della possibilità che gli Stati membri intraprendano scambi di idrogeno con paesi terzi, è necessario chiarire che gli accordi intergovernativi nel settore dell'energia relativi al gas soggetti agli obblighi di notifica a norma della decisione (UE) 2017/684 includono gli accordi intergovernativi relativi all'idrogeno, compresi i composti dell'idrogeno quali l'ammoniaca e i vettori di idrogeno organico liquido.

(68)In risposta agli aumenti significativi dei prezzi dell'energia a livello di UE evidenziati nell'autunno 2021 e al loro impatto negativo, la comunicazione della Commissione del 13 ottobre 2021 dal titolo "Risposta all'aumento dei prezzi dell'energia: un pacchetto di misure d'intervento e di sostegno" ha sottolineato l'importanza di un mercato interno dell'energia efficace e ben funzionante e di un uso efficace dello stoccaggio del gas in Europa in tutto il mercato unico. La comunicazione sottolinea inoltre che un migliore coordinamento della sicurezza dell'approvvigionamento transfrontaliero è fondamentale per la resilienza contro gli shock futuri. Nelle sue conclusioni adottate il 20-21 ottobre 2021, il Consiglio europeo ha invitato la Commissione a prendere in considerazione in tempi brevi misure che aumentino la resilienza del sistema energetico dell'UE e del suo mercato interno dell'energia, comprese misure volte a rafforzare la sicurezza dell'approvvigionamento. Per contribuire a una risposta coerente e tempestiva a questa crisi e a eventuali nuove crisi a livello di Unione, è opportuno introdurre nel presente regolamento e nel regolamento (UE) 2017/1938 norme specifiche per migliorare la cooperazione e la resilienza, in particolare norme più coordinate in materia di stoccaggio e solidarietà.

(69)L'analisi del funzionamento delle capacità di stoccaggio nelle valutazioni dei rischi comuni regionali dovrebbe basarsi su valutazioni obiettive delle esigenze di sicurezza dell'approvvigionamento, tenendo debitamente conto della cooperazione transfrontaliera e degli obblighi di solidarietà previsti dal presente regolamento. Dovrebbe inoltre tenere conto dell'importanza di evitare gli attivi non recuperabili nella transizione verso l'energia pulita e dell'obiettivo di ridurre la dipendenza dell'Unione dai fornitori esterni di combustibili fossili. L'analisi dovrebbe comprendere una valutazione dei rischi connessi al controllo dell'infrastruttura di stoccaggio da parte di soggetti di paesi terzi. Dovrebbe tenere conto della possibilità di utilizzare impianti di stoccaggio in altri Stati membri e della possibilità, per i gestori dei sistemi di trasporto, di organizzare appalti congiunti di riserve strategiche per situazioni di emergenza, nel rispetto delle condizioni del presente regolamento. Le valutazioni dei rischi comuni regionali e le valutazioni dei rischi nazionali dovrebbero essere coerenti tra loro al fine di individuare le misure dei piani nazionali di prevenzione e di emergenza conformi al presente regolamento che assicurano che le misure adottate non compromettono la sicurezza dell'approvvigionamento di altri Stati membri e non ostacolano indebitamente l'efficace funzionamento del mercato del gas. Ad esempio, non dovrebbero bloccare né limitare l'uso delle capacità di trasporto transfrontaliere.

(70)La cooperazione tra gli Stati membri e le parti contraenti del trattato che istituisce la Comunità dell'energia 15 che dispongono di grandi capacità di stoccaggio disponibili potrebbe favorire interventi laddove lo stoccaggio nell'Unione non sia fattibile o efficace sotto il profilo dei costi. Ciò può includere la possibilità di considerare l'utilizzo delle capacità di stoccaggio situate al di fuori dell'Unione nella pertinente valutazione comune dei rischi. Gli Stati membri possono chiedere ai pertinenti gruppi di rischio regionali di invitare esperti del paese terzo alle sessioni ad hoc dei gruppi di rischio regionali senza creare un precedente di partecipazione regolare e piena.

(71)L'aggiudicazione congiunta di riserve strategiche da parte di più gestori del trasporto di Stati membri diversi dovrebbe essere concepita in modo tale da consentirne l'utilizzo in caso di emergenza a livello regionale o dell'Unione nell'ambito delle azioni coordinate dalla Commissione a norma dell'articolo 12, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2017/1938. I gestori dei sistemi di trasporto che effettuano acquisizioni congiunte di riserve strategiche assicurano che qualsiasi accordo di acquisto congiunto rispetti le norme dell'UE in materia di concorrenza, in particolare le disposizioni dell'articolo 101 TFUE. La notifica effettuata per valutare la conformità al presente regolamento lascia impregiudicata la notifica degli aiuti concessi dagli Stati, se del caso, a norma dell'articolo 108, paragrafo 3, TFUE.

(72)Il settore europeo dell'energia sta attraversando un momento di grande cambiamento con la transizione verso un'economia decarbonizzata e la necessità di garantire nel contempo la sicurezza dell'approvvigionamento e la competitività. Mentre per quanto riguarda la cibersicurezza nel sottosettore dell'energia elettrica vi sono già progressi con un codice di rete sul flusso transfrontaliero di energia elettrica, per garantire la sicurezza del sistema energetico europeo sono necessarie norme settoriali specifiche obbligatorie per il sottosettore del gas.

(73)Come dimostrato nelle simulazioni a livello dell'Unione del 2017 e del 2021, le misure di solidarietà e di cooperazione regionale sono essenziali per garantire la resilienza dell'Unione in caso di grave deterioramento della situazione dell'approvvigionamento. Le misure di solidarietà dovrebbero garantire l'approvvigionamento transfrontaliero ai clienti protetti nel quadro della solidarietà, come le famiglie, in tutte le situazioni. Gli Stati membri dovrebbero adottare le misure necessarie per l'applicazione delle disposizioni che riguardano il meccanismo di solidarietà, anche mediante un accordo sulle modalità tecniche, giuridiche e finanziarie da parte degli Stati membri interessati. Gli Stati membri dovrebbero illustrare nei dettagli tali modalità nei propri piani di emergenza. Per gli Stati membri che non hanno concordato il necessario accordo bilaterale, è opportuno applicare il modello predefinito del presente regolamento al fine di garantire tale solidarietà effettiva.

(74)Siffatte misure possono pertanto comportare l'obbligo per uno Stato membro di versare una compensazione agli Stati membri su cui esse hanno ripercussioni. Per garantire che la compensazione versata dallo Stato membro che chiede solidarietà allo Stato membro che fornisce solidarietà sia equa e ragionevole, l'autorità nazionale di regolamentazione dell'energia o l'autorità nazionale garante della concorrenza dovrebbe avere, in qualità di autorità indipendente, il potere di controllare l'importo della compensazione richiesta e versata e, se necessario, chiedere una rettifica.

🡻 715/2009 considerando 37 (adattato)

(75)Poiché l'obiettivo del presente regolamento, vale a dire istituire regole eque per le condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale, agli impianti di stoccaggio e agli impianti di GNL, non può essere realizzato in misura sufficiente dagli Stati membri e ⌦ ma ⌫ può dunque ⌦ invece, in ragione della portata o degli effetti di un simile intervento, ⌫ essere realizzato meglio a livello comunitario ⌦ unionale ⌫, la Comunità ⌦ l'Unione ⌫ può intervenire, in base al principio di sussidiarietà sancito dall'articolo 5 del trattato ⌦ sull'Unione europea ⌫. Il presente regolamento si limita a quanto è necessario per conseguire tale obiettivo in ottemperanza al principio di proporzionalità enunciato nello stesso articolo.

🡻 715/2009 considerando 38 (adattato)

Tenuto conto della portata delle modifiche qui di seguito apportate al regolamento (CE) n. 1775/2005, è opportuno, per ragioni di chiarezza e razionalizzazione, procedere alla rifusione delle disposizioni in questione riunendole in un unico testo nell'ambito di un nuovo regolamento,

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

HANNO ADOTTATO IL PRESENTE REGOLAMENTO:

Capo I

⌦ Oggetto, ambito di applicazione e definizioni ⌫

Articolo 1

Oggetto e ambito di applicazione

Il presente regolamento mira a:

a)stabilirestabilisce norme non discriminatorie per le condizioni di accesso ai sistemi di trasporto del gas naturale ⇨ e dell'idrogeno ⇦, tenendo conto delle caratteristiche specifiche dei mercati nazionali e regionali al fine di garantire il buon funzionamento del mercato interno ⇨ dei ⇦ del gas; ⇨ e ⇦

b)stabilire norme non discriminatorie per le condizioni di accesso agli impianti di GNL e agli impianti di stoccaggio tenendo conto delle caratteristiche specifiche dei mercati nazionali e regionali; e

c)facilitare lo sviluppo di un mercato all'ingrosso trasparente ed efficiente, caratterizzato da un livello elevato di sicurezza dell'approvvigionamento di gas e fornire ⌦ fornisce ⌫ meccanismi per armonizzare le norme di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di gas.

Gli obiettivi di cui al primo comma comprendono la definizione di principi armonizzati riguardanti le tariffe o le relative metodologie di calcolo, nonché l'accesso alla rete ⇨ del gas naturale ⇦, ma non agli impianti di stoccaggio, l'istituzione di servizi per l'accesso dei terzi e i principi armonizzati per l'assegnazione della capacità e la gestione della congestione, la determinazione degli obblighi di trasparenza, le regole di bilanciamento e gli oneri di sbilancio, agevolando lo scambio di capacità.

Il presente regolamento, ad eccezione dell'articolo 3119, paragrafo 54, si applica soltanto agli impianti di stoccaggio ⇨ di gas naturale e idrogeno ⇦ contemplati dall'articolo 2933, paragrafo 3 o paragrafo 4 della direttiva 2009/73/CE ⌦ , della proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx ⌫.

Gli Stati membri possono istituire, ai sensi della direttiva 2009/73/CE ⌦ proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx ⌫, un ente o organo incaricato di svolgere una o più funzioni attribuite di norma al gestore del sistema di trasporto ⇨ o al gestore della rete dell'idrogeno ⇦ e soggetto alle prescrizioni del presente regolamento. Tale ente o organo è soggetto alla certificazione a norma dell'articolo 133 del presente regolamento ed è soggetto alla designazione a norma dell'articolo 6510 della direttiva 2009/73/CE ⌦ proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx ⌫.

Articolo 2

Definizioni

1.Ai fini del presente regolamento valgono ⌦ si applicano ⌫ le seguenti definizioni:

⇩ nuovo

(1)"regulatory asset base (RAB)": tutti gli attivi della rete del gestore di rete utilizzati per fornire servizi di rete regolamentati di cui si tiene conto per calcolare i ricavi dei servizi connessi alla rete.

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

(2)(1)"trasporto": il trasporto di gas naturale, attraverso una rete, contenente principalmente gasdotti ad alta pressione, diversa da una rete di gasdotti di coltivazione ("gasdotti upstream") e dalla parte di gasdotti ad alta pressione usata principalmente nel contesto della distribuzione locale di gas naturale finalizzato alla fornitura ai clienti, ma con esclusione della fornitura stessa;

(3)(2)"contratto di trasporto": ilun contratto che il gestore del sistema di trasporto ⇨ o il gestore della rete dell'idrogeno ⇦ ha concluso con un utente della rete per l'esecuzione ⇨ dei servizi di trasporto dei gas ⇦ del trasporto;

(4)(3)"capacità": il flusso massimo, espresso in metri cubi normali per unità di tempo o in unità di energia per unità di tempo, al quale l'utente del sistema ha diritto in conformità alle disposizioni del contratto di trasporto;

(5)(4)"capacità non usata": la capacità continua che un utente della rete ha acquisito in base a un contratto di trasporto, ma che tale utente non ha nominato entro la scadenza indicata nel contratto;

(6)(5)"gestione della congestione": la gestione del portafoglio di capacità del gestore del sistema di trasporto per conseguire un uso ottimale e massimo della capacità tecnica e identificare tempestivamente i futuri punti di congestione e saturazione;

(7)(6)"mercato secondario": il mercato della capacità scambiata diversamente che nel mercato primario;

(8)(7)"programma di trasporto" (nomination): la comunicazione preliminare da parte dell'utente della rete al gestore del sistema di trasporto del flusso effettivo che desidera immettere nel sistema o prelevare da esso;

(9)(8)"nuovo programma di trasporto" (re-nomination): la successiva comunicazione di una dichiarazione corretta;

(10)(9)"integrità del sistema": la situazione che caratterizza una rete di trasporto comprese le necessarie infrastrutture di trasporto in cui la pressione e la qualità del gas naturale ⇨ o dell'idrogeno ⇦ restano entro i limiti minimi e massimi stabiliti dal gestore del sistema di trasporto, in modo da garantire il trasporto di gas naturale ⇨ o idrogeno ⇦ dal punto di vista tecnico;

(11)(10)"periodo di bilanciamento": il periodo entro il quale il prelievo di una determinata quantità di gas naturale, espressa in unità di energia, deve essere compensato da ogni utente ⌦ della rete ⌫ del sistema immettendo la stessa quantità di gas naturale nella rete di trasporto conformemente al contratto o al codice di rete;

(12)(11)"utente della rete": ilun cliente o ilun potenziale cliente deldi un gestore del sistema di trasporto e gli stessi gestori del sistema di trasporto, nella misura in cui per essi sia necessario svolgere le loro funzioni in relazione al trasporto ⇨ di gas naturale e idrogeno ⇦;

(13)(12)"servizi interrompibili": i servizi offerti dal gestore del sistema di trasporto ⇨ e dal gestore della rete dell'idrogeno ⇦, in relazione alla capacità interrompibile;

(14)(13)"capacità interrompibile": la capacità di trasporto del gas che può essere interrotta dal gestore del sistema di trasporto ⇨ o dal gestore della rete dell'idrogeno ⇦ secondo le condizioni stipulate nel contratto di trasporto;

(15)(14)"servizi a lungo termine": i servizi offerti dal gestore del sistema di trasporto ⇨ o dal gestore della rete dell'idrogeno ⇦ di durata pari o superiore a un anno;

(16)(15)"servizi a breve termine": i servizi offerti dal gestore del sistema di trasporto ⇨ o dal gestore della rete dell'idrogeno ⇦ di durata inferiore a un anno;

(17)(16)"capacità continua": la capacità di trasporto di gas contrattualmente garantita come non interrompibile dal gestore del sistema di trasporto ⇨ o dal gestore della rete dell'idrogeno ⇦;

(18)(17)"servizi continui": i servizi offerti dal gestore del sistema di trasporto ⇨ o dal gestore della rete dell'idrogeno ⇦ in relazione alla capacità continua;

(19)(18)"capacità tecnica": la capacità continua massima che ⇨ può essere offerta ⇦ il gestore del sistema di trasporto può offrire agli utenti della rete, tenendo conto dell'integrità del sistema e dei requisiti operativi ⇨ del sistema di trasporto o della rete dell'idrogeno ⇦ della rete di trasporto;

(20)(19)"capacità contrattuale": la capacità che il gestore del sistema di trasporto ha assegnato ⇨ assegnata ⇦ a un utente della rete mediante un contratto di trasporto;

(21)(20)"capacità disponibile": la quota della capacità tecnica non assegnata e ancora disponibile per il sistema in un determinato momento;

(22)(21)"congestione contrattuale": launa situazione in cui il livello della domanda di capacità continua supera la capacità tecnica;

(23)(22)"mercato primario": il mercato della capacità scambiata direttamente dal gestore del sistema di trasporto ⇨ o dal gestore della rete dell'idrogeno ⇦;

(24)(23)"congestione fisica": launa situazione in cui il livello della domanda di fornitura effettiva supera la capacità tecnica in un determinato momento;

(25)(24)"capacità di un impianto GNL": la capacità ad un terminale di ⌦ gas naturale liquefatto ⌫ (GNL) utilizzata per le operazioni di liquefazione del gas naturale o l'importazione, lo scarico, i servizi ausiliari, lo stoccaggio provvisorio e il processo di rigassificazione del GNL;

(26)(25)"spazio": il volume di gas che l'utente di un impianto di stoccaggio ha il diritto di utilizzare per lo stoccaggio del gas;

(27)(26)"erogabilità": la capacità alla quale l'utente di un impianto di stoccaggio ha diritto di approvvigionarsi in gas dall'impianto stesso;

(28)(27)"iniettabilità": la capacità alla quale l'utente di un impianto di stoccaggio ha diritto di iniettare gas nell'impianto stesso;

(29)(28)"capacità di stoccaggio": qualsiasi combinazione di spazio, iniettabilità ed erogabilità;.

⇩ nuovo

(30)"sistema di entrata-uscita": l'insieme di tutti i sistemi di trasporto e distribuzione o di tutte le reti dell'idrogeno a cui si applica un dato regime di bilanciamento;

(31)"zona di bilanciamento": il sistema di entrata-uscita al quale si applica un dato regime di bilanciamento;

(32)"punto di scambio virtuale": il punto commerciale non fisico all'interno di un sistema di entrata-uscita presso il quale i gas sono scambiati tra venditore e acquirente senza bisogno di prenotare capacità di trasporto o di distribuzione;

(33)"punto di entrata": il punto soggetto a procedure di prenotazione da parte degli utenti della rete o dei produttori che dà accesso al sistema di entrata-uscita;

(34)"punto di uscita": il punto soggetto a procedure di prenotazione da parte degli utenti della rete o dei clienti finali che consente il flusso di gas in uscita dal sistema di entrata-uscita;

(35)"capacità subordinata ": la capacità continua che comporta condizioni trasparenti e predefinite per l'accesso al punto di scambio virtuale e da esso o per l'allocabilità limitata;

(36)"allocabilità": la combinazione discrezionale di qualsiasi capacità di entrata con qualsiasi capacità di uscita o viceversa;

(37)"ricavi consentiti": la somma dei ricavi relativi ai servizi di trasporto e dei ricavi relativi ai servizi non di trasporto per l'erogazione di servizi da parte del gestore del sistema di trasporto per un periodo di tempo specifico di un determinato periodo di regolamentazione che il gestore del sistema di trasporto è autorizzato ad ottenere nell'ambito di un regime non di price cap e che sono fissati conformemente all'articolo 75, paragrafo 6, lettera a), della direttiva 2009/73/CE;

(38)"nuova infrastruttura": l'infrastruttura non completata entro il 4 agosto 2003.

🡻 715/2009 (adattato)

2.Ferme restando le definizioni di cui al paragrafo 1 del presente articolo, si applicano anche le definizioni di cui all'articolo 2 della direttiva 2009/73/CE ⌦ proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx ⌫ che sono pertinenti per l'applicazione del presente regolamento, fatta eccezione per la definizione di trasporto di cui al punto 3 di detto articolo.

Le definizioni di cui al presente articolo, paragrafo 1, punti da 43 a 24,23 che riguardano il trasporto si applicano per analogia agli impianti di stoccaggio e di GNL.

⇩ nuovo

Capo II

REGOLE GENERALI APPLICABILI AI SISTEMI DEL GAS NATURALE E DELL'IDROGENO

Sezione 1

Regole generali per l'organizzazione dei mercati e l'accesso alle infrastrutture

Articolo 3

Principi generali

Gli Stati membri, le autorità di regolazione, i gestori dei sistemi di trasporto, i gestori dei sistemi di distribuzione, i gestori dello stoccaggio, i gestori del GNL, i gestori dei sistemi dell'idrogeno e i gestori delegati, quali i gestori dell'area di mercato o i gestori delle piattaforme di prenotazione, provvedono a che i mercati dei gas siano gestiti secondo i seguenti principi:

a)i prezzi dei gas si formano in base alla domanda e all'offerta;

b)i gestori dei sistemi di trasporto e distribuzione cooperano tra loro per offrire agli utenti della rete la libertà di prenotare la capacità di entrata e di uscita in modo indipendente. Il gas è trasportato attraverso il sistema di entrata-uscita anziché sotto forma di flussi contrattuali;

c)le tariffe applicate ai punti di entrata e di uscita sono strutturate in modo da contribuire all'integrazione del mercato, migliorare la sicurezza dell'approvvigionamento e promuovere l'interconnessione tra le reti del gas;

d)le imprese che operano nello stesso sistema di entrata-uscita scambiano gas nel punto di scambio virtuale;

e)gli utenti della rete hanno la responsabilità di bilanciare i loro portafogli di bilanciamento in modo da ridurre al minimo la necessità per i gestori del sistema di trasporto di intraprendere azioni di bilanciamento;

f)le azioni di bilanciamento sono eseguite sulla base di prodotti standardizzati e condotte su una piattaforma di scambio;

g)le regole di mercato evitano le azioni intese ad impedire la formazione dei prezzi in base alla domanda e all'offerta di gas;

h)le regole di mercato favoriscono l'emergere e il funzionamento di scambi liquidi dei gas, promuovendo la formazione e la trasparenza dei prezzi;

i)le regole di mercato permettono la decarbonizzazione dei sistemi del gas naturale e dell'idrogeno, anche consentendo di integrare nei mercati dei gas il gas da fonti rinnovabili e incentivando l'efficienza energetica;

j)le regole di mercato offrono adeguati incentivi d'investimento, in particolare per quanto concerne gli investimenti a lungo termine in un sistema del gas decarbonizzato e sostenibile, per lo stoccaggio dell'energia, l'efficienza energetica e una gestione della domanda tale da soddisfare il fabbisogno del mercato, e agevolano la concorrenza leale e la sicurezza dell'approvvigionamento;

k)eventuali ostacoli ai flussi transfrontalieri di gas tra i sistemi di entrata-uscita sono eliminati;

l)le regole di mercato agevolano la cooperazione e l'integrazione a livello regionale.

Articolo 4

Separazione delle RAB

1.Qualora fornisca servizi regolamentati per il gas, l'idrogeno e/o l'energia elettrica, il gestore del trasporto o della rete rispetta l'obbligo di separazione della contabilità di cui all'articolo 69 della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] e all'articolo 56 della direttiva (UE) 2019/944 e dispone di una RAB distinta per gli attivi di gas, energia elettrica o idrogeno. Una RAB distinta garantisce che:

a)i ricavi derivanti dalla fornitura di servizi regolamentati specifici possono essere utilizzati solo per recuperare il capitale e le spese operative corrispondenti agli attivi inclusi nella RAB per cui sono stati prestati i servizi regolamentati;

b)quando gli attivi sono trasferiti a una RAB diversa, il loro valore sarà definito. Il valore fissato per l'attività trasferita è soggetto a revisione e approvazione da parte dell'autorità di regolazione competente. Il valore stabilito sarà tale da evitare sovvenzioni incrociate.

2.Uno Stato membro può autorizzare trasferimenti finanziari tra servizi regolamentati distinti ai sensi del primo comma, alle seguenti condizioni:

a)tutti i ricavi necessari per il trasferimento finanziario sono riscossi sotto forma di onere specifico;

b)l'onere specifico è riscosso solo dai punti di uscita per i clienti finali situati negli stessi Stati membri del beneficiario del trasferimento finanziario;

c)l'onere specifico e il trasferimento finanziario o le metodologie su cui si basa il loro calcolo sono approvati prima della loro entrata in vigore dall'autorità di regolazione di cui all'articolo 70;

d)l'onere specifico e il trasferimento finanziario approvati e le metodologie, se approvate, sono pubblicati.

3.L'autorità di regolazione può approvare un trasferimento finanziario e un onere specifico di cui al paragrafo 2 solo alle seguenti condizioni:

a)le tariffe di accesso alla rete sono applicate agli utenti della RAB che beneficia di un trasferimento finanziario;

b)la somma dei trasferimenti finanziari e dei ricavi dei servizi riscossi attraverso le tariffe di accesso alla rete non può essere superiore ai ricavi consentiti;

c)un trasferimento finanziario è approvato per un periodo di tempo limitato e non può mai superare un terzo del periodo di ammortamento dell'infrastruttura interessata.

4.Entro il [data di adozione = 1 anno] l'ACER formula raccomandazioni ai gestori del trasporto o della rete e alle autorità di regolazione in merito alle metodologie per:

a)determinare il valore degli attivi trasferiti a un'altra RAB e la destinazione di eventuali profitti e perdite che ne derivino;

b)calcolare l'entità e la durata massima del trasferimento finanziario e dell'onere specifico;

c)definire i criteri per ripartire i contributi all'onere specifico tra i consumatori finali collegati alla RAB.

L'ACER aggiorna le raccomandazioni almeno una volta ogni due anni.

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

Articolo 514

Servizi di accesso per i terzi in relazione ai gestori dei sistemi di trasporto

1.I gestori dei sistemi di trasporto:

a)garantiscono l'offerta di ⇨ capacità e ⇦ servizi su base non discriminatoria a tutti gli utenti della rete;

b)forniscono servizi di accesso per i terzi ⇨ capacità ⇦ sia continuai che interrompibilei, a condizione che il prezzo della capacità interrompibile rifletta la probabilità di interruzione;

c)offrono agli utenti della rete ⇨ capacità ⇦ servizi a lungo e a breve termine.

Per quanto concerne la lettera a) del primo comma, qualora un gestore dei sistemi di trasporto offra lo stesso servizio a clienti diversi, lo offre a condizioni contrattuali equivalenti, usando contratti di trasporto armonizzati o un codice di rete comune approvato dall'autorità competente secondo la procedura di cui all'articolo 7241 ⌦ o 73 ⌫ della direttiva 2009/73/CE⌦ proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx ⌫.

2.I contratti di trasporto sottoscritti con data di inizio non standard o di durata inferiore a quella di un contratto annuale di trasporto standard non implicano tariffe arbitrariamente più elevate o più basse che non rispecchino il valore di mercato del servizio, secondo i principi di cui all'articolo 1513, paragrafo 1.

⇩ nuovo

3.Quando due o più punti di interconnessione collegano gli stessi due sistemi di entrata-uscita adiacenti, i gestori dei sistemi di trasporto adiacenti interessati offrono la capacità disponibile nei punti di interconnessione in un unico punto di interconnessione virtuale. Qualsiasi capacità contrattuale nei punti di interconnessione, indipendentemente dalla data della sua conclusione, è trasferita al punto di interconnessione virtuale.

Il punto di interconnessione virtuale è stabilito soltanto se sono soddisfatte le seguenti condizioni:

a)la capacità tecnica complessiva nei punti di interconnessione virtuale è pari o superiore alla somma della capacità tecnica in ciascuno dei punti di interconnessione che contribuiscono ai punti di interconnessione virtuali;

b)il punto di interconnessione virtuale facilita il funzionamento economico ed efficiente del sistema, incluse, tra l'altro, le norme di cui agli articoli 9 e 10 del presente regolamento.

🡻 715/2009

43.Se del caso, è possibile accordare servizi per l'accesso di terzi a condizione che gli utenti della rete forniscano adeguate garanzie in ordine alla loro affidabilità finanziaria. Tali garanzie non costituiscono un indebito ostacolo all'ingresso nel mercato e devono essere non discriminatorie, trasparenti e proporzionate.

🡻 2009/73/CE articolo 32, paragrafo 2

52.I gestori dei sistemi di trasporto, ove necessario al fine di svolgere le loro funzioni anche in relazione al trasporto transfrontaliero, hanno accesso alla rete di altri gestori dei sistemi di trasporto.

⇩ nuovo

Articolo 6

Servizi di accesso per i terzi in relazione ai gestori delle reti dell'idrogeno

1.I gestori delle reti dell'idrogeno offrono i propri servizi su base non discriminatoria a tutti gli utenti della rete. Qualora lo stesso servizio sia offerto a clienti diversi, è offerto a condizioni contrattuali equivalenti. I gestori delle reti dell'idrogeno pubblicano sul loro sito web le condizioni contrattuali e le tariffe applicate per l'accesso alla rete e, se del caso, gli oneri di bilanciamento.

2.La capacità massima della rete dell'idrogeno è messa a disposizione dei soggetti operanti sul mercato, nel rispetto dell'integrità del sistema e del funzionamento efficiente della rete.

3.La durata massima dei contratti di capacità è di 20 anni per le infrastrutture completate entro il [data di entrata in vigore] e di 15 anni per le infrastrutture completate dopo tale data. Le autorità di regolazione hanno il diritto di imporre durate massime più brevi se necessario per garantire il funzionamento del mercato, salvaguardare la concorrenza e garantire la futura integrazione transfrontaliera.

4.I gestori delle reti dell'idrogeno applicano e pubblicano procedure di gestione della congestione non discriminatorie e trasparenti che agevolano gli scambi transfrontalieri di idrogeno su base non discriminatoria.

5.I gestori delle reti dell'idrogeno valutano periodicamente la domanda di nuovi investimenti del mercato, tenendo conto della sicurezza dell'approvvigionamento e dell'efficienza degli usi finali dell'idrogeno.

6.A decorrere dal 1º gennaio 2031, le reti dell'idrogeno sono organizzate come sistemi di entrata-uscita.

7.A decorrere dal 1º gennaio 2031, l'articolo 15 si applica anche alle tariffe di accesso alle reti dell'idrogeno. Per l'accesso alle reti dell'idrogeno nei punti di interconnessione tra Stati membri non sono applicate tariffe a norma dell'articolo 15. Se uno Stato membro decide di applicare l'accesso regolamentato per i terzi alle reti dell'idrogeno conformemente all'articolo 31 della [rifusione della direttiva sul gas] prima del 1º gennaio 2031, l'articolo 15, paragrafo 1, si applica alla tariffa di accesso alle reti dell'idrogeno di tale Stato membro.

8.A decorrere dal 1º gennaio 2031, i gestori delle reti dell'idrogeno rispettano gli obblighi in capo ai gestori dei sistemi di trasporto di cui agli articoli 5, 9 e 12 quando offrono i loro servizi e pubblicano le tariffe per ciascun punto di rete su una piattaforma online gestita dall'ENNOH. Fino all'adozione, ai sensi dell'articolo 54, paragrafo 2, lettera d), di un codice di rete relativo all'assegnazione della capacità per le reti dell'idrogeno e alla sua entrata in vigore, tale pubblicazione può avvenire tramite link alla pubblicazione delle tariffe sui siti web dei gestori delle reti dell'idrogeno.

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

Articolo 715

Servizi di accesso per i terzi in relazione agli impianti di ⌦ allo ⌫ stoccaggio ⌦ di gas naturale, ai terminali dell'idrogeno e agli impianti ⌫ di GNL ⌦ e agli impianti di stoccaggio di idrogeno ⌫

1.I ⇨ gestori degli impianti di GNL e dei terminali dell'idrogeno, i gestori degli impianti di stoccaggio di idrogeno nonché i ⇦ gestori dei sistemi di GNL e di stoccaggio ⇨ del gas naturale ⇦:

a)offrono servizi su base non discriminatoria a tutti gli utenti della rete che rispondono alla domanda del mercato; in particolare, qualora un gestore dei sistemi ⇨ degli impianti ⇦ di GNL o ⇨ un gestore dei terminali dell'idrogeno, degli impianti di stoccaggio di idrogeno o dei sistemi ⇦ di stoccaggio ⇨ di gas naturale ⇦ offra lo stesso servizio a clienti diversi, lo offre a condizioni contrattuali equivalenti;

b)offrono servizi compatibili con l'uso dei sistemi interconnessi di trasporto del gas ⇨ naturale e dell'idrogeno ⇦ e agevolano l'accesso mediante la cooperazione con il gestore del sistema di trasporto ⇨ o il gestore della rete dell'idrogeno ⇦; e

c)rendono pubbliche le informazioni pertinenti, in particolare i dati relativi all'utilizzo e alla disponibilità dei servizi, entro un termine compatibile con le ragionevoli necessità commerciali di GNL e degli utenti degli impianti di stoccaggio ⇨ degli utenti degli impianti di GNL o di stoccaggio, dei terminali dell'idrogeno o degli impianti di stoccaggio di idrogeno ⇦, con riserva del controllo di tale pubblicazione da parte dell'autorità nazionale di regolazione.

2.Ciascun gestore dei sistemi di stoccaggio:

a)fornisce servizi di accesso per i terzi sia continui che interrompibili; il prezzo della capacità interrompibile riflette la probabilità di interruzione;

b)offre agli utenti degli impianti di stoccaggio servizi a lungo e a breve termine; e

c)offre agli utenti degli impianti di stoccaggio sia servizi aggregati che servizi disaggregati concernenti lo spazio di stoccaggio, l'iniettabilità e l'erogabilità.

⇩ nuovo

3.Ciascun gestore dei sistemi di GNL offre agli utenti degli impianti di GNL servizi sia aggregati che disaggregati all'interno dell'impianto di GNL in funzione delle esigenze espresse dagli utenti dell'impianto di GNL.

🡻 715/2009

⇨ nuovo

43.I contratti d'utilizzo degli impianti di GNL e di stoccaggio ⇨ del gas naturale ⇦ non implicano tariffe arbitrariamente più elevate quando sono sottoscritti:

a)al di fuori di un "anno gas naturale", con una data di inizio non standard; o

b)per una durata inferiore a quella di un contratto standard d'utilizzo degli impianti di GNL e di stoccaggio su base annuale.

⇩ nuovo

I contratti relativi agli impianti di stoccaggio dell'idrogeno e ai terminali dell'idrogeno con durata inferiore a un contratto standard relativo a impianti di GNL e di stoccaggio su base annuale non comportano tariffe arbitrariamente più elevate.

