Direttiva 2024/1788

Obiettivo generale e quadro normativo

Articolo 1: la direttiva istituisce un quadro comune per la decarbonizzazione dei mercati del gas naturale e dell’idrogeno e per la creazione di mercati integrati, competitivi, trasparenti e interconnessi. Disciplina organizzazione del settore, accesso al mercato, autorizzazioni, gestione dei sistemi, stoccaggio, fornitura e tutela dei consumatori, con l’obiettivo di sostenere gli obiettivi climatici ed energetici dell’Unione.

Definizioni chiave

Articolo 2: definisce, tra l’altro, gas naturale, gas rinnovabile, sistema del gas naturale, sistema dell’idrogeno, idrogeno a basse emissioni di carbonio, gas a basse emissioni di carbonio, imprese e gestori delle reti, clienti civili e non civili, cliente finale, sistema di entrata-uscita, punto di scambio virtuale, cliente attivo, povertà energetica ed efficienza energetica al primo posto. Le definizioni sono essenziali per delimitare gli ambiti di accesso alle reti, certificazione, diritti dei consumatori e separazione delle attività.

Mercati competitivi e prezzi basati sul mercato

Articoli 3 e 4: gli Stati membri devono garantire libertà di scelta del fornitore, assenza di barriere ingiustificate agli scambi transfrontalieri, trasparenza e non discriminazione, prezzi che riflettano domanda e offerta e un approccio incentrato sui clienti. I fornitori possono determinare i prezzi; gli interventi pubblici di fissazione dei prezzi sono ammessi solo per gas naturale, in favore di clienti in povertà energetica o vulnerabili, e a condizioni rigorose di necessità, proporzionalità, trasparenza e temporaneità. Sono previsti anche prezzi regolati transitori per microimprese e taluni clienti civili, con obblighi di notifica alla Commissione e relazioni periodiche entro il 15 marzo 2025 e poi ogni due anni.

Crisi dei prezzi del gas naturale

Articolo 5: il Consiglio, su proposta della Commissione, può dichiarare con decisione di esecuzione una crisi dei prezzi del gas naturale regionale o dell’Unione se il prezzo all’ingrosso medio supera 2,5 volte la media dei cinque anni precedenti e almeno 180 EUR/MWh per almeno sei mesi, e se i prezzi al dettaglio aumentano di circa il 70 % per almeno tre mesi. Durante la crisi gli Stati membri possono applicare prezzi regolati temporanei e mirati per PMI, clienti civili e servizi sociali essenziali, fino al 70 % del consumo dell’anno precedente; in via eccezionale possono anche fissare prezzi sotto costo per i clienti civili entro l’80 % del consumo mediano domestico, con compensazione dei fornitori e senza distorsioni del mercato. La decisione vale fino a un anno, prorogabile.

Obblighi di servizio pubblico e tutela sociale

Articolo 6: gli Stati membri possono imporre obblighi di servizio pubblico per sicurezza dell’approvvigionamento, regolarità e qualità delle forniture, tutela dell’ambiente, efficienza energetica, rinnovabili, protezione del clima e prezzo del gas naturale, purché gli obblighi siano chiari, trasparenti, non discriminatori e verificabili. Devono inoltre informare la Commissione sulle misure adottate e sulle successive modifiche, e consultare i soggetti interessati in modo aperto e trasparente.

Cooperazione regionale e integrazione dei mercati

Articolo 7: gli Stati membri, le autorità di regolazione e l’ACER devono promuovere l’integrazione regionale dei mercati del gas naturale e dell’idrogeno, la cooperazione tra gestori di sistema e la coerenza normativa, anche per le isole del gas. La Commissione può fornire orientamenti non vincolanti e l’ACER può formulare raccomandazioni vincolate alla cooperazione regolatoria.

Autorizzazioni e grandfathering delle infrastrutture

Articolo 8: per costruzione e gestione di impianti, gasdotti e infrastrutture dell’idrogeno, gli Stati membri devono adottare criteri oggettivi, non discriminatori e procedure trasparenti; le procedure non possono superare due anni, prorogabili di un anno in circostanze straordinarie. Sono previsti sportelli unici gratuiti, possibilità di mantenere o trasferire autorizzazioni e diritti di uso del suolo alle infrastrutture dell’idrogeno, e regole per il rifiuto dell’autorizzazione, la priorità di connessione del biometano e il rifiuto di nuove reti in aree destinate alla dismissione.

