COMUNICAZIONE DELLA COMMISSIONE

Orientamenti sui quadri di investimento collaborativo per progetti nel settore dell'energia offshore

(C/2024/4277)

Indice

INTRODUZIONE

I.a.

Politica dell’UE e regolamento TEN-E

I.b.

Motivi per cui sono necessari quadri di investimento collaborativo

I.c.

Ambito di applicazione dei presenti orientamenti

II.

ESERCIZI DI ANALISI COSTI-BENEFICI DEI BACINI MARITTIMI

II.a.

Analisi costi-benefici dei bacini marittimi come base per la ripartizione dei costi

Scenari e analisi di sensibilità

ii.

Scenario controfattuale

iii.

Rete di riferimento

iv.

Configurazione della zona di offerta

Potenziamenti onshore

vi.

Modellizzazione di costi e benefici

vii.

Granularità a livello temporale e geografico

viii.

Risultati dell’SB-CBA

II.b.

Ripartizione transfrontaliera non vincolante dei costi per bacini marittimi

Costi da includere nell’SB-CBCS

ii.

Soglia di rilevanza per i beneficiari con impatto positivo netto

iii.

Risultati dell’SB-CBCS

III.

RACCOMANDAZIONI PER VALUTAZIONI SPECIFICHE PER PROGETTO

III.a.

Analisi costi-benefici specifica per progetto

Il processo di istituzione di una PS-CBA

ii.

Scenari e analisi di sensibilità per le PS-CBA

iii.

Scenari controfattuali per le PS-CBA

iv.

Configurazione della zona di offerta

III.b.

Ripartizione transfrontaliera dei costi specifica per progetto

Soglia di rilevanza per i beneficiari con impatto positivo netto

ii.

Contributi degli Stati membri non ospitanti

III.c.

Altri strumenti oltre alle PS-CBCA

Strumenti volti a facilitare il pieno utilizzo dello strumento della PS-CBCA per i progetti di trasmissione

ii.

Strumenti per colmare il persistente deficit di finanziamento

I. INTRODUZIONE

I.a. Politica dell’UE e regolamento TEN-E

Accelerare la transizione energetica e unire le forze al fine di conseguire un sistema energetico più resiliente sono aspetti alla base del piano REPowerEU della Commissione per ridurre rapidamente la dipendenza dell'UE dai combustibili fossili russi (1). In maniera pienamente coerente, l'UE ha riveduto la direttiva sulle energie rinnovabili (2), incrementando l'obiettivo generale dell'Unione in materia di energie rinnovabili, portato ad almeno il 42,5 % entro il 2030. Le energie rinnovabili offshore svolgeranno un ruolo fondamentale nel sostenere tali obiettivi e contribuiranno notevolmente al conseguimento degli obiettivi dell'UE in materia di energie rinnovabili. Tali energie sono destinate a diventare un pilastro principale del futuro mix di energia elettrica dell'Unione e sono necessarie per compiere progressi verso il conseguimento di un sistema energetico completamente decarbonizzato entro il 2040 (3). Le energie rinnovabili offshore aumenteranno inoltre la produzione interna di energia dell'UE, riducendone la dipendenza dai combustibili fossili. Garantiranno prezzi dell'energia elettrica competitivi, come già dimostrato dai recenti risultati delle aste, sostenendo la competitività industriale dell'Europa e contribuendo a prezzi accessibili per i consumatori. A fronte di una catena di approvvigionamento che attualmente è in gran parte interna così come della crescente domanda, offriranno nuove opportunità per creare posti di lavoro di qualità elevata e per affrontare le sfide della disoccupazione locale nell'UE.

Un primo risultato tangibile conseguito dal regolamento (UE) 2022/869 (regolamento TEN-E) è stato completato nel 2023, quando gli Stati membri hanno concordato a livello regionale obiettivi cumulativi offshore pari a circa 111 GW entro il 2030 e a 317 GW entro il 2050 (4), un aumento significativo rispetto ai 19,38 GW di capacità installata esistente nell'UE in quello stesso anno (2023). È probabile che i benefici delle enormi capacità di generazione da installare travalicheranno i confini degli Stati membri che ospitano fisicamente i progetti. Saranno pertanto necessari progetti transfrontalieri nuovi, in particolare in relazione agli interconnettori ibridi, ossia linee di trasmissione che collegano le energie rinnovabili offshore e gli Stati membri. Questa è stata una delle conclusioni della prima edizione dei piani di sviluppo della rete offshore elaborati e pubblicati dalla rete europea di gestori di sistemi di trasmissione dell'energia elettrica (ENTSO-E) per ciascuno dei cinque bacini marittimi dell'UE nel gennaio 2024, un secondo risultato tangibile conseguito dal regolamento TEN-E che si fonda sugli accordi regionali degli Stati membri. Progetti infrastrutturali specifici coerenti con le esigenze individuate nei piani di sviluppo della rete offshore possono quindi essere presi in considerazione nell'ambito dei piani decennali di sviluppo della rete e rispecchiati nei piani nazionali per l'energia e il clima (PNEC). Un terzo requisito conseguente di cui al regolamento TEN-E prevede che la Commissione elabori orientamenti sulle analisi costi-benefici e sulla ripartizione transfrontaliera dei costi per l'elaborazione dei piani di sviluppo della rete offshore per ciascun bacino marittimo, oggetto del presente documento. Infine il regolamento TEN-E prescrive che l'ENTSO-E riferisca per la prima volta in merito ai risultati dell'applicazione dei presenti orientamenti entro il 24 giugno 2025. Gli accordi regionali, i piani di sviluppo della rete offshore e i risultati dell'applicazione degli orientamenti sulla ripartizione dei costi dovranno successivamente essere aggiornati ogni due anni. In alcuni settori oggetto dei presenti orientamenti sulla ripartizione dei costi, la piena applicazione dei principi può richiedere un'evoluzione dei piani di sviluppo della rete offshore. La prima versione dell'esercizio di applicazione della ripartizione dei costi condotto dall'ENTSO-E può richiedere pertanto alcune semplificazioni.

I.b. Motivi per cui sono necessari quadri di investimento collaborativo

La necessità di una ripartizione transfrontaliera dei costi per l'elaborazione dei piani di sviluppo della rete offshore nasce da diverse particolarità specifiche dei progetti offshore, che richiedono particolare attenzione.

Tali progetti richiedono innanzitutto un livello significativo di coinvolgimento degli Stati membri al fine di realizzare un progetto nel loro spazio marino in considerazione delle dimensioni, della presenza di altre attività in mare e di possibili ripercussioni a livello transfrontaliero. Gli Stati membri partecipano allo sviluppo delle energie rinnovabili offshore sviluppando studi preliminari sulla superficie dei fondali marini e sull'ambiente marino, valutazioni ambientali strategiche, piani di gestione dello spazio marittimo che selezionino zone idonee, aste per l'energia da fonti rinnovabili, accordi di locazione finanziaria dei fondali marini, così come fissando obiettivi politici per le energie rinnovabili offshore. Poiché le azioni di uno Stato membro possono incidere sui suoi paesi limitrofi, la cooperazione intergovernativa è essenziale. Ciò richiede una forte collaborazione regionale tra gli Stati membri nelle diverse fasi di diffusione delle energie rinnovabili offshore, anche per quanto riguarda la condivisione dei costi e dei benefici.

In secondo luogo, gli accordi regionali degli Stati membri volti al conseguimento di circa 317 GW entro il 2050 sono ambiziosi, realistici e necessari per decarbonizzare il settore europeo dell'energia elettrica entro il 2040. Contengono ripartizioni per Stato membro che illustrano le modalità di conseguimento degli obiettivi combinati. Tuttavia una parte di tali ripartizioni nazionali degli obiettivi regionali potrebbe non essere realizzabile in assenza delle condizioni abilitanti. Tali obiettivi sono stabiliti garantendo che il potenziale delle energie rinnovabili offshore sostenuto da obiettivi politici possa soddisfare efficacemente la domanda all'interno della regione, a livello nazionale (fornitura di energia elettrica alla domanda tradizionale, elettrificata e nuova), transfrontaliero (scambi di energia elettrica attraverso progetti ibridi e interconnettori onshore) e nell'ambito della conversione ad altri vettori energetici (Power-to-X, come per idrogeno e ammoniaca, per uso interno o per l'esportazione).

