28.11.2017

Gazzetta ufficiale dell'Unione europea

L 312/6

REGOLAMENTO (UE) 2017/2195 DELLA COMMISSIONE

del 23 novembre 2017

che stabilisce orientamenti in materia di bilanciamento del sistema elettrico

(Testo rilevante ai fini del SEE)

LA COMMISSIONE EUROPEA,

visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea,

visto il 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 (1), in particolare l'articolo 18, paragrafo 3, lettere b) e d), e l'articolo 18, paragrafo 5,

considerando quanto segue:

(1)	Un mercato interno dell'energia pienamente funzionante e interconnesso è fondamentale per mantenere la sicurezza dell'approvvigionamento energetico, aumentare la competitività e garantire che tutti i consumatori possano acquistare energia a prezzi accessibili.

(2)

Il buon funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica dovrebbe offrire ai produttori incentivi adeguati per investire nella nuova generazione di energia, compresa l'energia elettrica da fonti rinnovabili, prestando particolare attenzione alle regioni e agli Stati membri più isolati nel mercato dell'energia dell'Unione. Il buon funzionamento del mercato dovrebbe altresì offrire ai consumatori misure idonee per promuovere un impiego più efficiente dell'energia, il che presuppone la sicurezza dell'approvvigionamento energetico.

(3)

Il regolamento (CE) n. 714/2009 stabilisce norme non discriminatorie per le condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica; esso fissa, in particolare, norme per l'allocazione della capacità da applicarsi alle interconnessioni e ai sistemi di trasmissione riguardanti i flussi transfrontalieri di energia elettrica. Ai fini della transizione verso un mercato dell'energia elettrica veramente integrato e della sicurezza operativa, è opportuno elaborare norme sul bilanciamento efficienti per fornire incentivi agli operatori di mercato affinché contribuiscano a risolvere i problemi di scarsità del sistema di cui sono responsabili. In particolare, è necessario stabilire norme relative agli aspetti tecnici e operativi del bilanciamento del sistema e alla contrattazione di energia, Tali norme dovrebbero riguardare altresì le riserve di potenza relative al sistema.

(4)

Il regolamento (UE) 2017/1485 (2) della Commissione stabilisce norme armonizzate sulla gestione del sistema applicabili ai gestori dei sistemi di trasmissione («TSO»), ai coordinatori della sicurezza regionale, ai gestori dei sistemi di distribuzione («DSO») e agli utenti rilevanti della rete. Esso individua diversi stati critici del sistema: normale, di allerta, di emergenza, di blackout, di ripristino). Esso inoltre stabilisce i requisiti e i principi per mantenere la sicurezza operativa in tutta l'Unione e mira a promuovere il coordinamento dei requisiti e dei principi per il controllo frequenza/potenza e le riserve a livello di Unione.

(5)

Il presente regolamento stabilisce una serie di norme tecniche, operative e di mercato, valide in tutta l'UE, per disciplinare il funzionamento dei mercati del bilanciamento del sistema elettrico. Esso stabilisce le norme per l'acquisizione di capacità di bilanciamento, l'attivazione dell'energia di bilanciamento e il regolamento finanziario dei responsabili del bilanciamento. Esso impone anche lo sviluppo di metodologie armonizzate per l'allocazione di capacità di trasmissione interzonale ai fini del bilanciamento. Tali norme incrementeranno la liquidità dei mercati a breve termine consentendo un aumento degli scambi transfrontalieri e un uso più efficiente della rete elettrica esistente ai fini del bilanciamento dell'energia. Poiché le offerte di acquisto di energia di bilanciamento si troveranno a competere su piattaforme di bilanciamento a livello di UE, vi saranno ricadute positive anche sulla concorrenza.

(6)

Il presente regolamento persegue lo scopo di garantire una gestione ottimale e coordinata del sistema europeo di trasmissione dell'energia elettrica, contribuendo allo stesso tempo al conseguimento degli obiettivi dell'Unione relativi alla penetrazione dell'energia da fonti rinnovabili, oltre a fornire vantaggi per i clienti. I TSO, collaborando se del caso con i DSO, dovrebbero essere responsabili dell'organizzazione dei mercati del bilanciamento europei e adoperarsi per la loro integrazione, mantenendo il sistema bilanciato nel modo più efficiente possibile. A tal fine, i TSO dovrebbero lavorare in stretta collaborazione tra di loro e con i DSO, coordinando il più possibile le loro attività per garantire l'efficienza del sistema elettrico, in tutte le regioni e per tutti i livelli di tensione, fatto salvo il diritto della concorrenza.

(7)

I TSO dovrebbero essere in grado di delegare a terzi, in tutto o in parte, l'esecuzione dei compiti previsti dal presente regolamento. Il TSO delegante dovrebbe restare responsabile del rispetto degli obblighi di cui al presente regolamento. Analogamente, gli Stati membri dovrebbero essere in grado di assegnare a terzi i compiti e gli obblighi di cui al presente regolamento. L'assegnazione dovrebbe essere limitata a compiti e obblighi eseguiti a livello nazionale (ad esempio il regolamento degli sbilanciamenti). Le limitazioni dell'assegnazione non dovrebbero comportare inutili modifiche delle disposizioni nazionali vigenti. Tuttavia i TSO dovrebbero restare responsabili dei compiti loro affidati a norma della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (3) relativamente allo sviluppo di metodologie a livello europeo, nonché all'attuazione e al funzionamento delle piattaforme di bilanciamento a livello europeo. Se, in uno Stato membro, la competenza e l'esperienza nell'esercizio del regolamento degli sbilanciamenti è assegnata a un soggetto terzo, il TSO dello Stato membro può chiedere ai TSO e all'ENTSO-E di autorizzare tale soggetto terzo a partecipare all'elaborazione della proposta. Tuttavia, il TSO dello Stato membro in collaborazione con tutti gli altri TSO resta responsabile dell'elaborazione della proposta e tale responsabilità non può essere trasferita a un soggetto terzo.

(8)

Le norme che definiscono il ruolo dei prestatori di servizi di bilanciamento e il ruolo dei responsabili del bilanciamento assicurano un approccio equo, trasparente e non discriminatorio. Inoltre, le norme sui termini e le condizioni relativi al bilanciamento stabiliscono i principi e i ruoli in base ai quali saranno svolte le attività di bilanciamento disciplinate dal presente regolamento; esse garantiscono altresì un'adeguata concorrenza basata sulla parità di condizioni tra gli operatori di mercato, compresi gli aggregatori di gestione della domanda e i mezzi a livello di distribuzione.

(9)	Ciascun prestatore di servizi di bilanciamento che intenda fornire energia di bilanciamento o capacità di bilanciamento dovrebbe superare un processo di qualificazione definito dai TSO in stretta cooperazione con i DSO, ove necessario.

(10)

L'integrazione dei mercati dell'energia di bilanciamento dovrebbe essere agevolata con la creazione di piattaforme europee comuni per gestire il processo di compensazione dello sbilanciamento e consentire lo scambio di energia di bilanciamento da riserve per il ripristino della frequenza e riserve di sostituzione. La cooperazione tra i TSO dovrebbe essere rigorosamente circoscritta a quanto necessario a una progettazione, una realizzazione e una gestione efficienti e sicure di tali piattaforme europee.

(11)

Le piattaforme per lo scambio di energia di bilanciamento da riserve per il ripristino della frequenza e riserve di sostituzione dovrebbero applicare un modello con elenchi di ordine di merito ai fini dell'attivazione economicamente efficiente delle offerte di acquisto. Se dall'analisi costi/benefici effettuata da tutti i TSO risulta che occorre modificare il modello della piattaforma per lo scambio di energia di bilanciamento da riserve per il ripristino della frequenza con attivazione automatica, i TSO dovrebbero poter applicare e rendere operativa la piattaforma in base ad un modello diverso.

(12)

L'integrazione dei mercati dell'energia di bilanciamento dovrebbe agevolare il funzionamento efficiente del mercato infragiornaliero al fine di prevedere la possibilità per gli operatori di mercato di bilanciarsi in un intervallo di tempo quanto più possibile vicino al tempo reale. Solo gli sbilanciamenti rimanenti alla chiusura del mercato infragiornaliero dovrebbero essere bilanciati dai TSO con il mercato del bilanciamento. L'armonizzazione del periodo di regolamento degli sbilanciamenti a 15 minuti in Europa dovrebbe favorire gli scambi infragiornalieri e lo sviluppo di un certo numero di prodotti di scambio con le stesse finestre di consegna.

(13)

Al fine di consentire lo scambio di servizi di bilanciamento, la creazione di elenchi di ordine di merito comuni e una liquidità adeguata nel mercato del bilanciamento, è necessario regolamentare la standardizzazione dei prodotti di bilanciamento. Il presente regolamento elenca una serie minima di caratteristiche standard e di caratteristiche supplementari che contraddistinguono i prodotti standard.

(14)

Il metodo di determinazione dei prezzi per i prodotti standard per l'energia di bilanciamento dovrebbe creare incentivi positivi per gli operatori di mercato a mantenere e/o contribuire a ripristinare il bilanciamento del sistema dell'area del prezzo di sbilanciamento e a ridurre gli sbilanciamenti del sistema e i costi per la società. Tale approccio alla determinazione dei prezzi dovrebbe mirare a un uso economicamente efficiente della gestione della domanda e di altre risorse di bilanciamento nel rispetto dei limiti di sicurezza operativa. Il metodo di determinazione dei prezzi nell'acquisizione della capacità di bilanciamento dovrebbe mirare a un uso economicamente efficiente della gestione della domanda e di altre risorse di bilanciamento nel rispetto dei limiti di sicurezza operativa.

(15)

Al fine di consentire ai TSO di acquisire e utilizzare la capacità di bilanciamento in modo efficiente ed economico e secondo criteri di mercato, è necessario favorire l'integrazione del mercato. A tale riguardo, il presente regolamento stabilisce tre metodologie attraverso le quali i TSO possono allocare la capacità interzonale per lo scambio della capacità di bilanciamento e la condivisione delle riserve, sulla base di un'analisi costi-benefici: il processo di coottimizzazione, il processo di allocazione basato sul mercato e l'allocazione basata su un'analisidell'efficienza economica. Si dovrebbe ricorrere al processo di coottimizzazione su base giornaliera, e invece al processo di allocazione basato sul mercato quando la contrattazione è effettuata con un anticipo massimo di una settimana rispetto alla fornitura della capacità di bilanciamento, e si può ricorrere all'allocazione basata su un'analisi dell'efficienza economica quando la contrattazione è effettuata con un anticipo superiore a una settimana rispetto alla fornitura della capacità di bilanciamento, a condizione che i volumi allocati siano limitati e che la valutazione sia effettuata ogni anno.

(16)

Non appena la metodologia per il processo di allocazione della capacità interzonale è approvata dalle autorità di regolamentazione competenti, due o più TSO potrebbero iniziare ad applicare la metodologia per acquisire esperienza e consentire un'applicazione agevole per i TSO successivi. Ai fini dell'integrazione del mercato l'applicazione di tale metodologia, laddove disponibile, dovrebbe comunque essere armonizzata da tutti i TSO.

(17)

L'obiettivo generale del regolamento degli sbilanciamenti è assicurare che i responsabili del bilanciamento sostengano il bilanciamento del sistema in modo efficiente e incentivare gli operatori di mercato a mantenere e/o a contribuire al ripristino del bilanciamento del sistema. Il presente regolamento definisce norme sul regolamento degli sbilanciamenti volte a garantire che sia effettuato in modo non discriminatorio, equo, obiettivo e trasparente. Per mettere i mercati del bilanciamento, e il sistema energetico in generale, in grado di integrare quote crescenti di fonti rinnovabili variabili, i prezzi di sbilanciamento dovrebbero rispecchiare il valore in tempo reale dell'energia.

(18)

Al fine di tener conto di casi eccezionali in cui, ad esempio, la conformità a talune norme potrebbe comportare rischi concernenti la sicurezza operativa o la sostituzione anzitempo dell'infrastruttura di reti intelligenti, il presente regolamento dovrebbe stabilire una procedura per consentire ai TSO di derogare in via provvisoria all'applicazione di tali norme.

(19)

Conformemente all'articolo 8 del regolamento (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio (4), l'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia («l'Agenzia») è tenuta ad adottare una decisione se le autorità di regolamentazione competenti non sono in grado di raggiungere un accordo sui termini e le condizioni o le metodologie comuni.

(20)

Il presente regolamento è stato elaborato in stretta collaborazione con l'Agenzia, l'ENTSO per l'energia elettrica («ENTSO-E») e i portatori d'interesse, al fine di adottare norme efficaci, equilibrate e proporzionate in modo trasparente e partecipativo. A norma dell'articolo 18, paragrafo 3, del regolamento (CE) n. 714/2009, la Commissione consulta l'Agenzia, l'ENTSO-E e gli altri portatori d'interesse prima di proporre eventuali modifiche del presente regolamento.

(21)	Le misure di cui al presente regolamento sono conformi al parere del comitato di cui all'articolo 23, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 714/2009,

HA ADOTTATO IL PRESENTE REGOLAMENTO:

TITOLO I

DISPOSIZIONI GENERALI

Articolo 1

Oggetto e ambito di applicazione

1. Il presente regolamento stabilisce orientamenti dettagliati in materia di bilanciamento del sistema elettrico, compresa la fissazione di principi comuni per l'acquisizione e il regolamento delle riserve per il contenimento della frequenza, delle riserve per il ripristino della frequenza e delle riserve di sostituzione e una metodologia comune per l'attivazione delle riserve per il ripristino della frequenza e delle riserve di sostituzione.

2. Il presente regolamento si applica ai gestori dei sistemi di trasmissione («TSO»), ai gestori dei sistemi di distribuzione («DSO»), compresi i sistemi di distribuzione chiusi, alle autorità di regolamentazione, all'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia («l'Agenzia»), alla rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione dell'energia elettrica («ENTSO-E»), ai terzi cui siano state delegate o attribuite responsabilità e agli altri operatori di mercato.

3. Il presente regolamento si applica a tutti i sistemi di trasmissione e a tutte le interconnessioni nell'Unione, fatta eccezione per i sistemi di trasmissione insulari non connessi ad altri sistemi di trasmissione mediante interconnessioni.

4. Qualora in uno Stato membro esistano più TSO, il presente regolamento si applica a tutti i TSO operanti nello Stato membro. Se un TSO non svolge una funzione connessa a uno o più obblighi derivanti dal presente regolamento, gli Stati membri possono disporre che la responsabilità di rispettare tali obblighi sia attribuita a uno o più TSO specifici.

5. Se un'area di controllo frequenza/potenza («LFC») è costituita da due o più TSO, tutti i TSO di quell'area LFC possono decidere, previa approvazione delle autorità di regolamentazione competenti, di esercitare uno o più obblighi derivanti dal presente regolamento in modo coordinato per tutte le aree di programmazione dell'area LFC.

6. Le piattaforme europee per lo scambio di prodotti standard per l'energia di bilanciamento possono essere aperte ai TSO che operano in Svizzera, a condizione che la legge nazionale di tale paese attui le principali disposizioni della legislazione dell'Unione relativa al mercato dell'energia elettrica e che esista un accordo intergovernativo di cooperazione in materia fra l'UE e la Svizzera o che l'esclusione della Svizzera rischi di comportare flussi fisici non programmati di energia elettrica attraverso la Svizzera in grado di compromettere la sicurezza del sistema della regione.

7. Subordinatamente al soddisfacimento delle condizioni di cui al paragrafo 6, la partecipazione della Svizzera alle piattaforme europee per lo scambio di prodotti standard per l'energia di bilanciamento è decisa dalla Commissione sulla base di un parere dell'Agenzia e di tutti i TSO secondo le procedure di cui all'articolo 4, paragrafo 3. I diritti e le responsabilità dei TSO svizzeri sono coerenti con i diritti e le responsabilità dei TSO attivi nell'Unione onde assicurare un buon funzionamento del mercato del bilanciamento a livello di Unione e condizioni di parità per tutti i portatori d'interesse.

8. Il presente regolamento si applica a tutti gli stati del sistema definiti all'articolo 18 del regolamento (UE) 2017/1485.

Articolo 2

Definizioni

Ai fini del presente regolamento, si applicano le definizioni di cui all'articolo 2 della direttiva 2009/72/CE, all'articolo 2 del regolamento (CE) n. 714/2009, all'articolo 2 del regolamento (UE) n. 543/2013 della Commissione (5), all'articolo 2 del regolamento (UE) 2015/1222 della Commissione (6), all'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/631 della Commissione (7), all'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/1388 della Commissione (8), all'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/1447 della Commissione (9), all'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/1719 della Commissione (10), all'articolo 3 del regolamento (UE) 2017/1485 e all'articolo 3 del regolamento (UE) 2017/2196 della Commissione (11).

Si applicano inoltre le seguenti definizioni:

«bilanciamento», tutte le azioni e tutti i processi, in tutti gli orizzonti temporali, mediante i quali i TSO assicurano, in modo continuo, il mantenimento della frequenza del sistema entro un intervallo di stabilità predefinito secondo il disposto dell'articolo 127 del regolamento (UE) 2017/1485, e la conformità alla quantità di riserve necessaria in relazione alla qualità richiesta, secondo quanto disposto nella parte IV, titoli V, VI e VII, del regolamento (UE) 2017/1485;

2)	«mercato del bilanciamento», l'insieme dei meccanismi istituzionali, commerciali e operativi che stabiliscono la gestione del bilanciamento basata sul mercato;

3)	«servizi di bilanciamento», l'energia di bilanciamento, la capacità di bilanciamento o entrambe;

4)	«energia di bilanciamento», l'energia utilizzata dai TSO ai fini del bilanciamento e fornita da un prestatore di servizi di bilanciamento;

5)	«capacità di bilanciamento», volume di capacità di riserva che un prestatore di servizi di bilanciamento ha convenuto di trattenere e rispetto al quale ha convenuto di presentare offerte per un volume corrispondente di energia di bilanciamento al TSO per la durata del contratto;

6)	«prestatore di servizi di bilanciamento», operatore di mercato con unità o gruppi di erogazione delle riserve in grado di fornire servizi di bilanciamento ai TSO;

7)	«responsabile del bilanciamento», operatore di mercato o suo rappresentante designato responsabile del bilanciamento;

«sbilanciamento», volume di energia calcolato per un responsabile del bilanciamento, che rappresenta la differenza tra il volume allocato attribuito a tale responsabile del bilanciamento e la posizione finale dello stesso responsabile del bilanciamento, compreso l'eventuale aggiustamento dello sbilanciamento applicato a quest'ultimo, in un dato periodo di regolamento degli sbilanciamenti;

9)	«regolamento degli sbilanciamenti», meccanismo di regolamento finanziario per addebitare o pagare ai responsabili del bilanciamento i loro sbilanciamenti;

10)	«periodo di regolamento degli sbilanciamenti», unità di tempo per la quale è calcolato lo sbilanciamento dei responsabili del bilanciamento;

11)	«area di sbilanciamento», area in cui è calcolato uno sbilanciamento;

12)	«prezzo di sbilanciamento», prezzo — positivo, pari a zero o negativo — in ciascun periodo di regolamento degli sbilanciamenti per uno sbilanciamento in ciascuna direzione;

13)	«area del prezzo di sbilanciamento», area per il calcolo di un prezzo di sbilanciamento;

14)

«aggiustamento dello sbilanciamento», volume di energia che rappresenta l'energia di bilanciamento di un prestatore di servizi di bilanciamento ed è applicato dal TSO di connessione per un periodo di regolamento degli sbilanciamenti ai responsabili del bilanciamento interessati, utilizzato per il calcolo dello sbilanciamento di tali responsabili;

15)	«volume allocato», volume di energia fisicamente immesso nel sistema o assorbito dal sistema e attribuito a un responsabile del bilanciamento per il calcolo dello sbilanciamento di tale responsabile;

16)	«posizione», volume di energia dichiarato di un responsabile del bilanciamento utilizzato per il calcolo del rispettivo sbilanciamento;

17)	«modello di autodispacciamento», modello di programmazione e di dispacciamento in cui i programmi di generazione e i programmi di consumo, così come il dispacciamento degli impianti di generazione e degli impianti di consumo, sono determinati dai programmatori di rete di tali impianti;

18)

«modello di dispacciamento centrale», modello di programmazione e di dispacciamento in cui i programmi di generazione e i programmi di consumo così come il dispacciamento degli impianti di generazione e degli impianti di consumo, con riferimento agli impianti dispacciabili, sono determinati da un TSO nell'ambito del processo di programmazione integrato;

19)

«processo di programmazione integrato», processo iterativo che utilizza almeno le offerte di acquisto del processo di programmazione integrato che contengono i dati commerciali e i dati tecnici complessi dei singoli impianti di generazione o impianti di consumo e include esplicitamente le caratteristiche di avviamento, la più recente analisi di adeguatezza dell'area di controllo e i limiti di sicurezza operativa come input per il processo;

20)	«orario di chiusura delle offerte del processo di programmazione integrato», momento in cui la presentazione o l'aggiornamento delle offerte di acquisto del processo di programmazione integrato non sono più consentiti per specifiche iterazioni del processo di programmazione integrato;

21)	«modello TSO-TSO», modello per lo scambio dei servizi di bilanciamento in cui il prestatore di servizi di bilanciamento fornisce servizi di bilanciamento al proprio TSO di connessione, che a sua volta fornisce tali servizi al TSO richiedente;

22)	«TSO di connessione», TSO che gestisce l'area di programmazione in cui i prestatori di servizi di bilanciamento e i responsabili del bilanciamento sono tenuti a conformarsi ai termini e alle condizioni relativi al bilanciamento;

23)	«scambio di servizi di bilanciamento», scambio di energia di bilanciamento, scambio di capacità di bilanciamento o entrambi;

24)	«scambio di energia di bilanciamento», attivazione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento per l'erogazione di energia di bilanciamento a un TSO in un'area di programmazione diversa da quella in cui è connesso il prestatore di servizi di bilanciamento attivato;

25)	«scambio di capacità di bilanciamento», l'erogazione di capacità di bilanciamento a un TSO in un'area di programmazione diversa da quella in cui è connesso il prestatore di servizi di bilanciamento incaricato;

26)	«trasferimento della capacità di bilanciamento», trasferimento della capacità di bilanciamento dal prestatore di servizi di bilanciamento con cui è stato inizialmente sottoscritto il contratto a un altro prestatore di servizi di bilanciamento;

27)	«orario di chiusura del mercato per l'energia di bilanciamento», momento in cui non è più consentito presentare o aggiornare offerte di acquisto di energia di bilanciamento per un prodotto standard figurante in un elenco di ordine di merito comune;

28)	«prodotto standard», prodotto di bilanciamento armonizzato definito da tutti i TSO per lo scambio dei servizi di bilanciamento;

29)	«periodo di preparazione», lasso di tempo che intercorre tra la richiesta del TSO di connessione, nel caso di un modello TSO-TSO, o del TSO contraente, nel caso di un modello TSO-BSP, e l'inizio della durata della rampa;

30)	«tempo di piena attivazione», lasso di tempo che intercorre tra la richiesta di attivazione del TSO di connessione, nel caso di un modello TSO-TSO, o del TSO contraente, nel caso di un modello TSO-BSP, e la corrispondente consegna completa del prodotto in questione;

31)	«periodo di disattivazione», intervallo di tempo necessario per passare dall'immissione completa a un setpoint o dal prelievo completo a un setpoint;

32)	«periodo di consegna», periodo durante il quale il prestatore di servizi di bilanciamento effettua l'intera modifica richiesta delle immissioni di potenza nel sistema o l'intera modifica richiesta dei prelievi dal sistema;

33)	«periodo di validità», periodo in cui l'offerta di acquisto di energia di bilanciamento presentata dal prestatore di servizi di bilanciamento può essere attivata, se sono rispettate tutte le caratteristiche del prodotto. Il periodo di validità è definito da un'ora di inizio e un'ora di fine;

34)	«modalità di attivazione», modalità di attivazione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento, che può essere manuale o automatica, a seconda che l'energia di bilanciamento sia attivata manualmente da un operatore o automaticamente secondo uno schema a circuito chiuso;

35)	«divisibilità», possibilità per un TSO di utilizzare solo una parte delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento o delle offerte di acquisto di capacità di bilanciamento presentate dal prestatore di servizi di bilanciamento, in termini di attivazione della potenza o di durata;

36)	«prodotto specifico», prodotto diverso da un prodotto standard;

37)	«elenco di ordine di merito comune», elenco di offerte di acquisto di energia di bilanciamento ordinato in base al prezzo delle offerte, utilizzato per l'attivazione di tali offerte;

38)

«orario di chiusura per la trasmissione delle offerte di acquisto di energia da parte del TSO», termine ultimo entro il quale un TSO di connessione può inoltrare le offerte di acquisto di energia di bilanciamento ricevute da un prestatore di servizi di bilanciamento alla funzione di ottimizzazione dell'attivazione;

39)	«funzione di ottimizzazione dell'attivazione», funzione di applicazione dell'algoritmo per ottimizzare l'attivazione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento;

40)	«funzione del processo di compensazione dello sbilanciamento», funzione di applicazione dell'algoritmo per eseguire il processo di compensazione dello sbilanciamento;

41)	«funzione di regolamento TSO-TSO», funzione di regolamento dei processi di cooperazione tra i TSO;

42)	«funzione di ottimizzazione dell'acquisizione di capacità», funzione di applicazione dell'algoritmo per ottimizzare l'acquisizione della capacità di bilanciamento che viene scambiata tra i TSO;

43)	«modello TSO-BSP», modello per lo scambio di servizi di bilanciamento in cui il prestatore di servizi di bilanciamento fornisce tali servizi direttamente al TSO contraente, che a sua volta li fornisce al TSO richiedente;

44)	«TSO contraente», TSO che ha sottoscritto accordi contrattuali per i servizi di bilanciamento con un prestatore di servizi di bilanciamento in un'altra area di programmazione;

45)	«TSO richiedente», il TSO che richiede la consegna dell'energia di bilanciamento.

Articolo 3

Obiettivi e aspetti regolamentari

1. Il presente regolamento intende:

a)	promuovere la concorrenza effettiva, la non discriminazione e la trasparenza nei mercati del bilanciamento;

b)	migliorare l'efficienza del bilanciamento e dei mercati del bilanciamento europeo e nazionali;

c)	integrare i mercati del bilanciamento e promuovere le possibilità di scambio dei servizi di bilanciamento, contribuendo nel contempo alla sicurezza operativa;

d)	contribuire al funzionamento efficiente a lungo termine e allo sviluppo del sistema di trasmissione e del settore dell'energia elettrica nell'Unione, facilitando nel contempo il funzionamento efficiente e coerente dei mercati del giorno prima, infragiornaliero e del bilanciamento;

garantire che l'acquisizione dei servizi di bilanciamento sia equo, obiettivo, trasparente e basato sul mercato, non presenti barriere ingiustificate all'ingresso di nuovi concorrenti e promuova la liquidità dei mercati del bilanciamento evitando nel contempo indebite distorsioni nell'ambito del mercato interno dell'energia elettrica;

agevolare la partecipazione della gestione della domanda, compresi i dispositivi di aggregazione e lo stoccaggio dell'energia, garantendo che siano in concorrenza con altri servizi di bilanciamento in condizioni di parità e, ove necessario, che agiscano in modo indipendente nel fornire il servizio a un unico impianto di consumo;

g)	agevolare la partecipazione delle fonti di energia rinnovabili e favorire il conseguimento dell'obiettivo dell'Unione europea relativo alla penetrazione dell'energia rinnovabile.

2. Nell'applicare il presente regolamento, gli Stati membri, le autorità di regolamentazione competenti e i gestori di sistema:

a)	applicano i principi di proporzionalità e di non discriminazione;

b)	garantiscono la trasparenza;

c)	applicano il principio dell'ottimizzazione volto a conseguire la massima efficienza complessiva al minor costo totale per tutte le parti coinvolte;

d)	fanno in modo che i TSO si avvalgano, nella misura del possibile, di meccanismi basati sul mercato, per garantire la sicurezza e la stabilità della rete;

e)	assicurano che lo sviluppo dei mercati a termine, del giorno prima e infragiornaliero non sia compromesso;

f)	rispettano la responsabilità attribuita al pertinente TSO al fine di garantire la sicurezza del sistema, ivi incluso quanto disposto dalla normativa nazionale;

g)	si consultano con i pertinenti DSO e tengono conto del potenziale impatto sul loro sistema;

h)	tengono conto delle norme tecniche e delle specifiche tecniche europee concordate.

Articolo 4

Termini e condizioni o metodologie dei TSO

1. I TSO elaborano i termini e le condizioni o le metodologie richiesti dal presente regolamento e li presentano per approvazione alle autorità di regolamentazione competenti conformemente all'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE entro le rispettive scadenze stabilite dal presente regolamento.

2. I TSO partecipanti collaborano strettamente qualora in forza del presente regolamento sia necessario elaborare e concordare una proposta di termini e condizioni o metodologie fra più TSO. I TSO, con l'assistenza dell'ENTSO-E, informano regolarmente le autorità di regolamentazione competenti e l'Agenzia dei progressi nell'elaborazione di detti termini e condizioni o metodologie.

3. I TSO che decidono in merito alle proposte di termini e condizioni o metodologie conformemente all'articolo 5, paragrafo 2, qualora non pervengano a un consenso, deliberano a maggioranza qualificata. Per le proposte a norma dell'articolo 5, paragrafo 2, la maggioranza qualificata prevede una maggioranza di:

a)	TSO rappresentanti almeno il 55 % degli Stati membri; e

b)	TSO rappresentanti Stati membri che totalizzano almeno il 65 % della popolazione dell'Unione.

Una minoranza di blocco per le decisioni di cui all'articolo 5, paragrafo 2, deve includere TSO che rappresentino almeno quattro Stati membri; in caso contrario si riterrà raggiunta la maggioranza qualificata.

4. Se le regioni interessate sono costituite da più di cinque Stati membri, qualora i TSO che decidono in merito alle proposte di termini e condizioni o metodologie conformemente all'articolo 5, paragrafo 3, non pervengano a un consenso, essi deliberano a maggioranza qualificata. Per le proposte a norma dell'articolo 5, paragrafo 3, la maggioranza qualificata prevede una maggioranza di:

a)	TSO rappresentanti almeno il 72 % degli Stati membri interessati; e

b)	TSO rappresentanti Stati membri che totalizzano almeno il 65 % della popolazione dell'area interessata.

La minoranza di blocco per le decisioni a norma dell'articolo 5, paragrafo 3, deve includere almeno il numero minimo di TSO che rappresentano più del 35 % della popolazione degli Stati membri partecipanti, oltre ai TSO che rappresentano almeno un altro Stato membro interessato; in caso contrario si riterrà raggiunta la maggioranza qualificata.

5. I TSO che decidono in merito alle proposte di termini e condizioni o metodologie a norma dell'articolo 5, paragrafo 3, relativamente alle regioni composte da non più di cinque Stati membri decidono per consenso.

6. Per quanto attiene alle decisioni dei TSO di cui ai paragrafi 3 e 4, si attribuisce un voto per ciascuno Stato membro. Se sul territorio di uno Stato membro esistono più TSO, lo Stato membro assegna i diritti di voto fra i TSO.

7. Se i TSO non presentano, entro la scadenza fissata dal presente regolamento, una proposta di termini e condizioni o metodologie alle autorità di regolamentazione competenti, essi trasmettono a queste ultime e all'Agenzia i pertinenti progetti di proposta di termini e condizioni o metodologie, illustrando i motivi che hanno impedito di raggiungere un accordo. L'Agenzia informa la Commissione e, in collaborazione con le autorità di regolamentazione competenti e su richiesta della Commissione stessa, indaga sui motivi dell'inadempienza e ne informa la Commissione. Quest'ultima prende i provvedimenti opportuni per consentire l'adozione dei termini e delle condizioni o delle metodologie necessari entro quattro mesi dal ricevimento delle informazioni dell'Agenzia.

Articolo 5

Approvazione dei termini e delle condizioni o delle metodologie dei TSO

1. Ciascuna autorità di regolamentazione competente in conformità dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE approva i termini e le condizioni o le metodologie elaborati dai TSO di cui ai paragrafi 2, 3 e 4.

2. Le proposte di termini e condizioni o di metodologie elencate di seguito sono subordinate all'approvazione di tutte le autorità di regolamentazione:

a)	i quadri per l'istituzione delle piattaforme europee a norma dell'articolo 20, paragrafo 1, dell'articolo 21, paragrafo 1, e dell'articolo 22, paragrafo 1;

b)	le modifiche ai quadri per l'istituzione delle piattaforme europee a norma dell'articolo 20, paragrafo 5, e dell'articolo 21, paragrafo 5;

c)	i prodotti standard per la capacità di bilanciamento a norma dell'articolo 25, paragrafo 2;

d)	la metodologia di classificazione degli scopi di attivazione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento a norma dell'articolo 29, paragrafo 3;

e)	la valutazione dell'eventuale aumento del volume minimo di offerte di acquisto di energia di bilanciamento che saranno trasmesse alle piattaforme europee a norma dell'articolo 29, paragrafo 11;

f)	le metodologie di determinazione del prezzo dell'energia di bilanciamento e della capacità interzonale utilizzate per lo scambio di energia di bilanciamento o per l'esecuzione del processo di compensazione dello sbilanciamento a norma dell'articolo 30, paragrafi 1 e 5;

g)	l'armonizzazione della metodologia per il processo di allocazione di capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento o la condivisione delle riserve a norma dell'articolo 38, paragrafo 3;

h)	la metodologia per un processo di allocazione coottimizzato della capacità interzonale a norma dell'articolo 40, paragrafo 1;

i)	le disposizioni sul regolamento TSO-TSO per lo scambio previsto di energia a norma dell'articolo 50, paragrafo 1;

j)	l'armonizzazione delle caratteristiche principali del regolamento degli sbilanciamenti a norma dell'articolo 52, paragrafo 2;

gli Stati membri possono fornire un parere al riguardo all'autorità di regolamentazione interessata.

3. Le proposte di termini e condizioni o di metodologie elencate di seguito sono subordinate all'approvazione di tutte le autorità di regolamentazione della regione interessata:

a)	il quadro, per l'area geografica relativa a tutti i TSO che eseguono il processo delle riserve di sostituzione a norma della parte IV del regolamento (UE) 2017/1485, applicabile all'istituzione della piattaforma europea per le riserve di sostituzione a norma dell'articolo 19, paragrafo 1;

b)	per l'area geografica relativa a due o più TSO che si scambiano o intendono scambiarsi la capacità di bilanciamento, la fissazione di norme e di un processo comuni e armonizzati per lo scambio e l'acquisizione di capacità di bilanciamento a norma dell'articolo 33, paragrafo 1;

c)	per l'area geografica relativa ai TSO che si scambiano capacità di bilanciamento, la metodologia per il calcolo della probabilità di disponibilità di capacità interzonale dopo l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale a norma dell'articolo 33, paragrafo 6;

d)	l'esenzione, per l'area geografica in cui ha avuto luogo l'acquisizione di capacità di bilanciamento, finalizzata a non consentire ai prestatori di servizi bilanciamento di trasferire i loro obblighi di fornire capacità di bilanciamento a norma dell'articolo 34, paragrafo 1;

e)	l'applicazione di un modello TSO-BSP, in un'area geografica comprendente due o più TSO, a norma dell'articolo 35, paragrafo 1;

f)	la metodologia di calcolo della capacità interzonale per ogni regione di calcolo della capacità a norma dell'articolo 37, paragrafo 3;

g)	per l'area geografica che comprende due o più TSO, l'applicazione del processo di allocazione di capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento o la condivisione delle riserve a norma dell'articolo 38, paragrafo 1;

h)	per ogni regione di calcolo della capacità, la metodologia per un processo di allocazione della capacità interzonale basato sul mercato a norma dell'articolo 41, paragrafo 1;

per ogni regione di calcolo della capacità, la metodologia per un processo di allocazione della capacità interzonale sulla base di un'analisi dell'efficienza economica e l'elenco di ogni singola allocazione di capacità interzonale sulla base di un'analisi dell'efficienza economica a norma dell'articolo 42, paragrafi 1 e 5;

j)	per l'area geografica comprendente tutti i TSO che si scambiano intenzionalmente energia all'interno di un'area sincrona, le disposizioni sul regolamento TSO-TSO per lo scambio previsto di energia a norma dell'articolo 50, paragrafo 3;

k)	per l'area geografica comprendente tutti i TSO connessi in modo asincrono che si scambiano intenzionalmente energia, le disposizioni sul regolamento TSO-TSO per lo scambio intenzionale di energia a norma dell'articolo 50, paragrafo 4;

l)	per ogni area sincrona, le disposizioni sul regolamento TSO-TSO per lo scambio non intenzionale di energia a norma dell'articolo 51, paragrafo 1;

m)	per l'area geografica comprendente tutti i TSO connessi in modo asincrono, le disposizioni sul regolamento TSO-TSO per lo scambio non intenzionale di energia a norma dell'articolo 51, paragrafo 2;

n)	l'esenzione, a livello di area sincrona, dall'armonizzazione dei periodi di regolamento degli sbilanciamenti a norma dell'articolo 53, paragrafo 2;

o)	per l'area geografica comprendente due o più TSO che si scambiano capacità di bilanciamento, i principi per gli algoritmi di bilanciamento a norma dell'articolo 58, paragrafo 3;

gli Stati membri possono fornire un parere al riguardo all'autorità di regolamentazione interessata.