Certificazione di gas rinnovabile e combustibili a basse emissioni di carbonio

Articolo 9: il gas rinnovabile è certificato secondo la direttiva (UE) 2018/2001; i combustibili a basse emissioni di carbonio sono certificati in base a una metodologia specifica che deve garantire almeno il 70 % di riduzione delle emissioni di gas serra rispetto al combustibile fossile di riferimento. La Commissione deve adottare, entro il 5 agosto 2025, atti delegati sulla metodologia di calcolo; può inoltre riconoscere sistemi volontari equivalenti e adottare decisioni di riconoscimento con validità massima di cinque anni.

Norme tecniche, connessione e qualità

Articolo 10: gli Stati membri o le autorità di regolazione devono adottare e pubblicare norme tecniche minime per connessione e interoperabilità con impianti GNL, stoccaggi, reti e sistema dell’idrogeno, incluse qualità, odorizzazione e pressione del gas. I gestori devono pubblicare le proprie norme tecniche e gli oneri di connessione del gas rinnovabile secondo criteri oggettivi e trasparenti.

Diritti contrattuali, cambio fornitore, confronto offerte e fatturazione

Artt. 11-16: sono garantiti contratto chiaro, informazione precontrattuale, modifica contrattuale con preavviso, trasparenza dei prezzi e ampia gamma di metodi di pagamento. Il cambio fornitore/partecipante al mercato deve essere rapido, non discriminatorio e, dal 1° gennaio 2026, il processo tecnico non può superare 24 ore nei giorni lavorativi. Gli strumenti di confronto devono essere gratuiti almeno per i clienti civili e per micro e piccole imprese sotto 100.000 kWh annui, indipendenti, trasparenti e affidabili. Le bollette devono essere chiare, gratuite, contenere informazioni minime dettagliate su consumi, costi, diritti, quote di gas rinnovabile e a basse emissioni di carbonio, e dare accesso a dati storici e al conguaglio entro sei settimane dal cambio fornitore.

Misurazione intelligente, dati e interoperabilità

Artt. 17-23: l’introduzione dei sistemi di misurazione intelligenti nel gas naturale e nell’idrogeno richiede una valutazione costi-benefici. Nel gas naturale, i contatori intelligenti devono garantire misurazione accurata, accesso ai dati, sicurezza, privacy e interoperabilità; i contatori già installati prima del 4 agosto 2024 possono restare in servizio, ma quelli non conformi non oltre il 5 agosto 2036. Nel sistema dell’idrogeno, gli Stati membri devono garantire smart metering con requisiti di interoperabilità che saranno definiti dalla Commissione. La gestione dei dati deve essere efficiente, non discriminatoria, sicura e conforme al GDPR; la Commissione adotta requisiti di interoperabilità e accesso ai dati con atti di esecuzione.

Sportelli unici, ADR e protezione dei consumatori vulnerabili

Artt. 24-29: gli Stati membri devono istituire sportelli unici informativi, garantire meccanismi di risoluzione extragiudiziale delle controversie semplici, efficaci e accessibili, e prevedere la partecipazione obbligatoria delle imprese di gas naturale per i clienti civili salvo equivalente efficacia di altri meccanismi. Devono tutelare clienti vulnerabili e in povertà energetica, adottare misure per evitare la disconnessione e garantire fornitore di ultima istanza o misure equivalenti per la continuità della fornitura, almeno per i clienti civili.

Accesso all’infrastruttura del gas naturale

Artt. 30-34: il gas rinnovabile e il gas a basse emissioni di carbonio devono poter accedere al mercato e all’infrastruttura. Per trasporto, distribuzione, impianti GNL, stoccaggio, linepack, reti a monte e linee dirette sono previsti sistemi di accesso dei terzi basati su tariffe o, in taluni casi, su negoziazione. I contratti a lungo termine per gas fossile non soggetto ad abbattimento non possono durare oltre il 31 dicembre 2049.