Un adeguato coordinamento della pianificazione a livello UE e regionale dovrebbe trattare alcuni di questi settori, in particolare attraverso gli sviluppi futuri dei piani di sviluppo della rete offshore. Tuttavia alcune delle condizioni abilitanti dipendono fortemente dalle strategie e dalle politiche nazionali e locali: industriali (ad esempio la decarbonizzazione delle industrie ad alta intensità energetica), per il digitale (ad esempio i centri dati) e dell'energia (ad esempio interconnettori e idrogeno). In assenza di tali considerazioni orientate alla domanda, la realizzazione degli obiettivi regionali offshore potrebbe in effetti rivelarsi irrealizzabile: qualora la produzione di energia non riesca a soddisfare efficacemente la domanda, i benefici per uno Stato membro che intenda ospitare ulteriori progetti di energie rinnovabili offshore potrebbero scendere in definitiva al di sotto dei costi di realizzazione. Allo stesso tempo, sfruttare appieno le risorse locali europee in materia di energie rinnovabili offshore è fondamentale ai fini della decarbonizzazione dell'Europa e delle sue regioni. Ciò richiede il conseguimento di un'intesa comune tra gli Stati membri di ciascuna regione per quanto concerne le implicazioni dello sviluppo delle loro ambizioni regionali relative all'offshore, nonché i rischi e le implicazioni del mancato raggiungimento di una parte di esse, nonché gli eventuali costi associati e i benefici mancati.

Una terza particolarità rilevante è l'accessibilità alla rete elettrica. La connessione dei parchi eolici offshore richiederà in genere notevoli investimenti in nuovi settori a favore delle reti elettriche, in quanto, contrariamente alla situazione che si riscontra sulla terraferma, non esistono ancora reti magliate offshore. In tale contesto, i progetti ibridi svolgeranno un ruolo fondamentale in quanto consentono di impiegare maggiori capacità in termini di energia rinnovabile, aumentare la sicurezza dell'approvvigionamento a livello regionale e tenere sotto controllo i prezzi. Inoltre un interconnettore ibrido può aumentare l'utilizzo degli attivi di trasmissione, e di conseguenza il corrispondente valore, rispetto a un parco eolico collegato radialmente (ossia collegato attraverso una linea diretta a terra), dal momento che il parco eolico ha accesso a un mercato aggiuntivo e il progetto ibrido può continuare a fungere da interconnettore in periodi di venti deboli.

Una rete dell'energia ben pianificata per le energie rinnovabili offshore che faccia un uso ottimale dello spazio marittimo e terrestre e promuova l'interconnessione ridurrà inoltre l'impatto ambientale e i costi di investimento nella rete per collegare lo stesso quantitativo di capacità in termini di energia rinnovabile. Le discussioni in materia di ripartizione dei costi dovrebbero basarsi pertanto su una pianificazione e su analisi costi-benefici che quantifichino adeguatamente il valore dei progetti ibridi e il loro duplice ruolo in veste di linea di connessione che consente l'integrazione di nuove energie rinnovabili offshore nonché di interconnettore.

Data la complessità dei progetti nel settore dell'energia offshore, per affrontare queste tre particolarità in modo tempestivo è necessaria una maggiore cooperazione a livello regionale, l'istituzione di nuovi progetti transfrontalieri e un sistema equo di ripartizione dei costi di investimento che rispecchi la distribuzione dei benefici. Si registra pertanto la necessità di quadri di investimento collaborativo che consentano agli Stati membri di conseguire i loro obiettivi combinati, garantendo la creazione delle condizioni abilitanti necessarie.

I.c. Ambito di applicazione dei presenti orientamenti

Al fine di conseguire gli enormi benefici che le energie rinnovabili offshore apporteranno è necessario affrontare la sfida di raggiungere un consenso in merito a una ripartizione equa dei costi. Per un progetto transfrontaliero, in genere, tale aspetto è concordato mediante negoziazioni bilaterali. L'eventuale accordo in materia di ripartizione dei costi per i progetti offshore dovrebbe infatti rimanere specifico per progetto, laddove siano disponibili informazioni dettagliate. Tuttavia l'installazione di oltre 300 GW nei prossimi due decenni e mezzo, che gli Stati membri si adoperano di attuare, richiede l'integrazione dell'approccio specifico per progetto dal basso verso l'alto con valutazioni ad alto livello per bacino marittimo, al fine di sostenere l'avvio tempestivo delle discussioni, individuare e coinvolgere le parti pertinenti e comprendere le implicazioni in termini di costi della realizzazione dei piani regionali.

Sono necessari quadri di investimento collaborativo per i progetti offshore di rilevanza transfrontaliera al fine di assicurare che le ambizioni regionali non siano compromesse. I presenti orientamenti mirano ad assistere gli Stati membri e le autorità di regolamentazione nell'avvio di dialoghi concernenti i principi di collaborazione sin dall'inizio dell'individuazione delle esigenze della rete, nell'accelerazione dell'emergere di nuovi progetti transfrontalieri e nella promozione dell'attuazione di accordi politici. Informazioni regionali precoci basate su principi comuni aiuteranno gli Stati membri a decidere di esaminare progetti transfrontalieri in materia di energie offshore e di investire negli stessi, in particolare con riferimento a interconnettori ibridi e progetti comuni in materia di energie rinnovabili offshore.

I presenti orientamenti definiscono un quadro per i nuovi esercizi di analisi costi-benefici per i bacini marittimi (sea basin cost-benefit analysis - SB-CBA) e ripartizione transfrontaliera dei costi per i bacini marittimi (sea basin cross-border cost sharing - SB-CBCS) che valutano le implicazioni dell'elaborazione di un piano di sviluppo della rete offshore. Si fondano sui piani di sviluppo della rete offshore e li integreranno in futuro, evolvendo nel tempo al fine di rispecchiare gli sviluppi futuri della pianificazione, compresa l'integrazione transvettoriale con gli impianti a idrogeno, migliorando il riconoscimento dei benefici dei progetti ibridi, le esigenze di potenziamento della rete onshore e qualsiasi altra modifica futura pertinente. Sebbene contengano principi che potrebbero essere ampiamente applicabili alle evoluzioni dei piani di sviluppo della rete offshore, i presenti orientamenti possono essere aggiornati qualora ritenuto necessario a norma dell'articolo 15, paragrafo 1, del regolamento TEN-E. Oltre a sostenere le discussioni in materia di ripartizione dei costi, a partire dal 2026, l'SB-CBA e l'SB-CBCS sosterranno gli Stati membri nelle future revisioni dei loro obiettivi regionali in materia di energie rinnovabili offshore. È inoltre importante sottolineare che l'SB-CBCS non ha implicazioni vincolanti sulle decisioni relative alla ripartizione transfrontaliera dei costi specifica per progetto (PS-CBCA), che rimangono lo strumento principale per condurre negoziazioni effettive di condivisione degli investimenti per i progetti di interesse comune (Project of Common Interest - PCI) e i progetti di interesse reciproco (Project of Mutual Interest - PMI) nonché per i progetti comuni di produzione di energia da fonti rinnovabili.

I presenti orientamenti esaminano altresì le peculiarità delle analisi costi-benefici specifiche per progetto e degli approcci di ripartizione dei costi. Contemplano raccomandazioni, che integrano gli orientamenti della Commissione sulla ripartizione dei costi e dei benefici nei progetti di cooperazione transfrontaliera nel settore dell'energia rinnovabile (5) e le raccomandazioni dell'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (ACER) sulle buone pratiche per il trattamento delle richieste di investimento (comprese le ripartizioni transfrontaliere dei costi) per i PCI (6). In linea con l'articolo 16, paragrafo 11, del regolamento TEN-E, l'ACER dovrebbe assicurare che i principi di cui ai presenti orientamenti della Commissione siano costantemente presi in considerazione in ogni futuro aggiornamento delle sue raccomandazioni. Infine gli orientamenti esaminano potenziali nuovi strumenti di investimento collaborativo per progetti in materia di energia offshore di rilevanza transfrontaliera, tanto per attivi di trasmissione quanto per quelli di generazione.

II. ESERCIZI DI ANALISI COSTI-BENEFICI DEI BACINI MARITTIMI

L'ENTSO-E è tenuta a effettuare valutazioni dei costi/benefici e della ripartizione dei costi per ciascuno dei cinque corridoi prioritari della rete offshore della TEN-E sulla base dei piani di sviluppo della rete offshore già elaborati, ossia per gli Stati membri che aderiscono alle ambizioni in materia di energie rinnovabili offshore. L'SB-CBA e l'SB-CBCS devono pertanto coinvolgere gli Stati membri interessati da ciascun corridoio prioritario della rete offshore in questione, ossia:

—	corridoio delle reti offshore nei mari del Nord (Northern Seas offshore grids - «NSOG»): BE, DE, DK, FR, IE, LU, NL, SE;

—	reti offshore del piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico (Baltic Energy Market Interconnection Plan - BEMIP): DE, DK, EE, FI, LV, LT, PL, SE;

—	reti offshore dell'Europa sud-occidentale (SW): EL, ES, FR, IT, MT, PT;

—	reti offshore dell'Europa sud-orientale (SE): BG, CY, EL, HR, IT, RO, SI;

—	reti offshore atlantiche: ES, FR, IE, PT.

La portata geografica degli esercizi coinvolge pertanto gli Stati membri interessati dei rispettivi bacini marittimi. A condizione che esista un interesse, in circostanze eccezionali e qualora debitamente giustificato, ulteriori Stati membri, compresi quelli senza sbocco sul mare, o paesi terzi possono essere coinvolti negli esercizi che dovrebbero essere valutati caso per caso.