🡻 715/2009

⇨ nuovo

54.Se del caso, è possibile accordare servizi per l'accesso di terzi a condizione che gli utenti della rete forniscano adeguate garanzie in ordine alla loro affidabilità finanziaria. Tali garanzie non costituiscono un indebito ostacolo all'ingresso nel mercato e devono essere non discriminatorie, trasparenti e proporzionate.

65.I limiti contrattuali relativi al volume minimo richiesto delle capacità degli impianti di GNL ⇨ o dei terminali dell'idrogeno ⇦ e delle capacità di stoccaggio ⇨ di gas naturale o idrogeno ⇦ sono giustificati sulla base di vincoli di natura tecnica e permettono ai piccoli utenti di stoccaggio di accedere ai servizi di stoccaggio.

⇩ nuovo

Articolo 8

Valutazione del mercato dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio da parte
dei gestori dei sistemi di GNL e di stoccaggio

I gestori dei sistemi di GNL e stoccaggio valutano, almeno ogni due anni, la domanda del mercato di nuovi investimenti che consentano di usare negli impianti gas rinnovabili e gas a basse emissioni di carbonio. Quando progettano nuovi investimenti, i gestori dei sistemi di GNL e di stoccaggio valutano la situazione della domanda di mercato e tengono conto della sicurezza dell'approvvigionamento. I gestori dei sistemi di GNL e stoccaggio rendono pubblicamente accessibili tutti i piani relativi a nuovi investimenti che consentono di usare nei loro impianti gas rinnovabili e gas a basse emissioni di carbonio.

🡻 715/2009

Articolo 916

Principi dei meccanismi di assegnazione della capacità e procedure di gestione
della congestione in relazione ai gestori dei sistemi di trasporto

1.La capacità massima in tutti i punti pertinenti di cui all'articolo 3018, paragrafo 3, è posta a disposizione dei soggetti operanti sul mercato, nel rispetto dell'integrità del sistema e della funzionalità della rete.

2.Il gestore dei sistemi di trasporto applica e pubblica meccanismi non discriminatori e trasparenti per l'assegnazione della capacità, che:

a)forniscono segnali economici adeguati per l'utilizzo efficace e massimale della capacità tecnica, agevolano gli investimenti in nuove infrastrutture e facilitano gli scambi transfrontalieri di gas naturale;

b)garantiscono la compatibilità con i meccanismi di mercato, inclusi i mercati spot e i centri di scambio ("trading hub") e, nel contempo, sono flessibili e capaci di adeguarsi a circostanze di mercato in evoluzione; e

c)sono compatibili con i sistemi di accesso alla rete degli Stati membri.

3.Il gestore dei sistemi di trasporto applica e pubblica procedure di gestione della congestione non discriminatorie e trasparenti che agevolano gli scambi transfrontalieri di gas naturale su base non discriminatoria e si basano sui seguenti principi:

a)in caso di congestione contrattuale, il gestore del sistema di trasporto offre la capacità non usata sul mercato primario, almeno su una base "day-ahead" e come capacità interrompibile; e

b)gli utenti della rete hanno facoltà di rivendere o subaffittare la capacità contrattuale non usata sul mercato secondario.

Per quanto concerne la lettera b) del il primo comma, lettera a), uno Stato membro può richiedere che gli utenti della rete provvedano alla notifica o all'informazione del gestore dei sistemi di trasporto.

⇩ nuovo

4.I gestori dei sistemi di trasporto valutano periodicamente la domanda del mercato di nuovi investimenti tenendo conto dello scenario comune elaborato per il piano integrato di sviluppo della rete sulla base dell'articolo 51 della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] e della sicurezza dell'approvvigionamento.

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

4. In caso di congestione fisica, il gestore dei sistemi di trasporto o, se del caso, le autorità di regolamentazione applicano meccanismi di assegnazione delle capacità trasparenti e non discriminatori.

5.I gestori dei sistemi di trasporto valutano periodicamente la domanda di mercato per nuovi investimenti. Quando progettano nuovi investimenti, i gestori dei sistemi di trasporto valutano la situazione della domanda di mercato e tengono conto della sicurezza dell'approvvigionamento.

Articolo 1017

Principi dei meccanismi di assegnazione della capacità e procedure di gestione della congestione in relazione agli impianti di stoccaggio ⌦ di gas naturale, ai terminali dell'idrogeno, agli impianti di stoccaggio di idrogeno ⌫ e ⌦ agli impianti ⌫ di GNL

1.La capacità massima degli impianti di stoccaggio ⇨ di gas naturale ⇦ e di GNL ⇨ o degli impianti di stoccaggio di idrogeno ⇦ ⇨ e dei terminali dell'idrogeno ⇦ è messa a disposizione dei soggetti operanti sul mercato, nel rispetto dell'integrità e della funzionalità del sistema.

2.I gestori dei sistemi di stoccaggio e di GNL ⇨ degli impianti di GNL e di stoccaggio dell'idrogeno nonché dei terminali dell'idrogeno e dei sistemi di stoccaggio di gas naturale ⇦ applicano e pubblicano meccanismi non discriminatori e trasparenti per l'assegnazione della capacità, che:

a)forniscono segnali economici adeguati per l'utilizzo efficiente e massimale della capacità e agevolano gli investimenti in nuove infrastrutture;

c)sono compatibili con i sistemi di accesso alla rete collegati.

3.I contratti d'utilizzo ⇨ dei terminali del GNL, dei terminali dell'idrogeno e degli impianti di stoccaggio dell'idrogeno e del gas naturale ⇦ degli impianti di GNL e degli impianti di stoccaggio comprendono misure tendenti ad impedire l'accumulo di capacità tenendo conto dei principi seguenti, applicabili in caso di congestione contrattuale:

a)il gestore del sistema deve offrire ⌦ offre ⌫ senza indugio sul mercato primario la capacità non usata degli impianti di GNL ⇨ , dei terminali dell'idrogeno e degli impianti ⇦e di stoccaggio; per gli impianti di stoccaggio ciò si deve applicare ⌦ applica ⌫ almeno su una base "day-ahead" e come capacità interrompibile;

b)gli utenti degli impianti di stoccaggio e di GNL ⇨ e dei terminali dell'idrogeno ⇦ che lo desiderino devono avere ⌦ hanno ⌫ la facoltà di rivendere la loro capacità contrattuale sul mercato secondario. ⇨ I gestori degli impianti di GNL, dei terminali dell'idrogeno e dei sistemi di stoccaggio, individualmente o a livello regionale, garantiscono una piattaforma di prenotazione trasparente e non discriminatoria per gli utenti degli impianti di GNL, dei terminali dell'idrogeno e degli impianti di stoccaggio al fine di rivendere la loro capacità contrattuale sul mercato secondario entro 18 mesi dalla [entrata in vigore del presente regolamento]. ⇦

Articolo 1122

Scambio di diritti di capacità

Ciascun gestore dei sistemi di trasporto, dei sistemi di stoccaggio e ⇨ dei sistemi di idrogeno e ⇦ di GNL adotta misure ragionevoli per consentire il libero scambio di diritti di capacità e facilitare tale scambio in modo trasparente e non discriminatorio. Ciascun gestore in questione elabora contratti e procedure armonizzati in materia di trasporto, di impianti di GNL ⇨ , di terminali dell'idrogeno ⇦ e di ⇨ impianti di ⇦ stoccaggio ⇨ del gas naturale e dell'idrogeno ⇦ sul mercato primario per agevolare lo scambio secondario di capacità e riconoscere il trasferimento di diritti primari di capacità quando è notificato da utenti del sistema.

I contratti e le procedure armonizzati in materia di trasporto, di impianti di GNL e di stoccaggio sono notificati alle autorità di regolazione.

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

Articolo 1221

Regole sul bilanciamento e oneri di sbilancio

1.Le regole di bilanciamento sono elaborate secondo i principi dell'equità, della non discriminazione e della trasparenza e sono basate su criteri obiettivi. Dette regole riflettono le reali esigenze del sistema, tenendo conto delle risorse di cui il gestore dei sistemi di trasporto dispone. Le regole di bilanciamento sono fondate sul mercato.

2.Al fine di consentire agli utenti della rete di adottare misure correttive in tempo utile, il gestore dei sistemi di trasporto fornisce, in linea, informazioni sufficienti, tempestive e attendibili sullo stato di bilanciamento degli utenti della rete.

Le informazioni fornite riflettono il livello delle informazioni di cui dispone il gestore dei sistemi di trasporto e il periodo di liquidazione per il quale sono calcolati gli oneri di sbilancio.

Nessun corrispettivo è dovuto per la comunicazione delle informazioni di cui al presente paragrafo.

3.Nella misura del possibile, gli oneri di sbilancio rispecchiano i costi, fornendo allo stesso tempo incentivi adeguati agli utenti della rete per bilanciare i conferimenti e i prelievi di gas. Essi evitano le sovvenzioni incrociate tra gli utenti della rete e non ostacolano l'ingresso sul mercato di nuovi partecipanti.

Le metodologie di calcolo per gli oneri di sbilancio e ⇨ i valori ⇦ le tariffe definitivedefinitivi sono rese pubblicheresi pubblici dalle autorità competenti o dal gestore dei sistemi di trasporto, a seconda dei casi.

4.Gli Stati membri assicurano che i gestori dei sistemi di trasporto si adoperino per armonizzare i ⌦ regimi ⌫ sistemi di bilanciamento e razionalizzino la struttura e i livelli degli oneri di bilanciamento, così da facilitare gli scambi di gas ⇨ che avvengono al punto di scambio virtuale ⇦.

Articolo 133

Certificazione dei gestori del sistema di trasporto ⌦ e dei gestori della rete dell'idrogeno ⌫

1.La Commissione esamina la notifica di una decisione riguardante la certificazione di un gestore del sistema di trasporto ⇨ o di un gestore della rete dell'idrogeno ⇦ di cui all'articolo 6510, paragrafo 6, della ⌦ [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] ⌫ direttiva 2009/73/CE non appena la riceve. Entro due mesi dal giorno della ricezione di detta notifica, la Commissione fornisce il propriosuo parere alla competente autorità nazionale di regolazione circa la sua compatibilità con l'articolo 6510, paragrafo 2, o l'articolo 6611, e l'articolo 549 della direttiva 2009/73/CE ⌦ rifusione della direttiva sul gas ⌫ ⇨ per i gestori dei sistemi di trasporto, e con l'articolo 65 di detta direttiva per i gestori della rete dell'idrogeno ⇦.

Nel preparare il parere di cui al primo comma la Commissione può chiedere all'⌦ ACER ⌫ Agenzia di esprimere un parere in merito alla decisione dell'autorità nazionale di regolazione. In tal caso il periodo di due mesi di cui al primo comma è prorogato di ulteriori due mesi.

In assenza di un parere della Commissione entro i termini di cui al primo e secondo comma, si considera che la Commissione non sollevi obiezioni avverso la decisione dell'autorità di regolazione.

2.Entro due mesi dalla ricezione di un parere della Commissione, l'autorità nazionale di regolazione adotta la decisione finale riguardante la certificazione del gestore del sistema di trasporto ⇨ o del gestore della rete dell'idrogeno ⇦, tenendo nella massima considerazione detto parere. La decisione dell'autorità di regolazione e il parere della Commissione sono pubblicati insieme.

3.In ogni momento durante la procedura le autorità di regolazione e/o la Commissione possono chiedere ad un gestore del sistema di trasporto ⇨ , ad un gestore della rete dell'idrogeno ⇦ e/o ad un'impresa che esercita attività di produzione o di fornitura tutte le informazioni utili allo svolgimento dei loro compiti in forza del presente articolo.

4.Le autorità di regolazione e la Commissione garantiscono la segretezza delle informazioni commercialmente sensibili.

5.La Commissione può adottare ⇨ Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati in conformità all'articolo 63 per fornire ⇦ orientamenti che precisano le modalità di svolgimento del procedimento da seguire ai fini dell'applicazione dei paragrafi 1 e 2 del presente articolo. Tali misure, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, sono adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all'articolo 28, paragrafo 2.

6.Qualora la Commissione abbia ricevuto la notifica della certificazione di un gestore del sistema di trasporto ai sensi dell'articolo 549, paragrafo 10, della direttiva 2009/73/CE ⌦ proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx ⌫, la Commissione adotta una decisione riguardante la certificazione. L'autorità di regolazione si conforma alla decisione della Commissione.

⇩ nuovo

Articolo 14

Cooperazione dei gestori del sistema di trasporto

1.I gestori dei sistemi di trasporto cooperano con altri gestori delle infrastrutture e dei sistemi di trasporto per coordinare la manutenzione delle rispettive reti al fine di ridurre al minimo le interruzioni dei servizi di trasporto offerti agli utenti della rete e ai gestori dei sistemi di trasporto in altre aree.

2.I gestori dei sistemi di trasporto cooperano tra loro e con altri gestori delle infrastrutture con l'obiettivo di massimizzare la capacità tecnica all'interno del sistema di entrata-uscita e di ridurre al minimo, per quanto possibile, l'uso del gas combustibile.

Sezione 2

Accesso alla rete

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

Articolo 1513

Tariffe per l'accesso alle reti

1.Le tariffe, o le metodologie utilizzate per calcolarle, applicate dai gestori dei sistemi di trasporto e approvate dalle autorità di regolazione a norma dell'articolo 7241, paragrafo 67, della direttiva 2009/73/CE ⌦ rifusione della direttiva sul gas ⌫, nonché le tariffe pubblicate a norma dell'articolo 2732, paragrafo 1, di detta direttiva, devono essere trasparenti, tenere conto della necessità di integrità del sistema e del suo miglioramento e rispecchiare i costi effettivamente sostenuti purché essi corrispondano a quelli di un gestore di reti efficiente e strutturalmente comparabile e siano trasparenti, includendo nel contempo un appropriato rendimento degli investimenti e prendendo in considerazione, ove opportuno, le analisi comparative delle tariffe da parte delle autorità di regolamentazione. Le tariffe o le metodologie utilizzate per calcolarle devono essere applicate in modo non discriminatorio.

Gli Stati membri possono decidere che lLe tariffe possono anche essere determinate in base a procedure basate sul mercato, quali le aste, purché tali procedure e gli introiti che ne derivano siano approvati dall'autorità di regolazione.

Le tariffe, o le metodologie utilizzate per calcolarle, facilitano lo scambio efficiente di gas e la concorrenza, evitando allo stesso tempo la compensazione incrociata tra utenti della rete, fornendo incentivi per gli investimenti e mantenendo o realizzando l'interoperabilità delle reti di trasporto.

Le tariffe applicabili agli utenti della rete sono non discriminatorie e determinate in modo distinto per ogni punto d'entrata e d'uscita del sistema di trasporto. I meccanismi di assegnazione dei costi e la metodologia per la fissazione dei tassi riguardanti i punti d'entrata e d'uscita sono approvati dalle autorità nazionali di regolazione. Entro il 3 settembre 2011, gGli Stati membri assicurano che dopo un periodo transitorio, i corrispettivi relativi alla ⌦ gli oneri di ⌫ rete non siano calcolati sulla base dei flussi contrattuali.

2.Le tariffe di accesso alla rete non devono limitare la liquidità del mercato né falsare gli scambi transfrontalieri tra sistemi di trasporto diversi. Qualora le differenze nelle strutture tariffarie o nei meccanismi di bilanciamento ostacolino gli scambi tra i sistemi di trasporto, e fatto salvo l'articolo 7241, paragrafo 67, della direttiva 2009/73/CE ⌦ rifusione della direttiva sul gas ⌫, i gestori dei sistemi di trasporto provvedono attivamente, in cooperazione con le competenti autorità nazionali, alla convergenza delle strutture tariffarie e dei principi di addebito, anche in relazione alle regole di bilanciamento.

⇩ nuovo

Articolo 16

Sconti tariffari per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio

1.Nel fissare le tariffe, si applica uno sconto per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio:

a)ai punti di entrata da impianti di produzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio. Si applica uno sconto del 75 % alle rispettive tariffe basate sulla capacità al fine di aumentare l'immissione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio;

b)alle tariffe di trasporto basate sulla capacità nei punti di entrata e di uscita degli impianti di stoccaggio, a meno che l'impianto di stoccaggio sia collegato a più reti di trasporto o di distribuzione e utilizzato per competere con un punto di interconnessione. Tale sconto è fissato al 75 % negli Stati membri in cui i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio sono stati immessi per la prima volta nel sistema.

2.Le autorità di regolazione possono fissare tassi di sconto inferiori a quelli di cui al paragrafo 1 del presente articolo, a condizione che lo sconto sia in linea con i principi tariffari generali di cui all'articolo 15 e, in particolare, il principio della rappresentatività dei costi, tenendo conto della necessità di quadri finanziari stabili per gli investimenti esistenti, se del caso, e dello stato di avanzamento della diffusione dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nello Stato membro interessato.

3.Maggiori dettagli sugli sconti concessi a norma del paragrafo 1 possono essere stabiliti nel codice di rete relativo alle strutture tariffarie di cui all'articolo 52, paragrafo 1, lettera e).

4.La Commissione riesamina le riduzioni tariffarie a norma del paragrafo 1 [cinque anni dopo l'entrata in vigore del regolamento]. Essa pubblica una relazione che fornisce una panoramica della loro attuazione e valuta se il livello delle riduzioni di cui al paragrafo 1 sia ancora adeguato alla luce degli ultimi sviluppi del mercato. Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati, a norma dell'articolo 63, al fine di modificare i livelli di sconto di cui al paragrafo 1.

5.A decorrere dal 1º gennaio dell'anno successivo all'adozione, gli utenti della rete ricevono uno sconto del 100 % sulla tariffa regolamentata dal gestore del sistema di trasporto in tutti i punti di interconnessione, compresi i punti di entrata da e di uscita verso paesi terzi, nonché i punti di entrata dai terminali GNL per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, dopo aver fornito al rispettivo gestore del sistema di trasporto una prova della sostenibilità, basata su un certificato di sostenibilità valido a norma degli articoli 29 e 30 della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio 16 e registrato nella banca dati dell'Unione.

Per quanto riguarda lo sconto:

a)i gestori dei sistemi di trasporto sono tenuti a offrire lo sconto solo per il percorso più breve possibile in termini di attraversamenti di frontiere tra il luogo in cui la prova specifica della dichiarazione di sostenibilità, basata sul certificato di sostenibilità, è stata inizialmente registrata nella banca dati dell'Unione e il luogo in cui è stata annullata in quanto considerata consumata. Gli eventuali premi d'asta non sono coperti dallo sconto;

b)i gestori dei sistemi di trasporto forniscono informazioni sui volumi effettivi e previsti di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e sull'effetto dell'applicazione dello sconto tariffario sui loro ricavi alla pertinente autorità di regolazione. Le autorità di regolazione monitorano e valutano l'impatto dello sconto sulla stabilità tariffaria;

c)una volta che i ricavi del gestore del sistema di trasporto derivanti da tali tariffe specifiche sono ridotti del 10 % a seguito dell'applicazione dello sconto, i gestori dei sistemi di trasporto interessati e tutti i gestori dei sistemi di trasporto limitrofi sono tenuti a negoziare un meccanismo di compensazione tra gestori dei sistemi di trasporto. I gestori dei sistemi interessati si accordano entro tre anni. Se entro tale termine non è raggiunto alcun accordo, le autorità di regolazione interessate decidono congiuntamente in merito a un adeguato meccanismo di compensazione tra gestori dei sistemi di trasporto entro due anni. In mancanza di accordo tra le autorità di regolazione, si applica l'articolo 6 del regolamento ACER. Se le autorità di regolazione non sono state in grado di raggiungere un accordo entro due anni, o su loro richiesta congiunta, l'ACER decide, conformemente all'articolo 6, paragrafo 10, secondo comma, del regolamento (UE) 2019/942;

d)ulteriori dettagli necessari per applicare lo sconto per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, come il calcolo della capacità ammissibile per la quale si applica lo sconto e i processi necessari, sono fissati in un codice di rete definito sulla base dell'articolo 53 del presente regolamento.

Articolo 17

Ricavi dei gestori del sistema di trasporto del gas

1.A decorrere dal [un anno dopo il recepimento], l'autorità di regolazione competente garantisce la trasparenza delle metodologie, dei parametri e dei valori utilizzati per determinare i ricavi consentiti o previsti dei gestori dei sistemi di trasporto. L'autorità di regolazione pubblica le informazioni di cui all'allegato I o ne richiede la pubblicazione da parte del pertinente gestore del sistema di trasporto. Tali informazioni sono rese disponibili in un formato di facile utilizzo e, per quanto possibile, in una o più lingue comunemente comprese.

2.I costi del gestore del sistema di trasporto sono soggetti a un confronto dell'efficienza tra i gestori dei sistemi di trasporto dell'Unione, che l'ACER definisce opportunamente. Il [tre anni dopo il recepimento] e successivamente ogni quattro anni, l'ACER pubblica uno studio che mette a confronto l'efficienza dei costi dei gestori dei sistemi di trasporto dell'Unione. Le autorità di regolazione competenti e i gestori dei sistemi di trasporto forniscono all'ACER tutti i dati necessari per il confronto. Nel fissare periodicamente i ricavi consentiti o previsti dei gestori dei sistemi di trasporto le autorità di regolazione competenti tengono conto di tale confronto, oltre che delle circostanze nazionali.

3.Le autorità di regolazione competenti valutano l'evoluzione a lungo termine delle tariffe di trasporto sulla base delle variazioni previste dei relativi ricavi consentiti e previsti e della domanda di gas fino al 2050. Per effettuare tale valutazione l'autorità di regolazione include le informazioni relative alla strategia descritta nel piano nazionale per l'energia e il clima del rispettivo Stato membro e agli scenari su cui si fonda il piano di sviluppo integrato della rete, elaborato a norma dell'articolo 51 della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx].

Sezione 3

Gestione del sistema di trasporto, di stoccaggio, di GNL e dei terminali dell'idrogeno

Articolo 18

Capacità continua di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio
al sistema di trasmissione

1.I gestori dei sistemi di trasporto garantiscono una capacità continua per l'accesso agli impianti di produzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio connessi alla loro rete. A tal fine, i gestori dei sistemi di trasporto sviluppano, in cooperazione con i gestori dei sistemi di distribuzione, procedure e dispositivi, compresi gli investimenti, per garantire l'inversione dei flussi dalla rete di distribuzione alla rete di trasmissione.

2.Il paragrafo 1 lascia impregiudicata la possibilità per i gestori dei sistemi di trasporto di sviluppare alternative agli investimenti nell'inversione dei flussi, quali soluzioni di reti intelligenti o connessioni ad altri gestori di rete. L'accesso continuo può essere limitato solo per offrire capacità soggette a limitazioni operative, al fine di garantire l'efficienza economica. L'autorità di regolazione provvede affinché eventuali limitazioni della capacità continua o limitazioni operative siano introdotte sulla base di procedure trasparenti e non discriminatorie e non creino barriere ingiustificate all'ingresso nel mercato. Qualora l'impianto di produzione sostenga i costi necessari a garantire una capacità continua, non si applica alcuna limitazione.

Articolo 19

Coordinamento transfrontaliero della qualità del gas

1.I gestori dei sistemi di trasporto cooperano per evitare restrizioni ai flussi transfrontalieri dovute a differenze nella qualità del gas presso i punti di interconnessione tra Stati membri dell'Unione.

2.Qualora i gestori dei sistemi di trasporto interessati non possano evitare una restrizione al flusso transfrontaliero dovuta a differenze di qualità del gas nelle loro operazioni standard, ne informano senza indugio le autorità di regolazione interessate. Le informazioni comprendono una descrizione e una giustificazione delle misure già adottate dai gestori dei sistemi di trasporto.

3.Le autorità di regolazione interessate concordano entro sei mesi se riconoscere la restrizione.

4.Qualora riconoscano la restrizione, le autorità di regolazione interessate chiedono ai gestori dei sistemi di trasporto interessati di eseguire, entro 12 mesi dal riconoscimento, le seguenti azioni in sequenza:

a)cooperare e sviluppare opzioni tecnicamente fattibili, senza modificare le specifiche relative alla qualità del gas, che possono comprendere impegni relativi al flusso e il trattamento del gas, al fine di eliminare la restrizione riconosciuta;

b)effettuare congiuntamente un'analisi costi-benefici delle opzioni tecnicamente fattibili al fine di definire soluzioni economicamente efficienti che specifichino la ripartizione dei costi e dei benefici tra le categorie delle parti interessate;

c)elaborare una stima del tempo di attuazione per ciascuna opzione potenziale;

d)condurre una consultazione pubblica sulle soluzioni fattibili individuate e prendere in considerazione i risultati della consultazione;

e)presentare una proposta congiunta, basata sull'analisi costi-benefici e sui risultati della consultazione pubblica, per una soluzione volta a eliminare la restrizione riconosciuta, compreso il calendario per la sua attuazione, alle rispettive autorità di regolazione per approvazione e alle altre autorità nazionali competenti di ciascuno Stato membro interessato per informazione.

5.Se i gestori dei sistemi di trasporto interessati non raggiungono un accordo su una soluzione, ciascun gestore del sistema di trasporto lo comunica tempestivamente alla propria autorità di regolazione.

6.Le autorità di regolazione interessate adottano una decisione congiunta coordinata per eliminare la restrizione riconosciuta, tenendo conto dell'analisi costi-benefici preparata dai gestori dei sistemi di trasporto interessati e dei risultati della consultazione pubblica entro sei mesi, come stabilito all'articolo 6, paragrafo 10, del regolamento (UE) 2019/942.

7.La decisione congiunta coordinata delle autorità di regolazione interessate comprende una decisione sulla ripartizione dei costi di investimento a carico di ciascun gestore del sistema di trasporto per l'attuazione della soluzione concordata, nonché sulla loro inclusione nelle tariffe, tenendo conto dei costi e dei benefici economici, sociali e ambientali della soluzione negli Stati membri interessati.

8.L'ACER può formulare raccomandazioni alle autorità di regolazione sui dettagli delle decisioni di ripartizione dei costi di cui al paragrafo 7.

9.Qualora le autorità di regolazione interessate non riescano a raggiungere l'accordo di cui al paragrafo 3, l'ACER decide in merito alla restrizione secondo la procedura di cui all'articolo 6, paragrafo 10, del regolamento (UE) 2019/942. Se riconosce la restrizione, l'ACER chiede ai gestori dei sistemi di trasporto interessati di eseguire, entro 12 mesi, le azioni di cui al paragrafo 4, lettere da a) a e), in sequenza.

10.Qualora le pertinenti autorità di regolazione non possano adottare decisioni coordinate congiunte di cui ai paragrafi 6 e 7, l'ACER decide in merito alla soluzione per eliminare la restrizione riconosciuta e all'assegnazione dei costi di investimento a carico di ciascun gestore del sistema di trasporto per l'attuazione della soluzione concordata, secondo la procedura di cui all'articolo 6, paragrafo 10, del regolamento (UE) 2019/942.

11.Ulteriori dettagli necessari per attuare gli elementi del presente articolo, compresi i dettagli sull'analisi costi-benefici, sono stabiliti in un codice di rete definito sulla base dell'articolo 53 del presente regolamento.

Articolo 20

Miscele di idrogeno nei punti di interconnessione tra gli Stati membri dell'Unione
nel sistema del gas naturale

1.A decorrere dal 1º ottobre 2025 i gestori dei sistemi di trasporto accettano flussi di gas con un tenore di idrogeno fino al 5 % in volume nei punti di interconnessione tra gli Stati membri dell'Unione nel sistema del gas naturale, secondo la procedura di cui all'articolo 19 del presente regolamento.

2.Quando il tenore dell'idrogeno miscelato nel sistema del gas naturale supera il 5 % in volume, il processo di cui all'articolo 19 del presente regolamento non si applica.

3.Gli Stati membri non utilizzano la miscelazione di idrogeno nel sistema del gas naturale per limitare i flussi transfrontalieri di gas.

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

Articolo 214

Rete europea di gestori del sistema di trasporto del gas

Tutti i gestori del sistema di trasporto cooperano a livello ⌦ unionale ⌫ comunitario mediante la ⌦ Rete europea di gestori del sistema di trasporto del gas ⌫ (REGST del gas ⌦ ENTSOG ⌫ ) allo scopo di promuovere il completamento e il funzionamento del mercato interno del gas naturale e gli scambi transfrontalieri e di garantire una gestione ottimale, un esercizio coordinato e un'evoluzione tecnica soddisfacente della rete di trasporto del gas naturale.

Articolo 225

Costituzione della REGST del gas ⌦ Organizzazione dell'ENTSOG ⌫

1.Entro il 3 marzo 2011 i gestori del sistema di trasporto del gas ⌦ L'ENTSOG ⌫ presentano alla Commissione e all'⌦ ACER ⌫ Agenzia un progetto di statuto, un elenco dei membri e un progetto di regolamento interno, comprese le norme procedurali applicabili alla consultazione di altre parti interessate, ⌦ dell'ENTSOG ⌫ della REGST del gas ⇨ in caso di modifica di detti documenti o su richiesta motivata della Commissione o dell'ACER ⇦.

2.Entro due mesi dal giorno di ricezione, l'⌦ ACER ⌫ Agenzia, dopo aver formalmente consultato le organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate, in particolare gli utenti del sistema, compresi i clienti, fornisce alla Commissione un parere sul progetto di statuto, sull'elenco dei membri e sul progetto di regolamento interno.

3.La Commissione esprime il suo parere sul progetto di statuto, sulla proposta di elenco dei membri e sul progetto di regolamento interno, tenendo conto del parere espresso dall'⌦ ACER ⌫ Agenzia di cui al paragrafo 2 ed entro tre mesi dal giorno della ricezione del parere dell'⌦ ACER ⌫ Agenzia.

4.⌦ Entro ⌫ Nei tre mesi dal giorno di ricezione del parere della Commissione, i gestori del sistema di trasporto costituiscono ⌦ l'ENTSOG ⌫ la REGST del gas e adottano e pubblicano il suo ⌦ lo ⌫ statuto e il suo regolamento interno ⌦ rivisti ⌫.

🡻 715/2009 (adattato)

Articolo 238

Compiti ⌦ dell'ENTSOG ⌫ della REGST del gas

1.La REGST del gas ⌦ L'ENTSOG ⌫ elabora codici di rete nei settori di cui al paragrafo 6 del presente articolo su richiesta della Commissione a norma dell'articolo 536, paragrafo 96.

2.La REGST del gas ⌦ L'ENTSOG ⌫ può elaborare codici di rete nei settori di cui al paragrafo 6 ai fini del conseguimento degli obiettivi di cui all'articolo 214 qualora tali codici non si riferiscano a settori contemplati nella richiesta trasmessale dalla Commissione. Questi codici di rete sono trasmessi per parere all'⌦ ACER ⌫ Agenzia. Tale parere è tenuto debitamente in considerazione ⌦ dall'ENTSOG ⌫ dalla REGST del gas.

3.La REGST del gas ⌦ L'ENTSOG ⌫ adotta:

a)gli strumenti comuni di gestione di rete per assicurare il coordinamento del funzionamento della rete in condizioni normali e di emergenza, compresa una classificazione comune degli incidenti, e i piani di ricerca;

b)ogni due anni, un piano di sviluppo della rete decennale non vincolante a livello comunitario ⌦ unionale ⌫ (piano di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ unionale ⌫), comprese le prospettive europee sull'adeguatezza dell'approvvigionamento;

c)raccomandazioni relative al coordinamento della cooperazione tecnica fra i gestori di sistemi di trasporto della Comunità ⌦ dell'Unione ⌫ e di paesi terzi;

d)un programma annuale di lavoro;

e)una relazione annuale;

f)prospettive annuali di approvvigionamento per il periodo estivo e invernale;. ⌦ e ⌫

⇩ nuovo

g)una relazione di monitoraggio della qualità del gas entro il 15 maggio 2024 e successivamente ogni due anni, che comprenda l'evoluzione dei parametri di qualità del gas, l'evoluzione del livello e del volume di idrogeno miscelato nel sistema del gas naturale, le previsioni relative all'evoluzione prevista dei parametri di qualità del gas e del volume di idrogeno miscelato nel sistema del gas naturale, l'impatto della miscelazione dell'idrogeno sui flussi transfrontalieri, nonché informazioni sui casi relativi a differenze nelle specifiche di qualità del gas o nelle specifiche dei livelli di miscelazione e il modo in cui tali casi sono stati risolti;

g)la relazione di monitoraggio della qualità del gas riguarda anche lo sviluppo per i settori elencati alla lettera g) ove pertinente per la rete di distribuzione, sulla base delle informazioni fornite dall'ente dei gestori dei sistemi di distribuzione nell'Unione ("EU DSO").

🡻 715/2009

4.Le prospettive europee sull'adeguatezza dell'approvvigionamento di cui al paragrafo 3, lettera b), riguardano l'adeguatezza generale del sistema del gas a fronte della domanda di gas esistente e prevista per il periodo di cinque anni successivo nonché per il periodo tra cinque e dieci anni dalla data di detta prospettiva. Le prospettive europee sull'adeguatezza dell'approvvigionamento sono basate sulle prospettive nazionali di approvvigionamento preparate dai singoli gestori del sistema di trasporto.

⇩ nuovo

Il piano di sviluppo della rete a livello di Unione di cui al paragrafo 3, lettera b), comprende la modellizzazione della rete integrata, reti dell'idrogeno incluse, l'elaborazione di scenari, le prospettive europee sull'adeguatezza dell'approvvigionamento e la valutazione della resilienza del sistema.

