1.   Tutti i partecipanti al mercato rispondono degli sbilanciamenti che provocano nel sistema («responsabilità del bilanciamento»). A tal fine, i partecipanti al mercato sono essi stessi responsabili del bilanciamento o delegano contrattualmente un responsabile del bilanciamento scelto da loro. Ciascun responsabile del bilanciamento è finanziariamente responsabile degli sbilanciamenti da esso provocati e si sforza di conseguire il bilanciamento o di contribuire al bilanciamento del sistema elettrico.

2.   Gli Stati membri possono prevedere deroghe alla responsabilità del bilanciamento solo per:

Fatti salvi gli articoli 107 e 108 TFUE, gli Stati membri possono fornire incentivi ai partecipanti al mercato interamente o parzialmente esentati dalla responsabilità del bilanciamento ad accettarne la piena responsabilità.

3.   Qualora uno Stato membro preveda una deroga a norma del paragrafo 2, deve garantire che un altro partecipante al mercato adempia alla responsabilità finanziaria degli sbilanciamenti.

4.   Per quanto riguarda gli impianti di generazione entrati in funzione a decorrere dal 1o gennaio 2026, il paragrafo 2, lettera b), si applica solo agli impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili con una capacità installata di generazione inferiore a 200 kW.

1.   I mercati del bilanciamento, compresi i processi di preselezione, sono organizzati in modo da:

2.   Il prezzo dell'energia di bilanciamento non è predeterminato in contratti di capacità di bilanciamento. Le procedure di aggiudicazione d'appalto devono essere trasparenti conformemente all'articolo 40, paragrafo 4, della direttiva (UE) 2019/944, garantendo nel contempo il rispetto della riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.

3.   I mercati del bilanciamento assicurano la sicurezza operativa sfruttando nel contempo nel modo più efficiente l'allocazione della capacità interzonale fra diversi orizzonti temporali a norma dell'articolo 17.

4.   La compensazione dell'energia di bilanciamento per prodotti standard di bilanciamento e prodotti specifici di bilanciamento si basa sul prezzo marginale, «pay-as-cleared», a meno che tutte le autorità di regolazione approvino un metodo alternativo di determinazione dei prezzi sulla base di una proposta congiunta di tutti i gestori dei sistemi di trasmissione, a seguito di un'analisi che dimostri la maggiore efficacia del metodo alternativo di determinazione dei prezzi.

I partecipanti al mercato sono autorizzati a presentare offerte nell'orizzonte temporale più vicino possibile al tempo reale e gli orari di chiusura del mercato dell'energia di bilanciamento non precedono l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale.

I gestori dei sistemi di trasmissione che applicano un modello di dispacciamento centrale possono stabilire norme aggiuntive conformemente agli orientamenti in materia di bilanciamento del sistema elettrico adottati sulla base dell'articolo 6, paragrafo 11, del regolamento (CE) n. 714/2009.

5.   Gli sbilanciamenti sono compensati al prezzo corrispondente al valore dell'energia in tempo reale.

6.   Un'area del prezzo di sbilanciamento corrisponde a una zona di offerta, salvo in caso di modello centrale di dispacciamento, in cui un'area del prezzo di sbilanciamento può costituire una parte della zona di offerta.

7.   Il dimensionamento della capacità di riserva è eseguito dai gestori dei sistemi di trasmissione ed è agevolato a livello regionale.

8.   L'approvvigionamento di capacità di bilanciamento è eseguito dal gestore del sistema di trasmissione e può essere agevolato a livello regionale. La riserva della capacità transfrontaliera a tal fine può essere limitata. L'approvvigionamento di capacità di bilanciamento è basato sul mercato e organizzato in modo da non creare discriminazioni tra i partecipanti al mercato nel processo di preselezione conformemente all'articolo 40, paragrafo 4, della direttiva (UE) 2019/944, indipendentemente dal fatto che partecipino a titolo individuale o per aggregazione.

L'approvvigionamento di capacità di bilanciamento è basato su un mercato primario, a meno che e nella misura in cui l'autorità di regolazione abbia disposto una deroga all'approvazione dell'uso di altre forme di approvvigionamento basato sul mercato in ragione dell'assenza di concorrenza nel mercato dei servizi di bilanciamento. Le deroghe all'obbligo di basare l'approvvigionamento di capacità di bilanciamento sull'utilizzo di mercati primari sono riesaminate ogni tre anni.

9.   L'approvvigionamento di capacità di bilanciamento al rialzo e al ribasso è effettuato separatamente, a meno che l'autorità di regolazione approvi una deroga a tale principio in quanto ciò comporterebbe una maggiore efficienza economica, come dimostrato da una valutazione effettuata dal gestore del sistema di trasmissione. I contratti per la capacità di bilanciamento sono conclusi non più di un giorno prima della fornitura della capacità di bilanciamento e il periodo di aggiudicazione non è più lungo di un giorno, a meno che e nella misura in cui l'autorità di regolazione abbia approvato un'aggiudicazione precedente o periodi di aggiudicazione più lunghi al fine di garantire la sicurezza dell'approvvigionamento o migliorare l'efficienza economica.

Ove sia concessa una deroga, per almeno il 40 % dei prodotti standard di bilanciamento e un minimo del 30 % di tutti i prodotti utilizzati per le capacità di bilanciamento, i contratti per la capacità di bilanciamento sono conclusi per non più di un giorno prima della fornitura della capacità di bilanciamento e il periodo di aggiudicazione non è più lungo di un giorno. L'aggiudicazione della parte rimanente della capacità di bilanciamento è eseguito per un massimo di un mese prima della fornitura di capacità di bilanciamento e ha un periodo massimo di aggiudicazione di un mese.

10.   Su richiesta del gestore del sistema di trasmissione, l'autorità di regolazione può decidere di prorogare il periodo di aggiudicazione della parte rimanente della capacità di bilanciamento di cui al paragrafo 9 fino a un massimo di dodici mesi, a condizione che tale decisione sia limitata nel tempo e che gli effetti positivi in termini di riduzione dei costi per i clienti finali superino le ripercussioni negative sul mercato. La richiesta comprende:

11.   In deroga al paragrafo 10, a decorrere dal 1o gennaio 2026 i periodi di aggiudicazione non devono eccedere i sei mesi.

12.   Entro il 1o gennaio 2028 le autorità di regolazione riferiscono alla Commissione e all'ACER in merito alla percentuale di capacità totale coperta dai contratti con durata o periodo di aggiudicazione superiore a un giorno.

13.   I gestori dei sistemi di trasmissione o i loro gestori delegati pubblicano, nell'orizzonte temporale più vicino possibile al tempo reale ma con un ritardo dopo la consegna di non più di 30 minuti, il bilanciamento attuale del sistema delle rispettive aree di programmazione, i prezzi stimati di sbilanciamento e i prezzi stimati dell'energia di bilanciamento.

14.   Laddove i prodotti standard di bilanciamento non siano sufficienti a garantire la sicurezza operativa o alcune risorse di bilanciamento non possano partecipare al mercato di bilanciamento mediante prodotti standard di bilanciamento, i gestori dei sistemi di trasmissione possono proporre — e le autorità di regolazione posso approvare — deroghe ai paragrafi 2 e 4 per specifici prodotti di bilanciamento che sono attivati localmente senza scambiarli con altri gestori dei sistemi di trasmissione.

Le proposte di deroga comprendono una descrizione delle misure proposte per ridurre al minimo l'uso dei prodotti specifici, tenendo conto dell'efficienza economica, la dimostrazione che i prodotti specifici non creano inefficienze e distorsioni significative nel mercato del bilanciamento all'interno o all'esterno dell'area di programmazione, nonché, se del caso, le disposizioni e le informazioni riguardanti il processo per convertire le offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti specifici di bilanciamento in offerte di acquisto di energia di bilanciamento da prodotti standard di bilanciamento.

1.   I gestori dei sistemi di trasmissione e i NEMO organizzano congiuntamente la gestione dei mercati integrati del giorno prima e infragiornaliero, in conformità del regolamento (UE) 2015/1222. I gestori dei sistemi di trasmissione e i NEMO collaborano a livello di Unione o, se più opportuno, a livello regionale, al fine di ottimizzare l'efficienza e l'efficacia della contrattazione del giorno prima e infragiornaliera dell'energia elettrica dell'Unione. L'obbligo di collaborazione non pregiudica l'applicazione del diritto dell'Unione sulla concorrenza. Nelle funzioni riguardanti la compravendita di energia elettrica, i gestori dei sistemi di trasmissione e i NEMO sono soggetti alla vigilanza normativa delle autorità di regolazione a norma dell'articolo 59 della direttiva (UE) 2019/944 e dell'ACER a norma degli articoli 4 e 8 del regolamento (UE) 2019/942.

2.   I mercati del giorno prima e infragiornaliero:

1.   I NEMO consentono ai partecipanti al mercato di effettuare scambi di energia quanto più possibile in tempo reale, e almeno entro l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale.

2.   I NEMO offrono ai partecipanti al mercato la possibilità di negoziare l'energia a intervalli di tempo brevi almeno quanto il periodo di regolazione degli sbilanciamenti sia nel mercato del giorno prima che in quello infragiornaliero.

3.   I NEMO offrono alla compravendita sui mercati del giorno prima e infragiornaliero prodotti di dimensioni sufficientemente ridotte, con offerte minime di 500 kW o inferiori, per permettere la partecipazione effettiva, sul versante della gestione della domanda, dello stoccaggio di energia e delle fonti rinnovabili su piccola scala, inclusa la partecipazione diretta dei clienti.

4.   Entro il 1o gennaio 2021 il periodo di regolazione degli sbilanciamenti è pari a 15 minuti in tutte le aree di programmazione, a meno che le autorità di regolazione abbiano concesso una deroga o un'esenzione. Le deroghe possono essere concesse solo fino al 31 dicembre 2024.

A decorrere dal 1o gennaio 2025 il periodo di regolazione degli sbilanciamenti non deve essere superiore a 30 minuti, laddove tutte le autorità nazionali di regolazione di un'area sincrona concedano un'esenzione.

1.   A norma del regolamento (UE) 2016/1719, i gestori dei sistemi di trasmissione rilasciano diritti di trasmissione a lungo termine o dispongono misure equivalenti per permettere ai partecipanti al mercato, inclusi i proprietari di impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili, di coprire i rischi di fluttuazione dei prezzi nelle zone di offerta limitrofe, a meno che una valutazione del mercato a termine sui confini tra le zone di offerta effettuata dalle autorità di regolazione competenti dimostri sufficienti opportunità di copertura nelle zone di offerta interessate.

2.   I diritti di trasmissione a lungo termine sono allocati in modo trasparente, basato sul mercato e non discriminatorio grazie a una piattaforma unica di assegnazione.

3.   Nel rispetto del diritto dell'Unione sulla concorrenza, i gestori dei mercati sono liberi di sviluppare prodotti di copertura a termine, anche prodotti di copertura a termine sul lungo periodo, in modo da offrire ai partecipanti al mercato, inclusi i proprietari di impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili, adeguate opportunità di copertura dei rischi finanziari contro la fluttuazione dei prezzi. Gli Stati membri non richiedono che le suddette attività di copertura siano limitate agli scambi all'interno di uno Stato membro o di una zona di offerta.

1.   Il prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica non ha un limite massimo né un limite minimo. La presente disposizione si applica, tra l'altro, alle offerte e compensazioni in tutti gli orizzonti temporali e include i prezzi dell'energia di bilanciamento e i prezzi di sbilanciamento, fatti salvi i limiti tecnici di prezzo applicabili negli orizzonti temporali di bilanciamento e negli orizzonti temporali del giorno prima e infragiornaliero a norma del paragrafo 2.

2.   I NEMO possono applicare limiti armonizzati sui prezzi di bilanciamento massimi e minimi per gli orizzonti temporali del giorno prima e infragiornaliero. Tali limiti sono sufficientemente elevati da non limitare inutilmente gli scambi, sono armonizzati per il mercato interno e tengono conto del valore massimo del carico perso. I NEMO attuano un meccanismo trasparente che adegua automaticamente a tempo debito i limiti tecnici di offerta nel caso in cui si preveda che i limiti prestabiliti siano raggiunti. I limiti più alti risultati dall'adeguamento rimangono applicabili fino a che siano necessari ulteriori aumenti conformemente a detto meccanismo.

3.   I gestori dei sistemi di trasmissione non adottano misure volte a modificare i prezzi all'ingrosso.

4.   Le autorità di regolazione o le altre autorità competenti eventualmente designate dagli Stati membri a tal fine individuano le politiche e le misure applicate nel loro territorio che potrebbero concorrere a limitare indirettamente la formazione dei prezzi all'ingrosso, tra le quali la limitazione delle offerte in ordine all'attivazione dell'energia di bilanciamento, i meccanismi di capacità, le misure adottate dai gestori dei sistemi di trasmissione, le misure dirette a contestare l'esito del mercato o a evitare gli abusi di posizioni dominanti e le zone di offerta delineate in modo inefficiente.

5.   L'autorità di regolazione o l'autorità competente designata che abbia individuato una politica o misura che potrebbe concorrere a limitare la formazione dei prezzi all'ingrosso adotta tutte le misure del caso per eliminare o, laddove non fosse possibile, attenuare l'impatto di tale politica o misura sui comportamenti d'offerta. Gli Stati membri trasmettono una relazione alla Commissione entro il 5 gennaio 2020 che specifichi le misure e le azioni che hanno adottato o che intendono adottare.

1.   Entro il 5 luglio 2020, se necessario per la definizione di uno standard di affidabilità conformemente all'articolo 25, le autorità di regolazione o le altre autorità competenti eventualmente designate dagli Stati membri a tal fine determinano un'unica stima del valore del carico perso sul loro territorio. La stima è resa pubblica. Le autorità di regolazione o altre autorità competenti designate che hanno più di una zona di offerta nel loro territorio possono determinare stime diverse per zona. Nel caso in cui una zona di offerta consista di territori appartenenti a più di uno Stato membro, le autorità di regolazione o altre autorità competenti designate interessate determinano un'unica stima del valore del carico perso per tale zona. Nel determinare la stima unica del valore del carico perso, le autorità di regolazione o altre autorità competenti designate applicano la metodologia di cui all'articolo 23, paragrafo 6.

2.   Le autorità di regolazione e le autorità competenti designate aggiornano le stime del valore del carico perso almeno ogni cinque anni o prima, qualora registrino un cambiamento significativo.

1.   Il dispacciamento degli impianti di generazione e di gestione della domanda deve essere non discriminatorio, trasparente e, salvo diversamente disposto ai sensi dei paragrafi da 2 a 6, basato sul mercato.

