Regolamento (UE) 2019/943

Regolamento (UE) 2019/943 sul mercato interno dell’energia elettrica

Il regolamento rifuso sostituisce il quadro previgente del regolamento (CE) n. 714/2009 e intende rendere il mercato elettrico dell’Unione più integrato, concorrenziale, trasparente e capace di accompagnare la transizione energetica. Il testo è costruito attorno a tre assi: formazione dei prezzi secondo domanda e offerta, libero accesso transfrontaliero alle reti, e rafforzamento della cooperazione tra operatori e autorità di regolazione.

Finalità e principi di sistema

Il regolamento si colloca nel contesto dell’Unione dell’energia e del quadro 2030 per clima ed energia. Tra le finalità principali vi sono l’efficienza del mercato, la sicurezza dell’approvvigionamento, la flessibilità del sistema, la sostenibilità, la decarbonizzazione e l’innovazione. Le regole del mercato devono favorire la partecipazione dei clienti, la gestione della domanda, lo stoccaggio e l’integrazione delle energie rinnovabili, assicurando al contempo segnali di prezzo che riflettano la scarsità e gli investimenti necessari.

Principi generali del mercato e ruolo dei partecipanti

L’articolo 3 fissa i principi fondamentali: prezzi determinati da domanda e offerta, assenza di interventi distorsivi sulla formazione del prezzo, partecipazione dei clienti finali e delle piccole imprese anche tramite aggregazione, decarbonizzazione dell’economia e accesso alle reti su base oggettiva, trasparente e non discriminatoria. L’articolo 4 attribuisce alla Commissione un ruolo di sostegno alle regioni ad alta intensità di carbone e di carbonio, anche tramite cooperazione con le parti interessate, accesso ai fondi e scambio di buone pratiche, in una logica di transizione equa.

Bilanciamento, mercati di bilanciamento e prezzo dell’energia

L’articolo 5 stabilisce la responsabilità del bilanciamento: ogni partecipante al mercato risponde degli sbilanciamenti che provoca, direttamente o tramite un responsabile del bilanciamento da lui scelto. Le deroghe sono eccezionali e limitate a progetti dimostrativi, piccoli impianti rinnovabili e taluni impianti già sostenuti e commissionati prima del 4 luglio 2019; dal 1° gennaio 2026 la soglia per i nuovi impianti rinnovabili scende a 200 kW. L’articolo 6 organizza il mercato del bilanciamento in modo trasparente e tecnologicamente neutrale, vietando che il prezzo dell’energia di bilanciamento sia predeterminato da contratti di capacità; il prezzo segue, di regola, il meccanismo marginale e gli sbilanciamenti sono valorizzati al prezzo del valore dell’energia in tempo reale. Sono anche disciplinati la tempistica delle aste, le percentuali minime di contratti a breve termine e la pubblicazione quasi in tempo reale dei dati di sistema.

Mercati del giorno prima, infragiornaliero e a termine

Gli articoli 7, 8 e 9 completano la struttura dei mercati a breve e medio termine. I mercati del giorno prima e infragiornalieri devono massimizzare la possibilità di correggere gli sbilanciamenti e negoziare il più vicino possibile al tempo reale, con prodotti di dimensione adeguata anche per piccoli operatori, domanda e rinnovabili distribuite. Il periodo di regolazione degli sbilanciamenti è fissato a 15 minuti entro il 1° gennaio 2021, con deroghe limitate nel tempo. I mercati a termine devono consentire la copertura del rischio attraverso diritti di trasmissione a lungo termine o strumenti equivalenti, con allocazione trasparente, basata sul mercato e non discriminatoria.

Prezzi, limiti tecnici e valore del carico perso

L’articolo 10 sancisce che il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica non abbia limiti massimo o minimo, salvo limiti tecnici armonizzati nei mercati del giorno prima e infragiornalieri, i quali devono essere elevati, trasparenti e adattarsi automaticamente se prossimi a essere raggiunti. Le autorità nazionali devono inoltre identificare e rimuovere misure nazionali che limitino indirettamente la formazione dei prezzi. L’articolo 11 impone la stima del valore del carico perso, necessaria anche per gli standard di affidabilità e per il dimensionamento dei meccanismi di capacità.

Dispacciamento prioritario e ridispacciamento

L’articolo 12 ammette il dispacciamento prioritario solo in casi tassativi: piccoli impianti rinnovabili, progetti dimostrativi e, con limiti, impianti di cogenerazione ad alto rendimento sotto 400 kW. Sono previste salvaguardie per gli impianti già beneficiari prima del 4 luglio 2019, ma il privilegio cessa in caso di modifiche significative. L’articolo 13 disciplina il ridispacciamento, che deve essere preferibilmente di mercato, aperto a tutte le risorse, anche in altri Stati membri, e compensato finanziariamente; il ridispacciamento non di mercato è ammesso solo in assenza di alternative, in caso di mercato insufficiente o di congestioni strutturali particolari.