🡻 715/2009 (adattato)

5.Il programma di lavoro annuale di cui al paragrafo 3, lettera d), comprende un elenco e una descrizione dei codici di rete da elaborare, un piano di coordinamento della gestione della rete e le attività di ricerca e di sviluppo da realizzare nel corso dell'anno, corredati di calendario indicativo.

6.I codici di rete di cui ai paragrafi 1 e 2 coprono i settori seguenti, tenendo conto, se del caso, delle caratteristiche specifiche regionali:

a)norme in materia di sicurezza e di affidabilità della rete;

b)norme di collegamento alla rete;

c)norme in materia di accesso dei terzi;

d)norme in materia di scambio dei dati e di liquidazione;

e)regole di interoperabilità;

f)procedure operative in caso di emergenza;

g)norme di assegnazione della capacità e di gestione della congestione;

h)norme relative agli scambi commerciali connesse alla fornitura tecnica e operativa dei servizi di accesso alla rete e al ⌦ regime ⌫ sistema di bilanciamento;

i)regole di trasparenza;

j)regole di bilanciamento, comprese norme procedurali legate alla rete in materia di programmi di trasporto, oneri di sbilancio, regole di bilanciamento operativo tra i sistemi dei gestori dei sistemi di trasporto;

k)norme riguardanti le strutture tariffarie di trasporto armonizzate; e

l)norme in materia di efficienza energetica delle reti del gas;.

⇩ nuovo

m)norme in materia di cibersicurezza delle reti del gas.

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

7.I codici di rete sono elaborati per le questioni relative alla rete transfrontaliera e per le questioni relative all'integrazione del mercato e lasciano impregiudicato il diritto degli Stati membri di elaborare codici di rete nazionali che non influiscano sul commercio transfrontaliero.

8.La REGST del gas ⌦ L'ENTSOG ⌫ controlla e analizza l'attuazione dei codici di rete e degli orientamenti adottati dalla Commissione a norma dell'articolo 536, paragrafo 1311, ⌦ o dell'articolo 56 ⌫ e il loro effetto sull'armonizzazione delle regole applicabili volte a facilitare l'integrazione del mercato. La REGST del gas ⌦ L'ENTSOG ⌫ riferisce quanto riscontrato all' ⌦ ACER ⌫ Agenzia e include i risultati dell'analisi nella relazione annuale di cui al paragrafo 3, lettera e), del presente articolo.

9.La REGST del gas ⌦ L'ENTSOG ⌫ mette a disposizione tutte le informazioni richieste dall'⌦ ACER ⌫ Agenzia per svolgere i suoi compiti ai sensi dell'articolo 249, paragrafo 1.

10.11.L'⌦ ACER ⌫ Agenzia esamina i piani decennali di sviluppo della rete a livello nazionale per valutarne la coerenza con il piano di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ unionale ⌫. Se individua incoerenze tra un piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale ed il piano di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ unionale ⌫, l'⌦ ACER ⌫ Agenzia raccomanda di modificare opportunamente il piano di sviluppo della rete a livello nazionale o il piano di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ unionale ⌫. Se tale piano di sviluppo della rete a livello nazionale è elaborato conformemente all'articolo 5122 della direttiva 2009/73/CE ⌦ [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] ⌫, l'⌦ ACER ⌫ Agenzia raccomanda all'autorità nazionale di regolazione competente di modificare il piano decennale nazionale di sviluppo della rete a norma dell'articolo 5122, paragrafo 5,7 di detta direttiva e di informarne la Commissione.

11.12.Su richiesta della Commissione, ⌦ l'ENTSOG ⌫ la REGST del gas fornisce alla Commissione il suo parere sull'adozione degli orientamenti, come previsto all'articolo 5623.

Articolo 249

Controllo effettuato dall'⌦ ACER ⌫ Agenzia

1.L'⌦ ACER ⌫ Agenzia controlla l'esecuzione dei compiti ⌦ l'ENTSOG ⌫ della REGST del gas previsti all'articolo 238, paragrafi 1, 2 e 3, e riferisce alla Commissione.

L'⌦ ACER ⌫ Agenzia controlla l'attuazione, da parte ⌦ dell'ENTSOG ⌫ della REGST del gas, dei codici di rete elaborati ai sensi dell'articolo 238, paragrafo 2, e dei codici di rete che sono stati elaborati conformemente all'articolo 536, paragrafi da 1 a 1210, ma che non sono stati adottati dalla Commissione ai sensi dell'articolo 536, paragrafo 1311. Qualora ⌦ l'ENTSOG ⌫ la REGST del gas non abbia attuato uno di tali codici di rete, l'⌦ ACER ⌫ Agenzia chiede ⌦ all'ENTSOG ⌫ alla REGST del gas di fornire una spiegazione debitamente motivata riguardo ai motivi di tale inosservanza. L' ⌦ ACER ⌫ Agenzia informa la Commissione di tale spiegazione e le fornisce il suo parere al riguardo.

L'⌦ ACER ⌫ Agenzia controlla e analizza l'attuazione dei codici di rete e degli orientamenti adottati dalla Commissione, come previsto all'articoloagli articoli 526, paragrafo 111, ⌦ 53, 55 e 56 ⌫ e il loro effetto sull'armonizzazione delle regole applicabili volte a facilitare l'integrazione del mercato e sulla non discriminazione, l'effettiva concorrenza e il funzionamento efficace del mercato, e riferisce alla Commissione al riguardo.

2.⌦ L'ENTSOG ⌫ La REGST del gas presenta all'⌦ ACER ⌫ Agenzia, per sentire il suo parere, il progetto di piano di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ unionale ⌫ e il progetto di programma di lavoro annuale, comprese le informazioni relative al processo di consultazione e gli altri documenti di cui all'articolo 238, paragrafo 3.

Entro due mesi dalla ricezione l'⌦ ACER ⌫ Agenzia trasmette ⌦ all'ENTSOG ⌫ alla REGST del gas e alla Commissione un parere debitamente motivato nonché raccomandazioni, se ritiene che il progetto di programma di lavoro annuale o il progetto di piano di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ di Unione ⌫ presentato ⌦ dell'ENTSOG ⌫ dalla REGST del gas non sia conforme ai principi di non discriminazione, di una concorrenza effettiva e del funzionamento efficace del mercato o ad un'interconnessione transfrontaliera di livello sufficiente cui possono accedere parti terze.

Articolo 2524

Autorità di regolazione

Nell'esercizio delle loro competenze ai sensi del presente regolamento, le autorità di regolazione garantiscono il rispetto del presente regolamento ⇨ , dei codici di rete ⇦ e degli orientamenti adottati a norma degli articoli da 52 a 56dell'articolo 23.

Ove opportuno, esse cooperano tra di loro, con la Commissione e con l'⌦ ACER ⌫ Agenzia a norma del capo VIII della direttiva 2009/73/CE ⌦ rifusione della direttiva sul gas ⌫.

Articolo 2610

Consultazioni

1.In occasione dell'elaborazione dei codici di rete, del progetto di piano di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ unionale ⌫ e del programma di lavoro annuale di cui all'articolo 238, paragrafi 1, 2 e 3, la REGST del gas ⌦ l'ENTSOG ⌫ conduce una consultazione ad ampio raggio, in una fase iniziale e in modo approfondito, aperto e trasparente, coinvolgendo tutti i partecipanti al mercato interessati e, in particolare, le organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate, secondo le norme procedurali di cui all'articolo 225, paragrafo 1. La consultazione coinvolge anche le autorità nazionali di regolazione e altre autorità nazionali, le imprese di erogazione e di produzione, gli utenti della rete, compresi i clienti, i gestori dei sistemi di distribuzione, comprese le pertinenti associazioni settoriali, gli organismi tecnici e le piattaforme di parti interessate. Essa si prefigge di enucleare i pareri e le proposte di tutte le parti competenti nel corso del processo decisionale.

2.Tutti i documenti e i verbali relativi alle consultazioni di cui al paragrafo 1 sono resi pubblici.

3.Prima di adottare il programma di lavoro annuale e i codici di rete di cui all'articolo 238, paragrafi 1, 2 e 3, ⌦ l'ENTSOG ⌫ la REGST del gas illustra come le osservazioni raccolte nel corso della consultazione sono state tenute in conto. Se decide di non tener conto di un'osservazione, adduce i motivi della sua scelta.

🡻 347/2013 articolo 22, punto 2 (adattato)

⇨ nuovo

Articolo 2711

Costi

I costi relativi alle attività ⌦ dell'ENTSOG ⌫ della REGST del gas di cui agli articoli da 21 a 234 a 12 ⇨ , 52 e 53 ⇦ del presente regolamento, nonché all'articolo 11 del regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio 17 , sono a carico dei gestori dei sistemi di trasporto e sono presi in considerazione ai fini del calcolo delle tariffe. Le autorità di regolazione approvano tali costi solo se ragionevoli e adeguati.

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

Articolo 2812

Cooperazione regionale dei gestori dei sistemi di trasporto

1.I gestori dei sistemi di trasporto instaurano una cooperazione regionale nell'ambito ⌦ dell'ENTSOG ⌫ della REGST del gas per contribuire ai compiti di cui all'articolo 238, paragrafi 1, 2 e 3. In particolare, pubblicano ogni due anni un piano regionale di investimenti e possono prendere decisioni in materia di investimenti sulla base di detto piano.

2.I gestori dei sistemi di trasporto promuovono l'adozione di modalità pratiche tali da assicurare la gestione ottimale della rete e incoraggiano lo sviluppo degli scambi di energia, l'assegnazione coordinata delle capacità transfrontaliere mediante soluzioni non discriminatorie basate sul mercato, con particolare attenzione alle caratteristiche specifiche delle aste implicite per le assegnazioni a breve termine, e l'integrazione di meccanismi di bilanciamento.

3.Ai fini del conseguimento degli obiettivi di cui ai paragrafi 1 e 2, ⇨ alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati in conformità all'articolo 63 relativamente alla ⇦ ⌦ definizione dell' ⌫ l'area geografica di competenza di ciascuna struttura di cooperazione regionale può essere definita dalla Commissione, tenendo conto delle strutture di cooperazione regionali esistenti. Ciascuno Stato membro può promuovere la cooperazione in più aree geografiche. La misura di cui alla prima frase, intesa a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, è adottata secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all'articolo 28, paragrafo 2.

A tal fine, la Commissione consulta l'⌦ ACER ⌫ agenzia e ⌦ l'ENTSOG ⌫ la REGST del gas.

Articolo 29

⌦ Piani decennali di sviluppo della rete ⌫

🡻 715/2009 (adattato)

⌦ L'ENTSOG ⌫ La REGST del gas adotta e pubblica ogni due anni un il piano di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ unionale ⌫ di cui al ⌦ all'articolo 23, ⌫ paragrafo 3, lettera b). Il piano di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ di Unione ⌫ comprende la modellizzazione della rete integrata, l'elaborazione di scenari, le prospettive europee sull'adeguatezza dell'approvvigionamento e la valutazione della resilienza del sistema.

In particolare, il piano di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ di Unione ⌫:

🡻 347/2013 articolo 22, punto 1

⇨ nuovo

a)si basa sui piani di investimento nazionali ⇨ e sul capo IV del regolamento (UE) n. 347/2013 ⇦ , 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 ( 18 ); esso è sottoposto all'analisi dei costi-benefici utilizzando la metodologia definita all'articolo 11 di detto regolamento;

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

b)per quanto riguarda le interconnessioni transfrontaliere, si basa anche sulle ragionevoli esigenze di vari utenti di rete e include impegni a lungo termine di investitori di cui agli articoli 52 e 56all'articolo 14 e all'articolo 22 della direttiva 2009/73/CE ⌦ [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] ⌫; e

c)individua le lacune in materia di investimenti, in particolare per quanto riguarda le capacità transfrontaliere.

Per quanto concerne la lettera c) delil secondo comma, lettera c), al piano di sviluppo della rete a livello comunitario ⌦ di Unione ⌫ può essere allegato un esame degli ostacoli all'aumento della capacità transfrontaliera della rete derivanti dalla diversità nelle procedure o prassi di approvazione.

Articolo 3018

Obblighi di trasparenza in relazione ai gestori dei sistemi di trasporto

1.I gestori dei sistemi di trasporto rendono pubbliche informazioni dettagliate riguardanti ⇨ la capacità e ⇦ i servizi che essi offrono e le relative condizioni applicate, unitamente alle informazioni tecniche necessarie agli utenti della rete per ottenere un effettivo accesso alla rete.

2.Al fine di garantire tariffe trasparenti, oggettive e non discriminatorie e facilitare l'utilizzo efficiente della rete del gas, i gestori dei sistemi di trasporto o le autorità nazionali competenti pubblicano informazioni ragionevolmente e sufficientemente dettagliate sulla derivazione, metodologia e struttura delle tariffe.

3.Per i servizi forniti, ciascun gestore dei sistemi di trasporto rende pubbliche informazioni sulle capacità tecniche, contrattuali e disponibili su base numerica per tutti i punti rilevanti, compresi i punti di entrata e di uscita, a scadenza periodica e ricorrente e in un formato normalizzato di facile impiego ⇨ precisato nell'allegato I ⇦.

4.I punti pertinenti di un sistema di trasporto sul quale devono essere rese pubbliche informazioni sono approvati dalle autorità competenti previa consultazione degli utenti della rete.

5.Il gestore dei sistemi di trasporto diffonde sempre le informazioni previste dal presente regolamento in modo significativo, chiaro sotto il profilo quantitativo, facilmente accessibile e non discriminatorio.

6.Il gestore dei sistemi di trasporto rende pubbliche le informazioni sull'offerta e la domanda ex ante e ex post, sulla base dei programmi di trasporto ⇨ e delle assegnazioni ⇦, delle previsioni e dei flussi in entrata e in uscita realizzati sul sistema. L'autorità nazionale di regolazione assicura che tutte queste informazioni siano rese pubbliche. Il livello di dettaglio delle informazioni rese pubbliche riflette il livello delle informazioni di cui dispone il gestore dei sistemi di trasporto.

Il gestore dei sistemi di trasporto rende pubbliche le misure adottate, come pure le spese sostenute e le entrate generate con riferimento al bilanciamento del sistema.

I soggetti partecipanti al mercato comunicano ai gestori del sistema di trasporto le informazioni di cui al presente articolo.

⇩ nuovo

7.Sulla base degli articoli 16 e 17 del regolamento (UE) 2015/703 della Commissione, i gestori dei sistemi di trasporto rendono pubbliche informazioni dettagliate sulla qualità dei gas trasportati nella propria rete, che potrebbe avere ripercussioni sugli utenti della rete.

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

Articolo 3119

Obblighi di trasparenza in relazione agli impianti di stoccaggio ⌦ di gas naturale e idrogeno, ⌫ , e agli impianti di GNL ⌦ e ai terminali dell'idrogeno ⌫

1.I gestori ⇨ degli impianti di GNL e di stoccaggio dell'idrogeno nonché i gestori dei sistemi di stoccaggio (di gas naturale) e i gestori dei terminali dell'idrogeno ⇦ dei sistemi di stoccaggio e di GNL pubblicano informazioni dettagliate riguardanti ⇨ tutti ⇦ i servizi che offrono e le relative condizioni applicate, unitamente alle informazioni tecniche necessarie affinché gli utenti degli impianti di stoccaggio ⇨ dell'idrogeno ⇦ e di GNL ⇨ e dei terminali dell'idrogeno ⇦ ottengano un effettivo accesso a detti impianti ⇨ e terminali ⇦. ⇨ Le autorità di regolazione possono chiedere a tali operatori di rendere pubblica qualsiasi ulteriore informazione pertinente per gli utenti del sistema. ⇦

⇩ nuovo

2.I gestori dei sistemi di GNL prevedono strumenti facilmente utilizzabili per il calcolo delle tariffe dei servizi disponibili.

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

3.2. Per i servizi forniti, i gestori ⇨ degli impianti di GNL e di stoccaggio dell'idrogeno nonché i gestori dei sistemi di stoccaggio del gas naturale ⇦ dei sistemi di stoccaggio e di GNL pubblicano ⌦ sotto forma di dati numerici ⌫ , a scadenza periodica e ricorrente e in un formato normalizzato di facile utilizzo per l'utente, informazioni sulle capacità stabilite nel contratto e disponibili degli impianti di stoccaggio, e di GNL ⇨ e di stoccaggio di idrogeno, nonché dei terminali dell'idrogeno ⇦.

4.3. I gestori ⇨ degli impianti di GNL e di stoccaggio dell'idrogeno nonché dei sistemi di stoccaggio del gas naturale ⇦ dei sistemi di stoccaggio e di GNL diffondono sempre le informazioni previste dal presente regolamento in modo logico, chiaramente quantificabile, facilmente accessibile e non discriminatorio.

5.4. I gestori dei sistemi di stoccaggio e di GNL ⇨ e i gestori degli impianti di stoccaggio dell'idrogeno e dei terminali dell'idrogeno ⇦ rendono pubblica la quantità di gas presente in ogni impianto di stoccaggio o di GNL ⇨ e in ogni terminale dell'idrogeno ⇦ o gruppo di impianti di stoccaggio se ciò corrisponde al modo in cui l'accesso è offerto agli utenti del sistema, i flussi in entrata e in uscita, come pure le capacità disponibili degli impianti di stoccaggio ⇨ di gas naturale e idrogeno, degli impianti ⇦ e di GNL ⇨ e dei terminali dell'idrogeno ⇦, anche per gli impianti esentati dall'accesso dei terzi. Tali informazioni sono comunicate altresì al gestore del sistema di trasporto ⇨ o al gestore della rete dell'idrogeno per lo stoccaggio di idrogeno e i terminali dell'idrogeno ⇦, che le rende pubbliche a livello aggregato per sistema o per sotto-sistema definito in funzione dei punti pertinenti. Queste informazioni sono aggiornate almeno una volta al giorno.

Se un utente del sistema di stoccaggio ⇨ di gas naturale o idrogeno ⇦ è l'unico utente di un impianto di stoccaggio ⇨ di gas naturale o idrogeno ⇦ può presentare all'autorità nazionale di regolazione una richiesta motivata di trattamento riservato dei dati di cui al primo comma. Se l'autorità nazionale di regolazione giunge alla conclusione che tale richiesta è giustificata, tenendo in particolare conto della necessità di trovare un equilibrio fra l'interesse della legittima protezione dei segreti d'impresa, la cui diffusione inciderebbe negativamente sulla strategia commerciale globale dell'utente dello stoccaggio, e l'obiettivo di creare un mercato interno del gas competitivo, può consentire al gestore del sistema di stoccaggio di non rendere pubblici i dati di cui al primo comma per un periodo massimo di un anno.

Il secondo comma si applica fatti salvi gli obblighi di comunicazione e di pubblicazione da parte del gestore del sistema di trasporto di cui al primo comma, a meno che i dati aggregati siano identici ai dati del sistema di stoccaggio ⇨ di gas naturale o idrogeno ⇦ di cui l'autorità nazionale di regolazione ha approvato la non pubblicazione.

6.5. Al fine di garantire tariffe trasparenti, obiettive e non discriminatorie, e facilitare l'utilizzo efficiente delle infrastrutture, i gestori di impianti di GNL e di stoccaggio ⇨ di gas naturale o idrogeno ⇦ o le autorità di regolazionenazionali competenti pubblicano informazioni sufficientemente dettagliate sulla derivazione, la metodologia e la struttura delle tariffe per le infrastrutture soggette all'accesso regolamentato di terzi.; ⇨ Gli impianti di GNL cui è stata concessa una deroga a norma dell'articolo 22 della direttiva 2003/55/CE e dell'articolo 36 della direttiva 2009/73/CE, nonché dell'articolo 60 del presente regolamento, e i gestori dello stoccaggio di gas naturale nell'ambito del regime di accesso di terzi negoziato stabiliscono tariffe pubbliche per le infrastrutture al fine di garantire un sufficiente grado di trasparenza. ⇦

⇩ nuovo

I gestori dei sistemi di GNL e di stoccaggio istituiscono rispettivamente un'unica piattaforma europea entro 18 mesi dal [data di entrata in vigore del regolamento] per pubblicare in modo trasparente e di facile utilizzo le informazioni richieste a norma del presente articolo.

🡻 715/2009

Articolo 3220

Registrazione delle informazioni da parte dei gestori dei sistemi

I gestori dei sistemi di trasporto, i gestori dei sistemi di stoccaggio e i gestori dei sistemi di GNL tengono a disposizione delle autorità nazionali, comprese le autorità nazionali di regolazione, dell'autorità nazionale in materia di concorrenza e della Commissione, tutte le informazioni di cui agli articoli 30 e 3118 e 19 e alla parte 3 dell'allegato I, per un periodo di cinque anni.

⇩ nuovo

Sezione 4

Gestione del sistema di distribuzione

Articolo 33

Capacità continua di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio
al sistema di distribuzione

1.I gestori dei sistemi di distribuzione garantiscono una capacità continua per l'accesso degli impianti di produzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio connessi alla loro rete. A tal fine, i gestori dei sistemi di distribuzione sviluppano, in cooperazione con i gestori dei sistemi di trasporto, procedure e dispositivi, compresi gli investimenti, per garantire l'inversione dei flussi dalla rete di distribuzione alla rete di trasmissione.

2.Il paragrafo 1 lascia impregiudicata la possibilità per i gestori dei sistemi di distribuzione di sviluppare alternative agli investimenti nell'inversione dei flussi, quali soluzioni di reti intelligenti o connessioni ad altri gestori di rete. L'accesso continuo può essere limitato solo per offrire capacità soggette a limitazioni operative, al fine di garantire l'efficienza economica. L'autorità di regolazione provvede affinché eventuali limitazioni della capacità continua o limitazioni operative siano introdotte sulla base di procedure trasparenti e non discriminatorie e non creino barriere ingiustificate all'ingresso nel mercato. Qualora l'impianto di produzione sostenga i costi necessari a garantire una capacità continua, non si applica alcuna limitazione.

Articolo 34

Cooperazione tra i gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasporto

I gestori dei sistemi di distribuzione cooperano con altri gestori dei sistemi di distribuzione e con i gestori dei sistemi di trasporto per coordinare la manutenzione, lo sviluppo del sistema, le nuove connessioni e la gestione del sistema al fine di assicurare l'integrità del sistema e di massimizzare la capacità e ridurre al minimo l'uso del gas combustibile.

Articolo 35

Obblighi di trasparenza in relazione ai gestori dei sistemi di distribuzione

Sulla base degli articoli 16 e 17 del regolamento (UE) 2015/703 della Commissione, laddove i gestori dei sistemi di trasporto siano responsabili della gestione della qualità dei gas nella propria rete, rendono pubbliche informazioni dettagliate sulla qualità dei gas trasportati che potrebbe avere ripercussioni sugli utenti della rete.

Articolo 36

Ente europeo dei gestori dei sistemi di distribuzione

I gestori dei sistemi di distribuzione che gestiscono un sistema del gas naturale cooperano a livello unionale attraverso l'ente europeo dei gestori dei sistemi di distribuzione ("EU DSO"), istituito a norma degli articoli da 52 a 57 del regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio 19 , al fine di promuovere il completamento e il funzionamento del mercato interno del gas naturale e di promuovere una gestione ottimale e un funzionamento coordinato dei sistemi di distribuzione e di trasporto.

I membri iscritti possono partecipare all'EU DSO direttamente o essere rappresentati da un'associazione nazionale designata dallo Stato membro o da un'associazione a livello di Unione.

I costi relativi alle attività dell'EU DSO sono a carico dei gestori dei sistemi di distribuzione che ne sono membri iscritti e sono presi in considerazione ai fini del calcolo delle tariffe. Le autorità di regolazione approvano i costi solo se ragionevoli e proporzionati.

Articolo 37

Modifiche delle principali norme e procedure dell'EU DSO

1.Le norme e le procedure relative alla partecipazione dei gestori dei sistemi di distribuzione all'EU DSO ai sensi dell'articolo 54 del regolamento (UE) 2019/942 si applicano anche ai gestori dei sistemi di distribuzione che gestiscono un sistema del gas naturale.

2.Il gruppo consultivo strategico di cui all'articolo 54, paragrafo 2, lettera f), del regolamento (UE) 2019/942 è altresì composto da rappresentanti delle associazioni europee dei gestori dei sistemi di distribuzione che gestiscono esclusivamente un sistema di gas naturale.

3.Entro [un anno dall'entrata in vigore] l'EU DSO presenta alla Commissione e all'ACER un progetto di statuto aggiornato, ivi compreso un codice di condotta, un elenco degli iscritti e un progetto di regolamento interno aggiornato che comprende le norme per la consultazione dell'ENTSO-E, dell'ENTSO del gas e di altre parti interessate, e un progetto di norme di finanziamento aggiornate.

Il progetto di regolamento interno aggiornato dell'EU DSO garantisce la rappresentanza equilibrata di tutti i gestori dei sistemi di distribuzione partecipanti, inclusi quelli che gestiscono o possiedono esclusivamente sistemi di gas naturale.

4.Entro quattro mesi dal ricevimento dei documenti di cui al paragrafo 3, l'ACER trasmette alla Commissione un parere, dopo aver consultato le organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate, in particolare gli utenti dei sistemi di distribuzione.

5.Entro tre mesi dal ricevimento del parere dell'ACER, la Commissione formula il suo parere sui documenti forniti di cui al paragrafo 3 tenendo conto del parere dell'ACER di cui al paragrafo 3.

6.Entro tre mesi dal ricevimento del parere favorevole della Commissione, i gestori dei sistemi di trasmissione adottano e pubblicano lo statuto, il regolamento interno e le norme per il finanziamento modificati.

7.I documenti di cui al paragrafo 3 sono trasmessi alla Commissione e all'ACER nel caso in cui siano modificati o su richiesta motivata della Commissione o dell'ACER. La Commissione e l'ACER possono formulare un parere conformemente alla procedura di cui ai paragrafi 3, 4 e 5.

Articolo 38

Compiti aggiuntivi dell'EU DSO

1.L'EU DSO svolge i compiti di cui all'articolo 55, paragrafo 1, lettere da a) a e), del regolamento (UE) 2019/943 e le attività di cui all'articolo 55, paragrafo 2, lettere da c) a e), di tale regolamento anche per quanto riguarda le reti di distribuzione che fanno parte del sistema del gas naturale.

2.Oltre ai compiti elencati all'articolo 55, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2019/943, l'EU DSO partecipa allo sviluppo di codici di rete rilevanti per la gestione e la pianificazione delle reti di distribuzione e per la gestione coordinata delle reti di trasporto e delle reti di distribuzione a norma del presente regolamento e che contribuiscono a mitigare le emissioni fuggitive di metano dal sistema del gas naturale.

Quando partecipa allo sviluppo di nuovi codici di rete a norma dell'articolo 53, l'EU DSO rispetta gli obblighi di consultazione di cui all'articolo 56 del regolamento (UE) 2019/943.

3.Oltre alle attività di cui all'articolo 55, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2019/943, l'EU DSO:

a)coopera con l'ENTSOG per il monitoraggio dell'attuazione dei codici di rete e degli orientamenti adottati a norma del presente regolamento pertinenti per la gestione e la pianificazione delle reti di distribuzione e la gestione coordinata delle reti di trasporto e di distribuzione;

b)coopera con l'ENTSOG e adotta le migliori pratiche per la gestione e la pianificazione coordinata dei sistemi di trasporto e di distribuzione, anche in merito a questioni quali lo scambio di dati tra gestori e il coordinamento delle risorse energetiche distribuite;

c)si adopera per individuare le migliori pratiche per l'attuazione dei risultati delle valutazioni a norma dell'articolo 23, paragrafo 1 bis, [proposta REDIII sulla promozione delle energie rinnovabili] e dell'articolo 23 [proposta di direttiva sull'efficienza energetica riveduta] e per la cooperazione tra i gestori delle reti di distribuzione dell'energia elettrica, delle reti di distribuzione del gas naturale e dei sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento, anche ai fini della valutazione a norma dell'articolo 24, paragrafo 8, [della proposta REDIII].

4.L'EU DSO fornisce all'ENTSOG un contributo per la comunicazione sulla qualità del gas per quanto riguarda le reti di distribuzione in cui i gestori dei sistemi di distribuzione sono responsabili della gestione della qualità del gas, di cui all'articolo 23, paragrafo 3.

Capo III

REGOLE APPLICABILI ALLE RETI RISERVATE ALL'IDROGENO

Articolo 39

Coordinamento transfrontaliero della qualità dell'idrogeno

1.I gestori delle reti dell'idrogeno cooperano per evitare restrizioni al flusso transfrontaliero di idrogeno dovute a differenze nella qualità dell'idrogeno.

2.Qualora i gestori delle reti dell'idrogeno interessati non possano evitare una restrizione al flusso transfrontaliero dovuta a differenze di qualità dell'idrogeno nelle loro operazioni standard, ne informano senza indugio le autorità di regolazione interessate. Le informazioni comprendono una descrizione e una giustificazione delle misure già adottate dai gestori delle reti dell'idrogeno.

3.Le autorità di regolazione interessate concordano entro sei mesi se riconoscere la restrizione.

4.Qualora riconoscano la restrizione, le autorità di regolazione interessate chiedono ai gestori delle reti dell'idrogeno interessati di eseguire, entro 12 mesi dal riconoscimento, le seguenti azioni in sequenza:

a)cooperare e sviluppare opzioni tecnicamente fattibili al fine di eliminare la restrizione riconosciuta;

c)elaborare una stima del tempo di attuazione per ciascuna opzione potenziale;

d)condurre una consultazione pubblica sulle soluzioni fattibili individuate e prendere in considerazione i risultati della consultazione;

5.Se i gestori delle reti dell'idrogeno interessati non raggiungono un accordo su una soluzione entro 12 mesi, ciascun gestore del sistema dell'idrogeno lo comunica tempestivamente alla propria autorità di regolazione.

6.Le autorità di regolazione interessate adottano una decisione congiunta coordinata per eliminare la restrizione riconosciuta, tenendo conto dell'analisi costi-benefici preparata dai gestori dei sistemi di trasporto interessati e dei risultati della consultazione pubblica entro sei mesi, secondo quanto previsto dall'articolo 6, paragrafo 10, del regolamento (UE) 2019/942.

7.La decisione congiunta coordinata delle autorità di regolazione interessate comprende una decisione sulla ripartizione dei costi di investimento a carico di ciascun gestore di una rete dell'idrogeno per l'attuazione della soluzione concordata, nonché sulla loro inclusione nelle tariffe dopo il 1º gennaio 2031, tenendo conto dei costi e dei benefici economici, sociali e ambientali della soluzione negli Stati membri interessati.

8.L'ACER può formulare raccomandazioni alle autorità di regolazione sui dettagli delle decisioni di ripartizione dei costi di cui al paragrafo 7.

9.Qualora le autorità di regolazione interessate non riescano a raggiungere l'accordo di cui al paragrafo 3 del presente articolo, l'ACER decide in merito alla restrizione secondo la procedura di cui all'articolo 6, paragrafo 10, del regolamento (UE) 2019/942. Se riconosce la restrizione, l'ACER chiede ai gestori dei sistemi di trasporto interessati di eseguire, entro 12 mesi, le azioni di cui al paragrafo 4, lettere da a) a e), in sequenza.

10.Qualora le pertinenti autorità di regolazione non riescano adottare decisioni coordinate congiunte di cui ai paragrafi 6 e 7 del presente articolo, l'ACER decide in merito alla soluzione per eliminare la restrizione riconosciuta e all'assegnazione dei costi di investimento a carico di ciascun gestore del sistema per l'attuazione della soluzione concordata, secondo la procedura di cui all'articolo 6, paragrafo 10, del regolamento (UE) 2019/942.

11.Ulteriori dettagli necessari per attuare il presente articolo, compresi i dettagli relativi a una specifica comune vincolante della qualità dell'idrogeno per gli interconnettori transfrontalieri dell'idrogeno, le analisi costi-benefici per eliminare le restrizioni al flusso transfrontaliero dovute a differenze nella qualità dell'idrogeno, le norme in materia di interoperabilità per l'infrastruttura transfrontaliera per l'idrogeno, che includano gli accordi di interconnessione, le unità, lo scambio di dati, la comunicazione e la fornitura di informazioni tra i pertinenti partecipanti al mercato, sono stabiliti in un codice di rete istituito a norma dell'articolo 54, paragrafo 2, lettera b).

Articolo 40

Rete europea dei gestori di rete per l'idrogeno

1.I gestori delle reti dell'idrogeno cooperano a livello di Unione mediante la Rete europea dei gestori di rete per l'idrogeno (ENNOH) allo scopo di promuovere lo sviluppo e il funzionamento del mercato interno dell'idrogeno come pure gli scambi transfrontalieri e di garantire una gestione ottimale, un esercizio coordinato e un'evoluzione tecnica soddisfacente della rete europea di trasporto dell'idrogeno.

2.Nell'esercizio delle sue funzioni nel quadro del diritto dell'Unione, l'ENNOH agisce al fine di istituire un mercato interno dell'idrogeno efficiente e integrato e contribuisce al conseguimento efficiente e sostenibile degli obiettivi definiti nel quadro delle politiche per il clima e l'energia, in particolare contribuendo all'integrazione efficiente dell'idrogeno prodotto a partire da fonti rinnovabili e all'aumento dell'efficienza energetica preservando nel contempo la sicurezza del sistema. L'ENNOH dispone delle risorse umane e finanziarie adeguate per svolgere i suoi compiti.

