Regolamento (UE) 2024/1789

Oggetto, finalità e ambito

L'articolo 1 stabilisce norme non discriminatorie di accesso ai sistemi del gas naturale e dell'idrogeno, mira a mercati trasparenti e ben funzionanti con elevata sicurezza dell'approvvigionamento e armonizza le regole per gli scambi transfrontalieri. Gli obiettivi includono tariffe e metodologie tariffarie armonizzate, servizi di accesso dei terzi, allocazione della capacità, gestione della congestione, trasparenza, bilanciamento e oneri di sbilanciamento. Il regolamento si applica, salvo eccezioni, anche agli impianti di stoccaggio di gas naturale e di idrogeno indicati dalla direttiva (UE) 2024/1788.

Definizioni chiave

L'articolo 2 introduce una vasta serie di definizioni operative, tra cui RAB, capacità continua/interrompibile, capacità tecnica, capacità disponibile, congestione contrattuale e fisica, sistema di entrata-uscita, punto di scambio virtuale, ricavi consentiti/previsti, gas rinnovabile, gas a basse emissioni di carbonio, idrogeno e relative reti, terminali e gestori. Le definizioni di trasporto si applicano per analogia a stoccaggio e GNL.

Principi generali di mercato

L'articolo 3 impone ai soggetti pubblici e agli operatori di gestire i mercati secondo prezzi determinati da domanda e offerta, separazione tra prenotazione capacità di entrata e uscita, scambi nel punto virtuale, responsabilità di bilanciamento degli utenti, regole di mercato pro-concorrenziali, decarbonizzazione e integrazione dei sistemi. Per l'idrogeno il trasporto tramite sistema di entrata-uscita è previsto dal 2033.

Sviluppo di gas rinnovabile e idrogeno nelle regioni carbonifere

L'articolo 4 affida alla Commissione il compito di sostenere la penetrazione di gas rinnovabile, gas a basse emissioni di carbonio, idrogeno e biometano, soprattutto nelle regioni carbonifere e ad alta intensità di carbonio, anche per riqualificazione della forza lavoro e conversione dei combustibili fossili.

Separazione RAB e finanziamento intertemporale

L'articolo 5 impone RAB distinte per gas naturale, idrogeno ed energia elettrica, vieta in linea di principio trasferimenti finanziari tra servizi regolamentati distinti e consente, per l'idrogeno, la ripartizione intertemporale dei costi della rete con approvazione dell'autorità di regolazione. In via eccezionale sono ammessi trasferimenti finanziari tra servizi regolamentati distinti se il finanziamento tramite sole tariffe non è economicamente sostenibile, con onere specifico limitato ai punti di uscita verso i clienti finali dello stesso Stato membro e con obblighi di notifica e pubblicazione. Entro il 5 agosto 2025 l'ACER deve formulare raccomandazioni sulle metodologie di ripartizione intertemporale dei costi.

Accesso dei terzi alle reti di trasporto del gas naturale

L'articolo 6 impone offerta non discriminatoria di capacità continua e interrompibile, a breve e lungo termine, con contratti armonizzati o codice di rete comune. Le tariffe tra punti di entrata e uscita devono essere distinte; i contratti a durata non standard non possono avere tariffe arbitrariamente più alte o più basse; le autorità di regolazione possono imporre garanzie finanziarie proporzionate. È prevista una valutazione della Commissione, entro il 5 agosto 2025, sull'impatto dell'eventuale azzeramento delle tariffe di trasporto nei punti di interconnessione. Il paragrafo 7 salva la possibilità degli Stati membri di limitare temporaneamente le forniture da Russia e Bielorussia per ragioni di sicurezza, nel rispetto di solidarietà energetica, mercato interno e obblighi internazionali.