2.   Fatti salvi gli articoli 107, 108 e 109 TFUE, gli Stati membri assicurano che, nel dispacciamento degli impianti di generazione dell'energia elettrica, i gestori dei sistemi diano la priorità agli impianti di generazione che utilizzano le fonti energetiche rinnovabili nella misura consentita dal funzionamento sicuro del sistema elettrico nazionale, sulla base di criteri trasparenti e non discriminatori e laddove tali impianti di generazione siano:

3.   Uno Stato membro può decidere di non applicare il dispacciamento prioritario a impianti di generazione di cui al paragrafo 2, lettera a), la cui messa in funzione avviene almeno sei mesi dopo la decisione ovvero di applicare una capacità minima inferiore a quella di cui al paragrafo 2, lettera a), a condizione che:

Tutte le deroghe evitano modifiche retroattive per gli impianti di generazione che già beneficiano di un dispacciamento prioritario, fatti salvi eventuali accordi su base volontaria tra uno Stato membro e un impianto di generazione.

Fatti salvi gli articoli 107, 108 e 109 TFUE, gli Stati membri possono concedere incentivi agli impianti ammissibili al dispacciamento prioritario affinché rinuncino volontariamente al dispacciamento prioritario.

4.   Fatti salvi gli articoli 107, 108 e 109 TFUE, gli Stati membri possono prevedere un dispacciamento prioritario per l'energia elettrica prodotta negli impianti di generazione che impiegano la cogenerazione ad alto rendimento con una capacità installata di generazione inferiore a 400 kW.

5.   Per quanto riguarda gli impianti di generazione entrati in funzione dopo il 1o gennaio 2026, il paragrafo 2, lettera a), si applica solo agli impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili e hanno una capacità installata di generazione inferiore a 200 kW.

6.   Fatti salvi i contratti conclusi prima del 4 luglio 2019, gli impianti di generazione che impiegano fonti di energia rinnovabili o cogenerazione ad alto rendimento e sono stati commissionati prima del 4 luglio 2019 e, una volta commissionati, erano soggetti al dispacciamento prioritario a norma dell'articolo 15, paragrafo 5, della direttiva 2012/27/UE o all'articolo 16, paragrafo 2, della direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (20) continuano a beneficiare del dispacciamento prioritario. Il dispacciamento prioritario non si applica più a tali impianti di generazione dalla data in cui l'impianto di generazione è soggetto a modifiche significative, il che si ritiene che sia il caso almeno quando è necessario un nuovo contratto di connessione o quando si incrementa la capacità di generazione di tale impianto.

7.   Il dispacciamento prioritario non compromette la gestione in sicurezza del sistema elettrico, non serve per giustificare la riduzione delle capacità interzonale al di là di quanto previsto all'articolo 16 e si basa su criteri trasparenti e non discriminatori.

1.   Il ridispacciamento della generazione, come anche il ridispacciamento della gestione della domanda, si basa su criteri oggettivi, trasparenti e non discriminatori. È aperto a tutte le tecnologie di generazione, tutto lo stoccaggio di energia e tutta la gestione della domanda, compresi quelli ubicati in altri Stati membri, salvo laddove non sia tecnicamente realizzabile.

2.   Le risorse ridispacciate sono selezionate tra gli impianti di generazione, di stoccaggio dell'energia o di gestione della domanda mediante meccanismi di mercato e sono finanziariamente compensate. Le offerte di acquisto di energia di bilanciamento utilizzate per il ridispacciamento non determinano il prezzo dell'energia di bilanciamento.

3.   Si può ricorrere al ridispacciamento della generazione, allo stoccaggio dell'energia e alla gestione della domanda non basati sul mercato solo:

4.   Almeno una volta all'anno i pertinenti gestori dei sistemi di trasmissione e gestori dei sistemi di distribuzione presentano una relazione alla pertinente autorità di regolazione competente in merito a quanto segue:

La pertinente autorità di regolazione trasmette la relazione all'ACER e pubblica una sintesi dei dati di cui alle lettere a), b) e c) del primo comma unitamente alle raccomandazioni di miglioramento, se necessario.

5.   Fatti salvi gli obblighi relativi al mantenimento dell'affidabilità e alla sicurezza della rete, basati su criteri trasparenti e non discriminatori stabiliti dalle autorità di regolazione, i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione:

6.   Laddove si ricorra al ridispacciamento a scendere non basato sul mercato, si applicano i seguenti principi:

7.   Quando il ridispacciamento non è basato sul mercato, è oggetto di compensazione finanziaria da parte del gestore del sistema che chiede il ridispacciamento all'operatore dell'impianto di generazione ridispacciata, di stoccaggio dell'energia o di gestione della domanda, a eccezione del caso di produttori che accettano un contratto di connessione in cui non è garantita la fornitura fissa di energia. La compensazione finanziaria è almeno equivalente al valore più alto dei seguenti elementi o alla loro combinazione, se l'applicazione solo del più alto comporterebbe una compensazione ingiustificatamente bassa o ingiustificatamente elevata:

1.   Gli Stati membri adottano tutte le misure appropriate per affrontare le congestioni. I confini tra le zone di offerta sono tracciati in base alle congestioni strutturali a lungo termine nella rete di trasmissione. Le zone di offerta non contengono tali congestioni strutturali a meno che non abbiano alcun impatto sulle zone di offerta adiacenti o, in quanto esenzione temporanea, il loro impatto sulle zone di offerta adiacenti sia attenuato dall'uso di contromisure e tali congestioni strutturali non portino a riduzioni della capacità interzonale di scambio conformemente ai requisiti di cui all'articolo 16. Le zone di offerta nell'Unione sono configurate in modo da ottimizzare l'efficienza economica e al fine di massimizzare le opportunità commerciali interzonali in conformità dell'articolo 16, preservando nel contempo la sicurezza dell'approvvigionamento.

2.   Ogni tre anni, l'ENTSO per l'energia elettrica riferisce in merito alle congestioni strutturali e alle altre congestioni fisiche importanti tra le zone di offerta e al loro interno, comprese l'ubicazione e la frequenza di tali congestioni, in linea con gli orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009. Tale relazione valuta se la capacità di scambi interzonali abbia raggiunto la traiettoria lineare ai sensi dell'articolo 15 o la capacità minima a norma dell'articolo 16 del presente regolamento.

3.   Ai fini della configurazione ottimale delle zone di offerta si procede a un riesame delle suddette. Il riesame individua tutte le congestioni strutturali e comprende un'analisi coordinata delle diverse configurazioni delle zone di offerta cui partecipano le parti interessate coinvolte di tutti i pertinenti Stati membri secondo gli orientamenti in materia di assegnazione di capacità e di gestione delle congestioni adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009. Le attuali zone di offerta sono valutate sulla base della loro capacità di creare un contesto di mercato affidabile, compresa una flessibilità in termini di generazione e capacità di carico, essenziale per evitare le strozzature nella rete, equilibrare la domanda e l'offerta di energia elettrica e garantire la sicurezza a lungo termine degli investimenti nelle infrastrutture di rete.

4.   Ai fini del presente articolo e dell'articolo 15 del presente regolamento, gli Stati membri, i gestori dei sistemi di trasmissione o le autorità di regolazione pertinenti sono gli Stati membri, i gestori dei sistemi di trasmissione o le autorità di regolazione che partecipano al riesame della configurazione delle zone di offerta, come pure quelli che si trovano nella stessa regione di calcolo delle capacità a norma degli orientamenti in materia di assegnazione di capacità e di gestione delle congestioni adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009.

5.   Entro il 5 ottobre 2019 tutti i gestori di sistemi di trasmissione interessati presentano per approvazione alle competenti autorità di regolazione una proposta relativa alla metodologia e alle ipotesi che devono essere impiegate nel processo di riesame della zona di offerta e le configurazioni alternative della zona di offerta che devono essere considerate. Le competenti autorità di regolazione adottano una decisione unanime sulla proposta entro tre mesi dalla presentazione della proposta. Laddove le autorità di regolazione non riescano a raggiungere un accordo unanime sulla proposta entro tale termine, l'ACER decide entro un periodo di ulteriori tre mesi in merito alla metodologia e alle ipotesi e alle configurazioni alternative della zona di offerta da considerare. La metodologia si basa sulle congestioni strutturali che non si prevede siano superate entro i successivi tre anni, tenendo debitamente conto dei progressi concreti in materia di progetti di sviluppo delle infrastrutture che dovrebbero essere realizzati entro i successivi tre anni.

6.   Sulla base della metodologia e delle ipotesi approvate a norma del paragrafo 5, i gestori dei sistemi di trasmissione che partecipano al riesame delle zone di offerta presentano agli Stati membri interessati o alle loro autorità competenti designate una proposta congiunta sull'eventualità di mantenere o modificare la configurazione delle zone di offerta al più tardi 12 mesi dopo l'approvazione della metodologia a norma del paragrafo 5. Altri Stati membri, le parti contraenti della Comunità dell'energia o altri paesi terzi che condividono la stessa area sincrona con qualunque Stato membro pertinente possono presentare osservazioni.

7.   Qualora una congestione strutturale sia stata identificata nella relazione a norma del presente articolo, paragrafo 2, o nel riesame delle zone di offerta a norma del presente articolo, o da uno o più gestori dei sistemi di trasmissione all'interno della loro zona di controllo in una relazione approvata dall'autorità di regolazione competente, entro sei mesi dal ricevimento della relazione lo Stato membro con congestione strutturale identificata, in cooperazione con i suoi gestori dei sistemi di trasmissione, decide di istituire piani d'azione nazionali o multinazionali a norma dell'articolo 15 oppure di riesaminare e modificare la sua configurazione delle zone di offerta. Tali decisioni sono immediatamente notificate alla Commissione e all'ACER.

8.   Per gli Stati membri che hanno optato per la modifica della configurazione delle zone di offerta ai sensi del paragrafo 7, gli Stati membri pertinenti pervengono a una decisione unanime entro sei mesi dalla notifica di cui al paragrafo 7. Altri Stati membri possono formulare osservazioni agli Stati membri pertinenti, i quali dovrebbero tenere conto di tali osservazioni nel pervenire a una decisione. La decisione deve essere motivata ed è notificata alla Commissione e all'ACER. Se non riescono a pervenire a una decisione unanime entro il termine di sei mesi, i pertinenti Stati membri lo comunicano immediatamente alla Commissione. Quale misura di ultima istanza, previa consultazione dell'ACER, la Commissione adotta la decisione di mantenere o modificare la configurazione delle zone di offerta negli Stati membri e tra tali Stati membri entro sei mesi dal ricevimento della suddetta comunicazione.

9.   Gli Stati membri e la Commissione consultano le parti interessate prima di adottare decisioni a norma del presente articolo.

10.   Ogni decisione adottata ai sensi del presente articolo specifica la data di applicazione delle modifiche. La data di applicazione coniuga l'esigenza di rapidità con considerazioni pratiche, tra cui la contrattazione a termine dell'energia elettrica. La decisione può stabilire opportune disposizioni transitorie.

11.   Se sono avviati riesami ulteriori delle zone di offerta a norma degli orientamenti in materia di allocazione di capacità e di gestione delle congestioni adottati sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009, si applica il presente articolo.

1.   In seguito all'adozione di una decisione a norma dell'articolo 14, paragrafo 7, lo Stato membro con congestione strutturale identificata sviluppa un piano d'azione in cooperazione con la propria autorità di regolazione. Tale piano d'azione contiene un calendario concreto per l'adozione di misure volte a ridurre le congestioni strutturali individuate entro 4 anni dall'adozione della decisione ai sensi dell'articolo 14, paragrafo 7.

2.   Indipendentemente dai progressi concreti del piano d'azione, gli Stati membri garantiscono che, fatti salvi le deroghe concesse ai sensi dell'articolo 16, paragrafo 9, o gli scostamenti di cui all'articolo 16, paragrafo 3, la capacità commerciale interzonale aumenti su base annua fino al raggiungimento delle capacità minima di cui all'articolo 16, paragrafo 8. Tale capacità minima deve essere raggiunta entro il 31 dicembre 2025.

Tali aumenti annui sono conseguiti mediante una traiettoria lineare. Il punto di inizio di tale traiettoria è dato dal valore più elevato tra la capacità allocata alla frontiera o su un elemento critico della rete nell'anno precedente l'adozione del piano d'azione e la capacità media dei tre anni precedenti l'adozione del piano d'azione. Nel periodo di attuazione dei loro piani d'azione, gli Stati membri garantiscono che la capacità messa a disposizione degli scambi interzonali conformemente all''articolo 16, paragrafo 8, sia almeno equivalente ai valori della traiettoria lineare, anche mediante l'uso di contromisure nella regione di calcolo delle capacità.

3.   Il costo delle contromisure necessarie per raggiungere la traiettoria lineare di cui al paragrafo 2 o mettere a disposizione la capacità interzonale ai confini interessati dal piano d'azione è a carico dello Stato membro o degli Stati membri che attuano il piano d'azione.

4.   Su base annuale, durante l'attuazione del piano d'azione ed entro sei mesi dalla sua scadenza, i gestori dei sistemi di trasmissione interessati valutano per i 12 mesi precedenti se la capacità transfrontaliera disponibile abbia raggiunto la traiettoria lineare o, dal 1o gennaio 2026, se sono state conseguite le capacità minime di cui all'articolo 16, paragrafo 8. Essi trasmettono la loro valutazione all'ACER e alle autorità di regolazione pertinenti. Prima di elaborare la relazione, ciascun gestore dei sistemi di trasmissione invia il proprio contributo alla relazione, inclusi tutti i dati pertinenti, alla propria autorità di regolazione per approvazione.

5.   Per gli Stati membri per i quali le valutazioni di cui al paragrafo 4 dimostrano che un gestore del sistema di trasmissione non ha rispettato la traiettoria lineare, i pertinenti Stati membri decidono all'unanimità, entro 6 mesi dal ricevimento della relazione di valutazione di cui al paragrafo 4, se modificare o mantenere la configurazione delle zone di offerta all'interno e tra tali Stati membri. Nella decisione, i pertinenti Stati membri dovrebbero tenere conto di eventuali osservazioni presentate dai altri Stati membri. La decisione degli Stati membri pertinenti deve essere motivata ed è notificata alla Commissione e all'ACER.

I pertinenti Stati membri comunicano immediatamente alla Commissione se non riescono a pervenire a una decisione unanime entro il termine previsto. Entro sei mesi dal ricevimento della suddetta comunicazione, quale misura di ultima istanza e previa consultazione dell'ACER e delle parti interessate la Commissione adotta la decisione di modificare o mantenere la configurazione delle zone di offerta negli Stati membri e tra tali Stati membri.

6.   Sei mesi prima della scadenza del piano d'azione, lo Stato membro con congestione strutturale identificata decide se affrontare la congestione rimanente modificando la sua zona di offerta o se affrontare la congestione rimanente con contromisure di cui copre le spese.

7.   Qualora non sia stato definito alcun piano d'azione entro sei mesi dall'individuazione di una congestione strutturale conformemente all'articolo 14, paragrafo 7, i pertinenti gestori dei sistemi di trasmissione valutano, entro dodici mesi dall'individuazione di tale congestione strutturale, se la capacità transfrontaliera disponibile abbia raggiunto le capacità minime di cui all'articolo 16, paragrafo 8, nei dodici mesi precedenti e presentano una relazione di valutazione alle autorità di regolazione pertinenti e all'ACER.