4. Le proposte di termini e condizioni o di metodologie elencate di seguito sono subordinate all'approvazione di ciascuna autorità di regolamentazione di ciascuno Stato membro interessato, caso per caso:

a)	l'esenzione dall'obbligo di pubblicare informazioni sui prezzi delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento o di capacità di bilanciamento, a causa di timori di abusi di mercato, a norma dell'articolo 12, paragrafo 4;

b)	se del caso, la metodologia per l'imputazione dei costi derivanti dalle azioni intraprese dai DSO, a norma dell'articolo 15, paragrafo 3;

c)	i termini e le condizioni relativi al bilanciamento, a norma dell'articolo 18;

d)	la definizione e l'utilizzo di prodotti specifici a norma dell'articolo 26, paragrafo 1;

e)	la limitazione della quantità di offerte d'acquisto trasmesse alle piattaforme europee a norma dell'articolo 29, paragrafo 10;

f)	l'esenzione dell'acquisizione separata di capacità di bilanciamento a salire o a scendere di cui all'articolo 32, paragrafo 3;

se del caso, il meccanismo di regolamento supplementare, distinto dal regolamento degli sbilanciamenti, per regolare i costi dell'acquisizione di capacità di bilanciamento, i costi amministrativi e gli altri costi connessi al bilanciamento con i responsabili del bilanciamento, a norma dell'articolo 44, paragrafo 3;

h)	le deroghe a una o più disposizioni del presente regolamento a norma dell'articolo 62, paragrafo 2;

i)	i costi connessi agli obblighi imposti ai gestori di sistema o a entità terze cui siano state attribuite responsabilità conformemente al presente regolamento a norma dell'articolo 8, paragrafo 1.

gli Stati membri possono fornire un parere al riguardo all'autorità di regolamentazione interessata.

5. La proposta di termini e condizioni o di metodologie include una proposta di calendario attuativo e una descrizione dell'impatto previsto rispetto agli obiettivi del presente regolamento. Il termine di attuazione non è superiore a dodici mesi dall'approvazione da parte delle autorità di regolamentazione competenti, a meno che tutte le autorità di regolamentazione competenti non convengano di estendere tale termine o il presente regolamento non contempli termini differenti. Le proposte di termini e condizioni o di metodologie subordinate all'approvazione di diverse autorità di regolamentazione o di tutte le autorità di regolamentazione sono presentate all'Agenzia contestualmente alla presentazione alle autorità di regolamentazione. Su richiesta delle autorità di regolamentazione competenti, entro tre mesi l'Agenzia emette un parere sulle proposte di termini e condizioni o di metodologie.

6. Se l'approvazione dei termini e delle condizioni o delle metodologie richiede la decisione di più autorità di regolamentazione, queste si consultano e collaborano strettamente al fine di pervenire a un accordo. Se l'Agenzia emette un parere, le autorità di regolamentazione competenti ne tengono conto. Le autorità di regolamentazione decidono in merito ai termini e alle condizioni o alle metodologie presentati di cui ai paragrafi 2 e 3 entro sei mesi dal ricevimento degli stessi da parte dell'autorità di regolamentazione competente o, se del caso, dell'ultima autorità di regolamentazione interessata.

7. Qualora le autorità di regolamentazione competenti non siano state in grado di pervenire a un accordo entro i termini di cui al paragrafo 6 o su loro richiesta congiunta, entro sei mesi dal giorno del deferimento l'Agenzia adotta una decisione relativa alle proposte di termini e condizioni o di metodologie presentate, conformemente all'articolo 8, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 713/2009.

8. Qualsiasi parte può sporgere reclamo contro un pertinente gestore di sistema o TSO in relazione agli obblighi di tale gestore o TSO previsti dal presente regolamento o alle decisioni da esso prese in applicazione del presente regolamento e può adire l'autorità di regolamentazione competente, la quale, in veste di autorità di risoluzione delle controversie, adotta una decisione entro due mesi dal ricevimento del reclamo. Tale termine può essere prorogato di altri due mesi qualora l'autorità di regolamentazione competente richieda ulteriori informazioni. Tale termine prorogato può essere ulteriormente prorogato con il consenso del reclamante. La decisione dell'autorità di regolamentazione competente produce effetti vincolanti a meno che e fin quando non sia annullata in seguito ad impugnazione.

Articolo 6

Modifica dei termini e delle condizioni o delle metodologie dei TSO

1. Qualora una o più autorità di regolamentazione, conformemente all'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE, richiedano una modifica per approvare i termini e le condizioni o le metodologie presentati conformemente all'articolo 5, paragrafi 2, 3 e 4, i pertinenti TSO presentano per approvazione una proposta di modifica dei termini e delle condizioni o delle metodologie entro due mesi dalla richiesta delle autorità di regolamentazione competenti. Le autorità di regolamentazione competenti decidono in merito ai termini e alle condizioni o alle metodologie modificati entro due mesi dalla loro presentazione.

2. Qualora le autorità di regolamentazione competenti non siano state in grado di pervenire a un accordo sui termini e sulle condizioni o sulle metodologie entro due mesi, o su loro richiesta congiunta, l'Agenzia adotta entro sei mesi una decisione relativa alle modifiche dei termini e delle condizioni o delle metodologie, conformemente all'articolo 8, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 713/2009. Se i pertinenti TSO non presentano una proposta di modifica dei termini e delle condizioni o delle metodologie, si applica la procedura prevista all'articolo 4.

3. I TSO responsabili di elaborare una proposta di termini e condizioni o metodologie oppure le autorità di regolamentazione responsabili della loro adozione conformemente all'articolo 5, paragrafi 2, 3 e 4, possono chiedere una modifica di tali termini e condizioni o metodologie. Le proposte di modifica dei termini e delle condizioni o delle metodologie sono sottoposte a consultazione conformemente alla procedura stabilita all'articolo 10 e sono approvate conformemente alla procedura stabilita agli articoli 4 e 5.

Articolo 7

Pubblicazione su Internet dei termini e delle condizioni o delle metodologie

I TSO responsabili di stabilire i termini e le condizioni o le metodologie a norma del presente regolamento li pubblicano su Internet, previa approvazione delle autorità di regolamentazione competenti o, se tale approvazione non è richiesta, dopo averli stabiliti, eccetto nei casi in cui dette informazioni sono considerate riservate ai sensi dell'articolo 11.

Articolo 8

Recupero dei costi

1. I costi connessi agli obblighi imposti ai gestori di sistema o a entità terze cui siano state attribuite responsabilità in conformità del presente regolamento sono valutati dalle autorità di regolamentazione competenti in conformità dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE.

2. I costi considerati ragionevoli, efficienti e proporzionati dall'autorità di regolamentazione competente sono recuperati mediante tariffe di rete o altri idonei meccanismi determinati dalle autorità di regolamentazione competenti.

3. Se richiesto dalle autorità di regolamentazione competenti, i gestori di sistema o le entità cui siano state attribuite responsabilità, entro tre mesi dalla richiesta, forniscono le informazioni necessarie per facilitare la valutazione dei costi sostenuti.

4. Gli eventuali costi sostenuti dagli operatori del mercato per realizzare quanto prescritto dal presente regolamento sono sostenuti dagli stessi operatori del mercato.

Articolo 9

Partecipazione dei portatori d'interesse

L'Agenzia, in stretta cooperazione con l'ENTSO-E, organizza la partecipazione dei portatori d'interesse al mercato del bilanciamento e ad altri aspetti dell'attuazione del presente regolamento. Tale partecipazione comporta riunioni regolari con i portatori d'interesse al fine di individuare i problemi e proporre miglioramenti per quanto attiene all'integrazione del mercato del bilanciamento.

Articolo 10

Consultazione pubblica

1. I TSO responsabili della presentazione delle proposte di termini e condizioni o di metodologie o delle relative modifiche conformemente al presente regolamento consultano i portatori d'interesse, comprese le autorità competenti di ciascuno Stato membro, in merito ai progetti di proposta di termini e condizioni o di metodologie e ad altre misure di attuazione per un periodo non inferiore a un mese.

2. La consultazione ha una durata di almeno un mese, tranne per i progetti di proposte a norma dell'articolo 5, paragrafo 2, lettere a), b), c), d), e), f), g), h) e j), per i quali la consultazione ha una durata non inferiore a due mesi.

3. Almeno le proposte di cui all'articolo 5, paragrafo 2, lettere a), b), c), d), e), f), g), h) e j) sono oggetto di consultazione pubblica a livello europeo.

4. Almeno le proposte di cui all'articolo 5, paragrafo 3, lettere a), b), c), d), e), f), g), h), i), n) e o) sono oggetto di consultazione pubblica al livello regionale interessato.

5. Almeno le proposte di cui all'articolo 5, paragrafo 4, lettere a), b), c), d), e), f), g) e i) sono oggetto di consultazione pubblica in ogni Stato membro interessato.

6. I TSO responsabili della proposta di termini e condizioni o metodologie tengono in debita considerazione i punti di vista dei portatori d'interesse emersi dalle consultazioni svolte in conformità dei paragrafi da 2 a 5 prima della presentazione della proposta ai fini dell'approvazione regolamentare. In ogni caso, insieme alla proposta si presenta una motivazione valida che giustifichi l'inclusione o l'esclusione dei punti di vista emersi dalla consultazione e la si pubblica tempestivamente prima della pubblicazione della proposta di termini e condizioni o di metodologie o contemporaneamente ad essa.

Articolo 11

Obblighi di riservatezza

1. Le informazioni riservate ricevute, scambiate o trasmesse a norma del presente regolamento sono soggette alle condizioni di segreto professionale di cui ai paragrafi 2, 3 e 4.

2. L'obbligo del segreto professionale è applicabile a chiunque sia soggetto alle disposizioni del presente regolamento.

3. Le informazioni riservate ricevute dalle persone o dalle autorità di regolamentazione di cui al paragrafo 2 nell'espletamento delle loro mansioni non possono essere divulgate ad altre persone o autorità, fatti salvi i casi disciplinati dalla normativa nazionale, dalle altre disposizioni del presente regolamento o da altre norme dell'Unione pertinenti.

4. Fatti salvi i casi disciplinati dalla normativa nazionale o dell'Unione, le autorità di regolamentazione, gli organismi o le persone che ricevono informazioni riservate a norma del presente regolamento possono utilizzarle unicamente ai fini dell'espletamento delle funzioni che esercitano in virtù del presente regolamento, salvo consenso scritto del proprietario primario dei dati.

Articolo 12

Pubblicazione delle informazioni

1. Tutti i soggetti di cui all'articolo 1, paragrafo 2 forniscono ai TSO tutte le informazioni pertinenti per l'adempimento degli obblighi di cui ai paragrafi da 3 a 5.

2. Tutte le entità di cui all'articolo 1, paragrafo 2 provvedono affinché le informazioni di cui ai paragrafi da 3 a 5 siano pubblicate ad un tempo e in un formato tali da non creare un effettivo o potenziale vantaggio o svantaggio concorrenziale per singoli soggetti o imprese.

3. Ciascun TSO, non appena ne viene a conoscenza, pubblica quanto segue:

a)	informazioni sull'attuale bilanciamento del sistema della propria area o delle proprie aree di programmazione, nel più breve tempo possibile e in ogni caso entro 30 minuti dal tempo reale;

informazioni su tutte le offerte di acquisto di energia di bilanciamento della sua o delle sue aree di programmazione, se necessario in forma anonima, entro 30 minuti dalla fine del periodo rilevante di mercato. Le informazioni riportano:

i)	il tipo di prodotto;

ii)	il periodo di validità;

iii)	i volumi offerti;

iv)	i prezzi offerti;

v)	le informazioni relative all'eventuale indisponibilità dichiarata dell'offerta di acquisto;

c)	le informazioni sull'eventuale conversione dell'offerta di acquisto di energia di bilanciamento da un prodotto specifico o da un processo di programmazione integrato entro 30 minuti dalla fine del periodo rilevante di mercato;

le informazioni sul modo in cui le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti specifici o da un processo di programmazione integrato sono state convertite in offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti standard entro 30 minuti dalla fine del periodo rilevante di mercato;

informazioni aggregate sulle offerte di acquisto di energia di bilanciamento entro 30 minuti dalla fine del periodo rilevante di mercato, che comprendono:

i)	il volume totale delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento presentate;

ii)	il volume totale delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento presentate per tipo di riserve;

iii)	il volume totale delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento presentate e attivate separatamente per i prodotti standard e specifici;

iv)	il volume delle offerte di acquisto non disponibili presentate per tipo di riserve;

f)	le informazioni sui volumi offerti nonché sui prezzi offerti della capacità di bilanciamento acquisita, se necessario in forma anonima, entro un'ora dalla comunicazione dei risultati della procedura di acquisizione agli offerenti;

i termini e le condizioni iniziali relativi al bilanciamento di cui all'articolo 18 almeno un mese prima dell'applicazione e le eventuali modifiche dei termini e delle condizioni subito dopo l'approvazione dell'autorità di regolamentazione competente, conformemente all'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE;

le informazioni sull'allocazione della capacità interzonale per lo scambio della capacità di bilanciamento o la condivisione delle riserve a norma dell'articolo 38, entro 24 ore dall'allocazione ed entro 6 ore dall'utilizzo della capacità interzonale allocata:

i)	la data e l'ora in cui è stata presa la decisione di allocazione;

ii)	il periodo dell'allocazione;

iii)	i volumi allocati;

iv)	i valori di mercato utilizzati come base per il processo di allocazione a norma dell'articolo 39;

le informazioni sull'utilizzo della capacità interzonale allocata per lo scambio della capacità di bilanciamento o la condivisione delle riserve a norma dell'articolo 38, entro una settimana dall'utilizzo della capacità interzonale allocata:

i)	il volume di capacità interzonale allocata e utilizzata per periodo rilevante di mercato;

ii)	il volume di capacità interzonale rilasciata per intervalli temporali successivi per periodo rilevante di mercato;

iii)	la stima dei costi e dei benefici realizzati per il processo di allocazione;

j)	le metodologie approvate di cui agli articoli 40, 41 e 42, almeno un mese prima dell'applicazione;

k)	la descrizione dei requisiti degli eventuali algoritmi elaborati e le modifiche apportate agli stessi di cui all'articolo 58, almeno un mese prima dell'applicazione;

l)	la relazione annuale comune di cui all'articolo 59.

4. Fatta salva l'approvazione prevista all'articolo 18, un TSO può astenersi dal pubblicare le informazioni sui prezzi e sui volumi delle offerte di acquisto di capacità di bilanciamento o di energia di bilanciamento qualora ciò sia giustificato da timori di abusi di mercato e non comprometta il funzionamento efficace dei mercati dell'energia elettrica. I TSO notificano tale astensione almeno una volta l'anno all'autorità di regolamentazione competente, conformemente all'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE.

5. Entro due anni dall'entrata in vigore del presente regolamento, ciascun TSO pubblica le informazioni di cui al paragrafo 3 in un formato armonizzato concordato almeno attraverso la piattaforma per la trasparenza delle informazioni istituita a norma dell'articolo 3 del regolamento (UE) n. 543/2013. Entro quattro mesi dall'entrata in vigore del presente regolamento, l'ENTSO-E aggiorna il manuale delle procedure di cui all'articolo 5 del regolamento (UE) n. 543/2013 e lo trasmette all'Agenzia per un parere, che l'Agenzia emette entro un termine di due mesi.

Articolo 13

Delega e attribuzione delle mansioni

1. I TSO hanno la facoltà di delegare in toto o in parte qualsiasi mansione che sono incaricati di svolgere in forza del presente regolamento a uno o più soggetti terzi, purché questi siano in grado di espletare la rispettiva mansione con un'efficienza almeno pari a quella del TSO delegante. Il TSO delegante resta responsabile dell'adempimento degli obblighi derivanti dal presente regolamento, compreso l'obbligo di assicurare l'accesso delle autorità di regolamentazione competenti alle informazioni necessarie per effettuare il monitoraggio, a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE.

2. Prima del conferimento della delega, il soggetto terzo interessato dimostra al TSO delegante la propria capacità di svolgere le mansioni da delegare.

3. Qualora una mansione specificata nel presente regolamento sia delegata in toto o in parte a un soggetto terzo, prima del conferimento della delega il TSO delegante è tenuto a garantire la conclusione di idonei accordi di riservatezza conformemente agli obblighi in materia che gli incombono. Dopo aver delegato una mansione in toto o in parte a un soggetto terzo, il TSO delegante è tenuto a informare l'autorità di regolamentazione competente e a pubblicare la sua decisione su Internet.

4. Fatte salve le mansioni affidate ai TSO a norma della direttiva 2009/72/CE, uno Stato membro, o se del caso un'autorità di regolamentazione competente, può attribuire a uno o più soggetti terzi le mansioni o gli obblighi che competono ai TSO in forza del presente regolamento. Lo Stato membro interessato, o se del caso l'autorità di regolamentazione interessata, può attribuire solo le mansioni e gli obblighi dei TSO che non richiedono una cooperazione diretta, un processo decisionale comune o l'instaurazione di una relazione contrattuale con i TSO di altri Stati membri. Prima dell'attribuzione, il soggetto terzo interessato dimostra allo Stato membro, o se del caso all'autorità di regolamentazione competente, la propria capacità di svolgere la mansione da attribuire.

5. Nel caso in cui uno Stato membro o un'autorità di regolamentazione attribuisca mansioni e obblighi a un soggetto terzo, i riferimenti al TSO nel presente regolamento si intendono come riferimenti al soggetto al quale sono stati attribuiti le mansioni e gli obblighi. L'autorità di regolamentazione competente garantisce il controllo regolamentare di detto soggetto in relazione alle mansioni e agli obblighi attribuiti.

TITOLO II

MERCATO DEL BILANCIAMENTO DEL SISTEMA ELETTRICO

CAPO 1

Funzioni e responsabilità

Articolo 14

Ruolo dei TSO

1. Ciascun TSO è responsabile dell'acquisizione di servizi di bilanciamento da prestatori di servizi di bilanciamento al fine di garantire la sicurezza operativa.

2. Ciascun TSO applica un modello di autodispacciamento per la determinazione dei programmi di generazione e dei programmi di consumo. I TSO che applicano un modello di dispacciamento centrale al momento dell'entrata in vigore del presente regolamento lo notificano all'autorità di regolamentazione competente conformemente all'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE al fine di continuare ad applicare un modello di dispacciamento centrale per la determinazione dei programmi di generazione e dei programmi di consumo. L'autorità di regolamentazione competente verifica se le mansioni e le responsabilità del TSO sono coerenti con la definizione di cui all'articolo 2, punto 18.

Articolo 15

Cooperazione con i DSO

1. I DSO, i TSO, i prestatori di servizi di bilanciamento e i responsabili del bilanciamento collaborano al fine di garantire un bilanciamento efficiente ed efficace.

2. Ciascun DSO fornisce al TSO di connessione, in tempo utile, tutte le informazioni necessarie al regolamento degli sbilanciamenti, conformemente ai termini e alle condizioni relativi al bilanciamento di cui all'articolo 18.

3. Ciascun TSO può, insieme ai DSO che connettono riserve all'interno della sua area di controllo, elaborare una metodologia per l'imputazione dei costi derivanti dalle azioni dei DSO a norma dell'articolo 182, paragrafi 4 e 5, del regolamento (UE) 2017/1485. La metodologia fornisce un'equa imputazione dei costi tenendo conto delle responsabilità delle parti coinvolte.

4. I DSO comunicano al TSO di connessione gli eventuali limiti definiti a norma dell'articolo 182, paragrafi 4 e 5, del regolamento (UE) 2017/1485 che potrebbero pregiudicare le disposizioni previste dal presente regolamento.

Articolo 16

Ruolo dei prestatori di servizi di bilanciamento

1. Un prestatore di servizi di bilanciamento è qualificato per presentare offerte di acquisto di energia di bilanciamento o capacità di bilanciamento, che sono attivate o acquisite dal TSO di connessione oppure, nel modello TSO-BSP, dal TSO contraente. Il completamento con esito positivo del processo di prequalificazione, assicurato dal TSO di connessione e operato conformemente agli articoli 159 e 162 del regolamento (UE) 2017/1485, è considerato una condizione indispensabile per il completamento con esito positivo del processo di qualificazione per diventare un prestatore di servizi di bilanciamento ai sensi del presente regolamento.

2. Ciascun prestatore di servizi di bilanciamento trasmette al TSO di connessione le proprie offerte di acquisto di capacità di bilanciamento che riguardano uno o più responsabili del bilanciamento.

3. Ciascun prestatore di servizi di bilanciamento che partecipa alla procedura di acquisizione della capacità di bilanciamento presenta e ha il diritto di aggiornare le proprie offerte di acquisto di capacità di bilanciamento prima dell'orario di chiusura della procedura di acquisizione.

4. Ciascun prestatore di servizi di bilanciamento con un contratto di capacità di bilanciamento presenta al rispettivo TSO di connessione le offerte di acquisto di energia di bilanciamento o le offerte di acquisto del processo di programmazione integrato corrispondenti al volume, ai prodotti e agli altri requisiti stabiliti nel contratto di capacità di bilanciamento.

5. Qualsiasi prestatore di servizi di bilanciamento ha il diritto di presentare al rispettivo TSO di connessione le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti standard o prodotti specifici o le offerte di acquisto del processo di programmazione integrato per le quali ha superato il processo di prequalificazione conformemente agli articoli 159 e 162 del regolamento (UE) 2017/1485.

6. Il prezzo delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento o delle offerte di acquisto del processo di programmazione integrato da prodotti standard e specifici di cui al paragrafo 4 non è predeterminato in un contratto di capacità di bilanciamento. I TSO possono proporre una deroga a questa disposizione nella proposta di termini e condizioni relativi al bilanciamento stabiliti a norma dell'articolo 18. La deroga si applica unicamente ai prodotti specifici di cui all'articolo 26, paragrafo 3, lettera b), ed è corredata di una giustificazione che ne dimostri la maggiore efficienza economica.

7. Non si operano discriminazioni tra le offerte di acquisto di energia di bilanciamento o le offerte di acquisto del processo di programmazione integrato presentate conformemente al paragrafo 4 e le offerte di acquisto di energia di bilanciamento o le offerte di acquisto del processo di programmazione integrato presentate conformemente al paragrafo 5.

8. Per ciascun prodotto per l'energia di bilanciamento o la capacità di bilanciamento, l'unità di erogazione delle riserve, il gruppo di erogazione delle riserve, l'impianto di consumo o il terzo e i responsabili del bilanciamento associati di cui all'articolo 18, paragrafo 4, lettera d) appartengono alla stessa area di programmazione.

Articolo 17

Ruolo dei responsabili del bilanciamento

1. In tempo reale, ciascun responsabile del bilanciamento si sforza di conseguire il bilanciamento o di contribuire al bilanciamento del sistema elettrico. Le prescrizioni dettagliate concernenti questo obbligo sono definite nella proposta di termini e condizioni relativi al bilanciamento stabiliti a norma dell'articolo 18.

2. Ciascun responsabile del bilanciamento è finanziariamente responsabile degli sbilanciamenti per i quali procedere al regolamento con il TSO di connessione.

3. Prima dell'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale, ciascun responsabile del bilanciamento può modificare i programmi necessari per il calcolo della sua posizione a norma dell'articolo 54. I TSO che applicano un modello di dispacciamento centrale possono stabilire condizioni e disposizioni specifiche per la modifica dei programmi di un responsabile del bilanciamento nei termini e nelle condizioni relativi al bilanciamento stabiliti a norma dell'articolo 18.

4. Dopo l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale, ciascun responsabile del bilanciamento può modificare i programmi commerciali interni necessari per il calcolo della sua posizione a norma dell'articolo 54, secondo le disposizioni fissate nei termini e nelle condizioni relativi al bilanciamento stabiliti a norma dell'articolo 18.

Articolo 18

Termini e condizioni relativi al bilanciamento

1. Entro sei mesi dall'entrata in vigore del presente regolamento e per tutte le aree di programmazione di uno Stato membro, i TSO dello Stato membro in questione elaborano una proposta che riguarda:

a)	i termini e le condizioni per i prestatori di servizi di bilanciamento;

b)	i termini e le condizioni per i responsabili del bilanciamento.

Se un'area LFC è costituita da due o più TSO, tutti i TSO di quell'area LFC possono elaborare una proposta comune previa approvazione delle autorità di regolamentazione competenti.

2. I termini e le condizioni di cui al paragrafo 1 comprendono anche le disposizioni per la sospensione e la ripresa delle attività di mercato di cui all'articolo 36 del regolamento (UE) 2017/2196 e le disposizioni per il regolamento in caso di sospensione delle attività di mercato di cui all'articolo 39 del regolamento (UE) 2017/2196, una volta approvate in conformità dell'articolo 4 del regolamento (UE) 2017/2196.

3. Nell'elaborare le proposte di termini e condizioni per i prestatori di servizi di bilanciamento e i responsabili del bilanciamento, ciascun TSO:

a)	si coordina con i TSO e i DSO che potrebbero essere interessati da tali termini e condizioni;

b)	rispetta i quadri per l'istituzione di piattaforme europee per lo scambio di energia di bilanciamento e per il processo di compensazione dello sbilanciamento di cui agli articoli 19, 20, 21 e 22;

c)	coinvolge gli altri DSO e gli altri portatori d'interesse durante l'intero processo di elaborazione della proposta e tiene conto del loro punto di vista, fatta salva la consultazione pubblica di cui all'articolo 10.

4. I termini e le condizioni per i prestatori di servizi di bilanciamento:

a)	definiscono prescrizioni ragionevoli e giustificate per la prestazione dei servizi di bilanciamento;

b)	consentono l'aggregazione degli impianti di consumo, degli impianti di stoccaggio dell'energia e degli impianti di generazione in un'area di programmazione per offrire servizi di bilanciamento nel rispetto delle condizioni di cui al paragrafo 5, lettera c);

c)	autorizzano i titolari degli impianti di consumo, i terzi e i titolari degli impianti di generazione da fonti energetiche convenzionali e rinnovabili, come pure i titolari delle unità di stoccaggio dell'energia, a diventare prestatori di servizi di bilanciamento;

d)	prescrivono che ogni offerta di acquisto di energia di bilanciamento di un prestatore di servizi di bilanciamento sia assegnata a uno o più responsabili del bilanciamento per consentire il calcolo dell'aggiustamento dello sbilanciamento di cui all'articolo 49.

5. I termini e le condizioni per i prestatori di servizi di bilanciamento comprendono:

a)	le disposizioni applicabili al processo di qualificazione per diventare un prestatore di servizi di bilanciamento a norma dell'articolo 16;

b)	le disposizioni, le prescrizioni e la tempistica per l'acquisizione e il trasferimento della capacità di bilanciamento a norma degli articoli 32, 33 e 34;

c)	le disposizioni e le condizioni per l'aggregazione degli impianti di consumo, degli impianti di stoccaggio dell'energia e degli impianti di generazione in un'area di programmazione per diventare prestatore di servizi di bilanciamento;

d)	le prescrizioni relative ai dati e alle informazioni da trasmettere al TSO di connessione e, se del caso, al DSO di connessione delle riserve durante il processo di prequalificazione e il funzionamento del mercato del bilanciamento;

e)	le disposizioni e le condizioni per l'attribuzione di ciascuna offerta di acquisto di energia di bilanciamento di un prestatore di servizi di bilanciamento a uno o più responsabili del bilanciamento a norma del paragrafo 4, lettera d);

le prescrizioni relative ai dati e alle informazioni da trasmettere al TSO di connessione e, se del caso, al DSO di connessione delle riserve per valutare la prestazione di servizi di bilanciamento a norma dell'articolo 154, paragrafi 1 e 8, dell'articolo 158, paragrafo 1, lettera e), dell'articolo 158, paragrafo 4, lettera b), dell'articolo 161, paragrafo 1, lettera f), e dell'articolo 161, paragrafo 4, lettera b), del regolamento (UE) 2017/1485;

g)	la definizione di un luogo per ogni prodotto standard e ogni prodotto specifico tenendo conto del paragrafo 5, lettera c);

h)	le disposizioni per la determinazione del volume di energia di bilanciamento per cui provvedere al regolamento con il prestatore di servizi di bilanciamento a norma dell'articolo 45;

i)	le norme per il regolamento dei prestatori di servizi di bilanciamento definite a norma del titolo V, capi 2 e 5;

j)	un periodo massimo per la finalizzazione del regolamento dell'energia di bilanciamento con un prestatore di servizi di bilanciamento conformemente all'articolo 45, per un determinato periodo di regolamento degli sbilanciamenti;

k)	le conseguenze in caso di mancata conformità ai termini e alle condizioni applicabili ai prestatori di servizi di bilanciamento.

6. I termini e le condizioni per i prestatori di servizi di bilanciamento comprendono:

a)	la definizione della responsabilità di bilanciamento per ciascuna connessione, in modo da evitare lacune o sovrapposizioni nella responsabilità di bilanciamento dei diversi operatori di mercato che forniscono servizi alla connessione in questione;

b)	i requisiti da soddisfare per diventare responsabile del bilanciamento;

c)	l'obbligo per tutti i responsabili del bilanciamento di assumersi la responsabilità finanziaria dei rispettivi sbilanciamenti e l'obbligo di procedere al regolamento degli sbilanciamenti con il TSO di connessione;

d)	le prescrizioni relative ai dati e alle informazioni da trasmettere al TSO di connessione per il calcolo degli sbilanciamenti;

e)	le disposizioni applicabili ai responsabili del bilanciamento per la modifica dei loro programmi prima e dopo l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero a norma dell'articolo 17, paragrafi 3 e 4;

f)	le disposizioni per il regolamento dei responsabili del bilanciamento definite a norma del titolo V, capo 4;

g)	la delimitazione di un'area di sbilanciamento a norma dell'articolo 54, paragrafo 2, e di un'area del prezzo di sbilanciamento;

h)	il periodo massimo per la finalizzazione del regolamento degli sbilanciamenti con i responsabili dello sbilanciamento per un determinato periodo di regolamento degli sbilanciamenti a norma dell'articolo 54;

i)	le conseguenze in caso di mancata conformità ai termini e alle condizioni applicabili ai responsabili del bilanciamento.

j)	l'obbligo per i responsabili del bilanciamento di trasmettere al TSO di connessione eventuali modifiche della posizione;

k)	le disposizioni relative al regolamento di cui agli articoli 52, 53, 54 e 55;

l)	se esistenti, le disposizioni relative all'esclusione degli sbilanciamenti dal regolamento degli sbilanciamenti quando sono associati all'introduzione di limiti di rampa per attenuare le deviazioni di frequenza deterministiche, a norma dell'articolo 137, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2017/1485.

7. Ciascun TSO di connessione può includere i seguenti elementi nella proposta di termini e condizioni per i prestatori di servizi di bilanciamento o nei termini e nelle condizioni per i responsabili del bilanciamento:

l'obbligo per i prestatori di servizi di bilanciamento di fornire informazioni sulla capacità di generazione inutilizzata e su altre risorse di bilanciamento dei prestatori di servizi di bilanciamento, dopo l'orario di chiusura del mercato del giorno prima e dopo l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale;

se giustificato, l'obbligo per i prestatori di servizi di bilanciamento di offrire la capacità di generazione inutilizzata o altre risorse di bilanciamento mediante offerte di acquisto di energia di bilanciamento o offerte di acquisto del processo di programmazione integrato sui mercati del bilanciamento dopo l'orario di chiusura del mercato del giorno prima, fatta salva la possibilità per i prestatori di servizi di bilanciamento di modificare le loro offerte di acquisto di energia di bilanciamento prima dell'orario di chiusura del mercato dell'energia di bilanciamento o dell'orario di chiusura delle offerte del processo di programmazione integrato a causa degli scambi sul mercato infragiornaliero;

requisiti specifici per quanto riguarda la posizione dei responsabili del bilanciamento presentati dopo l'orizzonte temporale del mercato del giorno prima per assicurare che la somma dei loro programmi di scambio commerciale interno ed esterno sia pari alla somma dei programmi di generazione fisica e consumo, tenendo conto della compensazione delle perdite elettriche, se del caso;

e)	l'esenzione dall'obbligo di pubblicare informazioni sui prezzi delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento o di capacità di bilanciamento, a causa di timori di abusi di mercato di cui all'articolo 12, paragrafo 4;

f)	l'esenzione, per i prodotti specifici definiti all'articolo 26, paragrafo 3, lettera b), dal divieto di determinare a priori il prezzo delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento in un contratto di capacità di bilanciamento a norma dell'articolo 16, paragrafo 6;

una domanda di utilizzo della duplice determinazione dei prezzi («dual pricing») per tutti gli sbilanciamenti in base alle condizioni stabilite a norma dell'articolo 52, paragrafo 2, lettera d), punto i), e alla metodologia per applicare la duplice determinazione dei prezzi a norma dell'articolo 52, paragrafo 2, lettera d), punto ii).

8. I TSO che applicano un modello di dispacciamento centrale includono anche i seguenti elementi nei termini e nelle condizioni relativi al bilanciamento:

a)	l'orario di chiusura delle offerte del processo di programmazione integrato di cui all'articolo 24, paragrafo 5;

b)	le disposizioni per l'aggiornamento delle offerte di acquisto del processo di programmazione integrato dopo ogni orario di chiusura delle offerte del processo di programmazione integrato di cui all'articolo 24, paragrafo 6;

c)	le disposizioni per l'utilizzo delle offerte di acquisto del processo di programmazione integrato prima dell'orario di chiusura del mercato per l'energia di bilanciamento di cui all'articolo 24, paragrafo 7;

d)	le disposizioni per la conversione delle offerte di acquisto del processo di programmazione integrato di cui all'articolo 27.

9. Ciascun TSO vigila sul rispetto, da parte di tutte le parti, delle prescrizioni stabilite nei termini e nelle condizioni per il bilanciamento all'interno della sua o delle sue aree di programmazione.

CAPO 2

Piattaforma europea per lo scambio dell'energia di bilanciamento

Articolo 19

Piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve di sostituzione

1. Entro sei mesi dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO che eseguono il processo delle riserve di sostituzione a norma della parte IV del regolamento (UE) 2017/1485 elaborano una proposta relativa al quadro di attuazione di una piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve di sostituzione.

2. La piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve di sostituzione, gestita dai TSO o da un'entità creata dagli stessi TSO, è basata su principi di governance e processi operativi comuni e consiste almeno nella funzione di ottimizzazione dell'attivazione e nella funzione di regolamento TSO-TSO. Tale piattaforma europea applica un modello TSO-TSO multilaterale con elenchi di priorità comuni per lo scambio di tutte le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da tutti i prodotti standard per le riserve di sostituzione, fatta eccezione per le offerte non disponibili di cui all'articolo 29, paragrafo 14.

3. La proposta di cui al paragrafo 1 comprende almeno:

a)	la progettazione ad alto livello della piattaforma europea;

b)	la tabella di marcia e il calendario per l'attuazione della piattaforma europea;

c)	la definizione delle funzioni necessarie per il funzionamento della piattaforma europea;

le disposizioni proposte relative alla governance e al funzionamento della piattaforma europea, basate sul principio di non discriminazione e volte ad assicurare un equo trattamento di tutti i TSO membri e a fare in modo che nessun TSO tragga indebiti vantaggi economici dalla partecipazione alle funzioni della piattaforma europea;

la designazione proposta della o delle entità che svolgeranno le funzioni definite nella proposta. Se i TSO propongono di designare più entità, la proposta dimostra e assicura:

i)	l'attribuzione coerente delle funzioni alle entità che gestiscono la piattaforma europea; la proposta tiene pienamente conto della necessità di coordinare le diverse funzioni attribuite alle entità che gestiscono la piattaforma europea;

ii)	che l'istituzione proposta della piattaforma europea e l'attribuzione delle funzioni garantiscano una governance, un funzionamento e un controllo regolamentare efficienti ed efficaci di detta piattaforma e sostengano gli obiettivi del presente regolamento;

iii)	un coordinamento e un processo decisionale efficaci per risolvere eventuali posizioni divergenti delle entità che gestiscono la piattaforma europea;

f)	il quadro di armonizzazione dei termini e delle condizioni relativi al bilanciamento stabiliti a norma dell'articolo 18;

g)	i principi dettagliati di ripartizione dei costi comuni, compresa la classificazione dettagliata dei costi comuni, conformemente all'articolo 23;

h)	l'orario di chiusura del mercato per l'energia di bilanciamento per tutti i prodotti standard per le riserve di sostituzione conformemente all'articolo 24;

i)	la definizione dei prodotti standard per l'energia di bilanciamento dalle riserve di sostituzione, conformemente all'articolo 25;

j)	l'orario di chiusura per la trasmissione delle offerte di acquisto di energia da parte del TSO conformemente all'articolo 29, paragrafo 13;

k)	gli elenchi di ordine di merito comuni da organizzare mediante la funzione di ottimizzazione dell'attivazione comune di cui all'articolo 31;

l)	la descrizione dell'algoritmo per il funzionamento della funzione di ottimizzazione dell'attivazione per le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da tutti i prodotti standard per le riserve di sostituzione, conformemente all'articolo 58.