Accesso dei terzi alle reti dell'idrogeno

L'articolo 7 disciplina l'accesso non discriminatorio alle reti dell'idrogeno, con pubblicazione di condizioni contrattuali, tariffe e oneri di bilanciamento. La capacità massima va messa a disposizione del mercato; i contratti di capacità hanno durata massima di 20 anni per infrastrutture completate prima del 1° gennaio 2028 e di 15 anni per quelle completate da tale data in poi, salvo durate più brevi imposte dal regolatore. Dal 1° gennaio 2033 le reti dell'idrogeno devono operare come sistemi di entrata-uscita, e dal medesimo termine si applica il regime tariffario dell'articolo 17, con specificità per i punti di interconnessione transfrontalieri e con piattaforma online ENNOH per la pubblicazione delle tariffe.

Accesso a stoccaggio, terminali idrogeno e GNL

L'articolo 8 impone a gestori di GNL, stoccaggio gas, stoccaggio idrogeno e terminali idrogeno servizi non discriminatori, compatibili con i sistemi interconnessi e trasparenti. Per stoccaggio gas e idrogeno devono essere offerti servizi continui e interrompibili, a lungo e breve termine, aggregati e disaggregati; i contratti non possono comportare tariffe arbitrariamente più elevate per durate o date di inizio non standard. È prevista, entro il 5 febbraio 2026, una piattaforma di prenotazione trasparente per il mercato secondario nei terminali GNL e dello stoccaggio. Restano possibili limitazioni temporanee sulle forniture di GNL da Russia e Bielorussia, con consultazione preventiva di Commissione e Stati interessati.

Valutazione della domanda di mercato per nuovi investimenti

L'articolo 9 impone a gestori di GNL e stoccaggio gas di valutare almeno ogni due anni la domanda di nuovi investimenti utili all'uso di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, inclusi vettori di idrogeno come ammoniaca liquida e LOHC, e di rendere pubblici i piani di investimento pertinenti.

Allocazione della capacità e congestione nelle reti di trasporto

Gli articoli 10 e 11 stabiliscono meccanismi non discriminatori e trasparenti per allocazione della capacità e gestione della congestione, con obbligo di offrire capacità non usata sul mercato primario, anche day-ahead e come capacità interrompibile, e di consentire la rivendita sul mercato secondario. Nei terminali e negli impianti di stoccaggio devono essere previste misure antiaccaparramento; entro il 5 febbraio 2026 deve esistere una piattaforma di prenotazione per la rivendita della capacità sul secondario. Per l'idrogeno, gli articoli 7 e 11 coordinano questi principi con la gradualità dell'apertura del mercato.

Scambio di diritti di capacità e bilanciamento

L'articolo 12 richiede misure ragionevoli per il libero scambio dei diritti di capacità e contratti/procedure armonizzati notificati ai regolatori. L'articolo 13 impone regole di bilanciamento basate su equità, non discriminazione, trasparenza e mercato, con informazioni online sufficienti agli utenti, oneri di sbilancio commisurati ai costi e armonizzazione dei regimi per facilitare gli scambi nel punto di scambio virtuale.

Certificazione e sicurezza degli operatori

L'articolo 14 disciplina la certificazione dei gestori del sistema di trasporto e delle reti di trasporto dell'idrogeno, con parere della Commissione entro 50 giorni lavorativi dalla notifica e possibilità di coinvolgere l'ACER. L'articolo 15 regola la certificazione dei gestori di stoccaggio gas naturale, con focus sulla sicurezza dell'approvvigionamento e sul rischio legato a proprietà/controllo da parte di soggetti che potrebbero comprometterla; prevede rifiuto della certificazione o condizioni correttive, nonché obblighi di notifica, monitoraggio continuo e continuità operativa degli impianti di stoccaggio sotterraneo. L'articolo 16 impone cooperazione tra gestori per manutenzione coordinata e massimizzazione della capacità.

