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REGOLAMENTO(UE) 2022/869 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO

del 30 maggio 2022

sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee, che modifica i regolamenti (CE) n. 715/2009, (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943 e le direttive 2009/73/CE e (UE) 2019/944, e che abroga il regolamento (UE) n. 347/2013

CAPO I

Disposizioni generali

Articolo 1

Oggetto, obiettivi e ambito di applicazione

Il presente regolamento stabilisce gli orientamenti per lo sviluppo tempestivo e l’interoperabilità delle aree e dei corridoi prioritari dell’infrastruttura energetica transeuropea («corridoi e aree prioritari dell’infrastruttura energetica») indicati nell’allegato I che contribuiscono ad assicurare l’attenuazione dei cambiamenti climatici, in particolare il conseguimento degli obiettivi dell’Unione in materia di energia e clima per il 2030 e il suo obiettivo della neutralità climatica entro il 2050, e a garantire le interconnessioni, la sicurezza energetica, l’integrazione del mercato e del sistema, la concorrenza a vantaggio di tutti gli Stati membri e prezzi dell’energia accessibili.

In particolare, il presente regolamento:

prevede l’individuazione dei progetti figuranti nell’elenco dell’Unione dei progetti di interesse comune e dei progetti di interesse reciproco compilato a norma dell’articolo 3 (elenco dell’Unione);

facilita l’attuazione tempestiva di progetti figuranti nell’elenco dell’Unione ottimizzando, coordinando più da vicino e accelerando i procedimenti di rilascio delle autorizzazioni e rafforzando la trasparenza e la partecipazione del pubblico;

fornisce norme per la ripartizione dei costi a livello transfrontaliero e incentivi correlati al rischio per progetti figuranti nell’elenco dell’Unione;

determina le condizioni per l’ammissibilità di progetti figuranti nell’elenco dell’Unione all’assistenza finanziaria della stessa.

Articolo 2

Definizioni

Ai fini del presente regolamento, in aggiunta alle definizioni di cui ai regolamenti (CE) n. 715/2009, (UE) 2018/1999, (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943 e alle direttive 2009/73/CE, (UE) 2018/2001 ( 1 ) e (UE) 2019/944, si applicano le definizioni seguenti:

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

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

«decisione globale»: la decisione o l’insieme di decisioni adottate da una o più autorità di uno Stato membro, esclusi gli organi giurisdizionali, che stabiliscono se un promotore del progetto è autorizzato a costruire l’infrastruttura energetica per realizzare un progetto di interesse comune o un progetto di interesse reciproco potendo avviare, o appaltare e avviare, i necessari lavori di costruzione («fase “pronto per la costruzione”»), senza pregiudicare alcuna decisione adottata nell’ambito di una procedura di ricorso amministrativo;

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

«progetto di interesse comune»: un progetto necessario per l’attuazione dei corridoi e delle aree prioritari dell’infrastruttura energetica di cui all’allegato I e che figura nell’elenco dell’Unione;

«progetto di interesse reciproco»: un progetto promosso dall’Unione in cooperazione con paesi terzi, conformemente alle lettere di sostegno dei governi dei paesi direttamente interessati o di altri accordi non vincolanti, che rientra in una delle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettera a) o f), punto 3), lettera a), o punto 5), lettera a) o c), che contribuisce agli obiettivi globali dell’Unione in materia di energia e clima per il 2030 e al suo obiettivo di neutralità climatica per il 2050 e che figura nell’elenco dell’Unione;

«progetti concorrenti»: i progetti intesi a ovviare, in tutto o in parte, allo stesso divario infrastrutturale individuato o alle stesse necessità infrastrutturali regionali;

«promotore del progetto»:

un gestore del sistema di trasmissione (TSO), un gestore del sistema di distribuzione (DSO) o un altro gestore o investitore che sviluppa un progetto figurante nell’elenco dell’Unione;

nel caso sia presente più di un TSO, di un DSO, di un altro gestore o investitore, o qualsiasi gruppo degli stessi, l’organismo dotato di personalità giuridica ai sensi della legge nazionale applicabile, che è stato designato per accordo contrattuale concluso tra loro e che ha la capacità di assumere obblighi legali e la responsabilità finanziaria per conto delle parti dell’accordo contrattuale;

«rete elettrica intelligente»: una rete elettrica, anche sulle isole non connesse o non sufficientemente connesse alle reti energetiche transeuropee, che permette un’integrazione efficace sotto il profilo dei costi e il controllo attivo del comportamento e delle azioni di tutti gli utenti a essa collegati, tra cui generatori, consumatori e prosumatori, al fine di garantire un sistema elettrico economicamente efficiente e sostenibile, con scarse perdite e un elevato grado di integrazione delle risorse rinnovabili, sicurezza dell’approvvigionamento e protezione, e in cui il gestore di rete può effettuare il monitoraggio digitale delle azioni degli utenti a essa collegati, nonché le tecnologie dell’informazione e della comunicazione per comunicare con i relativi gestori di rete, generatori, impianti di stoccaggio dell’energia e consumatori o i prosumatori collegati, al fine di trasmettere e distribuire energia elettrica in modo sostenibile, efficiente in termini di costi e sicuro;

10)

«rete intelligente del gas»: una rete del gas che utilizza soluzioni digitali e innovative per integrare in modo efficiente sotto il profilo dei costi una pluralità di fonti di gas a basso tenore di carbonio e soprattutto rinnovabili, in conformità delle esigenze dei consumatori e dei requisiti di qualità del gas, al fine di ridurre l’impronta di carbonio del relativo consumo di gas, consentire una quota maggiore di gas da fonti rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e creare collegamenti con altri vettori e settori energetici, compresi i relativi aggiornamenti fisici che sono indispensabili per il funzionamento delle attrezzature e degli impianti ai fini dell’integrazione di gas a basso tenore di carbonio e in particolare dei gas rinnovabili;

11)

«autorità interessata»: un’autorità che, in base al diritto nazionale, è competente a rilasciare vari permessi e autorizzazioni relativi alla pianificazione, alla progettazione e alla costruzione di beni immobili, comprese le infrastrutture energetiche;

12)

«autorità nazionale di regolamentazione»: un’autorità nazionale di regolamentazione designata a norma dell’articolo 39, paragrafo 1, della direttiva 2009/73/CE oppure un’autorità di regolamentazione a livello nazionale designata a norma dell’articolo 57 della direttiva (UE) 2019/944;

13)

«autorità nazionale di regolamentazione competente»: l’autorità nazionale di regolamentazione dello Stato membro che ospita il progetto e dello Stato membro in cui il progetto apporta un impatto positivo significativo;

14)

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

15)

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

16)

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

17)

«impianti dedicati all’idrogeno»: le infrastrutture predisposte a contenere idrogeno puro senza ulteriori interventi di adeguamento, tra cui le reti di condotte o i siti di stoccaggio che sono di nuova costruzione o riconvertiti a partire da impianti per il gas naturale o di entrambi i tipi;

18)

«riconversione»: l’aggiornamento tecnico o la modifica di un’infrastruttura del gas naturale esistente onde assicurare che sia dedicata all’impiego di idrogeno puro;

19)

«adattamento ai cambiamenti climatici»: un processo volto a conseguire la resilienza delle infrastrutture energetiche a fronte dei potenziali effetti negativi dei cambiamenti climatici per mezzo di una valutazione della vulnerabilità climatica e dei rischi, incluse adeguate misure di adattamento.

CAPO II

Progetti di interesse comune e progetti di interesse reciproco

Articolo 3

Elenco dell’Unione dei progetti di interesse comune e dei progetti di interesse reciproco

Sono istituiti gruppi regionali («gruppi») conformemente al processo stabilito nell’allegato III, sezione 1. L’adesione a ciascun gruppo è basata su ogni corridoio e area prioritari e sulla loro rispettiva copertura geografica, come stabilito nell’allegato I. Il potere decisionale all’interno dei gruppi è riservato unicamente agli Stati membri e alla Commissione («organo decisionale») ed è basato sul consenso.

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

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

Quando un gruppo redige il suo elenco regionale:

ogni singola proposta di progetto richiede l’approvazione degli Stati membri interessati dal progetto; se uno Stato membro non concede l’approvazione, presenta al gruppo interessato i fondati motivi di tale decisione;

tiene conto del parere della Commissione al fine di disporre di un numero totale di progetti gestibile nell’elenco dell’Unione.

Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati conformemente all’articolo 20 del presente regolamento per istituire l’elenco dell’Unione, conformemente all’articolo 172, secondo comma, TFUE.

Nell’esercizio delle sue competenze, la Commissione garantisce che l’elenco dell’Unione sia redatto ogni due anni, sulla base degli elenchi regionali adottati dagli organi decisionali dei gruppi stabiliti a norma dell’allegato III, sezione 1, punto 1), secondo la procedura di cui al paragrafo 3 del presente articolo.

La Commissione adotta l’atto delegato che istituisce il primo elenco dell’Unione in forza del presente regolamento entro il 30 novembre 2023.

Se un atto delegato adottato dalla Commissione a norma del presente paragrafo non può entrare in vigore a causa di un’obiezione sollevata dal Parlamento europeo o dal Consiglio a norma dell’articolo 20, paragrafo 6, la Commissione convoca immediatamente i gruppi al fine di redigere nuovi elenchi regionali che tengano conto dei motivi dell’obiezione. La Commissione adotta quanto prima un nuovo atto delegato che istituisce l’elenco dell’Unione.

Nell’istituire l’elenco dell’Unione combinando gli elenchi regionali di cui al paragrafo 3, la Commissione, tenendo debitamente conto delle deliberazioni dei gruppi:

assicura che siano inclusi solo i progetti che soddisfano i criteri di cui all’articolo 4;

assicura la coerenza transregionale, tenendo conto del parere dell’Agenzia come stabilito nell’allegato III, sezione 2, punto 14);

tiene conto dei pareri degli Stati membri di cui nell’allegato III, sezione 2, punto 10);

mira a garantire un numero totale di progetti gestibile nell’elenco dell’Unione.

I progetti di interesse comune che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettere a), b), c), d) e f), del presente regolamento diventano parte integrante dei piani regionali di investimento a norma dell’articolo 34 del regolamento (UE) 2019/943 così come dei piani decennali nazionali per lo sviluppo delle reti pertinenti a norma dell’articolo 51 della direttiva (UE) 2019/944 e, se del caso, di altri piani nazionali infrastrutturali interessati. A tali progetti di interesse comune è accordata la massima priorità possibile nell’ambito di ciascuno di questi piani. Il presente paragrafo non si applica ai progetti concorrenti, ai progetti che non hanno raggiunto un grado di maturità sufficiente a fornire un’analisi dei costi-benefici specifica per il progetto di cui all’allegato III, sezione 2, punto 1), lettera d), o ai progetti di interesse reciproco.

I progetti di interesse comune che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettere a), b), c), d) e f), e che sono progetti concorrenti o progetti che non hanno raggiunto un grado di maturità sufficiente a fornire un’analisi dei costi-benefici specifica per il progetto di cui all’allegato III, sezione 2, punto 1), lettera d), possono essere inclusi nei pertinenti piani regionali di investimento, nei piani decennali nazionali per lo sviluppo della rete e in altri piani nazionali infrastrutturali, se del caso, come progetti all’esame.

Articolo 4

Criteri per la valutazione dei progetti da parte dei gruppi

Un progetto di interesse comune soddisfa i criteri generali seguenti:

il progetto è necessario per l’attuazione di almeno un’area e un corridoio prioritari dell’infrastruttura energetica di cui all’allegato I;

i potenziali vantaggi complessivi del progetto, valutati conformemente ai pertinenti criteri specifici di cui al paragrafo 3, sono superiori ai suoi costi, anche in una prospettiva più a lungo termine;

il progetto soddisfa uno dei criteri seguenti:

coinvolge almeno due Stati membri, in quanto attraversa direttamente o indirettamente, attraverso l’interconnessione con un paese terzo, la frontiera di due o più Stati membri;

ii)

è ubicato sul territorio, interno o offshore, comprese le isole, di uno Stato membro e ha un significativo impatto transfrontaliero come indicato all’allegato IV, punto 1).

Un progetto di interesse reciproco soddisfa i criteri generali seguenti:

il progetto contribuisce in maniera significativa agli obiettivi di cui all’articolo 1, paragrafo 1, e a quelli dei paesi terzi, in particolare non ostacolando la capacità di questi ultimi di eliminare gradualmente gli impianti di produzione a combustibili fossili per il loro consumo interno, e alla sostenibilità, anche, se del caso, tramite l’integrazione dell’energia rinnovabile nella rete e la trasmissione e la distribuzione di energia rinnovabile ai principali centri di consumo e siti di stoccaggio;

i potenziali vantaggi complessivi del progetto a livello di Unione, valutati conformemente ai pertinenti criteri specifici di cui al paragrafo 3, sono superiori ai suoi costi in seno all’Unione, anche in una prospettiva più a lungo termine;

il progetto è ubicato sul territorio di almeno uno Stato membro e sul territorio di almeno un paese terzo e ha un significativo impatto transfrontaliero come indicato all’allegato IV, punto 2);

per la parte ubicata sul territorio degli Stati membri, il progetto è conforme alle direttive 2009/73/CE e (UE) 2019/944 se rientra nelle categorie di infrastrutture di cui all’allegato II, punti 1) e 3), del presente regolamento;

vi è un livello elevato di convergenza del quadro strategico del paese o dei paesi terzi coinvolti ed è dimostrata l’esistenza di meccanismi di applicazione della legge al fine di sostenere gli obiettivi politici dell’Unione, in particolare per assicurare:

un mercato interno dell’energia che funzioni correttamente;

ii)

la sicurezza dell’approvvigionamento basata, tra l’altro, sulla diversificazione delle fonti, sulla cooperazione e sulla solidarietà;

iii)

un sistema energetico, compresa la relativa produzione, trasmissione e distribuzione, che sia orientato all’obiettivo della neutralità climatica in linea con l’accordo di Parigi e con gli obiettivi dell’Unione in materia di energia e clima per il 2030 nonché il suo obiettivo di neutralità climatica per il 2050, e, soprattutto, che prevenga la rilocalizzazione delle emissioni di carbonio;

il paese terzo o i paesi terzi coinvolti sostengono lo status prioritario del progetto, come stabilito nell’articolo 7, e si impegnano a rispettare una tempistica analoga per un’attuazione accelerata e altre misure di sostegno politiche e normative applicabili ai progetti di interesse comune nell’Unione.

Per quanto riguarda i progetti relativi allo stoccaggio di diossido di carbonio che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 5), lettera c), il progetto deve essere necessario per consentire il trasporto e lo stoccaggio transfrontalieri del diossido di carbonio e il paese terzo in cui è ubicato il progetto e deve disporre di un quadro giuridico adeguato basato su meccanismi di applicazione dall’efficacia dimostrata, per garantire che al progetto si applichino norme e garanzie che consentano di prevenire eventuali fughe di diossido di carbonio, e relative al clima, alla salute umana e agli ecosistemi per quanto concerne la sicurezza e l’efficacia dello stoccaggio permanente di diossido di carbonio, che siano almeno dello stesso livello di quelle previste dal diritto dell’Unione.

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

per quanto riguarda i progetti di trasmissione, distribuzione e stoccaggio di energia elettrica che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettere a), b), c), d) e f), il progetto contribuisce in misura significativa alla sostenibilità tramite l’integrazione dell’energia rinnovabile nella rete e la trasmissione o la distribuzione di energia rinnovabile ai principali centri di consumo e siti di stoccaggio, e alla riduzione della limitazione dell’energia, ove necessario, e contribuisce ad almeno uno dei criteri specifici seguenti:

integrazione del mercato, anche facendo uscire dall’isolamento energetico almeno uno Stato membro e riducendo le strozzature nelle infrastrutture energetiche, interoperabilità e flessibilità del sistema;

ii)

sicurezza dell’approvvigionamento, anche tramite l’interoperabilità, la flessibilità del sistema, la cibersicurezza, connessioni adeguate e il funzionamento sicuro e affidabile del sistema;

per i progetti delle reti elettriche intelligenti che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettera e), il progetto contribuisce in modo significativo alla sostenibilità tramite l’integrazione dell’energia rinnovabile nella rete, e ad almeno due dei criteri specifici seguenti:

sicurezza dell’approvvigionamento, anche tramite l’efficienza e l’interoperabilità della trasmissione e della distribuzione dell’energia elettrica nella gestione giornaliera delle reti, prevenzione della congestione e integrazione e coinvolgimento degli utenti delle reti;

ii)

integrazione del mercato, anche mediante il funzionamento efficiente del sistema e l’uso di interconnettori;

iii)

sicurezza della rete, flessibilità e qualità dell’approvvigionamento, anche mediante un maggiore ricorso all’innovazione in materia di bilanciamento, mercati della flessibilità, cibersicurezza, monitoraggio, controllo del sistema e correzione degli errori;

iv)

integrazione settoriale intelligente, nel sistema energetico attraverso il collegamento di vari vettori e settori energetici o, in modo più ampio, favorendo le sinergie e il coordinamento tra i settori dell’energia, dei trasporti e delle telecomunicazioni;

per i progetti relativi al trasporto e allo stoccaggio di diossido di carbonio che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 5), il progetto contribuisce in misura significativa alla sostenibilità attraverso la riduzione delle emissioni di diossido di carbonio nelle installazioni industriali collegate e a tutti i criteri specifici seguenti:

prevenzione delle emissioni di diossido di carbonio garantendo al contempo la sicurezza dell’approvvigionamento;

ii)

aumento della resilienza e della sicurezza del trasporto e dello stoccaggio di diossido di carbonio;

iii)

uso efficiente delle risorse, consentendo la connessione di multiple fonti e siti di stoccaggio di diossido di carbonio tramite un’infrastruttura comune e minimizzando l’onere e i rischi ambientali;

per quanto riguarda i progetti nel settore dell’idrogeno che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 3), il progetto contribuisce in misura significativa alla sostenibilità, anche riducendo le emissioni di gas a effetto serra, aumentando la diffusione dell’idrogeno rinnovabile o a basse emissioni di carbonio, ponendo l’accento sull’idrogeno da fonti rinnovabili in particolare nelle applicazioni finali, come i settori in cui le emissioni sono difficili da abbattere, in cui non sono possibili soluzioni più efficienti dal punto di vista energetico, e promuovendo la produzione di energia rinnovabile variabile apportando soluzioni in materia di flessibilità e/o stoccaggio, e il progetto contribuisce in modo significativo ad almeno uno dei criteri specifici seguenti:

integrazione del mercato, anche collegando le reti di idrogeno esistenti o emergenti degli Stati membri, o contribuendo altrimenti all’emergere di una rete a livello di Unione per il trasporto e lo stoccaggio dell’idrogeno e garantendo l’interoperabilità dei sistemi connessi;

ii)

sicurezza dell’approvvigionamento e flessibilità, anche tramite connessioni adeguate e agevolando il funzionamento sicuro e affidabile del sistema;

iii)

concorrenza, anche garantendo l’accesso a molteplici fonti di approvvigionamento e agli utenti delle reti in modo trasparente e non discriminatorio;

per gli elettrolizzatori che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 4), il progetto contribuisce in misura significativa a tutti i criteri specifici seguenti:

sostenibilità, anche mediante la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra e l’aumento della diffusione dell’idrogeno rinnovabile o a basse emissioni di carbonio, in particolare da fonti rinnovabili, come anche dei carburanti sintetici di questa origine;

ii)

sicurezza dell’approvvigionamento, anche contribuendo al funzionamento sicuro, efficiente e affidabile del sistema oppure proponendo soluzioni di stoccaggio, flessibilità, o entrambe, quali la gestione della domanda e i servizi di bilanciamento;

iii)

realizzazione di servizi di flessibilità, quali la modulazione dal lato della domanda e lo stoccaggio, attraverso una maggiore integrazione del settore dell’energia intelligente mediante la creazione di collegamenti con altri vettori e settori energetici;

per quanto riguarda i progetti relativi alla rete del gas intelligente che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 2), il progetto contribuisce in misura significativa alla sostenibilità, garantendo l’integrazione di una pluralità di gas a basso tenore di carbonio e in particolare rinnovabili, anche quando sono di provenienza locale, come il biometano o l’idrogeno rinnovabile, nei sistemi di trasmissione, distribuzione o stoccaggio del gas al fine di ridurre le emissioni di gas a effetto serra, e il progetto contribuisce in misura significativa ad almeno uno dei criteri specifici seguenti:

sicurezza della rete e qualità dell’approvvigionamento attraverso il miglioramento dell’efficienza e dell’interoperabilità dei sistemi di trasmissione, distribuzione o stoccaggio del gas nella gestione giornaliera delle reti, anche affrontando le sfide dovute all’iniezione di gas di varie qualità;

ii)

funzionamento del mercato e servizi ai clienti;

iii)

agevolazione dell’integrazione del settore dell’energia intelligente mediante la creazione di collegamenti ad altri vettori energetici e settori e favorendo la modulazione dal lato della domanda.

Per i progetti che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, i criteri elencati al paragrafo 3 del presente articolo sono valutati conformemente agli indicatori di cui all’allegato IV, punti da 3) a 8).

Al fine di agevolare la valutazione di tutti i progetti che potrebbero essere ammissibili quali progetti di interesse comune e che potrebbero essere inclusi in un elenco regionale, ogni gruppo valuta, in modo trasparente e obiettivo, il contributo di ciascun progetto all’attuazione dello stesso corridoio o area prioritari dell’infrastruttura energetica. Ogni gruppo determina il proprio metodo di valutazione sulla base del contributo aggregato ai criteri di cui al paragrafo 3. Tale valutazione porta a una classificazione dei progetti destinata a un uso interno al gruppo. Né l’elenco regionale né l’elenco dell’Unione contiene una classificazione e la classificazione non può essere utilizzata per nessun altro scopo oltre a quello descritto all’allegato III, sezione 2, punto 16).

Nella valutazione dei progetti, al fine di garantire un approccio di valutazione coerente tra i gruppi, ogni gruppo accorda la dovuta considerazione:

all’urgenza e al contributo di ciascun progetto proposto al fine di raggiungere gli obiettivi dell’Unione in materia di energia e clima per il 2030 e il suo obiettivo di neutralità climatica per il 2050, di integrazione del mercato, concorrenza, sostenibilità e sicurezza dell’approvvigionamento;

alla complementarità di ciascun progetto proposto con altri progetti proposti, compresi i progetti concorrenti o potenzialmente concorrenti;

alle eventuali sinergie con i corridoi e le aree tematiche individuate nell’ambito delle reti transeuropee dei trasporti e delle telecomunicazioni;

per i progetti proposti che sono, al momento della valutazione, progetti figuranti nell’elenco dell’Unione, ai progressi relativi alla loro attuazione e al loro rispetto degli obblighi in materia di rendicontazione e trasparenza.

Per quanto concerne i progetti relativi alle reti elettriche intelligenti e alle reti del gas intelligente che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettera e), e punto 2), la classificazione è effettuata per i progetti che interessano gli stessi due Stati membri ed è accordata la dovuta considerazione al numero di utenti interessati dal progetto, al consumo di energia annuale e alla quota di generazione di energia da risorse di energia detta «non programmabile» nella zona di interesse di quegli utenti.

Articolo 5

Attuazione e monitoraggio dei progetti figuranti nell’elenco dell’Unione

I promotori del progetto elaborano un piano di attuazione per i progetti figuranti nell’elenco dell’Unione, che include un calendario per ciascuno degli aspetti seguenti:

gli studi di fattibilità e di progettazione anche per quanto riguarda l’adattamento ai cambiamenti climatici e il rispetto della legislazione ambientale e del principio del «non arrecare un danno significativo»;

l’approvazione da parte dell’autorità nazionale di regolamentazione o di qualsiasi altra autorità interessata;

la costruzione e la messa in servizio;

il procedimento di rilascio delle autorizzazioni di cui all’articolo 10, paragrafo 6, lettera b).

I TSO, i DSO e altri gestori cooperano tra loro al fine di agevolare lo sviluppo di progetti figuranti nell’elenco dell’Unione in questo settore.

L’Agenzia e i gruppi interessati eseguono il monitoraggio dei progressi registrati nell’attuazione dei progetti figuranti nell’elenco dell’Unione e, ove necessario, formulano raccomandazioni per agevolare l’attuazione di detti progetti. I gruppi possono richiedere informazioni aggiuntive conformemente ai paragrafi 4, 5 e 6, convocare riunioni con le parti interessate e invitare la Commissione a verificare le informazioni fornite in loco.