4. Entro sei mesi dall'approvazione della proposta relativa al quadro di attuazione per una piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve di sostituzione, tutti i TSO che eseguono il processo delle riserve di sostituzione a norma della parte IV del regolamento (UE) 2017/1485 designano la o le entità incaricate di gestire la piattaforma europea a norma del paragrafo 3, lettera e).

5. Entro un anno dall'approvazione della proposta relativa al quadro di attuazione per una piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve di sostituzione, tutti i TSO che eseguono il processo delle riserve di sostituzione a norma della parte IV del regolamento (UE) 2017/1485 e che hanno almeno un TSO limitrofo interconnesso che esegue il processo delle riserve di sostituzione realizzano e rendono operativa la piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve di sostituzione. Essi utilizzano la piattaforma europea per:

a)	presentare tutte le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da tutti i prodotti standard per le riserve di sostituzione;

b)	scambiare tutte le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da tutti i prodotti standard per le riserve di sostituzione, fatta eccezione per le offerte non disponibili di cui all'articolo 29, paragrafo 14;

c)	cercare di soddisfare tutte le loro esigenze in materia di energia di bilanciamento dalle riserve di sostituzione.

Articolo 20

Piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione manuale

1. Entro un anno dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO elaborano una proposta relativa al quadro di attuazione per una piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione manuale.

2. La piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione manuale, gestita dai TSO o da un'entità creata dagli stessi TSO, è basata su principi di governance e processi operativi comuni e consiste almeno nella funzione di ottimizzazione dell'attivazione e nella funzione di regolamento TSO-TSO. Tale piattaforma europea applica un modello TSO-TSO multilaterale con elenchi di priorità comuni per lo scambio di tutte le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da tutti i prodotti standard per le riserve di ripristino della frequenza con attivazione manuale, fatta eccezione per le offerte non disponibili di cui all'articolo 29, paragrafo 14.

3. La proposta di cui al paragrafo 1 comprende almeno:

a)	la progettazione ad alto livello della piattaforma europea;

b)	la tabella di marcia e il calendario per l'attuazione della piattaforma europea;

c)	la definizione delle funzioni necessarie per il funzionamento della piattaforma europea;

la designazione proposta della o delle entità che svolgeranno le funzioni definite nella proposta. Se i TSO propongono di designare più entità, la proposta dimostra e assicura:

i)	l'attribuzione coerente delle funzioni alle entità che gestiscono la piattaforma europea; la proposta tiene pienamente conto della necessità di coordinare le diverse funzioni attribuite alle entità che gestiscono la piattaforma europea;

ii)	che l'istituzione proposta della piattaforma europea e l'attribuzione delle funzioni garantiscano una governance, un funzionamento e un controllo regolamentare efficienti ed efficaci di detta piattaforma e sostengano gli obiettivi del presente regolamento;

iii)	un coordinamento e un processo decisionale efficaci per risolvere eventuali posizioni divergenti delle entità che gestiscono la piattaforma europea;

f)	il quadro di armonizzazione dei termini e delle condizioni relativi al bilanciamento stabiliti a norma dell'articolo 18;

g)	i principi dettagliati di ripartizione dei costi comuni, compresa la classificazione dettagliata dei costi comuni, conformemente all'articolo 23;

h)	l'orario di chiusura del mercato per l'energia di bilanciamento per tutti i prodotti standard per le riserve per il ripristino della frequenza con attivazione manuale conformemente all'articolo 24;

i)	la definizione dei prodotti standard per l'energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione manuale, conformemente all'articolo 25;

j)	l'orario di chiusura per la trasmissione delle offerte di acquisto di energia da parte del TSO conformemente all'articolo 29, paragrafo 13;

k)	gli elenchi di ordine di merito comuni da organizzare mediante la funzione di ottimizzazione dell'attivazione comune di cui all'articolo 31;

l)	la descrizione dell'algoritmo per il funzionamento della funzione di ottimizzazione dell'attivazione per le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da tutti i prodotti standard per le riserve per il ripristino della frequenza con attivazione manuale, conformemente all'articolo 58.

4. Entro sei mesi dall'approvazione della proposta relativa al quadro di attuazione per una piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione manuale, tutti i TSO designano la o le entità incaricate di gestire la piattaforma europea a norma del paragrafo 3, lettera e).

5. Entro diciotto mesi dall'approvazione della proposta relativa al quadro di attuazione per una piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione manuale, tutti i TSO possono elaborare una proposta di modifica di detta piattaforma a norma del paragrafo 1. Le modifiche proposte sono corroborate da un'analisi costi-benefici effettuata da tutti i TSO a norma dell'articolo 61. La proposta è notificata alla Commissione.

6. Entro trenta mesi dall'approvazione della proposta relativa al quadro di attuazione per una piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione manuale o, se tutti i TSO presentano una proposta di modifica della piattaforma europea a norma del paragrafo 5, entro dodici mesi dall'approvazione della proposta di modifica della piattaforma europea, tutti i TSO realizzano e rendono operativa detta piattaforma e la utilizzano per:

a)	presentare tutte le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da tutti i prodotti standard per le riserve per il ripristino della frequenza con attivazione manuale;

b)	scambiare tutte le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da tutti i prodotti standard per le riserve per il ripristino della frequenza con attivazione manuale, fatta eccezione per le offerte non disponibili di cui all'articolo 29, paragrafo 14;

c)	cercare di soddisfare tutte le loro esigenze in materia di energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione manuale.

Articolo 21

Piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione automatica

2. La piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione automatica, gestita dai TSO o da un'entità creata dagli stessi TSO, è basata su principi di governance e processi operativi comuni e consiste almeno nella funzione di ottimizzazione dell'attivazione e nella funzione di regolamento TSO-TSO. Tale piattaforma europea applica un modello TSO-TSO multilaterale con elenchi di priorità comuni per lo scambio di tutte le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da tutti i prodotti standard per le riserve di ripristino della frequenza con attivazione automatica, fatta eccezione per le offerte non disponibili di cui all'articolo 29, paragrafo 14.

3. La proposta di cui al paragrafo 1 comprende almeno:

a)	la progettazione ad alto livello della piattaforma europea;

b)	la tabella di marcia e il calendario per l'attuazione della piattaforma europea;

c)	la definizione delle funzioni necessarie per il funzionamento della piattaforma europea;

la designazione proposta della o delle entità che svolgeranno le funzioni definite nella proposta. Se i TSO propongono di designare più entità, la proposta dimostra e assicura:

i)	l'attribuzione coerente delle funzioni alle entità che gestiscono la piattaforma europea; la proposta tiene pienamente conto della necessità di coordinare le diverse funzioni attribuite alle entità che gestiscono la piattaforma europea;

ii)	che l'istituzione proposta della piattaforma europea e l'attribuzione delle funzioni garantiscano una governance, un funzionamento e un controllo regolamentare efficienti ed efficaci di detta piattaforma e sostengano gli obiettivi del presente regolamento;

iii)	un coordinamento e un processo decisionale efficaci per risolvere eventuali posizioni divergenti delle entità che gestiscono la piattaforma europea;

f)	il quadro di armonizzazione dei termini e delle condizioni relativi al bilanciamento stabiliti a norma dell'articolo 18;

g)	i principi dettagliati di ripartizione dei costi comuni, compresa la classificazione dettagliata dei costi comuni, conformemente all'articolo 23;

h)	l'orario di chiusura del mercato per l'energia di bilanciamento per tutti i prodotti standard per le riserve per il ripristino della frequenza con attivazione automatica conformemente all'articolo 24;

i)	la definizione dei prodotti standard per l'energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione automatica, conformemente all'articolo 25;

j)	l'orario di chiusura per la trasmissione delle offerte di acquisto di energia da parte del TSO conformemente all'articolo 29, paragrafo 13;

k)	gli elenchi di ordine di merito comuni da organizzare mediante la funzione di ottimizzazione dell'attivazione comune di cui all'articolo 31;

l)	la descrizione dell'algoritmo per il funzionamento della funzione di ottimizzazione dell'attivazione per le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da tutti i prodotti standard per le riserve per il ripristino della frequenza con attivazione automatica, conformemente all'articolo 58.

4. Entro sei mesi dall'approvazione della proposta relativa al quadro di attuazione per una piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione automatica, tutti i TSO designano la o le entità incaricate di gestire la piattaforma europea a norma del paragrafo 3, lettera e).

5. Entro diciotto mesi dall'approvazione della proposta relativa al quadro di attuazione per una piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione automatica, tutti i TSO possono elaborare una proposta di modifica di detta piattaforma a norma del paragrafo 1 e dei principi di cui al paragrafo 2. Le modifiche proposte sono corroborate da un'analisi costi/benefici effettuata da tutti i TSO a norma dell'articolo 61. La proposta è notificata alla Commissione.

6. Entro trenta mesi dall'approvazione della proposta relativa al quadro di attuazione per una piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione automatica o, se tutti i TSO presentano una proposta di modifica della piattaforma europea a norma del paragrafo 5, entro dodici mesi dall'approvazione della proposta di modifica della piattaforma europea, tutti i TSO che operano il processo di ripristino della frequenza automatico a norma della parte IV del regolamento (UE) 2017/1485 realizzano e rendono operativa detta piattaforma e la utilizzano per:

a)	presentare tutte le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da tutti i prodotti standard per le riserve per il ripristino della frequenza con attivazione automatica;

b)	scambiare tutte le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da tutti i prodotti standard per le riserve per il ripristino della frequenza con attivazione automatica, fatta eccezione per le offerte non disponibili di cui all'articolo 29, paragrafo 14;

c)	cercare di soddisfare tutte le loro esigenze in materia di energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza con attivazione automatica.

Articolo 22

Piattaforma europea per il processo di compensazione dello sbilanciamento

1. Entro sei mesi dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO elaborano una proposta relativa al quadro di attuazione per una piattaforma europea per il processo di compensazione dello sbilanciamento.

2. La piattaforma europea per il processo di compensazione dello sbilanciamento, gestita dai TSO o da un'entità creata dagli stessi TSO, è basata su principi di governance e processi operativi comuni e consiste almeno nella funzione del processo di compensazione dello sbilanciamento e nella funzione di regolamento TSO-TSO. La piattaforma europea applica un modello TSO-TSO multilaterale per eseguire il processo di compensazione dello sbilanciamento.

3. La proposta di cui al paragrafo 1 comprende almeno:

a)	la progettazione ad alto livello della piattaforma europea;

b)	la tabella di marcia e il calendario per l'attuazione della piattaforma europea;

c)	la definizione delle funzioni necessarie per la gestione della piattaforma europea;

la designazione proposta della o delle entità che svolgeranno le funzioni definite nella proposta. Se i TSO propongono di designare più entità, la proposta dimostra e assicura:

i)	l'attribuzione coerente delle funzioni alle entità che gestiscono la piattaforma europea; La proposta tiene pienamente conto della necessità di coordinare le diverse funzioni attribuite alle entità che gestiscono la piattaforma europea;

ii)	che l'istituzione proposta della piattaforma europea e l'attribuzione delle funzioni garantiscano una governance, un funzionamento e un controllo regolamentare efficienti ed efficaci di detta piattaforma e sostengano gli obiettivi del presente regolamento;

iii)	un coordinamento e un processo decisionale efficaci per risolvere eventuali posizioni divergenti delle entità che gestiscono la piattaforma europea;

f)	il quadro di armonizzazione dei termini e delle condizioni relativi al bilanciamento stabiliti a norma dell'articolo 18;

g)	i principi dettagliati di ripartizione dei costi comuni, compresa la classificazione dettagliata dei costi comuni, conformemente all'articolo 23;

h)	la descrizione dell'algoritmo per la gestione della funzione del processo di compensazione dello sbilanciamento, conformemente all'articolo 58.

4. Entro sei mesi dall'approvazione della proposta relativa al quadro di attuazione per una piattaforma europea per il processo di compensazione dello sbilanciamento, tutti i TSO designano la o le entità incaricate di gestire la piattaforma europea a norma del paragrafo 3, lettera e).

5. Entro un anno dall'approvazione della proposta relativa al quadro di attuazione per una piattaforma europea per il processo di compensazione dello sbilanciamento, tutti i TSO che effettuano il processo di ripristino della frequenza automatico a norma della parte IV del regolamento (UE) 2017/1485 realizzano e rendono operativa la piattaforma europea per il processo di compensazione dello sbilanciamento. Essi utilizzano la piattaforma europea per eseguire il processo di compensazione dello sbilanciamento almeno per l'area sincrona dell'Europa continentale.

Articolo 23

Ripartizione dei costi fra TSO in Stati membri diversi

1. Tutti i TSO trasmettono una relazione annuale alle autorità di regolamentazione competenti, conformemente all'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE, nella quale sono illustrati in dettaglio i costi di istituzione, modifica e gestione delle piattaforme europee di cui agli articoli 19, 20, 21 e 22. La relazione è pubblicata dall'Agenzia tenendo conto delle informazioni commerciali sensibili.

2. I costi di cui al paragrafo 1 sono così ripartiti:

a)	costi comuni derivanti dalle attività coordinate di tutti i TSO che partecipano alle rispettive piattaforme;

b)	costi regionali derivanti dalle attività di vari ma non tutti i TSO che partecipano alle rispettive piattaforme;

c)	costi nazionali derivanti dalle attività dei TSO in un dato Stato membro che partecipano alle rispettive piattaforme.

3. I costi comuni di cui al paragrafo 2, lettera a), sono ripartiti fra i TSO negli Stati membri e nei paesi terzi che partecipano alle rispettive piattaforme. Per calcolare l'importo che i TSO di ogni Stato membro e, se del caso, di ogni paese terzo sono tenuti a versare, un ottavo dei costi comuni è suddiviso equamente fra ogni Stato membro e paese terzo, cinque ottavi sono suddivisi fra ogni Stato membro e paese terzo in modo proporzionale al loro consumo e due ottavi sono suddivisi equamente fra i TSO partecipanti a norma del paragrafo 2, lettera a). La quota dei costi dello Stato membro è a carico del o dei TSO che operano nel territorio di detto Stato membro. Se vari TSO operano in uno Stato membro, la quota dei costi di tale Stato membro è distribuita tra i TSO in proporzione al consumo nelle rispettive aree di controllo.

4. Il calcolo dei costi comuni è adattato con cadenza regolare per tener conto dei cambiamenti a livello dei costi comuni o a livello dei TSO partecipanti.

5. I TSO che collaborano in una data regione concordano una proposta di ripartizione dei costi regionali di cui al paragrafo 2, lettera b). La proposta è quindi approvata individualmente dalle autorità di regolamentazione competenti di ciascuno Stato membro e, nel caso, di ciascun paese terzo nella regione. In alternativa, i TSO che collaborano in una data regione possono avvalersi degli accordi di ripartizione dei costi di cui al paragrafo 3.

6. I principi di ripartizione si applicano ai costi che contribuiscono all'istituzione, modifica e gestione delle piattaforme europee dall'approvazione della proposta dei pertinenti quadri di attuazione di cui all'articolo 19, paragrafo 1, all'articolo 20, paragrafo 1, all'articolo 21, paragrafo 1, e all'articolo 22, paragrafo 1. Se nei quadri di attuazione si propone che i progetti esistenti si sviluppino fino a diventare una piattaforma europea, tutti i TSO partecipanti ai progetti esistenti possono proporre che una quota dei costi sostenuti prima dell'approvazione della proposta dei pertinenti quadri di attuazione direttamente connessi allo sviluppo e all'attuazione del progetto in questione e considerati ragionevoli, convenienti e proporzionati sia considerata parte dei costi comuni di cui al paragrafo 2, lettera a).

Articolo 24

Orario di chiusura del mercato dell'energia di bilanciamento

1. Nel quadro delle proposte di cui agli articoli 19, 20 e 21, tutti i TSO armonizzano l'orario di chiusura del mercato dell'energia di bilanciamento per i prodotti standard a livello dell'Unione, almeno per ciascuno dei seguenti processi:

a)	riserve di sostituzione;

b)	riserve per il ripristino della frequenza con attivazione manuale;

c)	riserve per il ripristino della frequenza con attivazione automatica.

2. Gli orari di chiusura del mercato dell'energia di bilanciamento:

a)	sono quanto più vicino possibile al tempo reale;

b)	non precedono l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale;

c)	assicurano tempo sufficiente ai necessari processi di bilanciamento.

3. Dopo l'orario di chiusura i prestatori di servizi di bilanciamento non sono più autorizzati a presentare o aggiornare le rispettive offerte di acquisto di energia di bilanciamento.

4. Dopo l'orario di chiusura i prestatori dei servizi di bilanciamento segnalano tempestivamente al TSO di connessione i volumi indisponibili di offerte di acquisto di energia di bilanciamento a norma dell'articolo 158, paragrafo 4, lettera b) e dell'articolo 161, paragrafo 4, lettera b), del regolamento (UE) 2017/1485. Il prestatore del servizio di bilanciamento, se ha un punto di connessione con un DSO e su richiesta del DSO, segnala tempestivamente anche a quest'ultimo i volumi indisponibili delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento.

5. Entro due anni dalla data di entrata in vigore del presente regolamento ciascun TSO che applica un modello di dispacciamento centrale definisce almeno un orario di chiusura delle offerte del processo di programmazione integrato che:

a)	consenta ai prestatori di servizi di bilanciamento di aggiornare in un tempo più vicino possibile al tempo reale le offerte di acquisto per il processo di programmazione integrato;

b)	non superi le otto ore prima del tempo reale;

c)	sia fissato prima dell'orario di chiusura per la presentazione delle offerte di acquisto di energia del TSO.

6. Dopo l'orario di chiusura delle offerte del processo di programmazione integrato, l'offerta di acquisto del processo di programmazione integrato può essere modificata solo secondo le disposizioni definite dal TSO di connessione nei termini e condizioni per i prestatori di servizi di bilanciamento di cui all'articolo 18. Le disposizioni sono attuate prima che il TSO di connessione partecipi ai processi di scambio di energia di bilanciamento e consentono ai prestatori di servizi di bilanciamento di aggiornare le loro offerte di acquisto del processo di programmazione integrato se possibile fino all'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale, assicurando nel contempo:

a)	l'efficienza economica del processo di programmazione integrato;

b)	la sicurezza operativa;

c)	la coerenza di tutte le iterazioni del processo di programmazione integrato;

d)	il trattamento equo e paritario di tutti i prestatori di servizi di bilanciamento nell'area di programmazione;

e)	l'assenza di ripercussioni negative sul processo di programmazione integrato.

7. Ciascun TSO che applica un modello di dispacciamento centrale stabilisce le modalità d'uso delle offerte di acquisto del processo di programmazione integrato prima dell'orario di chiusura del mercato dell'energia di bilanciamento, in conformità all'articolo 18, paragrafo 8, lettera c), al fine di:

a)	assicurare che il TSO soddisfi i requisiti di capacità di riserva in tempo reale;

b)	assicurare risorse sufficienti a risolvere le congestioni interne;

c)	assicurare la possibilità del dispacciamento in tempo reale degli impianti di generazione e degli impianti di consumo.

Articolo 25

Requisiti dei prodotti standard

1. I prodotti standard dell'energia di bilanciamento sono sviluppati nel quadro delle proposte dei quadri d'attuazione per le piattaforme europee di cui agli articoli 19, 20 e 21. Previa approvazione di ciascun quadro di attuazione e al più tardi quando si avvale della piattaforma europea pertinente, il TSO usa unicamente prodotti standard e, laddove giustificato, prodotti specifici di bilanciamento dell'energia per mantenere il sistema in equilibrio conformemente agli articoli 127, 157 e 160 del regolamento (UE) 2017/1485.

2. Entro due anni dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO elaborano una proposta d'elenco dei prodotti standard per la capacità di bilanciamento delle riserve per il ripristino della frequenza e delle riserve di sostituzione.

3. Almeno ogni due anni, tutti i TSO riesaminano l'elenco dei prodotti standard per l'energia di bilanciamento e per la capacità di bilanciamento. Il riesame dei prodotti standard tiene conto dei seguenti aspetti:

a)	obiettivi di cui all'articolo 3, paragrafo 1;

b)	eventuali proposte di modifica dell'elenco dei prodotti standard e numero degli elenchi di ordine di merito comuni di cui all'articolo 31, paragrafo 2;

c)	indicatori di rendimento di cui all'articolo 59, paragrafo 4.

4. L'elenco dei prodotti standard per l'energia di bilanciamento e per la capacità di bilanciamento può riportare almeno le seguenti caratteristiche dell'offerta di acquisto di un prodotto standard:

a)	periodo di preparazione;

b)	durata della rampa;

c)	tempo di piena attivazione;

d)	quantitativo minimo e massimo;

e)	periodo di disattivazione;

f)	durata minima e massima del periodo di consegna;

g)	periodo di validità;

h)	modalità di attivazione.

5. L'elenco dei prodotti standard per l'energia di bilanciamento e per la capacità di bilanciamento riporta almeno le seguenti caratteristiche variabili di un prodotto standard, che devono essere definite dai prestatori di servizi di bilanciamento durante la prequalificazione o al momento di presentare l'offerta di acquisto del prodotto standard:

a)	prezzo dell'offerta;

b)	divisibilità;

c)	ubicazione;

d)	durata minima tra la fine del periodo di disattivazione e l'attivazione successiva.

6. I prodotti standard per l'energia di bilanciamento e per la capacità di bilanciamento:

a)	assicurano una standardizzazione efficiente, incentivano la concorrenza transfrontaliera e la liquidità, evitano un'indebita frammentazione del mercato;

b)	agevolano la partecipazione dei titolari degli impianti di consumo, dei terzi, dei titolari degli impianti di generazione di energia da fonti rinnovabili nonché dei proprietari di unità di stoccaggio dell'energia in quanto prestatori di servizi di bilanciamento.

Articolo 26

Requisiti dei prodotti specifici

1. Previa approvazione dei quadri di attuazione delle piattaforme europee di cui agli articoli 19, 20 e 21, ciascun TSO può elaborare una proposta di definizione e uso di prodotti specifici per l'energia di bilanciamento e per la capacità di bilanciamento. La proposta comprende almeno:

a)	una definizione dei prodotti specifici e del periodo in cui verranno usati;

b)	la dimostrazione che i prodotti standard non bastano a garantire la sicurezza operativa e a tenere efficacemente in equilibrio il sistema, o la dimostrazione che alcune risorse di bilanciamento non possono partecipare al mercato del bilanciamento mediante prodotti standard;

c)	una descrizione delle misure proposte per ridurre al minimo l'uso dei prodotti specifici tenendo conto dell'efficienza economica;

d)	le disposizioni per convertire le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti specifici in offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti standard, laddove possibile;

e)	se del caso, informazioni riguardanti il processo di conversione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti specifici in offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti standard e l'elenco di ordine di merito comune in cui avrà luogo la conversione;

f)	la dimostrazione che i prodotti specifici non creano inefficienze e distorsioni significative nel mercato del bilanciamento all'interno e all'esterno dell'area di programmazione.

2. Ciascun TSO che usa prodotti specifici riesamina almeno ogni due anni la necessità di avvalersene secondo i criteri di cui al paragrafo 1.

3. I prodotti specifici sono attuati parallelamente ai prodotti standard. In seguito all'utilizzo dei prodotti specifici, il TSO di connessione può:

a)	convertire le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti specifici in offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti standard, oppure

b)	attivare localmente le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti specifici senza scambiarle.

4. Le disposizioni per convertire le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti specifici in offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti standard a norma del paragrafo 1, lettera d):

a)	sono eque, trasparenti e non discriminatorie;

b)	non creano ostacoli allo scambio di servizi di bilanciamento;

c)	assicurano la neutralità finanziaria dei TSO.

Articolo 27

Conversione delle offerte nel modello di dispacciamento centrale

1. Ciascun TSO che applica un modello di dispacciamento centrale si avvale delle offerte di acquisto del processo di programmazione integrato per lo scambio di servizi di bilanciamento o per la condivisione delle riserve.

2. Ciascun TSO che applica un modello di dispacciamento centrale si avvale delle offerte di acquisto del processo di programmazione integrato disponibili per la gestione in tempo reale del sistema al fine di fornire servizi di bilanciamento ad altri TSO nel rispetto dei vincoli di sicurezza operativa.

3. Ciascun TSO che applica un modello di dispacciamento centrale converte, per quanto possibile, le offerte di acquisto del processo di programmazione integrato ai sensi del paragrafo 2 in prodotti standard, tenendo conto della sicurezza operativa. Le disposizioni per la conversione delle offerte di acquisto del processo di programmazione integrato in prodotti standard:

a)	sono eque, trasparenti e non discriminatorie;

b)	non creano ostacoli allo scambio di servizi di bilanciamento;

c)	assicurano la neutralità finanziaria dei TSO.

Articolo 28

Procedure alternative

1. Ciascun TSO assicura la predisposizione di soluzioni alternative laddove le procedure di cui ai paragrafi 2 e 3 non vadano a buon fine.

2. Se l'acquisizione dei servizi di bilanciamento non va a buon fine, i TSO interessati ripetono la procedura di acquisizione. I TSO informano gli operatori del mercato del ricorso nel più breve tempo possibile a procedure alternative.

3. Se l'attivazione coordinata dell'energia di bilanciamento non va a buon fine, il TSO può scostarsi dall'elenco di ordine di merito comune e ne informa quanto prima gli operatori del mercato.

TITOLO III

ACQUISIZIONE DEI SERVIZI DI BILANCIAMENTO

CAPO 1

Energia di bilanciamento

Articolo 29

Attivazione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento dagli elenchi di ordine di merito comuni

1. Per mantenere il sistema in equilibrio conformemente agli articoli 127, 157 e 160 del regolamento (UE) 2017/1485, ciascun TSO si avvale delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento economicamente efficienti disponibili nella propria area di controllo in base agli elenchi di ordine di merito comuni o a un altro modello secondo quanto definito nella proposta elaborata da tutti i TSO a norma dell'articolo 21, paragrafo 5.

2. I TSO non attivano le offerte di acquisto di energia di bilanciamento prima dell'orario di chiusura del mercato corrispondente, salvo quando le attivazioni contribuiscono, nello stato di allerta o nello stato di emergenza, a ridurre la gravità dello stato dei sistemi in questione e quando le offerte di acquisto, conformemente al paragrafo 3, hanno scopi diversi dal bilanciamento.

3. Entro un anno dall'entrata in vigore del presente regolamento tutti i TSO elaborano una proposta di metodologia di classificazione degli scopi dell'attivazione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento. La metodologia:

a)	descrive tutti i possibili scopi di attivazione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento;

b)	definisce i criteri di classificazione di ogni possibile scopo di attivazione.

4. Per ogni offerta di acquisto di energia di bilanciamento attivata dall'elenco di ordine di merito comune, il TSO che attiva l'offerta definisce lo scopo in base alla metodologia di cui al paragrafo 3. Lo scopo dell'attivazione è notificato e visibile a tutti i TSO attraverso la funzione di ottimizzazione dell'attivazione.

5. Se l'attivazione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento si scosta dai risultati della funzione di ottimizzazione dell'attivazione, il TSO pubblica tempestivamente le informazioni sui motivi dello scostamento.

6. La richiesta di attivazione di un'offerta di acquisto di energia di bilanciamento dalla funzione di ottimizzazione dell'attivazione obbliga il TSO richiedente e il TSO di connessione ad accettare lo scambio irrevocabile di energia di bilanciamento. Ciascun TSO di connessione assicura l'attivazione dell'offerta di acquisto di energia di bilanciamento selezionata dalla funzione di ottimizzazione dell'attivazione. Si procede al regolamento dell'energia di bilanciamento a norma dell'articolo 50 e tra il TSO di connessione e il prestatore di servizi di bilanciamento a norma del titolo V, capo 2.

7. L'attivazione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento si basa su un modello TSO-TSO con un elenco di ordine di merito comune.

8. Ciascun TSO trasmette tutti i dati necessari per il funzionamento dell'algoritmo di cui all'articolo 58, paragrafi 1 e 2 alla funzione di ottimizzazione dell'attivazione in conformità alle disposizioni dell'articolo 31, paragrafo 1.

9. Ciascun TSO di connessione, prima dell'orario di chiusura per la presentazione delle offerte di acquisto di energia del TSO, trasmette alla funzione di ottimizzazione dell'attivazione tutte le offerte di acquisto di energia di bilanciamento ricevute dai prestatori di servizi di bilanciamento, tenendo conto dei requisiti di cui agli articoli 26 e 27. I TSO di connessione non modificano né ritirano le offerte di acquisto di energia di bilanciamento, ad eccezione delle seguenti:

a)	le offerte di acquisto di energia di bilanciamento di cui agli articoli 26 e 27;

b)	le offerte di acquisto di energia di bilanciamento manifestamente errate o contenenti un volume di consegna irrealizzabile;

c)	le offerte di acquisto di energia di bilanciamento non trasmesse alle piattaforme europee conformemente al paragrafo 10.

10. Ciascun TSO che applica un modello di autodispacciamento e opera all'interno di un'area di programmazione con un orario di chiusura del mercato infragiornaliero locale successivo all'orario di chiusura del mercato dell'energia di bilanciamento di cui all'articolo 24 può elaborare una proposta per limitare la quantità di offerte di acquisto trasmesse alle piattaforme europee di cui agli articoli da 19 a 21. Le offerte di acquisto trasmesse alle piattaforme europee sono sempre quelle meno care. Detta proposta comprende:

la definizione del volume minimo da trasmettere alle piattaforme europee. Il volume minimo delle offerte di acquisto trasmesse dal TSO è pari o superiore alla somma dei requisiti di capacità di riserva per il suo blocco LFC secondo il disposto degli articoli 157 e 160 del regolamento (UE) 2017/1485 e gli obblighi derivanti dallo scambio della capacità di bilanciamento o dalla condivisione delle riserve;

b)	le norme per il rilascio delle offerte di acquisto che non sono trasmesse alle piattaforme europee e la definizione del momento in cui i prestatori di servizi di bilanciamento interessati vengono informati del rilascio delle rispettive offerte.

11. Almeno ogni due anni dopo l'approvazione della proposta di cui al paragrafo 10 da parte dell'autorità di regolamentazione competente, tutti i TSO valutano l'impatto della limitazione del volume delle offerte di acquisto trasmesse alle piattaforme europee e il funzionamento del mercato infragiornaliero. Detta valutazione comprende:

a)	una valutazione effettuata dai pertinenti TSO relativa al volume minimo delle offerte di acquisto da trasmettere alle piattaforme europee a norma del paragrafo 10, lettera a);

b)	una raccomandazione rivolta ai pertinenti TSO per limitare le offerte di acquisto di energia di bilanciamento.

Sulla base di detta valutazione, tutti i TSO presentano a tutte le autorità di regolamentazione una proposta di revisione del volume minimo delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento da trasmettere alle piattaforme europee a norma del paragrafo 10, lettera a).

12. Ciascun TSO richiedente può richiedere l'attivazione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento dagli elenchi di ordine di merito comuni fino al volume totale di energia di bilanciamento. Il volume totale di energia di bilanciamento che il TSO richiedente può attivare dalle offerte di acquisto negli elenchi di ordine di merito comuni è calcolato come somma dei volumi:

a)	delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento presentate dal TSO richiedente, non derivanti dalla condivisione delle riserve né dallo scambio di capacità di bilanciamento;

b)	delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento presentate dagli altri TSO in seguito a capacità di bilanciamento acquisite a nome del TSO richiedente;

c)	delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento risultanti dalla condivisione di riserve a condizione che gli altri TSO partecipanti alla suddetta condivisione non abbiano già chiesto l'attivazione dei volumi condivisi.

13. Tutti i TSO possono stabilire, nelle proposte dei quadri di attuazione delle piattaforme europee di cui agli articoli 19, 20 e 21, le condizioni o situazioni in cui non si applicano i limiti di cui al paragrafo 12. Quando un TSO chiede offerte di acquisto di energia di bilanciamento oltre il limite di cui al paragrafo 12, tutti gli altri TSO ne sono informati.

14. Ciascun TSO può dichiarare le offerte di acquisto di energia di bilanciamento trasmesse alla funzione di ottimizzazione dell'attivazione indisponibili all'attivazione di altri TSO perché riservate per motivi di congestione interna o a causa di vincoli di sicurezza operativa all'interno dell'area di programmazione del TSO di connessione.

Articolo 30

Determinazione del prezzo dell'energia di bilanciamento e della capacità interzonale utilizzate per lo scambio di energia di bilanciamento o per l'esecuzione del processo di compensazione dello sbilanciamento

1. Entro un anno dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO elaborano una proposta di metodologia per la determinazione del prezzo dell'energia di bilanciamento derivante dall'attivazione delle offerte di acquisto dell'energia di bilanciamento per il processo di ripristino della frequenza a norma degli articoli 143 e 147 del regolamento (UE) 2017/1485, e per il processo delle riserve di sostituzione a norma degli articoli 144 e 148 del regolamento (UE) 2017/1485. La metodologia:

a)	si basa sul prezzo marginale («pay-as-cleared»);

definisce in che modo l'attivazione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento per scopi diversi dal bilanciamento incide sul prezzo dell'energia di bilanciamento, assicurando altresì che almeno le offerte di acquisto di energia di bilanciamento attivate per gestire la congestione interna non determinino il prezzo marginale dell'energia di bilanciamento;

c)	stabilisce almeno un prezzo dell'energia di bilanciamento per ciascun periodo di compensazione dello sbilanciamento;

d)	trasmette segnali di prezzo corretti e fornisce incentivi agli operatori del mercato;

e)	tiene conto del metodo di determinazione dei prezzi negli orizzonti temporali del giorno prima e infragiornaliero.

2. I TSO, se riconoscono la necessità di limiti tecnici di prezzo ai fini dell'efficienza del mercato, possono elaborare congiuntamente, nell'ambito della proposta di cui al paragrafo 1, una proposta di prezzi armonizzati minimi e massimi dell'energia di bilanciamento, compresi quelli d'offerta e di equilibrio, da applicarsi in tutte le aree di programmazione. In tal caso, i prezzi armonizzati minimi e massimi dell'energia di bilanciamento tengono conto del prezzo di equilibrio minimo e massimo negli orizzonti temporali del giorno prima e infragiornaliero di cui al regolamento (UE) 2015/1222.

3. La proposta di cui al paragrafo 1 definisce inoltre una metodologia di determinazione dei prezzi della capacità interzonale di cui ci si avvale nelle operazioni di scambio dell'energia di bilanciamento e nel processo di compensazione dello sbilanciamento. La metodologia è coerente con i requisiti stabiliti nel regolamento (UE) 2015/1222 e:

a)	rispecchia la congestione del mercato;

b)	è basata sui prezzi dell'energia di bilanciamento derivanti dall'attivazione delle relative offerte di acquisto e determinati secondo il metodo di cui al paragrafo 1, lettera a) oppure, se pertinente, secondo il metodo di cui al paragrafo 5;

c)	non applica costi supplementari per lo scambio di energia di bilanciamento o per l'esecuzione del processo di compensazione dello sbilanciamento, salvo il costo di compensazione delle perdite laddove se ne tenga conto anche in altri orizzonti temporali.

4. Il metodo armonizzato di determinazione dei prezzi di cui al paragrafo 1 si applica all'energia di bilanciamento derivante da tutti i prodotti standard e specifici di cui all'articolo 26, paragrafo 3, lettera a). Per i prodotti specifici di cui all'articolo 26, paragrafo 3, lettera b), il TSO interessato può proporre un metodo di determinazione dei prezzi diverso nella proposta di prodotti specifici di cui all'articolo 26.

5. Tutti i TSO che rilevano inefficienze nell'applicazione della metodologia proposta di cui al paragrafo 1, lettera a) possono chiedere una modifica e proporre un metodo alternativo. In tal caso, tutti i TSO procedono ad un'analisi accurata a dimostrazione della maggiore efficienza del metodo di determinazione dei prezzi alternativo.