Tariffe di accesso e sconti tariffari

L'articolo 17 definisce i principi tariffari: trasparenza, rappresentatività dei costi, non discriminazione, incentivi agli investimenti, tariffe separate per entrata e uscita e possibilità di metodi di mercato come le aste, se approvati. Sono previsti sconti fino al 100 % per stoccaggio e terminali GNL in determinate condizioni e possibilità di convergenza di strutture tariffarie e tariffa uniforme in sistemi integrati. L'articolo 18 introduce sconti specifici per gas rinnovabile e gas a basse emissioni di carbonio: 100 % per le tariffe ai punti di entrata da impianti di produzione di gas rinnovabile, 75 % per il gas a basse emissioni di carbonio, e 100 % per i punti di interconnessione transfrontalieri per il gas rinnovabile, 75 % per il gas a basse emissioni di carbonio, con meccanismi di compensazione tra gestori e possibilità di deroga se gli sconti non sono necessari o comprometterebbero il funzionamento efficiente o la stabilità finanziaria.

Trasparenza su ricavi e benchmark di efficienza

L'articolo 19 richiede, dal 5 agosto 2025, piena trasparenza su metodologie, parametri e valori per i ricavi consentiti o previsti dei gestori di trasporto. L'ACER deve pubblicare studi comparativi di efficienza dei costi entro il 5 agosto 2027 e poi ogni quattro anni, e le autorità di regolazione devono tenerne conto nella fissazione dei ricavi.

Capacità continua per gas rinnovabile e gas a basse emissioni

Gli articoli 20 e 36 obbligano i gestori di trasporto e di distribuzione a garantire capacità continua agli impianti di produzione collegati, anche tramite inversione dei flussi dalla distribuzione alla trasmissione. Sono ammesse capacità subordinate e limitazioni operative solo in modo trasparente, non discriminatorio e previa approvazione regolatoria.

Qualità del gas e dell'idrogeno e interoperabilità

L'articolo 21 disciplina il coordinamento transfrontaliero sulla qualità del gas naturale, con procedura di riconoscimento e risoluzione delle restrizioni ai flussi transfrontalieri, analisi costi-benefici e decisioni coordinate delle autorità di regolazione o dell'ACER. L'articolo 55 fa un analogo schema per la qualità dell'idrogeno. Gli articoli 22, 23, 68 e 69 prevedono presunzione di conformità alle norme armonizzate e, in mancanza, specifiche comuni per biometano e idrogeno adottabili dalla Commissione, con priorità alla sicurezza operativa e all'integrazione del mercato.

Trasparenza delle informazioni di rete

Gli articoli 33, 34, 35, 66 e 67 impongono obblighi estesi di pubblicazione di dati su capacità, servizi, tariffe, flussi, manutenzioni, qualità del gas/idrogeno, domanda e offerta, con formato accessibile, scaricabile e in lingua comprensibile. I gestori devono tenere le informazioni a disposizione delle autorità per cinque anni. Per l'idrogeno, dal 1° ottobre 2026 i dati tecnici devono essere disponibili su piattaforma centrale UE gestita dall'ENNOH; per il gas naturale il corrispondente hub centrale è previsto nell'ambito degli orientamenti dell'allegato I.

ENTSOG/REGST del gas, ENNOH ed EU DSO

Gli articoli 24-32 e 39-41 disciplinano organizzazione, compiti, consultazioni, costi e cooperazione della REGST del gas e dell'EU DSO; gli articoli 57-65 fanno lo stesso per l'ENNOH. Questi organismi elaborano o co-elaborano codici di rete, piani decennali non vincolanti, relazioni annuali e di monitoraggio, prospettive di adeguatezza dell'approvvigionamento e analisi della qualità del gas/idrogeno, in stretta cooperazione con ACER, Commissione, ENTSO-E e, ove opportuno, tra loro. Per il transitorio fino al 1° gennaio 2027 la REGST del gas elabora il piano idrogeno 2026; dal 2028 l'ENNOH assume pienamente il compito di pianificazione dell'idrogeno.