3.Entro il 1o settembre 2024 i gestori del sistema di trasporto del gas presentano alla Commissione e all'ACER un progetto di statuto, un elenco dei membri e un progetto di regolamento interno, comprese le norme procedurali applicabili alla consultazione delle parti interessate, dell'ENNOH.

4.I gestori della rete dell'idrogeno presentano alla Commissione e all'ACER ogni progetto di modifica dello statuto, dell'elenco dei membri o del regolamento interno dell'ENNOH.

5.Entro quattro mesi dal ricevimento del progetto e del progetto di modifica dello statuto, dell'elenco dei membri o del regolamento interno, l'ACER, dopo aver consultato le organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate, in particolare gli utenti del sistema, compresi i clienti, trasmette alla Commissione un parere sul progetto o progetto di modifica dello statuto, dell'elenco dei membri o del regolamento interno.

6.La Commissione formula il suo parere sul progetto e progetto di modifica dello statuto, dell'elenco dei membri o del regolamento interno tenendo conto del parere dell'ACER di cui al paragrafo 5 ed entro tre mesi ali ricevimento del parere dell'ACER.

7.Entro tre mesi dal ricevimento del parere favorevole della Commissione, i gestori della rete dell'idrogeno adottano e pubblicano lo statuto, l'elenco dei membri o il regolamento interno.

8.I documenti di cui al paragrafo 3 sono trasmessi alla Commissione e all'ACER nel caso in cui siano modificati o su richiesta motivata della Commissione o dell'ACER. La Commissione e l'ACER formulano un parere in conformità ai paragrafi 5, 6 e 7.

Articolo 41

Transizione all'ENNOH

1.Fino all'istituzione dell'ENNOH in conformità all'articolo 40, la Commissione istituirà una piattaforma temporanea che coinvolga l'ACER e tutti i pertinenti soggetti operanti sul mercato, tra cui l'ENTSOG, l'ENTSO-E e l'EU DSO e ne garantirà il sostegno amministrativo. Tale piattaforma promuoverà i lavori per individuare e trattare le questioni rilevanti per la creazione di reti e mercati dell'idrogeno. La piattaforma cesserà di esistere una volta istituito ENNOH.

2.Fino all'istituzione dell'ENNOH, l'ENTSOG sarà responsabile dell'elaborazione di piani di sviluppo della rete a livello unionale per il gas e l'idrogeno. Nello svolgimento di questo compito, l'ENTSOG assicura che tutti i partecipanti al mercato, compresi i partecipanti al mercato dell'idrogeno, siano effettivamente consultati e inclusi.

Articolo 42

Compiti dell'ENNOH

1.L'ENNOH:

a)sviluppa codici di rete nei settori di cui all'articolo 54 al fine di realizzare gli obiettivi di cui all'articolo 40;

b)adotta e pubblica ogni due anni un piano decennale non vincolante di sviluppo della rete a livello unionale, comprese le prospettive europee sull'adeguatezza dell'approvvigionamento;

c)coopera con l'ENTSO-E e l'ENTSOG;

d)elabora raccomandazioni relative al coordinamento della cooperazione tecnica tra i gestori dei sistemi di trasporto e di distribuzione del gas, da un lato, e i gestori delle reti dell'idrogeno, dall'altro, nell'Unione;

e)elabora raccomandazioni in materia di coordinamento della cooperazione tecnica tra gestori delle reti dell'Unione e gestori delle reti di paesi terzi;

f)adotta un programma annuale di lavoro;

g)adotta una relazione annuale;

h)adotta una prospettiva annuale per l'approvvigionamento di idrogeno che riguarda gli Stati membri in cui l'idrogeno è utilizzato per la produzione di energia elettrica o per la fornitura domestica;

i)adotta una relazione di monitoraggio della qualità dell'idrogeno entro il 15 maggio 2026 e successivamente ogni due anni, che comprenda l'evoluzione e le previsioni relative all'evoluzione prevista dei parametri di qualità dell'idrogeno, nonché informazioni sui casi relativi a differenze nelle specifiche di qualità dell'idrogeno e il modo in cui tali casi sono stati risolti;

j)promuove la cibersicurezza e la protezione dei dati in collaborazione con le autorità competenti e le entità regolamentate.

2.L'ENNOH controlla e analizza l'attuazione dei codici di rete e degli orientamenti adottati dalla Commissione a norma degli articoli 54, 55 e 56, e il loro effetto sull'armonizzazione delle regole applicabili volte a facilitare lo sviluppo e l'integrazione del mercato. L'ENNOH riferisce quanto riscontrato all'ACER e include i risultati dell'analisi nella relazione annuale di cui al paragrafo 1, lettera f), del presente articolo.

3.L'ENNOH pubblica i verbali delle riunioni dell'assemblea, del consiglio di amministrazione e dei comitati e provvede alla pubblicazione periodica di informazioni sul processo decisionale utilizzato e sulle attività svolte.

4.Il programma di lavoro annuale di cui al paragrafo 1, lettera f), comprende un elenco e una descrizione dei codici di rete da elaborare, un piano di coordinamento della gestione della rete e le attività di ricerca e di sviluppo da realizzare nel corso dell'anno, corredati di calendario indicativo.

5.L'ENNOH fornisce all'ACER le informazioni da questa richieste per svolgere i suoi compiti ai sensi dell'articolo 46. Al fine di consentire all'ENNOH di soddisfare tale prescrizione, i gestori delle reti dell'idrogeno forniscono all'ENNOH le informazioni richieste.

6.Su richiesta della Commissione, l'ENNOH fornisce alla Commissione il suo parere sull'adozione degli orientamenti, secondo quanto previsto all'articolo 56.

Articolo 43

Piano decennale di sviluppo della rete per l'idrogeno

1.Il piano decennale di sviluppo della rete a livello unionale di cui all'articolo 42 comprende la modellizzazione della rete integrata, l'elaborazione di scenari e la valutazione della resilienza del sistema.

In particolare, il piano decennale di sviluppo della rete a livello di Unione:

a)si basa sulla relazione sullo sviluppo della rete dell'idrogeno a livello nazionale di cui all'articolo 52 della rifusione della direttiva sul gas, ove disponibile, e al capo IV del regolamento (UE) xxx [regolamento TEN-E];

b)per quanto riguarda le interconnessioni transfrontaliere, si basa anche sulle ragionevoli esigenze di vari utenti di rete e include impegni a lungo termine di investitori di cui all'articolo 55 e al capo IX, sezione 3, della rifusione della direttiva sul gas;

c)individua le lacune in materia di investimenti, in particolare per quanto riguarda le capacità transfrontaliere.

Per quanto concerne il secondo comma, lettera c), al piano di sviluppo della rete a livello di Unione può essere allegato un esame degli ostacoli all'aumento della capacità transfrontaliera della rete derivanti dalla diversità nelle procedure o prassi di approvazione.

2.L'ACER fornisce un parere sulle relazioni sullo sviluppo della rete dell'idrogeno a livello nazionale se opportuno per valutarne la coerenza con il piano di sviluppo della rete a livello di Unione. Se individua incoerenze tra una relazione sullo sviluppo della rete dell'idrogeno a livello nazionale e il piano di sviluppo della rete a livello unionale, l'ACER raccomanda di modificare opportunamente la relazione sullo sviluppo della rete dell'idrogeno a livello nazionale o il piano di sviluppo della rete a livello unionale.

3.Nell'elaborare il piano decennale di sviluppo della rete a livello unionale di cui all'articolo 42, l'ENNOH coopera con l'ENTSO-E e con l'ENTSOG, in particolare per quanto riguarda lo sviluppo dell'analisi costi-benefici a livello del sistema energetico e del modello interconnesso del mercato e della rete dell'energia, comprese le infrastrutture di trasmissione dell'energia elettrica e di trasporto del gas e dell'idrogeno, nonché lo stoccaggio, i terminali del GNL e dell'idrogeno e gli elettrolizzatori di cui all'articolo 11 [revisione del regolamento TEN-E], gli scenari per i piani decennali di sviluppo della rete di cui all'articolo 12 [revisione del regolamento TEN-E] e l'individuazione delle lacune infrastrutturali di cui all'articolo 13 [revisione del regolamento TEN-E].

Articolo 44

Costi

I costi relativi alle attività dell'ENNOH di cui all'articolo 42 del presente regolamento sono a carico dei gestori delle reti dell'idrogeno e sono presi in considerazione ai fini del calcolo delle tariffe. Le autorità di regolazione approvano tali costi solo se ragionevoli e adeguati.

Articolo 45

Consultazioni

1.In occasione dell'elaborazione delle proposte conformemente ai compiti di cui all'articolo 42, in una fase iniziale l'ENNOH conduce una consultazione approfondita e trasparente, coinvolgendo tutti i partecipanti al mercato interessati e, in particolare, le organizzazioni che rappresentano tutti i portatori di interessi, secondo le norme procedurali di cui all'articolo 40 del presente regolamento. Il processo di consultazione accoglie le osservazioni di portatori di interessi prima dell'adozione finale della proposta, allo scopo di enucleare i pareri e le proposte di tutte le parti competenti nel corso del processo decisionale. Alla consultazione partecipano anche le autorità di regolazione e altre autorità nazionali, i produttori, gli utenti della rete compresi i clienti, gli organismi tecnici e le piattaforme dei portatori di interessi.

2.Tutti i documenti e i verbali delle riunioni relative alla consultazione sono resi pubblici.

3.Prima di adottare le proposte di cui all'articolo 42, l'ENNOH illustra come si sia tenuto conto delle osservazioni raccolte nel corso della consultazione. Se decide di non tener conto di un'osservazione, adduce i motivi della sua scelta.

Articolo 46

Controllo effettuato dall'ACER

1.L'ACER controlla l'esecuzione dei compiti dell'ENNOH previsti all'articolo 42 e riferisce alla Commissione.

2.L'ACER monitora l'attuazione da parte dell'ENNOH dei codici di rete e degli orientamenti adottati dalla Commissione conformemente agli articoli 54, 55 e 56. Qualora l'ENNOH non abbia attuato nessuno tali codici di rete o orientamenti, l'ACER chiede all'ENNOH di fornire una motivazione debitamente circostanziata della mancata attuazione. L'ACER informa la Commissione di tale spiegazione e le fornisce il suo parere al riguardo.

3.L'ENNOH presenta all'ACER, per sentire il suo parere, il progetto di piano di sviluppo della rete a livello unionale, il progetto di programma di lavoro annuale, comprese le informazioni relative al processo di consultazione, e gli altri documenti di cui all'articolo 42.

Entro due mesi dal giorno di ricevimento del programma o del piano, l'ACER trasmette all'ENNOH e alla Commissione un parere debitamente motivato, nonché raccomandazioni, se ritiene che il progetto di programma di lavoro annuale o il progetto di piano di sviluppo della rete a livello unionale presentato dall'ENNOH non contribuisca alla non discriminazione, a una concorrenza effettiva e al funzionamento efficace del mercato o a un'interconnessione transfrontaliera di livello sufficiente.

Articolo 47

Cooperazione regionale dei gestori delle reti dell'idrogeno

1.I gestori delle reti dell'idrogeno instaurano una cooperazione regionale nell'ambito dell'ENNOH per contribuire ai compiti di cui all'articolo 42.

2.I gestori delle reti dell'idrogeno promuovono l'adozione di modalità pratiche tali da assicurare la gestione ottimale della rete e assicurano l'interoperabilità di un sistema dell'idrogeno dell'Unione interconnesso al fine di agevolare la cooperazione commerciale e operativa tra gestori di reti dell'idrogeno adiacenti.

Articolo 48

Obblighi di trasparenza in relazione ai gestori delle reti dell'idrogeno

1.I gestori delle reti dell'idrogeno rendono pubbliche informazioni dettagliate riguardanti i servizi che essi offrono e le relative condizioni applicate, unitamente alle informazioni tecniche necessarie agli utenti della rete dell'idrogeno per ottenere un effettivo accesso alla rete.

2.Al fine di garantire tariffe trasparenti, oggettive e non discriminatorie e facilitare l'utilizzo efficiente della rete dell'idrogeno, a partire dal 1o gennaio 2031 i gestori delle reti dell'idrogeno o le autorità competenti pubblicano informazioni complete su derivazione, metodologia e struttura delle tariffe.

3.I gestori delle reti dell'idrogeno rendono pubbliche informazioni dettagliate riguardanti la qualità dell'idrogeno trasportato nelle proprie reti, che può avere ripercussioni sugli utenti della rete.

4.I punti pertinenti di una rete dell'idrogeno su cui devono essere rese pubbliche informazioni sono approvati dalle autorità competenti previa consultazione degli utenti della rete dell'idrogeno.

5.I gestori delle reti dell'idrogeno diffondono sempre le informazioni previste dal presente regolamento in modo significativo, chiaro sotto il profilo quantitativo, facilmente accessibile e non discriminatorio.

6.I gestori delle reti dell'idrogeno rendono pubbliche le informazioni sull'offerta e la domanda ex ante e ex post, comprese una previsione periodica e le informazioni registrate. L'autorità di regolazione assicura che tutte queste informazioni siano rese pubbliche. Il livello di dettaglio delle informazioni rese pubbliche riflette il livello delle informazioni di cui dispongono i gestori delle reti dell'idrogeno.

7.I soggetti partecipanti al mercato comunicano ai gestori delle reti dell'idrogeno le informazioni di cui al presente articolo.

8.Ulteriori dettagli necessari per attuare gli obblighi di trasparenza che incombono ai gestori delle reti dell'idrogeno, compresi maggiori dettagli sul contenuto, la frequenza e la forma delle informazioni comunicate dai gestori delle reti dell'idrogeno, sono stabiliti in un codice di rete definito a norma dell'articolo 54, paragrafo 1, del presente regolamento.

Articolo 49

Registrazione delle informazioni nel sistema dell'idrogeno

I gestori delle reti dell'idrogeno, i gestori dello stoccaggio dell'idrogeno e i gestori dei terminali dell'idrogeno tengono a disposizione delle autorità nazionali, comprese le autorità di regolazione, dell'autorità nazionale in materia di concorrenza e della Commissione tutte le informazioni di cui agli articoli 31 e 48 e alla parte 4 dell'allegato I, per un periodo di cinque anni.

Articolo 50

Presunzione di conformità alle norme armonizzate

1.Si presume che le norme armonizzate o parti di esse i cui riferimenti siano stati pubblicati nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea siano conformi alle prescrizioni di cui agli atti delegati pubblicati in conformità all'articolo 54, paragrafo 2, lettera b), del presente regolamento o agli atti di esecuzione pubblicati a norma dell'articolo 51.

2.La Commissione informa l'organismo europeo di normalizzazione in questione e, se necessario, elabora un nuovo mandato in vista della revisione delle norme armonizzate in questione.

Articolo 51

Specifiche comuni

Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti di esecuzione che stabiliscono specifiche comuni per le prescrizioni di cui all'articolo 46 della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] o può fissare tali specifiche in un codice di rete a norma dell'articolo 54, paragrafo 2, lettera b), del presente regolamento, se:

a)tali prescrizioni non siano contemplate dalle norme armonizzate o da parti di esse i cui riferimenti sono stati pubblicati nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea; o

b)la Commissione osservi indebiti ritardi nell'adozione delle norme armonizzate necessarie o ritenga che le norme armonizzate applicabili non siano sufficienti; o

c)la Commissione abbia deciso, conformemente alla procedura di cui all'articolo 11, paragrafo 5, del regolamento (UE) n. 1025/2012, di mantenere con limitazioni o ritirare i riferimenti alle norme armonizzate o a parti di esse che contemplano tali prescrizioni o prove.

Tali atti di esecuzione sono adottati secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 61, paragrafo 3.

Capo IV

CODICI DI RETE E ORIENTAMENTI

Articolo 52

Adozione dei codici di rete e degli orientamenti

1.La Commissione può adottare atti di esecuzione o delegati, fatte salve le competenze di cui agli articoli da 53 a 56. Tali atti possono essere adottati sia come codici di rete sulla base di proposte di testo elaborate dall'ENTSOG o dall'ENNOH o, se così disposto nell'elenco di priorità di cui all'articolo 53, paragrafo 3, dall'EU DSO, se del caso in cooperazione con l'ENTSO-E, l'ENNOH e l'ACER ai sensi della procedura di cui agli articoli da 52 a 55, sia come orientamenti conformemente alla procedura di cui all'articolo 56.

2.I codici di rete e gli orientamenti:

a)assicurano il livello minimo di armonizzazione necessario per conseguire gli obiettivi del presente regolamento;

b)tengono conto, ove opportuno, delle specificità regionali;

c)non vanno al di là di quanto è necessario allo scopo di cui alla lettera a); e

d)si applicano a tutti i punti di interconnessione all'interno dell'Unione e ai punti di entrata e uscita da e verso paesi terzi.

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Articolo 536

Redazione dei codici di rete

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1.Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti di esecuzione che definiscono codici di rete nei settori seguenti:

a)norme in materia di scambio dei dati e di liquidazione che attuano gli articoli 21 e 22 della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] per quanto riguarda l'interoperabilità e lo scambio di dati, nonché norme armonizzate per la gestione dei sistemi di trasporto del gas, delle piattaforme di prenotazione della capacità e dei processi informatici pertinenti per il funzionamento del mercato interno;

b)norme in materia di interoperabilità per il sistema del gas naturale, che attuano gli articoli 9 e 46 della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] includendo anche gli accordi di interconnessione, le norme per il controllo dei flussi e i principi per la misurazione dei quantitativi e della qualità del gas, le norme per l'abbinamento e l'assegnazione, le serie comuni di unità, lo scambio di dati, la qualità del gas, comprese le norme sulla gestione delle restrizioni transfrontaliere dovute a differenze nella qualità del gas o a differenze nelle pratiche di odorizzazione o a differenze nel volume di idrogeno miscelato nel sistema del gas naturale, le analisi costi-benefici per eliminare le restrizioni ai flussi transfrontalieri, la classificazione dell'indice di Wobbe, le misure di mitigazione, i livelli minimi di accettazione relativi ai parametri di qualità del gas pertinenti per garantire che il flusso transfrontaliero di biometano non incontri ostacoli (ad esempio tenore di ossigeno), il monitoraggio della qualità del gas a breve e lungo termine, la comunicazione delle informazioni e la cooperazione tra i partecipanti al mercato pertinenti, le relazioni sulla qualità del gas, la trasparenza, le procedure di comunicazione anche in caso di eventi eccezionali;

c)norme sull'assegnazione della capacità e sulla gestione della congestione che attuano l'articolo 29 della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] e gli articoli da 7 a 10 del presente regolamento, comprese le norme sulla cooperazione delle procedure di manutenzione e sul calcolo della capacità che incidono sull'assegnazione della capacità, la standardizzazione dei prodotti e delle unità di capacità, compresa l'aggregazione, la metodologia di assegnazione, compresi gli algoritmi d'asta, la sequenza e la procedura per la capacità esistente, incrementale, continua e interrompibile, le piattaforme di prenotazione della capacità, il sistema di sottoscrizione eccedente e di riacquisto, i sistemi meccanismi "use-it-or-lose-it" a breve e a lungo termine o qualsiasi altro sistema di gestione delle congestioni che impedisce l'accumulo di capacità;

d)regole di bilanciamento, comprese norme procedurali legate alla rete in materia di programmi di trasporto, oneri di sbilancio, regole di bilanciamento operativo tra i sistemi dei gestori dei sistemi di trasporto che attuano l'articolo 35, paragrafo 5, della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] e gli articoli da 7 a 10 del presente regolamento, incluse le norme in materia di procedure di nomina, oneri di sbilancio, procedure di liquidazione delle partite economiche associate agli oneri di sbilancio giornaliero e in materia di bilanciamento operativo tra le reti dei gestori del sistema di trasporto;

e)norme sulle strutture tariffarie di trasporto armonizzate che attuano l'articolo 72, paragrafo 7, della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] e gli articoli da 15 a 16 del presente regolamento, comprese le norme sull'applicazione di una metodologia dei prezzi di riferimento, i relativi obblighi di consultazione e pubblicazione, nonché il calcolo dei prezzi di riserva per i prodotti di capacità standard, gli sconti per il GNL e lo stoccaggio, i ricavi consentiti, le procedure per l'attuazione di uno sconto per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, compresi i principi comuni per i meccanismi di compensazione tra gestori dei sistemi di trasporto.

Tali atti di esecuzione sono adottati secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 61, paragrafo 3.

2.Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati, conformemente all'articolo 63, concernenti la redazione di codici di rete nei settori seguenti:

a)norme in materia di sicurezza e affidabilità della rete, comprese le norme per la sicurezza operativa della rete e le norme in materia di affidabilità che garantiscono la qualità del servizio della rete;

b)norme di collegamento alla rete, comprese le norme sul collegamento di impianti di produzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e le procedure per le richieste di collegamento;

c)procedure operative in caso di emergenza, compresi i piani di difesa del sistema, i piani di ripristino, le interazioni di mercato, lo scambio e la comunicazione di informazioni, nonché gli strumenti e le attrezzature;

d)norme relative agli scambi commerciali connesse alla fornitura tecnica e operativa dei servizi di accesso alla rete e al regime di bilanciamento;

e)l'efficienza energetica delle reti e delle componenti del sistema del gas, nonché l'efficienza energetica per quanto riguarda la pianificazione della rete e gli investimenti che consentono la soluzione più efficiente sotto il profilo energetico dal punto di vista del sistema;

f)aspetti relativi alla cibersicurezza dei flussi transfrontalieri di gas naturale, comprese le norme sui requisiti minimi comuni, la pianificazione, il monitoraggio, la comunicazione e la gestione delle crisi.

3.Previa consultazione dell'ACER, dell'ENTSOG, dell'ENNOH, dell'EU DSO e delle altre parti interessate, la Commissione stabilisce ogni tre anni un elenco di priorità in cui sono individuati i settori di cui ai paragrafi 1 e 2 da includere nell'elaborazione dei codici di rete. Se l'oggetto del codice di rete è direttamente collegato alla gestione dei sistemi di distribuzione e non particolarmente rilevante in rapporto al sistema di trasmissione, la Commissione può richiedere all'EU DSO, in cooperazione con l'ENTSOG, di riunire un comitato di redazione che presenti una proposta di codice di rete all'ACER.

4.La Commissione chiede all'ACER di presentarle, entro un periodo ragionevole non superiore a sei mesi dal ricevimento della richiesta della Commissione, orientamenti quadro non vincolanti che fissino principi chiari e obiettivi per l'elaborazione di codici di rete riguardanti i settori individuati nell'elenco di priorità. La richiesta della Commissione può includere condizioni alle quali gli orientamenti quadro devono rispondere. Ciascun orientamento quadro contribuisce all'integrazione del mercato, alla non discriminazione, a una concorrenza effettiva e al funzionamento efficace del mercato. Su richiesta motivata dell'ACER, la Commissione può prorogare il termine per la presentazione degli orientamenti.

5.L'ACER procede alla consultazione dell'ENTSOG, dell'ENNOH, dell'EU DSO e delle altre parti interessate sugli orientamenti quadro durante un periodo non inferiore a due mesi, in modo trasparente e aperto.

6.L'ACER presenta alla Commissione un orientamento quadro non vincolante qualora richiesto a norma del paragrafo 4.

7.Se ritiene che l'orientamento quadro non contribuisca all'integrazione del mercato, alla non discriminazione, all'effettiva concorrenza e al funzionamento efficace del mercato, la Commissione può chiedere all'ACER di riesaminarlo entro un termine ragionevole e di ripresentarlo alla Commissione.

8.Se entro la scadenza fissata dalla Commissione ai sensi dei paragrafi 4 o 7, l'ACER non presenta o non ripresenta un orientamento quadro, questo è elaborato dalla stessa Commissione.

9.La Commissione chiede all'ENTSOG oppure, se così stabilito nell'elenco di priorità a norma del paragrafo 3, all'EU DSO in cooperazione con l'ENTSOG di presentare all'ACER una proposta di codice di rete conformemente al pertinente orientamento quadro entro un termine ragionevole, non superiore a 12 mesi, dal ricevimento della richiesta della Commissione.

10.L'ENTSOG oppure, se così stabilito nell'elenco delle priorità di cui al paragrafo 3, l'EU DSO, in cooperazione con l'ENTSOG, riunisce un comitato di redazione che lo coadiuvi nello sviluppo del codice di rete. Il comitato di redazione è composto da rappresentanti dell'ACER, dell'ENTSOG, dell'ENNOH, ove opportuno dell'EU DSO, e da un numero contenuto dei principali portatori di interessi coinvolti. L'ENTSOG oppure, se così stabilito nell'elenco delle priorità a norma del paragrafo 3, l'EU DSO, in cooperazione con l'ENTSOG, sviluppa proposte di codici di rete nei settori di cui ai paragrafi 1 e 2 se richiesto dalla Commissione a norma del paragrafo 9.

11.L'ACER riesamina il codice di rete proposto, si assicura che sia conforme ai pertinenti orientamenti quadro e contribuisca all'integrazione del mercato, alla non discriminazione, all'effettiva concorrenza e al funzionamento efficace del mercato, e invia il codice di rete riveduto alla Commissione entro sei mesi dal ricevimento della proposta. Nella proposta inviata alla Commissione l'ACER tiene conto delle opinioni fornite da tutte le parti coinvolte nella redazione della proposta, coordinate dall'ENTSOG o dall'EU DSO, e consulta le parti interessate pertinenti in merito alla versione del codice di rete da inviare alla Commissione.

12.Se l'ENTSOG o l'EU DSO non hanno elaborato un codice di rete entro il termine fissato dalla Commissione ai sensi del paragrafo 9, quest'ultima può chiedere all'ACER di elaborare un progetto di codice di rete in base al pertinente orientamento quadro. L'ACER può avviare una consultazione ulteriore. L'ACER presenta alla Commissione un progetto di codice di rete elaborato ai sensi del presente paragrafo e può raccomandarne l'adozione.

13.Se l'ENTSOG o l'EU DSO non hanno elaborato un codice di rete o l'ACER non ha elaborato un progetto di codice di rete ai sensi del paragrafo 12, o su proposta dell'ACER ai sensi del paragrafo 11, la Commissione può adottare uno o più codici di rete nei settori di cui ai paragrafi 1 e 2 di sua iniziativa.

14.Se la Commissione propone di adottare un codice di rete di sua iniziativa, essa procede, per un periodo non inferiore a due mesi, alla consultazione dell'ACER, dell'ENTSOG e di tutte le parti interessate in merito al progetto di codice di rete.

15.Il presente articolo lascia impregiudicato il diritto della Commissione di adottare orientamenti e di modificarli come previsto all'articolo 56. Il presente articolo lascia impregiudicata la possibilità che l'ENTSOG sviluppi orientamenti non vincolanti nei settori di cui ai paragrafi 1 e 2, laddove non si riferiscano a settori contemplati nella richiesta trasmessagli dalla Commissione. L'ENTSOG trasmette tali orientamenti all'ACER per parere, che deve essere debitamente tenuto in considerazione.

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1.Previa consultazione dell'Agenzia, della REGST del gas e delle altre parti interessate, la Commissione stabilisce un elenco di priorità annuali in cui sono individuati i settori di cui all'articolo 8, paragrafo 6 da includere nell'elaborazione dei codici di rete.

2.La Commissione chiede all'Agenzia di presentarle, entro un termine ragionevole non superiore a sei mesi, un orientamento quadro non vincolante (orientamento quadro) che fissi principi chiari e obiettivi per l'elaborazione di codici di rete specifici, a norma dell'articolo 8, paragrafo 7, per l'elaborazione di codici di rete riguardanti i settori individuati nell'elenco di priorità. Ciascun orientamento quadro non vincolante contribuisce alla non discriminazione, ad una concorrenza effettiva e al funzionamento efficace del mercato. Su richiesta motivata dell'Agenzia, la Commissione può prorogare tale termine.

3.L'Agenzia procede formalmente alla consultazione della REGST del gas e di altre parti interessate sull'orientamento quadro durante un periodo non inferiore a due mesi, in modo trasparente e aperto.

4.Se ritiene che l'orientamento quadro non contribuisca alla non discriminazione, all'effettiva concorrenza e al funzionamento efficace del mercato, la Commissione può chiedere all'Agenzia di riesaminarlo entro un termine ragionevole e di ripresentarlo alla Commissione.

5.Se entro la scadenza fissata dalla Commissione ai sensi dei paragrafi 2 o 4, l'Agenzia non presenta o non ripresenta un orientamento quadro, questo è elaborato dalla stessa Commissione.

6.Entro un termine ragionevole non superiore a dodici mesi la Commissione chiede alla REGST del gas di presentare all'Agenzia un codice di rete conforme al pertinente orientamento quadro.

7.Entro un termine di tre mesi dal giorno di ricezione di un codice di rete, durante il quale l'Agenzia può consultare formalmente le parti interessate, l'Agenzia fornisce alla REGST del gas un parere motivato sul codice di rete.

8.La REGST del gas può modificare il codice di rete alla luce del parere dell'Agenzia e ripresentarlo a quest'ultima.

9.L'Agenzia, se constata che il codice di rete è conforme ai pertinenti orientamenti quadro, lo presenta alla Commissione e può raccomandarne l'adozione entro un periodo di tempo ragionevole. La Commissione fornisce adeguate motivazioni qualora non adotti tale codice di rete.

10.Se la REGST del gas non ha elaborato un codice di rete entro il periodo fissato dalla Commissione ai sensi del paragrafo 6, quest'ultima può chiedere all'Agenzia di elaborare un progetto di codice di rete in base al pertinente orientamento quadro. Durante la fase di elaborazione di un progetto di codice di rete ai sensi del presente paragrafo, l'Agenzia può avviare un'ulteriore consultazione. L'Agenzia presenta alla Commissione un progetto di codice di rete elaborato ai sensi del presente paragrafo e può raccomandarne l'adozione.

11.La Commissione può adottare, di sua iniziativa qualora la REGST del gas non abbia elaborato un codice di rete o l'Agenzia non abbia elaborato un progetto di codice di rete di cui al paragrafo 10 del presente articolo, ovvero su raccomandazione dell'Agenzia ai sensi del paragrafo 9 del presente articolo, uno o più codici di rete nei settori di cui all'articolo 8, paragrafo 6.

Se la Commissione propone di adottare un codice di rete di sua iniziativa, essa procede, per un periodo non inferiore a due mesi, alla consultazione dell'Agenzia, della REGST del gas e di tutte le parti interessate in merito a un progetto di codice di rete. Tali misure, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, sono adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all'articolo 28, paragrafo 2.

12.Il presente articolo lascia impregiudicato il diritto della Commissione di adottare orientamenti e di modificarli come previsto all'articolo 23.

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Articolo 54

Redazione dei codici di rete per l'idrogeno

1.Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti di esecuzione al fine di garantire condizioni uniformi di esecuzione del presente regolamento mediante la redazione di codici di rete nel settore delle norme in materia di trasparenza che attuano l'articolo 48 del presente regolamento, inclusi maggiori dettagli sul contenuto, la frequenza e la forma della comunicazione di informazioni da parte dei gestori della rete dell'idrogeno, e che attuano l'allegato I, punto 4, del presente regolamento, inclusi dettagli relativi al formato e al contenuto delle informazioni di cui gli utenti della rete hanno bisogno per una accesso effettivo alla rete, le informazioni da pubblicare per i punti pertinenti e dettagli sul calendario.

Tali atti di esecuzione sono adottati secondo la procedura consultiva di cui all'articolo 61, paragrafo 2.

2.Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati, conformemente all'articolo 63, ad integrazione del presente regolamento concernenti la redazione di codici di rete nei settori seguenti:

a)efficienza energetica delle reti e delle componenti del sistema dell'idrogeno, nonché l'efficienza energetica per quanto riguarda la pianificazione della rete e gli investimenti che consentono la soluzione più efficiente sotto il profilo energetico dal punto di vista del sistema;

b)norme in materia di interoperabilità per la rete dell'idrogeno, che comprendano anche gli accordi di interconnessione, le unità, lo scambio di dati, la trasparenza, la comunicazione, le disposizioni in materia di informazione e la cooperazione tra i partecipanti al mercato pertinenti, nonché la qualità dell'idrogeno, comprese specifiche comuni e standardizzazione, odorizzazione, analisi costi-benefici per eliminare le restrizioni ai flussi transfrontalieri dovute a differenze nella qualità dell'idrogeno e riferire sulla qualità dell'idrogeno;

c)norme relative al sistema di compensazione finanziaria per le infrastrutture transfrontaliere per l'idrogeno;

d)norme sull'assegnazione della capacità e sulla gestione della congestione, comprese le norme sulla cooperazione delle procedure di manutenzione e sul calcolo della capacità che incidono sull'assegnazione della capacità, la standardizzazione dei prodotti e delle unità di capacità, compresa l'aggregazione, la metodologia di assegnazione, compresi gli algoritmi d'asta, la sequenza e la procedura per la capacità esistente, incrementale, continua e interrompibile, le piattaforme di prenotazione della capacità, il sistema di sottoscrizione eccedente e di riacquisto, i sistemi meccanismi "use-it-or-lose-it" a breve e a lungo termine o qualsiasi altro sistema di gestione delle congestioni che impedisce l'accumulo di capacità;

e)norme relative alle strutture tariffarie armonizzate per l'accesso alla rete dell'idrogeno, comprese le norme sull'applicazione di una metodologia dei prezzi di riferimento, i relativi obblighi di consultazione e pubblicazione, nonché il calcolo dei prezzi di riserva per i prodotti di capacità standard e i ricavi consentiti;

f)le norme per stabilire il valore degli attivi trasferiti e l'onere specifico;

g)regole di bilanciamento, comprese norme procedurali legate alla rete in materia di programmi di trasporto, oneri di sbilancio, regole di bilanciamento operativo tra le reti dei gestori delle reti dell'idrogeno, incluse le norme legate alla rete in materia di procedure di nomina, oneri di sbilancio, procedure di liquidazione delle partite economiche associate agli oneri di sbilancio giornaliero e in materia di bilanciamento operativo tra le reti dei gestori del sistema di trasporto;

h)aspetti relativi alla cibersicurezza dei flussi transfrontalieri di idrogeno, comprese le norme sui requisiti minimi, la pianificazione, il monitoraggio, la comunicazione e la gestione delle crisi.