Articolo 31

Funzione di ottimizzazione dell'attivazione

1. Tutti i TSO stabiliscono, in conformità all'articolo 29 e al presente articolo, una funzione per ottimizzare l'attivazione delle offerte di acquisto dell'energia di bilanciamento da diversi elenchi di ordine di merito comuni. La funzione tiene conto almeno dei seguenti elementi:

a)	i processi di attivazione e i vincoli tecnici dei diversi prodotti d bilanciamento dell'energia;

b)	la sicurezza operativa;

c)	tutte le offerte di acquisto di energia di bilanciamento incluse negli elenchi di ordine di merito comuni compatibili;

d)	la possibilità di compensare le richieste di attivazione contrastanti dei TSO;

e)	le richieste di attivazione presentate da tutti i TSO;

f)	la capacità interzonale disponibile.

2. Gli elenchi di ordine di merito comuni consistono di offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti standard. Tutti i TSO stabiliscono gli elenchi di ordine di merito comuni necessari ai prodotti standard. Le offerte di acquisto di energia di bilanciamento a salire e a scendere sono suddivise in elenchi di ordine di merito comuni diversi.

3. Ogni funzione di ottimizzazione dell'attivazione si serve almeno di un elenco di ordine di merito comune per le offerte di acquisto di energia di bilanciamento a salire e di un elenco di ordine di merito comune per le offerte di acquisto di energia di bilanciamento a scendere.

4. I TSO assicurano che le offerte di acquisto di energia di bilanciamento trasmesse agli elenchi di ordine di merito comuni siano espresse in euro e facciano riferimento al periodo rilevante di mercato.

5. In funzione della necessità di prodotti standard per l'energia di bilanciamento, i TSO possono creare più elenchi di ordine di merito comuni.

6. Ciascun TSO trasmette le proprie richieste di attivazione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento alla funzione di ottimizzazione dell'attivazione.

7. La funzione di ottimizzazione dell'attivazione seleziona le offerte di acquisto di energia di bilanciamento e chiede l'attivazione di quelle selezionate da parte del TSO di connessione alla cui rete è collegato il prestatore di servizi di bilanciamento associato all'offerta d'acquisto selezionata.

8. La funzione di ottimizzazione dell'attivazione trasmette conferma dell'attivazione delle offerte al TSO che ne aveva presentato richiesta. I prestatori di servizi di bilanciamento attivati sono responsabili della fornitura del volume richiesto fino alla fine del periodo di consegna.

9. Tutti i TSO che eseguono il processo di ripristino della frequenza e il processo delle riserve di sostituzione ai fini del bilanciamento dell'area LFC si sforzano di adoprare tutte le offerte di acquisto di energia di bilanciamento degli elenchi di ordine di merito comuni pertinenti in modo da bilanciare il sistema nel modo più efficiente tenendo conto della sicurezza operativa.

10. I TSO che non usano il processo delle riserve di sostituzione ai fini del bilanciamento della loro area LFC si sforzano di adoprare tutte le offerte di acquisto di energia di bilanciamento degli elenchi di ordine di merito comuni pertinenti ai fini delle riserve di ripristino della frequenza, in modo da bilanciare il sistema nel modo più efficiente tenendo conto della sicurezza operativa.

11. Se il sistema non si trova nello stato normale, i TSO possono decidere di bilanciarlo utilizzando solo le offerte di acquisto di energia di bilanciamento dei prestatori di servizi di bilanciamento nella propria area di controllo, se tale decisione contribuisce a migliorare lo stato del sistema. Il TSO pubblica tempestivamente la giustificazione della suddetta decisione.

CAPO 2

Capacità di bilanciamento

Articolo 32

Disposizioni di acquisizione

1. Tutti i TSO del blocco LFC riesaminano e definiscono periodicamente e almeno una volta l'anno i requisiti di capacità di riserva del blocco LFC o le aree di programmazione del blocco LFC secondo le disposizioni di dimensionamento di cui agli articoli 127, 157 e 160 del regolamento (UE) 2017/1485. Ciascun TSO procede ad un'analisi sulla fornitura ottimale di capacità di riserva al fine di ridurne al minimo i costi. L'analisi tiene conto delle seguenti opzioni di fornitura della capacità di riserva:

a)	acquisizione di capacità di bilanciamento all'interno dell'area di controllo e scambio di capacità di bilanciamento con i TSO limitrofi, se pertinente;

b)	condivisione delle riserve, se pertinente;

c)	volume delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento non contrattualizzate che dovrebbero essere disponibili all'interno sia della loro area di controllo che delle piattaforme europee tenendo conto della capacità interzonale disponibile.

2. Ciascun TSO che acquisisce capacità di bilanciamento definisce le disposizioni applicabili all'acquisizione nella proposta sui termini e condizioni applicabili ai prestatori di servizi di bilanciamento di cui all'articolo 18. Le disposizioni di acquisizione della capacità di bilanciamento rispettano i seguenti principi:

a)	il metodo di acquisizione è basato sul mercato almeno per le riserve per il ripristino della frequenza e le riserve di sostituzione;

b)	la procedura di acquisizione è effettuata a breve termine, laddove possibile ed economicamente efficiente;

c)	il volume oggetto del contratto può essere suddiviso in più periodi contrattuali.

3. L'acquisizione di capacità di bilanciamento a salire o a scendere almeno per le riserve per il ripristino della frequenza e le riserve di sostituzione è effettuata separatamente. Ciascun TSO può presentare all'autorità di regolamentazione competente, a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE, una richiesta di esenzione da tale requisito. La richiesta di esenzione comprende:

a)	l'indicazione della durata prevista dell'esenzione;

b)	l'indicazione del volume di capacità di bilanciamento cui si applicherebbe l'esenzione;

c)	l'analisi dell'impatto dell'esenzione sulla partecipazione delle risorse di bilanciamento di cui all'articolo 25, paragrafo 6, lettera b);

d)	la giustificazione dell'esenzione che ne illustri la maggiore efficienza economica.

Articolo 33

Scambio di capacità di bilanciamento

1. Due o più TSO che si scambiano o intendono scambiarsi la capacità di bilanciamento elaborano una proposta che definisca norme e processi comuni e armonizzati per lo scambio e l'acquisizione di capacità di bilanciamento, nel rispetto dei requisiti di cui all'articolo 32.

2. Salvo se si applica il modello TSO-BSP di cui all'articolo 35, lo scambio di capacità di bilanciamento è sempre eseguito in base al modello TSO-TSO in cui due o più TSO stabiliscono un metodo di acquisizione comune di capacità di bilanciamento tenendo conto della capacità interzonale disponibile e dei limiti operativi definiti nel titolo VIII, parte IV, capi 1 e 2, del regolamento (UE) 2017/1485.

3. Tutti i TSO che procedono a scambi di capacità di bilanciamento trasmettono tutte le offerte di acquisto di capacità di bilanciamento da prodotti standard alla funzione di ottimizzazione dell'acquisizione di capacità. I TSO non modificano né ritirano le offerte di acquisto di capacità di bilanciamento e le includono nella procedura di acquisizione, fatte salve le condizioni di cui agli articoli 26 e 27.

4. Tutti i TSO che scambiano capacità di bilanciamento assicurano la disponibilità della capacità interzonale e la conformità ai requisiti relativi alla sicurezza operativa definiti nel regolamento (UE) 2017/1485, mediante:

a)	la metodologia per il calcolo della probabilità di disponibilità di capacità interzonale dopo l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale di cui al paragrafo 6, oppure;

b)	le metodologie di allocazione della capacità interzonale negli orizzonti temporali di bilanciamento di cui al titolo IV, capo 2.

5. Ciascun TSO che si avvale della metodologia di calcolo della probabilità che la capacità interzonale sia disponibile dopo l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale informa gli altri TSO del blocco LFC del rischio d'indisponibilità di capacità di riserva nell'area o nelle aree di programmazione della propria area di controllo, che può compromettere la conformità ai requisiti di cui all'articolo 157, paragrafo 2, lettera b), del regolamento (UE) 2017/1485.

6. I TSO che scambiano capacità di bilanciamento per riserve di ripristino della frequenza e riserve di sostituzione possono elaborare una proposta di metodologia di calcolo della probabilità che la capacità interzonale sia disponibile dopo l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale. Nella metodologia figurano almeno:

a)	le procedure di notifica agli altri TSO del blocco LFC;

b)	la descrizione della procedura di valutazione del periodo pertinente per lo scambio di capacità di bilanciamento;

c)	il metodo per valutare il rischio di indisponibilità della capacità interzonale dovuta a indisponibilità previste e impreviste o a congestioni;

d)	il metodo per valutare il rischio di insufficienza della capacità di riserva dovuta all'indisponibilità di capacità interzonale;

e)	i requisiti di una soluzione alternativa in caso di indisponibilità di capacità interzonale o di capacità di riserva insufficiente;

f)	i requisiti di revisione ex post e di monitoraggio dei rischi;

g)	le disposizioni per procedere al regolamento di cui al titolo V.

7. I TSO non aumentano il margine operativo di trasmissione calcolato secondo le disposizioni del regolamento (UE) 2015/1222 a causa dello scambio di capacità di bilanciamento per riserve di ripristino della frequenza e riserve di sostituzione.

Articolo 34

Trasferimento della capacità di bilanciamento

1. All'interno della zona geografica in cui ha avuto luogo l'acquisizione di capacità di bilanciamento i TSO consentono ai prestatori di servizi di bilanciamento di trasferire i loro obblighi di fornire capacità di bilanciamento. Il TSO o i TSO interessati possono chiedere un'esenzione se i periodi contrattuali della capacità di bilanciamento di cui all'articolo 32, paragrafo 2, lettera b), sono comunque inferiori a una settimana.

2. Il trasferimento di capacità di bilanciamento è consentito almeno fino a un'ora prima dell'inizio del giorno di consegna.

3. Il trasferimento di capacità di bilanciamento è consentito se sono soddisfatte le condizioni seguenti:

a)	il prestatore di servizi di bilanciamento ha superato con esito positivo la procedura di qualificazione per la capacità oggetto del trasferimento;

b)	non si prevede che il trasferimento metta a repentaglio la sicurezza operativa;

c)	il trasferimento di capacità di bilanciamento non supera i limiti operativi di cui al titolo VIII, parte IV, capi 1 e 2, del regolamento (UE) 2017/1485.

4. Il trasferimento di capacità di bilanciamento, se comporta l'uso della capacità interzonale, è consentito solo qualora:

a)	la capacità interzonale necessaria a tal fine sia già disponibile in seguito a precedenti procedure di allocazione di cui al titolo IV, capo 2;

b)	la capacità interzonale sia disponibile secondo la metodologia di calcolo della probabilità che la capacità interzonale sia disponibile dopo l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale di cui all'articolo 33, paragrafo 6.

5. Il TSO che non consente il trasferimento di capacità di bilanciamento ne spiega il motivo ai prestatori di servizi di bilanciamento interessati.

CAPO 3

Modello TSO-BSP

Articolo 35

Scambio di servizi di bilanciamento

1. Due o più TSO, di propria iniziativa o su richiesta delle autorità di regolamentazione competenti a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE, possono elaborare una proposta d'applicazione del modello TSO-BSP.

2. La proposta d'applicazione di un modello TSO-BSP comprende:

a)	l'analisi costi-benefici di cui all'articolo 61 che identifica l'utilità di applicare il modello TSO-BSP almeno per l'area o le aree di programmazione dei TSO interessati;

b)	il periodo di applicazione richiesto;

c)	una descrizione della metodologia per assicurare sufficiente capacità interzonale conformemente all'articolo 33, paragrafo 6.

3. Quando si applica il modello TSO-BSP, i TSO e i prestatori di servizi di bilanciamento possono essere esentati dall'applicazione dei requisiti di cui all'articolo 16, paragrafi 2, 4 e 5, e all'articolo 29, paragrafo 9, per le procedure pertinenti.

4. Quando si applica il modello TSO-BSP, i TSO interessati concordano i requisiti tecnici e contrattuali e gli scambi di informazioni per l'attivazione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento. Il TSO contraente e il prestatore di servizi di bilanciamento stabiliscono le disposizioni contrattuali in base al modello TSO-BSP.

5. Il modello TSO-BSP può essere applicato allo scambio di energia di bilanciamento da riserve per il ripristino della frequenza soltanto se è applicato anche allo scambio di capacità di bilanciamento da riserve per il ripristino della frequenza.

6. Il modello TSO-BSP può essere applicato allo scambio di energia di bilanciamento da riserve di sostituzione se è applicato allo scambio di capacità di bilanciamento per riserve di sostituzione o se uno dei due TSO interessati non gestisce il processo delle riserve di sostituzione nell'ambito della struttura del controllo frequenza/potenza di cui alla parte IV del regolamento (UE) 2017/1485.

7. Entro quattro anni dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti gli scambi di capacità di bilanciamento si basano sul modello TSO-TSO. Tale requisito non si applica al modello TSO-BSP per le riserve di sostituzione se uno dei due TSO interessati non gestisce il processo delle riserve di sostituzione nell'ambito della struttura del controllo frequenza/potenza di cui alla parte IV del regolamento (UE) 2017/1485.

TITOLO IV

CAPACITÀ INTERZONALE PER I SERVIZI DI BILANCIAMENTO

CAPO 1

Scambio di energia di bilanciamento o processo di compensazione dello sbilanciamento

Articolo 36

Uso della capacità interzonale

1. Tutti i TSO usano la capacità interzonale disponibile, calcolata conformemente all'articolo 37, paragrafi 2 e 3, per lo scambio di energia di bilanciamento o per l'esecuzione del processo di compensazione dello sbilanciamento.

2. Due o più TSO che procedono allo scambio di capacità di bilanciamento possono usare la capacità interzonale per lo scambio di energia di bilanciamento quando detta capacità interzonale è:

a)	disponibile a norma dell'articolo 33, paragrafo 6;

b)	rilasciata a norma dell'articolo 38, paragrafi 8 e 9;

c)	allocata a norma degli articoli 40, 41 e 42.

Articolo 37

Calcolo della capacità interzonale

1. Dopo l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale, i TSO aggiornano continuamente la disponibilità della capacità interzonale per lo scambio di energia di bilanciamento o per l'esecuzione del processo di compensazione dello sbilanciamento. La capacità interzonale è aggiornata ogni volta che ne viene usata una parte o quando è ricalcolata.

2. Prima di applicare la metodologia di calcolo della capacità di cui al paragrafo 3, i TSO usano la capacità interzonale rimanente dopo l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale.

3. Entro cinque anni dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO di una regione di calcolo della capacità sviluppano una metodologia di calcolo della capacità interzonale entro l'orizzonte temporale per lo scambio di energia di bilanciamento o per l'esecuzione del processo di compensazione dello sbilanciamento. La metodologia evita distorsioni del mercato ed è coerente con la metodologia di calcolo della capacità interzonale applicata nell'orizzonte temporale infragiornaliero di cui al regolamento (UE) 2015/1222.

CAPO 2

Scambio di capacità di bilanciamento o condivisione delle riserve

Articolo 38

Requisiti generali

a)	processo di allocazione coottimizzata di cui all'articolo 40;

b)	processo di allocazione basato sul mercato di cui all'articolo 41;

c)	processo di allocazione basato sull'analisi dell'efficienza economica di cui all'articolo 42.

La capacità interzonale allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve prima dell'entrata in vigore del presente regolamento può continuare a essere usata a tale scopo fino alla scadenza del periodo contrattuale.

2. La proposta di applicazione del processo di allocazione comprende:

a)	i confini tra zone di offerta, l'orizzonte temporale del mercato, la durata dell'applicazione e la metodologia da applicare;

b)	in caso di processo di allocazione basato sull'analisi dell'efficienza economica, il volume della capacità interzonale allocata e l'analisi dell'efficienza economica effettiva che giustifica l'efficienza dell'allocazione.

3. Entro cinque anni dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO elaborano una proposta per armonizzare la metodologia del processo di allocazione della capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve per orizzonte temporale a norma dell'articolo 40 e, se del caso, a norma degli articoli 41 e 42.

4. La capacità interzonale allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve è usata esclusivamente per riserve per il ripristino della frequenza con attivazione manuale, per riserve per il ripristino della frequenza con attivazione automatica e per riserve di sostituzione. Il margine operativo di trasmissione, calcolato a norma del regolamento (UE) 2015/1222, è usato per la gestione e lo scambio di riserve per il contenimento della frequenza, fatti salvi gli interconnettori in corrente continua («c.c.») per i quali la capacità interzonale per la gestione e lo scambio di riserve per il contenimento della frequenza può anche essere allocata secondo quanto disposto dal paragrafo 1.

5. I TSO possono allocare la capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve solo se la capacità interzonale è calcolata secondo le metodologie di cui ai regolamenti (UE) 2015/1222 e (UE) 2016/1719.

6. Nel calcolo della capacità interzonale i TSO considerano la capacità interzonale allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve come capacità interzonale già allocata.

7. Se i detentori di diritti fisici di trasmissione usano la capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento, la capacità è considerata nominata esclusivamente al fine di escluderla dall'applicazione del principio detto «use-it-or-sell-it» (uso o vendita, 'UIOSÌ).

8. Tutti i TSO che scambiano capacità di bilanciamento o condividono riserve valutano periodicamente se la capacità interzonale allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve è ancora necessaria a tal fine. Se si applica il processo di allocazione basato sull'analisi dell'efficienza economica, si procede alla valutazione almeno una volta l'anno. La capacità interzonale allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve che non è più necessaria è rilasciata il prima possibile e restituita nei successivi orizzonti temporali di allocazione della capacità. Tale capacità non è più considerata già allocata nel calcolo della capacità interzonale.

9. La capacità interzonale allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve che non è stata usata per il corrispondente scambio di energia di bilanciamento è rilasciata per lo scambio di energia di bilanciamento con tempi di attivazione più brevi o per eseguire il processo di compensazione dello sbilanciamento.

Articolo 39

Calcolo del valore di mercato della capacità interzonale

1. Il valore di mercato della capacità interzonale per lo scambio di energia e per lo scambio di capacità di bilanciamento o la condivisione delle riserve in un processo di allocazione coottimizzato o basato sul mercato si basa sui valori di mercato effettivi o previsti della capacità interzonale.

2. Il valore di mercato effettivo della capacità interzonale per lo scambio di energia è calcolato in base alle offerte di acquisto degli operatori nei mercati del giorno prima e tiene conto, se pertinente e possibile, delle offerte di acquisto previste degli operatori nei mercati infragiornalieri.

3. Il valore di mercato effettivo della capacità interzonale per lo scambio della capacità di bilanciamento usato in un processo di allocazione coottimizzato o basato sul mercato è calcolato in base alle offerte di acquisizione di capacità di bilanciamento presentate alla funzione di ottimizzazione dell'acquisizione di capacità di cui all'articolo 33, paragrafo 3.

4. Il valore di mercato effettivo della capacità interzonale per la condivisione delle riserve usato in un processo di allocazione coottimizzato o basato sul mercato è calcolato in base ai costi risparmiati nell'acquisizione di capacità di bilanciamento.

5. Il valore di mercato previsto della capacità interzonale si basa su uno dei seguenti principi:

a)	l'uso di indicatori trasparenti del valore di mercato della capacità interzonale; oppure

b)	l'uso di una metodologia di previsione che consente la valutazione accurata e attendibile del valore di mercato della capacità interzonale.

Il valore di mercato previsto della capacità interzonale per lo scambio di energia tra zone di offerta è calcolato in base alle differenze previste nei prezzi dei mercati del giorno prima e, se pertinente e possibile, nei prezzi dei mercati infragiornalieri tra zone di offerta. Nel calcolare il valore di mercato previsto, si tengono in debito conto altri fattori pertinenti che influenzano i modelli di domanda e generazione nelle diverse zone di offerta.

6. L'efficienza della metodologia di previsione di cui al paragrafo 5, lettera b), che comprende un confronto del valore di mercato previsto e del valore di mercato effettivo della capacità interzonale, può essere riesaminata dalle autorità di regolamentazione competenti. Se la contrattazione si svolge non più di due giorni prima della fornitura di capacità di bilanciamento, le autorità di regolamentazione competenti possono, in seguito a detto riesame, definire un limite diverso da quello di cui all'articolo 41, paragrafo 2.

Articolo 40

Processo di allocazione coottimizzato

1. Entro due anni dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO elaborano una proposta di metodologia per il processo di allocazione coottimizzato della capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve. La metodologia si applica allo scambio di capacità di bilanciamento o alla condivisione delle riserve con periodo contrattuale non superiore a un giorno e se la contrattazione si svolge non più di un giorno prima della fornitura di capacità di bilanciamento. La metodologia comprende:

a)	la procedura di notifica del ricorso al processo di allocazione coottimizzato;

la descrizione dettagliata delle modalità di allocazione della capacità interzonale alle offerte inerenti allo scambio di energia e alle offerte inerenti allo scambio di capacità di bilanciamento o alla condivisione delle riserve in un unico processo di ottimizzazione per le aste implicite ed esplicite;

la descrizione dettagliata del metodo di determinazione dei prezzi, del regime dell'irrevocabilità e della ripartizione delle rendite di congestione per la capacità interzonale che è stata allocata alle offerte di acquisto per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve tramite il processo di allocazione coottimizzato;

d)	la procedura volta a definire il volume massimo della capacità interzonale allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve.

2. La metodologia è basata sul confronto tra il valore di mercato effettivo della capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve e il valore di mercato effettivo della capacità interzonale per lo scambio di energia.

3. Il metodo di determinazione dei prezzi, il regime dell'irrevocabilità e la ripartizione delle rendite di congestione per la capacità interzonale allocata alle offerte di acquisto per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve tramite il processo di allocazione coottimizzato assicurano pari trattamento rispetto alla capacità interzonale allocata alle offerte di acquisto per lo scambio di energia.

4. La capacità interzonale allocata alle offerte di acquisto per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve tramite il processo di allocazione coottimizzato è usata unicamente per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve e per lo scambio associato di energia di bilanciamento.

Articolo 41

Processo di allocazione basato sul mercato

1. Entro due anni dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO di una regione di calcolo della capacità possono elaborare una proposta di metodologia per un processo di allocazione della capacità interzonale basato sul mercato per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve. La metodologia si applica allo scambio di capacità di bilanciamento o alla condivisione delle riserve con periodo contrattuale non superiore a un giorno e se la contrattazione si svolge non più di una settimana prima della fornitura di capacità di bilanciamento. La metodologia comprende:

a)	la procedura di notifica del ricorso al processo di allocazione basato sul mercato;

la descrizione dettagliata delle modalità di determinazione del valore di mercato effettivo della capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve e del valore di mercato previsto della capacità interzonale per lo scambio di energia e, se del caso, del valore di mercato effettivo della capacità interzonale per gli scambi di energia e del valore di mercato previsto della capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve;

d)	la procedura volta a definire il volume massimo della capacità interzonale allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve a norma del paragrafo 2.

2. La capacità interzonale allocata in base a un processo basato sul mercato è limitata al 10 % della capacità disponibile per lo scambio di energia del precedente anno civile di riferimento tra zone di offerta o, in caso di nuovi interconnettori, al 10 % della capacità tecnica installata totale dei nuovi interconnettori.

Questa limitazione del volume può non applicarsi se la contrattazione si svolge non più di due giorni prima della fornitura di capacità di bilanciamento o se i confini tra zone di offerta sono connessi tramite interconnettori in corrente continua, fino a quando il processo di allocazione coottimizzato non sarà armonizzato a livello di Unione a norma dell'articolo 38, paragrafo 3.

3. La metodologia è basata sul confronto tra il valore di mercato effettivo della capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve e il valore di mercato previsto della capacità interzonale per lo scambio di energia, o sul confronto tra il valore di mercato previsto della capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve e il valore di mercato effettivo della capacità interzonale per lo scambio di energia.

4. Il metodo di determinazione dei prezzi, il regime dell'irrevocabilità e la ripartizione delle rendite di congestione per la capacità interzonale allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve tramite il processo basato sul mercato assicurano pari trattamento rispetto alla capacità interzonale allocata per lo scambio di energia.

5. La capacità interzonale allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve tramite il processo di allocazione basato sul mercato è usata solo per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve e il corrispondente scambio di energia di bilanciamento.

Articolo 42

Processo di allocazione sulla base di un'analisi dell'efficienza economica

1. Entro due anni dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO di una regione di calcolo della capacità possono elaborare una proposta di metodologia per l'allocazione di capacità interzonale sulla base di un'analisi dell'efficienza economica. La metodologia si applica allo scambio di capacità di bilanciamento o alla condivisione delle riserve con periodo contrattuale superiore a un giorno e se la contrattazione si svolge più di una settimana prima della fornitura di capacità di bilanciamento. La metodologia comprende:

a)	disposizioni e principi di allocazione della capacità interzonale in base a un'analisi dell'efficienza economica;

b)	la descrizione dettagliata delle modalità di determinazione del valore di mercato previsto della capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve e una stima del valore di mercato della capacità interzonale per lo scambio di energia;

c)	la descrizione dettagliata del metodo di determinazione dei prezzi, del regime dell'irrevocabilità e della ripartizione delle rendite di congestione per la capacità interzonale allocata in base ad un'analisi dell'efficienza economica;

d)	il volume massimo della capacità interzonale allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve a norma del paragrafo 2.

2. L'allocazione della capacità interzonale basata su un'analisi dell'efficienza economica è limitata al 5 % della capacità disponibile per lo scambio di energia del precedente anno civile di riferimento tra zone di offerta o, in caso di nuovi interconnettori, al 10 % della capacità tecnica installata totale dei nuovi interconnettori. Questa limitazione del volume può non applicarsi se i confini tra zone di offerta sono connessi tramite interconnettori in corrente continua, fino a quando il processo di allocazione coottimizzato o basato sul mercato non sarà armonizzato a livello di Unione a norma dell'articolo 38, paragrafo 3.

3. La metodologia di allocazione della capacità interzonale sulla base di un'analisi dell'efficienza economica poggia sul confronto tra il valore di mercato previsto della capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve e il valore di mercato previsto della capacità interzonale per lo scambio di energia.

4. Il metodo di determinazione dei prezzi, il regime dell'irrevocabilità e la ripartizione delle rendite di congestione per la capacità interzonale allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve sulla base di un'analisi dell'efficienza economica assicurano pari trattamento rispetto alla capacità interzonale allocata per lo scambio di energia.

5. I TSO di cui al paragrafo 1 elaborano una proposta relativa a un elenco delle singole allocazioni di capacità interzonale in base a un'analisi dell'efficienza economica. L'elenco include:

a)	l'indicazione del confine fra zone di offerta;

b)	il volume della capacità interzonale allocata;

c)	il periodo durante il quale la capacità interzonale sarebbe allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve;

d)	l'analisi economica che giustifica l'efficienza dell'allocazione.

6. I TSO di cui al paragrafo 1 riesaminano il valore della capacità interzonale allocata nella procedura di acquisizione della capacità di bilanciamento e rilasciano la capacità interzonale allocata che non serve più allo scambio di capacità di bilanciamento né alla condivisione delle riserve.

Articolo 43

Uso della capacità interzonale da parte dei prestatori di servizi di bilanciamento

1. I prestatori di servizi di bilanciamento che hanno un contratto di capacità di bilanciamento con un TSO in base al modello TSO-BSP di cui all'articolo 35 hanno il diritto di usare la capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento se sono titolari dei diritti fisici di trasmissione.

2. I prestatori di servizi di bilanciamento che usano la capacità interzonale per lo scambio di capacità di bilanciamento in base al modello TSO-BSP di cui all'articolo 35 procedono alla nomina dei propri diritti fisici di trasmissione per lo scambio di capacità di bilanciamento ai TSO interessati. I diritti fisici di trasmissione danno ai titolari il diritto di procedere alla nomina dello scambio di energia di bilanciamento ai TSO interessati e sono pertanto esclusi dall'applicazione del principio «uso o vendita» (UIOSI).

3. Nel calcolo della capacità interzonale, la capacità interzonale allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento in conformità al paragrafo 2 è considerata capacità interzonale già allocata.

TITOLO V

REGOLAMENTO

CAPO 1

Principi di regolamento

Articolo 44

Principi generali

1. La procedura di regolamento:

a)	trasmette segnali economici adeguati che riflettono la situazione di sbilanciamento;

b)	provvede a che gli sbilanciamenti siano regolati a un prezzo che corrisponda al valore in tempo reale dell'energia;

c)	fornisce incentivi ai responsabili del bilanciamento affinché siano bilanciati o contribuiscano a ripristinare il bilanciamento del sistema;

d)	agevola l'armonizzazione dei meccanismi di regolamento degli sbilanciamenti;

e)	fornisce incentivi ai TSO affinché adempiano agli obblighi di cui agli articoli 127, 153, 157 e 160 del regolamento (UE) 2017/1485;

f)	evita di distorcere gli incentivi destinati ai responsabili del bilanciamento, ai prestatori dei servizi di bilanciamento e ai TSO;

g)	promuove la concorrenza tra gli operatori del mercato;

h)	fornisce incentivi ai prestatori di servizi di bilanciamento affinché offrano e forniscano servizi di bilanciamento al TSO di connessione;

i)	assicura la neutralità finanziaria di tutti i TSO.

2. Ciascuna autorità di regolamentazione competente ai sensi dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE assicura che tutti i TSO di propria competenza non ottengano vantaggi economici né subiscano perdite in relazione al risultato finanziario del regolamento di cui ai capi 2, 3 e 4 del presente titolo durante il periodo di regolamento definito dall'autorità di regolamentazione competente, e provvede a che i risultati finanziari positivi o negativi in seguito al regolamento di cui ai capi 2, 3 e 4 del presente titolo siano comunicati agli utenti della rete in conformità alle disposizioni nazionali applicabili.

3. Ciascun TSO può elaborare una proposta di meccanismo di regolamento supplementare, distinto dal regolamento degli sbilanciamenti, per regolare i costi dell'acquisizione di capacità di bilanciamento di cui al capo 5 del presente titolo, i costi amministrativi e gli altri costi connessi al bilanciamento. Il meccanismo di regolamento supplementare si applica ai responsabili del bilanciamento. A tale scopo sarebbe preferibile introdurre una funzione di determinazione dei prezzi in situazione di scarsità. I TSO che scelgono un altro meccanismo dovrebbero giustificarlo nella proposta. La proposta è subordinata all'approvazione dell'autorità di regolamentazione competente.

4. Ciascuna immissione o ciascun prelievo in o da un'area di programmazione di un TSO sono regolati conformemente al titolo V, capo 3 o capo 4.

CAPO 2

Regolamento dell'energia di bilanciamento

Articolo 45

Calcolo dell'energia di bilanciamento

1. Per quanto concerne il regolamento dell'energia di bilanciamento almeno per il processo di ripristino della frequenza e il processo delle riserve di sostituzione, ogni TSO stabilisce una procedura per:

a)	calcolare il volume di energia di bilanciamento attivato in base all'attivazione richiesta o misurata;

b)	richiedere un nuovo calcolo del volume di energia di bilanciamento attivato.

2. Ciascun TSO calcola il volume di energia di bilanciamento attivato conformemente alle procedure di cui al paragrafo 1, lettera a) almeno per:

a)	ciascun periodo di regolamento degli sbilanciamenti;

b)	le proprie aree di sbilanciamento;

c)	ciascuna direzione: con segno negativo a indicare il corrispondente prelievo del prestatore di servizi di bilanciamento, e con segno positivo a indicare la corrispondente immissione del prestatore di servizi di bilanciamento.

3. Ciascun TSO di connessione regola tutti i volumi di energia di bilanciamento attivati, calcolati a norma del paragrafo 2, con i prestatori di servizi di bilanciamento interessati.

Articolo 46

Energia di bilanciamento per il processo di contenimento della frequenza

1. Ciascun TSO di connessione può provvedere al calcolo e al regolamento del volume di energia di bilanciamento attivato per il processo di contenimento della frequenza con i prestatori di servizi di bilanciamento di cui all'articolo 45, paragrafi 1 e 2.

2. Il prezzo — positivo, negativo o pari a zero — del volume di energia di bilanciamento attivato per il processo di contenimento della frequenza è definito per ciascuna direzione come indicato nella tabella 1:

Tabella 1

Pagamento dell'energia di bilanciamento

	Prezzo dell'energia di bilanciamento positivo	Prezzo dell'energia di bilanciamento negativo
Energia di bilanciamento positiva	Pagamento del TSO al BSP	Pagamento del BSP al TSO
Energia di bilanciamento negativa	Pagamento del BSP al TSO	Pagamento del TSO al BSP

Articolo 47

Energia di bilanciamento per il processo di ripristino della frequenza

1. Ciascun TSO di connessione può provvedere al calcolo e al regolamento del volume di energia di bilanciamento attivato per il processo di ripristino della frequenza con i prestatori di servizi di bilanciamento di cui all'articolo 45, paragrafi 1 e 2.

2. Il prezzo - positivo, negativo o pari a zero - del volume di energia di bilanciamento attivato per il processo di ripristino della frequenza è definito per ciascuna direzione conformemente all'articolo 30 come indicato nella tabella 1.

Articolo 48

Energia di bilanciamento per il processo delle riserve di sostituzione

1. Ciascun TSO di connessione calcola e regola il volume di energia di bilanciamento attivato per il processo delle riserve di sostituzione con i prestatori di servizi di bilanciamento conformemente all'articolo 45, paragrafi 1 e 2.

2. Il prezzo - positivo, negativo o pari a zero - del volume di energia di bilanciamento attivato per il processo delle riserve di sostituzione è definito per ciascuna direzione conformemente all'articolo 30 come indicato nella tabella 1.

Articolo 49

Aggiustamento dello sbilanciamento da applicare ai responsabili del bilanciamento

1. Il TSO calcola l'aggiustamento dello sbilanciamento da applicare ai responsabili del bilanciamento interessati per ogni offerta di acquisto di energia di bilanciamento attivata.

2. Per le aree di sbilanciamento in cui sono calcolate più posizioni finali per un unico responsabile del bilanciamento a norma dell'articolo 54, paragrafo 3, si può calcolare l'aggiustamento degli sbilanciamenti per ciascuna posizione.

3. Per ogni aggiustamento degli sbilanciamenti, ciascun TSO determina il volume di energia di bilanciamento attivato calcolato a norma dell'articolo 45 e i volumi attivati per scopi diversi dal bilanciamento.

CAPO 3

Regolamento degli scambi di energia tra TSO

Articolo 50

Scambi intenzionali di energia

1. Entro un anno dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO elaborano una proposta di disposizioni comuni di liquidazione applicabili a tutti gli scambi intenzionali di energia a seguito di uno o più dei seguenti processi a norma degli articoli 146, 147 e 148 del regolamento (UE) 2017/1485 per ciascuno dei seguenti processi:

a)	processo delle riserve di sostituzione;

b)	processo di ripristino della frequenza con attivazione manuale;

c)	processo di ripristino della frequenza con attivazione automatica;

d)	processo di compensazione dello sbilanciamento.

2. Ogni funzione di regolamento TSO-TSO effettua il regolamento secondo le disposizioni di cui al paragrafo 1.

3. Entro diciotto mesi dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO che si scambiano intenzionalmente energia all'interno di un'area sincrona elaborano una proposta di disposizioni comuni di regolamento applicabili agli scambi intenzionali di energia a seguito di uno o entrambi i seguenti elementi:

a)	processo di contenimento della frequenza di cui all'articolo 142 del regolamento (UE) 2017/1485;

b)	durata della rampa di cui all'articolo 136 del regolamento (UE) 2017/1485.

4. Entro diciotto mesi dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO connessi in modo asincrono che si scambiano intenzionalmente energia tra aree sincrone elaborano una proposta di disposizioni comuni di regolamento applicabili agli scambi intenzionali di energia a seguito di uno o entrambi i seguenti elementi:

a)	processo di contenimento della frequenza per la produzione di potenza attiva a livello di area sincrona di cui agli articoli 172 e 173 del regolamento (UE) 2017/1485;

b)	limiti di rampa per la produzione di potenza attiva a livello di area sincrona di cui all'articolo 137 del regolamento (UE) 2017/1485;

5. Le disposizioni comuni di regolamento di cui al paragrafo 1 stabiliscono almeno che lo scambio intenzionale di energia è calcolato in base ai seguenti criteri:

a)	durante i periodi concordati tra i TSO pertinenti;

b)	in base alla direzione;

c)	come integrale dello scambio di potenza calcolato durante i periodi di cui al paragrafo 5, lettera a).