II.a. Analisi costi-benefici dei bacini marittimi come base per la ripartizione dei costi

Un'analisi costi-benefici aiuta i decisori a comprendere i risultati attesi dalla realizzazione di un piano o di un progetto e alimenta così le discussioni tra le parti coinvolte. L'SB-CBA fa riferimento alla determinazione dei costi e dei benefici connessi alla realizzazione di un piano di sviluppo della rete offshore, che informa gli Stati membri in merito all'impatto delle loro ambizioni in materia di energie rinnovabili offshore.

i. Scenari e analisi di sensibilità

Ogni SB-CBA deve essere effettuata utilizzando gli scenari comuni più recenti stabiliti nel quadro del piano decennale di sviluppo della rete conformemente all'articolo 12 del regolamento TEN-E. Il ricorso a diversi scenari contribuisce a tenere conto di diverse circostanze future possibili, quali un'eventuale maggiore domanda trainata da aspettative diverse ad esempio in materia di mobilità elettrica o centri di dati oppure di disponibilità di flessibilità. Tutti gli scenari di cui ai piani decennali di sviluppo della rete devono tenere conto degli obiettivi regionali degli Stati membri in materia di energie rinnovabili offshore, mentre i diversi scenari potrebbero prendere in considerazione valori diversi all'interno degli intervalli indicati negli accordi.

Le incertezze dovrebbero essere affrontate principalmente utilizzando i diversi scenari comuni dei piani decennali di sviluppo della rete e non attraverso analisi di sensibilità. La maggiore solidità a livello di piano, con ampi ambiti di applicazione geografici e temporali, si concretizzerà principalmente attraverso l'introduzione di diversi scenari. Le sensibilità rispetto alle singole variabili possono essere pertinenti a livello di progetto.

ii. Scenario controfattuale

Lo scenario controfattuale è l'alternativa rispetto alla quale vengono confrontati i benefici e i costi della realizzazione del piano di sviluppo della rete offshore, ossia quale altro sviluppo realistico potrebbe concretizzarsi in alternativa a quanto previsto nel piano stesso. Ciò serve a determinare il valore aggiunto apportato dalla realizzazione del piano di sviluppo della rete offshore e dalle possibilità di cooperazione che esso individua. Per ogni SB-CBA, gli scenari controfattuali dovrebbero valutare in che misura la totalità degli obiettivi regionali in materia di energie rinnovabili offshore possa essere realisticamente realizzata in assenza di cooperazione. Ad esempio è probabile che alcuni parchi eolici collegati radialmente diventeranno troppo costosi per siti oltre una determinata distanza, una circostanza questa che imporrà di rendere i progetti ibridi interessanti da un punto di vista commerciale. In tali casi, l'alternativa realistica a un determinato progetto ibrido potrebbe non essere una connessione radiale, bensì la rinuncia al progetto tout court. Analogamente, l'interesse di uno Stato membro ospitante alla messa all'asta di ulteriore produzione offshore può diminuire qualora non siano stabiliti nuovi interconnettori onshore capaci di garantire che l'energia elettrica generata possa raggiungere grandi centri di domanda. Lo scenario controfattuale dovrebbe quindi ipotizzare una riduzione parziale delle capacità di produzione offshore da installare.

La determinazione di tale sviluppo alternativo realistico, ossia dello scenario controfattuale, non è tuttavia semplice. Nello stabilire i propri obiettivi regionali offshore, gli Stati membri prestano molta attenzione a vincoli quali il potenziale eolico offshore disponibile, lo spazio marino disponibile, la presenza di zone protette dal punto di vista ambientale, il sostegno pubblico, ecc. I piani di sviluppo della rete offshore delineano quindi le infrastrutture di trasmissione transfrontaliere (e radiali) necessarie per consentire il concretizzarsi delle loro ambizioni. Lo scenario controfattuale deve considerare che, in assenza della cooperazione ipotizzata nel piano di sviluppo della rete offshore, tali vincoli limiteranno ulteriormente la capacità offshore che può essere installata. In particolare, i vincoli relativi alla domanda, a livello tanto nazionale quanto transfrontaliero, sono fondamentali per quantificare la misura in cui i fatti non siano realistici in assenza di nuovi progetti transfrontalieri. Al di là di un determinato livello di diffusione della produzione offshore, in assenza di cooperazione, il valore marginale dei nuovi parchi eolici offshore può essere limitato in considerazione delle aspettative della domanda interna nello Stato membro di impiego e delle opportunità commerciali disponibili utilizzando infrastrutture energetiche transfrontaliere già esistenti.

Essendo competenti per la determinazione dell'ambizione, dell'ubicazione e della vendita all'asta delle energie rinnovabili offshore, gli Stati membri svolgeranno altresì un ruolo fondamentale nel valutare le conseguenze in termini di conseguimento delle ambizioni regionali offshore in assenza di infrastrutture transfrontaliere nuove come individuate nel piano di sviluppo della rete offshore ottimizzato. Di conseguenza, per quanto riguarda lo scenario controfattuale, gli Stati membri dovrebbero altresì fornire contributi in merito alle loro aspettative in termini di obiettivi offshore realizzabili in condizioni di esportazione vincolate, pur rimanendo ambiziosi e adoperandosi per adottare un approccio coerente in ciascuna regione. Lo scenario controfattuale dovrebbe ipotizzare progetti connessi radialmente fino al livello di produzione considerato realistico e ipotizzare l'assenza di progetti oltre tale soglia.

Effettuare tale esercizio dovrebbe apportare notevole valore agli Stati membri, in quanto consente non soltanto di assicurare che l'SB-CBA sia valutata tenendo conto di uno scenario controfattuale adeguato, ma anche di comprendere la dipendenza delle loro ambizioni in materia di energie rinnovabili offshore da una proficua cooperazione politica a livello regionale. Inoltre, come nel caso degli obiettivi regionali offshore, la determinazione della parte irrealizzabile di tali obiettivi può avere implicazioni transfrontaliere e pertanto dovrebbe essere condotta idealmente a livello regionale sulla base di valutazioni nazionali e di principi concordati. I gruppi ad alto livello (7) o i gruppi regionali TEN-E potrebbero fungere da consessi per sostenere tale processo. In considerazione dei vincoli temporali, saranno necessarie semplificazioni dello scenario controfattuale per la prima edizione dell'SB-CBA.

iii. Rete di riferimento

La rete di riferimento è la rete dello scenario di base che si prevede sia posta in essere entro il determinato orizzonte temporale previsto oggetto di esame nel contesto dell'SB-CBA. Costi e benefici sono modellizzati per lo scenario fattuale (piano di sviluppo della rete offshore) e per quello controfattuale, considerando tale rete di riferimento come la rete alla quale gli elementi dello scenario fattuale e controfattuale vengono aggiunti o sottratti. La rete di riferimento utilizzata per tutte le SB-CBA dovrebbe corrispondere, per ciascun orizzonte temporale, al modello a livello dell'UE utilizzato per le analisi costi-benefici specifiche per progetto dei piani decennali di sviluppo della rete, garantendo la coerenza con le valutazioni a livello di sistema contenute in tali piani e tenendo conto di altri progetti e di altre esigenze concernenti i bacini marittimi.

iv. Configurazione della zona di offerta

La configurazione delle zone di offerta può incidere sulla distribuzione dei benefici tra gli Stati membri. Per quanto concerne le esigenze di interconnettori ibridi individuate nei piani di sviluppo della rete offshore, nell'SB-CBA si dovrebbe utilizzare una configurazione della zona di offerta offshore per la produzione collegata, in quanto rispecchia meglio le condizioni di rete nell'ambito dei processi di calcolo e assegnazione della capacità (8).

v. Potenziamenti onshore

La realizzazione dei piani di sviluppo della rete offshore richiederà notevoli potenziamenti della rete onshore, con relativi costi e benefici quali minori riduzioni dell'erogazione. L'SB-CBA dovrebbe contemplare valutazioni dei potenziamenti onshore per quegli Stati membri che rientrano nell'ambito di applicazione del singolo bacino marittimo. L'individuazione dei potenziamenti necessari ai fini della realizzazione dei piani di sviluppo della rete offshore pone una sfida di modellizzazione, in quanto un potenziamento onshore individuato in uno di detti piani potrebbe essere necessario anche per un'altra esigenza del sistema onshore. Tuttavia escludere i costi e i benefici delle esigenze di potenziamento onshore fornirebbe agli Stati membri una visione limitata delle conseguenze dell'elaborazione di piani di sviluppo della rete offshore e può costituire un fattore determinante per confermare l'interesse per la loro diffusione, in quanto si tratta della certezza che l'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili offshore soddisferà effettivamente la domanda. In caso di sovrapposizione delle esigenze di potenziamento della rete onshore tra le esigenze derivanti dall'integrazione delle energie rinnovabili offshore e quelle derivanti da altri bisogni concernenti i sistemi onshore, si dovrebbe prendere in considerazione soltanto la parte delle esigenze di potenziamento onshore che può essere individuata in maniera chiara come necessaria unicamente in ragione delle esigenze offshore. Si dovrebbe considerare altresì che una minore diffusione delle energie rinnovabili offshore dovuta a una minore cooperazione comporterebbe un'esigenza persino maggiore di energie rinnovabili onshore, una circostanza questa che potrebbe altresì aumentare le esigenze di potenziamento della rete onshore.