3.Previa consultazione dell'ACER, dell'ENNOH, dell'ENTSOG, dell'EU DSO e delle altre parti interessate, la Commissione stabilisce ogni tre anni, un elenco di priorità in cui sono individuati i settori di cui ai paragrafi 1 e 2 da includere nell'elaborazione dei codici di rete.

4.La Commissione chiede all'ACER di presentarle, entro un periodo ragionevole non superiore a sei mesi dal ricevimento della richiesta della Commissione, orientamenti quadro non vincolanti che fissino principi chiari e obiettivi per l'elaborazione di codici di rete riguardanti i settori individuati nell'elenco di priorità. La richiesta della Commissione può includere condizioni alle quali gli orientamenti quadro devono rispondere. Ciascun orientamento quadro contribuisce all'integrazione del mercato alla non discriminazione, a una concorrenza effettiva e al funzionamento efficace del mercato. Su richiesta motivata dell'ACER, la Commissione può prorogare il termine per la presentazione degli orientamenti.

5.L'ACER procede alla consultazione dell'ENNOH, dell'ENTSOG e delle altre parti interessate sull'orientamento quadro durante un periodo non inferiore a due mesi, in modo trasparente e aperto.

6.L'ACER presenta alla Commissione un orientamento quadro non vincolante qualora richiesto a norma del paragrafo 4.

8. Se entro il termine fissato dalla Commissione ai sensi dei paragrafi 4 o 6, l'ACER non presenta o non ripresenta un orientamento quadro, questo è sviluppato dalla stessa Commissione.

9.La Commissione chiede all'ENNOH di presentare all'ACER una proposta di codice di rete conformemente al pertinente orientamento quadro entro un termine ragionevole, non superiore a 12 mesi, dal ricevimento della richiesta della Commissione.

10.L'ENNOH riunisce un comitato di redazione che lo coadiuvi nello sviluppo del codice di rete. Il comitato di redazione è composto da rappresentanti dell'ACER, dell'ENTSOG, dell'ENTSO-E, ove opportuno dell'EU DSO, e da un numero contenuto delle principali parti interessate coinvolte. L'ENNOH sviluppa proposte di codici di rete nei settori di cui ai paragrafi 1 e 2.

11.L'ACER riesamina il codice di rete proposto, si assicura che sia conforme ai pertinenti orientamenti quadro e contribuisca all'integrazione del mercato, alla non discriminazione, all'effettiva concorrenza e al funzionamento efficace del mercato, e invia il codice di rete riveduto alla Commissione entro sei mesi dal ricevimento della proposta. Nel codice di rete riveduto l'ACER tiene conto delle opinioni fornite da tutte le parti coinvolte nella redazione della proposta, coordinate dall'ENNOH, e consulta le parti interessate pertinenti in merito alla versione riveduta da inviare alla Commissione.

12.Se l'ENNOH non ha elaborato un codice di rete entro il periodo fissato dalla Commissione ai sensi del paragrafo 9, quest'ultima può chiedere all'ACER di elaborare un progetto di codice di rete in base al pertinente orientamento quadro. Durante la fase di elaborazione di un progetto di codice di rete ai sensi del presente paragrafo, l'ACER può avviare un'ulteriore consultazione. L'ACER presenta alla Commissione un progetto di codice di rete elaborato ai sensi del presente paragrafo e può raccomandarne l'adozione.

13.La Commissione può adottare, di sua iniziativa qualora l'ENNOH non abbia elaborato un codice di rete o l'ACER non abbia elaborato un progetto di codice di rete di cui al paragrafo 12, ovvero su raccomandazione dell'ACER ai sensi del paragrafo 11, uno o più codici di rete nei settori di cui ai paragrafi 1 e 2.

14.Se la Commissione propone di adottare un codice di rete di sua iniziativa, essa procede, per un periodo non inferiore a due mesi, alla consultazione dell'ACER, dell'ENNOH, dell'ENTSOG e di tutte le parti interessate in merito a un progetto di codice di rete.

15.Il presente articolo lascia impregiudicato il diritto della Commissione di adottare orientamenti e di modificarli come previsto all'articolo 56. Il presente articolo lascia impregiudicata la possibilità che l'ENNOH sviluppi orientamenti non vincolanti nei settori di cui ai paragrafi 1 e 2, laddove non si riferiscano a settori contemplati nella richiesta trasmessagli dalla Commissione. L'ENNOH trasmette tali orientamenti all'ACER per parere, che deve essere debitamente tenuto in considerazione.

🡻 715/2009 (nuovo)

Articolo 557

Modifica dei codici di rete

1.Progetti di modifica di qualsiasi codice di rete adottato ai sensi dell'articolo 6 possono essere proposti all'Agenzia da persone che potrebbero essere interessate al codice di rete in questione, compresi la REGST del gas, i gestori del sistema di trasporto, gli utenti di rete ed i consumatori. L'Agenzia può anch'essa proporre modifiche di sua iniziativa.

2.L'Agenzia consulta tutte le parti interessate conformemente all'articolo 10 del regolamento (CE) n. 713/2009. In base a tali procedimenti, l'Agenzia può trasmettere alla Commissione proposte di modifica motivate, spiegando in che modo tali proposte sono coerenti con i principi dei codici di rete di cui all'articolo 6, paragrafo 2 del presente regolamento.

3.La Commissione può adottare, tenendo conto delle proposte dell'Agenzia, modifiche di qualsiasi codice di rete adottato ai sensi dell'articolo 6. Tali misure, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento completandolo, sono adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all'articolo 28, paragrafo 2.

4.L'esame delle modifiche proposte secondo la procedura di cui all'articolo 28, paragrafo 2, si limita agli aspetti relativi alle modifiche stesse. Tali modifiche proposte lasciano impregiudicate altre modifiche eventualmente proposte dalla Commissione.

⇩ nuovo

1.Alla Commissione è conferito il potere di modificare i codici di rete nei settori elencati all'articolo 53, paragrafi 1 e 2, e all'articolo 54, paragrafi 1 e 2, conformemente alla pertinente procedura ivi stabilita.

2.Le persone che potrebbero avere un interesse al codice di rete adottato ai sensi degli articoli da 52 a 55, compresi l'ENTSOG, l'ENNOH, l'EU DSO, le autorità di regolazione, i gestori del sistema di trasmissione e i gestori del sistema di distribuzione, gli utenti del sistema e i consumatori, possono proporre all'ACER progetti di modifica a tale codice di rete. L'ACER può anche proporre modifiche di sua iniziativa.

3.L'ACER può trasmettere alla Commissione proposte di modifica motivate, spiegando in che modo dette proposte sono coerenti con gli obiettivi dei codici di rete di cui all'articolo 52 del presente regolamento. Se considera ammissibile una proposta di modifica e se propone modifiche di sua iniziativa, l'ACER consulta tutte le parti interessate conformemente all'articolo 14 del regolamento (UE) 2019/942.

🡻 715/2009

Articolo 5623

Orientamenti

1.Ove opportuno, gli orientamenti riguardanti il livello minimo di armonizzazione necessario per conseguire gli obiettivi del presente regolamento specificano quanto segue:

⇩ nuovo

1.Alla Commissione è conferito il potere di adottare orientamenti vincolanti nei settori elencati nel presente articolo.

2.Alla Commissione è conferito il potere di adottare orientamenti nei settori in cui tali atti potrebbero essere elaborati anche nell'ambito della procedura dei codici di rete a norma degli articoli 53 e 54. Tali orientamenti sono adottati, a seconda della rispettiva delega di potere di cui al presente regolamento, sotto forma di atti delegati o di esecuzione.

3.Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati, conformemente all'articolo 63, a integrazione del presente regolamento concernenti la redazione di orientamenti nei settori seguenti:

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

a)dettagli sui servizi di accesso per i terzi, inclusi la natura, la durata e altri requisiti di detti servizi, a norma degli articoli ⌦ da 5 a 7 ⌫ 14 e 15;

b)dettagli sui principi sottesi ai meccanismi di assegnazione della capacità e sull'applicazione delle procedure di gestione della congestione in caso di congestione contrattuale, a norma degli articoli 9 e 1016 e 17;

c)dettagli sulla comunicazione delle informazioni, sulla definizione delle informazioni tecniche necessarie agli utenti della rete per ottenere un accesso effettivo al sistema e sulla definizione di tutti i punti rilevanti per gli obblighi di trasparenza, incluse le informazioni da pubblicare per tutti i punti rilevanti e il calendario di pubblicazione di dette informazioni, a norma degli articoli 30 e 3118 e 19;

d)dettagli sulla metodologia di tariffazione connessa agli scambi transfrontalieri di gas naturale a norma degli articoli ⇨ 15 e ⇦ 16dell'articolo 13 ⇨ del presente regolamento ⇦;

e)dettagli sui settori di cui all'articolo 238, paragrafo 6.

⇩ nuovo

4.Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati conformemente all'articolo 63 al fine di modificare gli orientamenti stabiliti nell'allegato I del presente regolamento.

5.Nell'adottare o nel modificare gli orientamenti, la Commissione consulta l'ACER, l'ENTSOG, l'ENNOH, l'EU DSO e, qualora pertinente, le altre parti interessate.

🡻 715/2009

A tal fine, la Commissione consulta l'agenzia e la REGST del gas

6.Gli orientamenti relativi ai punti elencati nel paragrafo 1, lettere a), b) e c) sono stabiliti nell'allegato I con riferimento ai gestori dei sistemi di trasporto.

La Commissione adotta orientamenti sulle questioni elencate al primo paragrafo del presente articolo e modifica gli orientamenti di cui alle lettere a), b) e c). Tali misure, intese a modificare elementi non essenziali del presente regolamento anche completandolo, sono adottate secondo la procedura di regolamentazione con controllo di cui all'articolo 28, paragrafo 2.

7.L'applicazione e la modifica degli orientamenti adottati a norma del presente regolamento rispecchiano le differenze esistenti fra i sistemi nazionali del gas e non richiedono pertanto, a livello comunitario, condizioni e modalità di accesso per i terzi che siano uniformi e dettagliate. Tuttavia, possono essere fissati requisiti minimi da soddisfare per assicurare condizioni trasparenti e non discriminatorie di accesso alla rete necessarie per un mercato interno del gas naturale, che possano quindi applicarsi in considerazione delle differenze esistenti fra i sistemi nazionali del gas.

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

Articolo 25

Comunicazione di informazioni

Gli Stati membri e le autorità di regolamentazione forniscono alla Commissione, su sua richiesta, tutte le informazioni necessarie ai fini dell'articolo 23.

La Commissione stabilisce un termine ragionevole entro il quale vanno comunicate le informazioni, tenendo conto della complessità delle informazioni richieste e dell'urgenza delle stesse.

Articolo 5726

Diritto degli Stati membri di introdurre misure più dettagliate

Il presente regolamento non osta a che gli Stati membri mantengano o introducano misure contenenti disposizioni più dettagliate rispetto a quelle stabilite ⇨ nello stesso, negli orientamenti di cui all'articolo 56 o nei codici o nei codici di rete di cui agli articoli da 52 a 55, purché tali misure siano compatibili con il diritto dell'Unione ⇦ nel presente regolamento o negli orientamenti di cui all'articolo 23.

Articolo 58

Comunicazione di informazioni ⌦ e riservatezza ⌫

1.Gli Stati membri e le autorità di regolazione forniscono alla Commissione, su sua richiesta, tutte le informazioni necessarie ai fini ⇨ dell'applicazione del presente regolamento, compresi gli orientamenti e i codici di rete adottati a norma dello stesso ⇦ dell'articolo 23.

2.La Commissione stabilisce un termine ragionevole entro il quale vanno comunicate le informazioni, tenendo conto della complessità ⌦ e dell'urgenza ⌫ delle informazioni richieste e dell'urgenza delle stesse.

⇩ nuovo

3.Se lo Stato membro o l'autorità di regolazione interessata non comunicano le informazioni entro il termine stabilito dalla Commissione, questa può richiedere tutte le informazioni necessarie ai fini dell'applicazione del presente regolamento direttamente alle imprese interessate.

Quando invia una richiesta di informazioni ad un'impresa, la Commissione trasmette contemporaneamente una copia della richiesta alle autorità di regolazione dello Stato membro nel cui territorio è ubicata la sede dell'impresa.

4.Nella sua richiesta di informazioni, la Commissione precisa la base giuridica della richiesta, il termine per la comunicazione delle informazioni, lo scopo della richiesta nonché le sanzioni previste dall'articolo 59, paragrafo 2, in caso di comunicazione di informazioni inesatte, incomplete o fuorvianti.

5.I titolari delle imprese o i loro rappresentanti e, in caso di persone giuridiche, le persone fisiche autorizzate a rappresentarle per legge o per statuto, sono tenuti a fornire le informazioni richieste. Qualora i legali siano autorizzati a fornire le informazioni per conto del loro cliente, quest'ultimo conserva la piena responsabilità nel caso in cui le informazioni fornite siano incomplete, inesatte o fuorvianti.

6.Se un'impresa non dà le informazioni richieste nel termine stabilito dalla Commissione oppure dà informazioni incomplete, la Commissione le può richiedere mediante decisione. Detta decisione precisa le informazioni richieste e fissa un termine adeguato entro cui devono essere fornite. Essa indica le sanzioni previste dall'articolo 59, paragrafo 2. Precisa anche il diritto di impugnare la decisione davanti alla Corte di giustizia dell'Unione europea.

La Commissione invia contemporaneamente una copia della sua decisione all'autorità di regolazione dello Stato membro nel cui territorio risiede la persona o si trova la sede dell'impresa.

7.Le informazioni di cui ai paragrafi 1 e 2 sono utilizzate soltanto ai fini dell'applicazione del presente regolamento.

La Commissione non divulga le informazioni protette dal segreto professionale che sono state acquisite in forza del presente regolamento.

🡻 715/2009

Articolo 5927

Sanzioni

⇩ nuovo

1.Gli Stati membri stabiliscono le norme in materia di sanzioni applicabili in caso di mancato rispetto del presente regolamento, dei codici di rete e degli orientamenti adottati a norma degli articoli da 52 a 56 e degli orientamenti stabiliti nell'allegato I del presente regolamento, e adottano ogni provvedimento necessario per assicurarne l'applicazione. Le sanzioni devono essere effettive, proporzionate e dissuasive. Gli Stati membri notificano tali norme e misure alla Commissione senza indugio, e provvedono poi a dare immediata notifica delle eventuali modifiche successive.

2.La Commissione può, mediante decisione, infliggere alle imprese ammende di importo non superiore all'1 % del fatturato complessivo realizzato nell'esercizio precedente qualora forniscano intenzionalmente o per negligenza informazioni inesatte, incomplete o fuorvianti in risposta ad una richiesta effettuata in forza dell'articolo 58, paragrafo 4, o omettano di fornire informazioni entro il termine stabilito da una decisione adottata in virtù dell'articolo 58, paragrafo 6, primo comma. Per determinare l'importo dell'ammenda la Commissione tiene conto della gravità del mancato rispetto delle prescrizioni di cui al paragrafo 1 del presente articolo.

3.Le sanzioni previste al paragrafo 1 e le decisioni adottate a norma del paragrafo 2 non hanno carattere penale.

🡻 715/2009

🡺 Rettifica, GU L 309 del 24.11.2009, pag. 87.

1.Gli Stati membri stabiliscono le norme in materia di sanzioni applicabili in caso di mancato rispetto delle disposizioni del presente regolamento e adottano tutte le misure necessarie a garantire che tali disposizioni siano applicate. Le sanzioni previste devono essere effettive, proporzionate e dissuasive. Gli Stati membri comunicano alla Commissione entro il 1° luglio 2006 le norme corrispondenti alle disposizioni previste nel regolamento (CE) n. 1775/2005 e comunicano senza indugio alla Commissione le successive modifiche ad esse afferenti. Essi comunicano alla Commissione le norme non corrispondenti alle disposizioni previste nel regolamento (CE) n. 1775/2005 entro il 3 marzo 2011 e comunicano senza indugio alla Commissione ogni successiva modifica ad esse afferente.

2.Le sanzioni di cui al paragrafo 1 non hanno carattere penale.

Capo V

DISPOSIZIONI FINALI

⇩ nuovo

Articolo 60

Nuove infrastrutture per il gas naturale e l'idrogeno

1.Nuove importanti infrastrutture del sistema del gas naturale, vale a dire interconnettori, impianti di GNL e impianti di stoccaggio, possono essere oggetto, su richiesta e per un periodo di tempo definito, di una deroga alle disposizioni del presente regolamento e degli articoli 27, 28, 29 e 54, dell'articolo 72, paragrafi 7 e 9, e dell'articolo 73, paragrafo 1, della [rifusione della direttiva sul gas]. Nuove importanti infrastrutture del sistema dell'idrogeno, vale a dire interconnettori, terminali dell'idrogeno e impianti di stoccaggio sotterraneo dell'idrogeno possono essere oggetto, su richiesta e per un periodo di tempo definito, di una deroga alle disposizioni degli articoli 31, 32, 33 e 62 della [rifusione della direttiva sul gas] e dell'articolo 15 del presente regolamento. Si applicano le seguenti condizioni:

a)l'investimento rafforza la concorrenza nella fornitura di gas o di idrogeno e la sicurezza dell'approvvigionamento;

b)l'investimento contribuisce alla decarbonizzazione;

c)il livello del rischio connesso all'investimento è tale che l'investimento non avrebbe luogo se non fosse concessa una deroga;

d)l'infrastruttura è di proprietà di una persona fisica o giuridica distinta, almeno in termini di forma giuridica, dai gestori nei cui sistemi sarà costruita tale infrastruttura;

e)gli oneri sono riscossi presso gli utenti di tale infrastruttura; e

f)la deroga non danneggia la concorrenza nei mercati pertinenti che saranno probabilmente influenzati dagli investimenti, l'efficace funzionamento del mercato interno del gas, l'efficace funzionamento dei sistemi regolamentati interessati, la decarbonizzazione o la sicurezza dell'approvvigionamento dell'Unione.

Tali condizioni dovrebbero essere valutate tenendo conto del principio della solidarietà energetica. Le autorità nazionali dovrebbero tenere conto della situazione in altri Stati membri interessati e bilanciare i possibili effetti negativi con gli effetti positivi sul loro territorio.

2.La deroga di cui al paragrafo 1 si applica anche ad un aumento significativo della capacità di infrastrutture esistenti e a modifiche di queste ultime tali da permettere lo sviluppo di nuove fonti di approvvigionamento di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio.

3.L'autorità di regolazione può decidere di accordare caso per caso la deroga di cui ai paragrafi 1 e 2.

Prima dell'adozione della decisione sulla deroga, l'autorità di regolazione o, se del caso, un'altra autorità competente di detto Stato membro consulta:

a)le autorità di regolazione degli Stati membri i cui mercati saranno probabilmente influenzati dalla nuova infrastruttura; e

b)le autorità pertinenti dei paesi terzi se l'infrastruttura di cui trattasi è collegata alla rete dell'Unione sotto la giurisdizione di uno Stato membro e ha origine o fine in uno o più paesi terzi.

Se le autorità dei paesi terzi consultate non rispondono alla consultazione entro un periodo di tempo ragionevole o entro un termine stabilito non superiore a tre mesi, l'autorità di regolazione interessata può adottare la decisione necessaria.

4.Quando l'infrastruttura di cui trattasi è situata nel territorio di più Stati membri, l'ACER può presentare un parere consultivo alle autorità di regolazione degli Stati membri interessati entro due mesi dalla data in cui la richiesta della deroga è stata ricevuta dall'ultima di tali autorità di regolazione. Tale parere può essere utilizzato come base per la loro decisione.

Qualora tutte le autorità di regolazione interessate siano d'accordo sulla richiesta di deroga entro sei mesi dalla data in cui la richiesta è stata ricevuta dall'ultima delle autorità di regolazione, informano l'ACER di tale decisione. Se l'infrastruttura interessata è un gasdotto di trasporto tra uno Stato membro e un paese terzo, prima dell'adozione della decisione sulla deroga l'autorità di regolazione o, se del caso, un'altra autorità competente dello Stato membro in cui è situato il primo punto di interconnessione con la rete degli Stati membri può consultare la pertinente autorità di detto paese terzo al fine di garantire, per quanto concerne l'infrastruttura interessata, che il presente regolamento sia coerentemente applicato nel territorio e, se del caso, nelle acque territoriali di detto Stato membro. Se l'autorità del paese terzo consultata non risponde alla consultazione entro un periodo di tempo ragionevole o entro un termine stabilito non superiore a tre mesi, l'autorità di regolazione interessata può adottare la decisione necessaria.

L'ACER esercita i compiti conferiti alle autorità di regolazione degli Stati membri interessati dal presente articolo:

a)qualora tutte le autorità di regolazione interessate non siano riuscite a raggiungere un accordo entro sei mesi dalla data in cui l'ultima delle suddette autorità di regolazione ha ricevuto la richiesta di deroga; oppure

b)dietro richiesta congiunta delle autorità di regolazione interessate.

Tutte le autorità di regolazione interessate possono, congiuntamente, chiedere una proroga del termine di cui al terzo comma, lettera a), di tre mesi al massimo.

5.Prima di adottare una decisione, l'ACER consulta le autorità di regolazione interessate e i richiedenti.

6.Una deroga può riguardare la totalità o una parte della capacità della nuova infrastruttura o dell'infrastruttura esistente che ha subito un significativo aumento di capacità.

Nel decidere di concedere una deroga, occorre tenere conto, caso per caso, della necessità di imporre condizioni riguardo alla durata della medesima e all'accesso non discriminatorio all'infrastruttura. Nel decidere tali condizioni, occorre tenere conto, in particolare, della capacità supplementare da creare o della modifica della capacità esistente, dei tempi del progetto e delle circostanze nazionali.

Prima di concedere una deroga l'autorità di regolazione adotta le norme e i meccanismi per la gestione e l'assegnazione della capacità. Le norme impongono di invitare tutti i potenziali utilizzatori dell'infrastruttura a manifestare il loro interesse a utilizzare la capacità prima che sia effettuata l'assegnazione della capacità nella nuova infrastruttura, anche per uso proprio. L'autorità di regolazione impone che le regole di gestione della congestione contengano l'obbligo di offrire la capacità non utilizzata sul mercato e che gli utilizzatori dell'infrastruttura abbiano il diritto di vendere sul mercato secondario la capacità acquisita. Nel valutare i criteri di cui al paragrafo 1, lettere a), b) ed e), l'autorità di regolazione tiene conto del risultato della procedura di assegnazione della capacità.

La decisione di deroga, incluse le condizioni di cui al secondo comma del presente paragrafo, è debitamente motivata e pubblicata.

7.Nell'analizzare se si prevede che una nuova infrastruttura importante rafforzi la sicurezza dell'approvvigionamento a norma del paragrafo 1, lettera a), l'autorità competente valuta in che misura si prevede che la nuova infrastruttura migliori il rispetto, da parte degli Stati membri, degli obblighi loro incombenti a norma del regolamento (UE) 2017/1938 del Parlamento europeo e del Consiglio 20 , sia a livello regionale che nazionale.

8.Gli Stati membri possono disporre che la loro autorità di regolazione o l'ACER, a seconda dei casi, trasmetta all'organo pertinente nello Stato membro in questione, ai fini dell'adozione di una decisione formale, un parere sulla domanda di deroga. Il parere è pubblicato contestualmente alla decisione.

9.Non appena riceve una domanda di deroga, l'autorità di regolazione la trasmette senza indugio alla Commissione. L'autorità competente notifica immediatamente alla Commissione la decisione di deroga nonché tutte le informazioni pertinenti. Tali informazioni possono essere comunicate alla Commissione in forma aggregata per permetterle di valutare la decisione di deroga. In particolare, le informazioni riguardano:

a)le ragioni particolareggiate in base alle quali l'autorità nazionale di regolazione concede o rifiuta la deroga, con un'indicazione del punto o dei punti pertinenti del paragrafo 1 su cui si fonda tale decisione, incluse le informazioni di ordine finanziario che giustificano la necessità della deroga;

b)l'analisi dell'effetto sulla concorrenza e sull'efficace funzionamento del mercato interno risultante dalla concessione della deroga;

c)la motivazione della durata della deroga e della quota della capacità totale dell'infrastruttura in questione per cui è concessa la deroga;

d)nel caso in cui la deroga si riferisca a un interconnettore, il risultato della consultazione con le autorità di regolazione interessate;

e)il contributo dell'infrastruttura alla diversificazione dell'approvvigionamento.

10.Entro 50 giorni lavorativi dal giorno successivo a quello di ricevimento di una notifica ai sensi del paragrafo 7, la Commissione può adottare una decisione che impone agli organi di notificazione di modificare o annullare la decisione di concedere una deroga. Tale periodo può essere prorogato di ulteriori di 50 giorni lavorativi, ove la Commissione richieda ulteriori informazioni. Tale termine aggiuntivo inizia a decorrere dal giorno successivo a quello in cui pervengono informazioni complete. Il termine iniziale può altresì essere prorogato con il consenso della Commissione e degli organi di notificazione.

La notifica è considerata ritirata se le informazioni richieste non sono fornite entro il termine stabilito, a meno che, prima della scadenza, il termine non sia stato prorogato con il consenso della Commissione e dell'autorità di regolazione ovvero a meno che l'autorità di regolazione non abbia informato la Commissione, con comunicazione debitamente motivata, di considerare la notifica completa.

L'autorità di regolazione ottempera alla decisione della Commissione che richiede la modifica o l'annullamento della decisione di deroga entro un mese dalla data di ricevimento e ne informa la Commissione.

La Commissione tutela la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.

Quando la Commissione approva una decisione di deroga, questa perde effetto:

a)due anni dopo la sua adozione, qualora alla scadenza di tale termine la costruzione dell'infrastruttura non sia ancora iniziata;

b)cinque anni dopo la data della relativa concessione, qualora alla scadenza di tale termine l'infrastruttura non sia ancora operativa, a meno che la Commissione decida che un eventuale ritardo sia imputabile a gravi ostacoli che esulano dal controllo della persona beneficiaria della deroga.

11.Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati conformemente all'articolo 63 al fine di precisare gli orientamenti per l'applicazione delle condizioni di cui al paragrafo 1 del presente articolo e definire la procedura da seguire per l'applicazione dei paragrafi 3, 6, 8 e 9 del presente articolo.

🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

Articolo 6128

Procedura del comitato

1.La Commissione è assistita dal comitato ⌦ [nome del comitato] ⌫ istituito dall'articolo 8451 della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx]. ⇨ Esso è un comitato ai sensi del regolamento (UE) n. 182/2011. ⇦

⇩ nuovo

2.Nei casi in cui è fatto riferimento al presente paragrafo, si applica l'articolo 4 del regolamento (UE) n. 182/2011.

3.Nei casi in cui è fatto riferimento al presente paragrafo, si applica l'articolo 5 del regolamento (UE) n. 182/2011.

🡻 715/2009

2.Nei casi in cui è fatto riferimento al presente paragrafo, si applicano l'articolo 5 bis, paragrafi da 1 a 4 e l'articolo 7 della decisione 1999/468/CE, tenendo conto delle disposizioni dell'articolo 8 della stessa.

🡻 1999/2018 articolo 50

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🡻 715/2009 (adattato)

⇨ nuovo

Articolo 6230

Deroghe ed esenzioni

Il presente regolamento non si applica:

a)ai sistemi di trasporto di gas naturale situati negli Stati membri per la durata delle deroghe concesse a norma dell'articolo ⇨ 80 della [nuova direttiva sul gas] ⇦ 49 della direttiva 2009/73/CE;

b)alla nuova infrastruttura di grandi dimensioni, vale a dire interconnettori, impianti di stoccaggio e di GNL, nonché ad un aumento significativo della capacità di un'infrastruttura esistente e a modifiche di quest'ultima che consentano lo sviluppo di nuove fonti di approvvigionamento di gas di cui all'articolo 36, paragrafi 1 e 2 della direttiva 2009/73/CE che sono esentati dalle disposizioni degli articoli 9, 14, 32, 33, 34 o dell'articolo 41, paragrafi 6, 8 e 10 di detta direttiva, per il periodo durante il quale essi sono esentati dalle disposizioni di cui alla presente lettera, ad eccezione dell'articolo 19, paragrafo 4 del presente regolamento; oppure

c)ai sistemi di trasporto di gas naturale cui sono state accordate deroghe ai sensi dell'articolo 48 della direttiva 2009/73/CE.

Per quanto concerne la lettera a) del primo comma, gli Stati membri ai quali sono state concesse deroghe ai sensi dell'articolo 49 della direttiva 2009/73/CE possono chiedere alla Commissione una deroga temporanea all'applicazione del presente regolamento, per un periodo non superiore a due anni dalla data di scadenza della deroga di cui al presente comma;

⇩ nuovo

Articolo 63

Esercizio della delega

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

2.Il potere di adottare atti delegati di cui agli articoli 16, 28, 53, 54, 56 e 60 è conferito alla Commissione per un periodo indeterminato a decorrere [dalla data di entrata in vigore].

3.La delega di potere di cui agli articoli 16, 28, 53, 54, 56 e 60 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.Prima dell'adozione dell'atto delegato la Commissione consulta gli esperti designati da ciascuno Stato membro nel rispetto dei principi stabiliti nell'accordo interistituzionale "Legiferare meglio" del 13 aprile 2016.

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

6.L'atto delegato adottato ai sensi degli articoli 16, 28, 53, 54, 56 e 60 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.

Articolo 64

Modifica della decisione (UE) 2017/684

Gli obblighi di notifica per gli accordi intergovernativi nel settore dell'energia relativi al gas di cui alla decisione (UE) 2017/684 sono intesi come comprendenti accordi intergovernativi relativi all'idrogeno, compresi i composti dell'idrogeno quali l'ammoniaca e i vettori di idrogeno organico liquido.

Articolo 65

Modifica del regolamento (UE) 2019/942

Il regolamento (UE) 2019/942 è così modificato:

(1)all'articolo 2, la lettera a) è sostituita dalla seguente:

"a) esprime pareri e formula raccomandazioni rivolti ai gestori dei sistemi di trasmissione, all'ENTSO per l'energia elettrica, all'ENTSO per il gas, alla Rete europea dei gestori di rete per l'idrogeno (ENNOH), all'EU DSO, ai centri di coordinamento regionali, ai gestori del mercato elettrico designati, e agli enti istituiti dai gestori dei sistemi di trasporto per il gas, dai gestori dei sistemi di GNL, dai gestori dei sistemi di stoccaggio del gas o dell'idrogeno o dai gestori delle reti per l'idrogeno;";

(2)all'articolo 3, paragrafo 2, il primo comma è sostituito dal seguente:

"Su richiesta dell'ACER, le autorità di regolazione, l'ENTSO per l'energia elettrica, l'ENTSO per il gas, l'ENNOH, i centri di coordinamento regionali, l'EU DSO, i gestori dei sistemi di trasmissione, i gestori delle reti dell'idrogeno, i gestori del mercato elettrico designati e gli enti istituiti dai gestori del sistema di trasporto per il gas, dai gestori dei sistemi di GNL, dai gestori dei sistemi di stoccaggio del gas o dell'idrogeno o dai gestori dei terminali dell'idrogeno forniscono all'ACER le informazioni necessarie ai fini dello svolgimento dei compiti dell'ACER che le sono attribuiti dal presente regolamento, salvo nel caso in cui l'ACER abbia già richiesto e ricevuto tali informazioni.";

(3)all'articolo 4, i paragrafi 1 e 2 e il paragrafo 3, lettere a) e b), sono sostituiti dai seguenti:

"1. L'ACER presenta un parere alla Commissione in merito al progetto di statuto, all'elenco dei membri e al progetto di regolamento interno dell'ENTSO per l'energia elettrica a norma dell'articolo 29, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2019/943, in merito a quelli dell'ENTSO per il gas a norma dell'articolo 22, paragrafo 2, del [regolamento sul gas], in merito a quelli dell'ENNOH a norma dell'articolo 40, paragrafo 5, del [regolamento sul gas] nonché in merito a quelli dell'EU DSO a norma dell'articolo 53, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2019/943 e dell'articolo 37, paragrafo 4, del [regolamento sul gas].";

"2. L'ACER controlla l'esecuzione dei compiti da parte dell'ENTSO per l'energia elettrica, in conformità dell'articolo 32 del regolamento (UE) 2019/943, dell'ENTSO per il gas, in conformità dell'articolo 24 del [regolamento sul gas], dell'ENNOH, in conformità dell'articolo 46 del [regolamento sul gas] e dell'EU DSO in conformità dell'articolo 55 del regolamento (UE) 2019/943 e dell'articolo 38 del [regolamento sul gas].";

"3. L'ACER può presentare un parere:

a) all'ENTSO per l'energia elettrica, a norma dell'articolo 30, paragrafo 1, lettera a), del regolamento (UE) 2019/943, all'ENTSO per il gas, a norma dell'articolo 23, paragrafo 2, [della proposta di regolamento sul gas COM(2021) xxx], e all'ENNOH, a norma dell'articolo XX del [regolamento sul gas];";

b) all'ENTSO per l'energia elettrica, a norma dell'articolo 32, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2019/943, all'ENTSO per il gas, a norma dell'articolo 24, paragrafo 2, [della proposta di rifusione del regolamento sul gas COM(2021) xxx] e all'ENNOH, a norma dell'articolo 43, paragrafo 2, [della proposta di rifusione del regolamento sul gas COM(2021) xxx] sul progetto di programma di lavoro annuale, sul progetto di piano di sviluppo della rete a livello unionale e su altri documenti pertinenti di cui all'articolo 30, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2019/943, all'articolo 23, paragrafo 3, e all'articolo 42, paragrafo 1, [della proposta di rifusione del regolamento sul gas COM(2021) xxx], tenendo conto degli obiettivi di non discriminazione, dell'effettiva concorrenza e del funzionamento efficace e sicuro dei mercati interni dell'energia elettrica e del gas naturale;";

(4)all'articolo 4, i paragrafi 6, 7 e 8 sono sostituiti dai seguenti:

"6. Le competenti autorità di regolazione si coordinano al fine di individuare congiuntamente eventuali inosservanze da parte dell'EU DSO, dell'ENTSO per l'energia elettrica, dell'ENTSO per il gas, dell'ENNOH, dell'EU DSO o dei centri di coordinamento regionali rispetto agli obblighi loro derivanti dal diritto dell'Unione e adottano le misure appropriate in conformità dell'articolo 59, paragrafo 1, lettera c), e dell'articolo 62, paragrafo 1, lettera f), della direttiva (UE) 2019/944 o dell'articolo 72, paragrafo 1, lettera e), della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx].