6. Le disposizioni di regolamento comuni che si applicano agli scambi intenzionali di energia conformemente al paragrafo 1, lettere a), b) e c) tengono conto di quanto segue:

a)	tutti i prezzi dell'energia di bilanciamento stabiliti a norma dell'articolo 30, paragrafo 1;

b)	la metodologia di determinazione dei prezzi della capacità interzonale utilizzata per lo scambio di energia di bilanciamento a norma dell'articolo 30, paragrafo 3.

7. Le disposizioni di regolamento comuni degli scambi intenzionali di energia di cui al paragrafo 1, lettera d) tengono conto della metodologia di determinazione dei prezzi della capacità interzonale utilizzata per eseguire il processo di compensazione dello sbilanciamento a norma dell'articolo 30, paragrafo 3.

8. Tutti i TSO elaborano un meccanismo coordinato per gli aggiustamenti dei regolamenti tra tutti i TSO.

Articolo 51

Scambi non intenzionali di energia

1. Entro diciotto mesi dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO di un'area sincrona elaborano una proposta di disposizioni comuni di regolamento applicabili a tutti gli scambi non intenzionali di energia. La proposta comprende i requisiti seguenti:

a)	il prezzo degli scambi non intenzionali di energia prelevata dall'area sincrona corrisponde ai prezzi dell'energia di bilanciamento attivata a salire per il processo di ripristino della frequenza o delle riserve di sostituzione nella suddetta area sincrona;

b)	il prezzo degli scambi non intenzionali di energia immessa nell'area sincrona corrisponde ai prezzi dell'energia di bilanciamento attivata a scendere per il processo di ripristino della frequenza o delle riserve di sostituzione nella suddetta area sincrona.

2. Entro diciotto mesi dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO connessi in modo asincrono elaborano una proposta di disposizioni di regolamento comuni applicabili a tutti gli scambi non intenzionali di energia tra TSO connessi in modo asincrono.

3. Le proposte di disposizioni di regolamento comuni applicabili agli scambi non intenzionali di energia tra TSO assicurano una distribuzione equa e paritaria dei costi e benefici tra essi.

4. Tutti i TSO elaborano un meccanismo coordinato per gli aggiustamenti dei regolamenti tra loro.

CAPO 4

Regolamento degli sbilanciamenti

Articolo 52

Regolamento degli sbilanciamenti

1. Ogni TSO o, se del caso, soggetto terzo nella propria area o nelle proprie aree di programmazione regola, se opportuno, con ciascun responsabile del bilanciamento per ciascun periodo di regolamento degli sbilanciamenti conformemente all'articolo 53 tutti gli sbilanciamenti calcolati conformemente agli articoli 49 e 54, a fronte del prezzo di sbilanciamento consono calcolato conformemente all'articolo 55.

2. Entro un anno dall'entrata in vigore del presente regolamento tutti i TSO elaborano una proposta volta a specificare ulteriormente e ad armonizzare almeno:

a)	il calcolo di un aggiustamento dello sbilanciamento conformemente all'articolo 49 e il calcolo di una posizione, uno sbilanciamento e un volume allocato secondo uno degli approcci di cui all'articolo 54, paragrafo 3;

i principali componenti usati nel calcolo del prezzo di sbilanciamento per tutti gli sbilanciamenti conformemente all'articolo 55, compresi, se opportuno, la definizione del valore dell'attivazione risparmiata di energia di bilanciamento dalle riserve per il ripristino della frequenza o dalle riserve di sostituzione;

l'uso di una determinazione unica del prezzo di sbilanciamento («single pricing») per tutti gli sbilanciamenti conformemente all'articolo 55 che determina un prezzo unico per gli sbilanciamenti positivi e gli sbilanciamenti negativi per ciascun'area di prezzo di sbilanciamento nell'arco di un periodo di regolamento degli sbilanciamenti; e

la definizione delle condizioni e della metodologia di applicazione della duplice determinazione del prezzo di sbilanciamento («dual pricing») per tutti gli sbilanciamenti conformemente all'articolo 55, che determina un solo prezzo per gli sbilanciamenti positivi e un solo prezzo per gli sbilanciamenti negativi per ciascun'area di prezzo di sbilanciamento nell'arco di un periodo di regolamento degli sbilanciamenti, che comprende:

i)	le condizioni alle quali un TSO può proporre all'autorità di regolamentazione competente conformemente all'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE di applicare la duplice determinazione dei prezzi, con le debite giustificazioni;

ii)	la metodologia di applicazione della duplice determinazione dei prezzi.

3. La proposta di cui al paragrafo 2 può distinguere tra modelli di autodispacciamento e modelli di dispacciamento centrale.

4. La proposta di cui al paragrafo 2 indica una data di attuazione non oltre diciotto mesi dall'approvazione di tutte le autorità di regolamentazione competenti conformemente all'articolo 5, paragrafo 2.

Articolo 53

Periodo di regolamento degli sbilanciamenti

1. Entro tre anni dall'entrata in vigore del presente regolamento, tutti i TSO applicano il periodo di regolamento degli sbilanciamenti di 15 minuti in tutte le aree di programmazione assicurando nel contempo che tutti i limiti del periodo rilevante di mercato coincidano con i limiti del periodo di regolamento degli sbilanciamenti.

2. I TSO di un'area sincrona possono chiedere congiuntamente un'esenzione dal requisito di cui al paragrafo 1.

3. Le autorità di regolamentazione competenti di un'area sincrona, quando concedono un'esenzione dal requisito di cui al paragrafo 1 e su richiesta congiunta dei TSO dell'area sincrona in questione o di propria iniziativa, procedono a effettuare, in collaborazione con l'Agenzia e almeno ogni tre anni, un'analisi costi-benefici dell'armonizzazione del periodo di regolamento degli sbilanciamenti entro e tra le aree sincrone.

Articolo 54

Calcolo degli sbilanciamenti

1. Ciascun TSO calcola all'interno della propria area o delle proprie aree di programmazione, se opportuno, la posizione finale, il volume allocato, l'aggiustamento dello sbilanciamento e lo sbilanciamento:

a)	per ciascun responsabile del bilanciamento;

b)	per ciascun periodo di regolamento degli sbilanciamenti;

c)	in ciascun'area di sbilanciamento.

2. L'area di sbilanciamento corrisponde all'area di programmazione, salvo in caso di modello centrale di dispacciamento in cui l'area di sbilanciamento può costituire una parte dell'area di programmazione.

3. Fino all'attuazione della proposta di cui all'articolo 52, paragrafo 2, ciascun TSO calcola la posizione finale di un responsabile del bilanciamento secondo uno dei metodi seguenti:

a)	il responsabile del bilanciamento ha una posizione finale unica che corrisponde alla somma dei suoi programmi di scambi commerciali esterni ed interni;

b)	il responsabile del bilanciamento ha due posizioni finali: la prima corrisponde alla somma dei programmi di scambi commerciali esterni ed interni di generazione, la seconda corrisponde alla somma dei programmi di scambi commerciali esterni ed interni di consumo;

c)	nel modello di dispacciamento centrale il responsabile del bilanciamento può avere diverse posizioni finali per area di sbilanciamento, corrispondenti ai programmi di generazione degli impianti di generazione o ai programmi di consumo degli impianti di consumo.

4. Ciascun TSO elabora disposizioni per:

a)	calcolare la posizione finale;

b)	determinare il volume allocato;

c)	determinare l'aggiustamento dello sbilanciamento di cui all'articolo 49;

d)	calcolare lo sbilanciamento;

e)	richiedere a un responsabile del bilanciamento di calcolare nuovamente lo sbilanciamento.

5. Per il responsabile del bilanciamento che non tratta immissioni o prelievi non si calcola il volume allocato.

6. Lo sbilanciamento indica la dimensione e la direzione dell'operazione di regolamento tra il responsabile del bilanciamento e il TSO; lo sbilanciamento può essere:

a)	negativo, a indicare un disavanzo del responsabile del bilanciamento, oppure

b)	positivo, a indicare un avanzo del responsabile del bilanciamento.

Articolo 55

Prezzo di sbilanciamento

1. Il TSO stabilisce disposizioni per calcolare il prezzo di sbilanciamento, che può essere positivo, pari a zero o negativo, come indicato nella tabella 2:

Tabella 2

Pagamento dello sbilanciamento

	Prezzo di sbilanciamento positivo	Prezzo di sbilanciamento negativo
Sbilanciamento positivo	Pagamento del TSO al BRP	Pagamento del BRP al TSO
Sbilanciamento negativo	Pagamento del BRP al TSO	Pagamento del TSO al BRP

2. Le disposizioni di cui al paragrafo 1 includono una definizione del valore dell'attivazione risparmiata di energia di bilanciamento da riserve per il ripristino della frequenza o da riserve di sostituzione.

3. Ciascun TSO determina il prezzo di sbilanciamento per:

a)	ciascun periodo di regolamento degli sbilanciamenti;

b)	le proprie aree di sbilanciamento;

c)	ciascuna direzione di sbilanciamento.

4. Il prezzo di sbilanciamento di uno sbilanciamento negativo non deve essere inferiore:

a)	al prezzo medio ponderato dell'energia di bilanciamento positiva attivata dalle riserve per il ripristino della frequenza e dalle riserve di sostituzione, oppure

b)	in caso di non attivazione dell'energia di bilanciamento in una direzione o nell'altra durante il periodo di regolamento degli sbilanciamenti, al valore dell'attivazione risparmiata di energia di bilanciamento da riserve per il ripristino della frequenza o da riserve di sostituzione.

5. Il prezzo di sbilanciamento di uno sbilanciamento positivo non deve essere superiore:

a)	al prezzo medio ponderato dell'energia di bilanciamento negativa attivata dalle riserve per il ripristino della frequenza e dalle riserve di sostituzione, oppure

b)	in caso di non attivazione dell'energia di bilanciamento in una direzione o nell'altra durante il periodo di regolamento degli sbilanciamenti, al valore dell'attivazione risparmiata di energia di bilanciamento da riserve per il ripristino della frequenza o da riserve di sostituzione.

6. Se nello stesso periodo di regolamento degli sbilanciamenti è stata attivata energia di bilanciamento sia positiva che negativa da riserve per il ripristino della frequenza o da riserve di sostituzione, il prezzo di regolamento dello sbilanciamento per sbilanciamento positivo e sbilanciamento negativo è determinato in base ad almeno uno dei principi di cui ai paragrafi 4 e 5.

CAPO 5

Regolamento della capacità di bilanciamento

Articolo 56

Acquisizione all'interno di un'area di programmazione

1. Ciascun TSO di un'area di programmazione che si avvale delle offerte di acquisto di capacità di bilanciamento stabilisce disposizioni per il regolamento almeno delle riserve per il ripristino della frequenza e delle riserve di sostituzione conformemente ai requisiti di cui all'articolo 32.

2. Ciascun TSO di un'area di programmazione che si avvale delle offerte di acquisto di capacità di bilanciamento provvede al regolamento di almeno tutte le riserve per il ripristino della frequenza e tutte le riserve di sostituzione acquisite conformemente ai requisiti di cui all'articolo 32.

Articolo 57

Acquisizione fuori area di programmazione

1. Tutti i TSO che scambiano capacità di bilanciamento stabiliscono le disposizioni di regolamento della capacità di bilanciamento acquisita di cui agli articoli 33 e 35.

2. Tutti i TSO che scambiano capacità di bilanciamento provvedono al regolamento congiunto della capacità di bilanciamento acquisita mediante la funzione di regolamento TSO-TSO di cui all'articolo 33. I TSO che scambiano capacità di bilanciamento in base al modello TSO-BSP provvedono al regolamento della capacità di bilanciamento acquisita a norma dell'articolo 35.

3. Tutti i TSO che scambiano capacità di bilanciamento stabiliscono le disposizioni di regolamento dell'allocazione della capacità interzonale a norma delle disposizioni del titolo IV, capo 2.

4. Tutti i TSO che scambiano capacità di bilanciamento procedono al regolamento della capacità interzonale allocata a norma delle disposizioni del titolo IV, capo 2.

TITOLO VI

ALGORITMO

Articolo 58

Algoritmi di bilanciamento

1. Nelle proposte di cui agli articoli 19, 20 e 21, tutti i TSO elaborano algoritmi che servono alle funzioni di ottimizzazione dell'attivazione per attivare le offerte di acquisto di energia di bilanciamento. Gli algoritmi:

a)	rispettano il metodo di attivazione delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento di cui all'articolo 29;

b)	rispettano il metodo di determinazione dei prezzi dell'energia di bilanciamento di cui all'articolo 30;

c)	tengono conto della descrizione del processo di compensazione dello sbilanciamento e dell'attivazione transfrontaliera di cui al titolo III, parte IV, del regolamento (UE) 2017/1485.

2. Nella proposta di cui all'articolo 22 tutti i TSO elaborano un algoritmo che serve alla funzione del processo di compensazione dello sbilanciamento. L'algoritmo riduce al minimo la controattivazione delle risorse di bilanciamento grazie all'avvio del processo di compensazione dello sbilanciamento di cui alla parte IV del regolamento (UE) 2017/1485.

3. Nella proposta di cui all'articolo 33 due o più TSO che si scambiano capacità di bilanciamento elaborano algoritmi che servono alla funzione di ottimizzazione dell'acquisizione di capacità per acquisire offerte di acquisto di capacità di bilanciamento. Gli algoritmi:

a)	riducono al minimo i costi di acquisizione complessivi di tutta la capacità di bilanciamento acquisita congiuntamente;

b)	se del caso, tengono conto della disponibilità della capacità interzonale compresi gli eventuali relativi costi di fornitura.

4. Tutti gli algoritmi elaborati conformemente al presente articolo:

a)	rispettano i vincoli di sicurezza operativa;

b)	tengono conto dei vincoli tecnici e di rete;

c)	se pertinente, tengono conto della capacità interzonale disponibile.

TITOLO VII

COMUNICAZIONE

Articolo 59

Relazione europea sull'integrazione dei mercati del bilanciamento

1. L'ENTSO-E pubblica una relazione europea di monitoraggio, in cui è descritta e analizzata l'attuazione del presente regolamento e sono illustrati i progressi compiuti in merito all'integrazione dei mercati del bilanciamento in Europa, nel rispetto della riservatezza delle informazioni conformemente all'articolo 11.

2. Il formato della relazione varia come segue:

a)	due anni dopo l'entrata in vigore del presente regolamento, e successivamente ogni due anni, è pubblicata una relazione dettagliata;

b)	tre anni dopo l'entrata in vigore del presente regolamento, e successivamente ogni due anni, è pubblicata una sintesi della relazione per valutare i progressi e aggiornare gli indicatori di rendimento.

3. La relazione di cui al paragrafo 2, lettera a), contiene:

a)	la descrizione e l'analisi del processo di armonizzazione e di integrazione e i progressi compiuti in termini di armonizzazione e integrazione dei mercati del bilanciamento grazie all'applicazione del presente regolamento;

b)	la descrizione dello stato dei progetti di attuazione conformemente al presente regolamento;

c)	la valutazione della compatibilità tra i vari progetti di attuazione e uno studio degli sviluppi che potrebbero presentare un rischio per l'integrazione futura;

d)	l'analisi dell'evoluzione degli scambi di capacità di bilanciamento e della condivisione delle riserve e la descrizione dei possibili ostacoli, dei presupposti e delle misure per rafforzare ulteriormente lo scambio di capacità di bilanciamento e la condivisione delle riserve;

e)	la descrizione degli scambi di servizi di bilanciamento attuali e l'analisi di quelli potenziali;

f)	l'analisi dell'idoneità dei prodotti standard alla luce degli ultimi sviluppi e l'evoluzione delle diverse risorse di bilanciamento, con proposte di eventuali miglioramenti dei prodotti standard;

g)	la valutazione della necessità di armonizzare ulteriormente i prodotti standard e dei possibili effetti dell'assenza di armonizzazione sull'integrazione dei mercati del bilanciamento;

h)	la valutazione dell'esistenza dei prodotti specifici e dei motivi per cui i TSO se ne servono, nonché degli effetti sull'integrazione dei mercati del bilanciamento;

i)	la valutazione dei progressi compiuti nell'armonizzazione delle caratteristiche principali del regolamento degli sbilanciamenti nonché le conseguenze e le possibili distorsioni dovute all'assenza di armonizzazione;

j)	i risultati dell'analisi costi-benefici di cui all'articolo 61.

4. L'ENTSO-E stabilisce indicatori di rendimento dei mercati del bilanciamento che saranno usati nelle relazioni. Gli indicatori di rendimento rispecchiano:

a)	la disponibilità delle offerte di acquisto di energia di bilanciamento, comprese le offerte di acquisto di capacità di bilanciamento;

b)	i vantaggi finanziari e i risparmi dovuti alla compensazione dello sbilanciamento, allo scambio di servizi di bilanciamento e alla condivisione delle riserve;

c)	i benefici derivanti dall'uso di prodotti standard;

d)	il costo totale del bilanciamento;

e)	l'efficienza economica e l'affidabilità dei mercati del bilanciamento;

f)	le eventuali inefficienze e distorsioni dei mercati del bilanciamento;

g)	le perdite di efficienza dovute ai prodotti specifici;

h)	il volume e il prezzo dell'energia di bilanciamento usata ai fini del bilanciamento, sia disponibile che attivata, da prodotti standard e da prodotti specifici;

i)	i prezzi dello sbilanciamento e gli sbilanciamenti del sistema;

j)	l'evoluzione dei prezzi dei servizi di bilanciamento degli anni precedenti;

k)	il confronto tra costi e benefici previsti e realizzati da tutte le allocazioni di capacità interzonale ai fini del bilanciamento.

5. Prima di trasmettere la relazione finale, l'ENTSO-E ne redige una proposta. La proposta definisce la struttura della relazione, il contenuto e gli indicatori di rendimento che saranno usati nella relazione. La proposta è consegnata all'Agenzia che ha il diritto di chiedere modifiche entro due mesi dalla trasmissione della proposta.

6. La relazione di cui al paragrafo 2, lettera a) contiene anche una sintesi in inglese della relazione di ciascun TSO sul bilanciamento di cui all'articolo 60.

7. Le relazioni contengono informazioni e indicatori disaggregati per ogni area di programmazione, confine fra zone di offerta o blocco LFC.

8. L'ENTSO-E pubblica le relazioni su Internet e le trasmette all'Agenzia entro sei mesi dalla fine dell'anno cui si riferiscono.

9. Scaduti i termini entro i quali tutti i TSO si servono delle piattaforme europee a norma dell'articolo 19, paragrafo 5, dell'articolo 20, paragrafo 6, dell'articolo 21, paragrafo 6, e dell'articolo 22, paragrafo 5, tutti i TSO riesaminano il contenuto e le condizioni di pubblicazione delle relazioni. In base all'esito del riesame, l'ENTSO-E redige una proposta di nuova struttura con il calendario di pubblicazione delle relazioni e la trasmette all'Agenzia. L'Agenzia è autorizzata a chiedere modifiche entro tre mesi dalla presentazione della proposta.

Articolo 60

Relazione del TSO sul bilanciamento

1. Almeno una volta ogni due anni il TSO pubblica una relazione sul bilanciamento che copre i due anni civili precedenti, nel rispetto della riservatezza delle informazioni conformemente all'articolo 11.

2. La relazione sul bilanciamento contiene:

a)	informazioni sui volumi dei prodotti specifici disponibili, acquisiti e usati, con le relative giustificazioni alle condizioni di cui all'articolo 26;

b)	un'analisi sintetica del dimensionamento della capacità di riserva con la giustificazione e la spiegazione del fabbisogno calcolato della capacità di riserva;

c)	un'analisi sintetica della fornitura ottimale della capacità di riserva, con la giustificazione del volume della capacità di bilanciamento;

un'analisi costi-benefici, con le eventuali inefficienze e distorsioni dovute ai prodotti specifici in termini di concorrenza e frammentazione del mercato, di partecipazione della gestione della domanda e di fonti di energia rinnovabili, d'integrazione dei mercati del bilanciamento e degli effetti collaterali su altri mercati dell'energia elettrica;

e)	un'analisi delle opportunità dello scambio di capacità di bilanciamento e della condivisione delle riserve;

f)	la spiegazione e la giustificazione dell'acquisizione di capacità di bilanciamento senza scambio di capacità di bilanciamento o condivisione delle riserve;

g)	un'analisi dell'efficienza delle funzioni di ottimizzazione dell'attivazione dell'energia di bilanciamento da riserve per il ripristino della frequenza e, se pertinente, da riserve di sostituzione.

3. La relazione sul bilanciamento è redatta in lingua inglese o almeno contiene una sintesi in inglese.

4. In base alle relazioni precedentemente pubblicate, l'autorità di regolamentazione competente, conformemente all'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE, ha il diritto di richiedere modifiche della struttura e del contenuto della successiva relazione del TSO sul bilanciamento.

TITOLO VIII

ANALISI COSTI-BENEFICI

Articolo 61

Analisi costi-benefici

1. I TSO che in base al presente regolamento sono tenuti a effettuare un'analisi costi-benefici ne stabiliscono i criteri e la metodologia, che trasmettono alle autorità di regolamentazione competenti conformemente all'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE al più tardi sei mesi prima dell'inizio della suddetta analisi. Le autorità di regolamentazione competenti hanno il diritto di richiedere congiuntamente modifiche dei criteri e della metodologia.

2. L'analisi dei costi-benefici tiene conto almeno degli elementi di seguito:

a)	realizzabilità tecnica;

b)	efficienza economica;

c)	impatto sulla concorrenza e sull'integrazione dei mercati del bilanciamento;

d)	costi e benefici dell'attuazione;

e)	impatto sui costi di bilanciamento europei e nazionali;

f)	potenziale impatto sui prezzi del mercato europeo dell'energia elettrica;

g)	capacità dei TSO e dei responsabili del bilanciamento di adempiere ai rispettivi obblighi;

h)	impatto sui soggetti partecipanti al mercato in termini di ulteriori requisiti tecnici o informatici valutato in collaborazione con i portatori di interesse.

3. Tutti i TSO interessati presentano i risultati dell'analisi costi-benefici alle autorità di regolamentazione competenti, insieme ad una proposta motivata su come risolvere eventuali questioni emerse dall'analisi costi-benefici.

TITOLO IX

DEROGHE E MONITORAGGIO

Articolo 62

Deroghe

1. Conformemente all'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE, l'autorità di regolamentazione può, su richiesta di un TSO o di propria iniziativa, concedere al TSO pertinente una deroga a una o più disposizioni del presente regolamento conformemente ai paragrafi da 2 a 12.

2. Il TSO può richiedere una deroga alle disposizioni seguenti:

a)	i termini entro i quali il TSO si serve delle piattaforme europee a norma dell'articolo 19, paragrafo 5, dell'articolo 20, paragrafo 6, dell'articolo 21, paragrafo 6, e dell'articolo 22, paragrafo 5;

la definizione dell'orario di chiusura delle offerte del processo di programmazione integrato in un modello di dispacciamento centrale a norma dell'articolo 24, paragrafo 5, e la possibilità di cambiare le offerte nell'ambito del processo di programmazione integrato ai sensi dell'articolo 24, paragrafo 6;

c)	il volume massimo della capacità interzonale allocata secondo un processo basato sul mercato a norma dell'articolo 41, paragrafo 2, o un processo basato sull'analisi dell'efficienza economica a norma dell'articolo 42, paragrafo 2;

d)	l'armonizzazione del periodo di regolamento degli sbilanciamenti di cui all'articolo 53, paragrafo 1;

e)	l'attuazione delle prescrizioni di cui agli articoli 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 54, 55, 56 e 57.

3. La procedura di deroga è trasparente, non discriminatoria, obiettiva, documentata a basata su richiesta motivata.

4. I TSO presentano una richiesta scritta di deroga all'autorità di regolamentazione competente al più tardi sei mesi prima della data di applicazione delle disposizioni per cui chiedono la deroga.

5. La richiesta di deroga contiene le informazioni seguenti:

a)	le disposizioni per cui si chiede una deroga;

b)	il periodo di deroga richiesto;

c)	un piano particolareggiato con un calendario che precisa in che modo è assicurata l'attuazione delle disposizioni in questione del presente regolamento una volta scaduto il periodo di deroga;

d)	una valutazione delle conseguenze della deroga sui mercati limitrofi;

e)	una valutazione degli eventuali rischi per l'integrazione dei mercati del bilanciamento in tutta Europa a causa della deroga.

6. L'autorità di regolamentazione competente adotta una decisione in merito alla deroga entro sei mesi dal giorno successivo al ricevimento della richiesta. Il termine può essere prorogato di tre mesi prima che scada se l'autorità di regolamentazione competente chiede informazioni supplementari al TSO richiedente la deroga. Il periodo supplementare inizia dal ricevimento delle informazioni complete.

7. Il TSO che richiede la deroga trasmette le informazioni supplementari richieste dall'autorità di regolamentazione competente entro due mesi dalla richiesta. Se il TSO non fornisce le informazioni richieste entro detto termine, la richiesta di deroga si considera ritirata, a meno che, prima della scadenza:

a)	l'autorità di regolamentazione competente decida di concedere una proroga, oppure

b)	il TSO informi l'autorità di regolamentazione competente, con comunicazione motivata, che la richiesta di deroga è completa.

8. Quando valuta la richiesta di deroga o prima di concedere una deroga di propria iniziativa, l'autorità di regolamentazione competente considera i seguenti aspetti:

a)	le difficoltà collegate all'attuazione della disposizione o delle disposizioni in questione;

b)	i rischi e le implicazioni della disposizione o delle disposizioni in questione in termini di sicurezza operativa;

c)	le misure adottate per agevolare l'attuazione della disposizione o delle disposizioni in questione;

d)	le conseguenze della mancata attuazione della disposizione o delle disposizioni in questione in termini di non discriminazione e di concorrenza rispetto ad altri operatori di mercato europei, in particolare per quanto riguarda la gestione della domanda e le fonti di energia rinnovabili;

e)	l'impatto sull'efficienza economica complessiva e sull'infrastruttura delle reti intelligenti;

f)	l'impatto su altre aree di programmazione e le conseguenze generali sul processo di integrazione dei mercati europei.

9. L'autorità di regolamentazione competente adotta una decisione motivata in merito a una richiesta di deroga o a una deroga concessa di propria iniziativa. Quando concede una deroga, l'autorità di regolamentazione competente ne precisa la durata. La deroga può essere concessa solo una volta e per un periodo massimo di due anni, salvo le deroghe di cui al paragrafo 2, lettere c) e d), che possono essere concesse fino al 1o gennaio 2025.

10. L'autorità di regolamentazione competente comunica la decisione al TSO, all'Agenzia e alla Commissione europea. La decisione è altresì pubblicata sul suo sito Internet.

11. Le autorità di regolamentazione competenti tengono un registro di tutte le deroghe concesse o rifiutate e, almeno una volta ogni sei mesi, trasmettono all'Agenzia un registro aggiornato e consolidato, di cui una copia è trasmessa all'ENTSO-E.

12. Il registro contiene, in particolare:

a)	le disposizioni per cui è concessa o rifiutata la deroga;

b)	il contenuto della deroga;

c)	i motivi per cui la deroga è stata concessa o rifiutata;

d)	le conseguenze della concessione della deroga.

Articolo 63

Monitoraggio

1. L'ENTSO-E monitora l'attuazione del presente regolamento conformemente all'articolo 8, paragrafo 8, del regolamento (CE) n. 714/2009. Il monitoraggio a cura dell'ENTSO-E riguarda almeno i seguenti punti:

a)	preparazione della relazione europea sull'integrazione del mercato del bilanciamento di cui all'articolo 59;

b)	preparazione di una relazione sul monitoraggio dell'attuazione del presente regolamento, compreso l'effetto sull'armonizzazione delle disposizioni applicabili volte a facilitare l'integrazione del mercato.

2. Entro sei mesi dall'entrata in vigore del presente regolamento l'ENTSO-E presenta all'Agenzia, per un parere, il piano di monitoraggio sulle relazioni da preparare e gli eventuali aggiornamenti.

3. Entro dodici mesi dall'entrata in vigore del presente regolamento l'Agenzia, in collaborazione con l'ENTSO-E, stila un elenco delle informazioni pertinenti che l'ENTSO-E è tenuto a comunicare all'Agenzia, conformemente all'articolo 8, paragrafo 9, e all'articolo 9, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 714/2009. L'elenco delle informazioni pertinenti può essere aggiornato. L'ENTSO-E tiene una banca dati completa delle informazioni richieste dall'Agenzia in formato digitale standardizzato.

4. I TSO comunicano all'ENTSO-E le informazioni necessarie per espletare le mansioni di cui ai paragrafi 1 e 3.

5. Su richiesta congiunta dell'Agenzia e dell'ENTSO-E, gli operatori del mercato e le altre organizzazioni interessate all'integrazione dei mercati del bilanciamento del sistema elettrico presentano all'ENTSO-E le informazioni necessarie al monitoraggio di cui ai paragrafi 1 e 3, tranne quelle già ottenute dalle autorità di regolamentazione competenti conformemente all'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE, dall'Agenzia o dall'ENTSO-E nell'ambito delle rispettive mansioni di monitoraggio dell'attuazione.

TITOLO X

DISPOSIZIONI TRANSITORIE E FINALI

Articolo 64

Disposizioni transitorie per l'Irlanda e l'Irlanda del Nord

Fatta eccezione per la partecipazione all'elaborazione di termini e condizioni o metodologie, per cui si applicano i rispettivi termini, quanto prescritto dal presente regolamento si applica in Irlanda e in Irlanda del Nord dal 31 dicembre 2019.

Articolo 65

Entrata in vigore

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

2. Per gli articoli 14, 16, 17, 28, 32, da 34 a 36, da 44 a 49 e da 54 a 57, il presente regolamento si applica un anno dopo l'entrata in vigore.

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

Fatto a Bruxelles, il 23 novembre 2017

Per la Commissione

Il presidente

Jean-Claude JUNCKER

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

(2) Regolamento (UE) 2017/1485 della Commissione, del 2 agosto 2017, che stabilisce orientamenti in materia di gestione del sistema di trasmissione dell'energia elettrica (GU L 220 del 25.8.2017, pag. 1).

(3) Direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE (GU L 211 del 14.8.2009, pag. 55).

(4) Regolamento (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, che istituisce un'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (GU L 211 del 14.8.2009, pag. 1).

(5) Regolamento (UE) n. 543/2013 della Commissione, del 14 giugno 2013, sulla presentazione e pubblicazione dei dati sui mercati dell'energia elettrica e recante modifica dell'allegato I del regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio (GU L 163 del 15.6.2013, pag. 1).

(6) Regolamento (UE) 2015/1222 della Commissione, del 24 luglio 2015, che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione (GU L 197 del 25.7.2015, pag. 24).

(7) Regolamento (UE) 2016/631 della Commissione, del 14 aprile 2016, che istituisce un codice di rete relativo ai requisiti per la connessione dei generatori alla rete (GU L 112 del 27.4.2016, pag. 1).

(8) Regolamento (UE) 2016/1388, del 17 agosto 2016, che istituisce un codice di rete in materia di connessione della domanda (GU L 223 del 18.8.2016, pag. 10).

(9) Regolamento (UE) 2016/1447 della Commissione, del 26 agosto 2016, che istituisce un codice di rete relativo ai requisiti per la connessione alla rete dei sistemi in corrente continua ad alta tensione e dei parchi di generazione connessi in corrente continua (GU L 241 dell'8.9.2016, pag. 1).

(10) Regolamento (UE) 2016/1719 della Commissione, del 26 settembre 2016, che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità a termine (GU L 259 del 27.9.2016, pag. 42).

(11) Regolamento (UE) 2017/2196 della Commissione, del 24 novembre 2017, che istituisce un codice di rete in materia di emergenza e ripristino dell'energia elettrica (cfr. pagina 54 della presente Gazzetta ufficiale).

28.11.2017

Gazzetta ufficiale dell'Unione europea

L 312/54

REGOLAMENTO (UE) 2017/2196 DELLA COMMISSIONE

del 24 novembre 2017

che istituisce un codice di rete in materia di emergenza e ripristino dell'energia elettrica

(Testo rilevante ai fini del SEE)

LA COMMISSIONE EUROPEA,

visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea,

considerando quanto segue:

(1)	Un mercato interno dell'energia perfettamente funzionante e interconnesso è fondamentale per mantenere la sicurezza dell'approvvigionamento energetico, aumentare la competitività e garantire che tutti i consumatori possano acquistare energia a prezzi accessibili.

(2)	Il regolamento (CE) n. 714/2009 stabilisce norme non discriminatorie che disciplinano l'accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica al fine di garantire il buon funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica.

(3)

Il regolamento (UE) 2017/1485 della Commissione (2), stabilisce norme armonizzate sulla gestione del sistema per i gestori dei sistemi di trasmissione («TSO»), i coordinatori della sicurezza regionale («RSC»), i gestori dei sistemi di distribuzione («DSO») e gli utenti rilevanti della rete («SGU»). Esso individua diversi stati critici del sistema (stato normale, stato d'allerta, stato di emergenza, stato di blackout e di ripristino). Comprende anche i requisiti e i principi per garantire le condizioni che mantengono la sicurezza operativa in tutta l'Unione e promuovere il coordinamento della gestione del sistema, i requisiti e i principi per i processi di pianificazione e programmazione operative necessari ad anticipare le difficoltà legate alla sicurezza nella gestione in tempo reale nonché i requisiti e i principi per il controllo frequenza/potenza e le riserve a livello dell'Unione.

(4)	È necessario sviluppare un insieme comune di requisiti e principi minimi per le procedure e le azioni da realizzare nello specifico durante gli stati di emergenza, blackout e ripristino.

(5)

Sebbene ai TSO competa la responsabilità di mantenere la sicurezza operativa nella propria area di controllo, il funzionamento sicuro ed efficiente del sistema dell'energia elettrica dell'Unione è un compito condiviso tra tutti i TSO dell'Unione, poiché tutti i sistemi nazionali sono, in una certa misura, interconnessi e un guasto in un'area di controllo potrebbe incidere su altre aree. Il funzionamento efficiente del sistema dell'energia elettrica dell'Unione richiede inoltre una stretta collaborazione e il coordinamento tra le parti interessate.

(6)

È pertanto necessario stabilire requisiti armonizzati per le misure tecniche e organizzative da adottare per prevenire la propagazione o l'aggravarsi di un incidente nel sistema nazionale ed evitare la diffusione del disturbo e dello stato di blackout ad altri sistemi. È necessario inoltre stabilire procedure armonizzate che i TSO dovrebbero attuare al fine di ripristinare lo stato normale o di allerta dopo la diffusione del disturbo o dello stato di blackout.

(7)

Il TSO dovrebbe istituire un piano di difesa e un piano di ripristino del sistema attraverso un approccio in tre fasi: una fase di elaborazione che consiste nel definire il contenuto dettagliato del piano; una fase di attuazione che consiste nello sviluppo e nell'installazione di tutti i mezzi e i servizi necessari per l'attivazione del piano; una fase di attivazione che consiste nell'uso operativo di una o più misure dal piano.

(8)	L'armonizzazione dei requisiti per l'istituzione da parte dei TSO dei rispettivi piani di difesa del sistema dovrebbe garantire l'efficienza complessiva dei piani a livello dell'Unione.

(9)

I TSO dovrebbero assicurare la continuità delle operazioni durante lo stato di emergenza, blackout o ripristino e sospendere le attività di mercato e i processi di accompagnamento del mercato solo in ultima istanza. È opportuno stabilire condizioni chiare, oggettive e armonizzate in base alle quali le operazioni potrebbero essere sospese e successivamente ripristinate.

(10)	Il TSO dovrebbe sostenere, su richiesta, gli altri TSO in stato di emergenza, blackout o ripristino, laddove tale sostegno non porti il sistema del TSO interpellato in uno stato di emergenza o di blackout.

(11)	Negli Stati membri in cui sono utilizzati sistemi di comunicazione pubblici, i TSO, i DSO, gli SGU e i prestatori di servizi di ripristino dovrebbero adoperarsi per ottenere lo stato prioritario dai rispettivi prestatori di telecomunicazione.

(12)

Il 20 luglio 2015 l'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (in seguito «l'Agenzia») ha raccomandato l'adozione da parte della Commissione del codice di rete sul bilanciamento dell'energia elettrica, nel rispetto dei requisiti contenuti nella raccomandazione n. 3/2015 dell'Agenzia.

(13)

Oltre alle disposizioni generali del regolamento (UE) 2017/1485, sono necessari requisiti specifici per garantire lo scambio di informazioni e la comunicazione durante gli stati di emergenza, blackout o ripristino, nonché la disponibilità di strumenti e strutture cruciali per la gestione e il ripristino del sistema.

(14)	Il presente regolamento è stato adottato sulla base del regolamento (CE) n. 714/2009 che integra e di cui costituisce parte integrante. I riferimenti al regolamento (CE) n. 714/2009 in altri atti giuridici devono essere intesi anche come riferimenti al presente regolamento.