Entro il 31 dicembre di ogni anno successivo all’anno di inclusione di un progetto figurante nell’elenco dell’Unione, i promotori del progetto presentano una relazione annuale, per ogni progetto che rientra nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, all’autorità nazionale competente di cui all’articolo 8, paragrafo 1.

Tale relazione comprende informazioni dettagliate:

sui progressi realizzati nello sviluppo, la costruzione e la messa in servizio del progetto, in particolare per quanto riguarda il procedimento di rilascio delle autorizzazioni e la procedura di consultazione, nonché il rispetto della legislazione ambientale, nel rispetto del principio del «non arrecare un danno significativo» all’ambiente, e sulle misure adottate in materia di adattamento ai cambiamenti climatici;

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

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

Entro il 28 febbraio di ogni anno, a partire dall’anno successivo a quello in cui il promotore del progetto deve presentare la relazione di cui al paragrafo 4 del presente articolo, le autorità competenti di cui all’articolo 8, paragrafo 1, sottopongono all’Agenzia e al pertinente gruppo la relazione di cui al paragrafo 4 del presente articolo, integrata dalle informazioni sui progressi e, eventualmente, sui ritardi dell’attuazione dei progetti figuranti nell’elenco dell’Unione ubicati nel loro territorio per quanto riguarda i procedimenti di rilascio delle autorizzazioni, nonché sui motivi di tali ritardi. Il contributo delle autorità competenti alla relazione è chiaramente indicato come tale e redatto senza modificare il testo introdotto dai promotori del progetto.

Entro il 30 aprile di ogni anno in cui deve essere adottato un nuovo elenco dell’Unione, l’Agenzia presenta ai gruppi una relazione consolidata per i progetti figuranti nell’elenco dell’Unione che sono soggetti alla competenza delle autorità nazionali di regolamentazione, valutando i progressi compiuti e l’evoluzione prevista dei costi del progetto, e formula, ove opportuno, raccomandazioni sulle modalità per superare i ritardi e le difficoltà incontrate. La relazione consolidata valuta anche, conformemente all’articolo 11, lettera b), del regolamento (UE) 2019/942, l’attuazione uniforme dei piani di sviluppo della rete a livello di Unione in relazione alle aree e ai corridoi prioritari dell’infrastruttura energetica di cui all’allegato I.

In casi debitamente giustificati, l’Agenzia può chiedere le informazioni addizionali necessarie per lo svolgimento dei suoi compiti di cui al presente paragrafo.

Laddove la messa in servizio di un progetto figurante nell’elenco dell’Unione sia ritardata rispetto al piano di attuazione, per motivi che non siano motivi prioritari che sfuggono al controllo del promotore del progetto, si applicano le misure seguenti:

le autorità nazionali di regolamentazione garantiscono la realizzazione dell’investimento nella misura in cui i provvedimenti di cui all’articolo 22, paragrafo 7, lettere a), b) o c), della direttiva 2009/73/CE e di cui all’articolo 51, paragrafo 7, lettere a), b) o c), della direttiva (UE) 2019/944 siano applicabili conformemente al diritto nazionale;

qualora i provvedimenti delle autorità nazionali di regolamentazione di cui alla lettera a) non siano applicabili, il promotore di tale progetto seleziona, entro 24 mesi dalla data di messa in servizio di cui nel piano di attuazione, un soggetto terzo per finanziare o realizzare l’intero progetto o parte di esso;

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

qualora il ritardo rispetto alla data di messa in servizio indicata nel piano di attuazione superi i 26 mesi, la Commissione, previo accordo degli Stati membri interessati e con la loro piena collaborazione, può presentare un invito ad avanzare proposte aperto a qualsiasi soggetto terzo idoneo a divenire un promotore del progetto per realizzare il progetto nel rispetto dei tempi concordati;

laddove si applichino le misure di cui alle lettere c) o d), il gestore del sistema nella cui area è ubicato l’investimento fornisce ai gestori di attuazione, agli investitori o al soggetto terzo tutte le informazioni necessarie per realizzare l’investimento, collega nuovi attivi alla rete di trasmissione o, se del caso, alla rete di distribuzione e, in genere, fa tutto il possibile per agevolare l’attuazione dell’investimento e il funzionamento e la manutenzione sicuri, affidabili ed efficienti del progetto figurante nell’elenco dell’Unione.

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

I progetti che non figurano più nell’elenco dell’Unione perdono tutti i diritti e gli obblighi connessi allo status di progetto di interesse comune o di progetto di interesse reciproco previsti dal presente regolamento.

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

10.

Il presente articolo non pregiudica l’eventuale assistenza finanziaria dell’Unione concessa al progetto figurante nell’elenco dell’Unione prima della rimozione dello stesso da detto elenco.

Articolo 6

Coordinatori europei

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

Il coordinatore europeo:

promuove i progetti, per i quali è stato nominato coordinatore europeo, e il dialogo transfrontaliero tra i promotori del progetto e tutti i portatori di interessi coinvolti;

assiste tutte le parti, come necessario, nella consultazione dei portatori di interessi coinvolti, discutendo, se del caso, percorsi alternativi, e nell’ottenimento delle autorizzazioni necessarie per i progetti;

ove opportuno, fornisce consulenza ai promotori del progetto sul finanziamento dello stesso;

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

presenta ogni anno, e ove opportuno al termine del suo mandato, una relazione alla Commissione sui progressi dei progetti e sugli ostacoli e le difficoltà eventuali che potrebbero ritardarne in maniera considerevole la data di messa in servizio.

La Commissione trasmette la relazione del coordinatore europeo di cui alla lettera e) al Parlamento europeo e ai gruppi interessati.

Il coordinatore europeo viene scelto a seguito di una procedura aperta, non discriminatoria e trasparente e sulla base dell’esperienza di un candidato in relazione ai compiti specifici assegnatigli per i progetti in questione.

La decisione di nomina del coordinatore europeo specifica le condizioni del mandato, compresi la durata, i compiti specifici con le relative scadenze e la metodologia da seguire. L’attività di coordinamento è proporzionata alla complessità e ai costi stimati dei progetti.

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

CAPO III

Rilascio delle autorizzazioni e partecipazione del pubblico

Articolo 7

Status prioritario dei progetti figuranti nell’elenco dell’Unione

L’adozione dell’elenco dell’Unione stabilisce, ai fini di una qualsiasi decisione adottata nel corso del procedimento di rilascio delle autorizzazioni, la necessità dei progetti figuranti nell’elenco dell’Unione dal punto di vista della politica energetica e del clima, senza arrecare pregiudizio all’ubicazione esatta, al percorso o alla tecnologia del progetto.

Il presente paragrafo non si applica ai progetti concorrenti o ai progetti che non hanno raggiunto un grado di maturità sufficiente a fornire un’analisi dei costi-benefici specifica per il progetto di cui all’allegato III, sezione 2, punto 1), lettera d).

Al fine di assicurare un trattamento amministrativo efficiente dei fascicoli di domanda relativi ai progetti figuranti nell’elenco dell’Unione, i promotori del progetto e tutte le autorità interessate assicurano che tali fascicoli siano trattati nel modo più rapido possibile in conformità del diritto dell’Unione e del diritto nazionale.

Fatti salvi gli obblighi previsti dal diritto dell’Unione, ai progetti figuranti nell’elenco dell’Unione è attribuito lo status di massima importanza possibile a livello nazionale, se detto status è previsto dal diritto nazionale, e sono adeguatamente trattati nel corso dei procedimenti di rilascio delle autorizzazioni, nonché nell’assetto territoriale, qualora previsto dalla legislazione nazionale, compresi i procedimenti relativi alle valutazioni ambientali, secondo le modalità previste dal diritto nazionale applicabili al tipo di infrastruttura energetica corrispondente.

Tutte le procedure per la soluzione delle controversie, i contenziosi, gli appelli e i ricorsi giurisdizionali in relazione ai progetti figuranti nell’elenco dell’Unione dinanzi a organi giurisdizionali, tribunali, collegi nazionali, compresi la mediazione e l’arbitrato, laddove esistano nel diritto nazionale, sono considerati urgenti, se e nella misura in cui tali procedure d’urgenza sono previste dal diritto nazionale.

Tenuto debito conto degli orientamenti esistenti emanati dalla Commissione in materia di snellimento delle procedure di valutazione ambientale per i progetti figuranti nell’elenco dell’Unione, gli Stati membri valutano quali misure legislative e non legislative sono necessarie per snellire le procedure di valutazione ambientale e garantirne una coerente applicazione e informano la Commissione del risultato di tale valutazione.

Entro il 24 marzo 2023 gli Stati membri adottano le misure non legislative individuate ai sensi del paragrafo 5.

Entro il 24 giugno 2023 gli Stati membri adottano le misure legislative individuate ai sensi del paragrafo 5. Tali misure legislative si applicano fatti salvi gli obblighi previsti dal diritto dell’Unione.

►M2 In relazione all'impatto ambientale di cui all'articolo 6, paragrafo 4, della direttiva 92/43/CEE, all'articolo 4, paragrafo 7, della direttiva 2000/60/CE, all'articolo 4, paragrafi 14 e 15, e all'articolo 5, paragrafi 11 e 12, del regolamento (UE) 2024/1991 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 2 ), i progetti figuranti nell'elenco dell'Unione sono ritenuti di interesse pubblico dal punto di vista della politica energetica e possono essere considerati di interesse pubblico prevalente, purché siano soddisfatte tutte le condizioni stabilite nelle direttive e nel regolamento citati. ◄

Qualora sia chiesto il parere della Commissione conformemente alla direttiva 92/43/CEE, la Commissione e l’autorità nazionale competente di cui all’articolo 9 del presente regolamento assicurano che la decisione relativa al rilevante interesse pubblico di un progetto sia adottata entro i termini stabiliti nell’articolo 10, paragrafi 1 e 2, del presente regolamento.

Il presente paragrafo non si applica ai progetti concorrenti o ai progetti che non hanno raggiunto un grado di maturità sufficiente a fornire un’analisi dei costi-benefici specifica per il progetto in linea con l’allegato III, sezione 2, punto 1), lettera d).

Articolo 8

Organizzazione del procedimento di rilascio delle autorizzazioni

Entro il 23 giugno 2022 ogni Stato membro aggiorna, ove necessario, la nomina di una autorità nazionale competente responsabile di agevolare e coordinare il procedimento di rilascio delle autorizzazioni per i progetti figuranti nell’elenco dell’Unione.

Le responsabilità dell’autorità nazionale competente di cui al paragrafo 1 o i compiti che ne derivano possono essere delegati a un’altra autorità o essere eseguiti da un’altra autorità, per ciascun progetto figurante nell’elenco dell’Unione o per ciascuna specifica categoria di progetti figuranti nell’elenco dell’Unione, a condizione che:

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

una sola autorità sia responsabile del progetto figurante nell’elenco dell’Unione e costituisca l’unico punto di contatto per il promotore del progetto nell’ambito della procedura volta all’adozione della decisione globale per un dato progetto figurante nell’elenco dell’Unione e coordini la presentazione di tutta la documentazione e le informazioni pertinenti.

L’autorità nazionale competente può mantenere la responsabilità di stabilire i termini, fatti salvi quelli stabiliti nell’articolo 10, paragrafi 1 e 2.

Fatte salve le prescrizioni rilevanti ai sensi del diritto dell’Unione e del diritto internazionale e, nella misura in cui ciò non sia in contraddizione con essi, del diritto nazionale, l’autorità nazionale competente facilita l’adozione della decisione globale. La decisione globale è emessa entro i termini stabiliti nell’articolo 10, paragrafi 1 e 2, e conformemente a uno dei regimi seguenti:

regime integrato:

la decisione globale è emessa dall’autorità nazionale competente ed è l’unica decisione legalmente vincolante adottata in esito alla procedura legale di rilascio dell’autorizzazione. Qualora il progetto coinvolga altre autorità, esse possono, conformemente al diritto nazionale, esprimere il loro parere quale contributo al procedimento, di cui l’autorità nazionale competente deve tener conto;

regime coordinato:

la decisione globale comprende più decisioni singole legalmente vincolanti emesse dalle varie autorità interessate, che devono essere coordinate dall’autorità nazionale competente. L’autorità nazionale competente può istituire un gruppo di lavoro in cui sono rappresentate tutte le autorità interessate per elaborare un calendario dettagliato per il procedimento di rilascio delle autorizzazioni a norma dell’articolo 10, paragrafo 6, lettera b), e per monitorarne e coordinarne l’attuazione. Previa consultazione delle altre autorità interessate, l’autorità nazionale competente stabilisce, caso per caso, un termine ragionevole entro il quale sono emesse le singole decisioni, qualora applicabile conformemente al diritto nazionale e fatti salvi i termini stabiliti nell’articolo 10, paragrafi 1 e 2. L’autorità nazionale competente può adottare una decisione singola per conto di un’altra autorità nazionale interessata, laddove la decisione di quest’ultima non venga emessa entro il termine stabilito e il ritardo non possa essere giustificato adeguatamente; oppure, ove disposto dal diritto nazionale e nella misura compatibile con il diritto dell’Unione, l’autorità nazionale competente può considerare che un’altra autorità nazionale interessata abbia già approvato o rifiutato il progetto, se la decisione della suddetta autorità non è emessa entro il termine previsto. Ove disposto dal diritto nazionale, l’autorità nazionale competente può ignorare una decisione singola di un’altra autorità nazionale interessata se ritiene che tale decisione non sia sufficientemente suffragata da elementi probatori presentati dall’autorità nazionale interessata; in tale contesto, l’autorità nazionale competente assicura che siano rispettati i requisiti pertinenti ai sensi del diritto dell’Unione e del diritto internazionale e indica i motivi della propria decisione;

regime collaborativo:

la decisione globale è coordinata dall’autorità nazionale competente. Previa consultazione delle altre autorità interessate, l’autorità nazionale competente stabilisce, caso per caso, un termine ragionevole entro il quale sono emesse le singole decisioni, qualora applicabile conformemente al diritto nazionale e fatti salvi i termini stabiliti nell’articolo 10, paragrafi 1 e 2. Essa controlla il rispetto dei termini da parte delle autorità interessate.

Gli Stati membri attuano i regimi in modo tale che, in conformità del diritto nazionale, essi contribuiscano a rendere più efficiente e tempestiva l’adozione della decisione globale.

La competenza delle autorità interessate può integrarsi nella competenza dell’autorità nazionale competente nominata in conformità del paragrafo 1, oppure le autorità interessate possono mantenere, entro certi limiti, la propria competenza autonoma in conformità del rispettivo regime autorizzativo scelto dallo Stato membro in conformità del presente paragrafo, per agevolare l’adozione della decisione globale e cooperare di conseguenza con l’autorità nazionale competente.

Qualora un’autorità interessata ritenga di non riuscire ad adottare una decisione singola entro il termine previsto, ne informa immediatamente l’autorità nazionale competente indicando i motivi del ritardo. Successivamente l’autorità nazionale competente stabilisce un altro termine entro il quale la decisione singola deve essere emessa, conformemente ai termini generali stabiliti nell’articolo 10, paragrafi 1 e 2.

Gli Stati membri scelgono tra i tre regimi di cui alle lettere a), b) e c) del primo comma per facilitare e coordinare i loro procedimenti e attuano il regime che è più efficace in considerazione delle specificità nazionali nei loro procedimenti di pianificazione e di rilascio delle autorizzazioni. Qualora uno Stato membro scelga il regime collaborativo, ne comunica alla Commissione i motivi.

Gli Stati membri possono applicare ai progetti onshore e offshore figuranti nell’elenco dell’Unione i regimi di cui al paragrafo 3.

Laddove un progetto figurante nell’elenco dell’Unione richieda che le decisioni siano adottate in due o più Stati membri, le pertinenti autorità nazionali competenti assumono tutte le iniziative necessarie per una cooperazione e comunicazione efficienti ed efficaci tra loro, incluse le fasi di cui all’articolo 10, paragrafo 6. Gli Stati membri si adoperano per disporre procedure comuni, in particolare rispetto alla valutazione dell’impatto ambientale.

Le pertinenti autorità nazionali competenti degli Stati membri coinvolte in un progetto figurante nell’elenco dell’Unione appartenente a uno dei corridoi prioritari di rete offshore di cui all’allegato I, sezione 2, designano congiuntamente tra di essi uno sportello unico per i promotori del progetto, che ha il compito di facilitare lo scambio di informazioni tra le autorità nazionali competenti sul procedimento di rilascio delle autorizzazioni per il progetto, con l’obiettivo di agevolare tale procedimento e l’adozione delle decisioni da parte delle pertinenti autorità nazionali competenti. Gli sportelli unici possono fungere da archivio che aggrega i documenti esistenti relativi ai progetti.

Articolo 9

Trasparenza e partecipazione del pubblico

Entro il 24 ottobre 2023 lo Stato membro o l’autorità nazionale competente, se del caso in collaborazione con le altre autorità interessate, pubblica un manuale aggiornato delle procedure relative al procedimento di rilascio delle autorizzazioni applicabili ai progetti figuranti nell’elenco dell’Unione che comprenda almeno le informazioni di cui all’allegato VI, punto 1). Il manuale non è giuridicamente vincolante, ma fa riferimento o cita le pertinenti disposizioni giuridiche. Le autorità nazionali competenti, se del caso, cooperano e individuano le sinergie con le autorità dei paesi confinanti al fine di scambiare buone pratiche e di agevolare il procedimento di rilascio delle autorizzazioni, in particolare per lo sviluppo del manuale di procedure.

Fatti salvi la legislazione ambientale e i requisiti della convenzione di Aarhus, della convenzione di Espoo e del diritto dell’Unione applicabile, tutte le parti coinvolte nel procedimento di rilascio delle autorizzazioni si attengono ai principi per la partecipazione pubblica stabiliti all’allegato VI, punto 3).

Il promotore del progetto, entro un periodo indicativo di tre mesi dall’inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni a norma dell’articolo 10, paragrafo 3, elabora un modello di partecipazione del pubblico e lo sottopone all’autorità nazionale competente, seguendo la procedura descritta nel manuale di cui al paragrafo 1 del presente articolo e in linea con gli orientamenti di cui all’allegato VI. L’autorità nazionale competente richiede modifiche o approva il modello di partecipazione del pubblico entro tre mesi dalla ricezione del modello, tenendo conto di qualsiasi forma di partecipazione e consultazione pubbliche avvenute prima dell’inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni, nella misura in cui la partecipazione e la consultazione pubbliche abbiano soddisfatto i requisiti del presente articolo.

Qualora intenda introdurre modifiche significative a un modello di partecipazione del pubblico approvato, il promotore del progetto ne informa l’autorità nazionale competente. In tal caso l’autorità nazionale competente può richiedere che siano apportate modifiche.

Laddove non sia già previsto dal diritto nazionale a livelli di standard uguali o superiori, il promotore del progetto o, qualora stabilito dal diritto nazionale, l’autorità nazionale competente svolge almeno una consultazione pubblica prima della presentazione da parte del promotore del fascicolo di domanda definitivo e completo all’autorità nazionale competente, a norma dell’articolo 10, paragrafo 7. Tale consultazione pubblica lascia impregiudicata ogni eventuale consultazione pubblica da effettuare dopo la presentazione della domanda di autorizzazione di cui all’articolo 6, paragrafo 2, della direttiva 2011/92/UE. La consultazione pubblica informa i portatori di interessi indicati all’allegato VI, punto 3), lettera a), in merito al progetto nella fase iniziale e contribuisce a individuare i siti, i percorsi e la tecnologia più adatti, anche, se del caso, in considerazione di adeguate riflessioni per il progetto relative all’adattamento ai cambiamenti climatici, tutti gli impatti rilevanti a norma del diritto dell’Unione e del diritto nazionale e le questioni rilevanti da trattare nel fascicolo di domanda. La consultazione pubblica rispetta i requisiti minimi di cui all’allegato VI, punto 5). Fatte salve le norme procedurali e di trasparenza negli Stati membri, il promotore del progetto pubblica sul sito internet di cui al paragrafo 7 del presente articolo una relazione che illustra il modo in cui i pareri espressi nelle consultazioni pubbliche sono stati presi in considerazione, indicando le modifiche apportate ai siti, al percorso e alla concezione del progetto, o indicando i motivi sulla base dei quali non si è tenuto conto di tali pareri.

Il promotore del progetto redige una relazione che sintetizza i risultati delle attività relative alla partecipazione del pubblico prima della presentazione del fascicolo di domanda, comprese le attività avvenute prima dell’inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni.

Il promotore del progetto presenta le relazioni di cui al primo e al secondo comma insieme al fascicolo di domanda all’autorità nazionale competente. La decisione globale tiene debitamente conto dei risultati di tali relazioni.

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

Per i progetti che potrebbero avere un impatto transfrontaliero significativo in uno o più Stati membri confinanti, ai quali siano applicabili l’articolo 7 della direttiva 2011/92/UE e la convenzione di Espoo, le informazioni pertinenti sono messe a disposizione delle autorità nazionali competenti degli Stati membri confinanti interessati. Le autorità nazionali competenti degli Stati membri confinanti interessati dichiarano, nel corso della notifica se del caso, se desiderano partecipare alle procedure della consultazione pubblica in questione o se un’altra autorità interessata desideri farlo.

Il promotore del progetto crea e aggiorna periodicamente un sito internet dedicato al progetto, contenente le informazioni pertinenti relative al progetto di interesse comune; tale sito contiene link al sito internet della Commissione e alla piattaforma per la trasparenza di cui all’articolo 23 e soddisfa i requisiti specificati all’allegato VI, punto 6). Le informazioni sensibili sotto il profilo commerciale sono mantenute riservate.

I promotori del progetto, inoltre, pubblicano le informazioni rilevanti attraverso altri mezzi di informazione adeguati aperti al pubblico.

Articolo 10

Durata e attuazione del procedimento di rilascio delle autorizzazioni

Il procedimento di rilascio delle autorizzazioni prevede due procedure:

la procedura preliminare alla domanda, che copre il periodo compreso tra l’inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni e l’accettazione da parte dell’autorità nazionale competente del fascicolo di domanda presentato, che avviene entro un periodo indicativo di 24 mesi; e

la procedura legale di rilascio delle autorizzazioni, che copre il periodo a decorrere dalla data di accettazione del fascicolo di domanda presentato fino all’adozione di una decisione globale, che non supera i 18 mesi.

Con riferimento al primo comma, lettera b), se del caso, gli Stati membri possono prevedere una procedura legale di rilascio delle autorizzazioni con una durata inferiore a 18 mesi.

L’autorità nazionale competente assicura che la durata complessiva delle due procedure di cui al paragrafo 1 non superi il periodo di 42 mesi.

Se, tuttavia, considera che una delle due procedure o entrambe non saranno completate entro i termini previsti al paragrafo 1, l’autorità nazionale competente può estendere uno o entrambi i termini prima della scadenza e caso per caso. L’autorità nazionale competente non deve estendere la durata complessiva delle due procedure per un periodo superiore ai nove mesi salvo che in circostanze eccezionali.

Se l’autorità nazionale competente estende i termini, ne informa il gruppo interessato e gli presenta le misure adottate o da adottare, per concludere quanto prima il procedimento di rilascio delle autorizzazioni. Il gruppo può chiedere che l’autorità nazionale competente riferisca periodicamente in merito ai progressi realizzati a tale riguardo e ai motivi di eventuali ritardi.

Allo scopo di stabilire l’inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni, i promotori del progetto notificano per iscritto il progetto all’autorità nazionale competente di ciascuno Stato membro interessato, trasmettendo anche una descrizione ragionevolmente dettagliata del progetto stesso.

Entro tre mesi dalla ricezione della notifica, l’autorità nazionale competente riconosce o, se ritiene che il progetto non sia abbastanza maturo per avviare il procedimento di rilascio delle autorizzazioni, respinge per iscritto la notifica, anche a nome delle altre autorità interessate. Se respinge la notifica, l’autorità competente indica i motivi della propria decisione, anche a nome delle altre autorità interessate. La data della firma del riconoscimento della notifica da parte dell’autorità nazionale competente segna l’inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni. Qualora siano coinvolti due o più Stati membri, la data di accettazione dell’ultima notifica da parte dell’autorità nazionale competente interessata segna l’inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni.

Per ciascuna categoria di progetti di interesse comune, le autorità nazionali competenti assicurano che procedimento di rilascio delle autorizzazioni sia condotto in via accelerata in conformità del presente capo. A tal fine le autorità nazionali competenti adattano i propri requisiti relativi all’avvio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni e all’accettazione del fascicolo di domanda presentato per quei progetti che, per loro natura, per le loro dimensioni o per l’assenza del requisito di valutazione ambientale a norma del diritto nazionale, potrebbero richiedere un numero minore di autorizzazioni e approvazioni per giungere alla fase «pronto per la costruzione». Gli Stati membri possono decidere che la procedura preliminare alla domanda di cui ai paragrafi 1 e 6 del presente articolo non è richiesta per i progetti di cui al presente comma.