L'ENTSO-E dovrebbe fornire informazioni trasparenti in merito alle ipotesi formulate per distinguere le esigenze di potenziamento relative alle capacità di produzione offshore. Laddove necessario, l'ENTSO-E dovrebbe chiedere orientamenti ai gruppi ad alto livello o ai gruppi regionali TEN-E.

vi. Modellizzazione di costi e benefici

Tra gli impatti valutati nell'ambito dell'SB-CBA dovrebbero figurare quanto meno i seguenti benefici dei piani decennali di sviluppo della rete: benessere socioeconomico, variazione delle emissioni di CO2, emissioni diverse dalla CO2 (compresi gli inquinanti atmosferici), adeguatezza dei sistemi e integrazione delle energie rinnovabili. Per quanto possibile, si dovrebbero valutare altresì le ripercussioni sulla biodiversità e altre esternalità ambientali pertinenti (ad esempio altri tipi di inquinamento). In quest'ultimo contesto, la diffusione delle energie rinnovabili offshore costituisce un beneficio evidente dello sviluppo di infrastrutture di trasmissione ibride e radiali offshore. Le linee di trasmissione ibride presenteranno inoltre vantaggi in termini di integrazione delle energie rinnovabili onshore, dato il loro ruolo di interconnettori. Inoltre, valutando lo scenario controfattuale descritto in precedenza, si possono quantificare i benefici della produzione offshore che non sarebbero altrimenti realizzati.

I costi dovrebbero basarsi, ove possibile, principalmente sulle spese in conto capitale. Dovrebbero essere inclusi soltanto i costi di trasmissione, ossia non quelli relativi alla produzione, i cui costi sono orientati alla commercializzazione e rilevati soltanto attraverso gare d'appalto specifiche per progetto, mentre i benefici pertinenti sono considerati come descritto in precedenza. L'ENTSO-E non dovrebbe stimare le evoluzioni attuali e future dei costi di investimento relativi ai parchi eolici offshore. Nel contesto dell'SB-CBA si dovrebbero valutare tutti gli attivi di trasmissione individuati nel piano di sviluppo della rete offshore. I costi operativi possono costituire una parte significativa dei costi totali di realizzazione dei piani di sviluppo della rete offshore, ma sono spesso connessi a progettazioni specifiche per progetto, quali le perdite di rete o la manutenzione, e possono essere difficili da valutare adeguatamente a livello di bacino marittimo. Anche il fabbisogno di riserve di bilanciamento può essere influenzato dalla diffusione delle energie rinnovabili offshore, ma le SB-CBA potrebbero non essere adatte a tali valutazioni. A tale proposito i gestori dei sistemi di trasmissione (TSO) potrebbero prendere in considerazione la possibilità di chiedere ai centri di coordinamento regionale di effettuare valutazioni specifiche che tengano conto della produzione offshore nei loro compiti in materia di dimensionamento regionale e appalti. L'ENTSO-E dovrebbe valutare quali costi operativi è possibile integrare in modo affidabile nelle SB-CBA. Nel cooperare a un progetto transfrontaliero concreto, gli Stati membri potrebbero voler includere nella rispettiva analisi costi-benefici specifica per progetto qualsiasi costo operativo pertinente oltre a quelli trattati dall'ENTSO-E a livello di bacino marittimo.

vii. Granularità a livello temporale e geografico

I livelli di rischio associati alla realizzazione dei piani di sviluppo della rete offshore aumentano nel corso del tempo, ad esempio i risultati della pianificazione possono variare mano a mano che si concretizzano altri sviluppi nel paese oppure possono essere individuati progetti alternativi. Tali complessità a livello di rischi temporali richiedono pertanto che si operi una distinzione temporale. L'SB-CBA dovrebbe essere effettuata per il 2040 e il 2050. Tenuto conto del tempo necessario per lo sviluppo di un progetto in materia di energia offshore e del momento entro il quale saranno pubblicate le prime SB-CBA, non dovrebbero essere effettuate valutazioni per il 2030 in quanto non fornirebbero alcuna informazione utile agli Stati membri.

I risultati delle SB-CBA dovrebbero essere stabiliti individualmente per ciascuno Stato membro e in modo aggregato per bacino marittimo. Procedere in tal modo fornisce agli Stati membri appartenenti a una determinata regione gli strumenti per individuare i beneficiari netti dell'attuazione dei piani di sviluppo della rete offshore e, di conseguenza, per consentire l'avvio della concezione di progetti che coinvolgano ulteriori Stati membri oltre a quelli che ospitano fisicamente i progetti. Un tale modus operandi consente inoltre agli Stati membri di discutere congiuntamente l'integralità delle implicazioni ad alto livello della realizzazione di un piano di sviluppo della rete offshore. Successivamente, nell'ambito di discussioni specifiche per progetto, è possibile valutare che alcuni degli Stati membri inizialmente presi in considerazione in base ai risultati dell'SB-CBA non traggono in effetti benefici da un progetto in questione (e beneficiano probabilmente di altri progetti di cui ai piani di sviluppo della rete offshore). Allo stesso tempo gli Stati membri che ne beneficiano possono essere individuati e inclusi in una fase precoce del processo, riducendo al minimo i rischi di fallimento dettati da un coinvolgimento tardivo in un processo di ripartizione dei costi specifico per progetto.

viii. Risultati dell’SB-CBA

I TSO e le autorità nazionali di regolamentazione pertinenti, l'ACER e la Commissione dovrebbero essere adeguatamente coinvolti negli esercizi di SB-CBA dell'ENTSO-E. L'ENTSO-E dovrebbe presentare i suoi risultati ai corridoi prioritari di rete offshore TEN-E, nel contesto dei rispettivi gruppi regionali o, se del caso, dei gruppi ad alto livello. Tali risultati dovrebbero essere forniti in euro per uno scenario dei piani decennali di sviluppo della rete che preveda la stima migliore, evidenziando intervalli di incertezza che rispecchino gli altri scenari comuni di cui ai piani decennali di sviluppo della rete. L'SB-CBA dovrebbe individuare gli Stati membri soggetti a impatti positivi netti e a impatti negativi netti. Dovrebbe inoltre prevedere una sintesi di tutte le esigenze infrastrutturali ai fini dell'elaborazione di un piano di sviluppo della rete offshore e, per quanto possibile, del loro impatto sui risultati dell'SB-CBA.

Al fine di agevolare ulteriormente le discussioni regionali, le autorità nazionali di regolamentazione di una regione dovrebbero valutare l'esercizio di SB-CBA svolto dall'ENTSO-E e, se del caso, fornire sostegno in relazione ai suoi risultati. Ciò può contribuire a creare un sostegno e un impegno normativi iniziali, riducendo gli attriti e i tempi nelle fasi specifiche per progetto. Inoltre l'ACER dovrebbe valutare la possibilità di fornire un parere in merito a tutte le SB-CBA.

Quando da un'SB-CBA emergono risultati positivi per determinate esigenze infrastrutturali transfrontaliere, sarebbe opportuno studiarli ulteriormente. In tale contesto, dovrebbe essere prevista l'inclusione di valutazioni specifiche per progetto nei piani di investimento regionali (ossia studi di progetti) o nel piano decennale di sviluppo della rete.

II.b. Ripartizione transfrontaliera non vincolante dei costi per bacini marittimi

L'SB-CBCS dovrebbe fornire informazioni sulle considerazioni relative alla ripartizione dei costi, a livello regionale, sulla base dei costi e dei benefici derivanti dalla realizzazione dei piani di sviluppo della rete offshore. Il risultato di tale esercizio è informativo e indicativo, senza comportare una ripartizione effettiva dei costi.

i. Costi da includere nell’SB-CBCS

L'inclusione di tutte le esigenze della rete necessarie per realizzare le ambizioni regionali offshore nell'SB-CBA consente agli Stati membri (ai TSO e alla catena di approvvigionamento) di estrarre le informazioni necessarie per quanto riguarda le esigenze di cooperazione, i quantitativi di attrezzature, le indicazioni sui benefici derivanti dallo sviluppo di progetti transfrontalieri di trasmissione per consentire potenziali offshore altrimenti irrealizzabili e altre informazioni pertinenti per eventuali revisioni degli obiettivi regionali offshore.