L'ACER, su richiesta di una o più autorità di regolazione o di propria iniziativa, esprime un parere debitamente motivato nonché formula una raccomandazione all'ENTSO per l'energia elettrica, all'ENTSO per il gas, all'ENNOH, all'EU DSO o ai centri regionali di coordinamento in merito al rispetto dei loro obblighi.";

"7. Qualora un parere debitamente motivato dell'ACER individui un caso di potenziale inosservanza da parte dell'ENTSO per l'energia elettrica, dell'ENTSO per il gas, dell'ENNOH, dell'EU DSO o di un centro regionale di coordinamento con riferimento ai rispettivi obblighi che incombono loro, le autorità di regolazione interessate adottano all'unanimità decisioni coordinate che stabiliscono se vi sia una violazione degli obblighi pertinenti e, se del caso, le misure che devono essere adottate dall'ENTSO per l'energia elettrica, dall'ENTSO per il gas, dall'ENNOH, dall'EU DSO o dal centro regionale di coordinamento per porre rimedio alla violazione. Qualora le autorità di regolazione non adottino tali decisioni coordinate all'unanimità entro quattro mesi dalla data di ricezione del parere motivato dell'ACER, la questione è deferita all'ACER per una decisione, a norma dell'articolo 6, paragrafo 10.";

"8. Se entro tre mesi non è stato posto rimedio all'inosservanza individuata a norma dei paragrafi 6 o 7 del presente articolo, da parte dell'ENTSO per l'energia elettrica, dell'ENTSO per il gas, dell'ENNOH, dell'EU DSO o di un centro regionale di coordinamento, o se l'autorità di regolazione nello Stato membro in cui l'organismo ha sede non ha adottato misure per garantire l'osservanza, l'ACER formula una raccomandazione all'autorità di regolazione affinché adotti provvedimenti, in conformità dell'articolo 59, paragrafo 1, lettera c), e dell'articolo 62, paragrafo 1, lettera f), della direttiva 2019/944 o dell'articolo 74, paragrafo 1, lettera d), della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx], al fine di garantire che l'ENTSO per l'energia elettrica, l'ENTSO per il gas, l'ENNOH, l'EU DSO o i centri regionali di coordinamento si conformino ai loro obblighi, e ne informa la Commissione.";

(5)all'articolo 5, il paragrafo 1 è sostituito dal seguente:

"1. L'ACER partecipa allo sviluppo di codici di rete, ai sensi dell'articolo 59 del regolamento (UE) 2019/943 e dell'articolo 6 degli articoli 53 e 54 del regolamento (CE) n. 715/2009 [della proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx[, nonché degli orientamenti ai sensi dell'articolo 61, paragrafo 6, del regolamento (UE) 2019/943 e dell'articolo 56, paragrafo 5, della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx]. In particolare, l'ACER:

a)presenta alla Commissione orientamenti quadro non vincolanti qualora richiesto a norma dell'articolo 59, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2019/943 o dell'articolo 53, paragrafo 4, o dell'articolo 54, paragrafo 4, della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx]dell'articolo 6, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 715/2009. L'ACER riesamina gli orientamenti quadro e li sottopone nuovamente alla Commissione qualora richiesto a norma dell'articolo 59, paragrafo 7, del regolamento (UE) 2019/943 o dell'articolo 53, paragrafo 7, o dell'articolo 54, paragrafo 7, della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx]dell'articolo 6, paragrafo 4, del regolamento (CE) n. 715/2009;

b)presenta un parere motivato all'ENTSO per il gas sul codice di rete a norma dell'articolo 6, paragrafo 7, del regolamento (CE) n. 715/2009;

bc)rivede il codice di rete in conformità dell'articolo 59, paragrafo 11, del regolamento (UE) 2019/943 o e dell'articolo 53 paragrafo 11, o dell'articolo 54, paragrafo 11, della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx]dell'articolo 6, paragrafo 9, del regolamento (CE) n. 715/2009. Nella sua revisione l'ACER tiene conto delle opinioni formulate dalle parti coinvolte nella redazione del codice di rete riveduto dall'ENTSO per l'energia elettrica, dall'ENTSO per il gas, dall'ENNOH o dall'EU DSO, e consulta le parti interessate pertinenti in merito alla versione da trasmettere alla Commissione. A tal fine l'ACER può ricorrere, se del caso, al comitato istituito in relazione ai codici di rete. L'ACER informa la Commissione sui risultati delle consultazioni. Successivamente, l'ACER presenta il codice di rete riveduto alla Commissione in conformità dell'articolo 59, paragrafo 11, del regolamento (UE) 2019/943 o dell'articolo 53, paragrafo 11, o dell'articolo 54, paragrafo 11, della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] e dell'articolo 6, paragrafo 9, del regolamento (CE) n. 715/2009. Se l'ENTSO per l'energia elettrica, l'ENTSO per il gas, l'ENNOH o l'EU DSO non hanno elaborato un codice di rete, l'ACER elabora e presenta alla Commissione un progetto di codice di rete qualora richiesto a norma dell'articolo 59, paragrafo 12, del regolamento (UE) 2019/943 o dell'articolo 53, paragrafo 12, o dell'articolo 54, paragrafo 12, della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] dell'articolo 6, paragrafo 10, del regolamento (CE) n. 715/2009;

cd)presenta alla Commissione un parere debitamente motivato, a norma dell'articolo 32, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2019/943 o dell'articolo 24, paragrafo 1, o dell'articolo 46, paragrafo 2, della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx]dell'articolo 9, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 715/2009, qualora l'ENTSO per l'energia elettrica, l'ENTSO per il gas, l'ENNOH e l'EU DSO non abbiano attuato un codice di rete elaborato a norma dell'articolo 30, paragrafo 1, lettera a), del regolamento (UE) 2019/943 o dell'articolo 23, paragrafo 1, o dell'articolo 42, paragrafo 1, lettera a), della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx]8, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 715/2009 o un codice di rete che è stato stabilito a norma dell'articolo 59, paragrafi da 3 a 12, del regolamento (UE) 2019/943 oppure e dell'articolo 53, paragrafi da 3 a 12, o dell'articolo 54, paragrafi da 3 a 12, della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx]6, paragrafi da 1 a 10, del regolamento (CE) n. 715/2009, ma che non è stato adottato dalla Commissione a norma dell'articolo 59, paragrafo 13, del regolamento (UE) 2019/943 oppure e dell'articolo 53, paragrafo 13, o dell'articolo 54, paragrafo 13, della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] 6, paragrafo 11, del regolamento (CE) n. 715/2009;

de)controlla e analizza l'attuazione dei codici di rete adottati dalla Commissione a norma dell'articolo 59 del regolamento (UE) 2019/943 e degli articoli 53 e 54 della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx]dell'articolo 6 del regolamento (CE) n. 715/2009 e degli orientamenti adottati a norma dell'articolo 61 del regolamento (UE) 2019/943 e dell'articolo 56 della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] il loro effetto sull'armonizzazione delle regole applicabili volte a facilitare l'integrazione del mercato e sulla non discriminazione, l'effettiva concorrenza e il funzionamento efficace del mercato, e riferisce alla Commissione al riguardo.";

(6)all'articolo 6, paragrafo 3, il primo comma è sostituito dal seguente:

"3. Entro il 5 luglio 2022 e successivamente ogni quattro anni, la Commissione presenta una relazione al Parlamento europeo e al Consiglio sull'indipendenza delle autorità di regolazione a norma dell'articolo 57, paragrafo 7, della direttiva (UE) 2019/944 e dell'articolo 70, paragrafo 6, della [proposta di rifusione della direttiva COM(2021) xxx].";

(7)all'articolo 6 sono inseriti i seguenti paragrafi 9 bis, 9 ter, 9 quater e 9 quinquies:

"9 bis. L'ACER formula raccomandazioni alle autorità di regolazione e ai gestori delle reti relative alle RAB (regulatory asset base, capitale netto investito a fini regolatori) a norma dell'articolo 4, paragrafo 4, [del regolamento sul gas].

9 ter. L'ACER può formulare raccomandazioni alle autorità di regolazione sulla ripartizione dei costi delle soluzioni alle restrizioni ai flussi transfrontalieri dovute a differenze di qualità del gas a norma dell'articolo 19, paragrafo 8, del [regolamento sul gas].

9 quater. L'ACER può formulare raccomandazioni alle autorità di regolazione sulla ripartizione dei costi delle soluzioni alle restrizioni ai flussi transfrontalieri dovute a differenze di qualità dell'idrogeno a norma dell'articolo 39, paragrafo 8, del [regolamento sul gas].

9 quinquies. L'ACER pubblica relazioni di monitoraggio sulla congestione nei punti di interconnessione a norma dell'allegato I, sezione 2.2.1, paragrafo 2, del [regolamento sul gas].";

(8)all'articolo 6, paragrafo 10, primo comma, le lettere b) e c) sono sostituite dalle seguenti:

"b) i codici di rete e gli orientamenti di cui agli articoli da 59 a 61 del regolamento (UE) 2019/943 adottati prima del 4 luglio 2019, comprese le revisioni successive dei suddetti codici di rete e orientamenti; o'

c) i codici di rete e gli orientamenti di cui agli articoli da 59 a 61 del regolamento (UE) 2019/943 adottati quali atti di esecuzione ai sensi dell'articolo 5 del regolamento (UE) n. 182/2011.; o";

(9)all'articolo 6, paragrafo 10, primo comma, sono aggiunte le seguenti lettere:

"d) gli orientamenti a norma dell'allegato I del [regolamento sul gas]; o

e) i codici di rete e gli orientamenti di cui agli articoli da 53 a 56 del [regolamento sul gas].";

(10)all'articolo 6, paragrafo 10, secondo comma, la lettera a) è sostituita dalla seguente:

"a) se le competenti autorità di regolazione non sono riuscite a raggiungere un accordo entro sei mesi dal giorno in cui è stata adita l'ultima delle suddette autorità; o entro quattro mesi nei casi di cui all'articolo 4, paragrafo 7, del presente regolamento o nei casi di cui all'articolo 59, paragrafo 1, lettera c), o all'articolo 62, paragrafo 1, lettera f), della direttiva (UE) 2019/944 o all'articolo 72, paragrafo 1, lettera e), della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx];";

(11)all'articolo 6, paragrafo 10, il terzo comma è sostituito dal seguente:

"Le competenti autorità di regolazione possono richiedere congiuntamente che il periodo di cui al secondo comma, lettera a), del presente paragrafo sia esteso per un periodo fino a sei mesi, tranne nei casi di cui all'articolo 4, paragrafo 7, del presente regolamento, o nei casi di cui all'articolo 59, paragrafo 1, lettera c), o all'articolo 62, paragrafo 1, lettera f), della direttiva (UE) 2019/944 o all'articolo 72, paragrafo 1, lettera e), della proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx.";

(12)all'articolo 6, paragrafo 10, il quarto comma è sostituito dal seguente:

"Quando le competenze per decidere sulle questioni transfrontaliere di cui al primo comma sono state conferite alle autorità di regolazione mediante i nuovi codici di rete o gli orientamenti di cui agli articoli da 59 a 61 del regolamento (UE) 2019/943 adottati quali atti delegati dopo il 4 luglio 2019, l'ACER è competente su base volontaria a norma del secondo comma, lettera b), del presente paragrafo solo previa richiesta da almeno il 60 % delle competenti autorità di regolazione. Nel caso in cui siano coinvolte solo due autorità di regolazione, ciascuna di esse può deferire il caso all'ACER.";

(13)all'articolo 6, paragrafo 12, la lettera a) è sostituita dalla seguente:

"a) emana una decisione entro sei mesi dal giorno in cui le è stato sottoposto; o entro quattro mesi nei casi di cui all'articolo 4, paragrafo 7, del presente regolamento o nei casi di cui all'articolo 59, paragrafo 1, lettera c), o all'articolo 62, paragrafo 1, lettera f), della direttiva (UE) 2019/944 o nei casi di cui all'articolo 72, paragrafo 1, lettera e), della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx]; e";

(14)all'articolo 14, il paragrafo 1 è sostituito dal seguente:

"Nello svolgimento dei suoi compiti, in particolare nel processo di sviluppo di orientamenti quadro a norma dell'articolo 59 del regolamento (UE) 2019/943 o degli articoli 53 e 54 [della proposta di rifusione del regolamento sul gas COM(2021) xxx], nonché nel processo di proposta di modifiche dei codici di rete a norma dell'articolo 60 del regolamento (UE) 2019/943 o all'articolo 55 [della proposta di rifusione del regolamento sul gas COM(2021) xxx], l'ACER consulta tempestivamente e in modo approfondito i soggetti partecipanti al mercato, i gestori dei sistemi di trasmissione, i gestori delle reti dell'idrogeno, i consumatori, gli utenti finali e, se del caso, le autorità della concorrenza, fatte salve le rispettive competenze, in modo aperto e trasparente, specialmente quando i suoi compiti riguardano i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori delle reti dell'idrogeno.";

(15)all'articolo 15, sono aggiunti i seguenti paragrafi 6 e 7:

"6. L'ACER pubblica studi comparativi dell'efficienza dei costi dei gestori dei sistemi di trasmissione dell'UE conformemente all'articolo 17, paragrafo 2, del [regolamento sul gas].";

"7. L'ACER presenta pareri fornendo un formato armonizzato per la pubblicazione di informazioni tecniche relative all'accesso alle reti dell'idrogeno conformemente all'allegato I del presente regolamento.";

(16)all'articolo 15, il paragrafo 1 è sostituito dal seguente:

"L'ACER, in stretta collaborazione con la Commissione, gli Stati membri e le competenti autorità nazionali, comprese le autorità di regolazione, e fatte salve le competenze delle autorità garanti della concorrenza, monitora i mercati all'ingrosso e al dettaglio dell'energia elettrica e del gas naturale, in particolare i prezzi al dettaglio di energia elettrica e gas naturale, la conformità con i diritti dei consumatori stabiliti dalla direttiva (UE) 2019/944 e dalla [direttiva sul gas], l'impatto degli sviluppi del mercato sui clienti civili, l'accesso alle reti, compreso l'accesso all'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili, i progressi compiuti per quanto riguarda le interconnessioni, i potenziali ostacoli agli scambi transfrontalieri, inclusi l'impatto della miscelazione dell'idrogeno nel sistema del gas naturale e gli ostacoli ai flussi transfrontalieri di biometano, le barriere normative per i nuovi operatori del mercato e gli attori più piccoli, incluse le comunità energetiche dei cittadini, gli interventi statali che impediscono ai prezzi di riflettere una reale scarsità, quali indicati all'articolo 10, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2019/943, le prestazioni degli Stati membri sul fronte della sicurezza dell'approvvigionamento di energia elettrica in base ai risultati della valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse di cui all'articolo 23 di tale regolamento, tenendo conto in particolare della valutazione ex post di cui all'articolo 17 del regolamento (UE) 2019/941.";

(17)all'articolo 15, paragrafo 1, è aggiunto il secondo comma seguente:

"L'ACER, in stretta collaborazione con la Commissione, gli Stati membri e le compenti autorità nazionali, comprese le autorità di regolazione, e fatte salve le competenze delle autorità garanti della concorrenza, monitora i mercati dell'idrogeno, in particolare l'impatto della loro evoluzione sui clienti dell'idrogeno, l'accesso alla rete dell'idrogeno, incluso l'accesso alla rete dell'idrogeno prodotto da fonti di energia rinnovabili, i progressi compiuti per quanto riguarda gli interconnettori e i potenziali ostacoli agli scambi transfrontalieri.";

(18)all'articolo 15, il paragrafo 2 è sostituito dal seguente:

"L'ACER pubblica una relazione annuale sui risultati della sua attività di monitoraggio di cui al paragrafo 1. In tale relazione, individua gli eventuali ostacoli al completamento di tali mercati interni dell'energia elettrica, e del gas naturale e dell'idrogeno.".

Articolo 66

Modifica del regolamento (UE) n. 1227/2011

Il regolamento (UE) n. 1227/2011 è così modificato:

a)all'articolo 2, all'articolo 3, paragrafi 3 e 4, all'articolo 4, paragrafo 1, e all'articolo 8, paragrafo 5, le espressioni "energia elettrica o gas naturale" e "elettricità o gas naturale" sono sostituite dall'espressione "energia elettrica, idrogeno o gas naturale" con le opportune modifiche grammaticali;

b)all'articolo 6, paragrafo 2, l'espressione "mercati dell'elettricità e del gas" è sostituita dall'espressione "mercati dell'energia elettrica, dell'idrogeno e del gas naturale".

Articolo 67

Modifica del regolamento (UE) 2017/1938

Il regolamento (UE) 2017/1938 è così modificato:

(1)all'articolo 1, la prima frase è sostituita dalla seguente:

"Il presente regolamento detta disposizioni atte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas nell'Unione assicurando il corretto e costante funzionamento del mercato interno del gas naturale e dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio ("gas"), permettendo l'adozione di misure eccezionali da attuare qualora il mercato non sia più in grado di fornire i necessari approvvigionamenti di gas, comprese misure di solidarietà di ultima istanza, e prevedendo la chiara definizione e attribuzione delle responsabilità fra le imprese di gas naturale, gli Stati membri e l'Unione per quanto riguarda l'azione preventiva e la reazione a reali interruzioni dell'approvvigionamento di gas.";

(2)all'articolo 2 sono aggiunte le seguenti definizioni:

"27) "gas", il gas naturale ai sensi dell'articolo 2, punto 1, della [proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx];

28) "riserva strategica", il gas acquistato, gestito e stoccato dal gestore del sistema di trasporto esclusivamente allo scopo di svolgere le proprie funzioni di gestore del sistema di trasporto e ai fini della sicurezza dell'approvvigionamento. Il gas stoccato nell'ambito della riserva strategica è distribuito solo qualora ciò sia necessario per mantenere il sistema in funzione in condizioni di sicurezza e affidabilità in linea con l'articolo 35 [della proposta di rifusione della direttiva sul gas COM(2021) xxx] o nel caso di un'emergenza dichiarata a norma dell'articolo 11 del presente regolamento e non può altrimenti essere venduto sui mercati del gas all'ingrosso;

29) "utente dello stoccaggio", il cliente o il cliente potenziale del gestore del sistema di stoccaggio.";

(3)all'articolo 2 è aggiunto il comma seguente:

"I riferimenti al gas naturale si intendono fatti al gas ai sensi del punto 27.";

(4)l'articolo 7 è così modificato:

a) il paragrafo 1 è sostituito dal seguente:

"1. La simulazione comprende l'individuazione e la valutazione di corridoi di approvvigionamento di gas di emergenza e individua inoltre gli Stati membri che possono contrastare i rischi individuati, anche in relazione allo stoccaggio e al GNL."

(5)al paragrafo 4, la lettera e) è sostituita dalla seguente:

"e) tenendo conto dei rischi correlati al controllo di infrastrutture importanti per la sicurezza dell'approvvigionamento di gas nella misura in cui possano comportare, tra l'altro, rischi di carenza di investimenti, un freno alla diversificazione, un cattivo uso delle infrastrutture esistenti, incluso l'accumulo delle capacità di stoccaggio, o una violazione del diritto dell'Unione;";

(6)è inserito il seguente articolo 7 bis:

"Articolo 7 bis

Misure preventive e di emergenza

Gli Stati membri adottano le opportune misure preventive e di emergenza. Dette misure tengono conto dei risultati della simulazione più recente a livello di Unione degli scenari di interruzione dell'operatività e dell'approvvigionamento di cui all'articolo 7 e sono adatte ad affrontare i rischi individuati nelle valutazioni comuni e nazionali del rischio.";

(7)l'articolo 8, paragrafo 1, e l'articolo 9, paragrafi da 3 a 10, sono spostati e diventano i paragrafi da 2 a 12 dell'articolo 7 bis;

(8)sono aggiunti i seguenti articoli 7 ter, 7 quater e 7 quinquies:

"Articolo 7 ter

Uso efficiente e congiunto delle infrastrutture e dello stoccaggio del gas

1. Gli Stati membri garantiscono l'uso efficiente dell'infrastruttura esistente a livello nazionale e regionale, a vantaggio della sicurezza dell'approvvigionamento. In particolare, gli Stati membri consentono lo scambio transfrontaliero di gas e l'accesso transfrontaliero allo stoccaggio e al GNL.

2. Le valutazioni comuni del rischio e gli eventuali aggiornamenti successivi comprendono un'analisi dell'adeguatezza della capacità degli impianti di stoccaggio disponibili nella regione, del funzionamento delle capacità di stoccaggio e del loro contributo alla sicurezza dell'approvvigionamento dell'Unione, compresi i rischi connessi al controllo dell'infrastruttura di stoccaggio pertinenti per la sicurezza dell'approvvigionamento di gas da parte di soggetti di paesi terzi. Tale analisi raffronta il ruolo dello stoccaggio del gas con misure alternative, quali investimenti nell'efficienza energetica e nelle fonti rinnovabili.

3. Se i risultati di tale analisi nella valutazione comune del rischio o nei suoi eventuali aggiornamenti indicano l'esistenza di un rischio a livello regionale che può costituire un rischio per uno o più Stati membri dello stesso gruppo di rischio e che non può essere affrontato altrimenti, gli Stati membri prendono in considerazione una o più delle seguenti misure:

a) obbligare gli utenti dello stoccaggio del gas a immagazzinare un volume minimo di gas in impianti di stoccaggio sotterraneo,

b) prevedere gare d'appalto, vendite all'asta o meccanismi equivalenti che incentivino la prenotazione delle capacità di stoccaggio nell'ambito dei quali siano coperti potenziali deficit legati ai costi,

c) obbligare un gestore del sistema di trasporto ad acquistare e gestire riserve strategiche di gas,

d) concedere la possibilità di integrare pienamente lo stoccaggio nella rete del gestore del sistema di trasporto nel caso in cui, altrimenti, lo stoccaggio provocherebbe un'interruzione delle operazioni, qualora tale interruzione metterebbe a repentaglio il funzionamento sicuro e affidabile del sistema di trasporto.

Tali misure sono oggetto di consultazione nell'ambito del pertinente gruppo di rischio che verte in particolare sul modo in cui le misure affrontano i rischi individuati nella valutazione comune del rischio.

4. Le misure adottate a norma dell'articolo 7 bis e del paragrafo 3 del presente articolo sono necessarie, chiaramente definite, trasparenti, proporzionate, non discriminatorie e verificabili, non distorcono indebitamente la concorrenza o il funzionamento efficiente del mercato interno del gas né compromettono la sicurezza dell'approvvigionamento di gas di altri Stati membri o dell'Unione nel suo insieme. Le misure non bloccano né limitano le capacità transfrontaliere assegnate in linea con le disposizioni del regolamento (UE) 2017/459 della Commissione.

5. Se vengono individuati rischi regionali, gli Stati membri del pertinente gruppo di rischio mirano a concordare in seno al gruppo di rischio regionale il livello obiettivo delle riserve nella regione al fine di garantire che il rischio per la sicurezza dell'approvvigionamento individuato sia coperto in linea con l'analisi comune del rischio.

Gli Stati membri del pertinente gruppo di rischio cercano di concordare regimi di finanziamento congiunto delle misure adottate a norma del paragrafo 3 e scelte sulla base della valutazione comune del rischio. La ripartizione dei costi tra gli Stati membri è equa e si fonda sull'analisi effettuata a norma del paragrafo 2. Se la misura è finanziata mediante un prelievo, tale prelievo non è assegnato ai punti di interconnessione transfrontaliera. Se gli Stati membri non riescono a trovare un accordo sui regimi di finanziamento congiunto, la Commissione può adottare orientamenti giuridicamente non vincolanti sugli elementi chiave da includere.

6. Gli Stati membri del pertinente gruppo di rischio concordano una procedura coordinata comune per prelevare il gas immagazzinato negli stoccaggi di cui al paragrafo 3 del presente articolo in caso di emergenza, quale definita all'articolo 11, paragrafo 1. La procedura coordinata comune comprende la procedura in caso di prelievo del gas nell'ambito delle azioni coordinate dalla Commissione in caso di emergenza a livello regionale o dell'Unione di cui all'articolo 12, paragrafo 3.

7. Dopo la consultazione interna del pertinente gruppo di rischio di cui al paragrafo 3, gli Stati membri consultano il gruppo di coordinamento del gas. Gli Stati membri informano il gruppo di coordinamento del gas dei regimi di finanziamento congiunto e delle procedure di prelievo di cui ai paragrafi 5 e 6.

8. Le misure risultanti dal paragrafo 3 sono incluse nelle valutazioni del rischio e, se del caso, nel piano d'azione preventivo e nel piano di emergenza corrispondenti al periodo considerato.

Articolo 7 quater

Valutazione del rischio a livello dell'UE

A titolo di disposizione transitoria, entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del presente regolamento, tutti gli Stati membri completano le valutazioni comuni e nazionali del rischio esistenti e, se del caso, il piano d'azione preventivo e il piano di emergenza, mediante l'addendum necessario per conformarsi all'articolo 7 ter, paragrafi da 2 a 6. Tali piani aggiornati sono resi pubblici e notificati alla Commissione secondo la procedura di cui all'articolo 8, paragrafo 7, e la Commissione formula una raccomandazione alle condizioni di cui all'articolo 8, paragrafo 8, che deve essere presa in considerazione dall'autorità competente interessata secondo la procedura di cui all'articolo 8, paragrafo 9.

Articolo 7 quinquies

Acquisizioni congiunte di riserve strategiche

1. Gli Stati membri possono istituire un meccanismo per l'acquisizione congiunta di riserve strategiche da parte dei gestori dei sistemi di trasporto nell'ambito delle misure preventive volte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento.

Il meccanismo è concepito nel rispetto del diritto dell'UE e delle norme in materia di concorrenza e in modo tale che le riserve strategiche possano essere utilizzate nell'ambito delle azioni coordinate dalla Commissione in caso di uno stato emergenza a livello regionale o dell'Unione, di cui all'articolo 12, paragrafo 3.

Il meccanismo è aperto alla partecipazione di tutti i gestori dei sistemi di trasporto all'interno dell'Unione che desiderino aderire dopo la sua istituzione.

2. Gli Stati membri partecipanti notificano alla Commissione la loro intenzione di istituire tale meccanismo. La notifica comprende le informazioni necessarie per valutare la conformità al presente regolamento, quali il volume di gas da acquistare, la durata della misura, i gestori dei sistemi di trasporto partecipanti, i dispositivi di governance, le procedure operative e le condizioni di attivazione in una situazione di emergenza. Essa specifica inoltre i costi e i benefici previsti.

3. La Commissione può formulare un parere entro un termine di tre mesi sulla conformità del meccanismo previsto al presente regolamento. La Commissione informa il gruppo di coordinamento del gas e, se del caso, l'ACER della notifica ricevuta. Gli Stati membri partecipanti tengono nella massima considerazione il parere della Commissione.

Articolo 7 sexies

Relazione sullo stoccaggio e sull'acquisizione congiunta di riserve strategiche

Tre anni dopo l'entrata in vigore del presente regolamento la Commissione pubblica una relazione sull'applicazione degli articoli 7 ter, 7 quater e 7 quinquies e sull'esperienza, i benefici, i costi e gli eventuali ostacoli incontrati nell'uso della possibilità di acquisizioni congiunte per le riserve strategiche.";

(9)l'articolo 8 è così modificato:

a) il paragrafo 1 è soppresso;

b) il paragrafo 3 è sostituito dal seguente:

"3. Il capitolo o i capitoli regionali contengono misure transfrontaliere adeguate ed efficaci, anche in relazione allo stoccaggio e al GNL, soggette ad accordo tra gli Stati membri di uno stesso o di diversi gruppi di rischio che attuano le misure e che sono interessati dalla misura sulla base della simulazione di cui all'articolo 7, paragrafo 1, e della valutazione comune del rischio.";

(10)all'articolo 6 è aggiunta la frase seguente:

"La proposta di cooperazione può includere la partecipazione volontaria alle acquisizioni congiunte di riserve strategiche di cui all'articolo 7 quater.";

(11)è inserito il seguente articolo 8 bis:

"Articolo 8 bis

Misure relative alla cibersicurezza

1. Nell'elaborare i piani d'azione preventivi e i piani di emergenza, gli Stati membri prendono in considerazione le misure appropriate in materia di cibersicurezza.

2. La Commissione può adottare un atto delegato in conformità all'articolo 19 che stabilisca le norme specifiche per il settore del gas concernenti gli aspetti relativi alla cibersicurezza dei flussi transfrontalieri di gas, comprese le norme sui requisiti minimi, la pianificazione, il monitoraggio, la comunicazione e la gestione delle crisi.

3. Per elaborare detto atto delegato, la Commissione collabora strettamente con l'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (ACER), l'Agenzia per la cibersicurezza (ENISA), la Rete europea di gestori dei sistemi di trasporto del gas (ENTSOG) e un numero limitato delle principali parti interessate coinvolte, nonché soggetti con competenze in materia di cibersicurezza, nell'ambito del proprio mandato, quali i centri operativi per la cibersicurezza e i gruppi di intervento per la sicurezza informatica in caso di incidente (CSIRT), di cui alla direttiva sulla sicurezza delle reti e dei sistemi informativi (NIS 2.0).";

(12)l'articolo 9 è così modificato:

a) il paragrafo 1 è così modificato:

i) la lettera e) è sostituita dalla seguente:

"e) le altre misure di prevenzione destinate a far fronte ai rischi individuati nella valutazione del rischio di cui all'articolo 7 bis, paragrafo 1,, ad esempio quelle relative alla necessità di rafforzare le interconnessioni tra Stati membri confinanti, di migliorare ulteriormente l'efficienza energetica, di impedire l'accumulo di capacità, di ridurre la domanda di gas, nonché alla possibilità, laddove opportuno, di diversificare le rotte del gas, le fonti di approvvigionamento di gas e l'utilizzo regionale delle capacità esistenti di stoccaggio e GNL, per preservare il più possibile l'approvvigionamento di gas a tutti i clienti;";

ii) la lettera k) è sostituita dalla seguente:

"k) informazioni riguardanti tutti gli obblighi di servizio pubblico che si riferiscono alla sicurezza dell'approvvigionamento di gas, compresi gli obblighi di capacità di stoccaggio e le riserve strategiche;";

iii) è aggiunta la seguente lettera i):

"i) informazioni riguardanti le misure relative alla cibersicurezza, di cui all'articolo 8 bis.";

(13)all'articolo 12, paragrafo 3, è aggiunta la lettera d) seguente:

"d) coordina le azioni per quanto riguarda l'acquisizione congiunta di riserve strategiche, di cui all'articolo 7 quater.";

(14)l'articolo 13 è così modificato:

a) i paragrafi 3, 4 e 5 sono sostituiti dai seguenti:

"3. Una misura di solidarietà è una misura di ultima istanza che si applica solo qualora lo Stato membro richiedente:

a) abbia dichiarato lo stato di emergenza a norma dell'articolo 11;

b) non sia stato in grado di coprire la carenza nell'approvvigionamento di gas ai suoi clienti protetti nel quadro della solidarietà nonostante l'applicazione della misura di cui all'articolo 11, paragrafo 3;

c) abbia esaurito tutte le misure di mercato ("misure volontarie"), tutte le misure non di mercato ("misure obbligatorie) e le altre misure previste dal suo piano di emergenza;

d) abbia notificato alla Commissione e alle autorità competenti di tutti gli Stati membri con i quali è connesso direttamente o, a norma del paragrafo 2, tramite un paese terzo, una richiesta esplicita corredata di una descrizione delle misure attuate di cui alla lettera b) del presente paragrafo e dell'impegno esplicito a versare l'equa e tempestiva compensazione nei confronti dello Stato membro interessato che presta solidarietà, in conformità del paragrafo 8.