Nel procedimento di rilascio delle autorizzazioni le autorità nazionali competenti prendono in considerazione tutti gli studi validi effettuati e permessi o autorizzazioni rilasciati per un dato progetto figurante nell’elenco dell’Unione prima dell’avvio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni in conformità del presente articolo e non richiedono la duplicazione di studi e permessi o autorizzazioni.

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

Nelle circostanze di cui al primo comma del presente paragrafo, l’estensione di cui al paragrafo 2, secondo comma, è ridotta a sei mesi, tranne che in circostanze eccezionali, anche per la procedura di cui al presente paragrafo.

La procedura preliminare alla domanda comprende gli stadi seguenti:

quanto prima e non oltre sei mesi dalla notifica a norma del paragrafo 3, primo comma, l’autorità nazionale competente definisce, sulla base della lista di controllo di cui all’allegato VI, punto 1), lettera e), e in stretta collaborazione con le altre autorità interessate, e ove opportuno sulla base di una proposta del promotore del progetto, l’ambito di applicazione delle relazioni e dei documenti e il livello di dettaglio delle informazioni che devono essere presentate dal promotore del progetto, nell’ambito del fascicolo di domanda, per richiedere la decisione globale;

tenuti in considerazione gli esiti delle attività svolte a norma della lettera a) del presente paragrafo, l’autorità nazionale competente elabora, in stretta cooperazione con il promotore del progetto e le altre autorità interessate, un calendario dettagliato per il procedimento di rilascio delle autorizzazioni, in linea con gli orientamenti di cui all’allegato VI, punto 2);

alla ricezione del progetto di fascicolo di domanda, l’autorità nazionale competente, ove necessario, a nome suo e delle altre autorità interessate, richiede al promotore del progetto di presentare le informazioni mancanti relative agli elementi richiesti di cui alla lettera a).

La procedura preliminare alla domanda comprende la preparazione di eventuali relazioni ambientali da parte dei promotori del progetto, se del caso, compresa la documentazione in materia di adattamento ai cambiamenti climatici.

Entro tre mesi dalla presentazione delle informazioni mancanti di cui al primo comma, lettera c), l’autorità competente ammette la domanda all’esame in forma scritta o su piattaforme digitali, per l’avvio della procedura legale di rilascio delle autorizzazioni di cui al paragrafo 1, lettera b). È possibile presentare richieste di informazioni aggiuntive soltanto se giustificate da nuove circostanze.

Il promotore del progetto verifica che il fascicolo di domanda sia completo e adeguato e richiede il parere dell’autorità nazionale competente riguardo a tale questione il più presto possibile durante il procedimento di rilascio delle autorizzazioni. Il promotore del progetto collabora pienamente con l’autorità nazionale competente per rispettare i termini definiti nel presente regolamento.

Gli Stati membri si adoperano per garantire che eventuali modifiche del diritto nazionale non comportino il prolungamento di un eventuale procedimento di rilascio delle autorizzazioni avviato prima dell’entrata in vigore di tali modifiche. Al fine di mantenere un procedimento accelerato di rilascio delle autorizzazioni per i progetti figuranti nell’elenco dell’Unione, le autorità nazionali competenti adattano adeguatamente il calendario elaborato in conformità del paragrafo 6, lettera b), del presente articolo al fine di garantire, nella misura del possibile, che i termini per il procedimento di rilascio delle autorizzazioni definiti nel presente articolo non siano superati.

I termini definiti nel presente articolo non pregiudicano gli obblighi derivanti dal diritto dell’Unione e dal diritto internazionale né le procedure di ricorso amministrativo o i ricorsi giurisdizionali avanzati di fronte a giudici o tribunali.

I termini definiti nel presente articolo per qualsiasi procedura di rilascio delle autorizzazioni non pregiudicano eventuali termini più brevi fissati dagli Stati membri.

CAPO IV

Pianificazione intersettoriale delle infrastrutture

Articolo 11

Analisi dei costi-benefici a livello di sistema energetico

La ENTSO-E e la ENTSOG elaborano progetti di metodologie coerenti per i singoli settori, compreso il modello di rete e di mercato dell’energia di cui al paragrafo 10 del presente articolo, per un’analisi dei costi-benefici armonizzata a livello di sistema energetico su scala dell’Unione per i progetti figuranti nell’elenco dell’Unione rientranti nelle categorie delle infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettere a), b), d) ed f), e punto 3).

Le metodologie di cui al primo comma del presente paragrafo sono elaborate conformemente ai principi stabiliti nell’allegato V, si basano su ipotesi comuni che consentono di confrontare i progetti e sono coerenti con gli obiettivi energetici e climatici dell’Unione per il 2030 e il suo obiettivo di neutralità climatica per il 2050, nonché le norme e gli indicatori definiti nell’allegato IV.

Le metodologie di cui al primo comma del presente paragrafo sono applicate per la preparazione di ciascun piano decennale successivo di sviluppo della rete a livello dell’Unione elaborato dalla ENTSO-E a norma dell’articolo 30 del regolamento (UE) 2019/943 o dalla ENTSOG a norma dell’articolo 8 del regolamento (CE) n. 715/2009.

Entro il 24 aprile 2023, la ENTSO-E e la ENTSOG pubblicano e presentano agli Stati membri, alla Commissione e all’Agenzia i rispettivi progetti di metodologie coerenti per i singoli settori dopo aver raccolto i contributi dei pertinenti portatori di interessi durante il processo di consultazione di cui al paragrafo 2.

Prima di presentare i rispettivi progetti di metodologie agli Stati membri, alla Commissione e all’Agenzia a norma del paragrafo 1, la ENTSO-E e la ENTSOG pubblicano i progetti preliminari di metodologie, conducono un approfondito processo di consultazione e chiedono raccomandazioni agli Stati membri e, almeno, alle organizzazioni che rappresentano tutti i pertinenti portatori di interessi, inclusi l’ente dei gestori dei sistemi di distribuzione nell’Unione istituito a norma dell’articolo 52 del regolamento (UE) 2019/943 («ente EU DSO»), le associazioni coinvolte nei mercati dell’energia elettrica, del gas e dell’idrogeno, i portatori di interessi negli ambiti del riscaldamento e del raffreddamento, della cattura e stoccaggio del carbonio e della cattura e utilizzo del carbonio, gli aggregatori indipendenti, gli operatori di gestione della domanda, le organizzazioni coinvolte nelle soluzioni di efficienza energetica, le associazioni dei consumatori di energia, i rappresentanti della società civile e, ove opportuno, le autorità nazionali di regolamentazione e altre autorità nazionali.

Entro tre mesi dalla pubblicazione dei progetti preliminari di metodologie di cui al primo comma, i portatori di interessi di cui a tale comma possono presentare una raccomandazione.

Il comitato consultivo scientifico europeo sui cambiamenti climatici istituito a norma dell’articolo 10 bis del regolamento (CE) n. 401/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 3 ) può, di propria iniziativa, presentare un parere sui progetti di metodologie.

Se del caso, gli Stati membri e i portatori di interessi di cui al primo comma presentano e pubblicano le proprie raccomandazioni e il comitato consultivo scientifico europeo sui cambiamenti climatici presenta il proprio parere all’Agenzia e, se del caso, alla ENTSO-E o alla ENTSOG e lo pubblica.

Il processo di consultazione è aperto, tempestivo e trasparente. La ENTSO-E e la ENTSOG preparano e pubblicano una relazione sul processo di consultazione.

Se la ENTSO-E e la ENTSOG non hanno tenuto in considerazione, o l’hanno fatto solo in parte, le raccomandazioni degli Stati membri, dei portatori di interessi o delle autorità nazionali o il parere del Comitato scientifico consultivo europeo sui cambiamenti climatici, esse ne indicano i motivi.

Entro tre mesi dalla ricezione dei progetti di metodologie, unitamente ai contributi ricevuti nel processo di consultazione e alla relazione sulla consultazione, l’Agenzia presenta un parere alla ENTSO-E e alla ENTSOG. L’Agenzia notifica il proprio parere alla ENTSO-E, alla ENTSOG, agli Stati membri e alla Commissione e lo pubblica sul proprio sito internet.

Entro tre mesi dalla ricezione dei progetti di metodologie, gli Stati membri possono presentare i loro pareri alla ENTSO-E e alla ENTSOG, nonché alla Commissione. Per facilitare la consultazione, la Commissione può organizzare riunioni specifiche dei gruppi per discutere i progetti di metodologie.

Entro tre mesi dalla ricezione dei pareri dell’Agenzia e degli Stati membri, di cui ai paragrafi 3 e 4, la ENTSO-E e la ENTSOG modificano le rispettive metodologie per tenere pienamente conto dei pareri dell’Agenzia e degli Stati membri e le presentano unitamente al parere dell’Agenzia alla Commissione per la sua approvazione. La Commissione adotta una decisione entro tre mesi dalla presentazione delle metodologie da parte della ENTSO-E e della ENTSOG, rispettivamente.

Entro due settimane dall’approvazione da parte della Commissione, conformemente al paragrafo 5, la ENTSO-E e la ENTSOG pubblicano le loro metodologie sui rispettivi siti internet. I dati inseriti corrispondenti e altri dati rilevanti sulle reti, sui flussi di carico e sul mercato sono pubblicati in una forma sufficientemente precisa, fatte salve le restrizioni a norma delle legislazioni nazionali e gli accordi di riservatezza pertinenti. La Commissione e l’Agenzia garantiscono il trattamento riservato dei dati ricevuti da parte loro e da chiunque svolga un lavoro di analisi per loro conto sulla base di tali dati.

Le metodologie sono aggiornate e migliorate periodicamente secondo la procedura di cui ai paragrafi da 1 a 6. In particolare, esse sono modificate dopo la presentazione del modello di rete e di mercato dell’energia di cui al paragrafo 10. Di sua iniziativa o su richiesta debitamente motivata da parte delle autorità nazionali di regolamentazione o dei portatori di interessi, dopo aver consultato formalmente le organizzazioni che rappresentano tutti i portatori di interessi di cui al paragrafo 2, primo comma, e la Commissione, l’Agenzia può chiedere tali aggiornamenti e miglioramenti, indicando i motivi e le scadenze. L’Agenzia pubblica le richieste delle autorità nazionali di regolamentazione o dei portatori di interessi e tutti i pertinenti documenti che non sono sensibili sotto il profilo commerciale che hanno portato alla richiesta di aggiornamento o miglioramento da parte dell’Agenzia.

Per i progetti che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettere c) ed e), e punti 2), 4) e 5), la Commissione provvede all’elaborazione di metodologie per un’analisi dei costi-benefici armonizzata a livello di sistema energetico su scala dell’Unione. Tali metodologie sono compatibili, in termini di costi e benefici, con le metodologie sviluppate dalla ENTSO-E e dalla ENTSOG. L’Agenzia, con il sostegno delle autorità nazionali di regolamentazione, promuove la coerenza di queste metodologie con le metodologie elaborate dalla ENTSO-E e dalla ENTSOG. Le metodologie sono elaborate in modo trasparente, prevedendo anche un’ampia consultazione degli Stati membri e di tutti i pertinenti portatori di interessi.

Ogni tre anni l’Agenzia definisce e pubblica un insieme di indicatori e i corrispondenti valori di riferimento ai fini del confronto dei costi unitari di investimento tra progetti confrontabili appartenenti alle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II. I promotori dei progetti forniscono i dati richiesti alle autorità nazionali di regolamentazione e all’Agenzia.

L’Agenzia pubblica i primi indicatori per le categorie di infrastrutture di cui all’allegato II, punti 1), 2) e 3), entro il 24 aprile 2023, nella misura in cui sono disponibili dati per calcolare indicatori e valori di riferimento affidabili. Tali valori di riferimento possono essere utilizzati dalla ENTSO-E e dalla ENTSOG ai fini dell’analisi dei costi-benefici effettuata per i successivi piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione.

L’Agenzia pubblica i primi indicatori per le categorie di infrastrutture di cui all’allegato II, punti 4) e 5) entro il 24 aprile 2025.

10.

Entro il 24 giugno 2025, a seguito di un approfondito processo di consultazione dei portatori di interessi di cui al paragrafo 2, primo comma, la ENTSO-E e la ENTSOG trasmettono congiuntamente alla Commissione e all’Agenzia un modello coerente e progressivamente integrato che assicuri la compatibilità tra le metodologie per i singoli settori sulla base di ipotesi comuni, includa le infrastrutture di trasmissione di energia elettrica, gas e idrogeno, oltre a quelle per lo stoccaggio, il gas naturale liquefatto e gli elettrolizzatori e riguardi i corridoi prioritari dell’infrastruttura energetica e le relative aree di cui all’allegato I, elaborato conformemente ai principi stabiliti nell’allegato V.

11.

Il modello di cui al paragrafo 10 riguarda almeno le interconnessioni dei pertinenti settori in tutte le fasi della pianificazione delle infrastrutture, segnatamente per quanto concerne gli scenari, le tecnologie e la risoluzione spaziale e l’identificazione di divari infrastrutturali in particolare in materia di capacità transfrontaliere e di valutazione dei progetti.

12.

Dopo l’approvazione da parte della Commissione del modello di cui al paragrafo 10 secondo la procedura di cui ai paragrafi da 1 a 5, questo sarà incluso nelle metodologie cui si fa riferimento al paragrafo 1, che sono modificate di conseguenza.

13.

Almeno ogni cinque anni, a decorrere dalla sua approvazione a norma del paragrafo 10, e con maggiore frequenza ove necessario, il modello e le metodologie coerenti dei costi-benefici per i singoli settori sono aggiornati secondo la procedura di cui al paragrafo 7.

Articolo 12

Scenari per i piani decennali di sviluppo della rete

Entro il 24 gennaio 2023 l’Agenzia, dopo aver condotto un approfondito processo di consultazione con la partecipazione della Commissione, degli Stati membri, della ENTSO-E, della ENTSOG, dell’ente EU DSO e almeno delle organizzazioni che rappresentano associazioni coinvolte nei mercati dell’energia elettrica, del gas e dell’idrogeno, i portatori di interessi negli ambiti del riscaldamento e del raffreddamento, della cattura e stoccaggio del carbonio e della cattura e utilizzo del carbonio, gli aggregatori indipendenti, gli operatori di gestione della domanda, le organizzazioni coinvolte nelle soluzioni di efficienza energetica, le associazioni dei consumatori di energia e i rappresentanti della società civile, pubblica gli orientamenti quadro per gli scenari comuni che la ENTSO-E e la ENTSOG sono tenute a sviluppare. Tali orientamenti sono regolarmente aggiornati secondo le necessità.

Gli orientamenti fissano i criteri per un’elaborazione trasparente, non discriminatoria e solida degli scenari tenendo conto delle migliori pratiche nel campo della valutazione delle infrastrutture e della pianificazione dello sviluppo delle reti. Gli orientamenti mirano inoltre ad assicurare che gli scenari sottostanti della ENTSO-E e della ENTSOG siano pienamente in linea con il principio dell’«efficienza energetica al primo posto» e con gli obiettivi energetici e climatici dell’Unione per il 2030 e con il suo obiettivo della neutralità climatica entro il 2050 e tengono conto degli ultimi scenari della Commissione disponibili, nonché, se del caso, dei piani energetici e climatici nazionali.

Il comitato consultivo scientifico europeo sui cambiamenti climatici può, di propria iniziativa, fornire contributi su come garantire la conformità degli scenari con gli obiettivi dell’Unione per il 2030 in materia di energia e clima e con l’obiettivo della neutralità climatica entro il 2050. L’Agenzia tiene debitamente conto di tali contributi negli orientamenti quadro di cui al primo comma.

Se l’Agenzia non ha tenuto in considerazione, o l’ha fatto solo in parte, le raccomandazioni degli Stati membri, dei portatori di interessi e del Comitato scientifico consultivo europeo sui cambiamenti climatici, essa ne indica i motivi.

Nell’elaborare gli scenari comuni da utilizzare per i piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione, la ENTSO-E e la ENTSOG seguono gli orientamenti quadro dell’Agenzia.

Gli scenari comuni comprendono anche una prospettiva a lungo termine di qui al 2050 e includono, se del caso, fasi intermedie.

La ENTSO-E e la ENTSOG invitano le organizzazioni che rappresentano tutti i pertinenti portatori di interessi, compresi l’ente EU DSO, le associazioni coinvolte nei mercati dell’energia elettrica, del gas e dell’idrogeno, i portatori di interessi negli ambiti del riscaldamento e del raffreddamento, della cattura e stoccaggio del carbonio e della cattura e utilizzo del carbonio, gli aggregatori indipendenti, gli operatori di gestione della domanda, le organizzazioni coinvolte nelle soluzioni di efficienza energetica, le associazioni dei consumatori di energia e i rappresentanti della società civile, a partecipare al processo di sviluppo degli scenari, in particolare su elementi chiave quali le ipotesi e il modo in cui queste si riflettono nei dati degli scenari.

La ENTSO-E e la ENTSOG pubblicano il progetto di relazione sugli scenari comuni e lo presentano all’Agenzia, agli Stati membri e alla Commissione per riceverne un parere.

Il comitato consultivo scientifico europeo sui cambiamenti climatici può, di propria iniziativa, formulare un parere sulla relazione sugli scenari comuni.

Entro tre mesi dalla ricezione del progetto di relazione sugli scenari comuni unitamente ai contributi ricevuti nel processo di consultazione e alla relazione su come questi sono stati presi in considerazione, l’Agenzia presenta il proprio parere sulla conformità degli scenari agli orientamenti quadro di cui al paragrafo 1, primo comma, comprese eventuali raccomandazioni di modifica, alla ENTSO-E, alla ENTSOG, agli Stati membri e alla Commissione.

Entro lo stesso termine il comitato consultivo scientifico europeo sui cambiamenti climatici può, di propria iniziativa, fornire un parere sulla compatibilità degli scenari con gli obiettivi dell’Unione per il 2030 in materia di energia e clima e con l’obiettivo della neutralità climatica entro il 2050.

Entro tre mesi dalla ricezione del parere dell’Agenzia di cui al paragrafo 5, la Commissione, tenendo conto dei pareri dell’Agenzia e degli Stati membri, approva il progetto di relazione sugli scenari comuni o chiede alla ENTSO-E o alla ENTSOG di modificarlo.

La ENTSO-E e la ENTSOG motivano il modo in cui è stata affrontata qualsiasi richiesta di modifica da parte della Commissione.

La Commissione, qualora non approvi la relazione sugli scenari comuni, fornisce un parere motivato alla ENTSO-E e alla ENTSOG.

Entro due settimane dall’approvazione della relazione sugli scenari comuni conformemente al paragrafo 6, la ENTSO-E e la ENTSOG la pubblicano sui loro siti internet. Esse pubblicano inoltre i corrispondenti dati in entrata e in uscita in una forma sufficientemente chiara e precisa, in modo che un soggetto terzo possa riprodurre i risultati, tenendo debitamente in considerazione le legislazioni nazionali e gli accordi di riservatezza pertinenti come pure le informazioni sensibili.

Articolo 13

Individuazione dei divari infrastrutturali

Entro sei mesi dall’approvazione della relazione sugli scenari comuni a norma dell’articolo 12, paragrafo 6, e successivamente ogni due anni, la ENTSO-E e la ENTSOG pubblicano le relazioni sui divari infrastrutturali elaborate nell’ambito del quadro dei piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione.

Nel valutare i divari infrastrutturali, la ENTSO-E e la ENTSOG basano la loro analisi sugli scenari definiti a norma dell’articolo 12, attuano il principio dell’«efficienza energetica al primo posto» e considerano prioritarie tutte le pertinenti alternative alle nuove infrastrutture. Nel prendere in considerazione nuove soluzioni in termini di infrastrutture, la valutazione dei divari infrastrutturali tiene conto di tutti i costi pertinenti, compresi i potenziamenti della rete.

La valutazione dei divari infrastrutturali si concentra, in particolare, sui divari infrastrutturali suscettibili di incidere sul conseguimento degli obiettivi climatici ed energetici dell’Unione per il 2030 e del suo obiettivo di neutralità climatica per il 2050.

Prima di pubblicare le rispettive relazioni, la ENTSO-E e la ENTSOG conducono un approfondito processo di consultazione almeno con la partecipazione di tutti i pertinenti portatori di interessi, compresi l’ente EU DSO, le associazioni coinvolte nei mercati dell’energia elettrica, del gas e dell’idrogeno, i portatori di interessi negli ambiti del riscaldamento e del raffreddamento, della cattura e stoccaggio del carbonio e della cattura e utilizzo del carbonio, gli aggregatori indipendenti, gli operatori di gestione della domanda, le organizzazioni coinvolte nelle soluzioni di efficienza energetica, le associazioni dei consumatori di energia e i rappresentanti della società civile, l’Agenzia e i rappresentanti di tutti gli Stati membri che fanno parte dei corridoi prioritari dell’infrastruttura energetica di cui all’allegato I.

La ENTSO-E e la ENTSOG presentano i rispettivi progetti di relazione sui divari infrastrutturali all’Agenzia, alla Commissione e agli Stati membri per riceverne un parere.

Entro tre mesi dalla ricezione della relazione sui divari infrastrutturali, unitamente ai contributi ricevuti nel processo di consultazione e a una relazione su come questi sono stati presi in considerazione, l’Agenzia presenta un parere alla ENTSO-E o alla ENTSOG, alla Commissione e agli Stati membri e lo pubblica.

Entro tre mesi dalla ricezione del parere dell’Agenzia di cui al paragrafo 3, la Commissione, tenendo conto di tale parere e dei contributi degli Stati membri, elabora un progetto di parere e lo presenta alla ENTSO-E o alla ENTSOG.

La ENTSO-E e la ENTSOG adattano le proprie relazioni sui divari infrastrutturali, tenendo debitamente in considerazione il parere dell’Agenzia in linea con i pareri della Commissione e degli Stati membri e le pubblicano.

CAPO V

Reti offshore per l’integrazione delle energie rinnovabili

Articolo 14

Pianificazione della rete offshore

Entro il 24 gennaio 2023 gli Stati membri, con il sostegno della Commissione, nell’ambito dei loro specifici corridoi prioritari della rete offshore di cui all’allegato I, sezione 2, tenendo conto delle specificità e dello sviluppo in ciascuna regione, concludono un accordo non vincolante per collaborare su obiettivi per la produzione di energia rinnovabile offshore da impiegare in ciascun bacino marittimo entro il 2050, con fasi intermedie nel 2030 e nel 2040, in linea con i loro piani nazionali per l’energia e il clima, e del potenziale delle energie rinnovabili offshore di ogni bacino marittimo.

Tale accordo non vincolante è redatto per iscritto per quanto concerne ciascun bacino marittimo collegato al territorio degli Stati membri, e lascia impregiudicato il diritto degli Stati membri di sviluppare progetti nel loro mare territoriale e nella loro zona economica esclusiva. La Commissione fornisce orientamenti per il lavoro in seno ai gruppi.

Entro il 24 gennaio 2024, e successivamente quale parte del piano decennale di sviluppo della rete, la ENTSO-E, con il coinvolgimento dei TSO pertinenti, delle autorità nazionali di regolamentazione, degli Stati membri e della Commissione e in linea con l’accordo non vincolante di cui al paragrafo 1 del presente articolo, elabora e pubblica, come relazione separata facente parte del piano decennale di sviluppo della rete a livello dell’Unione, piani strategici di alto livello di sviluppo della rete offshore integrata per ciascun bacino marittimo in linea con i corridoi prioritari della rete offshore di cui all’allegato I, tenendo conto della protezione dell’ambiente e degli altri usi del mare.

Nello sviluppo dei piani strategici di alto livello di sviluppo della rete offshore integrata entro il termine di cui al paragrafo 1, la ENTSO-E prende in considerazione gli accordi non vincolanti di cui al paragrafo 1 per lo sviluppo degli scenari del piano decennale di sviluppo della rete a livello dell’Unione.

I piani strategici di alto livello di sviluppo della rete offshore integrata presentano prospettive di alto livello in merito alle potenziali capacità di produzione offshore e alle esigenze che ne derivano in termini di rete offshore, incluse le potenziali necessità di interconnettori, progetti ibridi, connessioni radiali, rafforzamenti e infrastrutture per l’idrogeno.