Prima di elaborare la relazione, ciascun gestore dei sistemi di trasmissione invia il proprio contributo alla relazione, inclusi tutti i dati pertinenti, alla propria autorità di regolazione per approvazione. Per gli Stati membri per i quali la valutazione dimostra che un gestore dei sistemi di trasmissione non ha rispettato la capacità minima, si applica il processo decisionale di cui al paragrafo 5 del presente articolo.

1.   I problemi di congestione della rete sono risolti con soluzioni non discriminatorie fondate su criteri di mercato che forniscano segnali economici efficienti ai soggetti partecipanti al mercato e ai gestori dei sistemi di trasmissione. I problemi di congestione della rete sono risolti con metodi non connessi alle transazioni, vale a dire metodi che non comportano una selezione tra i contratti di singoli soggetti partecipanti al mercato. Nell'adottare misure operative per assicurare il permanere dello stato normale del sistema, il gestore del sistema di trasmissione tiene conto dell'effetto di tali misure sulle zone di controllo limitrofe e le coordina con altri gestori dei sistemi di trasmissione interessati a norma del regolamento (UE) 2015/1222.

2.   Le procedure di riduzione delle transazioni commerciali sono utilizzate soltanto in situazioni di emergenza, quando il gestore del sistema di trasmissione è costretto ad intervenire celermente e non sono possibili il ridispacciamento o gli scambi compensativi (countertrading). Le eventuali procedure adottate al riguardo si applicano in maniera non discriminatoria. Salvo in caso di forza maggiore, i soggetti partecipanti al mercato cui è stata assegnata una capacità sono compensati per l'eventuale riduzione.

3.   I centri di coordinamento regionali di coordinamento eseguono il calcolo coordinato della capacità in conformità del presente articolo, paragrafi 4 e 8, come previsto all'articolo 37, paragrafo 1, lettera a), e all'articolo 42, paragrafo 1.

I centri di coordinamento regionali calcolano le capacità interzonali rispettando i limiti di sicurezza operativa e utilizzando i dati per i gestori dei sistemi di trasmissione, inclusi dati sulla disponibilità tecnica di contromisure, ma non la riduzione del carico. Qualora i centri di coordinamento regionali giungano alla conclusione che le contromisure disponibili nella regione di calcolo delle capacità o tra le regioni di calcolo delle capacità non siano sufficienti a raggiungere la traiettoria lineare ai sensi dell'articolo 15, paragrafo 2, o la capacità minima di cui al presente articolo, paragrafo 8, rispettando nel contempo i limiti di sicurezza operativa, possono, quale misura di ultima istanza, stabilire azioni coordinate intese a ridurre le capacità interzonali di conseguenza. I gestori dei sistemi di trasmissione possono discostarsi dalle azioni coordinate per quanto riguarda il calcolo coordinato della capacità e le analisi coordinate di sicurezza solo in conformità dell'articolo 42, paragrafo 2.

A decorrere tra tre mesi dopo l'entrata in funzione dei centri regionali di coordinamento ai sensi dell'articolo 35, paragrafo 2, del presente regolamento e ogni tre mesi, i centri di coordinamento regionali trasmettono una relazione alle pertinenti autorità di regolazione e all'ACER in merito alle riduzioni di capacità o agli scostamenti dalle azioni coordinate conformemente al secondo comma e ne valutano gli effetti e formulano raccomandazioni, se necessario, su come evitare tali scostamenti in futuro. Se giunge alla conclusione che le condizioni preliminari per uno scostamento ai sensi del presente paragrafo non sono soddisfatte o che gli scostamenti sono di natura strutturale, l'ACER presenta un parere alle pertinenti autorità di regolazione e alla Commissione. Le autorità di regolazione competenti adottano azioni appropriate nei confronti dei gestori dei sistemi di trasmissione o dei centri di coordinamento regionali a norma degli articoli 59 o 62 della direttiva (UE) 2019/944 se le condizioni preliminari per uno scostamento a norma del presente paragrafo non sono soddisfatte.

Gli scostamenti di natura strutturale sono affrontati i un piano d'azione di cui all'articolo 14, paragrafo 7, o in un aggiornamento di un piano d'azione esistente.

4.   Il livello massimo di capacità delle interconnessioni e delle reti di trasmissione interessate dalla capacità transfrontaliera è messo a disposizione dei soggetti partecipanti al mercato che rispettino le norme di sicurezza per il funzionamento della rete. Per sfruttare al massimo le capacità disponibili si ricorre agli scambi compensativi e al ridispacciamento, anche transfrontaliero, per conseguire la capacità minima a norma del paragrafo 8. Si applica una procedura coordinata e non discriminatoria per le contromisure transfrontaliere per consentire tale massimizzazione, in seguito all'applicazione della metodologia per la ripartizione dei costi di ridispacciamento e degli scambi compensativi.

5.   Le capacità sono assegnate tramite aste esplicite della capacità o aste implicite che comprendono sia la capacità che l'energia. I due metodi possono coesistere per la stessa interconnessione. Per gli scambi infragiornalieri si ricorre alla contrattazione continua, che può essere integrata da aste.

6.   In caso di congestione sono accettate le offerte valide relative alla capacità di rete, implicite o esplicite che presentano il valore più elevato e offrono il valore più elevato per la (scarsa) capacità di trasmissione in un determinato orizzonte temporale. Tranne nel caso di nuove interconnessioni che godono di un'esenzione ai sensi dell'articolo 7 del regolamento (CE) n. 1228/2003, dell'articolo 17 del regolamento (CE) n. 714/2009 o dell'articolo 63 del presente regolamento, è vietata la determinazione dei prezzi di riserva nei metodi di allocazione della capacità.

7.   La capacità può essere oggetto di scambio sul mercato secondario, a condizione che il gestore del sistema di trasmissione sia informato con sufficiente anticipo. Se rifiuta uno scambio (transazione) secondario, il gestore del sistema di trasmissione notifica e spiega chiaramente e in modo trasparente questo rifiuto a tutti i partecipanti al mercato e informa l'autorità di regolazione.

8.   I gestori dei sistemi di trasmissione non limitano il volume della capacità di interconnessione che deve essere messa a disposizione dei partecipanti per risolvere un problema di congestione sorto all'interno della loro zona di offerta o come strumento di gestione dei flussi risultanti da transazioni interne alle zone di offerta. Fatta salva l'applicazione delle deroghe di cui ai paragrafi 3 e 9 del presente articolo e l'applicazione dell'articolo 15, paragrafo 2, si considera che il presente paragrafo sia rispettato se sono conseguite i seguenti livelli minimi di capacità disponibile per gli scambi interzonali:

L'importo totale del 30 % può essere utilizzato per i margini di affidabilità, i flussi di ricircolo e i flussi interni su ciascun elemento critico della rete.

9.   Su richiesta dei gestori dei sistemi di trasmissione in una regione di calcolo delle capacità, le autorità di regolazione competenti possono concedere una deroga al paragrafo 8 per motivi prevedibili, se necessario per mantenere la sicurezza operativa. Tali deroghe, che non riguardano la riduzione di capacità già assegnate a norma del paragrafo 2, sono concesse per non più di un anno alla volta o, a condizione che la portata della deroga diminuisca significativamente dopo il primo anno, fino a un massimo di due anni. La portata di tali deroghe è strettamente limitata a quanto necessario per mantenere la sicurezza operativa e le deroghe devono evitare discriminazioni fra gli scambi interni e interzonali.

Prima di concedere una deroga l'autorità di regolazione competente consulta le autorità di regolazione degli altri Stati membri facenti parte delle regioni interessate dal calcolo della capacità. Se un'autorità di regolazione non è d'accordo con la deroga proposta, l'ACER decide se concederla ai sensi dell'articolo 6, paragrafo 10, lettera a), del regolamento (UE) 2019/942. La giustificazione e i motivi della deroga sono resi pubblici.

Se è concessa una deroga, i gestori del sistema di trasmissione interessati elaborano e pubblicano una metodologia e progetti che offrono una soluzione a lungo termine al problema oggetto della deroga. La deroga si estingue allo scadere del termine relativo oppure una volta applicata la soluzione, se la data di quest'ultima è precedente.

10.   I soggetti partecipanti al mercato informano i gestori dei sistemi di trasmissione interessati, entro un termine ragionevole prima del relativo periodo di esercizio di trasmissione, se intendono utilizzare la capacità assegnata. Le capacità assegnate che non sono utilizzate sono riassegnate al mercato in modo aperto, trasparente e non discriminatorio.

11.   I gestori dei sistemi di trasmissione effettuano, per quanto tecnicamente possibile, la compensazione con le domande di capacità per flussi di energia elettrica in direzione opposta sulla linea di interconnessione sulla quale esiste congestione onde utilizzare questa linea alla sua capacità massima. Tenendo pienamente conto della sicurezza delle reti, le transazioni che alleviano la situazione di congestione non sono rifiutate.

12.   Le conseguenze finanziarie di un inadempimento agli obblighi connessi all'allocazione di capacità sono a carico dei gestori dei sistemi di trasmissione o dei NEMO che sono responsabili dell'inadempimento. Quando i soggetti partecipanti al mercato non utilizzano la capacità che si sono impegnati ad utilizzare o, nel caso di capacità oggetto di un'asta esplicita, non procedono a scambi di capacità su un mercato secondario o non ripristinano la capacità a tempo debito, perdono i loro diritti di utilizzo di detta capacità e versano una penale commisurata ai costi. Ogni penale commisurata ai costi imposta in caso di mancata utilizzazione di capacità è giustificata e proporzionata. Se non adempiono i loro obblighi di fornire capacità fissa di trasmissione, i gestori dei sistemi di trasmissione sono tenuti a compensare i soggetti partecipanti al mercato per la perdita dei diritti di utilizzo di capacità. A tal fine le perdite indirette non sono prese in considerazione. I concetti e i metodi principali per determinare le responsabilità in caso di inadempimento degli obblighi sono definiti anticipatamente con riferimento alle conseguenze finanziarie e sottoposti a riesame da parte delle autorità di regolazione competenti.

13.   Nel ripartire i costi delle contromisure tra i gestori dei sistemi di trasmissione, le autorità nazionali di regolazione analizzano in quale misura i flussi risultanti da transazioni interne alle zone di offerta contribuiscono alla congestione tra due zone di offerta e ripartiscono i costi sulla base di tale contributo alla congestione tra i gestori dei sistemi di trasmissione delle zone di offerta responsabili della creazione di tali flussi, fatta eccezione per i costi indotti dai flussi risultanti da transazioni interne alle zone di offerta che sono inferiori al livello da attendersi senza congestioni strutturali in una zona di offerta.

Tale livello è analizzato e definito congiuntamente da tutti i gestori dei sistemi di trasmissione in una regione di calcolo delle capacità per ogni confine tra singole zone di offerta ed è soggetto ad approvazione delle autorità di regolazione nella regione di calcolo della capacità.

1.   I gestori dei sistemi di trasmissione ricalcolano la capacità interzonale disponibile almeno dopo gli orari di chiusura dei mercati del giorno prima e infragiornaliero interzonale. I gestori dei sistemi di trasmissione allocano la capacità interzonale disponibile più l'eventuale capacità interzonale residua non allocata in precedenza e l'eventuale capacità interzonale rilasciata dai detentori di diritti fisici di trasmissione delle precedenti allocazioni nel successivo processo di allocazione della capacità interzonale.

2.   I gestori dei sistemi di trasmissione propongono una struttura adeguata per l'allocazione della capacità interzonale fra diversi orizzonti temporali, compresi quelli del giorno prima, infragiornaliero e del bilanciamento. Tale struttura di allocazione è soggetta a un riesame da parte delle pertinenti autorità di regolazione. Nell'elaborare le loro proposte, gli operatori dei sistemi di trasmissione tengono conto:

3.   La capacità interzonale disponibile dopo l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale è utilizzata dai gestori dei sistemi di trasmissione per lo scambio di energia di bilanciamento o per la gestione del processo di compensazione dello sbilanciamento.

4.   Qualora la capacità interzonale sia allocata per lo scambio di capacità di bilanciamento o per la condivisione delle riserve a norma dell'articolo 6, paragrafo 8, del presente regolamento, i gestori dei sistemi di trasmissione utilizzano le metodologie elaborate negli orientamenti in materia di bilanciamento del sistema elettrico adottati sulla base dell'articolo 6, paragrafo 11, del regolamento (CE) n. 714/2009.

5.   I gestori dei sistemi di trasmissione non aumentano il margine operativo di trasmissione calcolato a norma del regolamento (UE) 2015/1222 in base allo scambio della capacità di bilanciamento o della condivisione delle riserve.

1.   I corrispettivi applicati dai gestori della rete per l'accesso alla rete, compresi i corrispettivi per la connessione alla rete, per l'utilizzo della rete e, ove applicabile, per il potenziamento della rete, sono correlati ai costi, trasparenti, tengono conto della necessità di garantire la sicurezza della rete e la sua flessibilità e danno riscontro ai costi effettivi sostenuti, purché questi corrispondano a quelli di un gestore di rete efficiente e comparabile dal punto di vista strutturale, e siano stati applicati in modo non discriminatorio. Tali corrispettivi non includono costi non correlati a sostegno di altri obiettivi politici.

Fatti salvi l'articolo 15, paragrafi 1 e 6, della direttiva 2012/27/UE e i criteri di cui all'allegato XI di tale direttiva, il metodo utilizzato per definire i corrispettivi di rete sostiene in modo neutrale l'efficienza globale del sistema nel lungo termine tramite i segnali di prezzo ai clienti e ai produttori ed è applicato in particolare in modo da non operare discriminazioni, positive o negative, tra la produzione connessa a livello di distribuzione e la produzione connessa a livello di trasmissione. I corrispettivi di rete non devono essere discriminatori, né in modo positivo né negativo, nei confronti dello stoccaggio dell'energia o dell'aggregazione né costituire un disincentivo all'autoproduzione, all'autoconsumo o alla partecipazione alla gestione della domanda. Fatto salvo il paragrafo 3 del presente articolo, tali corrispettivi non sono calcolati in funzione della distanza.

2.   Le metodologie relative alle tariffe riflettono i costi fissi degli operatori dei sistemi di trasmissione e degli operatori dei sistemi di distribuzione e forniscono incentivi adeguati ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai gestori dei sistemi di distribuzione, sia a breve che a lungo termine, al fine di migliorare l'efficienza, compresa l'efficienza energetica, promuovere l'integrazione del mercato e la sicurezza dell'approvvigionamento, sostenere investimenti efficienti, sostenere le attività di ricerca correlate e agevolare l'innovazione nell'interesse del consumatore in settori quali la digitalizzazione, i servizi di flessibilità e l'interconnessione.

3.   Se opportuno, il livello delle tariffe applicate ai produttori o ai clienti finali o a entrambi prevede segnali differenziati per località a livello di Unione e tiene conto dell'entità delle perdite di rete e della congestione causate e dei costi di investimento nell'infrastruttura.

