Regolamento (UE) 2022/869

Regolamento (UE) 2022/869 sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee

Il regolamento aggiorna in profondità il quadro TEN-E per allinearlo alla strategia climatica dell’Unione, al Green Deal europeo e agli obiettivi di neutralità climatica al 2050. Rispetto al precedente regolamento (UE) n. 347/2013, amplia il focus verso l’integrazione del sistema energetico, l’idrogeno, le reti offshore rinnovabili, le reti intelligenti e il trasporto/stoccaggio della CO2, con una disciplina più stringente su selezione, autorizzazioni, valutazione costi-benefici, finanziamento e governance.

Ambito e obiettivi generali

Il regolamento si applica ai corridoi e alle aree prioritarie dell’allegato I e alle categorie di infrastrutture dell’allegato II, ma solo quando i progetti sono qualificati come progetti di interesse comune o progetti di interesse reciproco e sono inseriti nell’elenco dell’Unione. L’impostazione di fondo è quella di favorire reti energetiche transfrontaliere tempestive, interoperabili e coerenti con la decarbonizzazione, senza incidere sul diritto degli Stati membri di determinare il proprio mix energetico ai sensi dell’articolo 194 TFUE.

Elenco dell’Unione, gruppi regionali e selezione dei progetti

L’articolo 3 istituisce gruppi regionali con potere decisionale riservato agli Stati membri e alla Commissione, basato sul consenso. I gruppi elaborano elenchi regionali che confluiscono nell’elenco dell’Unione mediante atti delegati della Commissione; il primo elenco doveva essere adottato entro il 30 novembre 2023 e, in seguito, l’aggiornamento avviene ogni due anni. La selezione deve limitarsi ai progetti che soddisfano i criteri dell’articolo 4, tenere conto della coerenza transregionale e mantenere il numero complessivo di progetti gestibile.

I criteri dell’articolo 4 distinguono tra PCI e PMI. Per i PCI occorre che il progetto sia necessario per un corridoio o un’area prioritaria, presenti benefici complessivi superiori ai costi e abbia un collegamento transfrontaliero o un impatto transfrontaliero significativo. Per i PMI, oltre a tali elementi, è richiesto un livello elevato di convergenza strategica con i paesi terzi coinvolti, il sostegno di questi ultimi allo status prioritario e la dimostrazione di benefici socioeconomici netti a livello dell’Unione; per la CO2 sono richieste garanzie equivalenti a quelle dell’Unione sulla sicurezza e sull’efficacia dello stoccaggio permanente.

Categorie infrastrutturali e criteri specifici

Le infrastrutture ammissibili comprendono, tra le altre, trasmissione e stoccaggio di energia elettrica, infrastrutture per reti elettriche intelligenti, reti intelligenti del gas, trasporto e stoccaggio dell’idrogeno, elettrolizzatori, infrastrutture offshore per le rinnovabili e infrastrutture per il trasporto/stoccaggio del diossido di carbonio. Per ciascuna categoria, il regolamento definisce criteri specifici di valutazione: integrazione del mercato, sicurezza dell’approvvigionamento, interoperabilità, flessibilità, sostenibilità, innovazione, concorrenza e, per la CO2, riduzione delle emissioni di ciclo di vita e assenza di alternative tecnologiche ragionevoli equivalenti.

Tra gli elementi più rilevanti vi sono:

• per l’energia elettrica, l’attenzione alla rimozione delle strozzature, all’interconnessione e all’integrazione delle rinnovabili;
• per le reti elettriche intelligenti, la considerazione di utenti coinvolti, consumi coperti e quota di rinnovabili variabili;
• per l’idrogeno, la creazione di una dorsale europea integrata e l’interoperabilità delle reti;
• per gli elettrolizzatori, la soglia minima di 50 MW e la riduzione del 70 % delle emissioni di gas a effetto serra rispetto al combustibile fossile di riferimento, secondo i criteri dell’allegato II;
• per la CO2, la necessità di un utilizzo per trasporto e, se del caso, stoccaggio da almeno due Stati membri.