I piani strategici di alto livello di sviluppo della rete offshore integrata sono coerenti con i piani di investimento regionali pubblicati a norma dell’articolo 34, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2019/943 e integrati nei piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione, al fine di garantire uno sviluppo coerente della pianificazione della rete onshore e offshore e i necessari rafforzamenti.

Entro il 24 dicembre 2024 e successivamente ogni due anni, gli Stati membri aggiornano i propri accordi non vincolanti di cui al paragrafo 1 del presente articolo, anche alla luce dei risultati dell’applicazione della metodologia dei costi-benefici e di ripartizione dei costi ai corridoi prioritari della rete offshore, una volta che tali risultati sono disponibili.

Dopo ciascun aggiornamento degli accordi non vincolanti a norma del paragrafo 4, per ciascun bacino marittimo la ENTSO-E aggiorna il piano strategico integrato di alto livello di sviluppo della rete offshore integrata nell’ambito del successivo piano decennale di sviluppo della rete a livello dell’Unione di cui al paragrafo 2.

Articolo 15

Reti offshore per la ripartizione transfrontaliera dei costi dell’energia rinnovabile

Entro il 24 giugno 2024, la Commissione, con il coinvolgimento degli Stati membri, dei TSO pertinenti, dell’Agenzia e delle autorità nazionali di regolamentazione, elabora orientamenti per una specifica analisi costi-benefici e ripartizione dei costi per la diffusione del piano di sviluppo della rete offshore integrata dei bacini marittimi di cui all’articolo 14, paragrafo 2, conformemente agli accordi non vincolanti di cui all’articolo 14, paragrafo 1. Tali orientamenti sono compatibili con l’articolo 16, paragrafo 1. La Commissione aggiorna se del caso i propri orientamenti, tenendo conto dei risultati della loro messa in atto.

Entro il 24 giugno 2025 la ENTSO-E, con il coinvolgimento dei TSO pertinenti, dell’Agenzia, delle autorità nazionali di regolamentazione e della Commissione, presenta i risultati dell’applicazione della metodologia dei costi-benefici e di ripartizione dei costi ai corridoi prioritari della rete offshore.

CAPO VI

Quadro normativo

Articolo 16

Realizzazione di investimenti con un impatto transfrontaliero

I costi di investimento sostenuti ai fini del miglioramento dell’efficienza, non comprensivi dei costi di manutenzione, relativi a un progetto di interesse comune che rientra nelle categorie di infrastrutture di energia di cui all’allegato II, punto 1), lettere a), b), c), d) e f), e a progetti di interesse comune che rientrano nella categoria di infrastrutture di energia di cui all’allegato II, punto 3), laddove rientrino nelle competenze delle autorità nazionali di regolamentazione in ciascuno Stato membro interessato, sono presi in carico dai TSO pertinenti o dai promotori del progetto dell’infrastruttura di trasmissione degli Stati membri su cui il progetto esercita un impatto positivo netto e, limitatamente alla quota non coperta dai proventi della congestione o da altri oneri, sono pagati dagli utenti di rete tramite tariffe per l’accesso alla rete.

Le disposizioni del presente articolo si applicano ai progetti di interesse comune rientranti nelle categorie di infrastrutture di energia di cui all’allegato II, punto 1), lettere a), b), c), d), f), e punto 3), laddove almeno un promotore del progetto ne richieda alle autorità nazionali di regolamentazione competenti l’applicazione per i costi del progetto.

I progetti che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche definita all’allegato II, punto 1), lettera e), e punto 2), possono beneficiare delle disposizioni del presente articolo laddove almeno un promotore del progetto ne richieda l’applicazione da parte delle competenti autorità nazionali.

Se un progetto ha più promotori, le competenti autorità nazionali di regolamentazione chiedono immediatamente a tutti i promotori del progetto di presentare congiuntamente la richiesta di investimento, a norma del paragrafo 4.

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

Non appena un tale progetto di interesse comune raggiunge un grado di maturità sufficiente e si ritiene che sia pronto per avviare la fase di costruzione entro i 36 mesi successivi, i promotori del progetto, previa consultazione dei TSO degli Stati membri su cui il progetto esercita un considerevole impatto netto positivo, presentano una richiesta di investimento. Tale richiesta di investimento comprende una richiesta di ripartizione transfrontaliera dei costi ed è presentata a tutte le autorità nazionali di regolamentazione competenti interessate, corredata di tutti gli elementi seguenti:

un’analisi aggiornata dei costi-benefici specifica per progetto e coerente con la metodologia elaborata a norma dell’articolo 11 che prenda in considerazione i benefici oltre le frontiere dello Stato membro sul cui territorio il progetto è ubicato, tenendo conto almeno degli scenari comuni elaborati per la pianificazione dello sviluppo della rete di cui all’articolo 12. Qualora siano utilizzati scenari aggiuntivi, questi sono coerenti con gli obiettivi dell’Unione per il 2030 in materia di energia e clima e con l’obiettivo della neutralità climatica entro il 2050 e sono sottoposti allo stesso livello di consultazione e controllo previsto per la procedura di cui all’articolo 12. L’Agenzia è responsabile della valutazione di eventuali scenari supplementari e della loro conformità al presente paragrafo;

un piano aziendale di valutazione della sostenibilità finanziaria del progetto, compresa la soluzione di finanziamento scelta e, per un progetto di interesse comune che rientra nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 3), i risultati della verifica di mercato;

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

Laddove un progetto sia promosso da diversi promotori del progetto, questi presentano la loro richiesta di finanziamento congiuntamente.

Le autorità nazionali di regolamentazione competenti, ove necessario, trasmettono immediatamente all’Agenzia una copia di ciascuna richiesta di investimento a fini informativi.

Le autorità nazionali di regolamentazione competenti e l’Agenzia mantengono la riservatezza delle informazioni sensibili sotto il profilo commerciale.

Entro sei mesi dalla data in cui la richiesta di finanziamento è pervenuta all’ultima delle autorità nazionali di regolamentazione competenti, dette autorità, dopo aver consultato i promotori del progetto interessati, adottano decisioni coordinate congiunte sulla ripartizione dei costi di investimento sostenuti efficacemente ai fini del miglioramento dell’efficienza che ogni gestore di sistemi di trasmissione è tenuto a sostenere per il progetto, nonché sulla loro inclusione nelle tariffe, o sul respingimento totale o parziale della richiesta di finanziamento, qualora l’analisi comune delle autorità nazionali di regolamentazione competenti giunga alla conclusione che il progetto o parte di esso non produce un vantaggio netto significativo in alcuno degli Stati membri delle autorità nazionali di regolamentazione competenti. Le autorità nazionali di regolamentazione competenti includono nelle tariffe i pertinenti costi di investimento sostenuti efficacemente, quali definiti nella raccomandazione di cui al paragrafo 11, in linea con la ripartizione dei costi di investimento che ogni gestore di sistemi di trasmissione è tenuto a sostenere per il progetto. Per i progetti nei territori del loro rispettivo Stato membro, in seguito le autorità nazionali di regolamentazione competenti valutano, ove opportuno, l’insorgere di problemi legati alla sostenibilità economica, dovuti all’inclusione dei costi di investimento nelle tariffe.

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

dei proventi della congestione o altri oneri;

delle entrate derivanti dal meccanismo di compensazione tra gestori del sistema di trasmissione istituito a norma dell’articolo 49 del regolamento (UE) 2019/943.

La ripartizione transfrontaliera dei costi tiene conto dei costi e dei benefici economici, sociali e ambientali dei progetti negli Stati membri interessati e della necessità di garantire un quadro di finanziamento stabile per l’elaborazione di progetti di interesse comune, riducendo al minimo il bisogno di sostegno finanziario.

Nella ripartizione dei costi su scala transfrontaliera le autorità nazionali di regolamentazione competenti, previa consultazione con i TSO interessati, si adoperano per conseguire un accordo comune sulla base, tra l’altro, delle informazioni di cui al paragrafo 4, primo comma, lettere a) e b), del presente articolo. La loro valutazione esamina tutti gli scenari pertinenti di cui all’articolo 12 e altri scenari per la pianificazione dello sviluppo della rete, consentendo una solida analisi del contributo del progetto di interesse comune alla strategia energetica dell’Unione in materia di decarbonizzazione, integrazione del mercato, concorrenza, sostenibilità e sicurezza dell’approvvigionamento. Qualora siano utilizzati scenari aggiuntivi, questi sono coerenti con gli obiettivi dell’Unione per il 2030 in materia di energia e clima e con l’obiettivo della neutralità climatica entro il 2050 e sono sottoposti allo stesso livello di consultazione e controllo previsto per la procedura di cui all’articolo 12.

Laddove un progetto di interesse comune attenui le esternalità negative, come i flussi di ricircolo, e sia attuato nello Stato membro che ha generato l’esternalità negativa, l’attenuazione non è considerata un beneficio transfrontaliero e, pertanto, non costituisce la base per la ripartizione dei costi ai TSO degli Stati membri interessati da tali esternalità negative.

Sulla base della ripartizione transfrontaliera dei costi di cui al paragrafo 5 del presente articolo, le autorità nazionali di regolamentazione competenti tengono conto dei costi effettivi sostenuti da un TSO o da un altro promotore del progetto a seguito degli investimenti al momento della fissazione o dell’approvazione delle tariffe a norma dell’articolo 41, paragrafo 1, lettera a), della direttiva 2009/73/CE e dell’articolo 59, paragrafo 1, lettera a), della direttiva (UE) 2019/944, nella misura in cui tali costi corrispondono a quelli di un gestore efficiente dotato di una struttura paragonabile.

Le autorità nazionali di regolamentazione competenti notificano tempestivamente all’Agenzia la decisione di ripartizione dei costi, insieme a tutte le informazioni pertinenti relative alla stessa. In particolare, la decisione in merito alla ripartizione dei costi illustra i motivi dettagliati alla base della ripartizione dei costi tra gli Stati membri, costituiti da quanto segue:

una valutazione dell’impatto individuato su ciascuno degli Stati membri interessati, compreso in merito alle tariffe di rete;

una valutazione del piano aziendale di cui al paragrafo 4, primo comma, lettera b);

le esternalità positive regionali o a livello di Unione generate dal progetto, quali la sicurezza dell’approvvigionamento, la flessibilità del sistema, la solidarietà o l’innovazione;

il risultato della consultazione dei promotori del progetto interessati.

La decisione di ripartizione dei costi è pubblicata.

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

In tal caso o su richiesta congiunta delle autorità nazionali di regolamentazione competenti, la decisione sulla richiesta di investimento comprensiva della ripartizione transfrontaliera dei costi di cui al paragrafo 5 è adottata dall’Agenzia entro tre mesi della data in cui è stata interpellata.

Prima di adottare una decisione di questo tipo, l’Agenzia consulta le autorità nazionali di regolamentazione competenti e i promotori del progetto. Il periodo di tre mesi indicato nel secondo comma può essere prorogato di un periodo supplementare di due mesi qualora l’Agenzia richieda ulteriori informazioni. Tale termine aggiuntivo inizia a decorrere dal giorno successivo a quello in cui pervengono informazioni complete.

La valutazione dell’Agenzia esamina tutti gli scenari pertinenti elaborati ai sensi dell’articolo 12 e altri scenari per la pianificazione dello sviluppo della rete, consentendo una solida analisi del contributo del progetto di interesse comune agli obiettivi di politica energetica dell’Unione in materia di decarbonizzazione, integrazione del mercato, concorrenza, sostenibilità e sicurezza dell’approvvigionamento. Qualora siano utilizzati scenari aggiuntivi, questi sono coerenti con gli obiettivi dell’Unione per il 2030 in materia di energia e clima e con l’obiettivo della neutralità climatica entro il 2050 e sono sottoposti allo stesso livello di consultazione e controllo secondo la procedura di cui all’articolo 12.

Nella sua decisione sulla richiesta di investimento comprensiva della ripartizione transfrontaliera dei costi, l’Agenzia lascia alle competenti autorità nazionali la determinazione del modo in cui i costi di investimento sono inclusi nelle tariffe in linea con la ripartizione transfrontaliera dei costi previsti al momento dell’attuazione di tale decisione, conformemente al diritto nazionale.

La decisione sulla richiesta di investimento che include la ripartizione transfrontaliera dei costi è pubblicata. Si applicano l’articolo 25, paragrafo 3, e gli articoli 28 e 29 del regolamento (UE) 2019/942.

Una copia di tutte le decisioni di ripartizione dei costi, corredate di tutte le informazioni attinenti a ciascuna decisione, è trasmessa immediatamente dall’Agenzia alla Commissione. Tali informazioni possono essere presentate in forma aggregata. La Commissione mantiene la riservatezza sulle informazioni sensibili sotto il profilo commerciale.

Le decisioni di ripartizione dei costi non influiscono sul diritto dei TSO di applicare le tariffe di accesso alle reti e sul diritto delle autorità nazionali di regolamentazione di approvarle, a norma dell’articolo 13 del regolamento (CE) n. 715/2009, dell’articolo 18, paragrafo 1, e dell’articolo 18, paragrafi da 3 a 6, del regolamento (UE) 2019/943, dell’articolo 32 della direttiva 2009/73/CE e dell’articolo 6 della direttiva (UE) 2019/944.

10.

Il presente articolo non si applica ai progetti di interesse comune che hanno ricevuto una deroga:

agli articoli 32, 33, 34 e all’articolo 41, paragrafi 6, 8 e 10, della direttiva 2009/73/CE a norma dell’articolo 36 di tale direttiva;

all’articolo 19, paragrafi 2 e 3, del regolamento (UE) 2019/943 o all’articolo 6, all’articolo 59, paragrafo 7, e all’articolo 60, paragrafo 1, della direttiva (UE) 2019/944 a norma dell’articolo 63 del regolamento (UE) 2019/943;

alle norme in materia di separazione o accesso di terzi, a norma dell’articolo 17 del regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 4 ) o dell’articolo 64 del regolamento (UE) 2019/943 e dell’articolo 66 della direttiva (UE) 2019/944.

11.

Entro il 24 giugno 2023 l’Agenzia adotta una raccomandazione al fine di individuare buone pratiche per il trattamento delle richieste di investimento per i progetti di interesse comune. Tale raccomandazione è aggiornata periodicamente in base alle necessità, in particolare per garantire la coerenza con i principi relativi alla ripartizione transfrontaliera dei costi dell’energia rinnovabile delle reti offshore di cui all’articolo 15, paragrafo 1. Nell’adottare o nel modificare la raccomandazione, l’Agenzia conduce un approfondito processo di consultazione cui partecipano tutti i pertinenti portatori di interessi.

12.

Il presente articolo si applica mutatis mutandis ai progetti di interesse reciproco.

Articolo 17

Incentivi normativi

Qualora il promotore di un progetto affronti rischi più elevati per lo sviluppo, l’esecuzione, il funzionamento o la manutenzione di un progetto di interesse comune rientrante nella competenza delle autorità nazionali di regolamentazione, rispetto ai rischi generalmente connessi a un progetto infrastrutturale, gli Stati membri e le autorità nazionali di regolamentazione possono concedere incentivi adeguati a tale progetto, conformemente all’articolo 13 del regolamento (CE) n. 715/2009, all’articolo 18, paragrafo 1, e all’articolo 18, paragrafi da 3 a 6, del regolamento (UE) 2019/943, all’articolo 41, paragrafo 8, della direttiva 2009/73/CE e all’articolo 58, lettera f), della direttiva (UE) 2019/944.

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

agli articoli 32, 33, 34 e all’articolo 41, paragrafi 6, 8 e 10, della direttiva 2009/73/CE a norma dell’articolo 36 di tale direttiva;

a norma dell’articolo 36 della direttiva 2009/73/CE;

a norma dell’articolo 17 del regolamento (CE) n. 714/2009.

Nel caso di una decisione di concessione degli incentivi di cui al paragrafo 1 del presente articolo, le autorità nazionali di regolamentazione tengono conto dei risultati dell’analisi dei costi-benefici coerente con la metodologia elaborata ai sensi dell’articolo 11 e, in particolare, delle esternalità positive regionali o a livello di Unione generate dal progetto. Le autorità nazionali di regolamentazione analizzano più approfonditamente i rischi specifici sostenuti dai promotori del progetto, le misure di attenuazione dei rischi adottate e i motivi del profilo di rischio in considerazione dell’impatto positivo netto del progetto rispetto a un’alternativa meno rischiosa. I rischi ammissibili comprendono in particolare i rischi relativi alle nuove tecnologie di trasmissione, sia onshore che offshore, i rischi relativi al recupero parziale dei costi e i rischi dello sviluppo.

La decisione di concedere gli incentivi tiene conto della natura specifica del rischio affrontato e può concedere incentivi riguardanti, tra l’altro, una o più delle misure seguenti:

le norme relative agli investimenti a fronte della previsione di necessità future;

le norme relative al riconoscimento dei costi sostenuti efficientemente prima della messa in servizio del progetto;

le norme relative all’ottenimento di una remunerazione aggiuntiva del capitale investito per il progetto;

qualunque altra misura ritenuta necessaria e adeguata.

Entro il 24 gennaio 2023 ogni autorità nazionale di regolamentazione presenta all’Agenzia la propria metodologia e i criteri utilizzati per valutare gli investimenti in progetti infrastrutturali per l’energia e i rischi più elevati affrontati in tali progetti, aggiornati in base agli ultimi sviluppi legislativi, politici, tecnologici e di mercato. Tali metodologie e criteri fanno fronte ai rischi specifici sostenuti dalle reti offshore per l’energia rinnovabile di cui all’allegato II, punto 1), lettera f), e dai progetti che, nonostante l’esiguità degli investimenti, sostengono notevoli spese operative.

Entro il 24 giugno 2023, tenendo debitamente conto delle informazioni ricevute a norma del paragrafo 4 del presente articolo, l’Agenzia facilita la condivisione delle buone prassi e formula raccomandazioni a norma dell’articolo 6, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2019/942 riguardanti entrambi gli elementi seguenti:

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

una metodologia comune per valutare i maggiori rischi connessi agli investimenti nei progetti infrastrutturali per l’energia.

Entro il 24 settembre 2023 ogni autorità nazionale di regolamentazione pubblica la propria metodologia e i criteri utilizzati per valutare gli investimenti in progetti infrastrutturali per l’energia e i rischi più elevati affrontati.

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

CAPO VII

Finanziamenti

Articolo 18

Ammissibilità dei progetti all’assistenza finanziaria dell’Unione a norma del regolamento (UE) 2021/1153

I progetti di interesse comune che rientrano nelle categorie di infrastrutture di energia di cui all’articolo 24 e all’allegato II sono ammissibili all’assistenza finanziaria dell’Unione sotto forma di sovvenzioni per studi e strumenti finanziari.

I progetti di interesse comune che rientrano nelle categorie di infrastrutture di energia di cui all’articolo 24 e all’allegato II, punto 1), lettere a), b), c), d) e f), e all’allegato II, punto 3), sono anch’essi ammissibili all’assistenza finanziaria dell’Unione sotto forma di sovvenzioni per lavori quando soddisfano tutti i criteri seguenti:

l’analisi dei costi-benefici specifici del progetto elaborata a norma dell’articolo 16, paragrafo 4, lettera a), apporta elementi che comprovano l’esistenza di esternalità positive rilevanti, quali la sicurezza dell’approvvigionamento, la flessibilità del sistema, la solidarietà o l’innovazione;

il progetto è stato oggetto di una decisione sulla ripartizione transfrontaliera dei costi a norma dell’articolo 16 o, per i progetti di interesse comune che rientrano nella categoria di infrastrutture di energia di cui all’allegato II, punto 3), laddove non rientrino nelle competenze delle autorità nazionali di regolamentazione e pertanto non siano oggetto di una decisione sulla ripartizione transfrontaliera dei costi, il progetto mira a fornire servizi su scala transfrontaliera, introduce innovazioni tecnologiche e garantisce la sicurezza del funzionamento della rete a livello transfrontaliero;

il progetto non può essere finanziato dal mercato o attraverso il quadro normativo conformemente al piano aziendale e ad altre valutazioni, in particolare quelle effettuate da potenziali investitori o creditori o dall’autorità nazionale di regolamentazione, tenendo conto di eventuali decisioni sugli incentivi e dei relativi motivi di cui all’articolo 17, paragrafo 2, nel valutare la necessità di un finanziamento dell’Unione per il progetto.

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

I progetti di interesse comune che rientrano nelle categorie di infrastrutture di energia di cui all’allegato II, punto 1), lettera d), e punti 2) e 5), sono anch’essi ammissibili all’assistenza finanziaria dell’Unione sotto forma di sovvenzioni per lavori laddove i promotori del progetto interessati, in una valutazione svolta dall’autorità nazionale competente o, se del caso, dall’autorità nazionale di regolamentazione, possano dimostrare chiaramente esternalità positive notevoli generate dai progetti, quali la sicurezza dell’approvvigionamento, la flessibilità del sistema, la solidarietà o l’innovazione, e dimostrino chiaramente la loro insufficiente sostenibilità commerciale, conformemente all’analisi dei costi-benefici, al piano aziendale e a valutazioni svolte in particolare da potenziali investitori o creditori o, ove applicabile, da un’autorità nazionale di regolamentazione.

Il presente articolo si applica mutatis mutandis ai progetti di interesse reciproco.

I progetti di interesse reciproco sono ammissibili all’assistenza finanziaria dell’Unione alle condizioni di cui all’articolo 5, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2021/1153. Per quanto riguarda le sovvenzioni per lavori, i progetti di interesse reciproco sono ammissibili all’assistenza finanziaria dell’Unione a condizione che soddisfino i criteri di cui al paragrafo 2 del presente articolo e qualora il progetto contribuisca agli obiettivi generali dell’Unione in materia di energia e clima.

Articolo 19

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

Allo scopo di definire i criteri per la concessione dell’assistenza finanziaria dell’Unione nel regolamento (UE) 2021/1153, si applicano i criteri specifici di cui all’articolo 4, paragrafo 3, del presente regolamento e i parametri di cui all’articolo 4, paragrafo 5, del presente regolamento. Ai progetti di interesse comune che rientrano nell’ambito di applicazione dell’articolo 24 del presente regolamento si applicano i criteri di integrazione del mercato, sicurezza dell’approvvigionamento, concorrenza e sostenibilità.

CAPO VIII

Disposizioni finali

Articolo 20

Esercizio della delega

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

Il potere di adottare atti delegati di cui all’articolo 3, paragrafo 4, è conferito alla Commissione per un periodo di sette anni a decorrere dal 23 giugno 2022. La Commissione elabora una relazione sulla delega di potere al più tardi nove mesi prima della scadenza del periodo di sette anni. La delega di potere è tacitamente prorogata per periodi di identica durata, a meno che il Parlamento europeo o il Consiglio non si oppongano a tale proroga al più tardi tre mesi prima della scadenza di ciascun periodo.

La delega di potere di cui all’articolo 3, paragrafo 4, 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.

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.

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

L’atto delegato adottato a norma dell’articolo 3, paragrafo 4, 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 21

Rendicontazione e valutazione

Entro il 30 giugno 2027 la Commissione pubblica una relazione sull’attuazione dei progetti figuranti nell’elenco dell’Unione e la trasmette al Parlamento europeo e al Consiglio. La relazione fornisce una valutazione in merito a:

i progressi realizzati per la progettazione, lo sviluppo, l’esecuzione e la messa in servizio di progetti figuranti nell’elenco dell’Unione e, se opportuno, i ritardi nell’attuazione e altre difficoltà riscontrate;

i fondi impegnati ed erogati dall’Unione per progetti figuranti nell’elenco dell’Unione rispetto al valore totale dei progetti figuranti nell’elenco dell’Unione finanziati;

i progressi realizzati in termini di integrazione delle fonti di energia rinnovabili, comprese le fonti di energia rinnovabili offshore, e riduzione delle emissioni di gas a effetto serra attraverso la pianificazione, lo sviluppo, l’esecuzione e la messa in servizio di progetti figuranti nell’elenco dell’Unione;

per i settori dell’energia elettrica e dei gas rinnovabili o a basso tenore di carbonio, ivi compreso l’idrogeno, l’evoluzione del livello di interconnessione tra gli Stati membri, l’evoluzione corrispondente dei prezzi dell’energia e il numero di disfunzioni sistemiche delle reti, le loro cause e il relativo costo economico;

il procedimento di rilascio delle autorizzazioni e la partecipazione del pubblico, in particolare:

la durata totale media e massima del procedimento di rilascio delle autorizzazioni per i progetti figuranti nell’elenco dell’Unione, compresa la durata di ogni fase della procedura preliminare alla domanda, rispetto ai tempi previsti per gli aspetti principali iniziali di cui all’articolo 10, paragrafo 6;

ii)

il livello di opposizione incontrato dai progetti di figuranti nell’elenco dell’Unione, in particolare il numero delle obiezioni scritte durante il processo di consultazione pubblica e il numero delle azioni legali di ricorso;

iii)

le prassi migliori e innovative per quanto concerne il coinvolgimento dei portatori di interessi;

iv)

le prassi migliori e innovative per quanto concerne l’attenuazione dell’impatto ambientale, compreso l’adattamento ai cambiamenti climatici, durante il procedimento di rilascio delle autorizzazioni e nel corso dell’attuazione dei progetti;

l’efficacia dei sistemi di cui all’articolo 8, paragrafo 3, in relazione al rispetto dei termini stabiliti nell’articolo 10, paragrafi 1 e 2;

per il trattamento normativo, in particolare:

il numero dei progetti di interesse comune oggetto di una decisione di ripartizione dei costi transfrontaliera a norma dell’articolo 16;

ii)

il numero e il tipo di progetti di interesse comune che hanno ricevuto incentivi specifici a norma dell’articolo 17;

l’efficacia del presente regolamento nel contribuire al conseguimento degli obiettivi energetici e climatici entro il 2030, nonché al raggiungimento della neutralità climatica al più tardi entro il 2050.