(15)	Le misure previste dal presente regolamento sono conformi al parere del comitato di cui all'articolo 23, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 714/2009,

HA ADOTTATO IL PRESENTE REGOLAMENTO:

CAPO I

DISPOSIZIONI GENERALI

Articolo 1

Oggetto

Per tutelare la sicurezza operativa, prevenire la propagazione o l'aggravarsi di un incidente, evitare la diffusione su vasta scala di un disturbo e lo stato di blackout e consentire il ripristino efficace e rapido del sistema di energia elettrica dagli stati di emergenza o di blackout, il presente regolamento istituisce un codice di rete che stabilisce i requisiti in materia di:

a)	gestione degli stati di emergenza, blackout e ripristino da parte dei TSO;

b)	coordinamento della gestione del sistema in tutta l'Unione negli stati di emergenza, blackout e ripristino;

c)	simulazioni e prove per garantire il ripristino affidabile, efficiente e rapido dei sistemi di trasmissione interconnessi, dallo stato di emergenza o blackout allo stato normale;

d)	strumenti e strutture necessari a garantire il ripristino affidabile, efficiente e rapido dei sistemi di trasmissione interconnessi, dallo stato di emergenza o blackout allo stato normale;

Articolo 2

Ambito di applicazione

1. Il presente regolamento si applica a TSO, DSO, SGU, prestatori di servizi di difesa, prestatori di servizi di ripristino, responsabili del bilanciamento, prestatori di servizi di bilanciamento, gestori del mercato elettrico designati (Nominated Electricity Market Operators, NEMO) e ad altre entità cui compete l'esecuzione delle funzioni di mercato, conformemente al regolamento (UE) 2015/1222 della Commissione (3) e al regolamento (UE) 2016/1719 della Commissione (4).

2. Il presente regolamento si applica specificamente agli SGU seguenti:

a)	gruppi di generazione esistenti e nuovi classificati come gruppi di tipo C e D in conformità ai criteri definiti all'articolo 5 del regolamento (UE) 2016/631 della Commissione (5);

b)	gruppi di generazione esistenti e nuovi classificati come gruppi di tipo B in conformità ai criteri stabiliti all'articolo 5 del regolamento (UE) 2016/631, se vengono riconosciuti come SGU conformemente all'articolo 11, paragrafo 4, e all'articolo 23, paragrafo 4;

c)	impianti di consumo esistenti e nuovi connessi al sistema di trasmissione;

d)	sistemi di distribuzione chiusi esistenti e nuovi connessi al sistema di trasmissione;

e)	fornitori di ridispacciamento dei gruppi di generazione o degli impianti di consumo mediante aggregazione e fornitori di riserve di potenza attiva di cui al titolo 8 del regolamento (UE) 2017/1485; e

f)	sistemi in corrente continua ad alta tensione («HVDC») e parchi di generazione connessi in corrente continua esistenti e nuovi conformi ai criteri stabiliti all'articolo 4, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2016/1447 della Commissione (6).

3. Il presente regolamento si applica ai gruppi di generazione esistenti e nuovi di tipo A in conformità ai criteri stabiliti all'articolo 5 del regolamento (UE) 2016/631, ai gruppi di generazione esistenti e nuovi di tipo B diversi da quelli indicati al paragrafo 2, lettera b), nonché agli impianti di consumo esistenti e nuovi, ai sistemi di distribuzione chiusi e ai terzi che forniscono servizi di gestione della domanda, se operano in qualità di prestatori di servizi di difesa o prestatori di servizi di ripristino a norma dell'articolo 4, paragrafo 4.

4. I gruppi di generazione di tipo A e B di cui al paragrafo 3, gli impianti di consumo e i sistemi di distribuzione chiusi che forniscono servizi di gestione della domanda possono soddisfare i requisiti del presente regolamento direttamente o indirettamente tramite una terza parte, in base ai termini e alle condizioni di cui all'articolo 4, paragrafo 4.

5. Il presente regolamento si applica alle unità di stoccaggio dell'energia degli SGU, dei prestatori di servizi di difesa o dei prestatori di servizi di ripristino, che possono essere utilizzate per bilanciare il sistema, a condizione che siano individuate come tali nei piani di difesa del sistema, nei piani di ripristino o nel pertinente contratto di servizio.

6. Il presente regolamento si applica a tutti i sistemi di trasmissione e di distribuzione e a tutte le interconnessioni dell'Unione, ad eccezione dei sistemi di trasmissione e dei sistemi di distribuzione, o parti di essi, di isole degli Stati membri i cui sistemi non sono connessi in modo sincrono con l'area sincrona dell'Europa continentale, della Gran Bretagna, dell'Europa settentrionale, dell'Irlanda e Irlanda del Nord o del Baltico, a condizione che tale funzionamento non sincrono non sia causato da un disturbo.

7. Negli Stati membri in cui sono presenti più gestori di sistemi di trasmissione, il presente regolamento si applica a tutti i gestori dei sistemi di trasmissione operanti nello Stato membro in questione. Se un gestore di sistema di trasmissione non svolge una funzione connessa a uno o più obblighi derivanti dal presente regolamento, gli Stati membri possono disporre che la responsabilità di rispettare tali obblighi sia attribuita a uno o più gestori di sistemi di trasmissione specifici diversi.

8. I TSO di Lituania, Lettonia ed Estonia, fintantoché e nella misura in cui funzionano in modo sincrono in un'area sincrona in cui non tutti i paesi sono sottoposti alla legislazione dell'Unione, sono esentati dall'applicazione degli articoli 15, 29 e 33, salvo altrimenti disposto in un accordo di cooperazione con i TSO di paesi terzi che definisca le basi della loro cooperazione in merito alla gestione sicura del sistema a norma dell'articolo 10.

Articolo 3

Definizioni

Ai fini del presente regolamento, si applicano le definizioni di cui all'articolo 2 della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (7), all'articolo 2 del regolamento (CE) n. 714/2009, all'articolo 2 del regolamento (UE) n. 543/2013 della Commissione (8), all'articolo 2 del regolamento (UE) 2015/1222, all'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/631, all'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/1388 della Commissione (9), all'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/1447, all'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/1719 e all'articolo 2 del regolamento (UE) 2017/1485.

S'intende inoltre per:

1)	«prestatore dei servizi di difesa», persona giuridica con un obbligo giuridico o contrattuale di fornire un servizio che contribuisce alla realizzazione di una o più misure del piano di difesa del sistema;

2)	«prestatore dei servizi di ripristino», persona giuridica con un obbligo giuridico o contrattuale di fornire un servizio che contribuisce alla realizzazione di una o più misure del piano di ripristino;

3)	«utente prioritario della rete», utente significativo della rete a cui si applicano condizioni speciali per la disconnessione e la rimessa in tensione;

4)	«domanda netta», valore netto della potenza attiva in un determinato punto del sistema, calcolato come (carico - generazione), generalmente espressa in kilowatt (kW) o megawatt (MW) in un determinato istante o media calcolata su un intervallo di tempo prestabilito;

5)	«piano di ripristino», insieme delle misure tecniche e organizzative necessarie per riportare il sistema allo stato normale;

6)	«rimessa in tensione», ricollegamento di generazione e carico per mettere in tensione le parti del sistema che sono state scollegate;

7)	«strategia di rialimentazione top-down», strategia che richiede l'assistenza di altri TSO per rimettere in tensione parti del sistema di un TSO;

8)	«strategia di riaccensione bottom-up», strategia che non richiede l'assistenza di altri TSO per rimettere in tensione parte del sistema di un TSO;

9)	«risincronizzazione», sincronizzazione e riconnessione tra due regioni appartenenti alla medesima area sincrona nel punto di risincronizzazione;

10)	«coordinatore della frequenza», TSO nominato e responsabile della gestione della frequenza del sistema all'interno di una regione sincronizzata o di un'area sincrona al fine di riportare la frequenza del sistema alla frequenza nominale;

11)	«regione sincronizzata», frazione di area sincrona gestita di TSO interconnessi con una frequenza del sistema comune e che non è sincronizzata con il resto dell'area sincrona;

12)	«coordinatore della risincronizzazione», TSO nominato e responsabile della risincronizzazione di due regioni sincronizzate;

13)	«punto di risincronizzazione», dispositivo utilizzato per collegare due regioni sincronizzate, di solito un interruttore.

Articolo 4

Aspetti regolamentari

1. Nell'applicare il presente regolamento, gli Stati membri, le autorità di regolamentazione, le entità competenti e i gestori di sistema:

a)	applicano i principi di proporzionalità e di non discriminazione;

b)	garantiscono la trasparenza;

c)	applicano il principio dell'ottimizzazione volto a conseguire la massima efficienza complessiva al minor costo totale per tutte le parti coinvolte;

d)	fanno in modo che i TSO si avvalgano, nella misura del possibile, di meccanismi basati sul mercato, per garantire la sicurezza e la stabilità della rete;

e)	rispettano i vincoli tecnici, giuridici e di sicurezza;

f)	rispettano la responsabilità attribuita al pertinente TSO al fine di garantire la sicurezza del sistema, ivi incluso per quanto disposto dalla normativa nazionale;

g)	si consultano con i pertinenti DSO e tengono conto del potenziale impatto sul loro sistema; e

h)	tengono conto delle norme tecniche e delle specifiche tecniche europee concordate.

2. Il TSO presenta alle pertinenti autorità di regolamentazione le seguenti proposte a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE ai fini dell'approvazione:

a)	i termini e le condizioni che regolano il ruolo di prestatore di servizi di difesa su base contrattuale a norma del paragrafo 4;

b)	i termini e le condizioni che regolano il ruolo di prestatore di servizi di ripristino su base contrattuale a norma del paragrafo 4;

l'elenco degli SGU responsabili dell'attuazione nei propri impianti delle misure derivanti dai requisiti obbligatori stabiliti nei regolamenti (UE) 2016/631, (UE) 2016/1388, (UE) 2016/1447 e/o nella legislazione nazionale e l'elenco delle misure che dovranno essere realizzate da tali SGU, individuati dal TSO a norma dell'articolo 11, paragrafo 4, lettera c), e dell'articolo 23, paragrafo 4, lettera c);

l'elenco degli utenti prioritari della rete di cui all'articolo 11, paragrafo 4, lettera d), e all'articolo 23, paragrafo 4, lettera d), o i principi applicati per definirli e i termini e le condizioni per la disconnessione e la rimessa in tensione degli utenti prioritari della rete, a meno che non siano definiti dalla legislazione nazionale degli Stati membri;

e)	le norme per la sospensione e la ripresa delle attività di mercato conformemente all'articolo 36, paragrafo 1;

f)	le norme specifiche per la compensazione degli sbilanciamenti e dell'energia di bilanciamento in caso di sospensione delle attività di mercato, conformemente all'articolo 39, paragrafo 1;

g)	il piano di prova conforme all'articolo 43, paragrafo 2.

3. Se uno Stato membro ha così disposto, le proposte di cui al paragrafo 2, lettere da a) a d) e g), possono essere presentate per approvazione a un'entità diversa dall'autorità di regolamentazione. Le autorità di regolamentazione e le entità designate dagli Stati membri a norma del presente paragrafo decidono in merito alle proposte di cui al paragrafo 2 entro sei mesi dalla data di presentazione da parte del TSO.

4. I termini e le condizioni che regolano il ruolo di prestatore di servizi di difesa e prestatore di servizi di ripristino sono stabiliti nel quadro giuridico nazionale o su base contrattuale. Se stabiliti su base contrattuale, il TSO redige entro il 18 dicembre 2018 una proposta di termini e condizioni, che definisce almeno:

a)	le caratteristiche del servizio da fornire;

b)	la possibilità e le condizioni per l'aggregazione; e

c)	per i prestatori di servizi di ripristino, la distribuzione geografica delle fonti di alimentazione con capacità di black start e di funzionamento in isola.

5. Entro il 18 dicembre 2018, il TSO notifica all'autorità di regolamentazione o all'entità designata dallo Stato membro il piano di difesa del sistema elaborato a norma dell'articolo 11 e il piano di ripristino elaborato a norma dell'articolo 23, o almeno i seguenti elementi di tali piani:

a)	gli obiettivi del piano di difesa e del piano di ripristino del sistema, compresi i fenomeni che devono essere gestiti o le situazioni che devono essere risolte;

b)	le condizioni che determinano l'attivazione delle misure del piano di difesa e del piano di ripristino del sistema;

c)	la motivazione di ciascuna misura, spiegando in che modo essa contribuisce agli obiettivi del piano di difesa e del piano di ripristino del sistema, e la parte responsabile dell'attuazione di tali misure; e

d)	la scadenza per l'attuazione delle misure stabilite a norma degli articoli 11 e 23.

6. Se un TSO è tenuto o autorizzato, a norma del presente regolamento, a precisare, stabilire o concordare requisiti, termini e condizioni o metodologie che non sono soggetti ad approvazione a norma del paragrafo 2, gli Stati membri possono esigere la previa approvazione di tali requisiti, termini e condizioni o metodologie a cura dell'autorità di regolamentazione, dell'entità designata dallo Stato membro o di altre autorità competenti degli Stati membri.

7. Se un TSO ritiene necessario modificare i documenti approvati a norma del paragrafo 3, alla modifica proposta si applicano le disposizioni di cui ai paragrafi da 2 a 5. I TSO che propongono una modifica tengono conto delle legittime aspettative, ove necessario, dei titolari degli impianti di generazione, dei titolari degli impianti di consumo e delle altre parti interessate, sulla base dei requisiti o delle metodologie inizialmente specificati o concordati.

8. Qualsiasi parte può sporgere reclamo contro un pertinente gestore di sistema o TSO in relazione agli obblighi di tale gestore o TSO previsti dal presente regolamento o alle decisioni da esso prese in applicazione del presente regolamento e può adire l'autorità di regolamentazione, la quale, in veste di autorità per la risoluzione delle controversie, adotta una decisione entro due mesi dal ricevimento del reclamo. Tale termine può essere prorogato di altri due mesi qualora l'autorità di regolamentazione richieda ulteriori informazioni. Tale termine prorogato può essere ulteriormente prorogato con il consenso del reclamante. La decisione dell'autorità di regolamentazione produce effetti vincolanti a meno che e fin quando non sia annullata in seguito ad impugnazione.

Articolo 5

Consultazione e coordinamento

1. Nei casi in cui il presente regolamento prevede che un TSO consulti i soggetti coinvolti per le azioni che esso definisce prima del tempo reale o in tempo reale, si applica la seguente procedura:

a)	il TSO contatta almeno i soggetti identificati negli articoli del presente regolamento che è tenuto a consultare;

b)	il TSO spiega il motivo e l'obiettivo della consultazione e della decisione che deve adottare;

c)	il TSO raccoglie dai soggetti di cui alla lettera a) tutte le informazioni pertinenti e la loro valutazione;

d)	il TSO tiene in debita considerazione i pareri, le situazioni e i vincoli dei soggetti consultati;

e)	prima di adottare una decisione, il TSO spiega ai soggetti consultati le ragioni per cui ha seguito o meno il loro parere.

2. Nei casi in cui il presente regolamento prevede che un TSO coordini l'esecuzione di una serie di azioni in tempo reale con diversi soggetti, si applica la seguente procedura:

a)	il TSO contatta almeno i soggetti identificati negli articoli del presente regolamento con cui è tenuto a coordinarsi in tempo reale;

b)	il TSO spiega il motivo e l'obiettivo del coordinamento e delle azioni che deve intraprendere;

c)	il TSO presenta una prima proposta circa le azioni che ciascuna parte deve intraprendere;

d)	il TSO raccoglie dai soggetti di cui alla lettera a) tutte le informazioni pertinenti e la loro valutazione;

il TSO presenta una proposta definitiva sulle azioni che ciascun soggetto deve intraprendere, tenendo in debita considerazione i pareri, le situazioni e i vincoli dei soggetti coinvolti e stabilisce un termine entro il quale i soggetti possono esprimere la loro opposizione alle azioni proposte dal TSO;

f)	qualora i soggetti coinvolti non si oppongano all'esecuzione delle azioni proposte dal TSO, ciascuno di essi, compreso il TSO, attua le azioni in linea con la proposta;

nel caso in cui uno o più soggetti rifiutino l'azione proposta dal TSO entro il termine previsto, il TSO sottopone all'autorità competente, per decisione, l'azione proposta unitamente a una giustificazione delle relative motivazioni e relativi obiettivi, nonché ala valutazione e alla posizione dei soggetti;

h)	se non è possibile sottoporre l'azione in tempo reale all'autorità competente, il TSO avvia un'azione equivalente con un'incidenza minima o nulla sui soggetti che si sono rifiutati di eseguire l'azione proposta.

3. Una parte può rifiutarsi di eseguire le azioni in tempo reale proposte dal TSO nell'ambito della procedura di coordinamento descritta al paragrafo 2, se ritiene che l'azione potrebbe comportare la violazione di uno o più vincoli tecnici, giuridici e di sicurezza.

Articolo 6

Coordinamento regionale

1. Quando elabora il piano di difesa del sistema a norma dell'articolo 11 e il piano di ripristino a norma dell'articolo 23 o quando riesamina il piano di difesa del sistema a norma dell'articolo 50 e il piano di ripristino a norma dell'articolo 51, il TSO assicura la coerenza con le corrispondenti misure nei piani dei TSO della propria area sincrona e nei piani dei TSO limitrofi che appartengono a un'altra area sincrona, almeno delle seguenti misure:

a)	l'assistenza e il coordinamento tra TSO in stato di emergenza, a norma dell'articolo 14;

b)	le procedure di gestione delle frequenze, a norma degli articoli 18 e 28, ad eccezione della definizione della frequenza desiderata in caso di riaccensione bottom-up prima di qualsiasi risincronizzazione al sistema di trasmissione interconnesso;

c)	l'assistenza per la procedura della potenza attiva a norma dell'articolo 21;

d)	la strategia di rialimentazione top-down, a norma dell'articolo 27.

2. La valutazione della coerenza del piano di difesa e del piano di ripristino del sistema a norma del paragrafo 1 comprende i seguenti compiti:

a)	lo scambio delle informazioni e dei dati relativi alle misure di cui al paragrafo 1 fra i TSO coinvolti;

b)	l'identificazione delle incompatibilità delle misure di cui al paragrafo 1, nei piani dei TSO coinvolti;

c)	l'identificazione delle potenziali minacce alla sicurezza operativa nella regione di calcolo della capacità. Le minacce comprendono, tra l'altro, i guasti regionali aventi cause comuni che hanno un impatto significativo sui sistemi di trasmissione dei TSO coinvolti;

d)	la valutazione dell'efficacia delle misure di cui al paragrafo 1, specificate nei piani di difesa e nei piani di ripristino del sistema dei TSO coinvolti, al fine di gestire le minacce potenziali di cui alla lettera c);

e)	la consultazione con gli RSC pertinenti per valutare la coerenza delle misure di cui al paragrafo 1 all'interno dell'intera area sincrona in questione;

f)	l'identificazione delle azioni di attenuazione in caso di incompatibilità nei piani di difesa e nei piani di ripristino del sistema dei TSO coinvolti o nel caso in cui tali misure non siano presenti nei suddetti piani.

3. Entro il 18 dicembre 2018, il TSO trasmette le misure di cui al paragrafo 1 ai pertinenti RSC istituiti a norma dell'articolo 77 del regolamento (UE) 2017/1485. Entro tre mesi dalla presentazione delle misure, gli RSC elaborano una relazione tecnica sulla coerenza delle misure in base ai criteri stabiliti al paragrafo 2. Il TSO garantisce la disponibilità dei propri esperti qualificati per assistere gli RSC a stilare detta relazione.

4. Gli RSC trasmettono immediatamente la relazione tecnica di cui al paragrafo 3 a tutti i TSO coinvolti, che a loro volta la trasmettono alle pertinenti autorità di regolamentazione e a ENTSO-E, agli scopi previsti dall'articolo 52.

5. I TSO di ciascuna regione di calcolo della capacità concordano una soglia oltre la quale l'impatto delle azioni di uno o più TSO negli stati di emergenza, blackout e ripristino è considerato significativo per altri TSO nella regione di calcolo della capacità.

Articolo 7

Consultazione pubblica

1. I pertinenti TSO consultano le parti interessate, comprese le autorità competenti di ciascuno Stato membro, in merito alle proposte soggette ad approvazione a norma dell'articolo 4, paragrafo 2, lettere a), b), e), f) e g). La consultazione ha una durata di almeno un mese.

2. I pertinenti TSO tengono in debita considerazione i pareri delle parti interessate emersi dalle consultazioni prima di presentare il progetto di proposta. In ogni caso, viene fornita e pubblicata tempestivamente, prima della pubblicazione della proposta o contestualmente ad essa, una motivazione chiara e accurata per l'inclusione o meno dei pareri delle parti interessate.

Articolo 8

Recupero dei costi

1. I costi sostenuti dai gestori di sistema soggetti alla regolamentazione delle tariffe di rete e derivanti dagli obblighi stabiliti dal presente regolamento sono valutati dalle pertinenti autorità di regolamentazione a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE. I costi considerati ragionevoli, efficienti e proporzionati sono recuperati mediante tariffe di rete o altri mezzi idonei.

2. Se richiesto dalle pertinenti autorità di regolamentazione, i gestori di sistema di cui al paragrafo 1, entro tre mesi dalla richiesta, forniscono le informazioni necessarie per facilitare la valutazione dei costi sostenuti.

Articolo 9

Obblighi di riservatezza

1. Le informazioni riservate ricevute, scambiate o trasmesse a norma del presente regolamento sono soggette alle condizioni in materia di segreto professionale di cui ai paragrafi 2, 3 e 4.

2. L'obbligo del segreto professionale è applicabile a chiunque sia soggetto alle disposizioni del presente regolamento.

3. Le informazioni riservate ricevute dalle persone di cui al paragrafo 2 nell'espletamento delle loro mansioni non possono essere divulgate ad altre persone o autorità, fatti salvi i casi contemplati dalla normativa nazionale, dalle altre disposizioni del presente regolamento o da altre norme unionali pertinenti.

4. Fatti salvi i casi contemplati dalla normativa nazionale o dell'Unione, le autorità di regolamentazione, gli organismi o le persone che ricevono informazioni riservate a norma del presente regolamento possono utilizzarle unicamente ai fini dell'espletamento delle funzioni che esercitano in virtù del presente regolamento.

Articolo 10

Accordi con i TSO non vincolati dal presente regolamento

Se un'area sincrona ingloba TSO sia dell'Unione che di paesi terzi, entro il 18 giugno 2019 tutti i TSO dell'Unione nell'area sincrona in questione si adoperano per concludere con i TSO dei paesi terzi non vincolati dal presente regolamento un accordo che definisca le basi della loro cooperazione in merito alla gestione sicura del sistema e stabilisca disposizioni per assicurare il rispetto, da parte dei TSO dei paesi terzi, degli obblighi previsti dal presente regolamento.

CAPO II

PIANO DI DIFESA DEL SISTEMA

SEZIONE 1

Disposizioni generali

Articolo 11

Elaborazione del piano di difesa del sistema

1. Entro il 18 dicembre 2018, il TSO elabora un piano di difesa del sistema, consultandosi con i pertinenti DSO, SGU, autorità nazionali di regolamentazione, altre autorità competenti, o le entità di cui all'articolo 4, paragrafo 3, i TSO limitrofi e gli altri TSO nella propria area sincrona.

2. Nell'elaborare il piano di difesa del sistema, il TSO tiene conto almeno dei seguenti elementi:

a)	i limiti di sicurezza operativa stabiliti in conformità dell'articolo 25 del regolamento (UE) 2017/1485;

b)	il comportamento e le capacità di carico e di generazione all'interno dell'area sincrona;

c)	le esigenze specifiche degli utenti prioritari della rete elencati in conformità del paragrafo 4, lettera d); e

d)	le caratteristiche del proprio sistema di trasmissione e dei sistemi sottostanti dei DSO.

3. Il piano di difesa del sistema contiene almeno le seguenti disposizioni:

a)	le condizioni di attivazione del piano di difesa del sistema, in conformità all'articolo 13;

b)	le istruzioni del piano di difesa del sistema che devono essere impartite dal TSO; e

c)	le misure oggetto della consultazione o del coordinamento in tempo reale con i soggetti identificati.

4. In particolare, il piano di difesa del sistema comprende i seguenti elementi:

a)	l'elenco delle misure che il TSO deve attuare nei propri impianti;

b)	l'elenco delle misure che i DSO devono attuare e l'elenco dei DSO responsabili dell'attuazione di tali misure nei propri impianti;

c)	l'elenco degli SGU responsabili dell'attuazione nei loro impianti delle misure derivanti dai requisiti obbligatori di cui ai regolamenti (UE) 2016/631, (UE) 2016/1388 e (UE) 2016/1447 o previsti dalla normativa nazionale, e un elenco delle misure da attuare a cura dei suddetti SGU;

d)	l'elenco degli utenti prioritari della rete e i termini e le condizioni per la loro disconnessione, e

e)	la scadenza per l'attuazione di ciascuna misura elencata nel piano di difesa del sistema.

5. Il piano di difesa del sistema comprende almeno le seguenti misure tecniche e organizzative di cui al capo II, sezione 2:

gli schemi di protezione del sistema che prevedano almeno:

i)	uno schema di controllo automatico della sottofrequenza in conformità all'articolo 15;

ii)	uno schema di controllo automatico della sovrafrequenza in conformità all'articolo 16; e

iii)	uno schema automatico contro il crollo di tensione in conformità all'articolo 17.

le procedure del piano di difesa del sistema, che comprendano almeno:

i)	la procedura di gestione della deviazione della frequenza in conformità all'articolo 18;

ii)	la procedura di gestione della deviazione della tensione in conformità all'articolo 19;

iii)	la procedura di gestione dei flussi di potenza a norma dell'articolo 20;

iv)	la procedura d'assistenza per potenza attiva in conformità all'articolo 21; e

v)	la procedura di disconnessione manuale della domanda in conformità all'articolo 22;

6. Le misure contenute nel piano di difesa del sistema rispettano i seguenti principi:

a)	il loro impatto sugli utenti del sistema è minimo;

b)	sono economicamente efficienti;

c)	sono attivate solo se necessarie; e

d)	non portano il sistema di trasmissione del TSO o i sistemi di trasmissione interconnessi in stato di emergenza o di blackout.

Articolo 12

Attuazione del piano di difesa del sistema

1. Entro il 18 dicembre 2019 il TSO attua le misure del piano di difesa del sistema previste per il sistema di trasmissione. successivamente le mantiene in essere.

2. Entro il 18 dicembre 2018 il TSO notifica ai DSO connessi al sistema di trasmissione le misure che devono essere attuate, compresa la scadenza per l'attuazione:

a)	negli impianti dei DSO a norma dell'articolo 11, paragrafo 4; o

b)	negli impianti degli SGU identificati a norma dell'articolo 11, paragrafo 4, connessi ai loro sistemi di distribuzione; o

c)	negli impianti dei prestatori di servizi di difesa connessi ai loro sistemi di distribuzione; o

d)	negli impianti dei DSO connessi ai loro sistemi di distribuzione.

3. Entro il 18 dicembre 2018 il TSO notifica agli SGU individuati a norma dell'articolo 11, paragrafo 4, lettera c), o ai prestatori di servizi di difesa direttamente connessi al sistema di trasmissione le misure che devono essere attuate nei loro impianti, compresa la scadenza per l'attuazione.

4. Se previsto dalla legislazione nazionale, il TSO notifica direttamente agli SGU individuati a norma dell'articolo 11, paragrafo 4, lettera c), ai prestatori di servizi di difesa o ai DSO connessi ai sistemi di distribuzione le misure che devono essere attuate nei loro impianti, compresa la scadenza per l'attuazione, informando il DSO di tale notifica.

5. Se il TSO informa il DSO conformemente al paragrafo 2, il DSO notifica a sua volta, immediatamente, agli SGU, ai prestatori di servizi di difesa e ai DSO connessi al proprio sistema di distribuzione le misure del piano di difesa del sistema che devono attuare nei rispettivi impianti, compresa la scadenza per la loro attuazione.

6. I DSO, gli SGU e i prestatori di servizi di difesa che hanno ricevuto la notifica:

a)	attuano le misure notificate a norma del presente articolo entro 12 mesi dalla data della notifica;

b)	confermano l'attuazione delle misure al gestore del sistema che ha inviato la notifica, il quale, se diverso dal TSO, notifica la conferma al TSO; e

c)	mantengono le misure attuate nei propri impianti.

Articolo 13

Attivazione del piano di difesa del sistema

1. Il TSO attiva le procedure del piano di difesa del sistema a norma dell'articolo 11, paragrafo 5, lettera b), in coordinamento con i DSO e gli SGU individuati a norma dell'articolo 11, paragrafo 4, e con i prestatori di servizi di difesa.

2. Oltre agli schemi del piano di difesa del sistema attivati automaticamente, a norma dell'articolo 11, paragrafo 5, lettera a), il TSO attiva una procedura del piano di difesa del sistema se:

a)	il sistema si trova in stato di emergenza, conformemente ai criteri di cui all'articolo 18, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2017/1485 e non esistono contromisure disponibili per riportare il sistema allo stato normale; o

b)	in base all'analisi della sicurezza operativa, la sicurezza operativa del sistema di trasmissione richiede l'attivazione di una misura del piano di difesa a norma dell'articolo 11, paragrafo 5, oltre alle contromisure disponibili.

3. I DSO e gli SGU individuati a norma dell'articolo 11, paragrafo 4, nonché i prestatori di servizi di difesa eseguono senza indebito ritardo le istruzioni del piano di difesa del sistema impartite dal TSO a norma dell'articolo 11, paragrafo 3, lettera c), conformemente alle procedure del piano di difesa del sistema di cui all'articolo 11, paragrafo 5, lettera b).

4. Il TSO attiva le procedure del piano di difesa del sistema di cui all'articolo 11, paragrafo 5, lettera b), che hanno un significativo impatto transfrontaliero in coordinamento con i TSO interessati.

Articolo 14

Assistenza e coordinamento tra TSO in stato di emergenza

1. Su richiesta di un TSO in stato di emergenza, il TSO fornisce attraverso interconnettori ogni possibile assistenza al TSO che la richiede, purché ciò non comporti lo stato di emergenza o di blackout del proprio sistema di trasmissione o ai sistemi di trasmissione interconnessi.

2. Quando deve essere fornita tramite interconnettori a corrente continua, l'assistenza può consistere nelle seguenti misure, tenuto conto delle caratteristiche tecniche e delle capacità del sistema HVDC:

azioni di regolazione manuale della potenza attiva trasmessa per aiutare il TSO in stato di emergenza a portare i flussi di potenza entro i limiti di sicurezza operativa o la frequenza dell'area sincrona limitrofa entro i limiti di frequenza del sistema in stato d'allerta definito a norma dell'articolo 18, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2017/1485;

b)	funzioni di controllo automatico della potenza attiva trasmessa sulla base dei segnali e dei criteri di cui all'articolo 13 del regolamento (UE) 2016/1447;

c)	controllo automatico della frequenza a norma degli articoli da 15 a 18 del regolamento (UE) 2016/1447 in caso di funzionamento in isola;

d)	controllo della potenza reattiva e della tensione a norma dell'articolo 24 del regolamento (UE) 2016/1447,

e)	ogni altra misura appropriata.

3. Il TSO può disconnettere manualmente di qualsiasi elemento del sistema di trasmissione che abbia un significativo impatto transfrontaliero, compreso un interconnettore, a condizione che:

a)	si coordina con i TSO limitrofi; e

b)	questa azione non comporti lo stato di emergenza o di blackout delle restanti parti del sistema di trasmissione.

4. Fatto salvo quanto disposto al paragrafo 3, il TSO può disconnettere manualmente qualsiasi elemento del sistema di trasmissione che ha un significativo impatto transfrontaliero, tra cui un interconnettore, senza coordinamento, in circostanze eccezionali che comportano una violazione dei limiti di sicurezza operativa, al fine di evitare pericoli per la sicurezza del personale o danni materiali. Entro 30 giorni dalla data dell'incidente, il TSO redige una relazione almeno in inglese contenente una spiegazione dettagliata delle motivazioni, dell'attuazione e dell'impatto di tale azione, la presenta alla pertinente autorità di regolamentazione a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE e ai TSO limitrofi e la mette a disposizione degli utenti del sistema per i quali l'impatto dell'azione è significativo.

SEZIONE 2

Misure del piano di difesa del sistema

Articolo 15

Schema di controllo automatico sottofrequenza

1. Lo schema per il controllo automatico della sottofrequenza del piano di difesa del sistema comprende uno schema per la disconnessione automatica della domanda per bassa frequenza e le impostazioni della modalità Limited Frequency Sensitive Mode - Underfrequency (LSFM-U) nell'area di controllo frequenza/domanda («area LFC») del TSO.

2. Nell'elaborare il piano di difesa del sistema, il TSO prevede l'attivazione della modalità LSFM-U prima dell'attivazione dello schema per la disconnessione automatica della domanda per bassa frequenza, se il tasso di variazione della frequenza lo consente.

3. Prima di attivare lo schema per la disconnessione automatica della domanda per bassa frequenza, il TSO e i DSO identificati a norma dell'articolo 11, paragrafo 4, prevedono che le unità di stoccaggio dell'energia in funzionamento da carico collegate al sistema:

a)	passino automaticamente alla modalità di generazione entro il termine stabilito e al setpoint della potenza attiva stabiliti dal TSO nel piano di difesa del sistema; o

b)	se non sono in grado di commutare entro il termine stabilito dal TSO nel piano di difesa del sistema, si scolleghino automaticamente.

4. Nel piano di difesa del sistema, il TSO stabilisce le soglie di frequenza a cui si verifica la commutazione automatica o la disconnessione delle unità di stoccaggio dell'energia. Le soglie di frequenza devono essere inferiori o pari al limite di frequenza del sistema definito per lo stato di emergenza all'articolo 18, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2017/1485 e superiori al limite di frequenza per il livello obbligatorio di disconnessione della domanda.

5. Il TSO progetta lo schema per la disconnessione automatica della domanda per bassa frequenza conformemente ai parametri per la perdita di carico in tempo reale di cui all'allegato. Lo schema comprende la disconnessione della domanda a frequenze diverse, a partire da un «livello obbligatorio di partenza» fino a un «livello obbligatorio finale», entro un intervallo di esecuzione di cui si stabilisce un numero minimo di fasi e la loro entità massima. L'intervallo di esecuzione definisce la deviazione massima ammissibile della domanda netta da disconnettere rispetto alla domanda netta desiderata da disconnettere a una determinata frequenza, calcolata mediante interpolazione lineare tra i livelli obbligatori iniziali e finali. L'intervallo di esecuzione non consente la disconnessione di una domanda netta di quantità inferiore a quella del livello obbligatorio di partenza. Una fase non può essere considerata tale se nessuna domanda netta è disconnessa quando è raggiunta questa fase.

6. Il TSO o il DSO installa i relè necessari alla disconnessione della domanda per bassa frequenza, tenendo conto almeno dei comportamenti di carico e della generazione dispersa.

7. Nell'attuare lo schema per la disconnessione automatica della domanda per bassa frequenza di cui alla notifica a norma dell'articolo 12, paragrafo 2, il TSO o il DSO:

a)	evita di creare un ritardo intenzionale oltre al tempo di funzionamento dei relè e degli interruttori di circuito;

b)	riduce al minimo la disconnessione dei gruppi di generazione, in particolare quelli che forniscono inerzia; e

c)	limita il rischio che lo schema comporti deviazioni dei flussi di energia e deviazioni della tensione al di fuori dei limiti di sicurezza operativa.

Se il DSO non può soddisfare entrambi i requisiti di cui alle lettere b) e c), ne informa il TSO e propone l'applicazione di uno dei due requisiti. Il TSO, consultandosi con il DSO, stabilisce i requisiti applicabili in base a un'analisi comune costi-benefici.

8. Lo schema per la disconnessione automatica della domanda per bassa frequenza del piano di difesa del sistema può prevedere la disconnessione della domanda netta basata sul gradiente di frequenza a condizione che:

sia attivata solo:

i)	se la deviazione della frequenza è superiore alla deviazione massima della frequenza in regime stazionario e il gradiente di frequenza è superiore a quello prodotto dall'incidente di riferimento;

ii)	fino a quando la frequenza raggiunge la frequenza del livello obbligatorio di partenza di disconnessione della domanda;

b)	se è conforme all'allegato. e

c)	se è necessaria e giustificata al fine di mantenere in modo efficiente la sicurezza operativa.

9. Nel caso in cui lo schema per la disconnessione automatica della domanda per bassa frequenza del piano di difesa del sistema comprenda una disconnessione della domanda netta basata sul gradiente di frequenza, come descritto al paragrafo 8, il TSO presenta all'autorità nazionale di regolamentazione, entro 30 giorni dall'attuazione, una relazione contenente una spiegazione dettagliata della motivazione, dell'attuazione e dell'impatto della misura.