Zone di offerta, congestione e capacità minima

Gli articoli 14-17 costituiscono il cuore del sistema di accesso alle reti e di gestione della congestione. Le zone di offerta devono riflettere le congestioni strutturali di lungo periodo e non contenerle, salvo esenzioni temporanee e condizioni stringenti; è previsto un riesame dettagliato delle zone, con ruolo di ENTSO, autorità di regolazione, ACER e, in ultima istanza, della Commissione. Se una congestione strutturale è accertata, lo Stato membro deve scegliere tra piano d’azione o ridefinizione della zona di offerta. Il piano d’azione deve far crescere la capacità commerciale interzonale lungo una traiettoria lineare fino alla capacità minima, da raggiungere entro il 31 dicembre 2025. L’articolo 16 impone che il 70 % della capacità sia messo a disposizione degli scambi interzonali, salvo deroghe motivate per sicurezza operativa; l’articolo 17 disciplina la riallocazione della capacità tra i diversi orizzonti temporali.

Corrispettivi di rete e rendita di congestione

L’articolo 18 richiede tariffe di accesso e uso della rete correlate ai costi, trasparenti e non discriminatorie, idonee a dare segnali corretti a produttori e clienti finali. Le tariffe non devono penalizzare stoccaggio, aggregazione, autoconsumo o gestione della domanda. L’articolo 19 stabilisce che i proventi delle procedure di gestione della congestione vadano prioritariamente a garantire la disponibilità della capacità assegnata, a mantenere o aumentare la capacità interzonale o a coprire investimenti di rete; solo in via residuale possono essere considerati come rendita da computare nelle tariffe di rete. Le autorità di regolazione devono ricevere una relazione annuale entro il 1° marzo.

Adeguatezza delle risorse e meccanismi di capacità

Il capo IV introduce un percorso gerarchico: prima la valutazione europea dell’adeguatezza delle risorse, poi eventuali piani di attuazione nazionali per rimuovere distorsioni normative e carenze di mercato, e solo in ultima istanza i meccanismi di capacità. Gli articoli 20 e 21 impongono che i meccanismi di capacità siano temporanei, giustificati da effettivi problemi di adeguatezza, approvati dalla Commissione per massimo 10 anni e progressivamente eliminati. L’articolo 22 fissa i criteri di progettazione: concorrenza, non discriminazione, apertura a tutte le risorse idonee, penalità per indisponibilità e, per le riserve strategiche, mantenimento fuori mercato fino all’attivazione. Sono previste soglie di emissione di CO2 molto rigorose: dal 4 luglio 2019 nuova capacità con emissioni superiori a 550 g CO2 fossile/kWh non può essere impegnata; dal 1° luglio 2025 la regola si estende anche a capacità più vecchie sopra determinati livelli medi annui.

Valutazione europea e nazionale dell’adeguatezza; parametro di affidabilità

Gli articoli 23-25 disciplinano la metodologia di valutazione, affidata all’ENTSO per l’energia elettrica e soggetta ad approvazione dell’ACER. La valutazione deve coprire dieci anni, usare scenari di riferimento, calcoli probabilistici, modelli di mercato e indicatori come energia prevista non fornita e previsione di perdita di carico. Le valutazioni nazionali, di portata regionale, possono aggiungere sensibilità specifiche ma devono motivare eventuali divergenze rispetto alla valutazione europea. Il parametro di affidabilità, richiesto per i meccanismi di capacità, deve essere trasparente e basato almeno su LOLP/EENS e sul valore del carico perso.

Partecipazione transfrontaliera ai meccanismi di capacità

L’articolo 26 apre i meccanismi di capacità alla partecipazione transfrontaliera diretta delle capacità estere, salvo limiti tecnici o alcune discipline transitorie per i meccanismi già esistenti al 4 luglio 2019. Sono previsti il calcolo della capacità massima in entrata, la ripartizione dei proventi, le verifiche di disponibilità e un registro dei fornitori ammissibili. Le capacità assegnate sono trasferibili tra fornitori eleggibili e i pagamenti per indisponibilità devono essere eseguiti anche in caso di impegni multipli.