Articolo 22

Riesame

Entro il 30 giugno 2027 la Commissione effettua un riesame del presente regolamento sulla base dei risultati della rendicontazione e delle valutazioni previste dall’articolo 21 del presente regolamento nonché del monitoraggio, della rendicontazione e della valutazione effettuati a norma degli articoli 22 e 23 del regolamento (UE) 2021/1153.

Articolo 23

Informazione e pubblicità

La Commissione istituisce e mantiene una piattaforma per la trasparenza facilmente accessibile al grande pubblico tramite internet. La piattaforma è regolarmente aggiornata con informazioni tratte dalle relazioni di cui all’articolo 5, paragrafo 4, e dal sito internet di cui all’articolo 9, paragrafo 7. La piattaforma contiene le informazioni seguenti:

informazioni generali, aggiornate, comprensive di informazioni geografiche, per ogni progetto figurante nell’elenco dell’Unione;

il piano di attuazione, quale definito all’articolo 5, paragrafo 1, per ogni progetto figurante nell’elenco dell’Unione presentato in modo da consentire la valutazione in qualsiasi momento dei progressi compiuti nell’attuazione;

i principali benefici attesi e i contributi agli obiettivi di cui all’articolo 1, paragrafo 1, e i costi dei progetti, a eccezione delle informazioni sensibili sotto il profilo commerciale;

l’elenco dell’Unione;

i fondi assegnati ed erogati dall’Unione per ciascun progetto figurante nell’elenco dell’Unione.

i collegamenti al manuale nazionale di procedure di cui all’articolo 9;

gli studi e i piani esistenti sui bacini marittimi per ciascun corridoio prioritario della rete offshore, senza violare i diritti di proprietà intellettuale.

Articolo 24

Deroga per le interconnessioni di Cipro e Malta

Nel caso di Cipro e Malta, che non sono interconnesse alla rete transeuropea del gas, si applica una deroga all’articolo 3, all’articolo 4, paragrafo 1, lettere a) e b), all’articolo 4, paragrafo 5, all’articolo 16, paragrafo 4, lettera a), e agli allegati I, II e III, fatto salvo l’articolo 32, paragrafo 2. Un’interconnessione per ciascuno di tali Stati membri mantiene lo status di progetto di interesse comune ai sensi del presente regolamento, con tutti i diritti e gli obblighi pertinenti, laddove tale interconnessione:

sia in fase di sviluppo o pianificazione il 23 giugno 2022;

abbia ottenuto lo status di progetto di interesse comune a norma del regolamento (UE) n. 347/2013; e

sia necessario per garantire l’interconnessione permanente di tali Stati membri alla rete transeuropea del gas.

Tali progetti garantiranno la capacità futura di accedere a nuovi mercati dell’energia, compreso l’idrogeno.

I promotori del progetto forniscono ai gruppi interessati prove sufficienti del modo in cui le interconnessioni di cui al paragrafo 1 consentiranno l’accesso a nuovi mercati dell’energia, compreso l’idrogeno, in linea con gli obiettivi generali dell’Unione in materia di energia e clima. Tale prova include una valutazione dell’offerta e della domanda di idrogeno rinnovabile o a basse emissioni di carbonio nonché il calcolo della riduzione delle emissioni di gas a effetto serra resa possibile dal progetto.

La Commissione verifica periodicamente tale valutazione e tale calcolo, nonché la tempestiva attuazione del progetto.

Oltre ai criteri specifici di cui all’articolo 19 per l’assistenza finanziaria dell’Unione, le interconnessioni di cui al paragrafo 1 del presente articolo sono concepite in modo da garantire l’accesso ai futuri mercati dell’energia, compreso l’idrogeno, non comportano un prolungamento del ciclo di vita delle risorse di gas naturale e garantiscono l’interoperabilità delle reti vicine oltre i confini. L’ammissibilità all’assistenza finanziaria dell’Unione a norma dell’articolo 18 ha termine il 31 dicembre 2027.

Nelle richieste di assistenza finanziaria dell’Unione per i lavori occorre dimostrare chiaramente l’obiettivo di convertire il bene in un impianto dedicato all’idrogeno entro il 2036, se le condizioni di mercato lo consentono, mediante una tabella di marcia con un calendario preciso.

La deroga di cui al paragrafo 1 si applica fintanto che Cipro o Malta, rispettivamente, non saranno direttamente interconnesse alla rete transeuropea del gas, o fino al 31 dicembre 2029, se quest’ultima data è anteriore.

Articolo 25

Modifica del regolamento (CE) n. 715/2009

All’articolo 8, paragrafo 10, del regolamento (CE) n. 715/2009, il primo comma è sostituito dal seguente:

«10.

La ENTSOG adotta e pubblica ogni due anni un piano di sviluppo della rete a livello comunitario di cui al paragrafo 3, lettera b). Il piano di sviluppo della rete a livello comunitario comprende la modellizzazione della rete integrata, comprese le reti di idrogeno, l’elaborazione di scenari, le prospettive europee sull’adeguatezza dell’approvvigionamento e la valutazione della resilienza del sistema.».

Articolo 26

Modifiche del regolamento (UE) 2019/942

All’articolo 11 del regolamento (UE) 2019/942, le lettere c) e d) sono sostituite dalle seguenti:

«c)

ottempera agli obblighi di cui all’articolo 5, all’articolo 11, paragrafo 3, all’articolo 11, paragrafi da 6 a 9, agli articoli 12, 13 e 17 e alla sezione 2, punto 12), dell’allegato III del regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio ( *1 );

adotta decisioni sulle richieste di investimento comprensive della ripartizione transfrontaliera dei costi di cui all’articolo 16, paragrafo 7, del regolamento (UE) 2022/869.

Articolo 27

Modifiche del regolamento (UE) 2019/943

All’articolo 48, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2019/943, il primo comma è sostituito dal seguente:

«1.

Il piano di sviluppo della rete a livello di Unione di cui all’articolo 30, paragrafo 1, lettera b), comprende la modellizzazione della rete integrata, l’elaborazione di scenari e la valutazione della resilienza del sistema. I parametri inseriti pertinenti per la modellizzazione, quali le ipotesi sui prezzi del combustibile e del carbonio o l’installazione di sistemi di energia rinnovabile, sono pienamente coerenti con la valutazione europea dell’adeguatezza delle risorse elaborata a norma dell’articolo 23.».

Articolo 28

Modifica della direttiva 2009/73/CE

All’articolo 41, paragrafo 1, della direttiva 2009/73/CE è aggiunta la lettera seguente:

«v)

ottemperare agli obblighi di cui all’articolo 3, all’articolo 5, paragrafo 7, e agli articoli da 14 a 17 del regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio ( *2 ).

Articolo 29

Modifica della direttiva (UE) 2019/944

All’articolo 59, paragrafo 1, della direttiva (UE) 2019/944 è aggiunta la lettera seguente:

«a bis)

ottemperare agli obblighi di cui all’articolo 3, all’articolo 5, paragrafo 7, e agli articoli da 14 a 17 del regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio ( *3 ).

Articolo 30

Disposizioni transitorie

Il presente regolamento non influisce sulla concessione, sulla continuazione o sulla modifica dell’assistenza finanziaria concessa dalla Commissione a norma del regolamento (UE) n. 1316/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 5 ).

Il capo III non si applica ai progetti di interesse comune che sono stati inseriti nel procedimento di rilascio delle autorizzazioni e per i quali un promotore di progetto ha presentato un fascicolo di domanda prima del 16 novembre 2013.

Articolo 31

Periodo transitorio

Durante un periodo transitorio che ha termine il 31 dicembre 2029, gli attivi dedicati all’idrogeno convertiti a partire da impianti per il gas naturale che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 3), possono essere utilizzati per il trasporto o lo stoccaggio di una miscela predefinita di idrogeno con gas naturale o biometano.

Durante il periodo transitorio di cui al paragrafo 1, i promotori del progetto cooperano strettamente nella progettazione e nell’attuazione del progetto al fine di garantire l’interoperabilità delle reti vicine.

Il promotore del progetto fornisce una prova sufficiente, anche mediante contratti commerciali, per dimostrare in che modo, entro la fine del periodo transitorio, gli attivi di cui al paragrafo 1 del presente articolo cesseranno di essere impianti per il gas naturale e diverranno impianti dedicati all’idrogeno, come indicato nell’allegato II, punto 3), e in che modo sarà reso possibile il maggiore impiego dell’idrogeno durante il periodo transitorio. Tale prova include una valutazione dell’offerta e della domanda di idrogeno rinnovabile o a basso tenore di carbonio, come pure il calcolo della riduzione delle emissioni di gas a effetto serra resa possibile dal progetto. Nel contesto del monitoraggio dei progressi compiuti nell’attuazione dei progetti di interesse comune, l’Agenzia verifica la tempestiva transizione del progetto verso un impianto dedicato all’idrogeno di cui all’allegato II, punto 3).

L’ammissibilità dei progetti di cui al paragrafo 1 del presente articolo all’assistenza finanziaria dell’Unione a norma dell’articolo 18 ha termine il 31 dicembre 2027.

Articolo 32

Abrogazione

Il regolamento (UE) n. 347/2013 è abrogato a decorrere dal 23 giugno 2022. Il presente regolamento non comporta alcun diritto per i progetti elencati negli allegati del regolamento (UE) n. 347/2013.

In deroga al paragrafo 1 del presente articolo, l’allegato VII del regolamento (UE) n. 347/2013, modificato dal regolamento delegato (UE) 2022/564 della Commissione ( 6 ), contenente il quinto elenco dell’Unione dei progetti di interesse comune, come pure gli articoli da 2 a 10, gli articoli 12, 13 e 14, gli allegati da I a IV e l’allegato VI del regolamento (UE) n. 347/2013, rimangono in vigore e producono effetti per quanto riguarda i progetti di interesse comune inclusi nel quinto elenco dell’Unione fino all’entrata in vigore del primo elenco dell’Unione dei progetti di interesse comune e dei progetti di interesse reciproco, istituito a norma del presente regolamento.

In deroga al paragrafo 2 del presente articolo, i progetti che erano inclusi nel quinto elenco dell’Unione dei progetti di interesse comune istituito a norma del regolamento (UE) n. 347/2013 e per i quali un fascicolo di domanda è stato ammesso all’esame dell’autorità competente mantengono i diritti e gli obblighi di cui al capo III del presente regolamento per un periodo di quattro anni dalla data di entrata in vigore del presente regolamento.

Articolo 33

Entrata in vigore

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

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

ALLEGATO I

CORRIDOI E AREE PRIORITARI DELL’INFRASTRUTTURA ENERGETICA

(di cui all’articolo 1, paragrafo 1)

Il presente regolamento si applica ai corridoi e aree prioritari dell’infrastruttura energetica transeuropea seguenti:

1. CORRIDOI PRIORITARI DELL’ENERGIA ELETTRICA

1) Interconnessioni di energia elettrica nord-sud nell’Europa occidentale (NSI West Electricity): interconnessioni tra gli Stati membri della regione e con l’area del Mediterraneo, compresa la penisola iberica, in particolare per integrare l’energia elettrica proveniente da fonti di energia rinnovabili, rafforzare le infrastrutture di rete interne al fine di promuovere l’integrazione del mercato nella regione e porre fine all’isolamento dell’Irlanda, nonché garantire i necessari prolungamenti onshore delle reti offshore per l’energia rinnovabile e i necessari potenziamenti della rete nazionale al fine di garantire una rete di trasmissione adeguata e affidabile e fornire l’energia elettrica generata offshore agli Stati membri senza sbocco sul mare.

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

2) Interconnessioni di energia elettrica nord-sud nell’Europa centro-orientale e sud-orientale (NSI East Electricity): interconnessioni e linee interne nelle direzioni nord-sud ed est-ovest per completare il mercato interno, integrare la produzione a partire da fonti di energia rinnovabili per porre fine all’isolamento di Cipro e garantire i necessari prolungamenti onshore delle reti offshore per l’energia rinnovabile e i necessari potenziamenti della rete nazionale al fine di garantire una rete di trasmissione adeguata e affidabile e fornire l’energia elettrica generata offshore agli Stati membri senza sbocco sul mare.

Stati membri interessati: Bulgaria, Cechia, Germania, Croazia, Grecia, Cipro, Italia, Ungheria, Austria, Polonia, Romania, Slovenia e Slovacchia.

3) Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico per l’energia elettrica (Baltic Energy Market Interconnection Plan – BEMIP energia elettrica): interconnessioni tra gli Stati membri e le linee interne nella regione del Baltico per promuovere l’integrazione del mercato, integrando nel contempo quote crescenti di energie rinnovabili nella regione.

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

2. CORRIDOI PRIORITARI DELLA RETE OFFSHORE

4) Reti offshore nei mari del Nord (Northern Seas offshore grids – NSOG): sviluppo della rete elettrica offshore, sviluppo della rete elettrica — e, se del caso, dell’idrogeno — offshore integrata e relativi interconnettori nel Mar del Nord, nel Mare d’Irlanda, nel Mar Celtico, nella Manica e nelle acque confinanti per trasportare energia elettrica o, se del caso, idrogeno dalle fonti di energia rinnovabili offshore ai centri di consumo e stoccaggio o per aumentare lo scambio transfrontaliero di energia rinnovabile.

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

5) Reti del piano di interconnessione del mercato energetico offshore del Baltico (Baltic Energy Market Interconnection Plan – BEMIP offshore): sviluppo della rete elettrica offshore, sviluppo della rete elettrica — e, se del caso, l’idrogeno — offshore integrata e relativi interconnettori nel Mar Baltico e nelle acque confinanti per trasportare energia elettrica o, se del caso, idrogeno dalle fonti di energia rinnovabili offshore ai centri di consumo e stoccaggio o per aumentare lo scambio transfrontaliero di energia rinnovabile.

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

6) Reti offshore dell’Europa sud-occidentale (SW offshore): sviluppo della rete elettrica offshore, sviluppo della rete elettrica — e, se del caso, l’idrogeno — offshore integrata e relativi interconnettori nel Mar Mediterraneo, compreso il Golfo di Cadice, e nelle acque confinanti per trasportare energia elettrica o, se del caso, idrogeno dalle fonti di energia rinnovabili offshore ai centri di consumo e stoccaggio o per aumentare lo scambio transfrontaliero di energia rinnovabile.

Stati membri interessati: Grecia, Spagna, Francia, Italia, Malta e Portogallo.

7) Reti offshore dell’Europa sud-orientale (SE offshore): sviluppo della rete elettrica offshore, sviluppo della rete elettrica — e, se del caso, l’idrogeno — offshore integrata e relativi interconnettori nel Mar Mediterraneo, nel Mar Nero e nelle acque confinanti per trasportare energia elettrica o, se del caso, idrogeno dalle fonti di energia rinnovabili offshore ai centri di consumo e stoccaggio o per aumentare lo scambio transfrontaliero di energia rinnovabile.

Stati membri interessati: Bulgaria, Croazia, Grecia, Italia, Cipro, Romania e Slovenia.

8) Reti offshore atlantiche: sviluppo della rete elettrica offshore, sviluppo della rete elettrica offshore integrata e relativi interconnettori nelle acque dell’Oceano Atlantico settentrionale per trasportare energia elettrica dalle fonti di energia rinnovabili offshore ai centri di consumo e stoccaggio e per aumentare lo scambio transfrontaliero di energia elettrica.

Stati membri interessati: Irlanda, Spagna, Francia e Portogallo.

3. CORRIDOI PRIORITARI PER L’IDROGENO E GLI ELETTROLIZZATORI

9) Interconnessioni di idrogeno nell’Europa occidentale (HI West): infrastrutture per l’idrogeno e la riconversione delle infrastrutture del gas esistenti che consentano di costituire una dorsale integrata dell’idrogeno, direttamente o indirettamente (attraverso l’interconnessione con un paese terzo), che colleghi i paesi della regione per soddisfare le loro esigenze infrastrutturali specifiche in materia di idrogeno, sostenendo la creazione di una rete per il trasporto dell’idrogeno a livello dell’Unione e, inoltre, per quanto riguarda le isole e i sistemi insulari, riducendo l’isolamento energetico, sostenendo soluzioni innovative e di altro tipo che coinvolgano almeno due Stati membri con un impatto positivo significativo sugli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e sul suo obiettivo di raggiungere la neutralità climatica entro il 2050, e contribuendo in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico insulare e a quello dell’Unione.

Elettrolizzatori: sostenere la diffusione di applicazioni che convertono l’energia elettrica in gas volte a consentire la riduzione dei gas a effetto serra e a contribuire al funzionamento sicuro, efficiente e affidabile del sistema e all’integrazione dei sistemi energetici intelligenti e, inoltre, per quanto riguarda le isole e i sistemi insulari, sostenere soluzioni innovative e di altro tipo che coinvolgano almeno due Stati membri con un impatto positivo significativo sugli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e sul suo obiettivo di raggiungere la neutralità climatica entro il 2050, e contribuire in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico insulare e a quello dell’Unione.

Stati membri interessati: Belgio, Cechia, Danimarca, Germania, Irlanda, Spagna, Francia, Italia, Lussemburgo, Malta, Paesi Bassi, Austria e Portogallo.

10) Interconnessioni di idrogeno nell’Europa centro-orientale e sud-orientale (HI East): infrastrutture per l’idrogeno e la riconversione delle infrastrutture del gas esistenti che consentano di costituire una dorsale integrata dell’idrogeno, direttamente o indirettamente (attraverso l’interconnessione con un paese terzo), che colleghi i paesi della regione per soddisfare le loro esigenze infrastrutturali specifiche in materia di idrogeno, sostenendo la creazione di una rete per il trasporto dell’idrogeno a livello dell’Unione e, inoltre, per quanto riguarda le isole e i sistemi insulari, riducendo l’isolamento energetico, sostenendo soluzioni innovative e di altro tipo che coinvolgano almeno due Stati membri con un impatto positivo significativo sugli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e sul suo obiettivo di raggiungere la neutralità climatica entro il 2050, e contribuendo in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico insulare e a quello dell’Unione.

Stati membri interessati: Bulgaria, Cechia, Germania, Grecia, Croazia, Italia, Cipro, Ungheria, Austria, Polonia, Romania, Slovenia e Slovacchia.

11) Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico nell’idrogeno (BEMIP idrogeno): infrastrutture per l’idrogeno e la riconversione delle infrastrutture del gas esistenti che consentano di costituire una dorsale integrata dell’idrogeno, direttamente o indirettamente (attraverso l’interconnessione con un paese terzo), che colleghi i paesi della regione per soddisfare le loro esigenze infrastrutturali specifiche in materia di idrogeno, sostenendo la creazione di una rete per il trasporto dell’idrogeno a livello dell’Unione e, inoltre, per quanto riguarda le isole e i sistemi insulari, riducendo l’isolamento energetico, sostenendo soluzioni innovative e di altro tipo che coinvolgano almeno due Stati membri con un impatto positivo significativo sugli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e sul suo obiettivo di raggiungere la neutralità climatica entro il 2050, e contribuendo in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico insulare e a quello dell’Unione.

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

4. AREE TEMATICHE PRIORITARIE

12) Diffusione delle reti elettriche intelligenti: adozione delle tecnologie di rete intelligenti nell’intero territorio dell’Unione europea per integrare in maniera efficiente il comportamento e le azioni di tutti gli utenti collegati alla rete elettrica, in particolare la produzione di grandi quantità di energia elettrica a partire da fonti di energia rinnovabili o distribuite e la modulazione della domanda da parte dei consumatori, lo stoccaggio di energia, i veicoli elettrici e altre fonti di flessibilità e, inoltre, per quanto riguarda le isole e i sistemi insulari, ridurre l’isolamento energetico, sostenere soluzioni innovative e di altro tipo che coinvolgano almeno due Stati membri con un impatto positivo significativo sugli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e sul suo obiettivo di raggiungere la neutralità climatica entro il 2050, e contribuire in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico insulare e a quello dell’Unione.

Stati membri interessati: tutti.

13) Rete transfrontaliera per il trasporto di diossido di carbonio: sviluppo di un’infrastruttura di trasporto e stoccaggio del diossido di carbonio tra gli Stati membri e con i paesi terzi confinanti, per la cattura e lo stoccaggio del diossido di carbonio catturato da impianti industriali ai fini dello stoccaggio geologico permanente nonché dell’utilizzo del diossido di carbonio per gas combustibili sintetici, in modo da determinare la neutralizzazione permanente del diossido di carbonio.

Stati membri interessati: tutti.

14) Reti del gas intelligenti: adozione di tecnologie per le reti del gas intelligenti in tutta l’Unione per integrare efficacemente nella rete del gas una pluralità di fonti di gas a basso tenore di carbonio e in particolare rinnovabili, sostenere l’adozione di soluzioni innovative e digitali per la gestione della rete e facilitare l’integrazione intelligente nel settore dell’energia e la modulazione della domanda da parte dei consumatori, compresi i relativi aggiornamenti fisici se indispensabili al funzionamento delle attrezzature e degli impianti ai fini dell’integrazione di gas a basso tenore di carbonio e, in particolare, gas rinnovabili.

Stati membri interessati: tutti.