Pianificazione, analisi costi-benefici e scenari

Il cuore della nuova disciplina è la pianificazione intersettoriale. L’articolo 11 affida a ENTSO-E ed ENTSOG la predisposizione di metodologie armonizzate di analisi costi-benefici per i progetti rilevanti; la Commissione approva le metodologie dopo una procedura consultiva molto strutturata che coinvolge Stati membri, ACER e un ampio novero di portatori di interesse. Entro il 24 giugno 2025 ENTSO-E ed ENTSOG devono inoltre trasmettere un modello coerente e progressivamente integrato che copra elettricità, gas, idrogeno, stoccaggio, GNL ed elettrolizzatori.

L’articolo 12 disciplina gli scenari comuni per i piani decennali di sviluppo della rete, con orizzonte almeno fino al 2050 e piena coerenza con il principio dell’“efficienza energetica al primo posto”. L’articolo 13 impone, entro sei mesi dall’approvazione degli scenari e poi ogni due anni, relazioni sui divari infrastrutturali, focalizzate sui gap che possono compromettere gli obiettivi 2030 e 2050. In questa fase vanno privilegiate tutte le alternative alle nuove infrastrutture, incluse gestione della domanda, soluzioni digitali ed efficienza energetica.

Reti offshore per rinnovabili

Il regolamento dedica una disciplina autonoma alla pianificazione offshore. Gli Stati membri devono concludere accordi non vincolanti entro il 24 gennaio 2023 per definire obiettivi di produzione offshore al 2030, 2040 e 2050 nei bacini marittimi interessati. ENTSO-E deve poi elaborare piani strategici di alto livello per la rete offshore integrata entro il 24 gennaio 2024 e aggiornarli, in connessione con i piani decennali di rete, in modo coerente con la protezione dell’ambiente e gli altri usi del mare.

L’articolo 15 prevede che la Commissione elabori entro il 24 giugno 2024 orientamenti specifici per l’analisi costi-benefici e la ripartizione dei costi delle reti offshore, con un successivo output applicativo da parte di ENTSO-E entro il 24 giugno 2025. Si tratta di un passaggio importante per la realizzazione di interconnettori, progetti ibridi e connessioni radiali nei diversi bacini marittimi.

Autorizzazioni, pubblicità e partecipazione del pubblico

Il capo III contiene la parte più operativa per gli operatori. L’articolo 7 attribuisce ai progetti dell’elenco dell’Unione un riconoscimento della necessità dal punto di vista energetico e climatico e, se previsto dal diritto nazionale, il massimo status prioritario. Le controversie, i ricorsi e le procedure giurisdizionali devono essere trattati con urgenza se l’ordinamento nazionale lo consente. Gli Stati membri dovevano adottare misure non legislative entro il 24 marzo 2023 e legislative entro il 24 giugno 2023 per snellire le valutazioni ambientali.

L’articolo 8 impone agli Stati membri di designare un’autorità nazionale competente entro il 23 giugno 2022, con possibilità di regime integrato, coordinato o collaborativo. L’autorità funge da unico punto di contatto e coordina la decisione globale, che deve essere adottata entro i termini dell’articolo 10. Per i corridoi offshore transfrontalieri, le autorità competenti devono designare congiuntamente uno sportello unico.

L’articolo 9 rafforza trasparenza e partecipazione: manuale procedurale nazionale entro il 24 ottobre 2023, modello di partecipazione del pubblico, almeno una consultazione pubblica prima della domanda definitiva salvo standard nazionali equivalenti, sito internet dedicato e relazioni su come le osservazioni siano state considerate. Il regolamento richiama espressamente la convenzione di Aarhus, la convenzione di Espoo e le direttive 2001/42/CE e 2011/92/UE.