4.   Nella fissazione dei corrispettivi di accesso alla rete si tiene conto di quanto segue:

5.   La fissazione dei corrispettivi di accesso alla rete ai sensi del presente articolo lascia impregiudicati i corrispettivi risultanti dalla gestione della congestione di cui all'articolo 16.

6.   Non è previsto un corrispettivo specifico di rete su singole transazioni per scambi interzonali di energia elettrica.

7.   Le tariffe di distribuzione sono correlate ai costi tenendo conto dell'utilizzo della rete di distribuzione da parte degli utenti del sistema, che comprendono i clienti attivi. Le tariffe di distribuzione possono contenere elementi connessi alla capacità di connessione alla rete e possono essere differenziate sulla base dei profili di consumo o di generazione di tali utenti. Nei casi in cui gli Stati membri hanno introdotto sistemi di misurazione intelligenti, le autorità di regolazione possono valutare l'introduzione di tariffe di rete orarie, nello stabilire o approvare tariffe di trasmissione e tariffe di distribuzione o le loro metodologie o nell'approvare le metodologie per calcolare tariffe di trasmissione e tariffe di distribuzione in conformità dell'articolo 59 della direttiva (UE) 2019/944 e, se opportuno, possono essere introdotte tariffe di rete orarie per rispecchiare l'utilizzo della rete, in modo trasparente, efficiente sul piano dei costi e prevedibile per il cliente finale.

8.   Le metodologie di distribuzione delle tariffe forniscono incentivi ai gestori dei sistemi di distribuzione per una gestione e uno sviluppo delle loro reti il più efficienti possibile sul piano dei costi, anche mediante la fornitura di servizi. A tal fine, le autorità di regolazione considerano ammissibili i costi pertinenti, li includono nelle tariffe di distribuzione e possono introdurre obiettivi di prestazione allo scopo di incentivare i gestori dei sistemi di distribuzione ad aumentare l'efficienza delle loro reti, anche mediante l'efficienza energetica, la flessibilità e lo sviluppo di reti intelligenti e sistemi di misurazione intelligenti.

9.   Entro il 5 ottobre 2019 per attenuare il rischio di frammentazione del mercato l'ACER fornisce una relazione sulle migliori pratiche relative alle metodologie di tariffazione per la trasmissione e la distribuzione, tenendo conto al contempo delle specificità nazionali. Tale relazione sulle migliori pratiche riguarda almeno:

L'ACER aggiorna la relazione sulle migliori pratiche almeno una volta ogni due anni.

10.   Le autorità di regolazione tengono debitamente conto delle migliori pratiche al momento della fissazione o dell'approvazione delle tariffe di trasmissione e delle tariffe di distribuzione o delle relative metodologie a norma dell'articolo 59 della direttiva (UE) 2019/944.

1.   Le procedure di gestione della congestione associate a un periodo prestabilito possono generare entrate soltanto se si verifica una congestione in quel determinato periodo, tranne nel caso di nuovi interconnettori che beneficiano di una deroga a norma dell'articolo 63 del presente regolamento, dell'articolo 17 del regolamento (CE) n. 714/2009 o dell'articolo 7 del regolamento (CE) n. 1228/2003. La procedura di ripartizione di tali proventi è oggetto di riesame da parte delle autorità di regolazione e non distorce il processo di allocazione a favore di una parte che chiede capacità o energia né costituisce un disincentivo a ridurre la congestione.

2.   I seguenti obiettivi hanno priorità per quanto riguarda l'allocazione dei proventi derivanti dall'allocazione della capacità interzonale:

3.   Qualora gli obiettivi prioritari di cui al paragrafo 2 siano stati adeguatamente conseguiti, i proventi possono essere utilizzati come rendita, di cui le autorità di regolazione tengono conto in fase di approvazione della metodologia per calcolare le tariffe di rete o stabilire le tariffe di rete o entrambi. I proventi restanti sono collocati su una linea contabile interna distinta, fino al momento in cui possono essere utilizzati ai fini di cui al paragrafo 2.

4.   L'utilizzo dei proventi conformemente al paragrafo 2, lettera a) o b), avviene secondo una metodologia proposta dai gestori dei sistemi di trasmissione, previa consultazione delle autorità di regolazione e delle parti interessate e a seguito dell'approvazione dell'ACER. I gestori dei sistemi di trasmissione presentano la metodologia proposta all'ACER entro il 5 luglio 2020 e l'ACER decide in merito alla metodologia proposta entro sei mesi dal ricevimento della stessa.

L'ACER può richiedere ai gestori dei sistemi di trasmissione di modificare o aggiornare la metodologia di cui al primo comma. L'ACER decide sulla la metodologia modificata o aggiornata entro sei mesi dalla sua presentazione.

La metodologia descrive almeno le condizioni alle quali i proventi possono essere utilizzati ai fini di cui al paragrafo 2, le condizioni alle quali possono essere collocati su una linea contabile interna distinta per un uso futuro a questi fini e per quanto tempo vi possono essere collocati.

5.   I gestori dei sistemi di trasmissione stabiliscono chiaramente in anticipo in che modo sarà utilizzata l'eventuale rendita di congestione e riferiscono alle autorità di regolazione in merito all'utilizzo effettivo di tale rendita. Ogni anno entro il 1o marzo le autorità di regolazione informano l'ACER e pubblicano una relazione che indica:

Nei casi in cui parte delle entrate generate dalla congestione sia utilizzata per calcolare le tariffe di rete, la relazione illustra il modo in cui gli operatori dei sistemi di trasmissione hanno soddisfatto gli obiettivi prioritari enunciati al paragrafo 2, ove applicabile.

1.   Gli Stati membri vigilano sull'adeguatezza delle risorse nel loro territorio sulla base della valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse di cui all'articolo 23. Al fine di integrare la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse, gli Stati membri possono svolgere anche valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse a norma dell'articolo 24.

2.   Se dalla valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse di cui all'articolo 23 o dalla valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse di cui all'articolo 19 emerge un motivo di preoccupazione su questo aspetto, lo Stato membro interessato individua le eventuali distorsioni normative o le carenze del mercato che hanno dato adito o contribuito a dar adito alla preoccupazione.

3.   Gli Stati membri per i quali sono individuati problemi di adeguatezza delle risorse elaborano e pubblicano un piano di attuazione corredato di un calendario per l'adozione delle misure volte ad eliminare le distorsioni normative o le carenze del mercato individuate nel quadro della procedura di aiuti di Stato. Nel far fronte alle preoccupazioni concernenti l'adeguatezza delle risorse, gli Stati membri in particolare tengono conto dei principi di cui all'articolo 3 e considerano:

4.   Gli Stati membri interessati sottopongono i loro piani di attuazione al riesame della Commissione.

5.   Entro quattro mesi dal ricevimento del piano di attuazione, la Commissione emette un parere in cui stabilisce se le misure siano sufficienti per eliminare le distorsioni normative o le carenze del mercato identificate a norma del paragrafo 2 e può invitare gli Stati membri a modificare di conseguenza i piani di attuazione.

6.   Gli Stati membri interessati vigilano sull'applicazione dei loro piani di attuazione e pubblicano i risultati del monitoraggio in una relazione annuale che presentano alla Commissione.

7.   La Commissione emette un parere in cui stabilisce se i piani di attuazione siano stati attuati in misura sufficiente e se il problema dell'adeguatezza delle risorse sia stato risolto.

8.   Gli Stati membri continuano a rispettare il piano di attuazione dopo che il problema identificato concernente l'adeguatezza delle risorse è stato risolto.

1.   Al fine di risolvere le preoccupazioni che permangono in materia di adeguatezza delle risorse, gli Stati membri possono, in ultima istanza, applicando nel contempo le misure di cui all'articolo 20, paragrafo 3, del presente regolamento e in conformità degli articoli 107, 108 e 109 TFUE, introdurre meccanismi di capacità.

2.   Prima di introdurre meccanismi di capacità, gli Stati membri interessati effettuano uno studio approfondito dei possibili effetti di tali meccanismi sugli Stati membri limitrofi, consultandosi almeno con gli Stati membri limitrofi ai cui sistemi elettrici sono connessi e con le parti interessate di tali Stati membri.

3.   Gli Stati membri valutano se un meccanismo di capacità in forma di riserva strategica sia in grado di risolvere i problemi di adeguatezza delle risorse. In caso di risposta negativa, gli Stati membri possono attuare un diverso tipo di meccanismo di capacità.

4.   Gli Stati membri non introducono meccanismi di capacità se sia la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse sia la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse o, in assenza di una valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse, la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse, non hanno identificato un motivo di preoccupazione concernente l'adeguatezza delle risorse.

5.   Gli Stati membri non introducono meccanismi di capacità prima che il piano di attuazione di cui all'articolo 20, paragrafo 3, abbia ricevuto un parere della Commissione a norma dell'articolo 20, paragrafo 5.

6.   Se applica un meccanismo di capacità, lo Stato membro riesamina tale meccanismo di capacità e assicura che non siano conclusi nuovi contratti in base a tale meccanismo, qualora sia la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse sia la valutazione nazionale dell'adeguatezza o, in assenza di una valutazione nazionale dell'adeguatezza, la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse non abbiano individuato un motivo di preoccupazione concernente l'adeguatezza delle risorse oppure qualora il piano di attuazione di cui all'articolo 20, paragrafo 3, non abbia ricevuto un parere della Commissione di cui all'articolo 20, paragrafo 5.

7.   Nel progettare i meccanismi di capacità, gli Stati membri includono una disposizione che autorizza un'eliminazione amministrativa graduale ed efficace del meccanismo di capacità, qualora non sia concluso nessun nuovo contratto ai sensi del paragrafo 6 nell'arco di tre anni consecutivi.

8.   I meccanismi di capacità sono approvati dalla Commissione per un periodo non superiore ai dieci anni. Tali meccanismi sono progressivamente eliminati o la quantità di capacità impegnata è ridotta in base ai piani di attuazione di cui all'articolo 20. Gli Stati membri continuano ad applicare il piano di attuazione dopo l'introduzione del meccanismo di capacità.

1.   Gli eventuali meccanismi di capacità:

2.   La progettazione delle riserve strategiche deve avere i seguenti requisiti:

Il requisito di cui alla lettera a) del primo comma lascia impregiudicata l'attivazione di risorse prima del dispacciamento effettivo al fine di rispettare i limiti di carico e i requisiti operativi delle risorse. Il rendimento della riserva strategica durante l'attivazione non è attribuito a gruppi di bilanciamento attraverso mercati all'ingrosso e non ne modifica gli squilibri.

3.   Oltre ai requisiti di cui al paragrafo 1, i meccanismi di capacità diversi dalle riserve strategiche:

4.   I meccanismi di capacità contengono i seguenti requisiti relativi ai limiti delle emissioni di CO2:

Il limite di emissione di 550 g di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica e il limite di 350 kg di CO2 di origine fossile in media all'anno per kWh installato di cui alle lettere a) e b) del primo comma sono calcolati sulla base dell'efficienza di progettazione dell'unità di generazione, ossia l'efficienza netta alla capacità nominale, a norma degli standard pertinenti previsti dall'organizzazione internazionale per la normazione.

Entro il 5 gennaio 2020 l'ACER pubblica un parere in cui fornisce assistenza tecnica in relazione al calcolo dei valori di cui al primo comma.

5.   Gli Stati membri che applicano i meccanismi di capacità al 4 luglio 2019 li adattano per conformarsi al capo IV, fatti salvi gli impegni o i contratti conclusi entro il 31 dicembre 2019.

1.   La valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse identifica le problematiche collegate all'adeguatezza valutando l'adeguatezza generale del sistema a fronte della domanda di energia elettrica a livello di Unione, a livello degli Stati membri e a livello delle singole zone di offerta, se del caso. La valutazione europea sull'adeguatezza dell'offerta copre ogni anno un periodo di dieci anni dalla data di detta valutazione.

2.   La valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse viene effettuata dall'ENTSO per l'energia elettrica.

3.   Entro il 5 gennaio 2020, l'ENTSO per l'energia elettrica presenta al gruppo di coordinamento per l'energia elettrica istituito ai sensi dell'articolo 1 della decisione della Commissione del 15 novembre 2012 (21) e all'ACER un progetto di metodologia per la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse in base ai principi di cui al paragrafo 5 del presente articolo.

4.   I gestori dei sistemi di trasmissione forniscono all'ENTSO per l'energia elettrica i dati di cui ha bisogno per effettuare la valutazione.

L'ENTSO per l'energia elettrica effettua la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse ogni anno. I produttori e gli altri partecipanti al mercato forniscono ai gestori dei sistemi di trasmissione i dati relativi all'utilizzo previsto delle fonti di generazione, tenendo in considerazione la disponibilità delle fonti primarie e scenari adeguati di proiezione della domanda e dell'offerta.

5.   La valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse è basata su una metodologia trasparente volta ad assicurare che la valutazione:

6.   Entro il 5 gennaio 2020, l'ENTSO per l'energia elettrica presenta all'ACER un progetto di metodologia per il calcolo:

La metodologia si basa su un criterio trasparente, oggettivo e verificabile.

7.   Le proposte di cui ai paragrafi 3 e 6, per il progetto di metodologia, gli scenari, le sensibilità e le ipotesi su cui si basano, e i risultati della valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse di cui al paragrafo 4 sono soggetti a consultazione preliminare degli Stati membri, del gruppo di coordinamento per l'energia elettrica e delle parti interessate e all'approvazione dell'ACER secondo la procedura di cui all'articolo 27.

1.   Le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse hanno portata regionale e sono basate sulla metodologia di cui all'articolo 23, paragrafo 3, in particolare all'articolo 23, paragrafo 5, lettere da b) a m).

Le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse includono gli scenari centrali di riferimento di cui all'articolo 23, paragrafo 5, lettera b).

Le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse possono prendere in considerazione ulteriori sensibilità rispetto a quelle di cui all'articolo 23, paragrafo 5, lettera b). In tali casi, le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse possono:

Inoltre, le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse, nel valutare il contributo dei fornitori di capacità aventi sede in un altro Stato membro alla sicurezza dell'approvvigionamento nelle zone di offerta che coprono, utilizzano la metodologia di cui all'articolo 26, paragrafo 11, lettera a).

2.   Le valutazioni nazionali dell'adeguatezza delle risorse e, se del caso, la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse e il parere dell'ACER a norma del paragrafo 3 sono resi pubblici.

3.   Se la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse individua un motivo di preoccupazione in materia di adeguatezza in relazione a una zona di offerta che non era individuata nella valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse, la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse include la motivazione per la divergenza venutasi a creare tra le due valutazioni dell'adeguatezza delle risorse, compresi i dettagli delle sensibilità utilizzate e le ipotesi di base. Gli Stati membri pubblicano la valutazione e la trasmettono all'ACER.

Entro due mesi dalla data di ricevimento della relazione, l'ACER formula un parere in cui indica se ritiene giustificate le differenze tra la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse e la valutazione europea dell'adeguatezza delle risorse.

L'organismo responsabile per la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse tiene debitamente conto del parere dell'ACER e, ove necessario, modifica la propria valutazione. Qualora decida di non tenere pienamente conto del parere dell'ACER, l'organismo responsabile per la valutazione nazionale dell'adeguatezza delle risorse pubblica una relazione in cui ne specifica le ragioni.