Per quanto riguarda la ripartizione dei costi, solo un sottoinsieme delle esigenze infrastrutturali incluse in un piano di sviluppo della rete offshore e in un'SB-CBA dovrebbe essere soggetto all'esercizio di SB-CBCS, ossia quello delle esigenze aventi un'evidente rilevanza transfrontaliera. Per quanto riguarda le esigenze infrastrutturali ibride, in tale contesto figura il sistema di trasmissione della rete offshore dai siti di produzione offshore di energia rinnovabile a due o più Stati membri. Alcune esigenze infrastrutturali di connessione radiale possono essere pertinenti anche ai fini della ripartizione dei costi. Ciò avverrebbe, in particolare, se rientrassero nel contesto di un'esigenza infrastrutturale individuata da un piano di sviluppo della rete offshore come destinata a diventare ibrida in una fase successiva. Alcuni potenziamenti della rete onshore saranno pertinenti anche per l'elaborazione di piani di sviluppo della rete offshore e avranno un'evidente rilevanza transfrontaliera. Al fine di garantire equità nelle discussioni in materia di ripartizione dei costi relative all'integrazione delle energie rinnovabili offshore, in linea di principio, dette discussioni dovrebbero essere incluse anche nell'esercizio di SB-CBCS, nella misura in cui si possa stabilire una metodologia adeguata come descritto in precedenza.

Mantenendo nell'ambito di applicazione dell'SB-CBCS soltanto le esigenze infrastrutturali chiaramente pertinenti per l'integrazione delle energie rinnovabili offshore e aventi rilevanza transfrontaliera, gli Stati membri all'interno di una regione possono individuare quali di queste sono più suscettibili di essere pertinenti per la progettazione e per le successive negoziazioni sulla ripartizione dei costi di progetti transfrontalieri concreti in un determinato orizzonte temporale (2040 o 2050). Ciò contribuirà a definire anticipatamente la portata dei potenziali gruppi di progetti da raggruppare e l'impegno tempestivo delle autorità nazionali di regolamentazione e dei TSO.

ii. Soglia di rilevanza per i beneficiari con impatto positivo netto

Le negoziazioni inerenti progetti concreti hanno implicazioni dirette in termini di ripartizione dei costi e pertanto la designazione di beneficiari con impatto positivo netto per una ripartizione transfrontaliera dei costi specifica per progetto richiede che l'utilizzo di soglie di rilevanza rimanga pragmatico. Ciò garantisce che i contributi modellizzati degli Stati membri non ospitanti di piccole dimensioni non aumentino in modo significativo i costi di negoziazione e amministrativi per un singolo progetto, ossia non aumentino eccessivamente il numero di parti coinvolte.

A livello di piano, che è concettuale senza implicazioni vincolanti in termini di costi, tali argomentazioni non si applicano, mentre potrebbero esserci costi di opportunità derivanti dalla mancata individuazione e da un coinvolgimento non sufficientemente anticipato di parti beneficiarie con impatti positivi netti relativamente inferiori. Inoltre, a livello di piano, qualsiasi piccola soglia potrebbe comportare lacune sostanziali in termini di importo totale dei costi coperti, dato che le esigenze infrastrutturali per un singolo Stato membro nell'arco di un intero decennio possono coprire un numero elevato di progetti e costi di investimento. Di conseguenza per l'SB-CBCS non si dovrebbe utilizzare alcuna soglia minima di rilevanza degli impatti positivi netti.

iii. Risultati dell’SB-CBCS

I TSO e le autorità nazionali di regolamentazione pertinenti, l'ACER e la Commissione dovrebbero essere adeguatamente coinvolti negli esercizi di SB-CBCS dell'ENTSO-E, i cui risultati dovrebbero essere presentati da quest'ultima ai corridoi prioritari di rete offshore TEN-E. L'ENTSO-E dovrebbe comunicare l'applicazione della ripartizione dei costi per ciascuno Stato membro per ogni bacino marittimo, suddivisa per decennio (2040 e 2050), in euro, sulla base di una ripartizione proporzionale rispetto alla quota dei benefici. L'SB-CBCS dovrebbe inoltre prevedere una sintesi di tutte le esigenze infrastrutturali pertinenti per la ripartizione regionale dei costi e, per quanto possibile, del loro impatto sui risultati dell'SB-CBCS.

III. RACCOMANDAZIONI PER VALUTAZIONI SPECIFICHE PER PROGETTO

III.a. Analisi costi-benefici specifica per progetto

i. Il processo di istituzione di una PS-CBA

Quando avviano discussioni e negoziazioni sulla ripartizione dei costi su progetti concreti di trasmissione offshore transfrontalieri, le autorità nazionali di regolamentazione si basano su analisi costi-benefici specifiche per progetto (PS-CBA). Ciò può verificarsi anche quando gli Stati membri discutono di progetti comuni transfrontalieri in materia di energie rinnovabili offshore, potenzialmente al fine di negoziare trasferimenti statistici o l'istituzione di un regime di sostegno comune volto a colmare una carenza di investimenti. In entrambi i casi, le autorità nazionali di regolamentazione e/o gli Stati membri possono decidere di delegare i calcoli di modellizzazione ai TSO.

I rischi di fallimento delle negoziazioni per i progetti transfrontalieri possono essere limitati quando il processo è concordato preventivamente dalle parti. Ad esempio un approccio coordinato per gli attivi di trasmissione transfrontaliera può prevedere:

1.	la definizione di un protocollo d’intesa o di un documento analogo, tra Stati membri interessati;

2.	la definizione di un protocollo d’intesa o di un documento analogo tra TSO pertinenti;

3.	che le autorità nazionali di regolamentazione pertinenti concordino congiuntamente le ipotesi che devono essere prese in considerazione dai TSO;

4.	che i TSO elaborino congiuntamente una PS-CBA;

5.	che le autorità nazionali di regolamentazione convalidino congiuntamente i risultati o chiedano congiuntamente modifiche ai TSO.

L'accordo comune sulle ipotesi da utilizzare nel contesto di una PS-CBA (ad esempio quanti e quali scenari prendere in considerazione) e lo svolgimento di una modellizzazione congiunta possono ridurre in ampia misura i disaccordi successivi derivanti dall'uso di approcci e risultati di modellizzazione divergenti. Va osservato che gli Stati membri possono anche essere coinvolti nel processo relativo agli attivi di trasmissione, secondo le prassi nazionali, ad esempio nella convalida delle ipotesi o dei risultati (ad esempio quando alcuni Stati membri approvano piani nazionali di investimento per i TSO nei loro territori). La procedura coordinata di PS-CBA proposta dovrebbe fungere da quadro di riferimento, mentre dovrebbe essere garantita la flessibilità necessaria. Ad esempio un gruppo di Stati membri può ritenere che stipulare protocolli d'intesa potrebbe prolungare anziché abbreviare il tempo necessario per le negoziazioni e quindi considerarli superflui o decidere che alcune fasi debbano essere portate avanti in parallelo.

Per i progetti transfrontalieri di produzione offshore, gli Stati membri interessati possono svolgere congiuntamente la PS-CBA. Dovrebbero decidere innanzitutto l'approccio all'elaborazione dei calcoli di modellizzazione congiunta (ad esempio direttamente, autonomamente, delegando le rispettive agenzie per l'energia, delegando i TSO pertinenti o appaltando servizi di consulenza). Successivamente dovrebbero decidere congiuntamente le ipotesi da utilizzare (ad esempio gli scenari e l'eventuale inclusione nella valutazione dei potenziamenti della rete onshore) ed elaborare congiuntamente la PS-CBA come concordato in precedenza.

Qualora progetti offshore transfrontalieri complessi possano integrare sia un progetto di interconnettore ibrido che un progetto comune in materia di energie rinnovabili offshore, gli Stati membri e le autorità nazionali di regolamentazione pertinenti dovrebbero garantire la coerenza nelle rispettive PS-CBA per i due progetti. Tali soggetti dovrebbero assicurare, da un lato, che le ipotesi di entrambi i progetti siano coerenti ed evitare il doppio conteggio di costi e benefici. Allo stesso tempo, dovrebbero ridurre al minimo i rischi di ritardi, in particolare quando i rispettivi progetti presentano tempistiche diverse per le decisioni di investimento. Ad esempio la ripartizione finale dei costi per un attivo di trasmissione potrebbe dover essere decisa in un momento antecedente qualora la sua messa in servizio richieda decisamente più tempo rispetto a quello previsto per il parco eolico offshore. Detti soggetti possono altresì decidere di integrare le valutazioni dei due progetti in un'unica valutazione olistica. Tuttavia tale approccio dovrebbe sempre consentire di operare una distinzione tra, da un lato, i risultati specifici per l'infrastruttura che le autorità nazionali di regolamentazione devono prendere in considerazione nelle loro decisioni di ripartizione transfrontaliera dei costi e, dall'altro, le informazioni specifiche per la produzione pertinenti per gli accordi di ripartizione dei costi e dei benefici degli Stati membri per la distribuzione delle statistiche sulle energie rinnovabili e dei costi di sostegno.