10. Il TSO può includere nello schema per la disconnessione automatica della domanda per bassa frequenza del piano di difesa del sistema ulteriori fasi per la disconnessione della domanda netta al di sotto del livello obbligatorio finale stabilito nell'allegato.

11. Il TSO ha la facoltà di attuare ulteriori schemi di protezione del sistema che sono avviati da una frequenza inferiore o pari alla frequenza del livello obbligatorio finale di disconnessione della domanda e che mirano a un più rapido processo di ripristino. Il TSO garantisce che tali schemi non peggiorino ulteriormente la frequenza.

Articolo 16

Schema di controllo automatico della sovrafrequenza

1. Lo schema di controllo automatico della sovrafrequenza del piano di difesa del sistema determina la riduzione automatica della potenza attiva totale immessa in ciascuna area LFC.

2. Consultandosi con gli altri TSO dell'area sincrona, il TSO stabilisce i seguenti parametri dello schema di controllo automatico sovrafrequenza:

a)	le soglie di frequenza per l'attivazione; e

il rapporto di riduzione dell'immissione di potenza attiva. Il TSO progetta lo schema di controllo automatico della sovrafrequenza tenendo conto delle capacità dei gruppi di generazione riguardo alla modalità Limited Frequency Sensitive Mode — Overfrequency (LFSM-O) e delle unità di stoccaggio dell'energia, nella propria area LFC.

3. Il TSO progetta lo schema di controllo automatico della sovrafrequenza tenendo conto delle capacità dei gruppi di generazione riguardo alla modalità Limited Frequency Sensitive Mode — Overfrequency (LFSM-O) e delle unità di stoccaggio dell'energia, nella propria area LFC. Se la modalità LFSM-O non esiste o non è sufficiente a soddisfare i requisiti stabiliti al paragrafo 2, lettere a) e b), il TSO predispone anche una disconnessione graduale lineare della generazione nell'area LFC. Il TSO stabilisce l'entità massima delle fasi per la disconnessione dei gruppi di generazione e/o dei sistemi HVDC, consultandosi con gli altri TSO dell'area sincrona.

Articolo 17

Schema automatico contro il crollo di tensione

1. Lo schema automatico contro il crollo della tensione del piano di difesa del sistema può comprendere uno o più dei seguenti schemi, in base ai risultati di una valutazione della sicurezza del sistema effettuata dal TSO:

a)	uno schema per la disconnessione della domanda per bassa tensione in base all'articolo 19, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2016/1388;

b)	uno schema di blocco del commutatore sotto carico in base all'articolo 19, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2016/1388; e

c)	schemi di protezione del sistema per la gestione della tensione.

2. A meno che la valutazione a norma del paragrafo 1 dimostri che l'attuazione di uno schema di blocco del commutatore sotto carico non è necessaria per evitare un crollo di tensione nella propria area di controllo, il TSO stabilisce le condizioni alle quali il commutatore sotto carico si blocca a norma dell'articolo 19, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2016/1388, che comprendono almeno:

a)	il metodo di blocco (locale o remoto dalla sala di controllo);

b)	la soglia del livello della tensione al punto di connessione;

c)	la direzione del flusso di potenza reattiva; e

d)	il lasso di tempo massimo tra l'individuazione della soglia e il blocco.

Articolo 18

Procedura di gestione della deviazione della frequenza

1. La procedura per la gestione delle deviazioni della frequenza del piano di difesa del sistema contiene una serie di misure per gestire una deviazione al di fuori dei limiti di frequenza definiti per lo stato d'allerta all'articolo 18, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2017/1485. La procedura di gestione della deviazione della frequenza è in linea con le procedure stabilite per le contromisure da gestire in modo coordinato, a norma dell'articolo 78, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2017/1485 e soddisfa almeno i seguenti requisiti:

a)	la diminuzione della generazione è inferiore alla diminuzione del carico durante eventi di sottofrequenza; e

b)	la diminuzione della generazione è superiore alla diminuzione del carico durante eventi di sovrafrequenza;

2. Il TSO adegua la modalità operativa del controllo frequenza/potenza in modo da evitare interferenze con l'attivazione o la disattivazione manuale della potenza attiva come stabilito ai paragrafi 3 e 5.

3. Il TSO è autorizzato a stabilire un setpoint della potenza attiva che gli SGU individuati ai sensi dell'articolo 11, paragrafo 4, lettera c), sono tenuti a mantenere, a condizione che il setpoint rispetti i vincoli tecnici di ciascuno SGU. Il TSO è autorizzato a stabilire un setpoint di potenza attiva che i prestatori di servizi di difesa sono tenuti a mantenere, a condizione che tale misura si applichi ad essi a norma dei termini e delle condizioni di cui all'articolo 4, paragrafo 4, e che il setpoint rispetti i vincoli tecnici di ciascun prestatore di servizi di difesa. Gli SGU e i prestatori di servizi di difesa eseguono senza indebito ritardo le istruzioni fornite direttamente dal TSO o indirettamente dai DSO e mantengono tale stato fino a nuove istruzioni. Se le istruzioni sono fornite direttamente dal TSO, esso informa immediatamente i pertinenti DSO.

4. Il TSO è autorizzato a disconnettere gli SGU e i prestatori di servizi di difesa, direttamente o indirettamente attraverso i DSO. Gli SGU e i prestatori di servizi di difesa restano disconnessi fino a nuove istruzioni. Se gli SGU sono direttamente disconnessi, il TSO informa immediatamente i pertinenti DSO. Entro 30 giorni dalla data dell'incidente, il TSO redige una relazione contenente una spiegazione dettagliata delle motivazioni, dell'attuazione e dell'impatto di tale azione, la presenta alla pertinente autorità di regolamentazione a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE e la mette a disposizione degli utenti del sistema per i quali l'impatto dell'azione è significativo.

5. Prima dell'attivazione dello schema di disconnessione automatica della domanda per bassa frequenza di cui all'articolo 15 e a condizione che il tasso di variazione della frequenza lo consenta, il TSO attiva, direttamente o indirettamente tramite i DSO, attivare la gestione della domanda presso i pertinenti prestatori di servizi di difesa e:

a)	commuta le unità di stoccaggio dell'energia in funzionamento da carico alla modalità di generazione a un setpoint di potenza attiva stabilito dal TSO nel piano di difesa del sistema; o

b)	scollega manualmente le unità di stoccaggio dell'energia che non sono in grado di commutare abbastanza rapidamente per stabilizzare la frequenza.

Articolo 19

Procedura di gestione della deviazione della tensione

1. La procedura per la gestione delle deviazioni della tensione del piano di difesa del sistema contiene una serie di misure per gestire le deviazioni al di fuori dei limiti di sicurezza operativa definiti all'articolo 25 del regolamento (UE) 2017/1485.

2. Il TSO è autorizzato a stabilire un intervallo della potenza reattiva o un intervallo dei valori di tensione e istruisce i DSO e gli SGU individuati per la presente misura ai sensi dell'articolo 11, paragrafo 4, in modo che l'intervallo sia mantenuto, conformemente agli articoli 28 e 29 del regolamento (UE) 2017/1485.

3. Su richiesta di TSO limitrofi in stato di emergenza, il TSO mette a disposizione tutte le capacità di potenza reattiva che non portano il proprio sistema di trasmissione in stato di emergenza o di blackout.

Articolo 20

Procedura di gestione dei flussi di potenza

1. La procedura per la gestione dei flussi di potenza del piano di difesa del sistema prevede una serie di misure per gestire i flussi di potenza al di fuori dei limiti di sicurezza operativa definiti all'articolo 25 del regolamento (UE) 2017/1485.

2. Il TSO è autorizzato a stabilire un setpoint di potenza attiva che gli SGU individuati ai sensi dell'articolo 11, paragrafo 4, lettera c), sono tenuti a mantenere, a condizione che il setpoint rispetti i vincoli tecnici di ciascuno SGU. Il TSO è autorizzato a stabilire un setpoint di potenza attiva che i prestatori di servizi di difesa sono tenuti a mantenere, a condizione che tale misura si applichi ad essi a norma dei termini e delle condizioni di cui all'articolo 4, paragrafo 4, e che il setpoint rispetti i vincoli tecnici dei prestatori di servizi di difesa. Gli SGU e i prestatori di servizi di difesa eseguono senza indebito ritardo le istruzioni fornite direttamente dal TSO o indirettamente dai DSO e mantengono tale stato fino a nuove istruzioni. Se le istruzioni sono fornite direttamente dal TSO, esso informa immediatamente i pertinenti DSO.

3. Il TSO è autorizzato a disconnettere gli SGU e i prestatori di servizi di difesa, direttamente o indirettamente attraverso i DSO. Gli SGU e i prestatori di servizi di difesa restano disconnessi fino a nuove istruzioni. Se gli SGU sono direttamente disconnessi, il TSO informa immediatamente i pertinenti DSO. Entro 30 giorni dalla data dell'incidente, il TSO redige una relazione contenente una spiegazione dettagliata delle motivazioni, dell'attuazione e dell'impatto di tale azione, la presenta alla pertinente autorità di regolamentazione a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE.

Articolo 21

Procedura di assistenza in potenza attiva

1. In caso di inadeguatezza dell'area di controllo nell'orizzonte temporale giornaliero o infragiornaliero a norma dell'articolo 107, paragrafi 1 e 2, del regolamento (UE) 2017/1485, prima di un'eventuale sospensione delle attività di mercato a norma dell'articolo 35, il TSO è autorizzato a richiedere assistenza in potenza attiva a:

a)	qualsiasi prestatore di servizi di bilanciamento, che, su richiesta del TSO, modifica il proprio stato di disponibilità per rendere disponibile tutta la sua potenza attiva, a condizione che non sia già stata attivata attraverso il mercato di bilanciamento, e conformemente ai vincoli tecnici;

b)	qualsiasi SGU collegato nella sua area LFC, che non gli fornisca già un servizio di bilanciamento e che, su richiesta del TSO, rende disponibile tutta la sua potenza attiva conformemente ai vincoli tecnici; e

c)	altri TSO in stato normale o di allerta.

2. Il TSO può attivare l'assistenza in potenza attiva da un prestatore di servizi di bilanciamento o da uno SGU, a norma del paragrafo 1, lettere a) e b), solo se ha attivato tutte le offerte di energia di bilanciamento disponibili, tenendo conto della capacità interzonale disponibile al momento dell'inadeguatezza dell'area di controllo.

3. Il TSO che ha ricevuto una richiesta di assistenza in potenza attiva conformemente al paragrafo 1, lettera c):

a)	mette a disposizione le proprie offerte non condivise;

b)	è autorizzato ad attivare l'energia di bilanciamento disponibile per fornire la potenza corrispondente al TSO richiedente; e

c)	è autorizzato a chiedere l'assistenza in potenza attiva ai prestatori di servizi di bilanciamento e a qualsiasi SGU connesso nella propria area LFC che non gli fornisca già un servizio di bilanciamento, al fine di fornire la necessaria assistenza in potenza attiva al TSO richiedente.

4. All'attivazione della potenza attiva richiesta a norma del paragrafo 1, lettera c), i TSO che formulano o che ricevono la richiesta sono autorizzati a utilizzare:

a)	la capacità interzonale disponibile nel caso in cui l'attivazione sia effettuata prima dell'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale e se la fornitura delle capacità interzonali in questione non sia stata sospesa a norma dell'articolo 35;

la capacità supplementare che può essere disponibile a causa dello stato in tempo reale del sistema, nel qual caso il TSO che formula la richiesta e quello che la riceve si coordinano con gli altri TSO per i quali l'impatto di questa misura sarebbe significativo a norma dell'articolo 6, paragrafo 5.

5. Una volta che il TSO che formula la richiesta e quello che la riceve hanno concordato le condizioni per la fornitura dell'assistenza in potenza attiva, la quantità di potenza attiva e la fascia oraria per la fornitura concordate sono fisse, a meno che il sistema di trasmissione del TSO che fornisce assistenza entri in stato di emergenza o di blackout.

Articolo 22

Procedura di disconnessione manuale della domanda

1. Oltre alle misure di cui agli articoli da 18 a 21, il TSO può stabilire una quantità di domanda netta da disconnettere manualmente, direttamente dal TSO o indirettamente tramite i DSO, se necessario per impedire la propagazione o l'aggravamento di uno stato di emergenza. Se la domanda deve essere disconnessa direttamente, il TSO informa immediatamente i pertinenti DSO.

2. Il TSO attiva la disconnessione manuale della domanda netta di cui al paragrafo 1 al fine di:

a)	risolvere situazioni di sovra o sotto tensione; o

risolvere situazioni in cui l'assistenza in potenza attiva a norma dell'articolo 21 è stata richiesta ma non è sufficiente a mantenere l'adeguatezza in orizzonti temporali giornaliero e infragiornaliero nella propria area di controllo, a norma dell'articolo 107 del regolamento (UE) 2017/1485, comportando un rischio di deterioramento della frequenza nell'area sincrona.

3. Il TSO notifica ai DSO la quantità della domanda netta stabilita in base al paragrafo 1 che deve essere disconnessa nei loro sistemi di distribuzione. Ciascun DSO disconnette la quantità notificata di domanda netta senza indebito ritardo.

4. Entro 30 giorni dalla data dell'incidente, il TSO redige una relazione contenente una spiegazione dettagliata delle motivazioni, dell'attuazione e dell'impatto di tale azione, la presenta alla pertinente autorità di regolamentazione a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE.

CAPO III

PIANO DI RIPRISTINO

SEZIONE 1

Disposizioni generali

Articolo 23

Elaborazione del piano di ripristino

1. Entro il 18 dicembre 2018, il TSO elabora un piano di ripristino, consultandosi con i pertinenti DSO, SGU, autorità nazionali di regolamentazione, altre autorità competenti, o le entità di cui all'articolo 4, paragrafo 3, i TSO limitrofi e gli altri TSO in tale area sincrona.

2. Nell'elaborare il piano di ripristino, il TSO tiene conto almeno dei seguenti elementi:

a)	il comportamento e le capacità di carico e di generazione;

b)	le esigenze specifiche degli utenti prioritari della rete di cui al paragrafo 4; e

c)	le caratteristiche della propria rete e delle reti sottostanti dei DSO.

3. Il piano di ripristino contiene almeno le seguenti disposizioni:

a)	le condizioni di attivazione del piano di ripristino, in conformità dell'articolo 25;

b)	le istruzioni del piano di ripristino che devono essere impartite dal TSO; e

c)	le misure oggetto della consultazione o del coordinamento in tempo reale con i soggetti identificati.

4. In particolare, il piano di ripristino comprende i seguenti elementi:

a)	l'elenco delle misure che il TSO deve attuare nei propri impianti;

b)	l'elenco delle misure che i DSO devono attuare e l'elenco dei DSO responsabili dell'attuazione di tali misure nei propri impianti;

c)	l'elenco degli SGU responsabili dell'attuazione nei loro impianti delle misure derivanti dai requisiti obbligatori dei regolamenti (UE) 2016/631, (UE) 2016/1388 e (UE) 2016/1447 o previsti dalla normativa nazionale e un elenco delle misure da attuare a cura degli SGU;

d)	l'elenco degli utenti prioritari della rete e i termini e le condizioni per la loro disconnessione e rimessa in tensione;

e)	l'elenco delle sottostazioni che sono essenziali per le procedure del piano di ripristino;

f)	il numero di fonti di energia nell'area di controllo del TSO che sono necessarie a rimettere in tensione il sistema mediante una strategia di riaccensione bottom-up con capacità di black start, risincronizzazione rapida (con funzionamento in rifiuto di carico) e funzionamento in isola; e

g)	la scadenza per l'attuazione di ciascuna misura elencata.

5. Il piano di ripristino comprende almeno le seguenti misure tecniche e organizzative di cui al capo III:

a)	la procedura di rimessa in tensione, conformemente alla sezione 2;

b)	la procedura di gestione della frequenza conformemente alla sezione 3; e

c)	la procedura di risincronizzazione, conformemente alla sezione 4;

6. Le misure contenute nel piano di ripristino rispettano i seguenti principi:

a)	il loro impatto sugli utenti del sistema è minimo;

b)	sono economicamente efficienti;

c)	sono attivate solo se necessarie; e

d)	non portano i sistemi di trasmissione interconnessi in stato di emergenza o di blackout.

Articolo 24

Attuazione del piano di ripristino

1. Entro il 18 dicembre 2019 il TSO attua le misure del piano di ripristino previste per il sistema di trasmissione. successivamente le mantiene in essere.

2. Entro il 18 dicembre 2018 il TSO notifica ai DSO connessi al sistema di trasmissione le misure che devono essere attuate, compresa la scadenza per l'attuazione:

a)	negli impianti dei DSO a norma dell'articolo 23, paragrafo 4; e

b)	negli impianti degli SGU identificati a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, connessi ai loro sistemi di distribuzione; e

c)	negli impianti dei prestatori di servizi di ripristino connessi ai loro sistemi di distribuzione. e

d)	negli impianti dei DSO connessi ai loro sistemi di distribuzione.

3. Entro il 18 dicembre 2018 il TSO notifica agli SGU individuati a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, e ai prestatori di servizi di ripristino direttamente connessi al suo sistema di trasmissione le misure che devono essere attuate nei loro impianti, compresa la scadenza per l'attuazione a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, lettera g).

4. Se previsto dalla legislazione nazionale, il TSO notifica direttamente le misure che devono essere attuate agli SGU individuati a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, ai prestatori di servizi di ripristino e ai DSO collegati ai sistemi di distribuzione, informando il DSO di tale notifica.

5. Se il TSO informa il DSO conformemente al paragrafo 2, il DSO notifica a sua volta, immediatamente, agli SGU, ai prestatori di servizi di ripristino e ai DSO connessi al proprio sistema di distribuzione le misure del piano di ripristino che devono attuare nei rispettivi impianti, compresa la scadenza per la loro attuazione a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, lettera g).

6. I DSO, gli SGU e i prestatori di servizi di ripristino che hanno ricevuto la notifica:

a)	attuano le misure notificate entro 12 mesi dalla data della notifica;

b)	confermano l'attuazione delle misure al gestore del sistema che ha inviato la notifica, il quale, se diverso dal TSO, notifica la conferma al TSO; e

c)	mantengono le misure attuate nei propri impianti.

Articolo 25

Attivazione del piano di ripristino

1. Il TSO attiva le procedure del piano di ripristino in coordinamento con i DSO e gli SGU individuati a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, e con i prestatori di servizi di ripristino nei seguenti casi:

a)	quando il sistema si trova in stato di emergenza conformemente ai criteri di cui all'articolo 18, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2017/1485, una volta stabilizzato in seguito all'attivazione delle misure del piano di difesa; o

b)	quando il sistema è in stato di blackout conformemente ai criteri di cui all'articolo 18, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2017/1485.

2. Durante il ripristino del sistema, il TSO identifica e monitora:

a)	la portata e i confini della o delle regioni sincronizzate cui appartiene l'area di controllo;

b)	i TSO con cui condivide la o le regioni sincronizzate; e

c)	le riserve di potenza attiva disponibili nell'area di controllo.

3. I DSO e gli SGU individuati a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, nonché i prestatori di servizi di ripristino eseguono senza indebito ritardo le istruzioni del piano di ripristino impartite dal TSO a norma dell'articolo 23, paragrafo 3, lettera b), conformemente alle procedure del piano di ripristino.

4. Il TSO attiva le procedure del piano di ripristino che hanno un significativo impatto transfrontaliero coordinandosi con i TSO coinvolti.

SEZIONE 2

Rimessa in tensione

Articolo 26

Procedura di rimessa in tensione

1. La procedura di rimessa in tensione del piano di ripristino contiene una serie di misure che consentono al TSO di applicare:

a)	una strategia di rialimentazione top-down; e

b)	una strategia di riaccensione bottom-up;

2. Per quanto riguarda la strategia di riaccensione bottom-up, la procedura di rimessa in tensione contiene almeno misure per:

a)	gestire deviazioni della tensione e della frequenza causate dalla rimessa in tensione;

b)	monitorare e gestire il funzionamento in isola; e

c)	risincronizzare le aree di funzionamento in isola.

Articolo 27

Attivazione della procedura di rimessa in tensione

1. Al momento dell'attivazione della procedura di rimessa in tensione, il TSO imposta la strategia da applicare, tenendo conto:

a)	della disponibilità delle fonti di energia che possono effettuare la rimessa in tensione nella propria area di controllo;

b)	della durata prevista e dei rischi delle possibili strategie di rimessa in tensione;

c)	delle condizioni dei sistemi elettrici;

d)	delle condizioni dei sistemi direttamente connessi, compreso almeno lo stato degli interconnettori;

e)	degli utenti prioritari della rete elencati a norma dell'articolo 23, paragrafo 4; e

f)	della possibilità di combinare strategie di riaccensione bottom-up e rialimentazione top-down.

2. In caso di applicazione di una strategia di rialimentazione top-down, il TSO gestisce la connessione del carico e della generazione in modo da regolare la frequenza verso la frequenza nominale con una tolleranza massima della massima deviazione di frequenza in regime stazionario. Il TSO applica le condizioni di connessione del carico e della generazione definite dal coordinatore della frequenza, se nominato a norma dell'articolo 29.

3. In caso di applicazione di una strategia di riaccensione bottom-up, il TSO gestisce la connessione del carico e della generazione in modo da regolare la frequenza verso la frequenza desiderata stabilita a norma dell'articolo 28, paragrafo 3, lettera c).

4. Durante la rimessa in tensione, il TSO, previa consultazione con i DSO, stabilisce e notifica la quantità di domanda netta da riconnettere sulle reti di distribuzione. Il DSO riconnette la quantità di domanda netta notificata, rispettando il blocco dei carichi e tenendo conto della riconnessione automatica del carico e della generazione nella propria rete.

5. Il TSO comunica ai TSO limitrofi la propria capacità di sostenere una strategia di rialimentazione top-down.

6. Per l'attivazione di una strategia di rialimentazione top-down, il TSO chiede ai TSO limitrofi di sostenere la rimessa in tensione. Tale sostegno può consistere nell'assistenza in potenza attiva, a norma dell'articolo 21, paragrafi da 3 a 5. Il TSO che riceve la richiesta presta assistenza per la rimessa in tensione, a meno che ciò non porti i suoi sistemi in stato di emergenza o di blackout. In questo caso il TSO richiedente utilizza la strategia di riaccensione bottom-up.

SEZIONE 3

Gestione della frequenza

Articolo 28

Procedura di gestione della frequenza

1. La procedura di gestione della frequenza del piano di ripristino contiene una serie di misure intese a ripristinare la frequenza del sistema alla frequenza nominale.

2. Il TSO attiva la procedura di gestione della frequenza:

a)	in preparazione alla procedura di risincronizzazione, quando un'area sincrona è suddivisa in più regioni sincronizzate;

b)	in caso di deviazione della frequenza nell'area sincrona; o

c)	in caso di rimessa in tensione.

3. La procedura di gestione della frequenza include almeno:

a)	l'elenco delle azioni relative all'impostazione del sistema di controllo frequenza/potenza prima della nomina dei coordinatori della frequenza;

b)	la nomina dei coordinatori della frequenza;

c)	la definizione della frequenza desiderata in caso di strategia di riaccensione bottom-up;

d)	la gestione della frequenza in seguito alla deviazione della frequenza; e

e)	la gestione della frequenza in seguito alla suddivisione dell'area sincrona.

f)	la determinazione della quantità di carico e di generazione da riconnettere, tenendo conto delle riserve disponibili di potenza attiva nella regione sincronizzata, al fine di evitare gravi deviazioni della frequenza.

Articolo 29

Nomina del coordinatore della frequenza

1. Durante il ripristino del sistema, se un'area sincrona è suddivisa in più regioni sincronizzate, i TSO di ciascuna regione sincronizzata nominano un coordinatore della frequenza, conformemente al paragrafo 3.

2. Durante il ripristino del sistema, se un'area sincrona non è suddivisa ma la frequenza del sistema supera i limiti di frequenza per lo stato di allerta, come definiti all'articolo 18, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2017/1485, tutti i TSO dell'area sincrona nominano un coordinatore della frequenza, conformemente al paragrafo 3.

3. Il TSO il cui fattore K in tempo reale è stimato essere il più elevato è nominato coordinatore della frequenza, a meno che i TSO della regione sincronizzata, o dell'area sincrona, decidano di nominare per questa funzione un altro TSO. In tal caso, i TSO della regione sincronizzata, o dell'area sincrona, tengono conto dei seguenti criteri:

a)	la quantità di riserve disponibili di potenza attiva e in particolare di riserve di ripristino della frequenza;

b)	le capacità disponibili negli interconnettori;

c)	la disponibilità di misurazioni della frequenza del TSO della regione sincronizzata o dell'area sincrona; e

d)	la disponibilità di misurazioni relative agli elementi cruciali nella regione sincronizzata o nell'area sincrona.

4. Fatto salvo il paragrafo 3, se la dimensione dell'area sincrona e la situazione in tempo reale lo consentono, i TSO dell'area sincrona possono nominare un coordinatore della frequenza prestabilito.

5. Il TSO nominato coordinatore della frequenza di cui ai paragrafi 1 e 2 informa immediatamente della nomina gli altri TSO dell'area sincrona.

6. Il coordinatore della frequenza nominato agisce come tale fino:

a)	alla nomina di un altro coordinatore della frequenza per la propria regione sincronizzata;

b)	alla nomina di un nuovo coordinatore della frequenza in seguito alla risincronizzazione della propria regione sincronizzata con un'altra regione sincronizzata; o

a quando l'area sincrona è completamente risincronizzata, la frequenza del sistema rientra nell'intervallo di frequenza standard e il controllo frequenza/potenza gestito da ciascun TSO dell'area sincrona è tornato alla normale modalità di funzionamento in conformità dell'articolo 18, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2017/1485.

Articolo 30

Gestione della frequenza in seguito a deviazione di frequenza

1. Durante il ripristino del sistema, se è stato nominato un coordinatore della frequenza a norma dell'articolo 29, paragrafo 3, i TSO dell'area sincrona, diversi dal coordinatore della frequenza, come prima misura sospendono l'attivazione manuale delle riserve di ripristino della frequenza e delle riserve di sostituzione.

2. Il coordinatore della frequenza stabilisce, previa consultazione con gli altri TSO dell'area sincrona, la modalità operativa che deve essere applicata per il controllo frequenza/potenza gestito da ciascun TSO dell'area sincrona.

3. Il coordinatore della frequenza gestisce l'attivazione manuale delle riserve di ripristino della frequenza e delle riserve di sostituzione all'interno dell'area sincrona, in modo da regolare la frequenza dell'area sincrona verso la frequenza nominale e tenendo conto dei limiti di sicurezza operativa definiti a norma dell'articolo 25 del regolamento (UE) 2017/1485. Su richiesta, i TSO dell'area sincrona sostengono il coordinatore della frequenza.

Articolo 31

Gestione della frequenza dopo la suddivisione dell'area sincrona

1. Durante il ripristino del sistema, se è stato nominato un coordinatore della frequenza a norma dell'articolo 29, paragrafo 3, i TSO di ciascuna regione sincronizzata, eccetto il responsabile della frequenza, come prima misura sospendono l'attivazione manuale delle riserve di ripristino della frequenza e delle riserve di sostituzione.

2. Il coordinatore della frequenza stabilisce, previa consultazione con gli altri TSO della regione sincronizzata, la modalità operativa che deve essere applicata per il controllo frequenza/potenza gestito da ciascun TSO della regione sincronizzata.

3. Il coordinatore della frequenza gestisce l'attivazione manuale delle riserve di ripristino della frequenza e delle riserve di sostituzione all'interno della regione sincronizzata in modo da regolare la frequenza della regione sincronizzata verso la frequenza desiderata stabilita dall'eventuale coordinatore della risincronizzazione, a norma dell'articolo 34, paragrafo 1, lettera a), e tenendo conto dei limiti di sicurezza operativa definiti a norma dell'articolo 25 del regolamento (UE) 2017/1485. Nel caso in cui non sia stato nominato un coordinatore della risincronizzazione per la regione sincronizzata, il coordinatore della frequenza regola la frequenza in modo che tenda alla frequenza nominale. Su richiesta, i TSO della regione sincronizzata sostengono il coordinatore della frequenza.

SEZIONE 4

Risincronizzazione

Articolo 32

Procedura di risincronizzazione

La procedura di risincronizzazione del piano di ripristino include almeno:

a)	la nomina di un coordinatore della risincronizzazione;

b)	le misure che consentono al TSO di applicare una strategia di risincronizzazione; e

c)	i limiti massimi dell'angolo di fase e delle differenze di frequenza e tensione per le linee di connessione.

Articolo 33

Nomina di un coordinatore della risincronizzazione

1. Durante il ripristino del sistema, quando due regioni sincronizzate possono essere risincronizzate senza compromettere la sicurezza operativa dei sistemi di trasmissione, i coordinatori della frequenza di dette regioni nominano un coordinatore della risincronizzazione, consultandosi almeno con i TSO individuati come potenziali coordinatori della risincronizzazione e in conformità al paragrafo 2. Ciascun coordinatore della frequenza comunica immediatamente ai TSO della propria regione sincronizzata il coordinatore della risincronizzazione nominato.

2. Per ciascuna coppia di regioni sincronizzate da risincronizzare, il coordinatore della risincronizzazione è il TSO che:

a)	ha in esercizio almeno una sottostazione munita di un dispositivo di commutazione parallelo al confine tra le due regioni sincronizzate da risincronizzare;

b)	ha accesso alle misurazioni della frequenza di entrambe le regioni sincronizzate;

c)	ha accesso alle misurazioni della tensione nelle sottostazioni tra cui sono ubicati i potenziali punti di risincronizzazione; e

d)	è in grado di controllare la tensione dei potenziali punti di risincronizzazione.

3. Nel caso in cui più di un TSO soddisfi i criteri di cui al paragrafo 2, è nominato coordinatore della risincronizzazione il TSO con il maggior numero di potenziali punti di risincronizzazione tra le due regioni sincronizzate, a meno che i coordinatori della frequenza delle due regioni sincronizzate decidano di nominare un altro TSO per questa funzione.

4. Il coordinatore della risincronizzazione nominato agisce come tale fino:

a)	alla nomina di un altro coordinatore della risincronizzazione per le due regioni sincronizzate; o

b)	a quando le due regioni sincronizzate sono state risincronizzate e tutte le fasi di cui all'articolo 34 sono state completate.

Articolo 34

Strategia di risincronizzazione

1. Prima della risincronizzazione, i coordinatori della risincronizzazione:

stabiliscono, in base ai limiti massimi di cui all'articolo 32:

i)	il valore-obiettivo della frequenza per la risincronizzazione;

ii)	la massima differenza di frequenza tra le due regioni sincronizzate;

iii)	lo scambio massimo di potenza attiva e reattiva; e

iv)	la modalità operativa che deve essere applicata al controllo frequenza/potenza;

b)	selezionano il punto di risincronizzazione, tenendo conto dei limiti di sicurezza operativa nelle regioni sincronizzate;

c)	definiscono e predispongono tutte le azioni necessarie per la risincronizzazione delle due regioni sincronizzate nel punto di risincronizzazione;

d)	definiscono e predispongono una serie di azioni da intraprendere successivamente per creare ulteriori connessioni tra le regioni sincronizzate; e

e)	valutano la preparazione alla risincronizzazione delle regioni sincronizzate, tenendo conto delle condizioni di cui alla lettera a).

2. Nello svolgere i compiti elencati al paragrafo 1, il coordinatore della risincronizzazione consulta i coordinatori della frequenza delle regioni sincronizzate coinvolte e, per i compiti di cui alle lettere da b) a e), consulta anche i TSO che gestiscono le sottostazioni utilizzate per la risincronizzazione.

3. Ciascun coordinatore della frequenza comunica senza indebito ritardo ai TSO della propria regione sincronizzata la risincronizzazione pianificata.

4. Quando sono soddisfatte tutte le condizioni stabilite a norma del paragrafo 1, lettera a), il coordinatore della risincronizzazione esegue la risincronizzazione, attivando le azioni stabilite a norma del paragrafo 1, lettere c) e d).

CAPO IV

INTERAZIONI DI MERCATO

Articolo 35

Procedura di sospensione delle attività di mercato

1. Il TSO può sospendere temporaneamente una o più attività di mercato di cui al paragrafo 2, se:

a)	il proprio sistema di trasmissione è in stato di blackout; o

b)	il TSO ha esaurito tutte le possibilità offerte dal mercato e il proseguimento delle attività di mercato in stato di emergenza peggiorerebbe una o più delle condizioni di cui all'articolo 18, paragrafo 3, del regolamento (UE) 2017/1485; o

c)	il proseguimento delle attività di mercato diminuirebbe in modo significativo l'efficacia del processo di ripristino dello stato normale o di allerta; o

d)	non sono disponibili gli strumenti e i mezzi di comunicazione necessari al TSO per facilitare le attività di mercato.

2. Le seguenti attività di mercato possono essere sospese a norma del paragrafo 1:

a)	fornitura di capacità interzonale per l'allocazione della capacità sui corrispondenti confini fra zone di offerta per ogni periodo rilevante di mercato in cui si prevede che il sistema di trasmissione non debba essere ripristinato allo stato normale o di allerta;

b)	presentazione, da parte di un prestatore di servizi di bilanciamento, di capacità di bilanciamento e di offerte di energia di bilanciamento;

c)	fornitura da parte di un responsabile del bilanciamento di una posizione di bilanciamento alla fine dell'orizzonte temporale giornaliero, se previsto dai termini e dalle condizioni relative al bilanciamento;

d)	fornitura delle modifiche della posizione dei responsabili del bilanciamento;

e)	fornitura dei programmi di cui all'articolo 111, paragrafi 1 e 2, del regolamento (UE) 2017/1485,

f)	altre attività di mercato pertinenti la cui sospensione è ritenuta necessaria per preservare e/o ripristinare il sistema.

3. In caso di sospensione delle attività di mercato a norma del paragrafo 1, su richiesta del TSO, ciascuno SGU funziona, ove tecnicamente possibile, a un setpoint di potenza attiva stabilito dal TSO.

4. Se le attività di mercato sono sospese a norma del paragrafo 1, il TSO può sospendere, totalmente o parzialmente, il funzionamento dei processi interessati da tale sospensione.

5. Se le attività di mercato sono sospese a norma del paragrafo 1, il TSO si coordina almeno con i seguenti soggetti:

a)	i TSO delle regioni di calcolo della capacità di cui il TSO fa parte;

b)	i TSO con cui il TSO ha accordi per il coordinamento del bilanciamento;

c)	Il NEMO e le altre entità assegnate o delegate all'esecuzione delle funzioni di mercato a norma del regolamento (UE) 2015/1222 nella propria area di controllo;

d)	i TSO del blocco di controllo frequenza/potenza di cui il TSO fa parte; e

e)	il responsabile del calcolo coordinato delle regioni di calcolo della capacità di cui il TSO fa parte;

6. In caso di sospensione delle attività di mercato, il TSO avvia la procedura di comunicazione di cui all'articolo 38.

Articolo 36

Norme per la sospensione e la ripresa delle attività di mercato

1. Entro il 18 dicembre 2018, il TSO elabora una proposta di norme riguardanti la sospensione e la ripresa delle attività di mercato.

2. Il TSO pubblica le norme sul proprio sito Internet dopo l'approvazione da parte della pertinente autorità di regolamentazione a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE.

3. Le norme relative alla sospensione e alla ripresa delle attività di mercato sono compatibili, per quanto possibile, con:

a)	le norme sulla fornitura di capacità interzonale nelle rispettive regioni di calcolo della capacità;

b)	le norme per la presentazione, da parte dei prestatori di servizi di bilanciamento, di capacità di bilanciamento e di offerte di energia di bilanciamento derivanti da accordi di coordinamento del bilanciamento con altri TSO;

c)	le norme per la fornitura, da parte di un responsabile del bilanciamento, di una posizione di bilanciamento alla fine dell'orizzonte temporale giornaliero, se previsto dai termini e dalle condizioni relative al bilanciamento;

d)	le norme per la fornitura delle modifiche della posizione dei responsabili del bilanciamento; e

e)	le norme per la fornitura dei programmi di cui all'articolo 111, paragrafi 1 e 2, del regolamento (UE) 2017/1485.