Governance europea: ENTSO, EU DSO e centri di coordinamento regionali

Gli articoli 28-47 rafforzano la governance del sistema. L’ENTSO per l’energia elettrica coordina i gestori di trasmissione, sviluppa codici di rete, piani decennali e valutazioni di adeguatezza, promuove la digitalizzazione e riferisce all’ACER; l’EU DSO rappresenta i gestori di distribuzione a livello dell’Unione, facilita l’integrazione di rinnovabili, generazione distribuita, stoccaggio e gestione della domanda e partecipa allo sviluppo dei codici di rete pertinenti. I centri di coordinamento regionali sostituiscono i coordinatori regionali della sicurezza, sono istituiti per regioni di gestione del sistema e svolgono compiti concreti quali calcolo coordinato della capacità, analisi della sicurezza, modelli comuni di rete, pianificazione delle indisponibilità, approvvigionamento regionale di capacità di riserva e bilanciamento, valutazioni di adeguatezza a breve termine, supporto alla gestione delle crisi e al calcolo della capacità estera per i meccanismi di capacità.

Trasparenza, consultazioni e controlli

L’ENTSO e l’EU DSO devono seguire procedure di consultazione ampie, aperte e trasparenti, con pubblicazione dei documenti e motivazione delle scelte. L’ACER controlla l’esecuzione dei compiti dell’ENTSO e l’attuazione dei codici di rete, esprime pareri sui piani di sviluppo della rete e può richiedere modifiche alle proposte. L’articolo 50 rafforza la trasparenza informativa: i gestori di rete devono pubblicare dati di capacità, previsioni, domanda, disponibilità degli impianti e informazioni utili alla vigilanza; le imprese di generazione con capacità significativa devono conservare per cinque anni i dati orari per impianto. L’articolo 51 disciplina inoltre la certificazione dei gestori di sistemi di trasmissione con intervento della Commissione e dell’autorità di regolazione.

Codici di rete, orientamenti e poteri normativi della Commissione

Gli articoli 58-61 attribuiscono alla Commissione il potere di adottare codici di rete e orientamenti, mediante atti di esecuzione o delegati, in settori dettagliatamente elencati: sicurezza e affidabilità della rete, allocazione della capacità e gestione della congestione, bilanciamento, servizi ancillari non di frequenza, gestione della domanda, scambio dati e trasparenza, e cybersicurezza. La procedura ruota attorno agli orientamenti quadro dell’ACER, alla consultazione degli stakeholder e alla predisposizione di proposte da parte dell’ENTSO o dell’EU DSO. Gli Stati membri possono mantenere o introdurre misure più dettagliate compatibili con il diritto dell’Unione, ai sensi dell’articolo 62.

Esenzioni per nuovi interconnettori e deroghe speciali

L’articolo 63 consente esenzioni per nuovi interconnettori in corrente continua e, eccezionalmente, alternata, nonché per aumenti significativi di capacità di interconnettori esistenti, purché siano soddisfatte rigorose condizioni di concorrenza, rischio dell’investimento, separazione giuridica, remunerazione dell’uso e assenza di effetti negativi sul mercato interno. La decisione è nazionale, ma può essere sottoposta al parere dell’ACER e al controllo finale della Commissione, che può imporre modifiche o annullamenti entro 50 giorni lavorativi. L’articolo 64 prevede deroghe per piccoli sistemi isolati e collegati, per regioni ultraperiferiche e una disciplina speciale per Cipro fino all’interconnessione con altri Stati membri.

Sanzioni, informazioni e procedura di comitato

Gli articoli 65-67 disciplinano la raccolta di informazioni, la riservatezza e il sistema sanzionatorio. Gli Stati membri e le autorità di regolazione devono fornire le informazioni richieste dalla Commissione; se ciò non avviene, la Commissione può rivolgersi direttamente alle imprese interessate. Le sanzioni nazionali devono essere effettive, proporzionate e dissuasive; la Commissione può inoltre infliggere ammende fino all’1 % del fatturato per informazioni inesatte, incomplete o fuorvianti. L’articolo 67 richiama la procedura di comitato del regolamento (UE) n. 182/2011.

Riesami, abrogazione ed entrata in vigore

L’articolo 69 impone alla Commissione di riesaminare entro il 1° luglio 2025 i codici di rete e gli orientamenti esistenti e, entro il 31 dicembre 2030, il regolamento nel suo complesso. L’articolo 70 abroga il regolamento (CE) n. 714/2009. L’articolo 71 stabilisce l’entrata in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione in GUUE e l’applicazione generale dal 1° gennaio 2020, con alcune disposizioni applicabili già dalla data di entrata in vigore, tra cui quelle su zone di offerta, adeguatezza e centri di coordinamento regionali.