1.   Nell'applicare i meccanismi di capacità, gli Stati membri prevedono un parametro di affidabilità. Tale parametro indica il necessario livello di sicurezza dell'approvvigionamento dello Stato membro in modo trasparente. In caso di zone di offerta transfrontaliere, i parametri di affidabilità sono stabiliti congiuntamente dalle autorità competenti.

2.   Su proposta delle autorità nazionali di regolazione, il parametro di affidabilità è stabilito dallo Stato membro o da un'autorità competente designata dallo Stato membro. Il parametro di affidabilità si basa sulla metodologia di cui all'articolo 23, paragrafo 6.

3.   Il parametro di affidabilità è calcolato utilizzando almeno il valore del carico perso e il costo di nuovo ingresso in un determinato periodo ed è espresso come «energia prevista non fornita» e «previsione di perdita di carico».

4.   Nell'applicare i meccanismi di capacità, i parametri che determinano il quantitativo di capacità che s'intende ottenere nel meccanismo di capacità sono approvati dallo Stato membro o da un'autorità competente designata dallo Stato membro, sulla base della proposta dell'autorità di regolazione.

1.   I meccanismi di capacità diversi dalle riserve strategiche e, ove tecnicamente fattibile, le riserve strategiche sono aperti alla partecipazione transfrontaliera diretta dei fornitori di capacità ubicati in un altro Stato membro, alle condizioni di cui al presente articolo.

2.   Gli Stati membri assicurano che la capacità estera in grado di fornire prestazioni tecniche equivalenti a quelle della capacità nazionale abbia la possibilità di partecipare allo stesso processo concorrenziale della capacità nazionale. Nel caso di meccanismi di capacità in funzione al 4 luglio 2019, gli Stati membri possono permettere agli interconnettori di partecipare direttamente allo stesso processo concorrenziale come capacità estera per un massimo di quattro anni dal 4 luglio 2019 oppure due anni dopo la data di approvazione delle metodologie di cui al paragrafo 11, se anteriore.

Gli Stati membri possono richiedere che la capacità estera si trovi in uno Stato membro con una connessione di rete diretta con lo Stato membro che applica il meccanismo.

3.   Gli Stati membri non impediscono alla capacità che si trova sui rispettivi territori di partecipare ai meccanismi di capacità di altri Stati membri.

4.   La partecipazione transfrontaliera a meccanismi di capacità non cambia, modifica o incide in altro modo sulle programmazioni interzonali o i flussi fisici fra Stati membri. Tali programmazioni interzonali e i flussi fisici sono determinati esclusivamente dall'esito dell'allocazione della capacità a norma dell'articolo 16.

5.   I fornitori di capacità possono partecipare a più di un meccanismo di capacità.

Nel caso in cui i fornitori di capacità partecipino a più meccanismi di capacità per lo stesso periodo di consegna, essi partecipano nei limiti della disponibilità di interconnessione prevista e della pressione cui potrebbero essere sottoposti il sistema in cui il meccanismo è applicato e quello in cui si trova la capacità estera conformemente alla metodologia di cui al paragrafo 11, lettera a).

6.   Ai fornitori di capacità è richiesto di effettuare pagamenti per indisponibilità qualora la loro capacità non sia disponibile.

Nel caso in cui i fornitori di capacità partecipino a più meccanismi di capacità per lo stesso periodo di consegna, è loro richiesto di effettuare pagamenti per indisponibilità multipli qualora non siano in grado di onorare impegni multipli.

7.   Nell'ottica di rivolgere una raccomandazione agli operatori dei sistemi di trasmissione, i centri di coordinamento regionali istituiti a norma dell'articolo 35 calcolano su base annuale la capacità in entrata massima disponibile per la partecipazione della capacità estera. Tale calcolo tiene conto della disponibilità di interconnessione prevista e della pressione cui potrebbero essere sottoposti il sistema in cui il meccanismo è applicato e quello in cui si trova la capacità estera. È necessario un calcolo per ogni confine tra zone di offerta.

Gli operatori dei sistemi di trasmissione stabiliscono la capacità in entrata massima disponibile per la partecipazione della capacità estera sulla base della raccomandazione del centro di coordinamento regionale su base annuale.

8.   Gli Stati membri assicurano che la capacità in entrata di cui al paragrafo 7 sia allocata a fornitori di capacità ammissibili in modo trasparente, non discriminatorio e secondo criteri di mercato.

9.   Se i meccanismi di capacità consentono la partecipazione transfrontaliera in due Stati membri limitrofi, eventuali proventi derivanti dall'allocazione di cui al paragrafo 8 ricadono sui gestori dei sistemi di trasmissione interessati e sono ripartiti tra di loro conformemente alla metodologia di cui al paragrafo 11, lettera b), del presente articolo o a una metodologia comune approvata da entrambe le pertinenti autorità di regolazione. Se lo Stato membro limitrofo non applica un meccanismo di capacità o applica un meccanismo di capacità non aperto alla partecipazione transfrontaliera, la quota dei proventi è approvata dall'autorità nazionale competente dello Stato membro in cui il meccanismo di capacità è attuato, dopo aver chiesto il parere delle autorità di regolazione degli Stati membri limitrofi. I gestori dei sistemi di trasmissione utilizzano tali proventi per i fini di cui all'articolo 19, paragrafo 2.

10.   Il gestore del sistema di trasmissione in cui si trova la capacità estera:

Il pertinente fornitore di capacità notifica senza ritardo all'operatore del sistema di trasmissione la sua partecipazione a un meccanismo di capacità estero.

11.   Entro il 5 luglio 2020, l'ENTSO per l'energia elettrica presenta all'ACER:

La proposta è soggetta a consultazione preliminare e all'approvazione dell'ACER a norma dell'articolo 27.

12.   Le autorità di regolazione interessate verificano se le capacità sono state calcolate secondo la metodologia di cui al paragrafo 11, lettera a).

13.   Le autorità di regolazione provvedono affinché la partecipazione transfrontaliera ai meccanismi di capacità sia organizzata in modo efficace e non discriminatorio. Esse prevedono in particolare disposizioni amministrative adeguate per l'esecuzione forzata dei pagamenti per indisponibilità a livello transfrontaliero.

14.   Le capacità allocate a norma del paragrafo 8 sono trasferibili tra i fornitori di capacità ammissibili. I fornitori di capacità ammissibili notificano al registro di cui al paragrafo 10, lettera a), eventuali trasferimenti.

15.   Entro il 5 luglio 2021 l'ENTSO per l'energia elettrica istituisce e tiene il registro di cui al paragrafo 10, lettera a). Il registro è aperto a tutti i fornitori di capacità ammissibili, ai sistemi che applicano i meccanismi di capacità e ai relativi gestori dei sistemi di trasmissione.

1.   Nei casi in cui è fatto riferimento al presente articolo, la procedura di cui ai paragrafi 2, 3 e 4 si applica all'approvazione di proposte presentate dall'ENTSO per l'energia elettrica.

2.   Prima di presentare una proposta, l'ENTSO per l'energia elettrica procede a una consultazione che coinvolge tutte le parti interessate, incluse le autorità di regolazione e altre autorità nazionali. Esso tiene in debita considerazione i risultati di tale consultazione nella propria proposta.

3.   Entro tre mesi dalla data di ricevimento della proposta di cui al paragrafo 1, l'ACER l'approva o la modifica. In quest'ultimo caso, l'ACER consulta l'ENTSO per l'energia elettrica prima di approvare la proposta modificata. L'ACER pubblica la proposta approvata sul proprio sito web entro tre mesi dalla data di ricevimento dei documenti proposti.

4.   L'ACER può chiedere di modificare la proposta approvata in qualsiasi momento. Entro sei mesi dalla data di ricevimento di tale richiesta, l'ENTSO per l'energia elettrica presenta all'ACER un progetto delle modifiche proposte. Entro tre mesi dalla data di ricevimento del progetto, l'ACER modifica o approva le modifiche e le pubblica sul suo sito web.

1.   I gestori dei sistemi di trasmissione cooperano a livello dell'Unione mediante l'ENTSO per l'energia elettrica allo scopo di promuovere il completamento e il funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica come pure gli scambi interzonali e di garantire una gestione ottimale e coordinata e un'evoluzione tecnica soddisfacente della rete europea di trasmissione dell'energia elettrica.

2.   Nell'esercizio delle sue funzioni nel quadro del diritto dell'Unione, l'ENTSO per l'energia elettrica agisce al fine di istituire un mercato interno dell'energia elettrica efficiente e integrato e contribuisce al conseguimento efficiente e sostenibile degli obiettivi definiti nel quadro delle politiche per il clima e l'energia per il periodo dal 2020 al 2030, in particolare contribuendo all'integrazione efficiente dell'energia elettrica generata a partire da fonti rinnovabili e all'aumento dell'efficienza energetica preservando nel contempo la sicurezza del sistema. L'ENTSO per l'energia elettrica dispone delle risorse umane e finanziarie adeguate per svolgere i suoi compiti.

1.   I gestori dei sistemi di trasmissione di energia elettrica presentano alla Commissione e all'ACER ogni progetto di modifica dello statuto, di elenco dei membri o di regolamento interno per l'ENTSO per l'energia elettrica.

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

3.   La Commissione formula il suo parere sul progetto di modifica dello statuto, dell'elenco dei membri o del regolamento interno tenendo conto del parere dell'ACER di cui al paragrafo 2 ed entro tre mesi ali ricevimento del parere dell'ACER.

4.   Entro tre mesi dal ricevimento del parere favorevole della Commissione, i gestori dei sistemi di trasmissione adottano e pubblicano lo statuto o il regolamento interno modificati.

5.   I documenti di cui al paragrafo 1 sono trasmessi alla Commissione e all'ACER nel caso in cui siano modificati o su richiesta motivata di uno di loro. La Commissione e l'ACER formulano un parere in conformità ai paragrafi 2, 3 e 4.

1.   L'ENTSO per l'energia elettrica dovrebbe:

2.   L'ENTSO per l'energia elettrica riferisce all'ACER in merito alle carenze individuate per quanto riguarda l'istituzione e le prestazioni dei centri di coordinamento regionali.

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

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

5.   L'ENTSO per l'energia elettrica fornisce all'ACER tutte le informazioni da questo richieste per svolgere i suoi compiti ai sensi dell'articolo 32, paragrafo 1. Al fine di consentire all'ENTSO per l'energia elettrica di soddisfare tale requisito, i gestori dei sistemi di trasmissione gli forniscono le informazioni richieste.

6.   Su richiesta della Commissione, l'ENTSO per l'energia elettrica fornisce alla Commissione il suo parere sull'adozione degli orientamenti, come previsto all'articolo 61.

1.   In occasione dell'elaborazione delle proposte con riferimento ai compiti di cui all'articolo 30, paragrafo 1, l'ENTSO per l'energia elettrica conduce un ampio processo di consultazione. Il processo di consultazione è strutturato in modo da consentire di accogliere le osservazioni delle parti interessate prima dell'adozione finale della proposta, in modo aperto e trasparente, coinvolgendo tutte le parti interessate e, in particolare, le organizzazioni che rappresentano tali parti interessate secondo le norme procedurali di cui all'articolo 29. Alla consultazione partecipano anche le autorità di regolazione e altre autorità nazionali, le imprese di erogazione e di generazione, gli utenti del sistema compresi i clienti, i gestori dei sistemi di distribuzione, comprese le pertinenti associazioni settoriali, gli organismi tecnici e le piattaforme di parti interessate. La consultazione si prefigge di enucleare le opinioni e le proposte di tutte le parti competenti nel corso del processo decisionale.

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

3.   Prima di adottare le proposte di cui all'articolo 30, paragrafo 1, l'ENTSO per l'energia elettrica illustra come si sia tenuto conto delle osservazioni raccolte nel corso della consultazione. Se decide di non tener conto di un'osservazione, adduce i motivi della sua decisione.

1.   L'ACER controlla l'esecuzione dei compiti dell'ENTSO per l'energia elettrica previsti all'articolo 30, paragrafi 1, 2 e 3, e ne riferisce alla Commissione.

L'ACER controlla l'attuazione da parte dell'ENTSO per l'energia elettrica dei codici di rete sviluppati ai sensi dell'articolo 59. Qualora l'ENTSO per l'energia elettrica non abbia attuato nessuno di tali codici di rete, l'ACER chiede all'ENTSO per l'energia elettrica di fornire una motivazione debitamente circostanziata della mancata attuazione. L'ACER informa la Commissione di tale motivazione e le fornisce il suo parere al riguardo.

L'ACER controlla e analizza l'attuazione dei codici di rete e degli orientamenti adottati dalla Commissione, come previsto all'articolo 58, paragrafo 1, e il loro effetto sull'armonizzazione delle norme applicabili volte a facilitare l'integrazione del mercato, nonché sulla non discriminazione, l'effettiva concorrenza e il funzionamento efficace del mercato, e riferisce alla Commissione al riguardo.

2.   L'ENTSO per l'energia elettrica presenta all'ACER, per sentire il suo parere, il progetto di piano di sviluppo della rete a livello di Unione, il progetto di programma di lavoro annuale, comprese le informazioni relative al processo di consultazione, e gli altri documenti di cui all'articolo 30, paragrafo 1.

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

1.   I gestori dei sistemi di trasmissione instaurano una cooperazione regionale nell'ambito dell'ENTSO per l'energia elettrica per contribuire alle attività di cui all'articolo 30, paragrafi 1, 2 e 3. In particolare, pubblicano ogni due anni un piano regionale di investimenti e possono prendere decisioni in materia di investimenti sulla base di detto piano. L'ENTSO per l'energia elettrica promuove la cooperazione tra i gestori dei sistemi di trasmissione a livello regionale assicurando l'interoperabilità, la comunicazione e il monitoraggio delle prestazioni regionali nelle aree non ancora oggetto di armonizzazione a livello di Unione.

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

3.   Ai fini del conseguimento degli obiettivi di cui ai paragrafi 1 e 2, l'area geografica di competenza di ciascuna struttura di cooperazione regionale può essere stabilita dalla Commissione, tenendo conto delle strutture di cooperazione regionali esistenti. Ciascuno Stato membro può promuovere la cooperazione in più aree geografiche.

Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati conformemente all'articolo 68 per integrare il presente regolamento, stabilendo l'area geografica coperta da ciascuna struttura di cooperazione regionale. A tal fine la Commissione consulta le autorità di regolazione, l'ACER e l'ENTSO per l'energia elettrica.

Gli atti delegati di cui al presente paragrafo non pregiudicano l'articolo 36.

1.   Entro il 5 luglio 2020, tutti i gestori dei sistemi di trasmissione di una regione di gestione del sistema presentano alle autorità di regolazione interessate una proposta relativa all'istituzione di centri di coordinamento regionali in conformità dei criteri stabiliti nel presente capo.

Le autorità di regolazione della regione di gestione del sistema riesaminano e approvano la proposta.