Le isole energetiche sono un altro tipo di progetto complesso richiedente investimenti sostanziali che possono presentare progettazioni, strutture di proprietà e meccanismi di finanziamento molto divergenti per i progetti. Di conseguenza il processo e le analisi relativi a un'isola energetica dovrebbero essere studiati caso per caso, tenendo conto delle caratteristiche corrispondenti.

ii. Scenari e analisi di sensibilità per le PS-CBA

Conformemente all'articolo 16, paragrafo 4, del regolamento TEN-E, gli scenari da utilizzare nelle analisi dei progetti dovrebbero prendere in considerazione quanto meno gli scenari comuni dei piani decennali di sviluppo della rete. L'introduzione di ulteriori scenari potrebbe aumentare la solidità tenendo conto di possibili futuri diversi, ma anche dei rischi di sovrapposizione con gli scenari dei piani decennali di sviluppo della rete, estendendo i tempi di modellizzazione e potenzialmente i costi di negoziazione. Il regolamento TEN-E fornisce un quadro per l'elaborazione di scenari comuni per i piani decennali di sviluppo della rete che garantisce un livello elevato di coinvolgimento dei portatori di interessi e di controllo da parte degli stessi. Le parti nazionali dovrebbero pertanto partecipare attivamente affinché la qualità e la fiducia negli scenari siano elevate, riducendo al minimo la necessità di scenari aggiuntivi dispendiosi in termini di tempo (e talvolta controproducenti).

Anziché ricorrere a scenari aggiuntivi, le analisi di sensibilità sugli scenari dei piani decennali di sviluppo della rete possono costituire strumenti efficaci per aumentare ulteriormente la solidità delle valutazioni dei progetti. Ciò consiste nel valutare le variazioni del valore del progetto quando si modifica un'ipotesi fondamentale al fine di individuare quali ipotesi abbiano l'impatto più significativo sui risultati della PS-CBA. Qualora siano ritenuti necessari scenari aggiuntivi oltre a quelli del piano decennale di sviluppo della rete, ad esempio al fine di integrare nuove informazioni locali rese disponibili dopo l'elaborazione degli scenari del piano stesso, il regolamento TEN-E impone che tali scenari siano coerenti con l'obiettivo della neutralità climatica dell'Unione entro il 2050 e con gli obiettivi intermedi in materia di energia e clima, che siano soggetti al medesimo livello di consultazione e controllo degli scenari di cui al piano decennale di sviluppo della rete e che siano valutati dall'ACER.

iii. Scenari controfattuali per le PS-CBA

Nell'elaborare lo scenario controfattuale di un progetto offshore, gli Stati membri e/o le autorità nazionali di regolamentazione, a seconda dei casi, dovrebbero valutare e concordare quali sarebbero le conseguenze più probabili di un fallimento delle negoziazioni sulla ripartizione dei costi per il progetto. Lo scenario controfattuale concordato dovrebbe sempre rappresentare l'alternativa di progetto più realistica. Ad esempio nel valutare un progetto di trasmissione ibrida, due autorità nazionali di regolamentazione possono ritenere in genere che l'alternativa più probabile allo sviluppo di un progetto ibrido possa essere una linea radiale che si connette alla costa più vicina. Laddove si riscontrino differenziali di prezzo dell'energia elettrica relativamente frequenti e ampi tra le zone di offerta dei paesi, la considerazione di un interconnettore tradizionale da punto a punto potrebbe rimanere un'alternativa probabile.

Analogamente, per un progetto comune di produzione di energie rinnovabili offshore connesso tramite una connessione ibrida, si possono rivelare appropriati diversi scenari controfattuali. Per i progetti di produzione di dimensioni molto grandi (ad esempio quelli associati a un'isola energetica) o per i progetti che sono realizzabili soltanto se viene stabilita una nuova capacità di interconnessione (cfr. anche «scenario controfattuale» per le SB-CBA), delle alternative ragionevoli possono consistere nel prendere in considerazione un parco eolico offshore di dimensioni inferiori connesso radialmente o persino nel non avere affatto alcun parco eolico offshore qualora sia troppo dispendioso connetterlo radialmente.

iv. Configurazione della zona di offerta

La configurazione della zona di offerta di uno specifico progetto può incidere sulla distribuzione dei benefici tra gli Stati membri, nonché tra i promotori di sistemi di trasmissione e di parchi eolici. Di conseguenza gli Stati membri dovrebbero adoperarsi per stabilire quanto prima la configurazione della zona di offerta di un progetto, al fine di tenerne adeguatamente conto nelle PS-CBA dei progetti di trasmissione e produzione e di dare visibilità prima delle aste. Per i progetti che consistono in parchi eolici offshore connessi attraverso un interconnettore ibrido, gli Stati membri dovrebbero esaminare le zone di offerta offshore come modalità più solide al fine di integrare pienamente la produzione nel mercato europeo dell'energia elettrica.

III.b. Ripartizione transfrontaliera dei costi specifica per progetto

A integrazione della raccomandazione dell'ACER sul trattamento delle richieste di investimento relative a PCI, dovrebbero essere prese in considerazione alcune peculiarità dei progetti di trasmissione offshore. I progetti ibridi presentano in particolare una serie di complessità che possono incidere sulle negoziazioni concernenti la ripartizione dei costi di investimento. Gli interconnettori tradizionali da punto a punto servono a arbitrare i prezzi a livello transfrontaliero, ottimizzando l'intero sistema energetico. Potenzialmente i progetti ibridi possono integrare inoltre capacità di energie rinnovabili offshore davvero notevoli e modificare radicalmente i mix energetici di una regione. Rispetto ai passati progetti di interconnettori elettrici è più probabile che i benefici siano percepiti non soltanto dagli Stati membri ospitanti, ma si estendano anche oltre le zone limitrofe.

Affinché rimangano interessanti, i progetti dovrebbero avere un impatto complessivo positivo netto sul benessere socioeconomico e nessun singolo Stato membro dovrebbe subire alcun impatto negativo netto. Una PS-CBA dalla quale emerga un impatto negativo netto su un paese che ospita un progetto offshore costituisce un potenziale ostacolo al suo sviluppo. Una ripartizione transfrontaliera dei costi specifica per progetto (PS-CBCA) costituisce uno strumento avente un processo strutturato stabilito dal regolamento TEN-E che aiuta le autorità nazionali di regolamentazione e gli Stati membri a stipulare accordi sulla distribuzione dei costi di investimento. Il ricorso a PS-CBCA è obbligatorio per i PCI e i PMI per i quali sono richieste sovvenzioni per lavori nell'ambito del meccanismo per collegare l'Europa (MCE), mentre in altri casi possono essere utilizzati altri approcci analoghi (che non rispettano rigorosamente i requisiti di cui al regolamento TEN-E). Anche quando non è obbligatorio, dati gli ingenti importi di investimento e la relativa complessità di un progetto ibrido, il ricorso a semplici chiavi di ripartizione non proporzionate ai benefici e che evitano le PS-CBCA sono pratiche che potrebbero diventare inefficaci. Le PS-CBCA non sono (soltanto) un requisito per un'eventuale domanda da parte di un PCI/PMI di finanziamento dei lavori a titolo del meccanismo per collegare l'Europa, ma costituiscono altresì un importante strumento negoziale che prevede una procedura chiara e scadenze concrete in grado di facilitare e accelerare le negoziazioni. Tale processo dovrebbe pertanto essere considerato uno dei vantaggi del poter fare affidamento sullo status di PCI/PMI che contribuisce alla consegna tempestiva delle infrastrutture transfrontaliere.

i. Soglia di rilevanza per i beneficiari con impatto positivo netto

Dato che una PS-CBCA porta a una decisione vincolante sulle modalità di ripartizione dei costi, la determinazione degli Stati membri che ricevono un significativo impatto positivo netto derivante dall'attuazione di un progetto deve rimanere pragmatica, senza tralasciare investimenti fondamentali. Essendo più probabile che i benefici siano diffusi a livello regionale, potrebbe essere necessaria una soglia di rilevanza inferiore ai fini dell'individuazione dei beneficiari positivi netti dei progetti ibridi rispetto a quanto avviene per gli interconnettori tradizionali. In tale contesto, si dovrebbe prendere in considerazione una soglia inferiore al 10 %.

ii. Contributi degli Stati membri non ospitanti

Il contributo di uno Stato membro non ospitante che è un beneficiario positivo netto può essere necessario ai fini della bancabilità di un progetto qualora si ritenga che lo Stato membro ospitante presenti un impatto negativo netto. In linea di principio, tale Stato membro beneficiario dovrebbe contribuire finanziariamente a garantire il successo di un progetto e a realizzare efficacemente i benefici sul proprio territorio. Nella pratica, ciò può essere problematico. Ad esempio il paese non ospitante può essere coinvolto troppo tardi nel processo, sollevando nuove domande sui modelli realizzati e sui corrispondenti risultati, può ritenere che i benefici stimati siano troppo incerti o che sia difficile da un punto di vista pratico realizzare un contributo finanziario transfrontaliero. In entrambi i casi, se un paese non ospitante è coinvolto in un progetto soltanto al momento della richiesta di contributo, la sua percezione di far parte del progetto e la sua disponibilità a contribuire possono essere limitate. L'SB-CBCS dovrebbe contribuire ad attenuare il rischio di coinvolgimento tempestivo.