4. Nell'elaborare le norme relative alla sospensione e alla ripresa delle attività di mercato, il TSO converte le situazioni di cui all'articolo 35, paragrafo 1, in parametri oggettivamente definiti, tenendo conto almeno dei seguenti fattori:

la percentuale di disconnessione del carico nell'area LFC del TSO, che corrisponde:

i)	all'incapacità di una quota significativa di soggetti responsabili del bilanciamento di mantenere il proprio bilanciamento; o

ii)	alla necessità per il TSO di non seguire i normali processi di bilanciamento per effettuare una rimessa in tensione efficace;

b)	la percentuale di disconnessione della generazione nell'area LFC del TSO che corrisponde all'incapacità di una quota significativa di soggetti responsabili del bilanciamento di mantenere il proprio bilanciamento;

la percentuale e la distribuzione geografica degli elementi indisponibili del sistema di trasmissione che corrispondono:

i)	alla desincronizzazione di una parte significativa dell'area LFC che rende controproducenti i normali processi di bilanciamento; o

ii)	alla riduzione a zero della capacità interzonale su un confine fra zone di offerta;

l'incapacità delle seguenti entità interessate di esercitare le loro attività di mercato per motivi al di fuori del loro controllo:

i)	responsabili del bilanciamento;

ii)	prestatori di servizi di bilanciamento;

iii)	NEMO e altre entità assegnate o delegate all'esecuzione delle funzioni di mercato a norma del regolamento (UE) 2015/1222;

iv)	DSO connessi al sistema di trasmissione;

l'assenza di efficaci strumenti e mezzi di comunicazione necessari a eseguire:

i)	il coupling giornaliero o infragiornaliero o qualunque meccanismo esplicito di allocazione della capacità; o

ii)	il processo di ripristino della frequenza; o

iii)	il processo di sostituzione della riserva; o

iv)	la fornitura da parte del responsabile del bilanciamento di una posizione bilanciata il giorno prima e la fornitura del cambiamento della sua posizione; o

v)	la fornitura di programmi di cui all'articolo 111, paragrafi 1 e 2, del regolamento (UE) 2017/1485.

5. Le norme relative alla sospensione e alla ripresa delle attività di mercato definiscono il lasso di tempo da rispettare per ciascun parametro stabilito a norma del paragrafo 4, prima di avviare la procedura di sospensione delle attività di mercato.

6. Il TSO valuta in tempo reale i parametri definiti a norma del paragrafo 4 sulla base delle informazioni a sua disposizione.

7. Entro il 18 dicembre 2020, ENTSO-E presenta all'Agenzia una relazione che valuta il livello di armonizzazione delle norme in materia di sospensione e ripresa delle attività di mercato stabilite dai TSO e individua gli eventuali settori che necessitano di un'armonizzazione.

8. Entro il 18 giugno 2019, il TSO trasmette a ENTSO-E i dati necessari per elaborare e presentare la relazione in conformità al paragrafo 7.

Articolo 37

Procedura di ripresa delle attività di mercato

1. Il TSO coinvolto, coordinandosi con il o i NEMO che operano nella propria area di controllo e con i TSO limitrofi, avvia la procedura per la ripresa delle attività di mercato sospesa a norma dell'articolo 35, paragrafo 1, se:

a)	la situazione che ha causato la sospensione è terminata e non si applica nessun'altra situazione di cui all'articolo 35, paragrafo 1; e

b)	le entità di cui all'articolo 38, paragrafo 2, sono state debitamente informate in anticipo conformemente all'articolo 38.

2. Il TSO coinvolto, coordinandosi con i TSO limitrofi, avvia il ripristino dei processi del sistema di trasmissione interessati dalla sospensione delle attività di mercato quando sono soddisfatte le condizioni del paragrafo 1 o prima, se necessario per riprendere le attività di mercato.

3. Il o i NEMO coinvolti, coordinandosi con i TSO e le entità di cui all'articolo 35, paragrafo 5, avviano il ripristino dei processi di coupling unico giornaliero e/o infragiornaliero non appena il o i TSO notificano il ripristino dei rispettivi processi.

4. Quando la fornitura di capacità interzonale è stata sospesa e successivamente ripristinata, ciascun TSO coinvolto aggiorna le capacità interzonali per l'allocazione della capacità, ricorrendo all'opzione più fattibile ed efficiente, tra le seguenti, per ogni periodo rilevante di mercato:

a)	utilizzando le capacità interzonali più recenti a disposizione calcolate dal responsabile del calcolo coordinato della capacità;

b)	avviando i processi di calcolo della capacità regionale applicabili a norma degli articoli 29 e 30 del regolamento (UE) 2015/1222; o

c)	stabilendo, in coordinamento con i TSO della regione di calcolo della capacità, le capacità interzonali basate sulle effettive condizioni fisiche della rete.

5. Quando parte dell'area totale di coupling in cui le attività di mercato sono state sospese è tornata allo stato normale o di allerta, il o i NEMO dell'area sono autorizzati a effettuare un market coupling in una parte dell'area totale di coupling, consultandosi con i TSO e le entità di cui all'articolo 35, paragrafo 5, a condizione che il TSO abbia ripristinato il processo di calcolo della capacità.

6. Entro 30 giorni dalla ripresa delle attività di mercato, i TSO che hanno sospeso e ripreso le attività di mercato elaborano una relazione almeno in inglese contenente una spiegazione dettagliata della motivazione, dell'attuazione e dell'impatto della sospensione del mercato e un riferimento alla conformità alle norme relative alla sospensione e alla ripresa delle attività di mercato, la presentano alla pertinente autorità nazionale di regolamentazione a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE e la mettono a disposizione delle entità di cui all'articolo 38, paragrafo 2.

7. Le autorità di regolamentazione degli Stati membri o l'Agenzia possono formulare una raccomandazione al o ai TSO coinvolti al fine di promuovere le buone prassi ed evitare simili incidenti in futuro.

Articolo 38

Procedura di comunicazione

1. Le norme relative alla sospensione e alla ripresa delle attività di mercato elaborate in conformità dell'articolo 36 contengono anche una procedura di comunicazione che illustra nel dettaglio i compiti e le azioni previste da ciascun soggetto nei suoi diversi ruoli durante la sospensione e la ripresa delle attività di mercato.

2. La procedura di comunicazione prevede che le informazioni siano trasmesse simultaneamente alle seguenti entità:

a)	i soggetti di cui all'articolo 35, paragrafo 5;

b)	i responsabili del bilanciamento;

c)	i prestatori di servizi di bilanciamento;

d)	i DSO connessi al sistema di trasmissione; e

e)	la pertinente autorità di regolamentazione degli Stati membri interessati a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE.

3. La procedura di comunicazione comprende almeno le seguenti fasi:

a)	la notifica da parte del TSO della sospensione delle attività di mercato in conformità all'articolo 35;

b)	la notifica da parte del TSO della migliore stima dell'ora e della data per il ripristino del sistema di trasmissione;

c)	la notifica da parte del NEMO e delle altre entità cui compete l'esecuzione delle funzioni di mercato conformemente al regolamento (UE) 2015/1222 e al regolamento (UE) 2016/1719 della sospensione delle loro attività, se del caso;

d)	gli aggiornamenti da parte dei TSO sul processo di ripristino del sistema di trasmissione;

e)	la notifica da parte delle entità di cui al paragrafo 2, lettere da a) a d), dell'operatività dei loro strumenti di mercato e sistemi di comunicazione;

f)	la notifica da parte del o dei TSO del ripristino del sistema di trasmissione allo stato normale o di allerta;

g)	la notifica da parte del NEMO e delle altre entità assegnate o delegate all'esecuzione delle funzioni di mercato conformemente al regolamento (UE) 2015/1222 della migliore stima della data e dell'ora in cui le attività di mercato riprenderanno; e

h)	la conferma da parte del NEMO e delle altre entità assegnate o delegate all'esecuzione delle funzioni di mercato conformemente al regolamento (UE) 2015/1222 della ripresa delle attività di mercato;

4. Tutte le notifiche e gli aggiornamenti del o dei TSO, del o dei NEMO e delle altre entità assegnate o delegate all'esecuzione delle funzioni di mercato di cui al paragrafo 3 sono pubblicati sui rispettivi siti Internet. Quando la notifica o l'aggiornamento sul sito Internet non sono possibili, l'entità tenuta all'obbligo di notifica informa per posta elettronica o con altri mezzi disponibili almeno i soggetti che partecipano direttamente alle attività di mercato sospese.

5. La notifica a norma del paragrafo 3, lettera e), viene effettuata per posta elettronica o attraverso altri mezzi disponibili al TSO.

Articolo 39

Norme per la compensazione degli sbilanciamenti in caso di sospensione delle attività di mercato

1. Entro il 18 dicembre 2018, il TSO elabora una proposta di norme per la compensazione degli sbilanciamenti, della capacità di bilanciamento e dell'energia di bilanciamento applicabili ai periodi di compensazione degli sbilanciamenti durante i quali le attività di mercato sono state sospese. Il TSO può proporre che le stesse norme si applichino alle normali operazioni.

Il TSO pubblica le norme sul proprio sito Internet dopo l'approvazione da parte della pertinente autorità di regolamentazione a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE.

Il TSO può delegare le mansioni spettanti ai TSO a norma del presente articolo a uno o più soggetti terzi, a condizione che essi siano in grado di espletare la rispettiva mansione in modo almeno altrettanto efficiente. Lo Stato membro, o se previsto un'autorità di regolamentazione, può assegnare le mansioni di cui al presente articolo a uno o più soggetti terzi, a condizione che siano in grado di espletare la rispettiva mansione in modo almeno efficiente quanto i TSO.

2. Le norme di cui al paragrafo 1 riguardano la compensazione degli sbilanciamenti dei TSO e dei terzi, ove pertinente, con i responsabili del bilanciamento e i prestatori di servizi di bilanciamento.

3. Le norme elaborate in conformità al paragrafo 1:

a)	garantiscono la neutralità finanziaria di ciascun TSO e soggetto terzo pertinente di cui al paragrafo 1;

b)	evitano distorsioni degli incentivi o incentivi controproducenti per i responsabili del bilanciamento, i prestatori di servizi di bilanciamento e i TSO;

c)	incentivano i responsabili del bilanciamento ad adoperarsi per essere in equilibrio o contribuire a ripristinare l'equilibrio del sistema;

d)	evitano l'imposizione di sanzioni pecuniarie ai responsabili del bilanciamento e ai prestatori di servizi di bilanciamento a causa dell'esecuzione delle azioni richieste dal TSO;

e)	scoraggiano i TSO dal sospendere le attività di mercato, salvo se strettamente necessario, e incentivano i TSO a ripristinare le attività di mercato non appena possibile e

f)	incentivano i prestatori di servizi di bilanciamento a offrire servizi al TSO di connessione che contribuisce a ripristinare lo stato normale del sistema.

CAPO V

SCAMBIO DI INFORMAZIONI E COMUNICAZIONE, STRUMENTI E STRUTTURE

Articolo 40

Scambio di informazioni

1. Oltre alle disposizioni degli articoli da 40 a 53 del regolamento (UE) 2017/1485, il TSO in stato di emergenza, blackout o ripristino, ha il diritto di raccogliere le seguenti informazioni:

dai DSO identificati a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, le informazioni necessarie riguardanti almeno:

i)	la parte di rete in funzionamento in isola;

ii)	la capacità di sincronizzare parti della rete in funzionamento in isola; e

iii)	la capacità di avviare il funzionamento in isola.

dagli SGU individuati a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, e dai prestatori di servizi di ripristino, le informazioni su almeno le seguenti condizioni:

i)	la situazione attuale dell'impianto;

ii)	i limiti operativi;

iii)	il tempo di piena attivazione e il tempo per aumentare la generazione; e

iv)	i processi per i quali il fattore temporale è cruciale.

2. Durante gli stati di emergenza, blackout o ripristino, il TSO fornisce in tempo utile le seguenti informazioni, se a sua disposizione, ai fini delle procedure del piano di difesa del sistema e delle procedure del piano di ripristino:

ai TSO limitrofi, informazioni riguardanti almeno:

i)	la portata e i confini della regione o delle regioni sincronizzata/e cui appartiene l'area di controllo;

ii)	le limitazioni del funzionamento della regione sincronizzata;

iii)	la durata massima e la quantità di potenza attiva e reattiva che può essere fornita attraverso gli interconnettori; e

iv)	altre eventuali limitazioni tecniche od organizzative;

al coordinatore della frequenza della propria regione sincronizzata, le informazioni riguardanti almeno:

i)	le limitazioni del funzionamento in isola;

ii)	il carico e la generazione aggiuntivi disponibili; e

iii)	la disponibilità di riserve operative;

ai DSO connessi al sistema di trasmissione identificati a norma dell'articolo 11, paragrafo 4, e dell'articolo 23, paragrafo 4, le informazioni riguardanti almeno:

i)	lo stato del sistema del proprio sistema di trasmissione;

ii)	i limiti della potenza attiva e reattiva, del blocco dei carichi, della posizione delle prese e degli interruttori nei punti di connessione;

iii)	le informazioni sullo stato attuale e previsto dei gruppi di generazione connessi al DSO, se non direttamente a disposizione del DSO; e

iv)	tutte le informazioni necessarie che conducano a un ulteriore coordinamento con i soggetti collegati alla distribuzione;

ai prestatori di servizi di difesa, informazioni riguardanti almeno:

i)	lo stato del sistema del proprio sistema di trasmissione; e

ii)	le misure programmate che richiedono la partecipazione dei prestatori di servizi di difesa;

ai DSO e agli SGU individuati a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, e ai prestatori di servizi di ripristino, le informazioni riguardanti almeno:

i)	lo stato del sistema del proprio sistema di trasmissione;

ii)	la capacità di rimettere in tensione le connessioni e i relativi piani; e

iii)	le misure programmate che richiedono la loro partecipazione.

3. I TSO in stato di emergenza, blackout o ripristino si scambiano informazioni riguardanti almeno:

a)	le circostanze, se note, che hanno portato all'attuale stato del proprio sistema di trasmissione; e

b)	i potenziali problemi che rendono necessaria l'assistenza in potenza attiva.

4. Il TSO in stato di emergenza, blackout o ripristino fornisce, in tempo utile, le informazioni relative allo stato del proprio sistema di trasmissione e, se disponibili, le informazioni supplementari che illustrano la situazione del sistema di trasmissione:

a)	al o ai NEMO, che mettono tali informazioni a disposizione dei propri operatori di mercato, come previsto all'articolo 38;

b)	alla propria pertinente autorità di regolamentazione a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE o, se esplicitamente previsto dal diritto nazionale, alle entità di cui all'articolo 4, paragrafo 3; e

c)	ad altri soggetti pertinenti, se del caso.

5. I TSO comunicano a ciascun soggetto interessato il piano di prova sviluppato a norma dell'articolo 43, paragrafi 2 e 3.

Articolo 41

Sistemi di comunicazione

1. Il DSO e lo SGU identificati a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, lettere b) e c), il prestatore di servizi di ripristino e il TSO dispongono di un sistema di comunicazione vocale dotato di attrezzature sufficientemente ridondanti e di fonti di alimentazione di riserva per consentire lo scambio delle informazioni necessarie al piano di ripristino per almeno 24 ore, in caso di totale assenza di fornitura di energia elettrica esterna o in caso di guasto di una singola attrezzatura del sistema di comunicazione vocale. Gli Stati membri possono prescrivere una capacità minima di energia di riserva superiore alle 24 ore.

2. Il TSO stabilisce, consultandosi con i DSO e gli SGU individuati conformemente all'articolo 23, paragrafo 4, e con i prestatori di servizi di ripristino, i requisiti tecnici che devono essere soddisfatti dai rispettivi sistemi di comunicazione vocale, ivi compreso quello del TSO stesso, al fine di permetterne l'interoperabilità e di garantire che la chiamata in arrivo del TSO possa essere identificata dall'altro soggetto e vi si possa rispondere immediatamente.

3. Il TSO stabilisce, consultandosi con i TSO limitrofi e con gli altri TSO della propria area sincrona, i requisiti tecnici che devono essere soddisfatti dai rispettivi sistemi di comunicazione vocale, ivi compreso quello del TSO stesso, al fine di permetterne l'interoperabilità e di garantire che la chiamata in arrivo del TSO possa essere identificata dall'altro soggetto e vi si possa rispondere immediatamente.

4. Fatto salvo quanto disposto al paragrafo 1, gli SGU individuati conformemente all'articolo 23, paragrafo 4, che sono gruppi di generazione di tipo B e i prestatori di servizi di ripristino che sono gruppi di generazione di tipo A o B hanno la possibilità di avere soltanto un sistema di comunicazione dei dati, anziché un sistema di comunicazione vocale, se concordato con il TSO. Il sistema di comunicazione dei dati deve soddisfare i requisiti di cui ai paragrafi 1 e 2.

5. Gli Stati membri possono prescrivere che, oltre al sistema di comunicazione vocale, sia utilizzato un sistema di comunicazione complementare a sostegno del piano di ripristino; in tal caso, il sistema di comunicazione complementare rispetta i requisiti stabiliti al paragrafo 1.

Articolo 42

Strumenti e strutture

1. In caso di interruzione dell'alimentazione principale, il TSO mette a disposizione per almeno 24 ore gli strumenti e le strutture cruciali di cui all'articolo 24 del regolamento (UE) 2017/1485.

2. Il DSO e lo SGU individuati a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, e il prestatore di servizi di ripristino mettono a disposizione gli strumenti e le strutture cruciali di cui all'articolo 24 del regolamento (UE) 2017/1485e utilizzati nel piano di ripristino per almeno 24 ore in caso di interruzione dell'alimentazione principale, come stabilito dal TSO.

3. Il TSO dispone di almeno una sala di controllo di emergenza in un luogo separato. La sala di controllo di emergenza comprende almeno gli strumenti e le strutture cruciali di cui all'articolo 24 del regolamento (UE) 2017/1485. Il TSO predispone una fonte di alimentazione di riserva per la propria sala di controllo di emergenza per almeno 24 ore in caso di interruzione dell'alimentazione principale.

4. Il TSO prepara una procedura di trasferimento per il passaggio delle funzioni dalla sala di controllo principale alla sala di controllo di emergenza nel più breve tempo possibile e, in ogni caso, in tre ore al massimo. La procedura prevede il funzionamento del sistema durante il trasferimento.

5. Le sottostazioni individuate come essenziali per le procedure del piano di ripristino a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, devono essere operative per almeno 24 ore in caso di interruzione dell'alimentazione principale. Per le sottostazioni dell'area sincrona Irlanda e Lettonia la durata di esercizio in caso di interruzione dell'alimentazione principale può essere inferiore a 24 ore ed è approvata dalle autorità di regolamentazione o da altre autorità competenti dello Stato membro, su proposta del TSO.

CAPO VI

CONFORMITÀ E RIESAME

SEZIONE 1

Prove di conformità delle capacità del TSO, del DSO e dello SGU

Articolo 43

Principi generali

1. Il TSO valuta periodicamente il buon funzionamento di tutte le attrezzature e le capacità del piano di difesa e del piano di ripristino del sistema. A tal fine, il TSO verifica periodicamente la conformità di tali attrezzature e capacità, a norma del paragrafo 2 e dell'articolo 41, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2016/631, dell'articolo 35, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2016/1388 e dell'articolo 69, paragrafi 1 e 2, del regolamento (UE) 2016/1447.

2. Entro il 18 dicembre 2019 il TSO definisce un piano di prova consultandosi con i DSO, gli SGU identificati a norma dell'articolo 11, paragrafo 4, e dell'articolo 23, paragrafo 4, i prestatori di servizi di difesa e i prestatori di servizi di ripristino. Il piano di prova definisce le attrezzature e le capacità pertinenti per il piano di difesa del sistema e il piano di ripristino che devono essere sottoposte a prova.

3. Il piano di prova comprende la periodicità e le condizioni delle prove, secondo i requisiti minimi stabiliti agli articoli da 44 a 47. Il piano di prova segue la metodologia stabilita dai regolamenti (UE) 2016/631, (UE) 2016/1388 e (UE) 2016/1447 per la corrispondente capacità sottoposta a prova. Per gli SGU che non sono soggetti ai regolamenti (UE) 2016/631, (UE) 2016/1388 e(UE) 2016/1447, il piano di prova è conforme alle disposizioni della legislazione nazionale.

4. Durante la prova il TSO, il DSO, lo SGU, il prestatore di servizi di difesa e il prestatore di servizi di ripristino non compromettono la sicurezza operativa del sistema di trasmissione e del sistema di trasmissione interconnesso. La prova è effettuata in modo da ridurre al minimo l'impatto per gli utenti del sistema.

5. La prova è considerata positiva se soddisfa le condizioni stabilite dal pertinente gestore del sistema a norma del paragrafo 3. Se una prova non soddisfa questi criteri, il TSO, il DSO, lo SGU, il prestatore di servizi di difesa e il prestatore di servizi di ripristino ripetono la prova.

Articolo 44

Prove di conformità delle capacità dei gruppi di generazione

1. Il prestatore di servizi di ripristino operante in qualità di gruppo di generazione che fornisce servizi di black start esegue una prova della capacità di black start almeno ogni tre anni, seguendo il metodo di cui all'articolo 45, paragrafo 5, del regolamento (UE) 2016/631.

2. Il prestatore di servizi di ripristino operante in qualità di gruppo di generazione che fornisce servizi di risincronizzazione rapida effettua un'attivazione del funzionamento su ausiliari dopo qualsiasi modifica delle attrezzature che abbia un impatto sulla propria capacità di funzionamento su ausiliari o dopo due attivazioni consecutive in funzionamento reale non riuscite, secondo la metodologia di cui all'articolo 45, paragrafo 6, del regolamento (UE) 2016/631.

Articolo 45

Prove di conformità degli impianti di consumo che forniscono gestione della domanda

1. Il prestatore di servizi di difesa che fornisce gestione della domanda effettua una prova della modifica della domanda dopo due risposte consecutive non riuscite in funzionamento reale o almeno ogni anno, sulla base della metodologia di cui all'articolo 41, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2016/1388.

2. Il prestatore di servizi di difesa che fornisce disconnessione della domanda per bassa frequenza effettua una prova della disconnessione della domanda per bassa frequenza entro un termine stabilito a livello nazionale e applicando la metodologia stabilita all'articolo 37, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2016/1388 per gli impianti di consumo connessi al sistema di trasmissione o in base a una metodologia analoga stabilita dal pertinente gestore del sistema per altri impianti di consumo.

Articolo 46

Prove di conformità delle capacità HVDC

Il prestatore di servizi di ripristino operante in qualità di sistema HVDC che fornisce servizi di black start esegue una prova della capacità di black start almeno ogni tre anni, secondo la metodologia di cui all'articolo 70, paragrafo 11, del regolamento (UE) 2016/1447.

Articolo 47

Prove di conformità dei relè per la disconnessione della domanda per bassa frequenza

Il TSO e il DSO sottopongono a prova i relè per la disconnessione della domanda per bassa frequenza applicata nei propri impianti, entro un termine stabilito a livello nazionale e secondo la metodologia di cui all'articolo 37, paragrafo 6, e all'articolo 39, paragrafo 5, del regolamento (UE) 2016/1388.

Articolo 48

Prove dei sistemi di comunicazione

1. Il DSO e lo SGU individuati a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, il TSO e il prestatore di servizi di ripristino sottopongono a prova, almeno ogni anno, i sistemi di comunicazione di cui all'articolo 41.

2. Il DSO e lo SGU individuati a norma dell'articolo 23, paragrafo 4, il TSO e il prestatore di servizi di ripristino sottopongono a prova, almeno ogni cinque anni, le fonti di alimentazione di riserva dei propri sistemi di comunicazione.

3. Entro il 18 dicembre 2024 il TSO, consultandosi con altri TSO, stabilisce un piano di prova per verificare la comunicazione tra TSO.

Articolo 49

Prove degli strumenti e delle strutture

1. Il TSO sottopone a prova almeno ogni anno la capacità delle fonti di alimentazione principali e di riserva di approvvigionare le sale di controllo principali e di emergenza come stabilito all'articolo 42.

2. Il TSO sottopone a prova la funzionalità degli strumenti e delle strutture cruciali di cui all'articolo 24 del regolamento (UE) 2017/1485, almeno ogni tre anni, comprendendo sia gli strumenti e le strutture principali che quelli di riserva. Se gli strumenti e le strutture coinvolgono DSO o SGU, questi partecipano alla prova.

3. Il TSO sottopone a prova almeno ogni cinque anni la capacità delle fonti di alimentazione di riserva di fornire i servizi essenziali delle sottostazioni ritenute fondamentali per le procedure del piano di ripristino a norma dell'articolo 23, paragrafo 4. Se le sottostazioni fanno parte di sistemi di distribuzione, i DSO effettuano tale prova.

4. Il TSO sottopone a prova almeno ogni anno la procedura di trasferimento per il passaggio delle funzioni dalla sala di controllo principale a quella di emergenza come stabilito all'articolo 42, paragrafo 4.

SEZIONE 2

Prove di conformità e riesame dei piani di difesa e dei piani di ripristino del sistema

Articolo 50

Prove di conformità ed esame periodico del piano di difesa del sistema

1. Il DSO coinvolto nell'esecuzione della disconnessione della domanda per bassa frequenza nei propri impianti aggiorna una volta all'anno la comunicazione al gestore del sistema che ha inviato la notifica di cui all'articolo 12, paragrafo 6, lettera b). La comunicazione comprende le impostazioni della frequenza alle quali è avviata la disconnessione della domanda netta e la percentuale della domanda netta disconnessa in ciascuna di tale impostazioni.

2. Il TSO controlla la corretta esecuzione della disconnessione della domanda per bassa frequenza sulla base della comunicazione scritta annuale di cui al paragrafo 1 e sulla base delle modalità dettagliate di attuazione degli impianti dei TSO, se necessario.

3. Il TSO riesamina, almeno ogni cinque anni, il piano completo di difesa del sistema per valutarne l'efficacia. Nel riesame il TSO tiene conto almeno:

a)	dello sviluppo e dell'evoluzione della propria rete dopo l'ultimo riesame o la prima progettazione;

b)	delle capacità delle nuove attrezzature installate nei sistemi di trasmissione e di distribuzione dopo l'ultimo riesame o la prima progettazione;

c)	degli SGU entrati in esercizio dopo l'ultimo riesame o la prima progettazione, delle loro capacità e dei pertinenti servizi offerti;

d)	delle prove e delle analisi degli incidenti del sistema effettuate a norma dell'articolo 56, paragrafo 5, del regolamento (UE) 2017/1485; e

e)	dei dati operativi raccolti durante il normale funzionamento e dopo il disturbo.

4. Il TSO riesamina le pertinenti misure del piano di difesa del sistema a norma del paragrafo 3 prima di qualsiasi modifica sostanziale alla configurazione della rete.

5. Il TSO che ravveda la necessità di adeguare il piano di difesa del sistema lo modifica e attua le modifiche in conformità all'articolo 4, paragrafo 2, lettere c) e d), e agli articoli 11 e 12.

Articolo 51

Prove di conformità ed esame periodico del piano di ripristino

1. Il TSO riesamina le misure del piano di ripristino utilizzando prove di simulazione su computer, con l'ausilio dei dati dei DSO individuati ai sensi dell'articolo 23, paragrafo 4, e dei prestatori di servizi di ripristino, almeno ogni cinque anni. Il TSO definisce tali prove di simulazione in un'apposita procedura di prova che contempli almeno:

a)	il procedimento di ripristino della messa in tensione da parte dei prestatori di servizi di ripristino con capacità di funzionamento in isola o di black start;

b)	la fornitura dei principali servizi ausiliari per i gruppi di generazione;

c)	il processo di riconnessione della domanda; e

d)	il processo di risincronizzazione delle reti nel funzionamento in isola.

2. Inoltre il TSO, se lo ritiene necessario per l'efficacia del piano di ripristino, effettua prove operative di parti del piano di ripristino, coordinandosi con i DSO individuati ai sensi dell'articolo 23, paragrafo 4, e i prestatori di servizi di ripristino. Il TSO stabilisce, consultandosi con i DSO e i prestatori di servizi di ripristino, tali prove operative in un'apposita procedura di prova.

3. Il TSO riesamina il piano di ripristino per valutarne l'efficacia, almeno ogni cinque anni.

4. Il TSO riesamina le pertinenti misure del piano di ripristino a norma del paragrafo 1 e ne riesamina l'efficacia prima di qualsiasi modifica sostanziale apportata alla configurazione della rete.

5. Il TSO che ravveda la necessità di adeguare il piano di ripristino, lo modifica e attua le modifiche in conformità all'articolo 4, paragrafo 2, lettere c) e d), e agli articoli 23 e 24.

CAPO VII

ATTUAZIONE

Articolo 52

Monitoraggio

1. L'ENTSO-E monitora l'attuazione del presente regolamento in conformità dell'articolo 8, paragrafo 8, del regolamento (CE) n. 714/2009. In particolare sono monitorati i seguenti elementi:

a)	l'individuazione di eventuali divergenze nell'attuazione a livello nazionale del presente regolamento per quanto riguarda gli elementi elencati all'articolo 4, paragrafo 2;

b)	la valutazione della coerenza dei piani di difesa e dei piani di ripristino del sistema effettuata dai TSO conformemente all'articolo 6;

c)	le soglie oltre la quale l'impatto delle azioni di uno o più TSO negli stati di emergenza, blackout e ripristino è considerato significativo per altri TSO nella regione di calcolo della capacità conformemente all'articolo 6;

d)	il livello di armonizzazione delle norme in materia di sospensione e ripresa dell'attività di mercato stabilito dai TSO conformemente all'articolo 36, paragrafo 1, e ai fini della relazione di cui all'articolo 36, paragrafo 7;

e)	il livello di armonizzazione delle norme per la compensazione degli sbilanciamenti e dell'energia di bilanciamento in caso di sospensione del mercato di cui all'articolo 39.

2. L'Agenzia, in cooperazione con ENTSO-E, redige entro il 18 dicembre 2018 l'elenco delle informazioni pertinenti che l'ENTSO-E è tenuta a comunicare all'Agenzia in conformità all'articolo 8, paragrafo 9, e all'articolo 9, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 714/2009. L'elenco delle informazioni pertinenti può essere aggiornato. ENTSO-E archivia in formato digitale standardizzato tutte le informazioni richieste dall'Agenzia.

3. I pertinenti TSO trasmettono all'ENTSO-E le informazioni necessarie per l'esecuzione dei compiti di cui ai paragrafi 1 e 2.

4. Su richiesta della pertinente autorità di regolamentazione a norma dell'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE, i DSO e le entità di cui all'articolo 39, paragrafo 1, trasmettono ai TSO le informazioni di cui al paragrafo 2, a meno che dette informazioni non siano già a disposizione delle autorità di regolamentazione, dei TSO, dell'Agenzia o dell'ENTSO-E nel quadro delle rispettive mansioni di monitoraggio dell'attuazione, onde evitare la duplicazione di informazioni.

Articolo 53

Partecipazione delle parti interessate

L'Agenzia, in stretta cooperazione con ENTSO-E, organizza la partecipazione delle parti interessate relativamente all'attuazione del presente regolamento. Tale partecipazione comporta riunioni regolari con le parti interessate al fine di individuare i problemi e proporre miglioramenti per quanto attiene ai requisiti del presente regolamento.

CAPO VIII

DISPOSIZIONI FINALI

Articolo 54

Modifiche dei contratti e delle condizioni generali

Tutte le pertinenti clausole dei contratti e delle condizioni generali dei TSO, dei DSO e degli SGU relative al funzionamento del sistema sono conformi ai requisiti del presente regolamento. A tale scopo, i contratti e le condizioni generali sono modificati di conseguenza.

Articolo 55

Entrata in vigore

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

L'articolo 15, paragrafi da 5 a 8, l'articolo 41 e l'articolo 42, paragrafi 1, 2 e 5, si applicano a decorrere dal 18 dicembre 2022.

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

Fatto a Bruxelles, il 24 novembre 2017

Per la Commissione

Il presidente

Jean-Claude JUNCKER

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

(3) Regolamento (UE) 2015/1222 della Commissione, del 24 luglio 2015, che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione (GU L 197 del 25.7.2015, pag. 24).

(4) Regolamento (UE) 2016/1719 della Commissione, del 26 settembre 2016, che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità (GU L 259 del 27.9.2016, pag. 42).

(5) Regolamento (UE) 2016/631 della Commissione, del 14 aprile 2016, che istituisce un codice di rete relativo ai requisiti per la connessione dei generatori alla rete (GU L 112 del 27.4.2016, pag. 1).

(6) Regolamento (UE) 2016/1447 della Commissione, del 26 agosto 2016, che istituisce un codice di rete relativo ai requisiti per la connessione alla rete dei sistemi in corrente continua ad alta tensione e dei parchi di generazione connessi in c.c. (GU L 241 dell'8.9.2016, pag. 1).

(7) Direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE (GU L 211 del 14.8.2009, pag. 55).

(8) Regolamento (UE) n. 543/2013 della Commissione, del 14 giugno 2013, sulla presentazione e pubblicazione dei dati sui mercati dell'energia elettrica e recante modifica dell'allegato I del regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio (GU L 163 del 15.6.2013, pag. 1).

(9) Regolamento (UE) 2016/1388 della Commissione, del 17 agosto 2016, che istituisce un codice di rete in materia di connessione della domanda (GU L 223 del 18.8.2016, pag. 10).

ALLEGATO

Caratteristiche dello schema di disconnessione automatica della domanda per bassa frequenza

Parametro	Valori dell'area sincrona Europa continentale	Valori dell'area sincrona Europa settentrionale	Valori dell'area sincrona Gran Bretagna	Valori dell'area sincrona Irlanda	Unità di misura
Livello obbligatorio di partenza di disconnessione della domanda Frequenza	49	48,7 – 48,8	48,8	48,85	Hz
Livello obbligatorio di partenza di disconnessione della domanda Domanda da disconnettere	5	5	5	6	% del carico totale a livello nazionale
Livello obbligatorio finale di disconnessione della domanda Frequenza	48	48	48	48,5	Hz
Livello obbligatorio finale di disconnessione della domanda Domanda cumulativa da disconnettere	45	30	50	60	% del carico totale a livello nazionale
Intervallo di esecuzione	± 7	± 10	± 10	± 7	% del carico totale a livello nazionale per una determinata frequenza
Numero minimo di fasi per raggiungere il livello finale obbligatorio	6	2	4	6	Numero di fasi:
Disconnessione massima della domanda per ciascuna fase	10	15	10	12	% del carico totale a livello nazionale per una determinata fase

		ISSN 1977-0707
Gazzetta ufficiale dell'Unione europea		L 312

Edizione in lingua italiana	Legislazione	60° anno 28 novembre 2017

Sommario		II Atti non legislativi	pagina
		REGOLAMENTI
	*	Regolamento delegato (UE) 2017/2194 della Commissione, del 14 agosto 2017, che integra il regolamento (UE) n. 600/2014 del Parlamento europeo e del Consiglio sui mercati degli strumenti finanziari per quanto riguarda gli ordini a pacchetto ( 1 )	1
	*	Regolamento (UE) 2017/2195 della Commissione, del 23 novembre 2017, che stabilisce orientamenti in materia di bilanciamento del sistema elettrico ( 1 )	6
	*	Regolamento (UE) 2017/2196 della Commissione, del 24 novembre 2017, che istituisce un codice di rete in materia di emergenza e ripristino dell'energia elettrica ( 1 )	54
	*	Regolamento di esecuzione (UE) 2017/2197 della Commissione, del 27 novembre 2017, sul rimborso, a norma dell'articolo 26, paragrafo 5, del regolamento (UE) n. 1306/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, degli stanziamenti riportati dall'esercizio 2017	86
		DECISIONI
	*	Decisione di esecuzione (UE) 2017/2198 della Commissione, del 27 novembre 2017, relativa ad alcuni provvedimenti cautelari contro la peste suina africana in Polonia [notificata con il numero C(2017) 8039] ( 1 )	89
	*	Decisione (UE) 2017/2199 della Banca centrale europea, del 20 novembre 2017, che modifica la decisione BCE/2014/40 sull'attuazione di un terzo programma di acquisto di obbligazioni garantite (BCE/2017/37)	92

(importi in EUR)
Belgio	6 129 769
Bulgaria	7 720 511
Repubblica ceca	10 764 025
Danimarca	10 476 968
Germania	58 035 302
Estonia	1 288 878
Irlanda	13 229 176
Grecia	16 182 344
Spagna	54 860 187
Francia	89 884 134
Italia	37 765 185
Cipro	355 813
Lettonia	1 952 848
Lituania	3 923 157
Lussemburgo	406 406
Ungheria	14 828 231
Malta	33 643
Paesi Bassi	8 821 818
Austria	6 908 717
Polonia	24 870 087
Portogallo	6 699 290
Slovenia	931 120
Slovacchia	5 554 196
Finlandia	5 885 783
Svezia	7 897 927
Regno Unito	37 930 754

Zone istituite in Polonia come zona infetta di cui all'articolo 1	Termine ultimo di applicazione
Gminy of Brochow, Kampinos, Leoncin, Leszno, Stare Babice, Izabelin, Czosnow, Lomianki (obszar wiejski) and Lomianki (miasto)	15 dicembre 2017