La proposta comprende almeno i seguenti elementi:

2.   A seguito dell'approvazione, da parte delle autorità di regolazione, della proposta di cui al paragrafo 1, i centri di coordinamento regionali sostituiscono i coordinatori regionali della sicurezza istituiti ai sensi dell'orientamento sulla gestione del sistema adottato sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009 ed entrano in funzione entro il 1o luglio 2022.

3.   I centri di coordinamento regionali presentano la forma giuridica di cui all'allegato II della direttiva (UE) 2017/1132 del Parlamento europeo e del Consiglio (23).

4.   Nell'esercizio dei loro compiti ai sensi del diritto dell'Unione, i centri di coordinamento regionali operano in maniera indipendente rispetto ai singoli interessi nazionali o agli interessi dei gestori dei sistemi di trasmissione.

5.   I centri di coordinamento regionali integrano il ruolo dei gestori dei sistemi di trasmissione svolgendo compiti di rilevanza regionale che sono loro assegnati in conformità dell'articolo 37. I gestori dei sistemi di trasmissione sono responsabili della gestione dei flussi di energia elettrica e della sicurezza, affidabilità ed efficienza del sistema dell'energia elettrica, conformemente all'articolo 40, paragrafo 1, lettera d), della direttiva (UE) 2019/944.

1.   Entro il 5 gennaio 2020 l'ENTSO per l'energia elettrica presenta all'ACER una proposta che specifica quali gestori dei sistemi di trasmissione, zone di offerta, confini tra le zone di offerta, regioni di calcolo della capacità e regioni di coordinamento dell'indisponibilità sono coperti da ciascuna delle regioni di gestione del sistema. La proposta tiene conto della topologia della rete, compresi il grado di interconnessione e di interdipendenza dei sistemi elettrici in termini di flussi e la dimensione della regione, che copre almeno una regione di calcolo della capacità.

2.   I gestori dei sistemi di trasmissione di una regione di gestione del sistema partecipano al centro di coordinamento regionale di tale regione. In circostanze eccezionali, se l'area di controllo di un gestore del sistema di trasmissione appartiene a varie aree sincrone, il gestore del sistema di trasmissione può partecipare a due centri di coordinamento regionali. Per i confini tra le zone di offerta adiacenti alle regioni di gestione del sistema, la proposta di cui al paragrafo 1 specifica il modo in cui si deve svolgere il coordinamento tra i centri di coordinamento regionali per tali confini. Per l'area sincrona dell'Europa continentale, se le attività di due centri di coordinamento regionali possono sovrapporsi in una regione di gestione del sistema, gli operatori dei sistemi di trasmissione di tale regione di gestione del sistema decidono di designare un centro di coordinamento regionale unico nella regione o stabiliscono che i due centri di coordinamento regionali effettuino alcuni o tutti i compiti di rilevanza regionale nell'intera regione di gestione del sistema sulla base di un sistema di rotazione mentre altri compiti sono effettuati da un unico centro di coordinamento regionale designato.

3.   Entro tre mesi dal ricevimento della proposta di cui al paragrafo 1, l'ACER approva la proposta che definisce le regioni di gestione del sistema o propone modifiche. In quest'ultimo caso, l'ACER consulta l'ENTSO per l'energia elettrica prima di adottare le modifiche. La proposta adottata è pubblicata sul sito web dell'ACER.

4.   I gestori dei sistemi di trasmissione pertinenti possono presentare all'ACER una proposta di modifica delle regioni di gestione del sistema definite a norma del paragrafo 1. Si applica la procedura di cui al paragrafo 3.

1.   I centri di coordinamento regionali effettuano nell'intera regione di gestione del sistema in cui sono stabiliti almeno i seguenti compiti di rilevanza regionale:

I compiti di cui al primo comma sono definiti più in dettaglio all'allegato I.

2.   Su proposta della Commissione o di uno Stato membro, il comitato istituito dall'articolo 68 della direttiva (UE) 2019/944 formula un parere sull'assegnazione di nuovi compiti consultivi ai centri di coordinamento regionali. Se tale comitato formula un parere favorevole all'assegnazione di nuovi compiti consultivi, i centri di coordinamento regionali svolgono tali compiti sulla base di una proposta elaborata dall'ENTSO per l'energia elettrica e approvata dall'ACER conformemente alla procedura di cui all'articolo 27.

3.   I gestori dei sistemi di trasmissione forniscono ai rispettivi centri di coordinamento regionali le informazioni necessarie allo svolgimento delle loro funzioni.

4.   I centri di coordinamento regionali forniscono ai gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema tutte le informazioni necessarie per attuare le azioni coordinate e le raccomandazioni elaborate dai centri di coordinamento regionali.

5.   Per i compiti di cui al presente articolo non contemplati dai pertinenti codici di rete o orientamenti, l'ENTSO per l'energia elettrica elabora una proposta conformemente alla procedura di cui all'articolo 27. I centri di coordinamento regionali svolgono tali compiti sulla base della proposta a seguito dell'approvazione dell'ACER.

1.   I centri di coordinamento regionali elaborano modalità di lavoro efficienti, inclusive, trasparenti e che agevolano il consenso per gestire gli aspetti di pianificazione e gestione correlati ai compiti da svolgere, tenendo conto, in particolare, delle specificità e delle esigenze di tali compiti, come specificato nell'allegato I. I centri di coordinamento regionali elaborano altresì un processo per eventuali revisioni di dette modalità di lavoro.

2.   I centri di coordinamento regionali assicurano che le modalità di lavoro di cui al paragrafo 1 prevedano norme per la notifica alle parti interessate.

1.   I centri di coordinamento regionali elaborano una procedura per organizzare, nell'esercizio quotidiano delle loro funzioni operative e dei loro compiti, l'adeguata e regolare consultazione dei gestori dei sistemi di trasmissione nella regione di gestione del sistema, di altri centri di coordinamento regionali e delle parti interessate. Al fine di garantire che siano trattati gli aspetti normativi, quando necessario si coinvolgono le autorità di regolazione.

2.   I centri di coordinamento regionali consultano gli Stati membri nella regione di gestione del sistema e, in presenza di fora regionali, i rispettivi fora regionali su questioni di rilevanza politica che escludono le attività quotidiane dei centri di coordinamento regionali e dell'esecuzione dei loro compiti. I centri di coordinamento regionali tengono debitamente conto delle raccomandazioni degli Stati membri e, se del caso, dei rispettivi fora regionali.

1.   I centri di coordinamento regionali sviluppano una procedura per la partecipazione delle parti interessate e organizzano incontri regolari con le parti interessate per discutere degli aspetti relativi alla gestione efficiente, sicura e affidabile dei sistemi interconnessi, nonché per individuare eventuali lacune e proporre miglioramenti.

2.   L'ENTSO per l'energia elettrica e i centri di coordinamento regionali agiscono con la massima trasparenza nei confronti delle parti interessate e del pubblico. Essi pubblicano sui loro siti web tutta la documentazione pertinente.

1.   I gestori dei sistemi di trasmissione in una regione di gestione del sistema elaborano una procedura per l'adozione e la revisione delle azioni coordinate e delle raccomandazioni elaborate dai centri di coordinamento regionali in conformità dei criteri di cui ai paragrafi 2, 3 e 4.

2.   I centri di coordinamento regionali stabiliscono azioni coordinate per i gestori dei sistemi di trasmissione per quanto riguarda i compiti di cui all'articolo 37, paragrafo 1, lettere a) e b). I gestori dei sistemi di trasmissione attuano le azioni coordinate tranne nei casi in cui l'attuazione delle stesse comporterebbe una violazione dei limiti di sicurezza operativa definiti da ciascun gestore del sistema di trasmissione conformemente all'orientamento sulla gestione del sistema adottato sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009.

Se un gestore del sistema di trasmissione decide di non attuare un'azione coordinata per i motivi di cui al presente paragrafo, detto gestore notifica senza indugio in modo trasparente le motivazioni dettagliate al centro di coordinamento regionale e ai gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema. In questi casi, il centro di coordinamento regionale valuta l'impatto di tale decisione sugli altri gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema e può proporre una serie diversa di azioni coordinate soggette alla procedura di cui al paragrafo 1.

3.   I centri di coordinamento regionali elaborano raccomandazioni per i gestori dei sistemi di trasmissione per quanto riguarda i compiti di cui all'articolo 37, paragrafo 1, lettere da c) a p), o assegnati in conformità dell'articolo 37, paragrafo 2.

Se un gestore del sistema di trasmissione decide di discostarsi da una raccomandazione di cui al paragrafo 1, fornisce una motivazione per la propria decisione ai centri di coordinamento regionali e agli altri gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema senza indebito ritardo.

4.   Il riesame delle azioni coordinate o di una raccomandazione è avviata su richiesta di uno o più gestori dei sistemi di trasmissione della regione di gestione del sistema. In seguito al riesame dell'azione coordinata o della raccomandazione, i centri di coordinamento regionali confermano o modificano la misura.

5.   Se un'azione coordinata è soggetta a riesame ai sensi del paragrafo 4 del presente articolo, la richiesta di riesame non sospende l'azione coordinata, salvo quando l'attuazione della stessa comporti una violazione dei limiti di sicurezza operativa definiti da ogni singolo gestore del sistema di trasmissione conformemente all'orientamento sulla gestione del sistema adottato sulla base dell'articolo 18, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 714/2009.

6.   Su proposta di uno Stato membro o della Commissione e previa consultazione del comitato istituito dall'articolo 68 della direttiva (UE) 2019/944, gli Stati membri di una regione di gestione del sistema possono decidere congiuntamente di concedere la competenza per avviare azioni coordinate ai rispettivi centri di coordinamento regionali per uno o più compiti di cui all'articolo 37, paragrafo 1, lettere da c) a p) del presente regolamento.

1.   Ai fini dell'adozione di misure relative alla governance e del monitoraggio delle proprie prestazioni, i centri di coordinamento regionali istituiscono un consiglio di amministrazione.

2.   Il consiglio di amministrazione è costituito da membri che rappresentano tutti i gestori dei sistemi di trasmissione che partecipano ai pertinenti centri di coordinamento regionali.

3.   Il consiglio di amministrazione ha il compito di:

4.   Le competenze del consiglio di amministrazione non comprendono quelle connesse alle attività quotidiane dei centri di coordinamento regionali e all'esercizio dei loro compiti.

1.   I gestori dei sistemi di trasmissione di una regione di gestione del sistema stabiliscono la struttura organizzativa dei centri di coordinamento regionali in modo da assicurare lo svolgimento in sicurezza dei loro compiti.

La struttura organizzativa specifica:

2.   I centri di coordinamento regionali possono istituire uffici regionali per affrontare le specificità subregionali o istituire centri di coordinamento regionali ancillari per l'esercizio efficiente e affidabile dei loro compiti, qualora ciò risulti strettamente necessario.

1.   I centri di coordinamento regionali stabiliscono un processo per monitorare costantemente almeno:

2.   I centri di coordinamento regionali stabiliscono i costi in modo trasparente e li comunicano all'ACER e alle autorità di regolazione nella regione di gestione del sistema.

3.   I centri di coordinamento regionali presentano all'ENTSO per l'energia elettrica, all'ACER, alle autorità di regolazione nella regione di gestione del sistema e al gruppo di coordinamento per l'energia elettrica una relazione annuale sull'esito del monitoraggio effettuato in conformità del paragrafo 1 e informazioni sulle loro prestazioni.

4.   I centri di coordinamento regionali segnalano le carenze individuate nel processo di monitoraggio di cui al paragrafo 1 all'ENTSO per l'energia elettrica, alle autorità di regolazione nella regione di gestione del sistema, all'ACER e alle altre autorità competenti degli Stati membri responsabili della prevenzione e della gestione delle situazioni di crisi. Sulla base di tale relazione, le autorità di regolazione competenti della regione di gestione del sistema possono proporre ai coordinatori regionali della sicurezza misure per rimediare alle carenze.

5.   Fatta salva la necessità di proteggere la sicurezza e la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili, i centri di coordinamento regionali rendono pubbliche le relazioni di cui ai paragrafi 3 e 4.

1.   Il piano di sviluppo della rete a livello di Unione di cui all'articolo 30, paragrafo 1, lettera b), comprende la modellizzazione della rete integrata, l'elaborazione di scenari e la valutazione della resilienza del sistema.

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

Per quanto concerne la lettera c) del primo comma, un riesame degli ostacoli all'aumento della capacità transfrontaliera della rete derivanti da procedure o prassi di approvazione diverse può essere allegato al piano di sviluppo della rete a livello di Unione.

2.   L'ACER fornisce un parere sui piani decennali di sviluppo della rete a livello nazionale per valutarne la coerenza con il piano di sviluppo della rete a livello di Unione. Se individua incoerenze tra un piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale ed il piano di sviluppo della rete a livello di Unione, l'ACER raccomanda di modificare opportunamente il piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale o il piano di sviluppo della rete a livello di Unione. Se il piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale è sviluppato conformemente all'articolo 51 della direttiva (UE) 2019/944, l'ACER raccomanda che l'autorità di regolazione pertinente modifichi il piano decennale di sviluppo della rete a livello nazionale ai sensi dell'articolo 51, paragrafo 7, di tale direttiva e ne informa la Commissione.

1.   I gestori dei sistemi di trasmissione ricevono una compensazione per i costi sostenuti per effetto del vettoriamento sulle loro reti di flussi transfrontalieri di energia elettrica.

2.   La compensazione di cui al paragrafo 1 è versata dai gestori dei sistemi nazionali di trasmissione dai quali hanno origine i flussi transfrontalieri e dei sistemi nei quali questi flussi terminano.

3.   I versamenti di compensazione sono effettuati periodicamente in riferimento a un determinato intervallo di tempo trascorso. Ove necessario, per dare riscontro ai costi effettivamente sostenuti sono effettuati conguagli ex post della compensazione versata.

Il primo intervallo di tempo per il quale si deve provvedere ai versamenti di compensazione è stabilito negli orientamenti di cui all'articolo 61.

4.   La Commissione adotta atti delegati conformemente all'artico 68 per integrare il presente regolamento stabilendo l'entità dei versamenti di compensazione.

5.   L'ampiezza dei flussi transfrontalieri vettoriati e l'ampiezza dei flussi transfrontalieri designati come flussi che hanno origine o terminano nei sistemi nazionali di trasmissione sono determinate sulla base dei flussi fisici di energia elettrica effettivamente misurati in un dato intervallo di tempo.

6.   I costi sostenuti per vettoriare flussi transfrontalieri sono calcolati sulla base dei costi medi incrementali prospettici di lungo periodo, tenendo conto delle perdite, degli investimenti in nuove infrastrutture, e di una congrua proporzione dei costi delle infrastrutture esistenti, a condizione che le infrastrutture siano utilizzate per vettoriare flussi transfrontalieri, tenendo conto in particolare della necessità di garantire la sicurezza dell'approvvigionamento. Nel determinare i costi sostenuti si ricorre a metodologie di valutazione standard riconosciute. Si tiene conto dei vantaggi derivanti a una rete dal fatto di vettoriare flussi transfrontalieri per ridurre la compensazione ricevuta.