Inoltre nel contesto delle negoziazioni sugli stanziamenti per gli investimenti per i progetti transfrontalieri, le autorità nazionali di regolamentazione competenti dovrebbero raggiungere accordi in merito a una PS-CBCA e a una richiesta di investimento. Qualora non vengano raggiunti tali accordi o su richiesta di dette autorità, l'ACER dovrebbe adottare una decisione, garantendo una risoluzione tempestiva del processo. Sebbene esistano casi di PS-CBCA che assegnano contributi a terzi, si tratta di casi sporadici e tipicamente riguardati infrastrutture del gas (9).

I contributi degli Stati membri non ospitanti sono possibili e, nei casi in cui esistano beneficiari positivi netti mentre si ritiene che uno o più Stati membri ospitanti subiscano impatti negativi netti, tali contributi possono essere necessari per futuri progetti offshore. Allo stesso tempo, dovrebbe rimanere chiaro che una PS-CBCA è soltanto uno strumento. Al fine di assicurare un esito positivo delle negoziazioni e ridurre al minimo gli attriti, in particolare quando i benefici travalicano i confini nazionali degli Stati membri ospitanti, le PS-CBCA trarrebbero vantaggio dalla definizione di approcci coordinati con principi concordati preventivamente prima di avviare negoziazioni concrete. L'esperienza acquisita in relazione alla SB-CBCS e alla precedente PS-CBCA potrebbe servire per desumere tali principi a livello regionale. Inoltre dovrebbero essere presi in considerazione incentivi complementari alla collaborazione al fine di aumentare la preparazione degli Stati membri non ospitanti a partecipare all'investimento di un progetto.

III.c. Altri strumenti oltre alle PS-CBCA

L'esame di disposizioni e strumenti complementari rispetto alle PS-CBCA dovrebbe tenere conto con attenzione della difficoltà pratica di trasferire i costi infrastrutturali a soggetti regolamentati in paesi non ospitanti. Allo stesso tempo, nelle diverse regioni europee esistono pratiche di cooperazione e ambizioni offshore diverse. Le differenze regionali possono portare pertanto ad accordi diversi in merito a eventuali accordi complementari di ripartizione dei costi da utilizzare. I gruppi ad alto livello potrebbero essere piattaforme utili per discutere se e quali strumenti possano essere presi in considerazione per progetti nelle rispettive regioni.

Si potrebbero esaminare ulteriormente due tipi di strumenti supplementari: strumenti volti a facilitare il pieno utilizzo di PS-CBCA e strumenti volti a colmare il persistente deficit di finanziamento.

i. Strumenti volti a facilitare il pieno utilizzo dello strumento della PS-CBCA per i progetti di trasmissione

Criteri di ripartizione della distribuzione delle rendite di congestione

Una PS-CBCA viene condotta nel momento in cui si concorda la decisione finale di investimento di un progetto transfrontaliero. Durante il funzionamento dell'attivo corrispondente, la rendita di congestione è generata e distribuita secondo metodologie e chiavi di ripartizione concordate. La distribuzione della rendita di congestione rispecchierà in genere una chiave di ripartizione standard 50-50 o altre chiavi di ripartizione specifiche che rispecchiano i livelli di proprietà o di investimento. L'utilizzo di tali chiavi di ripartizione specifiche come strumento negoziale al di là dei livelli di proprietà/investimento, in generale, può non essere uno strumento molto efficace per futuri progetti ibridi offshore, in quanto l'incertezza circa la generazione di rendita di congestione può aumentare, ad esempio in ragione di effetti di cannibalizzazione tra progetti di trasmissione paralleli. Tuttavia le autorità nazionali di regolamentazione pertinenti potrebbero voler concordare chiavi di ripartizione specifiche diverse che rispecchino le esigenze del progetto (ad esempio i costi operativi previsti), laddove siano in linea con la normativa e le metodologie dell'UE.

Raggruppamento di progetti

Il raggruppamento di un gruppo di progetti complementari tra loro e che presentano livelli di rischio analoghi (ad esempio quando devono essere messi in servizio in parallelo o in tempi brevi) può ridurre sostanzialmente i costi di transazione di una negoziazione. Tale raggruppamento può garantire che i progetti interconnessi siano valutati congiuntamente, ad esempio quando si tratta di diversi progetti ibridi nella stessa regione o di un progetto ibrido e di potenziamenti onshore degli interconnettori necessari affinché l'energia elettrica prodotta offshore raggiunga un determinato centro di domanda. Ciò può contribuire a ridurre le incertezze modellizzando congiuntamente progetti che presentano ripercussioni reciproche e concludendo accordi che esaminino un quadro più ampio, riducendo potenzialmente la necessità di operazioni finanziarie transfrontaliere (ad esempio risultanti da una PS-CBCA) compensando i costi e i benefici tra i progetti e consentendo contributi «in natura» attraverso investimenti paralleli a beneficio di tutte le parti coinvolte. Data la necessità di sviluppare in parallelo progetti infrastrutturali sostanziali per la realizzazione tempestiva delle ambizioni offshore degli Stati membri, il raggruppamento di progetti potrebbe diventare uno strumento di agevolazione. L'SB-CBCS può contribuire a individuare opzioni di raggruppamento sensate.

Condizionalità ex post

Una PS-CBCA potrebbe contenere condizioni preconcordate in base alle quali potrebbe essere effettuata una determinata rettifica (ad esempio una modifica della chiave di ripartizione di distribuzione della rendita di congestione) o una transazione finanziaria, ossia qualora le condizioni varino sostanzialmente rispetto a quelle valutate nella fase di ripartizione dei costi. Tuttavia potrebbe rivelarsi difficile nella pratica attuare tali condizioni senza creare nuovi rischi per il progetto; pertanto, qualora si ricorra a questa opzione, è opportuno stabilire preventivamente principi chiari.

Disposizioni innovative in materia di pianificazione e proprietà

Gli Stati membri e gli operatori delle diverse regioni potrebbero esaminare approcci innovativi in materia di proprietà, ad esempio attraverso la comproprietà creata attraverso l'istituzione di soggetti regionali di trasmissione offshore incaricati delle attività di pianificazione dei bacini marittimi e dello sviluppo dei pertinenti progetti transfrontalieri di reti offshore. Da un lato, tali soggetti richiederebbero uno sforzo iniziale per la loro creazione e per la definizione di accordi di ripartizione dei costi che potrebbero portare a investimenti sostanziali. Dall'altro, sarebbero vantaggiosi a medio termine, riducendo i costi di transazione e i rischi di fallimento delle negoziazioni, dato che le parti pertinenti sarebbero già proprietarie del soggetto in questione e sarebbero quindi sempre coinvolte nella progettazione e nello sviluppo di progetti transfrontalieri. La comproprietà potrebbe essere sostenuta dall'istituzione di quadri regionali per il capitale investito netto a fini regolatori (regulatory asset base - RAB). Inoltre tali soggetti non dovrebbero avere implicazioni in merito alla gestione del sistema delle reti offshore, che potrebbero rimanere in capo ai TSO designati.

Si potrebbero inoltre esplorare strutture di proprietà alternative al fine di incentivare lo sviluppo di infrastrutture offshore. Ad esempio, nel contesto di un raggruppamento di progetti diversi, le rispettive parti potrebbero concordare una forma di proprietà con capitali incrociati, determinando un «buy-in» da parte di un paese importatore netto nei confronti di un attivo di trasmissione offshore, e viceversa. Ciò può contribuire a incentivare un forte interesse per le parti pertinenti di una determinata regione ad assicurare che tutti i progetti pertinenti siano realizzati come previsto e che i benefici si realizzino secondo le valutazioni, attenuando i rischi e creando benefici reciproci.

Anche la pianificazione regionale offshore (ma non lo sviluppo) potrebbe essere rafforzata, ad esempio chiedendo ai centri di coordinamento regionali pertinenti di svolgere compiti nuovi di pianificazione regionale.

Armonizzazione degli oneri di connessione alla rete per la produzione offshore

Disporre di approcci diversi ai regimi di tariffazione della connessione alla rete (poco profondi o profondi) per i progetti di produzione di energie rinnovabili offshore può complicare la procedura di gara per i promotori di energie rinnovabili, nonché le discussioni in materia di PS-CBCA tra gli Stati membri e/o le autorità nazionali di regolamentazione. L'allineamento degli oneri di connessione regionale potrebbe essere preso in considerazione per i progetti di energie rinnovabili offshore, tenendo conto dei principi di aderenza ai costi di infrastruttura sostenuti e di non discriminazione negli oneri di rete.