Accesso all’infrastruttura dell’idrogeno

Artt. 35-38: per le reti, i terminali e lo stoccaggio dell’idrogeno è previsto come regola l’accesso regolato dei terzi con tariffe pubblicate; gli Stati membri possono temporaneamente optare per accesso negoziato fino al 31 dicembre 2032. Sono disciplinati anche i terminali dell’idrogeno, il rifiuto dell’accesso o della connessione per mancanza di capacità, e le ipotesi di disconnessione per la graduale eliminazione del gas naturale, con criteri obiettivi e tutela degli utenti.

Compiti dei gestori di trasporto, distribuzione, stoccaggio e GNL

Artt. 39-45: i gestori devono garantire sicurezza, affidabilità, efficienza, non discriminazione, qualità del gas, trasparenza e cooperazione con altri gestori. Devono costruire capacità transfrontaliera, pubblicare regole di bilanciamento, gestire connessioni di impianti di biometano e di impianti di produzione di gas rinnovabile o a basse emissioni di carbonio. La connessione del biometano e dell’idrogeno è soggetta a procedure trasparenti approvate dall’autorità di regolazione.

Separazione e indipendenza dei gestori di distribuzione e delle reti idrogeno

Artt. 46-49: sono previste regole di separazione minima per i gestori dei sistemi di distribuzione e delle reti di distribuzione dell’idrogeno appartenenti a imprese verticalmente integrate, con soglie di esenzione per piccoli operatori. Sono inoltre disciplinati i sistemi di distribuzione chiusi e i sistemi combinati, con possibilità di deroghe e obblighi di non discriminazione e di contabilità separata.

Norme specifiche per le reti dell’idrogeno

Artt. 50-54: i gestori delle reti, dello stoccaggio e dei terminali dell’idrogeno devono gestire infrastrutture sicure ed efficienti, evitare perdite di idrogeno, garantire bilanciamento dal 1° gennaio 2033 e cooperare per capacità transfrontaliera. Sono previste deroghe per reti esistenti al 4 agosto 2024, reti geograficamente limitate e reti in regioni isolate, oltre a regole per i collegamenti con paesi terzi, la riservatezza e la certificazione. Il regime ordinario punta all’accesso regolato di terzi e all’indipendenza gestionale.

Pianificazione di rete integrata e dismissioni

Artt. 55-57: i gestori devono presentare piani decennali di sviluppo della rete per gas naturale e idrogeno, basati su scenari comuni, consultazioni pubbliche, coerenza con i piani energia/clima e considerazione della dismissione o riconversione degli asset. Per la distribuzione dell’idrogeno e la dismissione della rete del gas naturale sono previsti piani specifici o comuni, aggiornati periodicamente, con attenzione a efficienza energetica, consumo futuro, riconversione e tutela degli utenti finali.

Costi di connessione biometano e finanziamento dell’infrastruttura idrogeno

Artt. 58-59: gli Stati membri devono istituire un quadro per costi e oneri di connessione del biometano, coerente con l’efficienza energetica e la non discriminazione. Per l’infrastruttura transfrontaliera dell’idrogeno, se non vi sono tariffe ai punti di interconnessione, è previsto un meccanismo di compensazione finanziaria tra gestori a decorrere dal 1° gennaio 2033, con accordi e, in mancanza, decisioni delle autorità di regolazione o dell’ACER.

Separazione proprietaria e modelli di indipendenza

Artt. 60-67: sono stabilite regole di separazione proprietaria per i sistemi di trasporto del gas naturale e di indipendenza per gestori di sistema indipendenti e gestori di trasporto indipendenti. Il pacchetto comprende requisiti su beni, personale, identità societaria, indipendenza dell’amministrazione, organo di sorveglianza, programma di adempimenti e responsabile della conformità. In caso di gestori del sistema di trasporto, le sanzioni possono arrivare fino al 10 % del fatturato annuo. Tali regole servono ad eliminare conflitti di interesse e discriminazioni nell’accesso alla rete.