7.   Soltanto ai fini del meccanismo di compensazione fra gestori dei sistemi di trasmissione, qualora reti di trasmissione di due o più Stati membri formino parte, interamente o parzialmente, di un unico blocco di controllo, l'insieme del blocco di controllo è considerato parte integrante della rete di trasmissione di uno degli Stati membri interessati, per evitare che i flussi all'interno dei blocchi di controllo siano considerati flussi transfrontalieri ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 2, lettera b), e diano luogo a versamenti di compensazione ai sensi del presente articolo, paragrafo 1. Le autorità di regolazione degli Stati membri interessati possono decidere quale tra gli Stati membri interessati sia quello di cui l'insieme del blocco di controllo è considerato parte integrante.

1.   I gestori dei sistemi di trasmissione provvedono a porre in essere meccanismi di coordinamento e di scambio di informazioni per garantire la sicurezza delle reti nel contesto della gestione della congestione.

2.   Le norme di sicurezza, operative e di programmazione applicate dai gestori dei sistemi di trasmissione sono rese pubbliche. Le informazioni pubblicate comprendono un modello generale di calcolo della capacità totale di trasmissione e del margine di affidabilità della trasmissione con riferimento alle condizioni elettriche e fisiche della rete. Detti modelli sono soggetti all'approvazione delle autorità di regolazione.

3.   I gestori dei sistemi di trasmissione pubblicano stime della capacità disponibile di trasmissione per ciascun giorno indicando la capacità disponibile già riservata. Tali pubblicazioni hanno luogo a determinati intervalli prima del giorno del vettoriamento e includono comunque stime della settimana precedente e del mese precedente, nonché indicazioni quantitative sulla affidabilità prevista della capacità disponibile.

4.   I gestori dei sistemi di trasmissione pubblicano dati pertinenti sulle previsioni aggregate e sulla domanda effettiva, sulla disponibilità e sull'utilizzo effettivo dei mezzi di generazione e di carico, sulla disponibilità e l'utilizzo delle reti e delle interconnessioni, sul bilanciamento e la capacità di riserva, nonché sulla flessibilità disponibile. Per quanto riguarda la disponibilità e l'utilizzo effettivo dei mezzi di generazione e di carico di piccole dimensioni, possono essere usati dati stimati aggregati.

5.   I soggetti partecipanti al mercato comunicano ai gestori dei sistemi di trasmissione le informazioni pertinenti.

6.   Le imprese di generazione di energia elettrica che possiedono o gestiscono mezzi di generazione, ove almeno un mezzo di generazione abbia una capacità installata di almeno 250 MW, o che hanno un portafoglio che comprende mezzi di generazione di almeno 400 MW, tengono per cinque anni a disposizione dell'autorità di regolazione, dell'autorità nazionale in materia di concorrenza e della Commissione tutti i dati orari per impianto necessari per verificare tutte le decisioni operative di dispacciamento e i comportamenti d'offerta nelle borse dell'energia, nelle aste di capacità di interconnessione, nei mercati di capacità di riserva e nei mercati fuori-borsa. Le informazioni orarie e per impianto da conservare comprendono almeno i dati sulla capacità di generazione disponibile e sulle riserve impegnate, compresa l'assegnazione di tali riserve a livello di singolo impianto, al momento della presentazione delle offerte e al momento della produzione.

7.   I gestori dei sistemi di trasmissione scambiano periodicamente un insieme di dati sufficientemente accurati sulla rete e i flussi di carico per permettere il calcolo dei flussi di carico per ciascun gestore del sistema di trasmissione nella zona di sua competenza. Detto insieme di dati è messo a disposizione delle autorità di regolazione, della Commissione e degli Stati membri su loro richiesta. Le autorità di regolazione, gli Stati membri e la Commissione rispettano la riservatezza di tale insieme di dati e garantiscono il trattamento riservato anche da parte di qualsiasi consulente incaricato su loro richiesta di realizzare lavori di analisi sulla base di tali dati.

1.   La Commissione esamina qualsiasi notifica di una decisione in materia di certificazione da parte di un gestore dei sistemi di trasmissione di cui all'articolo 52, paragrafo 6, della direttiva (UE) 2019/944 non appena l'abbia ricevuta. Entro due mesi dal ricevimento di tale notifica, la Commissione esprime il suo parere alla competente autorità di regolazione circa la sua compatibilità con l'articolo 43 e l'articolo 52, paragrafo 2, o l'articolo 53 della direttiva (UE) 2019/944.

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

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

2.   Entro due mesi dal ricevimento di un parere della Commissione, l'autorità di regolazione adotta la decisione finale riguardante la certificazione del gestore del sistema di trasmissione, tenendo nella massima considerazione detto parere. La decisione dell'autorità di regolazione e il parere della Commissione sono pubblicati insieme.

3.   In ogni momento durante la procedura, le autorità di regolazione o la Commissione possono chiedere ad un gestore del sistema di trasmissione o ad un'impresa che esercita attività di generazione o di fornitura tutte le informazioni utili allo svolgimento dei loro compiti in forza del presente articolo.

4.   Le autorità di regolazione e la Commissione proteggono la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.

5.   Qualora la Commissione abbia ricevuto notifica della certificazione di un gestore del sistema di trasmissione ai sensi dell'articolo 43, paragrafo 9, della direttiva (UE) 2019/944, la Commissione adotta una decisione riguardante la certificazione. L'autorità di regolazione si conforma alla decisione della Commissione.

1.   I gestori dei sistemi di distribuzione cooperano a livello di Unione attraverso l'EU DSO allo scopo di promuovere sia il completamento e il funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica sia una gestione ottimale e coordinata dei sistemi di distribuzione e trasmissione. I gestori dei sistemi di distribuzione che desiderano partecipare all'EU DSO hanno il diritto di divenirne membri iscritti.

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

2.   I gestori dei sistemi di distribuzione hanno il diritto di associarsi attraverso la costituzione dell'EU DSO. L'EU DSO svolge i compiti e segue le procedure in conformità dell'articolo 55. In qualità di ente specializzato che opera per l'interesse comune dell'Unione, non rappresenta un interesse particolare, né cerca di influenzare il processo decisionale per promuovere interessi specifici.

3.   I membri dell'EU DSO sono soggetti a registrazione e al pagamento di una quota equa e proporzionata in funzione del numero di clienti connessi al gestore del sistema di distribuzione interessato.

1.   L'EU DSO è composto, come minimo, da un'assemblea generale, da un consiglio direttivo, da un gruppo di consiglieri strategici, da un gruppo di esperti e da un segretario generale.

2.   Entro il 5 luglio 2020, i gestori dei sistemi di distribuzione presentano alla Commissione e all'ACER un progetto di statuto conformemente all'articolo 54, ivi compreso un codice di condotta, un elenco degli iscritti e un progetto di regolamento interno che comprende le norme per la consultazione dell'ENTSO per l'energia elettrica e delle altre parti interessate, nonché le norme per il finanziamento dell'EU DSO.

Il progetto di regolamento interno dell'EU DSO garantisce la rappresentanza equilibrata di tutti i gestori dei sistemi di distribuzione partecipanti.

3.   Entro due mesi dal ricevimento del progetto di statuto, dell'elenco degli iscritti e del progetto di regolamento interno, l'ACER trasmette alla Commissione un parere, dopo aver consultato le organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate, in particolare gli utenti dei sistemi di distribuzione.

4.   Entro tre mesi dal ricevimento del parere dell'ACER, la Commissione formula il suo parere sul progetto di statuto, sull'elenco dei membri e sul progetto di regolamento interno tenendo conto del parere dell'ACER di cui al paragrafo 3.

5.   Entro tre mesi dal ricevimento del parere positivo della Commissione, i gestori dei sistemi di distribuzione costituiscono l'EU DSO e ne adottano e pubblicano lo statuto e il regolamento interno.

6.   I documenti di cui al paragrafo 2 sono trasmessi alla Commissione e all'ACER nel caso in cui siano modificati o su richiesta motivata della Commissione o dell'ACER. La Commissione e l'ACER formulano un parere in linea con la procedura di cui ai paragrafi 2, 3 e 4.

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

1.   Lo statuto dell'EU DSO, adottato in conformità dell'articolo 53, salvaguarda i seguenti principi:

2.   Le procedure adottate dall'EU DSO garantiscono il trattamento equo e adeguato dei suoi membri e riflettono la diversità della struttura geografica ed economica dei suoi membri. In particolare, le procedure prevedono che:

1.   L'EU DSO svolge i seguenti compiti:

2.   Inoltre l'EU DSO:

1.   Nel partecipare allo sviluppo di nuovi codici di rete a norma dell'articolo 59, l'EU DSO conduce un ampio processo di consultazione, in una fase iniziale e in modo aperto e trasparente, coinvolgendo tutte le parti interessate e, in particolare, le organizzazioni che rappresentano tali parti interessate, secondo le procedure per la consultazione di cui all'articolo 53. Alla consultazione partecipano anche le autorità di regolazione e altre autorità nazionali, le imprese di erogazione e di generazione, gli utenti del sistema compresi i clienti, gli organismi tecnici e le piattaforme di parti interessate. La consultazione si prefigge di enucleare le opinioni e le proposte di tutte le parti competenti nel corso del processo decisionale.

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

3.   L'EU DSO tiene debitamente conto delle opinioni fornite durante le consultazioni. Prima di adottare le proposte per i codici di rete di cui all'articolo 59, l'EU DSO illustra come si sia tenuto conto delle osservazioni raccolte nel corso della consultazione. Se decide di non tener conto di un'osservazione, adduce i motivi della sua decisione.

1.   I gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasmissione cooperano per pianificare e gestire le rispettive reti. In particolare, al fine di assicurare uno sviluppo e una gestione delle reti efficienti sotto il profilo dei costi, sicuri e affidabili, i gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasmissione scambiano tutte le informazioni e i dati necessari riguardo alle prestazioni dei mezzi di generazione e della gestione della domanda, alla gestione quotidiana delle reti e alla pianificazione a lungo termine degli investimenti nelle reti.

2.   I gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori dei sistemi di trasmissione cooperano al fine di conseguire un accesso coordinato a risorse quali generazione distribuita, stoccaggio dell'energia e gestione della domanda in grado di sostenere esigenze particolari sia dei gestori dei sistemi di distribuzione sia dei gestori del sistema di trasmissione sia dei gestori del sistema di trasmissione.

1.   La Commissione può adottare atti di esecuzione o delegati, fatte salve le competenze di cui agli articoli 59, 60 e 61. Tali atti possono essere adottati sia come codici di rete sulla base di proposte di testo elaborate dall'ENTSO per l'energia elettrica o, se così disposto nell'elenco di priorità di cui all'articolo 59, paragrafo 3, dall'EU DSO, se del caso in cooperazione con l'ENTSO per l'energia elettrica, e dall'ACER ai sensi della procedura di cui all'articolo 59, sia come orientamenti conformemente alla procedura di cui all'articolo 61.

2.   I codici di rete e gli orientamenti

1.   Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti di esecuzione al fine di garantire condizioni uniformi di esecuzione del presente regolamento mediante la redazione di codici di rete nei settori seguenti:

Tali atti di esecuzione sono adottati secondo la procedura di esame di cui all'articolo 67, paragrafo 2.

2.   Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati, conformemente all'articolo 68, ad integrazione del presente regolamento concernenti la redazione di codici di rete nei settori seguenti:

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

Se l'oggetto del codice di rete è direttamente collegato alla gestione dei sistemi di distribuzione e non particolarmente rilevante in rapporto al sistema di trasmissione, la Commissione può richiedere all'EU DSO in cooperazione con l'ENTSO per l'energia elettrica di riunire un comitato di redazione che presenti una proposta di codice di rete all'ACER.

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

5.   L'ACER procede alla consultazione dell'ENTSO per l'energia elettrica, dell'EU DSO e delle altre parti interessate sull'orientamento quadro durante un periodo non inferiore a due mesi, in modo trasparente e aperto.

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

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

8.   Se entro il termine fissato dalla Commissione ai sensi dei paragrafi 4 o 7, l'ACER non presenta o non ripresenta un orientamento quadro, questo è sviluppato dalla stessa Commissione.

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

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

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

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

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

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

15.   Il presente articolo lascia impregiudicato il diritto della Commissione di adottare orientamenti e di modificarli come previsto all'articolo 61. Il presente articolo lascia impregiudicata la possibilità che l'ENTSO per l'energia elettrica sviluppi orientamenti non vincolanti nei settori di cui ai paragrafi 1 e 2, laddove non si riferiscano a settori contemplati nella richiesta trasmessagli dalla Commissione. L'ENTSO per l'energia elettrica trasmette tali orientamenti all'ACER per parere, che deve essere debitamente tenuto in considerazione.

1.   Alla Commissione è conferito il potere di modificare i codici di rete nei settori elencati all'articolo 59, paragrafi 1 e 2, e a norma della pertinente procedura di cui all'articolo 59. Anche l'ACER può proporre modifiche ai codici di rete in conformità dei paragrafi da 2 a 3 del presente articolo.

2.   Le persone che potrebbero avere un interesse al codice di rete adottato ai sensi dell'articolo 59, compresi l'ENTSO per l'energia elettrica, l'EU DSO, le autorità di regolazione, i gestori del sistema di trasmissione e i gestori del sistema di distribuzione, gli utenti del sistema e i consumatori, possono proporre all'ACER progetti di modifica a tale codice di rete. L'ACER può anche proporre modifiche di sua iniziativa.

3.   L'ACER può trasmettere alla Commissione proposte di modifica motivate, spiegando in che modo dette proposte sono coerenti con gli obiettivi dei codici di rete di cui all'articolo 59, paragrafo 3, del presente regolamento. Se considera ammissibile una proposta di modifica se propone modifiche di sua iniziativa, l'ACER consulta tutte le parti interessate conformemente all'articolo 14 del regolamento (UE) 2019/942.

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

2.   Alla Commissione è conferito il potere di adottare orientamenti nei settori nei quali tali atti potrebbero essere elaborati anche nell'ambito della procedura dei codici di rete norma dell'articolo 59, paragrafo 1 e 2. Tali orientamenti sono adottati, a seconda della rispettiva delega di potere di cui al presente regolamento, sotto forma di atti delegati o di esecuzione

3.   Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati a norma dell'articolo 68 per integrare il presente regolamento definendo orientamenti relativi al meccanismo di compensazione tra gestori dei sistemi di trasmissione. Tali orientamenti precisano, nel rispetto dei principi definiti agli articoli 18 e 49:

4.   Ove opportuno, la Commissione può adottare atti di esecuzione per definire gli orientamenti riguardanti il livello minimo di armonizzazione necessario per conseguire l'obiettivo stabilito dal presente regolamento. Tali orientamenti possono specificare quanto segue:

Tali atti di esecuzione sono adottati secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 67, paragrafo 2.