Modelli regionali per la negoziazione

Si potrebbero elaborare modelli regionali per delineare i principi generali da seguire per passare da una SB-CBCS a valutazioni e negoziazioni specifiche per progetto; sebbene sia opportuno mantenere tali attività come strumento di facilitazione e informazione per avviare le discussioni e assicurare la flessibilità nel contesto di un progetto effettivo, si dovrebbero sempre mantenere le attività di negoziazione.

ii. Strumenti per colmare il persistente deficit di finanziamento

a) Per la produzione offshore

Prodotti pluriennali di trasferimento statistico a termine con destinazione per l'offshore

Gli accordi sui trasferimenti statistici possono riguardare l'anno precedente o in corso, l'anno successivo o gli anni a venire (prodotti futuri). I prodotti futuri potrebbero essere particolarmente interessanti per sostenere i progetti offshore attualmente in esame. Lo Stato membro ospitante può quindi assicurarsi finanziamenti aggiuntivi per realizzare il proprio progetto di energie rinnovabili offshore, colmando le restanti lacune in termini di costi del sostegno strutturale, mentre lo Stato membro acquirente può assicurarsi trasferimenti statistici futuri e sostenere gli obiettivi strategici offshore. Gli accordi statistici possono contenere altresì condizioni concernenti l'utilizzo degli scambi finanziari di trasferimenti statistici, stabilendo ad esempio che i quantitativi trasferiti devono essere utilizzati per le reti offshore connesse al progetto di energie rinnovabili. Esempi di tali pratiche di condizionalità esistono già nei trasferimenti statistici effettuati.

Sostegno dell'UE

Il meccanismo di finanziamento dell'energia rinnovabile offre agli Stati membri la possibilità di rispettare i loro punti di riferimento nazionali per le quote di energie rinnovabili attraverso la cooperazione transfrontaliera. Consente l'organizzazione di gare d'appalto a sostegno di nuovi progetti di energie rinnovabili nell'UE al fine di colmare un divario nella traiettoria indicativa dell'Unione per le energie rinnovabili o semplicemente di accelerarne la diffusione. I paesi contributori partecipano volontariamente a tale meccanismo, nel contesto del quale il pagamento è legato a nuovi progetti di energie rinnovabili costruiti sul territorio degli Stati membri ospitanti attraverso una gara d'appalto competitiva organizzata dalla Commissione, riducendo i costi amministrativi per gli Stati membri interessati (10) e aumentando l'efficienza della diffusione e l'accettazione da parte del pubblico grazie a contributi finanziari transfrontalieri legati a progetti concreti di energie rinnovabili. Attraverso il meccanismo di finanziamento dell'energia rinnovabile è possibile specificare l'intenzione di sostenere un particolare tipo di tecnologia (ad esempio le energie rinnovabili offshore) e, sebbene non esistano attualmente, si potrebbero inserire livelli di aggregazione (ad esempio per i diversi bacini marittimi). A condizione che un sistema analogo sia rinnovato per gli obiettivi per il 2040 e oltre, il meccanismo di finanziamento dell'energia rinnovabile potrebbe essere particolarmente interessante per i progetti di energie rinnovabili offshore che necessitano di sostegno. Le capacità di produzione offshore che sono risultate essere non realizzabili in assenza di quadri di investimento collaborativo potrebbero essere candidati ideali.

Inoltre fino al 15 % del bilancio totale del meccanismo per collegare l'Europa (MCE) destinato all'energia può essere utilizzato per sostenere progetti transfrontalieri di energie rinnovabili, purché siano sostenuti da un accordo di cooperazione in linea con la direttiva sulle energie rinnovabili. Oltre al meccanismo di finanziamento dell'energia rinnovabile e al meccanismo per collegare l'Europa, sono disponibili altri strumenti (11), tra cui, a titolo esemplificativo ma non esaustivo, il Fondo europeo di sviluppo regionale (FESR) e il Fondo per la modernizzazione.

b) Per la trasmissione offshore

Conti regionali di risparmio della rendita di congestione per investimenti futuri

La rendita di congestione va utilizzata per gli obiettivi prioritari stabiliti dal regolamento (UE) 2019/943 (regolamento sull'energia elettrica), uno dei quali è la copertura di investimenti nella rete che aumentano la capacità transfrontaliera. La rendita di congestione generata dagli scambi di mercato è relativamente limitata rispetto alle esigenze totali di investimenti in infrastrutture offshore, mentre con lo sviluppo delle reti offshore aumenteranno gli importi assoluti dei proventi della congestione regionale.

È opportuno esplorare approcci regionali per accumulare una quota dei proventi della congestione su conti dedicati e utilizzarla per coprire una quota degli investimenti necessari per progetti nuovi che apportano benefici di più ampia portata a una regione. Conformemente all'articolo 19 del regolamento sull'energia elettrica, le entrate derivanti dalla rendita di congestione non dovrebbero essere utilizzate per ridurre le tariffe di rete, fatto salvo il caso in cui siano stati conseguiti gli obiettivi prioritari e le entrate residue siano collocate su una linea contabile interna distinta fino a quando non possano essere utilizzate per obiettivi prioritari. Un conto di risparmio regionale potrebbe pertanto sostenere l'attuazione di tali disposizioni. Tale attività potrebbe essere mirata ad esempio ad affrontare esclusivamente gli impatti negativi netti sugli Stati membri ospitanti per progetti che godono dello status di PCI/PMI. I conti di risparmio regionali colmerebbero le carenze di investimenti persistenti difficili da risolvere senza fare affidamento esclusivamente sulla disponibilità di fondi dell'UE o di altro tipo. Ciò richiederebbe uno stretto coordinamento in termini di pianificazione, di determinazione dei costi e dei benefici e di accordi di ripartizione dei costi delle autorità nazionali di regolamentazione (e dei TSO) nella regione. Le considerazioni sui conti di risparmio regionali potrebbero essere prese in esame unitamente a valutazioni circa la necessità di rafforzare la pianificazione regionale e disposizioni in materia di proprietà.

Sostegno dell'UE

Nei primi piani di sviluppo della rete offshore, l'ENTSO-E stima (12) che l'investimento complessivo per le spese in conto capitale necessario per collegare le capacità di energie rinnovabili offshore dell'Europa ammontino a circa 400 miliardi di EUR tra il 2025 e il 2050 (13), consentendo la fornitura di 1 600 TWh di energia pulita ogni anno ai consumatori europei e rendendo l'energia eolica offshore la terza fonte di energia del sistema energetico europeo.

I promotori di progetti infrastrutturali transfrontalieri offshore, in particolare quelli aventi status di PCI/PMI, dovrebbero valutare insieme alla Banca europea per gli investimenti se i loro progetti possano beneficiare di condizioni di finanziamento competitive (14).

Infine, il meccanismo per collegare l'Europa (MCE) può rappresentare una svolta per una serie di ambiziosi progetti infrastrutturali transfrontalieri offshore aventi lo status di PCI/PMI. In particolare, l'MCE può essere molto efficace nel contribuire a coprire parte degli impatti negativi netti percepiti da uno Stato membro ospitante. La dotazione di bilancio assegnata nel contesto dell'attuale quadro finanziario pluriennale (QFP) al MCE Energia ammonta a 5,84 miliardi di EUR per il periodo 2021-2027, a cui possono essere ammissibili i PCI/PMI di diverse categorie di infrastrutture, tra cui le reti elettriche, le reti offshore, le reti elettriche intelligenti, le reti intelligenti del gas, le infrastrutture per il CO2 e le infrastrutture per l'idrogeno: una dotazione quindi relativamente esigua rispetto alle esigenze individuate.

(1) https://energy.ec.europa.eu/topics/markets-and-consumers/actions-and-measures-energy-prices/repowereu-2-years_en?prefLang=it&etrans=it

(2) Direttiva (UE) 2023/2413.

(3) COM(2024) 63 final.

(4) https://energy.ec.europa.eu/news/member-states-agree-new-ambition-expanding-offshore-renewable-energy-2023-01-19_en?prefLang=it&etrans=it

(5) Comunicazione della Commissione, Orientamenti sulla ripartizione dei costi e dei benefici nei progetti di cooperazione transfrontaliera nel settore dell'energia rinnovabile- Commissione europea (europa.eu).

(6) https://acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Recommendations/ACER_Recommendation_02-2023_CBCA.pdf

(7) https://energy.ec.europa.eu/topics/infrastructure/high-level-groups_en?prefLang=it&etrans=it

(8) SWD(2020) 273 final

(9) Ad esempio, per l'interconnettore LT-PL per l'energia elettrica «LitPol Link», l'ACER ha concluso che non era necessaria alcuna compensazione da parte dei paesi non ospitanti. Per l'interconnettore PL-LT per il gas «GIPL», l'ACER ha concluso che i beneficiari positivi netti (LT, LV, EE) dovrebbero compensare PL, Stato membro ospitante che è stato ritenuto subire un effetto negativo netto.

(10) Nonostante possa dover affrontare ostacoli di ordine pratico in alcune giurisdizioni nazionali, in cui attualmente può essere vietato delegare la gestione di gare d'appalto.

(11) https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/financing/eu-funding-offshore-renewables_en?prefLang=it&etrans=it

(12) https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/tyndp-documents/ONDP2024/web_entso-e_ONDP_PanEU_240226.pdf

(13) Includendo Norvegia e Gran Bretagna, ma escludendo le connessioni radiali.

(14) https://op.europa.eu/it/publication-detail/-/publication/e1ffe710-0072-11ee-87ec-01aa75ed71a1