ALLEGATO II

CATEGORIE DI INFRASTRUTTURE ENERGETICHE

Le categorie di infrastrutture energetiche da sviluppare al fine di attuare le priorità relative alle infrastrutture energetiche stabilite nell’allegato I sono le seguenti:

relativamente all’energia elettrica:

linee di trasmissione aeree ad alta e altissima tensione, transfrontaliere o interne al territorio di uno Stato membro, comprese le zone economiche esclusive, purché siano progettate per una tensione pari o superiore a 220 kV, e cavi di trasmissione sotterranei o sottomarini, purché siano progettati per una tensione pari o superiore a 150 kV. Per gli Stati membri e i piccoli sistemi isolati con un sistema di trasmissione globale di tensione inferiore, tali soglie di tensione sono pari al livello di tensione più elevato dei rispettivi sistemi elettrici;

qualsiasi attrezzatura o installazione rientrante nella categoria di infrastrutture energetiche di cui alla lettera a) che consente la trasmissione di energia elettrica generata da fonti rinnovabili offshore dai siti di produzione offshore (infrastruttura energetica per l’energia elettrica generata da fonti rinnovabili offshore);

impianti di stoccaggio di energia, di tipo individuale o aggregato, utilizzati per immagazzinare energia in maniera permanente o temporanea in un’infrastruttura o in siti geologici in superficie o sotterranei, a condizione che siano collegati direttamente a linee di trasmissione e a linee di distribuzione ad alta tensione destinate a una tensione pari o superiore a 110 kV. Per gli Stati membri e i piccoli sistemi isolati con un sistema di trasmissione globale di tensione inferiore, tali soglie di tensione sono pari al livello di tensione più elevato dei rispettivi sistemi elettrici;

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

reti elettriche intelligenti: qualsiasi apparecchiatura o installazione, sistemi e componenti digitali che integrano le tecnologie dell’informazione e della comunicazione (TIC), attraverso piattaforme digitali operative, sistemi di controllo e tecnologie dei sensori sia a livello di trasmissione che di distribuzione a media e alta tensione, intesi a costituire una rete di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica più efficiente e intelligente, aumentando la capacità di integrare nuove forme di generazione, stoccaggio e consumo di energia e agevolando nuovi modelli commerciali e strutture di mercato, compresi gli investimenti nelle isole e nei sistemi insulari, per ridurre l’isolamento energetico, sostenere soluzioni innovative e di altro tipo che coinvolgano almeno due Stati membri con un impatto positivo significativo sugli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e sul suo obiettivo di raggiungere la neutralità climatica entro il 2050, e contribuire in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico insulare e a quello dell’Unione;

qualsiasi attrezzatura o installazione che rientri nella categoria di infrastrutture energetiche di cui alla lettera a) avente doppia funzionalità: l’interconnessione e il sistema di connessione alla rete offshore dai siti di produzione da fonti rinnovabili offshore verso due o più Stati membri e paesi terzi che partecipano a progetti figuranti nell’elenco dell’Unione, compreso il prolungamento onshore di detta attrezzatura fino alla prima sottostazione del sistema di trasmissione onshore, nonché qualsiasi attrezzatura o installazione offshore adiacente essenziale per operare in modo sicuro, protetto ed efficiente, compresi i sistemi di protezione, monitoraggio e controllo, e le sottostazioni necessarie se garantiscono anche l’interoperabilità tecnologica, compresa la compatibilità tra le varie tecnologie (reti offshore per l’energia rinnovabile);

relativamente alle reti del gas intelligenti: una delle seguenti attrezzature o installazioni volte a consentire e facilitare l’integrazione di una pluralità di gas a basso tenore di carbonio e, in particolare, rinnovabili, compreso il biometano o l’idrogeno nella rete del gas: sistemi e componenti digitali che integrano le TIC, i sistemi di controllo e le tecnologie dei sensori per consentire il monitoraggio interattivo e intelligente, la misurazione, il controllo di qualità e la gestione della produzione, della trasmissione, della distribuzione, dello stoccaggio e del consumo del gas all’interno di una rete del gas. Inoltre, tali progetti possono comprendere anche attrezzature che consentano l’inversione dei flussi dalla distribuzione al livello di trasmissione, compresi i relativi aggiornamenti fisici se indispensabili al funzionamento dell’attrezzatura e delle installazioni al fine di integrare gas a basso tenore di carbonio e, in particolare, rinnovabili.

relativamente all’idrogeno:

le condotte per il trasporto, principalmente ad alta pressione, dell’idrogeno, ivi comprese le infrastrutture per il gas naturale riconvertite, che consentano l’accesso a più utenti della rete su base trasparente e non discriminatoria;

impianti di stoccaggio collegati alle condotte di idrogeno ad alta pressione di cui alla lettera a);

impianti di ricezione, stoccaggio e rigassificazione o decompressione per l’idrogeno liquefatto o l’idrogeno incorporato in altre sostanze chimiche finalizzati all’iniezione di idrogeno nella rete, se del caso;

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

qualsiasi apparecchiatura o installazione che consenta l’uso di idrogeno o di combustibili derivati dall’idrogeno nel settore dei trasporti all’interno della rete centrale TEN-T, identificati conformemente al capo III del regolamento (UE) n. 1315/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 7 ).

Gli impianti elencati alle lettere da a) a d) possono essere di nuova costruzione o riconvertiti all’idrogeno a partire da impianti per il gas naturale o una combinazione dei due casi;

relativamente agli impianti per elettrolizzatori:

elettrolizzatori:

che hanno una capacità minima di 50 MW, fornita da un singolo elettrolizzatore o da una serie di elettrolizzatori che formano un unico progetto coordinato;

ii)

la cui produzione rispetta l’obbligo di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita del 70 % rispetto a un combustibile fossile di riferimento pari a 94 g CO2eq/MJ, come stabilito all’articolo 25, paragrafo 2, e all’allegato V della direttiva (UE) 2018/2001. La riduzione delle emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita è calcolata applicando la metodologia di cui all’articolo 28, paragrafo 5, della direttiva (UE) 2018/2001 o, in alternativa, la norma ISO 14067 o ISO 14064-1. Le emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita devono includere le emissioni indirette. Le riduzioni quantificate delle emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita sono verificate in conformità dell’articolo 30 della direttiva (UE) 2018/2001, ove applicabile, oppure da parte di terzi indipendenti; e

iii)

che hanno una funzione attinente alla rete, in particolare in vista della flessibilità e dell’efficienza generali del sistema delle reti di energia elettrica e di idrogeno;

relative attrezzature, comprese le condotte di collegamento alla rete;

relativamente al diossido di carbonio:

condotte dedicate, diverse dalla rete di condotte a monte utilizzate per trasportare il diossido di carbonio antropogenico da più fonti, ai fini dello stoccaggio geologico permanente del diossido di carbonio ai sensi della direttiva 2009/31/CE;

impianti fissi per la liquefazione, lo stoccaggio intermedio e la conversione di diossido di carbonio in vista del suo ulteriore trasporto attraverso condotte e modi di trasporto dedicati, tra cui navi, chiatte, camion e treni;

fatto salvo l’eventuale divieto di stoccaggio geologico di diossido di carbonio in uno Stato membro, gli impianti di superficie e di iniezione associati all’infrastruttura all’interno di una formazione geologica che è usata, a norma della direttiva 2009/31/CE, per lo stoccaggio geologico permanente del diossido di carbonio, laddove non comportino l’uso di diossido di carbonio per il recupero assistito di idrocarburi e siano necessari per consentire il trasporto e lo stoccaggio transfrontalieri del diossido di carbonio;

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

ALLEGATO III

ELENCHI REGIONALI DI PROGETTI

1. NORME PER I GRUPPI

1) Per le infrastrutture energetiche di competenza delle autorità nazionali di regolamentazione, ciascun gruppo è composto da rappresentanti degli Stati membri, delle autorità nazionali di regolamentazione, dei TSO, nonché della Commissione, dell’Agenzia, dell’ente EU DSO e della ENTSO-E o della ENTSOG.

Per le altre categorie di infrastrutture energetiche, ciascun gruppo è composto dalla Commissione e da rappresentanti degli Stati membri, dei promotori del progetto interessati da ciascuna delle pertinenti priorità indicate nell’allegato I.

2) A seconda del numero di progetti candidati all’elenco dell’Unione, dei divari infrastrutturali regionali e degli sviluppi del mercato, i gruppi e gli organi decisionali dei gruppi possono suddividersi, fondersi o riunirsi in configurazioni diverse, se necessario, per discutere questioni comuni a tutti i gruppi o riguardanti unicamente determinate regioni, quali per esempio i problemi legati alla coerenza transregionale o al numero di progetti proposti e inclusi nei progetti di elenchi regionali che rischiano di diventare ingestibili.

3) Ciascun gruppo organizza il proprio lavoro in linea con le attività di cooperazione regionale conformemente all’articolo 12 del regolamento (CE) n. 715/2009, all’articolo 34 del regolamento (UE) 2019/943, all’articolo 7 della direttiva 2009/73/CE e all’articolo 61 della direttiva (UE) 2019/944 e di altre strutture per la cooperazione regionale esistenti.

4) Ciascun gruppo invita, se del caso ai fini dell’attuazione dei corridoi e delle aree prioritari dell’infrastruttura energetica pertinenti indicati nell’allegato I, i promotori di un progetto potenzialmente ammissibile alla selezione come progetto di interesse comune nonché i rappresentanti delle amministrazioni nazionali, delle autorità di regolamentazione, della società civile e dei TSO di paesi terzi. La decisione di invitare i rappresentanti di paesi terzi avviene per consenso.

5) Per i corridoi prioritari dell’infrastruttura energetica di cui all’allegato I, sezione 2, ciascun gruppo invita, se del caso, rappresentanti degli Stati membri senza sbocco sul mare, delle autorità competenti, delle autorità nazionali di regolamentazione e dei TSO.

6) Ciascun gruppo consulta le organizzazioni che rappresentano i pertinenti portatori di interessi, inclusi i rappresentanti di paesi terzi e, se lo ritiene opportuno, i portatori di interessi stessi, inclusi i produttori, i DSO, i fornitori, i consumatori, le popolazioni locali e le organizzazioni per la protezione dell’ambiente con sede nell’Unione e i rappresentanti delle popolazioni locali invitandoli a condividere le loro competenze specifiche. Ciascun gruppo organizza udienze o consultazioni laddove pertinente ai fini dell’esecuzione dei compiti a esso spettanti.

7) Per quanto riguarda le riunioni dei gruppi, la Commissione pubblica, su una piattaforma accessibile ai portatori di interessi, il regolamento interno, un elenco aggiornato delle organizzazioni aderenti, informazioni periodicamente aggiornate sull’andamento dei lavori, gli ordini del giorno delle riunioni e i verbali delle riunioni, se disponibili. Le deliberazioni degli organi decisionali dei gruppi e la graduatoria dei progetti a norma dell’articolo 4, paragrafo 5, sono riservate. Tutte le decisioni relative al funzionamento e all’attività dei gruppi regionali sono adottate per consenso tra gli Stati membri e la Commissione.

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

9) La partecipazione delle autorità nazionali di regolamentazione e dell’Agenzia ai gruppi non pregiudica il conseguimento degli obiettivi e l’osservanza degli obblighi loro imposti dal presente regolamento o dal regolamento (UE) 2019/942, dagli articoli 40 e 41 della direttiva 2009/73/CE e dagli articoli 58, 59 e 60 della direttiva (UE) 2019/944.

2. PROCEDURA DI DEFINIZIONE DEGLI ELENCHI REGIONALI

1) I promotori di un progetto potenzialmente ammissibile alla selezione in quanto progetto figurante nell’elenco dell’Unione che desiderano ottenere il corrispondente status presentano al gruppo una domanda per la selezione del progetto come progetto figurante nell’elenco dell’Unione comprensiva di:

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

un’indicazione della pertinente categoria del progetto di cui all’allegato II;

un’analisi riguardante il soddisfacimento dei criteri pertinenti di cui all’articolo 4;

per i progetti che hanno raggiunto un grado di maturità sufficiente, un’analisi dei costi-benefici specifici del progetto coerente con le metodologie elaborate a norma dell’articolo 11;

per i progetti di interesse reciproco, le lettere di sostegno dei governi dei paesi direttamente interessati, in cui sia espresso il loro sostegno al progetto o ad altri accordi non vincolanti;

qualsiasi altra informazione pertinente per la valutazione del progetto.

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

3) I progetti di interesse comune proposti per la trasmissione e lo stoccaggio di energia elettrica che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettere a), b), c), d) ed f), del presente regolamento sono progetti che rientrano nel più recente piano decennale di sviluppo della rete per l’energia elettrica a livello dell’Unione, elaborato dalla ENTSO-E a norma dell’articolo 30 del regolamento (UE) 2019/943. I progetti di interesse comune proposti per la trasmissione di energia elettrica che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettere b) ed f), del presente regolamento, sono progetti che derivano dallo sviluppo della rete offshore integrata e dai potenziamenti della rete di cui all’articolo 14, paragrafo 2, del presente regolamento, e sono coerenti con essi.

4) Dal 1o gennaio 2024 i progetti di interesse comune proposti per l’idrogeno che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 3), del presente regolamento, sono progetti che rientrano nel più recente piano decennale di sviluppo della rete per il gas a livello della Comunità, elaborato dalla ENTSOG a norma dell’articolo 8 del regolamento (CE) n. 715/2009.

5) Entro il 30 giugno 2022 e successivamente, per ciascun piano decennale di sviluppo della rete a livello dell’Unione, la ENTSO-E e la ENTSOG emanano orientamenti aggiornati per l’inclusione dei progetti nei rispettivi piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione, di cui ai punti 3) e 4), al fine di garantire la parità di trattamento e la trasparenza della procedura. Per tutti i progetti figuranti nell’elenco dell’Unione in vigore all’epoca, gli orientamenti definiscono una procedura semplificata di inclusione nei piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione, tenendo conto della documentazione e dei dati già presentati nel corso della precedente procedura di definizione dei piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione, a condizione che la documentazione e i dati già presentati siano tuttora validi.

La ENTSO-E e la ENTSOG consultano la Commissione e l’Agenzia in merito alle rispettive bozze di orientamenti per l’inclusione dei progetti nei piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione e tengono debitamente conto delle raccomandazioni formulate dalla Commissione e dall’Agenzia prima della pubblicazione degli orientamenti definitivi.

6) I progetti proposti riguardanti il trasporto e lo stoccaggio di diossido di carbonio che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 5), vengono presentati come parte di un piano, elaborato da almeno due Stati membri, per lo sviluppo delle infrastrutture per lo stoccaggio e il trasporto di diossido di carbonio a livello transfrontaliero, e vengono presentati alla Commissione da parte degli Stati membri o delle entità designate da tali Stati membri.

7) La ENTSO-E e la ENTSOG forniscono informazioni ai gruppi sul modo in cui hanno applicato gli orientamenti per valutare l’inclusione nei piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione.

8) Per i progetti che rientrano nelle loro competenze, le autorità nazionali di regolamentazione e, se necessario, l’Agenzia, ove possibile nel contesto della cooperazione regionale a norma dell’articolo 7 della direttiva 2009/73/CE e dell’articolo 61 della direttiva (UE) 2019/944, verificano che i criteri e la metodologia basata sull’analisi dei costi-benefici siano applicati in maniera coerente e ne valutano la rilevanza transfrontaliera per poi presentare la loro valutazione al gruppo. La Commissione garantisce che i criteri e le metodologie di cui all’articolo 4 del presente regolamento e all’allegato IV siano applicati in modo armonizzato per garantire la coerenza tra i gruppi regionali.

9) Per tutti i progetti non contemplati al punto 8) del presente allegato, la Commissione valuta l’applicazione dei criteri di cui all’articolo 4 del presente regolamento. La Commissione tiene altresì conto della possibilità di una futura estensione per includere altri Stati membri. La Commissione presenta la sua valutazione al gruppo. Per i progetti che richiedono lo status di progetto di interesse reciproco, i rappresentanti dei paesi terzi e le autorità di regolamentazione sono invitati alla presentazione della valutazione.

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

11) Il gruppo esamina, su richiesta di uno Stato membro del gruppo, i fondati motivi addotti da uno Stato membro a norma dell’articolo 3, paragrafo 3, per rifiutare l’approvazione di un progetto riguardante il suo territorio.

12) Il gruppo valuta se il principio dell’«efficienza energetica al primo posto» sia applicato per quanto riguarda la determinazione dei fabbisogni infrastrutturali regionali e per quanto riguarda ciascuno dei progetti candidati. Il gruppo valuta, in particolare, soluzioni quali la gestione della domanda, le soluzioni basate su accordi di mercato, l’attuazione di soluzioni digitali e la ristrutturazione di edifici come soluzioni prioritarie se giudicate più efficienti in termini di costi in una prospettiva a livello di sistema rispetto alla costruzione di nuove infrastrutture sul versante dell’offerta.

13) Il gruppo si riunisce per esaminare e classificare i progetti proposti sulla base di una valutazione trasparente dei progetti e utilizzando i criteri di cui all’articolo 4, tenendo conto della valutazione delle autorità nazionali di regolamentazione oppure della valutazione della Commissione per i progetti che non rientrano nelle competenze delle autorità nazionali di regolamentazione.

14) I progetti di elenchi regionali di progetti proposti che rientrano nelle competenze delle autorità nazionali di regolamentazione elaborati dai gruppi sono presentati all’Agenzia, unitamente agli eventuali pareri di cui al punto 10) della presente sezione, sei mesi prima della data di adozione dell’elenco dell’Unione. I progetti di elenchi regionali e i pareri acclusi sono valutati dall’Agenzia entro tre mesi dalla data di ricezione. L’Agenzia fornisce un parere sui progetti di elenchi regionali riguardante, in particolare, la coerenza nell’applicazione dei criteri e nell’analisi dei costi-benefici tra le varie regioni. Il parere dell’Agenzia è adottato secondo la procedura di cui all’articolo 22, paragrafo 5, del regolamento (UE) 2019/942.

15) Entro un mese dalla data di ricezione del parere dell’Agenzia, l’organo decisionale di ciascun gruppo adotta il proprio elenco regionale definitivo di progetti proposti, nel rispetto delle disposizioni di cui all’articolo 3, paragrafo 3, sulla base della proposta dei gruppi e tenendo conto del parere dell’Agenzia nonché della valutazione delle autorità nazionali di regolamentazione presentata a norma del punto 8), oppure della valutazione proposta dalla Commissione a norma del punto 9) per progetti che non rientrano nelle competenze delle autorità nazionali di regolamentazione, nonché del parere della Commissione volto a garantire un numero totale di progetti figuranti nell’elenco dell’Unione che sia gestibile, soprattutto alle frontiere, in relazione ai progetti concorrenti o potenzialmente concorrenti. Gli organi decisionali dei gruppi presentano gli elenchi regionali definitivi alla Commissione, unitamente agli eventuali pareri di cui al punto 10).

16) Laddove, sulla base dei progetti di elenchi regionali e tenuto conto del parere dell’Agenzia, il numero complessivo di proposte di progetto che figurerebbero nell’elenco dell’Unione risulti superiore al quantitativo gestibile, la Commissione consiglia ai singoli gruppi interessati di non includere nell’elenco regionale i progetti che occupano gli ultimi posti nella classificazione realizzata dal gruppo di riferimento a norma dell’articolo 4, paragrafo 5.

ALLEGATO IV

NORME E INDICATORI RELATIVI AI CRITERI PER I PROGETTI

1) Un progetto di interesse comune con un significativo impatto transfrontaliero è un progetto realizzato sul territorio di uno Stato membro e soddisfa le condizioni seguenti:

per la trasmissione di energia elettrica, il progetto incrementa la capacità di trasferimento della rete oppure la capacità disponibile per i flussi commerciali, al confine di tale Stato membro con uno o più altri Stati membri, con conseguente aumento della capacità di trasferimento della rete transfrontaliera, al confine di tale Stato membro con uno o più altri Stati membri, di almeno 500 megawatt (MW) rispetto alla situazione senza messa in servizio del progetto, oppure il progetto riduce l’isolamento energetico di sistemi non interconnessi in uno o più Stati membri e incrementa la capacità di trasferimento della rete transfrontaliera al confine tra due Stati membri di almeno 200 MW;

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

per le reti elettriche intelligenti, il progetto è destinato alle attrezzature e alle installazioni ad alta e media tensione e coinvolge i TSO, i TSO e i DSO o i DSO di almeno due Stati membri. Il progetto può coinvolgere solamente DSO, purché provengano da almeno due Stati membri e purché sia garantita l’interoperabilità. Il progetto soddisfa almeno due dei criteri seguenti: coinvolge 50 000 utenti, generatori, consumatori o prosumatori di energia elettrica, cattura un’area di consumo di almeno 300 GWh/anno, almeno il 20 % del consumo di energia elettrica connesso al progetto proviene da risorse rinnovabili variabili o riduce l’isolamento energetico dei sistemi non interconnessi in uno o più Stati membri. Il progetto non comporta necessariamente una frontiera fisica comune. Per i progetti relativi a piccoli sistemi isolati quali definiti all’articolo 2, punto 42), della direttiva (UE) 2019/944, comprese le isole, tali livelli di tensione sono pari al livello di tensione più elevato nel pertinente sistema elettrico;

per il trasporto dell’idrogeno, il progetto consente il trasporto dell’idrogeno attraverso le frontiere degli Stati membri interessati o aumenta la capacità di trasporto transfrontaliero dell’idrogeno esistente a un confine tra due Stati membri di almeno il 10 % rispetto alla situazione precedente alla messa in servizio del progetto, e il progetto dimostra in modo sufficiente che si tratta di una parte essenziale di una rete transfrontaliera di idrogeno pianificata e fornisce prove sufficienti dei piani esistenti e della cooperazione con i paesi vicini e i gestori delle reti o, per i progetti che riducono l’isolamento energetico di sistemi non interconnessi in uno o più Stati membri, il progetto mira a rifornire direttamente o indirettamente almeno due Stati membri;

per gli impianti di stoccaggio o di ricezione dell’idrogeno di cui all’allegato II, punto 3), il progetto mira a rifornire direttamente o indirettamente almeno due Stati membri;

per gli elettrolizzatori, il progetto fornisce almeno 50 MW di capacità installata fornita da un singolo elettrolizzatore o da una serie di elettrolizzatori che formano un unico progetto coordinato e apporta benefici diretti o indiretti ad almeno due Stati membri e, in particolare, per quanto riguarda i progetti sulle isole e i sistemi insulari, sostiene soluzioni innovative e di altro tipo che coinvolgono almeno due Stati membri con un impatto positivo significativo sugli obiettivi dell’Unione per il 2030 in materia di energia e clima e sul suo obiettivo di neutralità climatica per il 2050, e contribuisce in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico insulare e di quello dell’Unione;

per le reti del gas intelligenti, il progetto coinvolge i TSO, i TSO e i DSO, o i DSO di almeno due Stati membri. I DSO possono essere coinvolti, ma solo con il sostegno dei TSO di almeno due Stati membri che siano strettamente associati al progetto e garantiscano l’interoperabilità;

per la trasmissione di energia elettrica rinnovabile prodotta offshore, il progetto è concepito per trasferire energia elettrica da siti di produzione offshore con una capacità di almeno 500 MW e consente la trasmissione di energia elettrica alla rete onshore di uno specifico Stato membro, aumentando il volume di energia elettrica rinnovabile disponibile sul mercato interno. Il progetto è sviluppato nelle zone a bassa penetrazione di energia elettrica rinnovabile offshore e dimostra un impatto positivo significativo sugli obiettivi 2030 dell’Unione in materia di energia e clima e sul suo obiettivo della neutralità climatica entro il 2050 e contribuisce in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico e all’integrazione del mercato, senza ostacolare le capacità e i flussi transfrontalieri;

per i progetti relativi al diossido di carbonio, il progetto è utilizzato per trasportare e, se del caso, stoccare diossido di carbonio di origine antropica proveniente da almeno due Stati membri.

2) Un progetto di interesse reciproco con un significativo impatto transfrontaliero è un progetto che soddisfa le condizioni seguenti:

per i progetti di interesse reciproco della categoria di cui all’allegato II, punto 1), lettere a) ed e), il progetto aumenta la capacità di trasferimento della rete, o la capacità disponibile per i flussi commerciali, alla frontiera di tale Stato membro con uno o più paesi terzi e apporta vantaggi significativi, direttamente o indirettamente (attraverso l’interconnessione con un paese terzo), in base ai criteri specifici di cui all’articolo 4, paragrafo 3, a livello dell’Unione. Il calcolo dei benefici per gli Stati membri è effettuato e pubblicato dal ENTSO-E nel quadro del piano decennale di sviluppo della rete a livello dell’Unione;

per i progetti di interesse reciproco nella categoria di cui all’allegato II, punto 3), il progetto relativo all’idrogeno consente il trasporto dell’idrogeno attraverso il confine di uno Stato membro con uno o più paesi terzi e dimostra di apportare benefici significativi, direttamente o indirettamente (attraverso l’interconnessione con un paese terzo), in base ai criteri specifici di cui all’articolo 4, paragrafo 3, a livello dell’Unione. Il calcolo dei benefici per gli Stati membri è effettuato e pubblicato dalla ENTSOG nel quadro del piano decennale di sviluppo della rete a livello dell’Unione;

per i progetti di interesse reciproco della categoria di cui all’allegato II, punto 5), il progetto può essere utilizzato per il trasporto e lo stoccaggio di diossido di carbonio di origine antropica da parte di almeno due Stati membri e di un paese terzo.