4. Gli Stati membri che ricevono una richiesta di solidarietà presentano tali offerte sulla base di misure volontarie sul fronte della domanda per quanto e il più a lungo possibile prima di ricorrere a misure non di mercato.

Qualora le misure di mercato si rivelino insufficienti per lo Stato membro che presta solidarietà per far fronte alla carenza di approvvigionamento di gas ai clienti protetti nel quadro della solidarietà nello Stato membro richiedente, lo Stato membro che presta solidarietà può introdurre misure non di mercato al fine di adempiere agli obblighi di cui ai paragrafi 1 e 2.

5. Se più di uno Stato membro può prestare solidarietà a uno Stato membro richiedente, quest'ultimo, previa consultazione di tutti gli Stati membri a cui è stato richiesto di prestare solidarietà, cerca l'offerta più vantaggiosa sulla base del costo, della velocità di distribuzione, dell'affidabilità e della diversificazione degli approvvigionamenti di gas. Qualora le offerte basate sul mercato disponibili non fossero sufficienti a coprire la carenza nell'approvvigionamento di gas ai clienti protetti nel quadro della solidarietà nello Stato membro richiedente, allo Stato membro a cui è chiesto di prestare solidarietà è fatto obbligo di attivare misure non di mercato.";

b) al paragrafo 10 è aggiunto il comma seguente:

"Nel caso in cui sia adottata una misura di solidarietà in conformità dei paragrafi 1 e 2, l'importo finale della compensazione che è stata versata allo Stato membro richiedente è soggetta al controllo ex-post dell'autorità di regolazione e/o dell'autorità garante della concorrenza dello Stato membro che presta solidarietà, entro tre mesi dalla revoca dell'emergenza. Lo Stato membro richiedente viene consultato e formula un parere sulla conclusione del controllo ex-post. Previa consultazione dello Stato membro richiedente, l'autorità che esercita il controllo ex-post può richiedere una rettifica dell'importo della compensazione, tenendo conto del parere dello Stato membro richiedente. Le conclusioni di detto controllo ex-post sono trasmesse alla Commissione europea, che le prenderà in considerazione nella propria relazione sull'emergenza a norma dell'articolo 14, paragrafo 3.";

c) il paragrafo 14 è sostituito dal seguente:

"14. L'applicabilità del presente articolo resta impregiudicata qualora gli Stati membri non siano in grado di concordare o mettere a punto le modalità tecniche, giuridiche e finanziarie. In tal caso, qualora sia necessaria una misura di solidarietà per garantire la fornitura di gas a clienti protetti nel quadro della solidarietà, le modalità di cui al (nuovo) allegato IX si applicano automaticamente alla richiesta e alla fornitura del gas opportuno.";

(15)all'articolo 14, paragrafo 3, il primo comma è sostituito dal seguente:

"Dopo un'emergenza l'autorità competente di cui al paragrafo 1 fornisce alla Commissione quanto prima, e almeno entro sei settimane dalla revoca dell'emergenza, una valutazione dettagliata dell'emergenza e dell'efficacia delle misure messe in atto, anche con la valutazione dell'impatto economico dell'emergenza, dell'impatto sul comparto dell'energia elettrica e dell'assistenza prestata o ricevuta dall'Unione e dagli Stati membri. Ove opportuno, la valutazione comprende una descrizione dettagliata delle circostanze che hanno portato all'attivazione del meccanismo di cui all'articolo 13 e delle condizioni a cui è stata ricevuta la fornitura di gas mancante, inclusi il prezzo e la compensazione finanziaria corrisposti e, se del caso, le motivazioni per cui non sono state accettate le offerte di solidarietà e/o non è stato fornito il gas. La suddetta valutazione è messa a disposizione del GCG e si riflette negli aggiornamenti dei piani d'azione preventivi e dei piani di emergenza.";

(16)l'articolo 19 è così modificato:

a) al paragrafo 2, la prima frase è sostituita dalla seguente:

"Il potere di adottare atti delegati di cui all'articolo 3, paragrafo 8, all'articolo 7, paragrafo 5, all'articolo 8, paragrafo 5, e all'articolo 8 bis, paragrafo 2 (cibersicurezza), è conferito alla Commissione per un periodo di cinque anni a decorrere dal 1o novembre 2017.";

b) al paragrafo 3, la prima frase è sostituita dalla seguente:

"3. La delega di potere di cui all'articolo 3, paragrafo 8, all'articolo 7, paragrafo 5, all'articolo 8, paragrafo 5, e all'articolo 8 bis, paragrafo 2 (cibersicurezza), può essere revocata in qualsiasi momento dal Parlamento europeo o dal Consiglio.";

c) al paragrafo 6, la prima frase è sostituita dalla seguente:

"6. L'atto delegato adottato ai sensi dell'articolo 3, paragrafo 8, dell'articolo 7, paragrafo 5, dell'articolo 8, paragrafo 5, e dell'articolo 8 bis, paragrafo 2 (cibersicurezza), 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.";

(17)l'allegato VI è così modificato:

a) alla sezione 5, lettera a), secondo comma, dopo il secondo trattino "le misure intese a diversificare le rotte del gas e le fonti di approvvigionamento," è aggiunto il trattino seguente:

" - le misure intese a evitare l'accumulo di capacità,";

b) alla sezione 11.3, lettera a), secondo comma, dopo il secondo trattino "le misure intese a diversificare le rotte del gas e le fonti di approvvigionamento," è aggiunto il trattino seguente:

" - le misure intese a evitare l'accumulo di capacità,";

(18)il testo che figura nell'allegato I del presente regolamento è aggiunto come allegato IX del regolamento (UE) 2017/1938;

🡻 715/2009 (adattato)

Articolo 6831

Abrogazione

Il regolamento (CE) n. ⌦715/2009 ⌫ 1775/2005 è abrogato con effetto dal 3 marzo 2011. I riferimenti al regolamento abrogato si intendono fatti al presente regolamento e si leggono secondo la tavola di concordanza di cui all'allegato II.

Articolo 6932

Entrata in vigore

🡻 Rettifica, GU L 229 dell'1.9.2009, pag. 29 (adattato)

⇨ nuovo

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

Esso si applica a decorrere dal ⇨ 1° gennaio 2023 ⇦ 3 marzo 2011.

🡻 715/2009

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

Fatto a Bruxelles, il

Per il Parlamento europeo Per il Consiglio

Il presidente Il presidente

SCHEDA FINANZIARIA LEGISLATIVA

1.CONTESTO DELLA PROPOSTA/INIZIATIVA

1.1.Titolo della proposta/iniziativa

1.2.Settore/settori interessati

1.3.La proposta/iniziativa riguarda:

1.4.Obiettivi

1.4.1.Obiettivi generali

1.4.2.Obiettivi specifici

1.4.3.Risultati e incidenza previsti

1.4.4.Indicatori di prestazione

1.5.Motivazione della proposta/iniziativa

1.5.1.Necessità nel breve e lungo termine, compreso un calendario dettagliato per fasi di attuazione dell'iniziativa

1.5.2.Valore aggiunto dell'intervento dell'Unione (che può derivare da diversi fattori, ad es. un miglior coordinamento, la certezza del diritto o un'efficacia e una complementarità maggiori). Ai fini del presente punto, per "valore aggiunto dell'intervento dell'Unione" si intende il valore derivante dall'intervento dell'Unione che va ad aggiungersi al valore che avrebbero altrimenti generato gli Stati membri se avessero agito da soli.

1.5.3.Insegnamenti tratti da esperienze analoghe

1.5.4.Compatibilità con il quadro finanziario pluriennale ed eventuali sinergie con altri strumenti pertinenti

1.5.5.Valutazione delle varie opzioni di finanziamento disponibili, comprese le possibilità di riassegnazione

1.6.Durata e incidenza finanziaria della proposta/iniziativa

1.7.Modalità di gestione previste

2.MISURE DI GESTIONE

2.1.Disposizioni in materia di monitoraggio e di relazioni

2.2.Sistema di gestione e di controllo

2.2.1.Giustificazione della o delle modalità di gestione, del meccanismo o dei meccanismi di attuazione del finanziamento, delle modalità di pagamento e della strategia di controllo proposti

2.2.2.Informazioni concernenti i rischi individuati e il sistema o i sistemi di controllo interno per ridurli

2.2.3.Stima e giustificazione del rapporto costo/efficacia dei controlli (rapporto "costi del controllo ÷ valore dei fondi gestiti") e valutazione dei livelli di rischio di errore previsti (al pagamento e alla chiusura)

2.3.Misure di prevenzione delle frodi e delle irregolarità

3.INCIDENZA FINANZIARIA PREVISTA DELLA PROPOSTA/INIZIATIVA

3.1.Rubrica/rubriche del quadro finanziario pluriennale e linea/linee di bilancio di spesa interessate

3.2.Incidenza finanziaria prevista della proposta sugli stanziamenti

3.2.1.Sintesi dell'incidenza prevista sugli stanziamenti operativi

3.2.2.Risultati previsti finanziati con gli stanziamenti operativi

3.2.3.Sintesi dell'incidenza prevista sugli stanziamenti amministrativi

3.2.4.Compatibilità con il quadro finanziario pluriennale attuale

3.2.5.Partecipazione di terzi al finanziamento

3.3.Incidenza prevista sulle entrate

SCHEDA FINANZIARIA LEGISLATIVA "AGENZIE"

1.CONTESTO DELLA PROPOSTA/INIZIATIVA

1.1.Titolo della proposta/iniziativa

Proposta di direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio relativa a norme comuni per i mercati interni dei gas rinnovabili e naturali e dell'idrogeno (rifusione).

Proposta di regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio sui mercati interni dei gas rinnovabili e naturali e dell'idrogeno (rifusione).

1.2.Settore/settori interessati

Settore: Energia

Attività: Green Deal europeo

1.3.La proposta riguarda

X una nuova azione

◻ una nuova azione a seguito di un progetto pilota/un'azione preparatoria 21

◻ la proroga di un'azione esistente

◻ la fusione di una o più azioni verso un'altra/una nuova azione

1.4.Obiettivi

1.4.1.Obiettivi generali

Il Green Deal europeo e la Normativa sul clima hanno fissato l'obiettivo per l'UE di diventare climaticamente neutra entro il 2050 in un modo che contribuisca alla competitività, alla crescita e all'occupazione in Europa. Si ritiene che l'obiettivo di ridurre le emissioni di gas a effetto serra del 55 % porti a una quota di energie rinnovabili compresa tra il 38 % e il 40 %. I combustibili gassosi continueranno a rappresentare una quota importante del mix energetico entro il 2050, il che richiederà la decarbonizzazione del settore del gas attraverso una progettazione lungimirante per mercati del gas decarbonizzati e competitivi. La presente iniziativa fa parte del pacchetto "Pronti per il 55 %" e riguarda l'assetto del mercato dei gas, compreso l'idrogeno. Pur non realizzando di per sé la decarbonizzazione, essa eliminerà gli ostacoli normativi esistenti e creerà le condizioni affinché ciò avvenga in modo efficiente sotto il profilo dei costi.

1.4.2.Obiettivi specifici

Gli obiettivi specifici seguenti si concentrano su quelli che sono oggetto di disposizioni che richiedono risorse supplementari per l'ACER e la DG Energia.

Obiettivo specifico 1:

creare un quadro normativo per lo sviluppo del settore dell'idrogeno e delle reti dell'idrogeno basato sul mercato.

Obiettivo specifico 2:

migliorare le condizioni per gli scambi transfrontalieri di gas naturale, tenendo conto del ruolo crescente dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, e conferire maggiori diritti ai consumatori.

Obiettivo specifico 3:

garantire che i soggetti paneuropei dei gestori di rete rispettino la legislazione dell'UE.

1.4.3.Risultati e incidenza previsti

Precisare gli effetti che la proposta/iniziativa dovrebbe avere sui beneficiari/gruppi interessati.

Le risorse supplementari consentiranno all'ACER e alla DG Energia di svolgere i compiti necessari per adempiere al loro mandato ai sensi della legislazione dell'UE, conformemente ai requisiti previsti dalla presente proposta.

1.4.4.Indicatori di prestazione

Precisare gli indicatori con cui monitorare progressi e risultati

Obiettivo specifico 1:

sviluppo delle infrastrutture per l'idrogeno e loro utilizzo congiunto da parte di diversi partecipanti al mercato.

Obiettivo specifico 2:

livello degli scambi e accesso ai mercati dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio (ad esempio volumi e numero di operatori commerciali, tassi di utilizzo dei terminali GNL e volumi di tali gas ricevuti).

Obiettivo specifico 3:

istituzione tempestiva della rete europea di gestori di rete per l'idrogeno e tempestiva inclusione dei gestori dei sistemi di distribuzione di gas naturale nell'ente dei gestori dei sistemi di distribuzione (EU DSO).

1.5.Motivazione della proposta/iniziativa

1.5.1.Necessità nel breve e lungo termine, compreso un calendario dettagliato per fasi di attuazione dell'iniziativa

La valutazione che segue, nella misura in cui riguarda l'ACER, tiene conto delle stime del fabbisogno di risorse per i compiti attuali di cui al recente studio condotto da un consulente indipendente per stabilire il fabbisogno di risorse per compiti analoghi ma aggiuntivi, con adeguamenti per evitare sopravvalutazioni. I numeri di ETP indicati per i compiti esistenti sono stime arrotondate del personale necessario nel 2023, ma con una riduzione trasversale del 20 % per tenere conto del fatto che la metodologia applicata dal consulente era incline a una sovrastima, come spiegato nel parere della Commissione C(2021) 7024, del 5 ottobre 2021, sul progetto di documento di programmazione dell'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia per il periodo 2022-2024 e sull'adeguatezza delle risorse finanziarie e umane a disposizione dell'ACER. La presente indagine sulle forze di lavoro applica quindi una stima più prudente del personale necessario rispetto a quella elaborata dal consulente.

Se da un lato i volumi di gas naturale forniti ai clienti dell'UE diminuiranno gradualmente, dall'altro ciò non comporterà una riduzione del carico di lavoro per i compiti esistenti dell'ACER nel prossimo futuro: ad esempio, l'attuazione dei codici di rete del gas naturale prosegue indipendentemente dai volumi trasportati dalla rete. La complessità addirittura aumenterà visto il ruolo crescente della miscelazione di gas a basse emissioni di carbonio. Inoltre, con una rete e un mercato per l'idrogeno puro, all'elenco dei compiti dell'ACER si aggiungerà la regolamentazione di un nuovo settore.

Obiettivo specifico 1: creare un quadro normativo per lo sviluppo del settore dell'idrogeno e delle reti dell'idrogeno basato sul mercato

- Per quanto riguarda l'energia elettrica e il gas naturale, lo sviluppo di un settore dell'idrogeno basato sul mercato richiede norme più dettagliate sotto forma di codici di rete od orientamenti. La proposta prevede nove deleghe di potere per adottare nuovi codici di rete od orientamenti relativi all'idrogeno sotto forma di regolamenti della Commissione.

Attualmente esistono sei codici di rete od orientamenti adottati come regolamenti della Commissione a norma del regolamento (CE) n. 715/2009 sul gas o inclusi come allegati del presente regolamento. Il consulente ha stimato che l'ACER necessita di sette ETP per la loro attuazione. L'esperienza acquisita nella redazione e nell'attuazione di codici di rete e orientamenti per il gas naturale può essere utilizzata nell'elaborazione di codici di rete e orientamenti simili per l'idrogeno (ad esempio, assegnazione della capacità, interoperabilità).

Si stima pertanto che siano necessari cinque ETP per sviluppare e quindi attuare i nuovi codici di rete e orientamenti relativi all'idrogeno. Dato il graduale sviluppo del settore dell'idrogeno, gli ETP aggiuntivi dovrebbero essere introdotti gradualmente: un ETP all'anno a partire dal 2023.

- L'ACER decide inoltre in merito alla ripartizione dei costi per le nuove infrastrutture transfrontaliere per l'idrogeno e per le soluzioni che eliminano le restrizioni dovute alla diversa qualità dell'idrogeno o di altri gas. Il consulente ha stimato che per una decisione dell'ACER sulla ripartizione transfrontaliera dei costi a norma del regolamento TEN-E (regolamento (UE) n. 347/2013), nel caso in cui le autorità di regolazione degli Stati membri non trovino un accordo, sono necessari circa tre ETP per sei mesi e, in caso di ricorso contro una decisione, sono necessarie ulteriori risorse umane. Ipotizzando una decisione ogni due anni, sarà necessario un ulteriore ETP nel momento in cui, a fronte della crescente importanza dell'idrogeno e dei gas diversi dal gas naturale, tale potere decisionale sarà probabilmente attivato (ossia nel 2026).

- Un 4º volume (oltre a quelli relativi a energia elettrica all'ingrosso, gas naturale all'ingrosso e dettaglio/consumatori) relativo all'idrogeno deve essere aggiunto alla relazione sul monitoraggio del mercato dell'ACER, ampliando la portata delle attività di monitoraggio del mercato dell'ACER. Attualmente gli ETP che lavorano su questi tre volumi esistenti sono sette-otto. Poiché l'idrogeno rappresenterà un nuovo ambito per l'ACER per il quale è necessario creare competenze interne, si stima che sarà necessario un ulteriore ETP a partire dall'entrata in vigore delle proposte e un altro ETP nel momento in cui si prevede che il settore dell'idrogeno inizierà a trasformarsi in un mercato paneuropeo (ossia all'incirca nel 2027).

- Data la crescente importanza dell'idrogeno e di altri gas diversi dal gas fossile, l'ambito di applicazione del REMIT deve essere ampliato. A tal fine saranno necessari in totale cinque ETP aggiuntivi, due a partire dal 2024 e altri tre quando il mercato dell'idrogeno inizierà a svilupparsi, quindi a partire dal 2027. Questi cinque ETP potranno essere finanziati mediante tasse.

Obiettivo specifico 2: migliorare le condizioni per gli scambi transfrontalieri di gas naturale, tenendo conto del ruolo crescente dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, e conferire maggiori diritti ai consumatori.

- È previsto un nuovo regolamento della Commissione sulla cibersicurezza, equivalente a quello per il settore dell'energia elettrica. In linea con l'esperienza di cui l'ACER ha bisogno, in media un ETP per codice di rete od orientamento, è necessario un ulteriore ETP per la cibersicurezza a partire dall'entrata in vigore della proposta.

- Occorre introdurre una nuova disposizione che imponga ai gestori di rete di disporre di RAB separate per le reti del gas naturale, dell'idrogeno e/o dell'energia elettrica, al fine di evitare sovvenzioni incrociate. L'ACER avrà il compito di formulare raccomandazioni rivolte ai gestori di rete e alle autorità di regolazione degli Stati membri in merito alla determinazione del valore delle attività e al calcolo degli oneri per gli utenti della rete e di aggiornarle ogni due anni. L'ACER sarà inoltre incaricata di pubblicare ogni quattro anni uno studio comparativo sull'efficienza dei costi dei gestori dei sistemi di trasporto dell'UE. Per quanto riguarda l'attuale relazione sulle migliori pratiche relative alle tariffe per la trasmissione e la distribuzione a norma dell'articolo 18, paragrafo 9, del regolamento sull'energia elettrica (regolamento (UE) 2019/943), il consulente ha stimato 0,4 ETP all'anno, un valore un po' più elevato rispetto alla relazione esistente sulla congestione nei punti di interconnessione del gas. La proposta riduce la frequenza di quest'ultima relazione da annuale a, in linea di principio, ogni due anni. Di conseguenza altri 0,5 ETP a partire dal 2024 dovrebbero essere sufficienti per coprire entrambi i nuovi compiti di predisposizione delle relazioni.

- Rispecchiando le disposizioni della rifusione della direttiva sull'energia elettrica (direttiva (UE) 2019/944), la presente proposta rafforzerà le disposizioni anche per i consumatori di gas. A tali disposizioni dovrebbe corrispondere la capacità dell'ACER di monitorare i diritti dei consumatori e i mercati al dettaglio e pertanto il gruppo dell'ACER che si occupa della sua relazione annuale sul monitoraggio del mercato dovrebbe essere rafforzato di 0,5 ETP a partire dal momento in cui le disposizioni dovranno essere recepite dagli Stati membri (ossia nel 2024).

Obiettivo specifico 3: garantire che i soggetti paneuropei dei gestori di rete rispettino la legislazione dell'UE.

- La proposta migliora la sorveglianza dell'ENTSOG (in linea con le disposizioni relative all'ENTSO-E), estende l'ambito di applicazione dell'EU DSO ai gestori dei sistemi di distribuzione di gas naturale e istituisce una nuova rete europea di gestori di rete per l'idrogeno.

L'istituzione della rete europea di gestori di rete per l'idrogeno e l'ampliamento dell'ambito di applicazione dell'EU DSO crea un picco di carico di lavoro per l'ACER nel primo anno successivo all'entrata in vigore della proposta, seguito dai regolari compiti di monitoraggio e da eventuali, seppur rare, azioni di applicazione. Un ETP dovrebbe essere sufficiente e, dopo il primo anno, lavorerà anche al principale compito di monitoraggio della nuova rete europea di gestori di rete per l'idrogeno: la valutazione del nuovo piano di sviluppo della rete a livello dell'Unione.

Gli ETP aggiuntivi di cui sopra non comprendono il personale di supporto. Applicando una percentuale di personale di supporto del 25 % circa (inferiore a quella attuale) sono necessari altri cinque ETP. I precedenti pareri della Commissione sui documenti di programmazione dell'ACER hanno contestato che la tabella dell'organico dell'ACER non contiene disposizioni per il personale che svolge mansioni amministrative o di segreteria e che l'ACER si affida di fatto a personale interinale per lo svolgimento di tali compiti. Per ovviare a tale situazione detti ETP di supporto dovrebbero pertanto essere AST/SC, che non creerebbero oneri aggiuntivi per il bilancio dell'UE in quanto sostituirebbero il personale interinale.

Su un totale di 21 ETP, fino a sette potrebbero essere finanziati mediante tasse (due AT AD, tre AC FG IV e due AT AST/SC come assistenza di segreteria per i responsabili dei due dipartimenti REMIT).

Anche se la maggior parte del carico di lavoro supplementare per gli organismi dell'UE ricadrà sull'ACER, il carico di lavoro della DG Energia aumenterà a sua volta a fronte della progressiva evoluzione del settore dell'idrogeno in un mercato paneuropeo e della maggiore complessità della rete e del mercato del gas naturale dovuta alla crescente fornitura di gas diversi dal gas fossile. Secondo una stima prudente, è necessario un ETP aggiuntivo per garantire la corretta attuazione delle disposizioni rafforzate per la tutela dei consumatori. Per quanto riguarda il commercio all'ingrosso, attualmente gli ETP che lavorano sui mercati dei gas (compresa la pianificazione della rete e la qualità del gas) sono otto. L'aggiunta di norme relative all'idrogeno e la crescente complessità del settore del gas naturale richiedono una moltiplicazione della forza lavoro per il fattore 1,5, ossia pari a quattro ETP aggiuntivi, scaglionati nei prossimi anni in linea con lo sviluppo del settore dell'idrogeno e la crescente quota di mercato di gas diversi dal gas fossile.

Attualmente non esistono norme a livello dell'UE che disciplinano le reti o i mercati dedicati all'idrogeno. Alla luce degli sforzi attualmente compiuti a livello nazionale e dell'UE per promuovere l'uso dell'idrogeno rinnovabile in sostituzione dei combustibili fossili, gli Stati membri sarebbero incentivati ad adottare norme sul trasporto dell'idrogeno tramite infrastrutture specifiche a livello nazionale. Ciò comporta il rischio di un panorama normativo frammentato in tutta l'UE, che potrebbe ostacolare l'integrazione delle reti e dei mercati dell'idrogeno nazionali, impedendo o scoraggiando gli scambi transfrontalieri di idrogeno.

Tutti questi aspetti potrebbero ridurre gli scambi transfrontalieri di gas rinnovabili, che potrebbero essere compensati da un aumento delle importazioni di gas fossile. L'utilizzo dei terminali GNL e le importazioni potrebbero continuare a essere limitati al gas fossile, anche se non sarebbe necessario alcun adeguamento dei terminali GNL nel caso in cui fossero disponibili biometano o metano sintetico competitivi provenienti da fonti esterne all'UE.

1.5.3.Insegnamenti tratti da esperienze analoghe

L'esperienza acquisita con le precedenti proposte legislative ha dimostrato che il fabbisogno di personale dell'ACER è facilmente sottovalutato. Ciò vale in particolare se la legislazione prevede disposizioni in materia di delega di potere per l'adozione di norme tecniche più dettagliate, come i codici di rete e gli orientamenti a norma del regolamento sull'energia elettrica (regolamento (UE) 2019/943). Al fine di evitare che si ripeta quanto verificatosi con il terzo pacchetto per il mercato interno del 2009, in cui la sottovalutazione del fabbisogno di personale ha comportato una carenza strutturale di personale (risoltasi completamente solo a partire dal bilancio dell'UE per il 2022), per la presente proposta il fabbisogno di personale è stimato per diversi anni a venire e tiene conto dei probabili sviluppi futuri, come il ricorso a deleghe di potere.

1.5.4.Compatibilità con il quadro finanziario pluriennale ed eventuali sinergie con altri strumenti pertinenti

La presente iniziativa è inclusa nel programma di lavoro della Commissione per il 2021 (COM(2020) 690 final) nell'ambito del Green Deal europeo e del pacchetto "Pronti per il 55 %" e contribuirà agli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra di almeno il 55 % entro il 2030 rispetto ai livelli del 1990, come stabilito dal regolamento relativo alla Normativa europea sul clima, e all'obiettivo dell'UE di conseguire la neutralità climatica entro il 2050.

1.5.5.Valutazione delle varie opzioni di finanziamento disponibili, comprese le possibilità di riassegnazione

Gli ETP sono necessari per i nuovi compiti, dato che i compiti esistenti non diminuiranno nel prossimo futuro: il settore dell'idrogeno si svilupperà parallelamente all'uso continuato del sistema del gas naturale, la cui complessità aumenterà per via del crescente ricorso a fonti di metano diverse dal gas fossile. Di conseguenza la riassegnazione non soddisferebbe il fabbisogno supplementare di personale.

Nella misura in cui ciò sia giuridicamente possibile, gli ETP aggiuntivi saranno finanziati mediante il regime di tassazione esistente per i compiti dell'ACER nell'ambito del REMIT.

1.6.Durata e incidenza finanziaria della proposta/iniziativa

◻ durata limitata

–◻ Proposta/iniziativa in vigore a decorrere dal [GG/MM]AAAA fino al [GG/MM]AAAA

–◻ Incidenza finanziaria dal AAAA al AAAA

X durata illimitata

–Attuazione con un periodo di avviamento dal AAAA al AAAA

–e successivo funzionamento a pieno ritmo.

1.7.Modalità di gestione previste 22

X Gestione diretta a opera della Commissione attraverso

–◻ le agenzie esecutive

◻ Gestione concorrente con gli Stati membri

X Gestione indiretta affidando compiti di esecuzione del bilancio:

◻ a organizzazioni internazionali e loro agenzie (specificare);

◻ alla BEI e al Fondo europeo per gli investimenti;

X agli organismi di cui agli articoli 70 e 71;

◻ a organismi di diritto pubblico;

◻ a organismi di diritto privato investiti di attribuzioni di servizio pubblico nella misura in cui sono dotati di sufficienti garanzie finanziarie;

◻ a organismi di diritto privato di uno Stato membro preposti all'attuazione di un partenariato pubblico-privato e che sono dotati di sufficienti garanzie finanziarie;

◻ alle persone incaricate di attuare azioni specifiche della PESC a norma del titolo V del TUE e indicate nel pertinente atto di base.

Osservazioni

2.MISURE DI GESTIONE

2.1.Disposizioni in materia di monitoraggio e di relazioni

Precisare frequenza e condizioni.

In base al suo regolamento finanziario, l'ACER è tenuta a fornire, nell'ambito del suo documento di programmazione, un programma di lavoro annuale contenente informazioni dettagliate sulle risorse, sia finanziarie che umane, per ciascuna delle attività svolte.

L'ACER riferisce mensilmente alla DG ENER in merito all'esecuzione del bilancio, compresi gli impegni, ai pagamenti per titolo di bilancio e ai tassi di posti vacanti per tipologia di personale.

Inoltre la DG ENER è direttamente rappresentata negli organi di governance dell'ACER. Attraverso i suoi rappresentanti nel consiglio di amministrazione, la DG ENER sarà informata dell'utilizzo del bilancio e della tabella dell'organico in ciascuna delle sue riunioni nel corso dell'anno.

Infine, sempre in linea con la regolamentazione finanziaria, l'ACER è soggetta a obblighi annuali di comunicazione sulle attività e sull'utilizzo delle risorse attraverso il consiglio di amministrazione e la sua relazione annuale di attività.

I compiti svolti direttamente dalla DG ENER seguiranno il ciclo annuale di pianificazione e monitoraggio attuato dalla Commissione e dalle agenzie esecutive, compresa la comunicazione dei risultati attraverso la relazione annuale di attività della DG ENER.

2.2.Sistema di gestione e di controllo

2.2.1.Giustificazione della o delle modalità di gestione, del meccanismo o dei meccanismi di attuazione del finanziamento, delle modalità di pagamento e della strategia di controllo proposti

Anche se l'ACER dovrà sviluppare nuove competenze, la soluzione più efficace sotto il profilo dei costi è comunque quella di assegnare i nuovi compiti previsti dalla presente proposta a un'agenzia esistente che già svolge compiti analoghi.

La DG ENER ha definito una strategia di controllo per la gestione delle sue relazioni con l'ACER che rientra nel quadro di controllo interno della Commissione per il 2017. L'ACER ha rivisto e adottato il proprio quadro di controllo interno nel dicembre 2018.

2.2.2.Informazioni concernenti i rischi individuati e il sistema o i sistemi di controllo interno per ridurli

Il rischio principale è costituito da stime errate per quanto riguarda il carico di lavoro generato dalla presente proposta, dato che essa mira a fornire un quadro normativo favorevole ex ante e non ex post dopo l'introduzione di approcci nazionali e la comparsa di nuovi attori e nuovi combustibili (idrogeno e altri "gas alternativi") nel settore dell'energia. Questo rischio deve essere accettato in quanto, come l'esperienza dimostra, se il fabbisogno di risorse supplementari non è incluso nella proposta iniziale, è molto difficile ovviare a tale situazione in un momento successivo.

Il fatto che la proposta preveda diversi nuovi compiti attenua tale rischio, dato che, se da un lato il carico di lavoro per alcuni compiti futuri potrebbe essere sottostimato, dall'altro potrebbe essere sovrastimato per altri compiti, lasciando così spazio per un'eventuale futura riassegnazione.

L'assegnazione di compiti supplementari per l'attuale mandato dell'ACER non dovrebbe generare controlli aggiuntivi specifici presso l'ACER, pertanto il rapporto tra i costi del controllo e il valore dei fondi gestiti rimarrà invariato.

Analogamente, i compiti assegnati alla DG ENER non comporteranno controlli aggiuntivi né modifiche nel rapporto dei costi del controllo.

2.3.Misure di prevenzione delle frodi e delle irregolarità

Precisare le misure di prevenzione e tutela in vigore o previste, ad esempio strategia antifrode.

L'ACER applica i principi antifrode delle agenzie decentrate dell'UE, in linea con l'approccio della Commissione.

Nel marzo 2019 l'ACER ha adottato una nuova strategia antifrode che abroga la decisione 13/2014 del consiglio di amministrazione dell'ACER. La nuova strategia, che si estende su un periodo di tre anni, si basa sugli elementi seguenti: una valutazione annuale dei rischi, la prevenzione e la gestione dei conflitti di interesse, le norme interne in materia di denuncia delle irregolarità, la politica e la procedura per la gestione di funzioni sensibili, nonché misure in materia di etica e integrità.

Nel 2020 la DG ENER ha inoltre adottato una strategia antifrode riveduta. La strategia antifrode dell'ENER si basa sulla strategia antifrode della Commissione e su una specifica valutazione dei rischi effettuata internamente per individuare i settori più vulnerabili alle frodi, i controlli già effettuati e le azioni necessarie per migliorare la capacità della DG ENER di prevenire, individuare e rettificare le frodi.

Sia il regolamento ACER sia le disposizioni contrattuali applicabili agli appalti pubblici garantiscono che gli audit e le verifiche in loco possano essere effettuati dai servizi della Commissione, compreso l'OLAF, applicando le disposizioni standard raccomandate dall'OLAF.