Meccanismo di aggregazione della domanda e acquisto in comune di gas naturale

Gli articoli 42-51 istituiscono un meccanismo volontario di aggregazione della domanda e acquisto in comune di gas naturale. La Commissione appalta un prestatore di servizi stabilito nell'Unione, soggetto a rigorosi criteri di indipendenza e esclusione di soggetti sottoposti a misure restrittive UE o controllati da essi. Il meccanismo prevede raccolta della domanda, raccolta delle offerte, abbinamento e assegnazione proporzionata; la partecipazione è aperta alle imprese dell'Unione e, se sussistono le necessarie misure, alle imprese della Comunità dell'energia, ma non a soggetti sanzionati. Le forniture da Russia e Bielorussia, inclusi i GNL da impianti situati in tali paesi, sono escluse fino al 31 dicembre 2025; dal 1° gennaio 2026 la Commissione può escluderle con atto di esecuzione se necessario per sicurezza o approvvigionamento. È istituito un comitato direttivo e la Commissione deve riferire annualmente al Parlamento e al Consiglio.

Meccanismo di sostegno allo sviluppo del mercato dell'idrogeno

Gli articoli 52-54 consentono alla Commissione di istituire, nell'ambito della Banca europea dell'idrogeno, un meccanismo volontario fino al 31 dicembre 2029 per raccogliere dati di mercato, aggregare domanda/offerta e aumentare trasparenza e visibilità del mercato dell'idrogeno. La partecipazione è aperta alle imprese dell'Unione e, se disponibili le misure necessarie, della Comunità dell'energia, con esclusione di soggetti sanzionati o controllati da soggetti sanzionati. La Commissione può escludere temporaneamente forniture di idrogeno da Russia e Bielorussia con atto di esecuzione se necessario per sicurezza e approvvigionamento. Prima della scadenza del meccanismo la Commissione deve presentare una relazione e può proporre un futuro meccanismo volontario di acquisto in comune di idrogeno.

Codici di rete, orientamenti e ruolo della Commissione

Gli articoli 70-74 disciplinano l'adozione di codici di rete e orientamenti per gas naturale e idrogeno, affidati alla Commissione su proposta di REGST del gas, ENNOH o EU DSO, con il supporto di ACER e previa consultazione di stakeholder. Sono previsti elenchi di priorità triennali, orientamenti quadro non vincolanti, possibilità di iniziativa della Commissione se gli organismi non agiscono nei termini, e deroghe limitate per i punti di entrata/uscita con paesi terzi quando il codice non è attuabile efficacemente. Le materie coperte comprendono sicurezza, connessioni, emergenze, allocazione capacità, bilanciamento, tariffe, interoperabilità, qualità del gas/idrogeno e cibersicurezza.

Informazioni, riservatezza e sanzioni

L'articolo 76 disciplina le richieste di informazioni della Commissione a Stati membri, autorità e imprese, con obbligo di motivazione, termini ragionevoli e tutela del segreto professionale. L'articolo 77 impone agli Stati membri sanzioni effettive, proporzionate e dissuasive; la Commissione può infliggere ammende fino all'1 % del fatturato per informazioni inesatte, incomplete o fuorvianti o omessa risposta a una richiesta formale.

Deroghe per nuove infrastrutture e altre deroghe

L'articolo 78 consente deroghe per nuove grandi infrastrutture di gas naturale e idrogeno, inclusi interconnettori, terminali e stoccaggi, se l'investimento rafforza concorrenza e sicurezza dell'approvvigionamento, contribuisce alla decarbonizzazione, non sarebbe realizzato senza deroga e non danneggia il mercato interno. La procedura può coinvolgere autorità di regolazione, ACER e Commissione, con limiti temporali e controllo ex post; sono previste norme specifiche sulla gestione e allocazione della capacità durante la deroga. L'articolo 79 esclude dall'applicazione del regolamento i sistemi di trasporto del gas naturale coperti dalle deroghe di cui all'articolo 86 della direttiva (UE) 2024/1788.

Entrata in vigore, applicazione e abrogazione

L'articolo 89 dispone l'entrata in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione e l'applicazione generale dal 5 febbraio 2025, con eccezioni: alcune disposizioni si applicano dal 1° gennaio 2025 e la sezione 5 dal 1° gennaio 2025, salvo gli articoli 42, 43, 44, 52, 53 e 54 applicabili dal 4 agosto 2024. L'articolo 88 abroga il regolamento (CE) n. 715/2009, con rinvio alla tavola di concordanza.