3) Per quanto riguarda i progetti che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettere a), b), c), d) ed f), i criteri elencati nell’articolo 4 sono valutati nel modo seguente:

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

per la trasmissione di energia elettrica, confrontando la quantità di capacità di produzione a partire da fonti di energia rinnovabili (per tecnologia, in MW) collegata e trasmessa grazie al progetto, con la quantità di capacità di produzione totale pianificata a partire da detti tipi di fonti di energia rinnovabili nello Stato membro interessato nel 2030 secondo i piani d’azione nazionali per l’energia e il clima presentati dagli Stati membri in conformità del regolamento (UE) 2018/1999;

ii)

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

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

calcolando, per i progetti transfrontalieri, compresi i progetti di reinvestimento, l’impatto sulla capacità di trasferimento della rete in entrambe le direzioni di flusso, misurata in termini di quantità di energia (in MW), e il contributo dei progetti stessi ai fini del raggiungimento dell’obiettivo di interconnessione minima pari al 15 %, e per progetti con un forte impatto transfrontaliero, l’impatto sulla capacità di trasferimento della rete alle frontiere tra gli Stati membri interessati, tra gli Stati membri pertinenti e i paesi terzi oppure all’interno degli Stati membri pertinenti, nonché sul bilanciamento tra domanda-offerta e sulle operazioni di rete negli Stati membri pertinenti;

ii)

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

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

4) Per quanto riguarda i progetti che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettera e), i criteri elencati nell’articolo 4 sono valutati nel modo seguente:

il livello di sostenibilità, misurato valutando la portata della capacità delle reti di collegare e trasportare l’energia da fonti rinnovabili variabili;

la sicurezza dell’approvvigionamento, misurata valutando il livello di perdite nelle reti di distribuzione, di trasmissione o entrambe, alla percentuale di utilizzo (ossia carico medio) dei componenti della rete elettrica, alla disponibilità di componenti della rete (relativi alla manutenzione programmata e non programmata) e al suo impatto sulle prestazioni della rete e sulla durata e la frequenza delle interruzioni, comprese le perturbazioni legate al clima;

l’integrazione del mercato, misurata valutando l’adozione di soluzioni innovative nella gestione, la riduzione dell’isolamento energetico e l’interconnessione del sistema, nonché il livello di integrazione di altri settori e l’agevolazione di nuovi modelli commerciali e strutture di mercato;

sicurezza della rete, flessibilità e qualità dell’approvvigionamento, misurate valutando l’approccio innovativo alla flessibilità del sistema, alla cibersicurezza, all’efficiente operabilità tra TSO e DSO, la capacità di includere la modulazione dal lato della domanda, lo stoccaggio, le misure di efficienza energetica, l’uso efficiente in termini di costi degli strumenti digitali e delle TIC a fini di monitoraggio e controllo, la stabilità del sistema elettrico e le prestazioni di qualità della tensione.

5) Per quanto riguarda i progetti che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 3), i criteri elencati nell’articolo 4 sono valutati nel modo seguente:

sostenibilità, misurata come contributo di un progetto alla riduzione delle emissioni di gas a effetto serra in diverse applicazioni finali in settori in cui le emissioni sono difficili da abbattere, quali l’industria o i trasporti; alla flessibilità e alle opzioni di stoccaggio stagionale per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili; o all’integrazione dell’idrogeno rinnovabile e a basse emissioni di carbonio al fine di considerare le esigenze del mercato e promuovere l’idrogeno rinnovabile;

integrazione e interoperabilità del mercato, misurate calcolando il valore aggiunto del progetto per l’integrazione delle aree di mercato e la convergenza dei prezzi, la flessibilità generale del sistema;

sicurezza dell’approvvigionamento e flessibilità, misurate calcolando il valore aggiuntivo del progetto in termini di resilienza, diversità e flessibilità dell’approvvigionamento di idrogeno;

concorrenza, misurata valutando il contributo del progetto alla diversificazione dell’offerta, compresa l’agevolazione dell’accesso alle fonti locali di approvvigionamento di idrogeno.

6) Per quanto riguarda i progetti relativi alle reti del gas intelligenti che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 2), i criteri elencati nell’articolo 4 sono valutati nel modo seguente:

livello di sostenibilità, misurato valutando la quota di gas rinnovabili e a basso tenore di carbonio integrati nella rete del gas, la relativa riduzione delle emissioni di gas a effetto serra verso la decarbonizzazione totale del sistema e l’individuazione adeguata delle perdite;

qualità e sicurezza dell’approvvigionamento, misurate valutando il rapporto tra approvvigionamento di gas disponibile in modo affidabile e domanda di picco, la quota delle importazioni sostituita da gas locali rinnovabili e a basso tenore di carbonio, la stabilità del funzionamento del sistema, la durata e la frequenza delle interruzioni per cliente;

promozione dei servizi di flessibilità quali la modulazione della domanda e lo stoccaggio mediante l’agevolazione dell’integrazione del settore dell’energia intelligente attraverso la creazione di collegamenti ad altri vettori e settori energetici, misurata valutando i risparmi di costi realizzabili nei settori e nei sistemi energetici connessi, quali il sistema di energia elettrica e termica, i trasporti e l’industria.

7) Per quanto riguarda i progetti di elettrolizzatori che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 4), i criteri elencati nell’articolo 4 sono valutati nel modo seguente:

sostenibilità, misurata valutando la quota di idrogeno, o idrogeno rinnovabile, o idrogeno a basse emissioni di carbonio, in particolare da fonti rinnovabili, che soddisfa i criteri di cui all’allegato II, punto 4), lettera a), punto ii), integrata nella rete o stimando, quantificandola, la diffusione dei carburanti sintetici di questa origine e la corrispondente riduzione delle emissioni di gas a effetto serra;

sicurezza dell’approvvigionamento, misurata valutando il suo contributo alla sicurezza, alla stabilità e all’efficienza del funzionamento della rete, anche attraverso la valutazione dell’evitata riduzione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili;

realizzazione di servizi di flessibilità quali la modulazione dal lato della domanda e lo stoccaggio attraverso l’agevolazione dell’integrazione del settore dell’energia intelligente tramite la creazione di collegamenti ad altri vettori e settori energetici, misurata valutando i risparmi di costi generati nei settori e nei sistemi energetici connessi, quali le reti di gas, idrogeno, energia elettrica e di distribuzione di calore, i trasporti e l’industria.

8) Per quanto riguarda le infrastrutture relative al diossido di carbonio che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 5), i criteri elencati nell’articolo 4 sono valutati nel modo seguente:

sostenibilità, misurata valutando le riduzioni totali previste dei gas a effetto serra durante il ciclo di vita del progetto e l’assenza di soluzioni tecnologiche alternative quali, ma non solo, l’efficienza energetica, l’elettrificazione che integra le fonti rinnovabili, per conseguire lo stesso livello di riduzione dei gas a effetto serra della quantità di diossido di carbonio da catturare negli impianti industriali connessi a un costo comparabile entro un termine comparabile, tenendo conto delle emissioni di gas a effetto serra derivanti dall’energia necessaria per la cattura, il trasporto e lo stoccaggio del diossido di carbonio, a seconda dei casi, tenendo conto dell’infrastruttura, compresi, se del caso, altri potenziali usi futuri;

la resilienza e la sicurezza misurate valutando la sicurezza delle infrastrutture;

mitigazione degli oneri e dei rischi ambientali attraverso la neutralizzazione permanente del diossido di carbonio.

ALLEGATO V

ANALISI DEI COSTI-BENEFICI A LIVELLO DI SISTEMA ENERGETICO

Le metodologie di analisi dei costi-benefici elaborate dalla ENTSO-E e dalla ENTSOG sono coerenti tra loro, pur tenendo conto delle specificità settoriali. Le metodologie per un’analisi armonizzata e trasparente dei costi-benefici a livello di sistema energetico per i progetti figuranti nell’elenco dell’Unione sono uniformi per tutte le categorie di infrastrutture, a meno che non siano giustificate divergenze specifiche. Le metodologie riguardano i costi in senso lato, comprese le esternalità, in considerazione degli obiettivi dell’Unione in materia di clima ed energia per il 2030 e il suo obiettivo della neutralità climatica entro il 2050 e soddisfano i principi seguenti:

l’ambito per l’analisi di un singolo progetto riguarderà tutti gli Stati membri e i paesi terzi sul cui territorio è ubicato il progetto stesso, tutti gli Stati membri limitrofi e tutti gli altri Stati membri nei quali il progetto ha un impatto significativo. A tal fine, la ENTSO-E e la ENTSOG cooperano con tutti i pertinenti gestori di sistema nei paesi terzi interessati. Nel caso di progetti che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 3), la ENTSO-E e la ENTSOG cooperano con il promotore del progetto, anche quando quest’ultimo non è un gestore del sistema;

ogni analisi dei costi-benefici comprende analisi della sensibilità relative alla serie di dati iniziali, inclusi i costi relativi alla produzione e ai gas a effetto serra nonché l’evoluzione prevista della domanda e dell’offerta, anche per quanto concerne le fonti di energia rinnovabili, compresa la rispettiva flessibilità, e la disponibilità a livello di stoccaggio, alla data di messa in servizio dei diversi progetti nella stessa area di analisi, agli effetti climatici e ad altri parametri pertinenti;

stabiliscono l’analisi da eseguire, in base alla pertinente serie di dati multisettoriali di input, determinando l’impatto in caso di realizzazione e di non realizzazione di ciascun progetto e comprendono le pertinenti interdipendenze con altri progetti;

forniscono orientamenti per lo sviluppo e l’uso della modellizzazione della rete e del mercato dell’energia necessaria per l’analisi dei costi-benefici. La modellizzazione consente una valutazione completa dei vantaggi economici (comprese l’integrazione del mercato, la sicurezza dell’approvvigionamento e la concorrenza, nonché l’uscita dall’isolamento energetico), degli effetti sociali e ambientali e di quelli climatici, compresi gli effetti intersettoriali. La metodologia è pienamente trasparente e include informazioni dettagliate su perché, che cosa e come è calcolato ciascuno dei benefici e dei costi;

includono una spiegazione del modo in cui il principio dell’«efficienza energetica al primo posto» è attuato in tutte le fasi dei piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione;

spiegano che lo sviluppo e la diffusione delle energie rinnovabili non saranno ostacolati dal progetto;

assicurano l’individuazione degli Stati membri su cui il progetto ha un impatto positivo netto (beneficiari), degli Stati membri su cui il progetto ha un impatto negativo netto e dei sostenitori dei costi, che potrebbero essere Stati membri diversi da quelli sul cui territorio è costruita l’infrastruttura;

come minimo, prendono in considerazione: la spesa in conto capitale, le spese operative e i costi di manutenzione, come pure i costi imputabili al relativo sistema, durante l’intero ciclo di vita tecnico del progetto, per esempio i costi di smantellamento e di gestione dei rifiuti, compresi i costi esterni. Le metodologie forniscono indicazioni sui tassi di attualizzazione, la durata tecnica e il valore residuo da utilizzare per i calcoli dei costi e dei benefici. Includono inoltre una metodologia obbligatoria per il calcolo del rapporto ricavi-costi e del valore attuale netto, nonché una differenziazione dei ricavi in base al livello di affidabilità dei loro metodi di stima. Sono altresì presi in considerazione i metodi per calcolare gli effetti climatici e ambientali dei progetti e il loro contributo agli obiettivi dell’Unione in materia di energia, quali la penetrazione delle energie rinnovabili, l’efficienza energetica e gli obiettivi di interconnessione;

assicurano che le misure di adattamento ai cambiamenti climatici adottate per ciascun progetto siano valutate e riflettano il costo delle emissioni di gas a effetto serra e che la valutazione sia solida e coerente rispetto alle altre politiche dell’Unione, al fine di consentire il confronto con altre soluzioni che non richiedono nuove infrastrutture.

ALLEGATO VI

ORIENTAMENTI PER LA TRASPARENZA E LA PARTECIPAZIONE DEL PUBBLICO

1) Il manuale delle procedure di cui all’articolo 9, paragrafo 1, contiene almeno:

precisazioni sui pertinenti atti legislativi su cui si basano le decisioni e i pareri per i diversi tipi di progetti rilevanti di interesse comune, compresa la normativa in materia ambientale;

l’elenco delle decisioni e dei pareri pertinenti che devono essere ottenuti;

i nomi e le informazioni di contatto dell’autorità competente, di altre autorità interessate e dei principali portatori di interessi coinvolti;

il flusso di lavoro, che descrive ogni fase del procedimento, compresi un calendario indicativo e una sintesi del processo decisionale per i diversi tipi di progetti rilevanti di interesse comune;

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

le fasi e i mezzi di partecipazione del pubblico al procedimento;

le modalità con cui l’autorità competente, le altre autorità interessate e il promotore del progetto dimostrano che i pareri espressi nella consultazione pubblica sono stati presi in considerazione, per esempio indicando le modifiche apportate all’ubicazione e alla concezione del progetto o indicando i motivi per cui tali pareri non sono stati presi in considerazione;

nella misura del possibile, le traduzioni del suo contenuto in tutte le lingue degli Stati membri confinanti da realizzarsi di concerto con i pertinenti Stati membri limitrofi.

2) Il calendario dettagliato di cui all’articolo 10, paragrafo 6, lettera b), specifica almeno quanto segue:

le decisioni e i pareri che devono essere ottenuti;

le autorità, i portatori di interessi e il pubblico potenzialmente coinvolti;

le singole fasi della procedura e la relativa durata;

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

le risorse pianificate dalle autorità e l’eventuale fabbisogno di risorse aggiuntive.

3) Fatti salvi gli obblighi di consultazione pubblica stabiliti dal diritto ambientale, per aumentare la partecipazione del pubblico al procedimento di rilascio delle autorizzazioni e garantire preventivamente l’informazione del pubblico e un dialogo con lo stesso è necessario applicare i principi seguenti:

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

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

le osservazioni e le obiezioni sono ammesse soltanto dall’inizio della consultazione pubblica fino alla scadenza del termine;

i promotori del progetto provvedono affinché le consultazioni si svolgano in un periodo che consenta una partecipazione pubblica aperta e inclusiva.

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

i portatori di interessi coinvolti e interpellati;

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

la tempistica;

le risorse umane destinate ai diversi compiti.

5) Nell’ambito della consultazione pubblica da svolgere prima della presentazione del fascicolo della domanda, i portatori di interessi devono almeno:

pubblicare, in formato elettronico e, se opportuno, cartaceo, un opuscolo informativo non più lungo di 15 pagine, che fornisca, in modo chiaro e conciso, una panoramica della descrizione, della finalità e del calendario preliminare delle fasi di sviluppo del progetto, del piano nazionale di sviluppo della rete, delle rotte alternative considerate, dei tipi e delle caratteristiche del potenziale impatto, anche transfrontaliero, e delle eventuali misure di mitigazione. Tale opuscolo informativo sarà pubblicato prima dell’avvio della consultazione ed elencherà gli indirizzi web del sito web del progetto di interesse comune di cui all’articolo 9, paragrafo 7, della piattaforma per la trasparenza di cui all’articolo 23 e del manuale delle procedure di cui al punto 1) del presente allegato;

pubblicare le informazioni relative alla consultazione sul sito web del progetto di interesse comune di cui all’articolo 9, paragrafo 7, sulle bacheche degli uffici delle amministrazioni locali e almeno in uno o, se del caso, due organi di informazione locali;

invitare in forma scritta o elettronica i pertinenti portatori di interessi, associazioni, organizzazioni e gruppi coinvolti ad apposite riunioni dedicate alla trattazione delle questioni fonte di preoccupazione.

6) Il sito web del progetto di cui all’articolo 9, paragrafo 7, pubblica almeno le informazioni seguenti:

la data in cui il sito web del progetto è stato aggiornato per l’ultima volta;

le traduzioni del suo contenuto in tutte le lingue degli Stati membri interessati dal progetto o sui quali il progetto ha un impatto transfrontaliero significativo conformemente all’allegato IV, al punto 1);

l’opuscolo informativo di cui al punto 5), aggiornato con gli ultimi dati relativi al progetto;

una sintesi non tecnica e periodicamente aggiornata sull’attuale stato di avanzamento del progetto, comprese informazioni geografiche, che indichi chiaramente, in caso di aggiornamenti, le modifiche apportate alle versioni precedenti;

il piano di attuazione di cui all’articolo 5, paragrafo 1, aggiornato con i dati più recenti relativi al progetto;

i fondi assegnati ed erogati dall’Unione per il progetto;

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

le informazioni di contatto da utilizzare per ottenere ulteriori informazioni o documenti;

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

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ALLEGATO VII

ELENCO DELL’UNIONE DEI PROGETTI DI INTERESSE COMUNE E DEI PROGETTI DI INTERESSE RECIPROCO («ELENCO DELL’UNIONE»)

di cui all’articolo 3, paragrafo 4

A. Principi applicati nella stesura dell’elenco dell’Unione

(1) Cluster di progetti di interesse comune (PIC) e di progetti di interesse reciproco (PIR)

Alcuni PIC sono parte di un cluster perché interdipendenti, potenzialmente concorrenti o concorrenti. Sono istituiti i tipi di cluster di PIC/PIR seguenti:

—

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

—

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

—

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

—

corridoio generico, che rispecchia esigenze infrastrutturali significative individuate ma non adeguatamente affrontate dai progetti presentati.

Tutti i PIC/PIR beneficiano dei diritti e rispettano gli obblighi sanciti dal regolamento (UE) 2022/869.

(2) Trattamento delle sottostazioni e delle stazioni di compressione

Le sottostazioni e le stazioni back-to-back per l’energia elettrica nonché le stazioni di compressione sono ritenute parte dei PIC/PIR se ubicate geograficamente lungo le linee di trasmissione oppure accanto ai gasdotti, secondo i casi. Le sottostazioni, le stazioni back-to-back e le stazioni di compressione sono considerate PIC a sé stanti e figurano esplicitamente nell’elenco dell’Unione se non sono ubicate lungo le linee di trasmissione o accanto ai gasdotti, secondo i casi. Esse beneficiano degli stessi diritti e rispettano gli stessi obblighi sanciti dal regolamento (UE) 2022/869.

(3) Parti non ammissibili dei PIC/PIR

Nella composizione di alcuni PIC/PIR figurano uno o più investimenti non ammissibili; elencati di seguito, non devono essere considerati parte dell’elenco dell’Unione.

—

Tratto Guitiriz-Zamora (parte del PIC 9.1.3)

—

Tratto Saint Martin de Crau-Cruzy (parte del PIC 9.1.5)

—

Tratto Freiburg-Offenbach (parte del PIC 9.2.1)

—

Tratto nell’area del Limburgo e relativa connessione alla dorsale orientale Nord-Sud nei Paesi Bassi (parte del PIC 9.6)

—

Ship (parte del PIC 9.13.1)

—

Tratto Poggio Renatico-passo del Gries (parte del PIC 10.1.1)

—

Tratto Karperi-Komotimi (parte del PIC 10.3.1)

—

Tratto Kiruna-Lulea (parte del PIC 11.1)

—

4 tratti interni del gasdotto finlandese Kyröskoski; Imatra; Loviisa via Kotka e Porvoo via Tolkinnen (riferimenti geografici approssimativi e forniti solo a titolo indicativo) (parte del PIC 11.2)

—

Gasdotto in Lituania collegato a Klaipeda (parte del PIC 11.2)

—

Tratto Magdeburg-Potsdam (riferimenti geografici approssimativi e forniti solo a titolo indicativo) (parte del PIC 11.2)

—

Gestione del flusso di lavoro senza supporto cartaceo, voicebot e chatbot, automazione della gestione della forza lavoro, aste congiunte SK-UA e beni per il turismo (parte del PIC 12.3)

(4) Progetti con numero PIC diverso rispetto al precedente elenco dell’Unione

I progetti inclusi nel precedente elenco dell’Unione a norma del regolamento (UE) n. 347/2013 abrogato cambiano numero PIC per ridefinizione dell’ordine o per l’aggiunta di nuovi corridoi prioritari nel regolamento (UE) 2022/869. Sono interessati alcuni progetti che rientrano nelle categorie seguenti: energia elettrica, reti elettriche intelligenti e reti del CO2. In questo caso il numero PIC precedente è indicato, a titolo puramente informativo, sotto il nome del progetto.

B. Elenco dell’Unione dei progetti di interesse comune e dei progetti di interesse reciproco

(1) Interconnessioni di energia elettrica nord-sud nell’Europa occidentale (NSI West Electricity)

Progetti di interesse comune sviluppati nella regione:

N.	Definizione
1.1	Interconnessione Portogallo-Spagna fra Beariz e Fontefría (ES), Fontefría (ES) e Ponte de Lima (PT) e Ponte de Lima e Vila Nova de Famalicão (PT), che comprende le sottostazioni di Beariz (ES), Fontefría (ES) e Ponte de Lima (PT) (n. 2.17 nel quinto elenco dei PIC)
1.2	Interconnessione fra Gatica (ES) e Cubnezais (FR) [attualmente denominata «Biscay Gulf»] (n. 2.7 nel quinto elenco dei PIC)
1.3	Interconnessione fra La Martyre (FR) e Great Island o Knockraha (IE) [attualmente denominata «Celtic Interconnector»] (n. 1.6 nel quinto elenco dei PIC)
1.4	Cluster di linee interne in Germania che comprende i PIC seguenti: 1.4.1 Linea interna tra Emden Est e Osterath per aumentare la capacità dalla Germania settentrionale alla Renania [attualmente denominata «A-Nord»] (n. 2.31.1 nel quinto elenco dei PIC) 1.4.2 Linea interna tra Heide/Ovest e Polsum per aumentare la capacità dalla Germania settentrionale alla regione della Ruhr [attualmente denominata «Korridor B»] (n. 2.31.2 nel quinto elenco dei PIC) 1.4.3 Linea interna tra Wilhelmshaven e Uentrop per aumentare la capacità dalla Germania settentrionale alla regione della Ruhr [attualmente denominata «Korridor B»] (n. 2.31.3 nel quinto elenco dei PIC)
1.5	Linea interna in Germania tra Brunsbüttel/Wilster e Großgartach/Grafenrheinfeld per aumentare la capacità alle frontiere settentrionali e meridionali [attualmente denominata «Suedlink»] (n. 2.10 nel quinto elenco dei PIC)
1.6	Linea interna fra Osterath e Philippsburg (DE) per aumentare la capacità alle frontiere occidentali [attualmente denominata «Ultranet»] (n. 2.9 nel quinto elenco dei PIC)
1.7	1.7.1 Interconnessione fra la Navarra (ES) e le Landes (FR) [attualmente denominata «Pyrenean crossing 1»] (n. 2.27.2 nel quinto elenco dei PIC) 1.7.2 Interconnessione fra l’Aragona (ES) e Marsillon (FR) [attualmente denominata «Pyrenean crossing 2»] (n. 2.27.1 nel quinto elenco dei PIC)
1.8	Interconnessione fra Lonny (FR) e Gramme (BE) (n. 2.32 nel quinto elenco dei PIC)
1.9	Linee interne alla frontiera belga settentrionale fra Zandvliet e Lillo-Liefkenshoek (BE) e fra Liefkenshoek e Mercator, che comprendono una sottostazione a Lillo (BE) [attualmente denominata «BRABO II + III»] (n. 2.23 nel quinto elenco dei PIC)
1.10	Interconnessione fra Italia continentale-Corsica (FR) e Sardegna (IT) [attualmente denominata «SACOI 3»] (n. 2.4 nel quinto elenco dei PIC)
1.11	Progetto di aumento della capacità di stoccaggio a Kaunertal (AT) (n. 2.18 nel quinto elenco dei PIC)
1.12	Depurazione-stoccaggio di energia idroelettrica mediante pompaggio, NAVALEO (ES) (n. 2.28.2 nel quinto elenco dei PIC)
1.13	Stoccaggio di energia idroelettrica mediante pompaggio, Silvermines (IE) (n. 2.29 nel quinto elenco dei PIC)
1.14	Stoccaggio di energia idroelettrica mediante pompaggio, RIEDL (DE) (n. 2.30 nel quinto elenco dei PIC)
1.15	Stoccaggio di energia mediante pompaggio idraulico reversibile, LOS GUAJARES (ES)
1.16	Hub per idrogeno verde con sistema di accumulo ad aria compressa (DK) (n. 1.21 nel quinto elenco dei PIC)
1.17	Stoccaggio di energia idroelettrica mediante pompaggio, WSK PULS (DE)
1.18	Stoccaggio di energia mediante pompaggio idraulico reversibile, AGUAYO II (ES)

Progetti di interesse reciproco sviluppati nella regione:

N.	Definizione
1.19	Interconnessione fra la Sicilia (IT) e la Tunisia (TN) [attualmente denominata «ELMED»] (n. 2.33 nel quinto elenco dei PIC)
1.20	Interconnessione fra l’area di Zeebrugge (BE) e Kemsley, Kent (UK) [attualmente denominata «Cronos»]
1.21	Interconnessione fra l’area di Emden (BE) e Corringham, Essex (UK) [attualmente denominata «Tarchon»]

(2) Interconnessioni di energia elettrica nord-sud nell’Europa centro-orientale e sud-orientale («NSI East Electricity»)

Progetti di interesse comune sviluppati nella regione:

N.	Definizione
2.1	Cluster Austria-Germania che comprende i PIC seguenti: 2.1.1 Interconnessione fra l’Isar/Altheim/Ottenhofen (DE) e St. Peter (AT) (n. 3.1.1 nel quinto elenco dei PIC) 2.1.2 Linea interna fra St. Peter e Tauern (AT) (n. 3.1.2 nel quinto elenco dei PIC) 2.1.3 Linea interna fra il Tirolo occidentale e Zell am Ziller (AT) (n. 3.1.4 nel quinto elenco dei PIC) 2.1.4 Interconnettore tra Pleinting (DE) e St. Peter (AT)
2.2	Linea interna in Germania fra Wolmirstedt e l’Isar [attualmente denominata «SuedOstLink»] (n. 3.12 del quinto elenco dei PIC)
2.3	Cluster di linee interne in Cechia che comprende i PIC seguenti: 2.3.1 Linea interna fra Vernerov e Vitkov (CZ) (n. 3.11.1 nel quinto elenco dei PIC) 2.3.2 Linea interna fra Prestice e Kocin (CZ) (n. 3.11.3 nel quinto elenco dei PIC) 2.3.3 Linea interna fra Kocin e Mirovka (CZ) (n. 3.11.4 nel quinto elenco dei PIC)
2.4	Interconnettore tra Würmlach (AT) e Somplago (IT) (n. 3.4 sul quarto elenco dei PIC)
2.5	Cluster Ungheria-Romania che comprende i PIC seguenti: 2.5.1 Interconnettore tra Józsa (HU) e Oradea (RO) 2.5.2 Linea interna fra Urechesti (RO) e Targu Jiu (RO) 2.5.3 Linea interna fra Targu Jiu (RO) e Paroseni (RO) 2.5.4 Linea interna fra Paroseni (RO) e Baru Mare (RO) 2.5.5 Linea interna fra Baru Mare (RO) e Hasdat (RO)
2.6	Cluster Israele-Cipro-Grecia [attualmente denominato «EuroAsia Interconnector»] che comprende i PIC seguenti: 2.6.1 Interconnessione fra Hadera (IL) e Kofinou (CY) (n. 3.10.1 nel quinto elenco dei PIC) 2.6.2 Interconnessione fra Kofinou (CY) e Korakia, Creta (EL) (n. 3.10.2 nel quinto elenco dei PIC)
2.7	Interconnettore fra Otrokovice (CZ) e Ladce (SK)
2.8	Interconnettore fra Lienz (AT) e il Veneto (IT) (n. 3.2.1 sul secondo elenco dei PIC)
2.9	Stoccaggio di energia mediante pompaggio idraulico ad Amfilochia (EL) (n. 3.24 nel quinto elenco dei PIC)
2.10	Sistema di stoccaggio dell’energia a batterie, Ptolemaida (EL)
2.11	Ammodernamento dello stoccaggio di energia idroelettrica mediante pompaggio a Čierny Váh (SK) [attualmente denominato «SE Integrator»]

Progetti di interesse reciproco sviluppati nella regione:

N.	Definizione
2.12	Interconnettore tra Subotica (RS) e Sándorfalva (HU)
2.13	Interconnessione fra Wadi El Natroon (EG) e Mesogeia/Agios Stefanos (EL) [attualmente denominato «GREGY Interconnector»]

(3) Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico per l’energia elettrica (Baltic Energy Market Interconnection Plan — BEMIP energia elettrica)

Progetti di interesse comune sviluppati nella regione:

N.	Definizione
3.1	Linea interna fra Stanisławów e Ostrołęka (PL) (n. 4.5.2 nel quinto elenco dei PIC)
3.2	Stoccaggio di energia elettrica mediante pompaggio idraulico in Estonia (n. 4.6 nel quinto elenco dei PIC)
3.3	Integrazione e sincronizzazione del sistema elettrico degli Stati baltici con le reti europee, che comprende i PIC seguenti: 3.3.1 Interconnessione fra Tsirguliina (EE) e Valmiera (LV) (n. 4.8.3 nel quinto elenco dei PIC) 3.3.2 Linea interna fra Viru e Tsirguliina (EE) (n. 4.8.4 nel quinto elenco dei PIC) 3.3.3 Linea interna fra Paide e Sindi (EE) (n. 4.8.7 nel quinto elenco dei PIC) 3.3.4 Linea interna fra Vilnius e Neris (LT) (n. 4.8.8 nel quinto elenco dei PIC) 3.3.5 Ulteriori aspetti infrastrutturali della sincronizzazione del sistema elettrico degli Stati baltici con la rete continentale europea (n. 4.8.9 nel quinto elenco dei PIC) 3.3.6 Interconnessione fra Lituania e Polonia [attualmente denominata «Harmony Link»] (n. 4.8.10 nel quinto elenco dei PIC) 3.3.7 Nuova sottostazione da 330 kV a Mūša (LT) (n. 4.8.13 nel quinto elenco dei PIC) 3.3.8 Linea interna fra Bitenai e KHAE (LT) (n. 4.8.14 nel quinto elenco dei PIC) 3.3.9 Nuova sottostazione da 330 kV a Darbėnai (LT) (n. 4.8.15 nel quinto elenco dei PIC) 3.3.10 Linea interna fra Darbėnai e Bitenai (LT) (n. 4.8.16 nel quinto elenco dei PIC) 3.3.11 Linea interna fra Dunowo e Żydowo Kierzkowo (PL) (n. 4.8.18 nel quinto elenco dei PIC) 3.3.12 Linea interna fra Piła Krzewina e Żydowo Kierzkowo (PL) (n. 4.8.19 nel quinto elenco dei PIC) 3.3.13 Linea interna Morzyczyn-Dunowo-Słupsk-Żarnowiec (PL) (n. 4.8.21 nel quinto elenco dei PIC) 3.3.14 Linea interna Żarnowiec-Gdańsk/Gdańsk Przyjaźń-Gdańsk Błonia (PL) (n. 4.8.22 nel quinto elenco dei PIC) 3.3.15 Condensatori sincroni che forniscono inerzia, stabilità della tensione e della frequenza e potenza di corto circuito in Lituania, Lettonia ed Estonia (n. 4.8.23 nel quinto elenco dei PIC)
3.4	Terza interconnessione Finlandia-Svezia [attualmente denominata «Aurora line»] che comprende i PIC seguenti: 3.4.1 Interconnessione tra la Finlandia settentrionale e la Svezia settentrionale (n. 4.10.1 nel quinto elenco dei PIC) 3.4.2 Linea interna fra Keminmaa e Pyhänselkä (FI) (n. 4.10.2 nel quinto elenco dei PIC)
3.5	Quarta interconnessione Finlandia-Svezia [attualmente denominata «Aurora line 2»]
3.6	Interconnessione Finlandia-Estonia [attualmente denominata «Estlink 3»]

(4) Reti offshore nei mari del Nord (Northern Seas offshore grids — «NSOG»)

Progetti di interesse comune sviluppati nella regione:

N.	Definizione
4.1	Uno o più hub nel Mare del Nord collegato/i mediante interconnettori ai paesi affacciati sul Mare del Nord (Danimarca, Paesi Bassi e Germania) [attualmente denominato «North Sea Wind Power Hub»] (n. 1.19 nel quinto elenco dei PIC)
4.2	Interconnettore ibrido offshore tra Belgio e Danimarca [attualmente denominato «Triton Link»]
4.3	Sottostazione offshore ad alta tensione e connessione a Menuel (FR) [attualmente denominata «Offshore Wind connection Centre Manche 1»]
4.4	Sottostazione offshore ad alta tensione e connessione a Tourbe (FR) [attualmente denominata «Offshore Wind connection Centre Manche 2»]

Progetti di interesse reciproco sviluppati nella regione:

N.	Definizione
4.5	Interconnettore multifunzionale tra la rete modulare offshore 2 (BE) e Leisten (UK) [attualmente denominato «Nautilus»] (n. 1.15 nel quarto elenco dei PIC)
4.6	Interconnessione multifunzionale HVDC tra Gran Bretagna e Paesi Bassi [attualmente denominata «LionLink»]

(5) Reti offshore del piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico (BEMIP offshore)

Progetti di interesse comune sviluppati nella regione:

N.	Definizione
5.1	Interconnettore ibrido offshore Lettonia-Estonia [attualmente denominato «Elwind»]
5.2	Interconnettore ibrido offshore dell’isola di Bornholm (Bornholm Energy Island — BEI) tra Danimarca e Germania

(6) Reti offshore dell’Europa sud-occidentale (SW offshore)

Progetti di interesse comune sviluppati nella regione:

N.	Definizione
6.1	Connessione dell’eolico offshore, Occitania (FR)
6.2	Connessione dell’eolico offshore, PACA (FR)

(7) Reti offshore dell’Europa sudorientale (SE offshore)

Per questo corridoio non sono stati presentati progetti.

(8) Reti offshore atlantiche

Progetti di interesse comune sviluppati nella regione:

N.	Definizione
8.1	Connessione dell’eolico offshore, Bretagna meridionale (FR)
8.2	Connessione dell’eolico offshore, Atlantico meridionale (FR)

(9) Interconnessioni dell’idrogeno nell’Europa occidentale (HI West)

Progetti di interesse comune sviluppati nella regione:

N.	Definizione
9.1	Corridoio Portogallo-Spagna-Francia-Germania: 9.1.1 Infrastruttura interna per l’idrogeno in Portogallo 9.1.2 Interconnettore dell’idrogeno Portogallo-Spagna 9.1.3 Infrastruttura interna per l’idrogeno in Spagna 9.1.4 Interconnettore dell’idrogeno Spagna-Francia [attualmente denominato «BarMar»] 9.1.5 Infrastruttura interna per l’idrogeno in Francia che la collega alla Germania [attualmente denominata «HyFen»] 9.1.6 Infrastruttura interna per l’idrogeno in Germania che la collega alla Francia [attualmente denominata «H2Hercules South»]
9.2	Valli transfrontaliere dell’idrogeno Francia-Germania 9.2.1 Valle dell’idrogeno in Germania fino alla frontiera francese [attualmente denominata «RHYn»] 9.2.2 Valle dell’idrogeno in Francia fino alla frontiera tedesca [attualmente denominata «Mosahyc»]
9.3	Infrastruttura interna per l’idrogeno in Francia fino alla frontiera belga [attualmente denominata «Franco-Belgian H2 corridor»]
9.4	Infrastruttura interna per l’idrogeno in Germania [attualmente denominata «H2ercules West»]
9.5	Infrastruttura interna per l’idrogeno in Belgio [attualmente denominata «Belgian Hydrogen Backbone»]
9.6	Infrastruttura interna per l’idrogeno nei Paesi Bassi [attualmente denominata «National Hydrogen Backbone»]
9.7	Interconnettori dell’idrogeno National Hydrogen Backbone (NL)-Germania: 9.7.1 Interconnettore dell’idrogeno dalla dorsale orientale Nord-Sud fino a Oude (NL)-H2ercules North (DE) 9.7.2 Interconnettore dell’idrogeno dalla dorsale orientale Nord-Sud fino a Vlieghuis (NL)-Vlieghuis-Ochtrup (DE) 9.7.3 Interconnettore dell’idrogeno dai Paesi Bassi alla Germania (attualmente denominato «Delta Rhine Corridor H2»)
9.8	Gasdotto offshore dell’idrogeno in Germania [attualmente denominato «AquaDuctus»]
9.9	Interconnettore dell’idrogeno Danimarca-Germania: 9.9.1 Infrastruttura interna per l’idrogeno in Germania [attualmente denominata «HyperLink III»] 9.9.2 Infrastruttura interna per l’idrogeno in Danimarca [attualmente denominata «DK Hydrogen Pipeline West»]
9.10	Impianti di ricezione di ammoniaca in Belgio: 9.10.1 Impianto di ricezione di ammoniaca, Anversa 9.10.2 Impianto di ricezione di ammoniaca Amplifhy, Anversa 9.10.3 Impianto di ricezione di ammoniaca nel complesso dedicato alle nuove molecole, Zeebrugge,
9.11	Impianti di ricezione di ammoniaca in Germania: 9.11.1 Impianto di ricezione di ammoniaca, terminal Brunsbüttel 9.11.2 Impianto di ricezione di ammoniaca, Wilhelmshaven (BP) 9.11.3 Impianto di ricezione di ammoniaca, Wilhelmshaven (Uniper)
9.12	Impianti di ricezione nei Paesi Bassi: 9.12.1 Impianto di ricezione di LH2, Rotterdam 9.12.2 Impianto di ricezione dell’ammoniaca Amplifhy, Rotterdam 9.12.3 Impianto di ricezione dell’ammoniaca ACE, Rotterdam
9.13	Impianto di ricezione dell’ammoniaca, Dunkerque (FR)
9.14	Elettrolizzatore H2Sines.RDAM (PT)
9.15	Impianti di elettrolizzatori in Spagna: 9.15.1 Elettrolizzatore per la rete dell’idrogeno, Tarragona 9.15.2 Elettrolizzatore su larga scala, Bilbao 9.15.3 Elettrolizzatore su larga scala, Cartagena 9.15.4 Elettrolizzatore Valle andaluz del hidrógeno verde 9.15.5 Elettrolizzatore Asturias H2 valley
9.16	Impianti di elettrolizzatori in Francia: 9.16.1 Elettrolizzatore CarlHYng 9.16.2 Elettrolizzatore Emil’Hy 9.16.3 Elettrolizzatore HyGreen 9.16.4 Elettrolizzatore H2V, Valenciennes 9.16.5 Elettrolizzatore H2V, Thionville
9.17	Impianti di elettrolizzatori nei Paesi Bassi: 9.17.1 Elettrolizzatore Enecolyser 9.17.2 Elettrolizzatore H2-Fifty 9.17.3 Elettrolizzatore SeaH2Land
9.18	Impianti di elettrolizzatori in Germania: 9.18.1 Elettrolizzatore GreenWilhelmshaven 9.18.2 Elettrolizzatore CHC Wilhelmshaven
9.19	Elettrolizzatore Jytske Banke (DK)
9.20	Stoccaggio d’idrogeno danese (DK)
9.21	Stoccaggio d’idrogeno HyStock (NL)
9.22	Stoccaggio d’idrogeno in Germania: 9.22.1 Stoccaggio d’idrogeno Salthy, Harsefeld 9.22.2 Stoccaggio d’idrogeno Gronau-Epe
9.23	Stoccaggio GeoH2 (FR)
9.24	Stoccaggio d’idrogeno in Spagna: 9.24.1 Stoccaggio d’idrogeno North — 1 9.24.2 Stoccaggio d’idrogeno North — 2

Progetti di interesse reciproco sviluppati nella regione:

N.	Definizione
9.25	Gasdotto dell’idrogeno offshore Norvegia-Germania [attualmente denominato «CHE Pipeline»]

(10) Interconnessioni dell’idrogeno nell’Europa centro-orientale e sud-orientale (HI East)

Progetti di interesse comune sviluppati nella regione:

N.	Definizione
10.1	Corridoio dell’idrogeno Italia-Austria-Germania: 10.1.1 Infrastruttura interna per l’idrogeno in Italia [attualmente denominata «Dorsale italiana dell’H2»] 10.1.2 Infrastruttura interna per l’idrogeno in Austria [attualmente denominata «H2 Readiness of the TAG pipeline system»] 10.1.3 Infrastruttura interna per l’idrogeno in Austria [attualmente denominata «H2 Backbone WAG and Penta West»] 10.1.4 Infrastruttura interna per l’idrogeno in Germania [attualmente denominata «HyPipe Bavaria — The Hydrogen Hub»]
10.2	Interconnettore dell’idrogeno tra Cechia e Germania: 10.2.1 Infrastruttura interna per l’idrogeno in Cechia verso la Germania 10.2.2 Infrastruttura interna per l’idrogeno in Germania [attualmente denominata «FLOW East — Making Hydrogen Happen»]
10.3	Interconnettore dell’idrogeno tra Grecia e Bulgaria: 10.3.1 Infrastruttura interna per l’idrogeno in Grecia verso la frontiera bulgara 10.3.2 Infrastruttura interna per l’idrogeno in Bulgaria verso la frontiera greca
10.4	Corridoio generico per la trasmissione dell’idrogeno dall’Ucraina a Slovacchia, Cechia, Austria e Germania

(11) Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico nell’idrogeno BEMIP idrogeno)

Progetti di interesse comune sviluppati nella regione:

N.	Definizione
11.1	Interconnettore dell’idrogeno tra Svezia e Finlandia [attualmente denominato «Nordic Hydrogen Route — Bothnian Bay»]
11.2	Interconnettore dell’idrogeno tra Finlandia, Estonia, Lettonia, Lituania, Polonia e Germania [attualmente denominato «Nordic-Baltic Hydrogen Corridor»]
11.3	Interconnettore dell’idrogeno tra Svezia, Finlandia e Germania [attualmente denominato «Baltic Sea Hydrogen Collector»]

(12) Area tematica prioritaria «Sviluppo di reti elettriche intelligenti»

Progetti di interesse comune sviluppati nell’area tematica:

N.	Definizione
12.1	ACON — Again COnnected Networks (CZ, SK): promuovere l’integrazione dei mercati dell’energia elettrica della Cechia e della Slovacchia migliorando l’efficienza delle reti di distribuzione (n. 10.4 nel quinto elenco dei PIC)
12.2	CARMEN (BG, RO): rafforzare la cooperazione transfrontaliera TSO-TSO e la condivisione dei dati, potenziare la cooperazione TSO-DSO, investire nell’espansione della rete, aumentare la capacità di integrazione di nuove energie rinnovabili e migliorare la stabilità, la sicurezza e la flessibilità della rete (n. 10.10 nel quinto elenco di PIC)
12.3	Danube InGrid (HU, SK): integrare efficacemente il comportamento e le azioni di tutti gli utenti del mercato collegati alle reti elettriche in Ungheria e Slovacchia (n. 10.7 nel quinto elenco dei PIC)
12.4	Gabreta Smart Grids (CZ, DE): aumentare la capacità di hosting della rete, consentire il monitoraggio e il controllo a distanza delle reti a media tensione e migliorare l’osservabilità della rete e la pianificazione di rete (n. 10.11 nel quinto elenco dei PIC)
12.5	GreenSwitch (AT, HR, SI): aumentare la capacità di hosting per le fonti rinnovabili distribuite e integrare efficacemente i nuovi carichi, migliorando l’osservabilità della rete di distribuzione e aumentando la capacità transfrontaliera (n. 10.12 nel quinto elenco dei PIC)

(13) Area tematica prioritaria «Rete transfrontaliera per il trasporto di biossido di carbonio»

Progetti di interesse comune sviluppati nell’area tematica:

N.	Definizione
13.1	CO2 TransPorts è volto alla creazione di infrastrutture che agevolino la cattura, il trasporto e lo stoccaggio su larga scala di CO2 da Rotterdam, Anversa e dalle aree gestite da North Sea Port (n. 12.3 nel quinto elenco dei PIC)
13.2	Aramis — progetto transfrontaliero di trasporto e stoccaggio di CO2 (prelevato dagli emettitori nell’entroterra della zona portuale di Rotterdam trasportato via gasdotto per stoccaggio sulla piattaforma continentale dei Paesi Bassi) (n. 12.7 nel quinto elenco dei PIC)
13.3	ECO2CEE — progetto transfrontaliero di trasporto e stoccaggio di CO2 ad accesso aperto con siti di stoccaggio previsti in Danimarca, Norvegia, Paesi Bassi e Regno Unito (estensione del n. 12.9 del quinto elenco dei PIC)
13.4	Bifrost — progetto di trasporto e stoccaggio con stoccaggio offshore in DK da emettitori di Danimarca, Germania e Polonia
13.5	Callisto — sviluppo di hub multimodali per il CO2 nel Mediterraneo che stoccano le emissioni di CO2 provenienti da Francia e Italia
13.6	CCS Baltic Consortium — trasporto transfrontaliero di CO2 su rotaia tra Lettonia e Lituania, con un terminale multimodale LCO2 a Klaipeda
13.7	Delta Rhine Corridor — progetto di trasporto di CO2 mediante condotte dagli emettitori nella zona della Ruhr in Germania e nella zona di Rotterdam nei Paesi Bassi a siti di stoccaggio offshore al largo della costa neerlandese
13.8	EU2NSEA — rete transfrontaliera di CO2 sviluppata tra Belgio, Germania e Norvegia per raccogliere CO2 anche da DK, FR, LV, NL, PL e SE, con stoccaggio sulla piattaforma continentale norvegese
13.9	GT CCS Croazia — costruzione di infrastrutture di trasporto via gasdotto in Croazia e Ungheria, con stoccaggio sotterraneo in HR
13.10	Norne — infrastruttura di trasporto in Danimarca con stoccaggio onshore ed eventualmente offshore. Gli emettitori, principalmente da DK, SE, BE e UK, effettueranno il trasporto verso DK via nave
13.11	Prinos — stoccaggio offshore a Prinos di emissioni da EL via gasdotto e da BG, HR, CY, EL, IT e SI via nave
13.12	Pycasso — trasporto e stoccaggio di CO2 in un sito di stoccaggio onshore in FR sudoccidentale, per emettitori industriali da FR e ES

Progetti di interesse reciproco sviluppati nell’area tematica:

N.	Definizione
13.13	Northern Lights — progetto transfrontaliero che collega diverse iniziative europee di cattura del CO2 (tra cui iniziative in Belgio, Germania, Irlanda, Francia, Svezia) e provvede al trasporto via nave verso lo stoccaggio sulla piattaforma continentale norvegese (n. 12.4 nel quinto elenco dei PIC)
13.14	Nautilus CCS — cattura di emissioni provenienti dalle zone di Le Havre, Dunkerque, Duisburg e Rogaland e trasporto via nave verso vari pozzi di assorbimento nel Mare del Nord (estensione del n. 12.8 del quinto elenco dei PIC)

(14) Area tematica prioritaria «Reti intelligenti del gas»

Nessun progetto, tra quelli presentati, è stato ritenuto ammissibile per questa categoria.

(15) Progetti che mantengono lo status di progetto di interesse comune (deroga di cui all’articolo 24)

N.	Definizione
15.1	Connessione di Malta alla rete europea del gas — gasdotto di interconnessione con l’Italia (Gela) (n. 5.19 nel quinto elenco dei PIC)
15.2	Gasdotto dai giacimenti di gas del Mediterraneo orientale alla Grecia continentale via Cipro e Creta [attualmente denominato «EastMed Pipeline»], con stazione di misura e regolazione a Megalopoli (n. 7.3.1 nel quinto elenco dei PIC)

( 1 ) 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).

►M2 ( 2 ) Regolamento (UE) 2024/1991, del 24 giugno 2024, del Parlamento europeo e del Consiglio sul ripristino della natura e che modifica il regolamento (UE) 2022/869 (GU L, 2024/1991, 29.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1991/oj). ◄

( 3 ) Regolamento (CE) n. 401/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, sull’Agenzia europea dell’ambiente e la rete europea d’informazione e di osservazione in materia ambientale (GU L 126 del 21.5.2009, pag. 13).

( 4 ) Regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga il regolamento (CE) n. 1228/2003 (GU L 211 del 14.8.2009, pag. 15).

( *1 ) Regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 maggio 2022, sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee, che modifica i regolamenti (CE) n. 715/2009, (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943 e le direttive 2009/73/CE e (UE) 2019/944, e che abroga il regolamento (UE) n. 347/2013 (GU L 152 del 3.6.2022, pag. 45).».

( *2 ) Regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 maggio 2022, sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee, che modifica i regolamenti (CE) n. 715/2009, (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943 e le direttive 2009/73/CE e (UE) 2019/944, e che abroga il regolamento (UE) n. 347/2013 (GU L 152 del 3.6.2022, pag. 45).».

( *3 ) Regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 maggio 2022, sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee, che modifica i regolamenti (CE) n. 715/2009, (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943 e le direttive 2009/73/CE e (UE) 2019/944, e che abroga il regolamento (UE) n. 347/2013 (GU L 152 del 3.6.2022, pag. 45).».

( 5 ) Regolamento (UE) n. 1316/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’11 dicembre 2013, che istituisce il meccanismo per collegare l’Europa e che modifica il regolamento (UE) n. 913/2010 e che abroga i regolamenti (CE) n. 680/2007 e (CE) n. 67/2010 (GU L 348 del 20.12.2013, pag. 129).

( 6 ) Regolamento delegato (UE) 2022/564 della Commissione, del 19 novembre 2021, che modifica il regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio per quanto riguarda l’elenco unionale dei progetti di interesse comune (GU L 109 dell'8.4.2022, pag. 14).

( 7 ) Regolamento (UE) n. 1315/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’11 dicembre 2013, sugli orientamenti dell’Unione per lo sviluppo della rete transeuropea dei trasporti e che abroga la decisione n. 661/2010/UE (GU L 348 del 20.12.2013, pag. 1).

		Gazzetta ufficiale
		n.	pag.	data
►M1	REGOLAMENTO DELEGATO (UE) 2024/1041 DELLA COMMISSIONE del 28 novembre 2023	L 1041	1	8.4.2024
►M2	REGOLAMENTO (UE) 2024/1991 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del 24 giugno 2024	L 1991	1	29.7.2024