Regolamento (UE) 2024/1747

Finalità della riforma e principi del mercato elettrico

Vengono ridefiniti gli obiettivi del regolamento (UE) 2019/943: transizione efficiente verso neutralità climatica entro il 2050, mercato elettrico integrato, accesso non discriminatorio, sviluppo dei mercati a termine, tutela dei consumatori, flessibilità, integrazione dei sistemi e remunerazione a prezzi di mercato dell’energia rinnovabile. Si aggiungono obiettivi specifici di sostegno agli investimenti a lungo termine e di predisposizione di misure per affrontare crisi dei prezzi dell’energia elettrica.

Nuove definizioni chiave

Sono introdotte o precisate definizioni di ora di punta, livellamento delle punte di carico, prodotto livellatore delle punte di carico, hub virtuale regionale, contratto bidirezionale per differenza, accordo di compravendita di energia elettrica, apposito dispositivo di misurazione e flessibilità. È modificata anche la definizione di meccanismo di capacità, chiarendo che esso remunera la disponibilità delle risorse e non i servizi ancillari o la gestione delle congestioni.

Mercati del giorno prima e infragiornalieri

I gestori dei sistemi di trasmissione e i NEMO devono organizzare congiuntamente i mercati integrati del giorno prima e infragiornalieri, con collaborazione a livello UE o regionale e sotto vigilanza regolatoria. È imposto che i NEMO condividano la liquidità: tutti gli ordini per prodotti del giorno prima e infragiornalieri devono confluire nel coupling unico, vietando la compravendita fuori dal coupling unico per i prodotti interessati. Il mercato deve consentire scambi quanto più possibile in tempo reale; dal 1° gennaio 2026 il market closing infragiornaliero interzonale deve cadere non oltre 30 minuti prima del tempo reale, con deroghe fino al 1° gennaio 2029 e ulteriori proroghe limitate in casi motivati.

Prodotto livellatore delle punte di carico

In caso di crisi dei prezzi dell’energia elettrica a livello regionale o UE, gli Stati membri possono chiedere ai gestori dei sistemi di proporre l’acquisizione di prodotti livellatori delle punte di carico per ridurre la domanda nelle ore di punta. La proposta deve essere approvata dall’autorità di regolazione e rispettare requisiti di necessità, proporzionalità, gara competitiva, offerta minima non superiore a 100 kW, attivazione entro il mercato del giorno prima e divieto di attivare nuova generazione fossile oltre il punto di misurazione. ACER deve valutarne l’impatto entro sei mesi dalla fine della crisi e, entro il 30 giugno 2025, anche nelle condizioni normali di mercato.

Dati di misurazione e protezione dei dati

I gestori dei sistemi e i partecipanti al mercato, previo consenso del cliente finale, possono usare i dati di appositi dispositivi di misurazione per osservabilità e regolazione dei servizi di domanda e flessibilità, inclusi gli impianti di stoccaggio. Se mancano contatori intelligenti o la granularità è insufficiente, tali dati possono essere usati per regolazione dei servizi di flessibilità, con requisiti nazionali di convalida, qualità, coerenza e interoperabilità. Il regolamento costituisce base giuridica per il trattamento dei dati personali, nel rispetto del GDPR e dei principi di minimizzazione e, ove possibile, anonimizzazione/aggregazione.

Mercati a termine, diritti di trasmissione e hub virtuali regionali

I gestori dei sistemi di trasmissione devono rilasciare diritti di trasmissione a lungo termine o misure equivalenti, salvo che le opportunità di copertura siano già sufficienti. È rafforzato il ruolo della piattaforma unica di allocazione, che deve offrire e agevolare lo scambio dei diritti per conto dei gestori di sistema. La Commissione deve valutare entro il 17 gennaio 2026 l’impatto di possibili misure sui mercati a termine, inclusi frequenza e scadenza dei diritti, mercato secondario e hub virtuali regionali, e adottare un atto di esecuzione entro il 17 luglio 2026 se necessario.

Tariffe di rete e investimenti nelle reti

Le metodologie tariffarie devono riflettere costi fissi, spese operative e in conto capitale, promuovere integrazione di mercato, rinnovabili, sicurezza dell’approvvigionamento, servizi di flessibilità, connessioni flessibili, innovazione e raggiungimento degli obiettivi di interconnessione. Le autorità di regolazione devono consentire incentivi per investimenti efficienti, compresi investimenti ex ante, smart grid e smart metering, e possono introdurre segnali localizzati di investimento tramite la struttura tariffaria.

Compensazione per progetti offshore ibridi

È previsto un meccanismo di compensazione, finanziato dalla rendita di congestione, per i gestori di impianti offshore rinnovabili direttamente connessi a due o più zone di offerta quando la capacità di esportazione concordata non viene messa a disposizione secondo le regole di calcolo della capacità. La compensazione non deve determinare sovracompensazione, non copre indisponibilità/manutenzione e deve evitare doppia compensazione rispetto ad altri regimi di sostegno o contratti per differenza. I dettagli applicativi sono demandati a successivi atti di esecuzione.