5.   La Commissione può adottare atti di esecuzione per fissare orientamenti sul coordinamento operativo tra i gestori dei sistemi di trasmissione a livello di Unione. Tali orientamenti sono coerenti con i codici di rete di cui all'articolo 59 e si basano su di essi e si basano sulle specifiche adottate di cui all'articolo 30, paragrafo 1, lettera i). Nell'adottare tali orientamenti la Commissione tiene conto dei diversi requisiti operativi regionali e nazionali.

Tali atti di esecuzione sono adottati secondo la procedura d'esame di cui all'articolo 67, paragrafo 2.

6.   Nell'adottare o nel modificare gli orientamenti, la Commissione consulta l'ACER, l'ENTSO per l'energia elettrica, l'EU DSO e, qualora pertinente, le altre parti interessate.

1.   I nuovi interconnettori per corrente continua possono, su richiesta, essere esentati, per un periodo limitato, dall'articolo 19, paragrafi 2 e 3, del presente regolamento e dagli articoli 6 e 43, dall'articolo 59, paragrafo 7, e dall'articolo 60, paragrafo 1, della direttiva (UE) 2019/944 alle seguenti condizioni:

2.   In casi eccezionali, il paragrafo 1 si applica altresì agli interconnettori per corrente alternata, a condizione che i costi e i rischi degli investimenti in questione siano particolarmente elevati, se paragonati ai costi e ai rischi di norma sostenuti al momento del collegamento di due reti di trasmissione nazionali limitrofe mediante un interconnettore per corrente alternata.

3.   Il paragrafo 1 si applica anche in caso di significativi aumenti di capacità degli interconnettori esistenti.

4.   La decisione di concessione dell'esenzione di cui ai paragrafi 1, 2 e 3 è adottata, caso per caso, dalle autorità di regolazione degli Stati membri interessati. Un'esenzione può riguardare la totalità o una parte della capacità del nuovo interconnettore e dell'interconnettore esistente che ha subito un significativo aumento di capacità.

Entro due mesi dal ricevimento della domanda di esenzione dall'ultima delle autorità di regolazione interessate, l'ACER può fornire un parere a tali autorità di regolazione. Le autorità di regolazione possono basare la loro decisione su tale parere.

Nel decidere di concedere un'esenzione, le autorità di regolazione tengono conto, caso per caso, della necessità di imporre condizioni riguardo alla durata della medesima e all'accesso non discriminatorio all'interconnettore. Nel decidere tali condizioni, le autorità di regolazione tengono conto, in particolare, della capacità supplementare da creare o della modifica della capacità esistente, dei tempi del progetto e delle circostanze nazionali.

Prima di concedere un'esenzione le autorità di regolazione degli Stati membri interessati decidono le regole e i meccanismi di gestione e assegnazione della capacità. Tali norme in materia di gestione della congestione includono l'obbligo di offrire sul mercato le capacità non utilizzate e gli utenti dell'infrastruttura godono del diritto a negoziare la capacità contrattuale non utilizzata sul mercato secondario. Nella valutazione dei criteri di cui al paragrafo 1, lettere a), b) e f), si tiene conto dei risultati della procedura di assegnazione delle capacità.

Qualora tutte le autorità di regolazione interessate abbiano raggiunto un accordo sulla decisione di esenzione entro sei mesi dal ricevimento della richiesta, informano l'ACER di tale decisione.

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

5.   La decisione di cui al paragrafo 4 è assunta dall'ACER:

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

6.   Nonostante i paragrafi 4 e 5, gli Stati membri possono disporre che l'autorità di regolazione o l'ACER, a seconda dei casi, trasmettano all'organo pertinente nello Stato membro in questione, ai fini dell'adozione di una decisione formale, il suo parere sulla domanda di esenzione. Il parere è pubblicato contestualmente alla decisione.

7.   Una copia di ogni domanda di esenzione è trasmessa, per conoscenza, dalle autorità di regolazione alla Commissione e all'ACER senza indugio dopo il ricevimento. La decisione è notificata tempestivamente alla Commissione dalle autorità di regolazione interessate o dall'ACER (organi di notificazione), unitamente a tutte le informazioni pertinenti alla decisione. Tali informazioni possono essere comunicate alla Commissione in forma aggregata per permetterle di giungere ad una decisione debitamente motivata. In particolare, le informazioni riguardano:

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

La notifica si considera ritirata se le informazioni chieste non sono fornite entro il termine stabilito nella domanda, a meno che, prima della scadenza, tale termine non sia stato prorogato con il consenso della Commissione e degli organi di notificazione, ovvero gli organi di notificazione non abbiano informato la Commissione, con una comunicazione debitamente motivata, di considerare completa la notifica.

Gli organi di notificazione si conformano ad una decisione della Commissione che richiede la modifica o l'annullamento della decisione di esenzione entro un mese dalla data di ricevimento e ne informano la Commissione.

La Commissione protegge la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.

L'approvazione di una decisione di esenzione da parte della Commissione perde effetto due anni dopo la sua adozione se la costruzione dell'interconnettore non è cominciata, e cinque anni dopo la sua adozione se l'interconnettore non è ancora operativo, a meno che la Commissione decida, in base a una richiesta motivata da parte degli organi di notificazione, che un ritardo sia dovuto a gravi ostacoli che esulano dal controllo della persona beneficiaria dell'esenzione.

9.   Qualora le autorità di regolazione degli Stati membri interessati decidano di modificare una decisione di esenzione, notificano senza indugio tale decisione alla Commissione, unitamente a tutte le informazioni rilevanti ai fini della decisione stessa. I paragrafi da 1 a 8 si applicano alla decisione di modificare una decisione di esenzione, tenendo conto delle particolarità dell'esenzione in vigore.

10.   La Commissione, su domanda o d'ufficio, può riaprire il procedimento relativo alla domanda di esenzione, se:

11.   Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati conformemente all'articolo 68 per integrare il presente regolamento specificando gli orientamenti per l'applicazione delle condizioni di cui al paragrafo 1 del presente articolo e per definire la procedura da seguire per l'applicazione del paragrafo 4 e dei paragrafi da 7 a 10 del presente articolo.

1.   Gli Stati membri possono chiedere deroghe alle pertinenti disposizioni degli articoli 3 e 6, dell'articolo 7, paragrafo 1, dell'articolo 8, paragrafi 1 e 4, degli articoli 9, 10 e 11, degli articoli da 14 a 17, degli articoli da 19 a 27, degli articoli da 35 a 47 e dell'articolo 51 purché:

Nella situazione di cui alla lettera a) del primo comma, la deroga è limitata nel tempo ed è soggetta alle condizioni finalizzate ad accrescere la competizione e l'integrazione con il mercato interno dell'energia elettrica.

Nella situazione di cui alla lettera b) del primo comma, la deroga non è limitata nel tempo.

Prima di prendere una decisione, la Commissione informa gli Stati membri delle richieste pervenute, nel rispetto della riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.

La deroga concessa ai sensi del presente articolo mira a garantire di non ostacolare la transizione verso le energie da fonti rinnovabili, una maggiore flessibilità, lo stoccaggio dell'energia, l'elettromobilità e la gestione della domanda.

Quando decide di concedere una deroga, la Commissione definisce in che misura la deroga deve tener conto dell'applicazione dei codici di rete e degli orientamenti.

2.   Gli articoli 3, 5 e 6, l'articolo 7, paragrafo 1, l'articolo 7, paragrafo 2, lettere c) e g), gli articoli da 8 a 17, l'articolo 18, paragrafi 5 e 6, gli articoli 19 e 20, l'articolo 21, paragrafi 1 e 2, l'articolo 21, paragrafi da 4 a 8, l'articolo 22, paragrafo 1, lettera c), l'articolo 22, paragrafo 2, lettere b) e c), l'articolo 22, paragrafo 2, ultimo comma, gli articoli da 23 a 27, l'articolo 34, paragrafi 1, 2 e 3, gli articoli da 35 a 47, l'articolo 48, paragrafo 2, e gli articoli 49 e 51 non si applicano a Cipro fino a quando il suo sistema di trasmissione è connesso ai sistemi di trasmissione di altri Stati membri mediante interconnessioni.

Qualora il sistema di trasmissione di Cipro non sia connesso ai sistemi di trasmissione di altri Stati membri mediante interconnessioni entro il 1o gennaio 2026, Cipro valuta la necessità di una deroga a tali disposizioni e può presentare alla Commissione una richiesta per la proroga della deroga. La Commissione valuta se l'applicazione delle disposizioni rischi di causare seri problemi per la gestione del sistema elettrico a Cipro o se si preveda che la loro applicazione a Cipro apporti benefici al funzionamento del mercato. Sulla base di tale valutazione, la Commissione adotta una decisione motivata in merito alla proroga totale o parziale della deroga. La decisione è pubblicata nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea.

3.   Il presente regolamento non pregiudica l'applicazione delle deroghe concesse a norma dell'articolo 66 della direttiva (UE) 2019/944.

4.   In relazione al conseguimento dell'obiettivo di interconnessione per il 2030, come stabilito dal regolamento (UE) 2018/1999, si tiene debitamente conto del collegamento elettrico tra Malta e Italia.

1.   Gli Stati membri e le autorità di regolazione forniscono alla Commissione, su sua richiesta, tutte le informazioni necessarie ai fini dell'applicazione del presente regolamento.

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

2.   Se lo Stato membro o l'autorità di regolazione interessata non comunicano le informazioni di cui al paragrafo 1 entro il termine di cui al paragrafo 1, la Commissione può richiedere tutte le informazioni necessarie ai fini dell'applicazione del presente regolamento direttamente alle imprese interessate.

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

3.   Nella richiesta di informazioni di cui al paragrafo 1, la Commissione precisa la base giuridica della richiesta, il termine per la comunicazione delle informazioni, lo scopo della richiesta nonché le sanzioni previste dall'articolo 66, paragrafo 2, in caso di comunicazione di informazioni inesatte, incomplete o fuorvianti.

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

5.   Se un'impresa non dà le informazioni richieste nel termine stabilito dalla Commissione oppure dà informazioni incomplete, la Commissione le può richiedere mediante decisione. Tale decisione precisa le informazioni richieste e stabilisce un termine adeguato entro il quale devono essere fornite e precisa le sanzioni previste dall'articolo 66, paragrafo 2. Essa indica anche il diritto di impugnare la decisione davanti alla Corte di giustizia dell'Unione europea.

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

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

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

1.   Fatto salvo il paragrafo 2 del presente articolo, gli Stati membri determinano le sanzioni da irrogare in caso di violazione del presente regolamento, dei codici di rete adottati a norma dell'articolo 59 e degli orientamenti adottati a norma dell'articolo 61, e adottano ogni provvedimento necessario per assicurarne l'applicazione. Le sanzioni devono essere effettive, proporzionate e dissuasive. Gli Stati membri notificano tali norme e misure alla Commissione senza indugio, e provvedono poi a dare immediata notifica delle eventuali modifiche successive.

2.   La Commissione può, mediante decisione, infliggere alle imprese ammende di importo non superiore all'1 % del fatturato complessivo realizzato nell'esercizio precedente qualora forniscano intenzionalmente o per negligenza informazioni inesatte, incomplete o fuorvianti in risposta ad una richiesta effettuata in forza dell'articolo 65, paragrafo 3, o omettano di fornire informazioni entro il termine stabilito da una decisione adottata in virtù dell'articolo 65, paragrafo 5, primo comma. Per determinare l'importo dell'ammenda la Commissione tiene conto della gravità del mancato rispetto delle prescrizioni di cui al paragrafo 1 del presente articolo.

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

1.   La Commissione è assistita dal comitato istituito dall'articolo 68 della direttiva (UE) 2019/944. Esso è un comitato ai sensi del regolamento (UE) n. 182/2011.

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

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

2.   Il potere di adottare atti delegati di cui all'articolo 34, paragrafo 3, all'articolo 49, paragrafo 4, all'articolo 59, paragrafo 2, all'articolo 61, paragrafo 2, e all'articolo 63, paragrafo 11, è conferito alla Commissione fino al 31 dicembre 2028. La Commissione elabora una relazione sulla delega di potere al più tardi nove mesi prima della scadenza di tale periodo e, ove applicabile, prima della scadenza dei periodi successivi. La delega di potere è tacitamente prorogata per periodi di otto anni, a meno che il Parlamento europeo o il Consiglio non si oppongano a tale proroga al più tardi tre mesi prima della scadenza di ciascun periodo.

3.   La delega di potere di cui all'articolo 34, paragrafo 3, all'articolo 49, paragrafo 4, all'articolo 59, paragrafo 2, all'articolo 61, paragrafo 2, e all'articolo 63, paragrafo 11, può essere revocata in qualsiasi momento dal Parlamento europeo o dal Consiglio. La decisione di revoca pone fine alla delega di potere ivi specificata. Gli effetti della decisione decorrono dal giorno successivo alla pubblicazione della decisione nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea o da una data successiva ivi specificata. Essa non pregiudica la validità degli atti delegati già in vigore.

4.   Prima di adottare un atto delegato, la Commissione consulta gli esperti designati da ciascuno Stato membro conformemente ai principi stabiliti dall'accordo interistituzionale «Legiferare meglio» del 13 aprile 2016.

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

6.   L'atto delegato adottato ai sensi dell'articolo 34, paragrafo 3, dell'articolo 49, paragrafo 4, dell'articolo 59, paragrafo 2, dell'articolo 61, paragrafo 2, e dell'articolo 63, paragrafo 11, entra in vigore solo se né il Parlamento europeo né il Consiglio hanno sollevato obiezioni entro il termine di due mesi dalla data in cui esso è stato loro notificato o se, prima della scadenza di tale termine, sia il Parlamento europeo che il Consiglio hanno informato la Commissione che non intendono sollevare obiezioni. Tale termine è prorogato di due mesi su iniziativa del Parlamento europeo o del Consiglio.

1.   Entro il 1o luglio 2025 la Commissione riesamina i codici di rete e gli orientamenti esistenti al fine di valutare quale delle loro disposizioni potrebbe adeguatamente inserita in atti legislativi dell'Unione relativi al mercato interno dell'energia elettrica e come potrebbe essere rivedute le deleghe di potere relative ai codici di rete e agli orientamenti stabilite agli articoli 59 e 61.

Entro la stessa data la Commissione trasmette una relazione dettagliata della valutazione al Parlamento europeo e al Consiglio.

Entro il 31 dicembre 2026 la Commissione presenta, se del caso, proposte legislative sulla base della sua valutazione.

2.   Entro il 31 dicembre 2030 la Commissione riesamina il presente regolamento e presenta una relazione al Parlamento europeo e al Consiglio sulla base di tale riesame, se del caso corredata di una proposta legislativa.

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

2.   Esso si applica a decorrere dal 1o gennaio 2020.

In deroga al primo comma, gli articoli 14 e 15, l'articolo 22, paragrafo 4, l'articolo 23, paragrafi 3 e 6, e gli articoli 35, 36 e 62 si applicano a decorrere dalla data di entrata in vigore del presente regolamento. Ai fini dell'attuazione dell'articolo 14, paragrafo 7, e dell'articolo 15, paragrafo 2, l'articolo 16 si applica a decorrere da tale data.