3.INCIDENZA FINANZIARIA PREVISTA DELLA PROPOSTA/INIZIATIVA

3.1.Rubrica/rubriche del quadro finanziario pluriennale e linea/linee di bilancio di spesa interessate

·Linee di bilancio esistenti

Secondo l'ordine delle rubriche del quadro finanziario pluriennale e delle linee di bilancio

Rubrica del quadro finanziario pluriennale

Linea di bilancio

Tipo di
spesa

Partecipazione

Numero

Diss./Non diss. 23

di paesi EFTA 24

di paesi candidati 25

di paesi terzi

ai sensi dell'articolo 21, paragrafo 2, lettera b), del regolamento finanziario

02 10 06 e 02 03 02

Diss./

SÌ/NO

·Nuove linee di bilancio di cui è chiesta la creazione

Secondo l'ordine delle rubriche del quadro finanziario pluriennale e delle linee di bilancio

Rubrica del quadro finanziario pluriennale

Linea di bilancio

Tipo di
spesa

Partecipazione

Numero

Diss./Non diss.

di paesi EFTA

di paesi candidati

di paesi terzi

ai sensi dell'articolo 21, paragrafo 2, lettera b), del regolamento finanziario

[XX.YY.YY.YY]

SÌ/NO

3.2.Incidenza prevista sulle spese

3.2.1.Sintesi dell'incidenza prevista sulle spese

Mio EUR (al terzo decimale)

Rubrica del quadro finanziario
pluriennale

Investimenti strategici europei — Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (ACER)

ACER

Anno
2023

Anno
2024

Anno
2025

Anno
2026

Anno
2027

TOTALE

Titolo 1:

Impegni

(1)

0,690

0,994

1,380

1,614

1,918

6,596

Pagamenti

(2)

0,690

0,994

1,380

1,614

1,918

6,596

Titolo 2:

Impegni

(1a)

Pagamenti

(2a)

Titolo 3:

Impegni

(3a)

Pagamenti

(3b)

TOTALE stanziamenti
per l'ACER

Impegni

= 1 + 1a + 3a

0,690

0,994

1,380

1,614

1,918

6,596

Pagamenti

=2+2a

+3b

0,690

0,994

1,380

1,614

1,918

6,596

Rubrica del quadro finanziario
pluriennale

"Spese amministrative"

Mio EUR (al terzo decimale)

		Anno 2023	Anno 2024	Anno 2025	Anno 2026	Anno 2027	TOTALE
DG: ENER
• Risorse umane		0,152	0,304	0,304	0,456	0,760	1,976
• Altre spese amministrative
TOTALE DG ENER	Stanziamenti

TOTALE stanziamenti
per la RUBRICA 7
del quadro finanziario pluriennale

(Totale impegni = Totale pagamenti)

0,152

0,304

0,304

0,456

0,760

1,976

Mio EUR (al terzo decimale)

		Anno 2023	Anno 2024	Anno 2025	Anno 2026	Anno 2027	TOTALE
TOTALE stanziamenti per le RUBRICHE da 1 a 7 del quadro finanziario pluriennale	Impegni	0,842	1,298	1,684	2,070	2,678	8,572
	Pagamenti	0,842	1,298	1,684	2,070	2,678	8,572

3.2.2.Incidenza prevista sugli stanziamenti dell'ACER

–X La proposta/iniziativa non comporta l'utilizzo di stanziamenti operativi.

–◻ La proposta/iniziativa comporta l'utilizzo di stanziamenti operativi, come spiegato di seguito:

Stanziamenti di impegno in Mio EUR (al terzo decimale)

Specificare gli obiettivi e i risultati

⇩

Anno
N

Anno
N+1

Anno
N+2

Anno
N+3

Inserire gli anni necessari per evidenziare la durata dell'incidenza (cfr. punto 1.6)

TOTALE

RISULTATI

Tipo 26

Costo medio

Costo

N. totale

Costo totale

OBIETTIVO SPECIFICO 1 27 …

- Risultato

Totale parziale obiettivo specifico 1

OBIETTIVO SPECIFICO 2 …

- Risultato

Totale parziale obiettivo specifico 2

IMPORTO TOTALE

3.2.3.Incidenza prevista sulle risorse umane dell'ACER

3.2.3.1.Sintesi

–◻ La proposta/iniziativa non comporta l'utilizzo di stanziamenti amministrativi.

–X La proposta/iniziativa comporta l'utilizzo di stanziamenti amministrativi, come spiegato di seguito:

Mio EUR (al terzo decimale)

Anno
2023

Anno
2024

Anno
2025

Anno
2026

Anno
2027

TOTALE

Agenti temporanei (gradi AD)

0,456

0,760

0,912

1,064

1,216

4,408

Agenti temporanei (gradi AST)

Agenti temporanei (gradi AST/SC)

0,152

0,152

0,304

0,304

0,456

1,368

Agenti contrattuali

0,082

0,082

0,164

0,246

0,246

0,820

Esperti nazionali distaccati

TOTALE

0,690

0,994

1,380

1,614

1,918

6,596

Fabbisogno di personale (ETP):

Anno
2023

Anno
2024

Anno
2025

Anno
2026

Anno
2027

TOTALE

Agenti temporanei (gradi AD)

3

6

7

8

10

10

Agenti temporanei (gradi AST)

Agenti temporanei (gradi AST/SC)

1

2

3

4

5

5

Agenti contrattuali (FG IV)

1

2

3

3

6

6

Esperti nazionali distaccati

TOTALE

5

10

13

15

21

21

Di cui finanziati dal contributo dell'UE 28 :

Anno
2023

Anno
2024

Anno
2025

Anno
2026

Anno
2027

TOTALE

Agenti temporanei (gradi AD)

3

5

6

7

8

8

Agenti temporanei (gradi AST)

Agenti temporanei (gradi AST/SC)

1

1

2

2

3

3

Agenti contrattuali (FG IV)

1

1

2

3

3

3

Esperti nazionali distaccati

TOTALE

5

7

10

12

14

14

La data prevista per l'assunzione degli ETP è il 1º gennaio dell'anno in questione.

3.2.3.2.Fabbisogno previsto di risorse umane per la DG di riferimento

–◻ La proposta/iniziativa non comporta l'utilizzo di risorse umane.

–X La proposta/iniziativa comporta l'utilizzo di risorse umane, come spiegato di seguito:

Stima da esprimere in numeri interi (o, al massimo, con un decimale)

		Anno 2023	Anno 2024	Anno 2025	Anno 2026	Anno 2027
·Posti della tabella dell'organico (funzionari e agenti temporanei)
20 01 02 01 + 20 01 02 02 (in sede e negli uffici di rappresentanza della Commissione)		1	2	2	3	5
20 01 02 03 (delegazioni)
01 01 01 01 (ricerca indiretta)
10 01 05 01 (ricerca diretta)

• Personale esterno (in equivalenti a tempo pieno: ETP) 29
20 02 01 (AC, END, INT della dotazione globale)
20 02 03 (AC, AL, END, INT e JPD nelle delegazioni)
Linee di bilancio (specificare) 30	- in sede 31
	- nelle delegazioni
01 01 01 02 (AC, END, INT - ricerca indiretta)
10 01 05 02 (AC, END, INT - ricerca diretta)
Altre linee di bilancio (specificare)
TOTALE		1	2	2	3	5

Si tratta di nuovi compiti, per i quali non vi è attualmente personale assegnato all'interno della DG ENER. Il fabbisogno di risorse umane potrebbe essere coperto dal personale riassegnato all'interno della stessa DG, integrato dall'eventuale dotazione supplementare concessa alla DG responsabile nell'ambito della procedura annuale di assegnazione, tenendo conto dei vincoli di bilancio.

3.2.4.Compatibilità con il quadro finanziario pluriennale attuale

–◻ La proposta/iniziativa è compatibile con il quadro finanziario pluriennale attuale.

–X La proposta/iniziativa richiede una riprogrammazione della pertinente rubrica del quadro finanziario pluriennale.

Spiegare la riprogrammazione richiesta, precisando le linee di bilancio interessate e gli importi corrispondenti.

–Le iniziative "Pronti per il 55 %" non sono state prese in considerazione in sede di calcolo delle rubriche del QFP. Trattandosi di una nuova iniziativa specifica, sarà necessaria una riprogrammazione sia per la linea del contributo all'ACER sia per la linea che sosterrà il lavoro supplementare all'interno della DG ENER. Nella misura in cui l'incidenza sul bilancio delle risorse umane supplementari per l'ACER non può essere coperta dalle tasse o dall'attuale contributo dell'UE, essa sarà coperta mediante riassegnazione da altre linee di bilancio gestite dalla DG ENER per quanto riguarda gli ETP aggiuntivi non finanziati dalle tasse, in particolare dalla linea di bilancio 02 03 02 relativa al programma CEF-Energia), senza tuttavia creare un precedente per l'utilizzo dei fondi del CEF.

–◻ La proposta/iniziativa richiede l'applicazione dello strumento di flessibilità o la revisione del quadro finanziario pluriennale 32 .

Spiegare la necessità, precisando le rubriche e le linee di bilancio interessate e gli importi corrispondenti.

3.2.5.Partecipazione di terzi al finanziamento

–La proposta/iniziativa non prevede cofinanziamenti da terzi.

–La proposta/iniziativa prevede il cofinanziamento indicato di seguito:

Mio EUR (al terzo decimale)

	Anno N	Anno N+1	Anno N+2	Anno N+3	Inserire gli anni necessari per evidenziare la durata dell'incidenza (cfr. punto 1.6)	Totale
Specificare l'organismo di cofinanziamento
TOTALE stanziamenti cofinanziati

3.3.Incidenza prevista sulle entrate

–X La proposta/iniziativa non ha incidenza finanziaria sulle entrate.

–◻ La proposta/iniziativa ha la seguente incidenza finanziaria:

–◻ sulle risorse proprie

–◻ su altre entrate

–◻ indicare se le entrate sono destinate a linee di spesa specifiche

Mio EUR (al terzo decimale)

Linea di bilancio delle entrate:	Stanziamenti disponibili per l'esercizio in corso	Incidenza della proposta/iniziativa 33
		Anno N	Anno N+1	Anno N+2	Anno N+3	Inserire gli anni necessari per evidenziare la durata dell'incidenza (cfr. punto 1.6)
Articolo ………….

Per quanto riguarda le entrate varie con destinazione specifica, precisare la o le linee di spesa interessate.

Precisare il metodo di calcolo dell'incidenza sulle entrate.

ALLEGATO
della SCHEDA FINANZIARIA LEGISLATIVA

Nome della proposta/iniziativa:

Regolamento sul gas (comprese le modifiche del regolamento ACER)

1. QUANTITÀ E COSTO DELLE RISORSE UMANE CONSIDERATE NECESSARIE

2. COSTO DELLE ALTRE SPESE AMMINISTRATIVE

3. TOTALE COSTI AMMINISTRATIVI

4. METODI di CALCOLO UTILIZZATI per STIMARE I COSTI

4.1.Risorse umane

4.2.Altre spese amministrative

Il presente allegato accompagna la scheda finanziaria legislativa nel corso della consultazione interservizi.

Le tabelle di dati sono utilizzate per compilare le tabelle contenute nella scheda finanziaria legislativa. Esse sono esclusivamente destinate ad uso interno della Commissione.

1. Costo delle risorse umane considerate necessarie

La proposta/iniziativa non comporta l'utilizzo di risorse umane

X La proposta/iniziativa comporta l'utilizzo di risorse umane, come spiegato di seguito:

Mio EUR (al terzo decimale)

RUBRICA 7 del quadro finanziario pluriennale		2023		2024		2025		2026		2027		2028		2029		2030
		ETP	Stanziamenti	ETP	Stanziamenti	ETP	Stanziamenti	ETP	Stanziamenti	ETP	Stanziamenti	ETP	Stanziamenti	ETP	Stanziamenti	ETP	Stanziamenti
• Posti della tabella dell'organico (funzionari e agenti temporanei)
20 01 02 01 - Sede e uffici di rappresentanza	AD	1	0,152	2	0,304	2	0,304	3	0,456	5	0,760
	AST
20 01 02 03 - Delegazioni dell'Unione	AD
	AST
• Personale esterno 34
20 02 01 e 20 02 02 - Personale esterno — Sede e uffici di rappresentanza	AC
	END
	INT
20 02 03 - Personale esterno — Delegazioni dell'Unione	AC
	AL
	END
	INT
	JPD
Altre linee di bilancio legate alle risorse umane (specificare)
Totale parziale Risorse umane - RUBRICA 7		1	0,152	2	0,304	2	0,304	3	0,456	5	0,760

Esclusa la RUBRICA 7

del quadro finanziario pluriennale

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

ETP

Stanziamenti

ETP

Stanziamenti

ETP

Stanziamenti

ETP

Stanziamenti

ETP

Stanziamenti

ETP

Stanziamenti

ETP

Stanziamenti

ETP

Stanziamenti

• Posti della tabella dell'organico (funzionari e agenti temporanei)

01 01 01 01 ricerca indiretta 35

01 01 01 11 ricerca diretta

Altro (specificare)

AST

• Personale esterno 36

Personale esterno previsto dagli stanziamenti operativi
(ex linee "BA")

- in sede

END

INT

- nelle delegazioni dell'Unione

END

INT

JPD

01 01 01 02 ricerca indiretta

01 01 01 12 ricerca diretta

Altro (specificare) 37

END

INT

Altre linee di bilancio (specificare)

Totale parziale Risorse umane – Esclusa la RUBRICA 7

Totale Risorse umane (tutte le rubriche del QFP)

0,152

0,304

0,456

0,760

2. Costo delle altre spese amministrative

XLa proposta/iniziativa non comporta l'utilizzo di stanziamenti amministrativi

◻ La proposta/iniziativa comporta l'utilizzazione di stanziamenti amministrativi, come spiegato di seguito:

Mio EUR (al terzo decimale)

RUBRICA 7 del quadro finanziario pluriennale	Anno N 38	Anno N+1	Anno N+2	Anno N+3	Anno N+4	Anno N+5	Anno N+7	Totale
In sede o nel territorio dell'UE:
20 02 06 01 - Spese per missioni e di rappresentanza
20 02 06 02 - Spese per conferenze e riunioni
20 02 06 03 - Comitati 39
20 02 06 04 - Studi e consultazioni
20 04 – Spese informatiche (istituzionali) 40
Altre linee di bilancio non legate alle risorse umane (specificare se necessario)
Nelle delegazioni dell'Unione
20 02 07 01 – Spese per missioni, conferenze e di rappresentanza
20 02 07 02 – Perfezionamento professionale
20 03 05 – Infrastruttura e logistica
Altre linee di bilancio non legate alle risorse umane (specificare se necessario)
Totale parziale - RUBRICA 7 del quadro finanziario pluriennale

Mio EUR (al terzo decimale)

Esclusa la RUBRICA 7 del quadro finanziario pluriennale	Anno N 41	Anno N+1	Anno N+2	Anno N+3	Anno N+4	Anno N+5	Anno N+7	Totale
Spese di assistenza tecnica e amministrativa (escluso il personale esterno) dagli stanziamenti operativi (ex linee "BA")
- in sede
- nelle delegazioni dell'Unione
Altre spese di gestione per la ricerca
Spese informatiche per la politica per i programmi operativi 42
Spese informatiche istituzionali per programmi operativi 43
Altre linee di bilancio non legate alle risorse umane (specificare se necessario)
Totale parziale Altro – Esclusa la RUBRICA 7 del quadro finanziario pluriennale
Totale Altre spese amministrative (tutte le rubriche del QFP)

3. Totale costi amministrativi (tutte le rubriche del QFP)

Mio EUR (al terzo decimale)

Sintesi	2023	2024	2025	2026		2027	2028	2029	2030
Rubrica 7 - Risorse umane	0,152	0,304	0,304	0,456		0,760
Rubrica 7 - Altre spese amministrative
Totale parziale Rubrica 7	0,152	0,304	0,304	0,456		0,760
Esclusa la Rubrica 7 - Risorse umane
Esclusa la Rubrica 7 - Altre spese amministrative
Totale parziale – Altre Rubriche
TOTALE RUBRICA 7 ed esclusa la RUBRICA 7	0,152	0,304	0,304	0,456	0,760

Si tratta di compiti totalmente nuovi. Il fabbisogno di stanziamenti amministrativi potrebbe essere coperto dal bilancio che potrebbe essere riassegnato all'interno della stessa DG, integrato dall'eventuale dotazione supplementare concessa alla DG responsabile nell'ambito della procedura annuale di assegnazione, tenendo conto dei vincoli di bilancio.

4. Metodi di calcolo utilizzati per stimare i costi

4.1 Risorse umane

Questa parte stabilisce il metodo di calcolo utilizzato per stimare le risorse umane considerate necessarie (ipotesi sul carico di lavoro, anche in relazione agli impieghi specifici (profili professionali Sysper 2),
le categorie di personale e i costi medi corrispondenti)

RUBRICA 7 del quadro finanziario pluriennale

NB: i costi medi per ciascuna categoria di personale in sede sono disponibili sul sito BudgWeb:

https://myintracomm.ec.europa.eu/budgweb/IT/pre/legalbasis/Pages/pre-040-020_preparation.aspx

• Funzionari e agenti temporanei

Da 1 a 5 posti AD per monitorare l'attuazione del regolamento:

- supervisione e coordinamento con l'ACER;

- elaborazione di un quadro normativo per lo sviluppo del settore dell'idrogeno e delle reti dell'idrogeno basato sul mercato;

- elaborazione del quadro giuridico necessario per migliorare le condizioni per gli scambi transfrontalieri di gas, tenendo conto del ruolo crescente dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, e conferimento di maggiori diritti ai consumatori;

- garanzia del rispetto della legislazione dell'UE da parte dei soggetti paneuropei dei gestori di rete.

I costi medi provengono dalla nota Ares(2020)7207955.

• Personale esterno

Esclusa la RUBRICA 7 del quadro finanziario pluriennale

• Soltanto posti a carico del bilancio della ricerca

• Personale esterno

4.2 Altre spese amministrative

Precisare il metodo di calcolo utilizzato per ciascuna linea di bilancio,
in particolare le ipotesi su cui si basa (ad esempio, il numero di riunioni all'anno, i costi medi ecc.)

RUBRICA 7 del quadro finanziario pluriennale

Esclusa la RUBRICA 7 del quadro finanziario pluriennale

(1) COM(2021) 660 final.

(2) GU C 211 del 19.8.2008, pag. 23.

(3) GU C 172 del 5.7.2008, pag. 55.

(4) 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 e che abroga il regolamento (CE) n. 1775/2005 (GU L 211 del 14.8.2009, pag. 36).

(5) GU L 176 del 15.7.2003, pag. 57.

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

(7) Cfr. pag. 94 della presente Gazzetta ufficiale.

(8) Regolamento (UE) 2019/942 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, che istituisce un'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia.

(9) Regolamento (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, che istituisce un'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (GU L 211 del 14.8.2009, pag. 1).

(10) Cfr. pag. 1 della presente Gazzetta ufficiale.

(11) GU L 184 del 17.7.1999, pag. 23.

(12) GU L 123 del 12.5.2016, pag. 1.

(13) Regolamento (UE) 2015/703 della Commissione, del 30 aprile 2015, che istituisce un codice di rete in materia di norme di interoperabilità e di scambio dei dati (GU L 113 dell'1.5.2015, pag. 13).

(14) Regolamento (UE) n. 182/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 16 febbraio 2011, che stabilisce le regole e i principi generali relativi alle modalità di controllo da parte degli Stati membri dell'esercizio delle competenze di esecuzione attribuite alla Commissione (GU L 55 del 28.2.2011, pag. 13).

(15) GU L 198 del 20.7.2006, pag. 18.

(16) Direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili (GU L 328 del 21.12.2018, pag. 82).

(17) Regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 17 aprile 2013, sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee (GU L 115 del 25.4.2013, pag. 39).

(18) GU L 115 del 25.4.2013, pag. 39.

(19) Regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, sul mercato interno dell'energia elettrica (GU L 158 del 14.6.2019, pag. 54).

(20) Regolamento (UE) 2017/1938 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2017, concernente misure volte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas e che abroga il regolamento (UE) n. 994/2010 (GU L 280 del 28.10.2017, pag. 1).

(21) A norma dell'articolo 58, paragrafo 2, lettera a) o b), del regolamento finanziario.

(22) Le spiegazioni sulle modalità di gestione e i riferimenti al regolamento finanziario sono disponibili sul sito BudgWeb: https://myintracomm.ec.europa.eu/budgweb/IT/man/budgmanag/Pages/budgmanag.aspx .

(23) Diss. = stanziamenti dissociati / Non diss. = stanziamenti non dissociati.

(24) EFTA: Associazione europea di libero scambio.

(25) Paesi candidati e, se del caso, potenziali candidati dei Balcani occidentali.

(26) I risultati sono i prodotti e i servizi da fornire (ad es. numero di scambi di studenti finanziati, numero di km di strada costruiti ecc.).

(27) Come descritto nella sezione 1.4.2. "Obiettivi specifici...".

(28) Ogni anno, conformemente all'articolo 3, paragrafo 1, della decisione (UE) 2020/2152 della Commissione, l'ACER individua i costi, compresi quelli per il personale, ammissibili al finanziamento con le tasse e presenta il risultato nel suo progetto di documento di programmazione. A norma dell'articolo 20 del regolamento (UE) 2019/942, la Commissione formula un parere sul progetto di documento di programmazione dell'ACER, comprese le proposte dell'Agenzia per quanto riguarda i costi considerati ammissibili al finanziamento tramite tasse e la possibilità di ridurre in tal modo l'onere a carico del bilancio dell'UE.

(29) AC = agente contrattuale; AL = agente locale; END = esperto nazionale distaccato; INT = personale interinale (intérimaire); JPD = giovane professionista in delegazione.

(30) Sottomassimale per il personale esterno previsto dagli stanziamenti operativi (ex linee "BA").

(31) Principalmente per i fondi della politica di coesione dell'UE, il Fondo europeo agricolo per lo sviluppo rurale (FEASR) e il Fondo europeo per gli affari marittimi, la pesca e l'acquacoltura (FEAMP).

(32) Cfr. gli articoli 12 e 13 del regolamento (UE, Euratom) 2020/2093 del Consiglio, del 17 dicembre 2020, che stabilisce il quadro finanziario pluriennale per il periodo 2021-2027.

(33) Per le risorse proprie tradizionali (dazi doganali, contributi zucchero), indicare gli importi netti, cioè gli importi lordi al netto del 20 % per spese di riscossione.

(34) AC = agente contrattuale; AL = agente locale; END = esperto nazionale distaccato; INT = personale interinale (intérimaire); JPD = giovane professionista in delegazione.

(35) Scegliere la linea di bilancio pertinente o specificarne un'altra se necessario; qualora siano interessate più linee di bilancio, il personale dovrebbe essere differenziato per ogni linea di bilancio interessata.

(36) AC = agente contrattuale; AL = agente locale; END = esperto nazionale distaccato; INT = personale interinale (intérimaire); JPD = giovane professionista in delegazione.

(37) Scegliere la linea di bilancio pertinente o specificarne un'altra se necessario; qualora siano interessate più linee di bilancio, il personale dovrebbe essere differenziato per ogni linea di bilancio interessata.

(38) L'anno N è l'anno in cui inizia a essere attuata la proposta/iniziativa. Sostituire "N" con il primo anno di attuazione previsto (ad es. 2021) e così per gli anni a seguire.

(39) Precisare il tipo di comitato e il gruppo cui appartiene.

(40) È necessario il parere del gruppo Investimenti della DG DIGIT – IT (cfr. orientamenti sul finanziamento delle tecnologie dell'informazione, C(2020) 6126 final del 10.9.2020, pag. 7).

(41) L'anno N è l'anno in cui inizia a essere attuata la proposta/iniziativa. Sostituire "N" con il primo anno di attuazione previsto (ad es. 2021) e così per gli anni a seguire.

(42) È necessario il parere del gruppo Investimenti della DG DIGIT – IT (cfr. orientamenti sul finanziamento delle tecnologie dell'informazione, C(2020) 6126 final del 10.9.2020, pag. 7).

(43) Questa voce comprende i sistemi amministrativi locali e i contributi al cofinanziamento dei sistemi informatici istituzionali (cfr. gli orientamenti sul finanziamento delle tecnologie dell'informazione, C(2020) 6126 final del 10.9.2020).

Regolamento (CE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio (GU L 211 del 14.8.2009, pag. 36)
Decisione 2010/685/UE della Commissione (GU L 293 dell'11.11.2010, pag. 67)
Decisione 2012/490/UE della Commissione (GU L 231 del 28.8.2012, pag. 16)
Regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio (GU L 115 del 25.4.2013, pag. 39)		(solo l'articolo 22)
Decisione (UE) 2015/715 della Commissione (GU L 114 del 5.5.2015, pag. 9)
Regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio (GU L 328 del 21.12.2018, pag. 1)		(solo l'articolo 50)

Regolamento (UE) n. 715/2009	Il presente regolamento
Articolo 1, primo comma (frase introduttiva)	Articolo 1, primo comma (frase introduttiva)
Articolo 1, lettera a)	Articolo 1, lettera a)
Articolo 1, lettera b)	-
Articolo 1, lettera c)	Articolo 1, lettera b)
Articolo 1, secondo, terzo e quarto comma	Articolo 1, secondo, terzo e quarto comma
Articolo 2, paragrafo 1 (frase introduttiva)	Articolo 2, paragrafo 1 (frase introduttiva)
-	Articolo 2, paragrafo 1, punto 1;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 1;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 2;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 2;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 3;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 3;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 4;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 4;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 5;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 5;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 6;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 6;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 7;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 7;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 8;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 8;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 9;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 9;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 10;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 10;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 11;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 11;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 12;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 12;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 13;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 13;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 14;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 14;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 15;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 15;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 16;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 16;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 17;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 17;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 18;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 18;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 19;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 19;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 20;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 20;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 21;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 21;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 22;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 22;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 23;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 23;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 24;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 24;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 25;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 25;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 26;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 26;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 27;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 27;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 28;
Articolo 2, paragrafo 1, punto 28;	Articolo 2, paragrafo 1, punto 29;
-	Articolo 2, paragrafo 1, punto 30;
-	Articolo 2, paragrafo 1, punto 31;
-	Articolo 2, paragrafo 1, punto 32;
-	Articolo 2, paragrafo 1, punto 33;
-	Articolo 2, paragrafo 1, punto 34;
-	Articolo 2, paragrafo 1, punto 35;
-	Articolo 2, paragrafo 1, punto 36;
-	Articolo 2, paragrafo 1, punto 37;
-	Articolo 2, paragrafo 1, punto 38;
Articolo 2, paragrafo 2	Articolo 2, paragrafo 2
-	Articolo 3
-	Articolo 4
Articolo 14	Articolo 5
Articolo 14, paragrafo 1	Articolo 5, paragrafi da 1 a 2
-	Articolo 5, paragrafo 3
Articolo 14, paragrafo 3	Articolo 5, paragrafo 4
Articolo 14, paragrafo 2	Articolo 5, paragrafo 5
-	Articolo 6
Articolo 15	Articolo 7
Articolo 7, paragrafi da 1 a 2	Articolo 7, paragrafi da 1 a 2
-	Articolo 7, paragrafo 3
Articolo 7, paragrafo 3	Articolo 7, paragrafo 4
-	Articolo 7, paragrafo 4, secondo comma
Articolo 7, paragrafo 4	Articolo 7, paragrafo 5
Articolo 7, paragrafo 5	Articolo 7, paragrafo 6
-	Articolo 8
Articolo 16	Articolo 9
Articolo 16, paragrafi da 1 a 3	Articolo 9, paragrafi da 1 a 3
-	Articolo 9, paragrafo 4
Articolo 9, paragrafo 4	-
Articolo 9, paragrafo 5	-
Articolo 17	Articolo 10
Articolo 22	Articolo 11
Articolo 21	Articolo 12
Articolo 3	Articolo 13
-	Articolo 14
Articolo 13	Articolo 15
-	Articolo 16
-	Articolo 17
-	Articolo 18
-	Articolo 19
-	Articolo 20
Articolo 4	Articolo 21
Articolo 5	Articolo 22
Articolo 5, paragrafi da 1 a 4	Articolo 22, paragrafi da 1 a 4
Articolo 8	Articolo 23
Articolo 8, dal paragrafo 1 al paragrafo 3, lettera f)	Articolo 23, dal paragrafo 1 al paragrafo 3, lettera f)
-	Articolo 23, paragrafo 3, lettera g)
-	Articolo 23, paragrafo 3, secondo comma
Articolo 8, paragrafo 4	Articolo 23, paragrafo 4
-	Articolo 23, paragrafo 4, secondo comma
Articolo 8, dal paragrafo 5 al paragrafo 6, lettera l)	Articolo 23, dal paragrafo 5 al paragrafo 6, lettera l)
-	Articolo 23, paragrafo 6, lettera m)
Articolo 8, paragrafi da 7 a 11	Articolo 23, paragrafi da 7 a 11
Articolo 8, paragrafo 11	Articolo 23, paragrafo 10
Articolo 8, paragrafo 12	Articolo 23, paragrafo 11
Articolo 9	Articolo 24
Articolo 24	Articolo 25
Articolo 10	Articolo 26
Articolo 11	Articolo 27
Articolo 12	Articolo 28
Articolo 29	Articolo 29
-	Articolo 29, lettera a)
Articolo 29, lettere b) e c)	Articolo 29, lettere b) e c)
Articolo 18	Articolo 30
Articolo 18, paragrafi da 1 a 6	Articolo 30, paragrafi da 1 a 6
-	Articolo 30, paragrafo 7
Articolo 19	Articolo 31
Articolo 19, paragrafo 1	Articolo 31, paragrafo 1
-	Articolo 31, paragrafo 2
Articolo 19, paragrafo 2	Articolo 31, paragrafo 3
Articolo 19, paragrafo 3	Articolo 31, paragrafo 4
Articolo 19, paragrafo 4	Articolo 31, paragrafo 5
Articolo 19, paragrafo 5	Articolo 31, paragrafo 6
-	Articolo 31, paragrafo 6, secondo comma
Articolo 20	Articolo 32
-	Articolo 33
-	Articolo 34
-	Articolo 35
-	Articolo 36
-	Articolo 37
-	Articolo 38
-	Articolo 39
-	Articolo 40
-	Articolo 41
-	Articolo 42
-	Articolo 43
-	Articolo 44
-	Articolo 45
-	Articolo 46
-	Articolo 47
-	Articolo 48
-	Articolo 49
-	Articolo 50
-	Articolo 51
	Articolo 52
Articolo 6	Articolo 53
	Articolo 53, paragrafi da 1 a 15
Articolo 6, paragrafi da 1 a 12	-
-	Articolo 54
	Articolo 55
Articolo 7	Articolo 55, paragrafi da 1 a 3
Articolo 7, paragrafi da 1 a 4	-
Articolo 23	Articolo 56
Articolo 23, paragrafo 1	-
-	Articolo 56, paragrafi da 1 a 5
Articolo 23, paragrafi 6 e 7;	-
Articolo 25	-
Articolo 23	Articolo 57
Articolo 58, paragrafi 1 e 2;	Articolo 58, paragrafi 1 e 2;
	Articolo 58, paragrafi da 3 a 7
Articolo 27	Articolo 59
-	Articolo 59, paragrafi da 1 a 3
Articolo 27, paragrafi 1 e 2;	-
-	Articolo 60
Articolo 28	Articolo 61
Articolo 28, paragrafo 1	Articolo 61, paragrafo 1
-	Articolo 61, paragrafi 2 e 3;
Articolo 28, paragrafo 2	-
Articolo 30	Articolo 62
Articolo 30, lettera a)	-
Articolo 30, lettera b)	-
Articolo 30, lettera c)	-
Articolo 30, secondo comma	-
-	Articolo 63
-	Articolo 64
-	Articolo 65
-	Articolo 66
-	Articolo 67
Articolo 31	Articolo 68
Articolo 32	Articolo 69
Allegato I	Allegato I
-	Allegato II
-	Allegato III
Allegato III	Allegato IV

ACER			Anno 2023	Anno 2024	Anno 2025	Anno 2026	Anno 2027	TOTALE
Titolo 1:	Impegni	(1)	0,690	0,994	1,380	1,614	1,918	6,596
	Pagamenti	(2)	0,690	0,994	1,380	1,614	1,918	6,596
Titolo 2:	Impegni	(1a)
	Pagamenti	(2a)
Titolo 3:	Impegni	(3a)
	Pagamenti	(3b)
TOTALE stanziamenti per l'ACER	Impegni	= 1 + 1a + 3a	0,690	0,994	1,380	1,614	1,918	6,596
	Pagamenti	=2+2a +3b	0,690	0,994	1,380	1,614	1,918	6,596

Agenti temporanei (gradi AD)	0,456	0,760	0,912	1,064	1,216	4,408
Agenti temporanei (gradi AST)
Agenti temporanei (gradi AST/SC)	0,152	0,152	0,304	0,304	0,456	1,368
Agenti contrattuali	0,082	0,082	0,164	0,246	0,246	0,820
Esperti nazionali distaccati

Regolamento (CE) n. 1775/2005	Il presente regolamento
Articolo 1	Articolo 1
Articolo 2	Articolo 2
—	Articolo 3
—	Articolo 4
—	Articolo 5
—	Articolo 6
—	Articolo 7
—	Articolo 8
—	Articolo 9
—	Articolo 10
—	Articolo 11
—	Articolo 12
Articolo 3	Articolo 13
Articolo 4	Articolo 14
—	Articolo 15
Articolo 5	Articolo 16
—	Articolo 17
Articolo 6	Articolo 18
—	Articolo 19
—	Articolo 20
Articolo 7	Articolo 21
Articolo 8	Articolo 22
Articolo 9	Articolo 23
Articolo 10	Articolo 24
Articolo 11	Articolo 25
Articolo 12	Articolo 26
Articolo 13	Articolo 27
Articolo 14	Articolo 28
Articolo 15	Articolo 29
Articolo 16	Articolo 30
—	Articolo 31
Articolo 17	Articolo 32
Allegato	Allegato I