Accordi di compravendita di energia elettrica (PPA)

Gli Stati membri devono promuovere i PPA eliminando ostacoli ingiustificati, procedure o oneri sproporzionati o discriminatori, per garantire prevedibilità dei prezzi e sostegno alla decarbonizzazione. Devono favorire strumenti di riduzione del rischio finanziario, come regimi di garanzia a prezzi di mercato, e non sostenere PPA su energia da combustibili fossili. I PPA devono indicare zona di offerta di consegna e regole per i diritti di trasmissione in caso di cambio di zona; possono essere previsti modelli volontari e ACER deve pubblicare una valutazione annuale del mercato PPA e, se necessario, modelli standard.

Sostegno diretto dei prezzi tramite contratti bidirezionali per differenza

Per i nuovi investimenti in impianti di generazione da fonti indicate nel regolamento, i regimi di sostegno diretto dei prezzi devono assumere la forma di contratti bidirezionali per differenza o regimi equivalenti con gli stessi effetti, per contratti conclusi dal 17 luglio 2027 (dal 17 luglio 2029 per alcuni progetti offshore ibridi). Il meccanismo si applica a energia eolica, solare, geotermica, idroelettrica senza serbatoio e nucleare. I regimi devono preservare incentivi operativi, evitare distorsioni concorrenziali e includere clausole penali in caso di recesso unilaterale anticipato. I ricavi recuperati devono essere distribuiti ai clienti finali o, in alternativa, usati per ridurre costi energetici o finanziare investimenti e sostegni; il tutto senza pregiudicare la concorrenza tra fornitori.

Flessibilità non fossile e obiettivi nazionali indicativi

Gli Stati membri devono valutare periodicamente le esigenze di flessibilità nazionale per i successivi 5-10 anni, basandosi su una metodologia comune ENTSO-E/EU DSO approvata da ACER. Devono poi fissare entro sei mesi un obiettivo nazionale indicativo per la flessibilità non fossile, compresi contributi di demand response e storage, da riflettere nei piani nazionali energia-clima. Se gli investimenti sono insufficienti, possono applicare regimi di sostegno alla flessibilità non fossile sotto forma di pagamenti per capacità disponibile. Tali regimi devono essere aperti, competitivi, volontari, non discriminatori e non devono attivare generazione fossile oltre il punto di misurazione.

Meccanismi di capacità e deroghe transitorie

Gli Stati membri possono introdurre meccanismi di capacità nell’ambito degli articoli 107, 108 e 109 TFUE; essi sono approvati dalla Commissione per un periodo non superiore a dieci anni. Si restringono e si riformano le regole sui limiti di emissione di CO2, con possibili deroghe eccezionali e temporanee per alcuni meccanismi approvati prima del 4 luglio 2019, previa relazione nazionale e piano di uscita progressiva. Estonia, Lettonia e Lituania beneficiano di deroghe specifiche per contratti finanziari di bilanciamento e per l’allocazione interzonale, in funzione della sincronizzazione con l’Europa continentale.

Trasparenza sulla capacità di rete e tempi delle connessioni

I gestori dei sistemi di trasmissione devono pubblicare e aggiornare almeno mensilmente informazioni chiare, ad alta granularità spaziale, sulla capacità disponibile per nuove connessioni e sui criteri di calcolo; devono inoltre comunicare entro tre mesi lo stato delle richieste di connessione e aggiornare almeno trimestralmente le informazioni non definite in via definitiva. I gestori dei sistemi di distribuzione devono cooperare per garantire informazioni uniformi e coerenti a livello di rete.

Riesame della Commissione e monitoraggio ACER

La Commissione deve riesaminare il regolamento entro il 30 giugno 2026 e presentare una relazione al Parlamento e al Consiglio, eventualmente con proposta legislativa, valutando in particolare mercati a breve termine, crisi, reti di distribuzione e potenziale di piattaforme UE per i PPA. Deve inoltre presentare entro il 17 gennaio 2025 una relazione sulla semplificazione del processo dei meccanismi di capacità e, entro il 17 aprile 2025, eventuali proposte. ACER ha ulteriori obblighi di relazione su PPA, prodotti livellatori delle punte di carico e flessibilità.

Rapporto con aiuti di Stato e normativa finanziaria

Il regolamento lascia impregiudicata l’applicazione degli articoli 107 e 108 TFUE e la competenza della Commissione in materia di aiuti di Stato. Restano altresì salvi i regolamenti (UE) n. 648/2012 e (UE) n. 600/2014 e la direttiva 2014/65/UE per le attività che comportano strumenti finanziari.