Separazione dei gestori delle reti di trasporto dell’idrogeno

Artt. 68-70: dal 5 agosto 2026 i gestori delle reti di trasporto dell’idrogeno devono essere separati secondo principi analoghi a quelli dei gestori del gas naturale, con possibilità di modelli indipendenti o integrati in alcuni casi. Sono previste deroghe per reti esistenti, per specifiche strutture in Estonia, Lettonia e Lituania fino al 31 dicembre 2030, e per separazione orizzontale con valutazione costi-benefici e controllo di impatto su trasparenza, sussidi incrociati e tariffe.

Certificazione dei gestori e controllo dei paesi terzi

Artt. 71-72: prima della designazione, i gestori devono essere certificati dall’autorità di regolazione; la Commissione interviene nel procedimento e, in caso di controllo da parte di soggetti di paesi terzi, valuta il rischio per la sicurezza dell’approvvigionamento energetico e per gli interessi essenziali dell’Unione e degli Stati membri. La decisione definitiva deve essere adottata entro termini stringenti e pubblicata insieme al parere della Commissione.

Separazione contabile e trasparenza

Artt. 74-75: le autorità e le autorità competenti hanno diritto di accesso alla contabilità; le imprese di gas naturale e di idrogeno devono tenere conti annuali e conti separati per ogni attività regolata, evitando sussidi incrociati tra gas naturale e idrogeno. Le regole di allocazione di costi, ricavi, attivi e passivi devono essere trasparenti e modificabili solo in casi eccezionali.

Autorità di regolazione nazionali

Artt. 76-79: ogni Stato membro deve designare un’unica autorità di regolazione nazionale indipendente, dotata di risorse e poteri adeguati, con mandato di 5-7 anni rinnovabile una volta. Le autorità devono poter fissare o approvare tariffe e metodologie, imporre sanzioni, effettuare indagini, risolvere controversie, vigilare su trasparenza, mercati, qualità del gas, protezione dei consumatori, piani di rete e accesso ai dati. Le sanzioni possono includere multe fino al 10 % del fatturato annuo.

Cooperazione regionale, controlli e conservazione dei dati

Artt. 80-82: le autorità di regolazione devono cooperare tra loro, con l’ACER e, se del caso, con autorità di paesi terzi; possono essere richiesti pareri dell’ACER sulla conformità alle regole di rete. Le imprese di fornitura devono conservare per almeno cinque anni i dati sulle transazioni dei contratti e dei derivati su gas naturale e idrogeno, con atti delegati della Commissione per metodologie e formato dei dati.

Misure di salvaguardia, parità di condizioni e accordi con paesi terzi

Artt. 83-89: sono previste misure di salvaguardia in caso di crisi improvvisa del mercato e meccanismi di parità di condizioni, soggetti a notifica e approvazione della Commissione. La direttiva disciplina anche gli accordi tecnici per condotte verso e da paesi terzi, la procedura di abilitazione per modificare o concludere accordi internazionali e le deroghe per specifiche infrastrutture, incluse le reti isolate o i gasdotti transfrontalieri esistenti.

Delega alla Commissione e riesami periodici

Artt. 90-92: la Commissione riceve deleghe per adottare atti delegati su metodologia di certificazione, cooperazione tra autorità, conservazione dati e altri aspetti tecnici; opera secondo procedura di comitato per gli atti di esecuzione. Sono previsti riesami entro il 31 dicembre 2030 e relazioni ulteriori nel 2035 sull’attuazione del quadro per l’idrogeno e le reti di distribuzione.

Modifica della direttiva (UE) 2023/1791

Articolo 93: sono soppressi gli articoli 17 e 19 della direttiva (UE) 2023/1791, è sostituito l’articolo 39, secondo comma, e viene soppresso l’allegato VIII. L’articolo 93 si applica dal 5 agosto 2026.

Termini di recepimento e abrogazione

Articolo 94: gli Stati membri devono recepire la maggior parte delle disposizioni entro il 5 agosto 2026, con obbligo di comunicazione alla Commissione. Articolo 95 abroga la direttiva 2009/73/CE dal 4 agosto 2024, mantenendo gli obblighi di recepimento delle parti non modificate e di quelle con date di applicazione particolari. Articolo 96 stabilisce l’entrata in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione e l’applicazione dell’articolo 93 dal 5 agosto 2026.