L’articolo 10 fissa tempi massimi molto stringenti: fase preliminare indicativa di 24 mesi, fase legale fino a 18 mesi, durata complessiva massima di 42 mesi, estendibile al massimo di 9 mesi salvo circostanze eccezionali. La procedura parte con la notifica del progetto all’autorità competente; se il progetto non è sufficientemente maturo, la notifica può essere respinta entro 3 mesi. Il regolamento prevede anche regole semplificate per progetti che richiedono meno autorizzazioni e per la definizione separata del tracciato/ubicazione in alcuni ordinamenti.

Ripartizione dei costi e incentivi regolatori

L’articolo 16 disciplina la ripartizione transfrontaliera dei costi per i progetti con impatto netto positivo oltre confine. Il principio generale è che i costi di investimento siano sopportati dai TSO/promotori e recuperati tramite tariffe, ma solo nella misura non coperta da proventi di congestione o altri oneri. La richiesta di investimento deve essere presentata quando il progetto è maturo e pronto alla costruzione entro 36 mesi; le autorità nazionali di regolamentazione decidono entro 6 mesi e, in caso di mancato accordo, l’Agenzia decide entro 3 mesi, prorogabili di 2 mesi. La decisione deve essere motivata e pubblicata.

L’articolo 17 prevede incentivi normativi per i progetti con rischi più elevati della media. Le autorità nazionali di regolamentazione devono valutare i rischi specifici, le misure di mitigazione e il vantaggio netto del progetto; gli incentivi possono consistere nel riconoscimento dei costi efficientemente sostenuti prima della messa in servizio, in una remunerazione aggiuntiva del capitale o in altre misure idonee. Sono previsti adempimenti nazionali entro gennaio, giugno e settembre 2023 per mappare e pubblicare metodologie e criteri, con possibile intervento di orientamento della Commissione.

Finanziamenti UE

L’articolo 18 collega il regime dei PCI/PMI al meccanismo per collegare l’Europa 2021-2027. Gli studi sono sempre ammissibili; le sovvenzioni per lavori sono ammesse solo al ricorrere di condizioni sostanziali stringenti, tra cui esternalità positive significative, insufficiente sostenibilità commerciale e, in molti casi, una decisione sulla ripartizione transfrontaliera dei costi. La norma si applica anche ai PMI e prevede che questi siano ammessi a condizioni equivalenti, purché contribuiscano agli obiettivi generali energia-clima dell’Unione.

Modifiche ad altri atti e regime transitorio

Il regolamento modifica il regolamento (CE) n. 715/2009, il regolamento (UE) 2019/942, il regolamento (UE) 2019/943, la direttiva 2009/73/CE e la direttiva (UE) 2019/944 per allineare i rispettivi obblighi al nuovo quadro TEN-E. L’articolo 31 introduce un periodo transitorio fino al 31 dicembre 2029 per l’uso di attivi dedicati all’idrogeno convertiti dal gas naturale con miscele predefinite di idrogeno, gas naturale o biometano; l’ammissibilità al finanziamento UE di tali progetti termina però il 31 dicembre 2027.

Per Cipro e Malta, l’articolo 24 prevede una deroga specifica finché i due Stati non saranno direttamente interconnessi alla rete transeuropea del gas o, al più tardi, fino al 31 dicembre 2029. Tale deroga serve a mantenere e favorire progetti capaci di assicurare l’accesso a nuovi mercati dell’energia, compreso l’idrogeno.

Abrogazione, continuità dei vecchi progetti e entrata in vigore

Il regolamento abroga il regolamento (UE) n. 347/2013 a decorrere dal 23 giugno 2022. Tuttavia, il quinto elenco dell’Unione adottato sotto il vecchio regime e alcune disposizioni del regolamento abrogato restano in vigore per i progetti ivi inclusi fino all’entrata in vigore del primo elenco adottato ai sensi del nuovo regolamento; inoltre, i progetti già ammessi all’esame dell’autorità competente conservano per quattro anni alcuni diritti e obblighi del capo III. Il regolamento entra in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione ed è direttamente applicabile in tutti gli Stati membri.