Camera dei deputati

ALLEGATO 1

Proposta di regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio sul mercato interno dell'energia elettrica (COM(2016) 861).

DOCUMENTO FINALE APPROVATO

  La X Commissione,
   esaminate congiuntamente, ai sensi dell'articolo 127 del regolamento della Camera dei deputati, la proposta di regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio sul mercato interno dell'energia elettrica (COM(2016) 861), la proposta di regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio sulla preparazione ai rischi nel settore dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2005/89/CE (COM(2016)862); la proposta di regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio che istituisce un'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (COM(2016) 863); la proposta di direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica (COM(2016) 864);
   premesso che:
    le quattro proposte intervengono sulla disciplina relativa al mercato dell'energia di cui alle norme contenute nel cosiddetto «terzo pacchetto Energia» adottato nel 2009;
    tali norme, pur avendo assicurato progressi concreti per i consumatori, quali una maggiore liquidità dei mercati e l'aumento degli scambi transfrontalieri, necessitano di essere adeguate ai cambiamenti intervenuti nel settore, a partire dal crescente utilizzo delle fonti rinnovabili e dal maggior sviluppo delle nuove tecnologie digitali;
    in particolare, il ruolo sempre maggiore svolto nel mix energetico dalle energie rinnovabili, che per loro natura sono più variabili, meno prevedibili e decentrate rispetto alle fonti tradizionali, comporta la necessità di adeguare le regole di gestione del mercato e delle reti a mercati dell'energia elettrica più flessibili e integrati a breve termine;
    le misure proposte prevedono, nel loro insieme, interventi in materia di nuovo assetto dei sistemi elettrici al fine di garantire, con l'integrazione delle fonti rinnovabili nel sistema di rete, il passaggio da un sistema basato su grandi impianti di produzione a un sistema in cui operano numerosi piccoli impianti di generazione decentrati e connessi direttamente alla rete di distribuzione e la partecipazione attiva dei consumatori/auto-produttori (sia civili che industriali), nonché di aggregatori di consumatori;
    le proposte in esame, nelle intenzioni della Commissione europea, dovrebbero contribuire a garantire la libera circolazione dell'energia elettrica in base alle necessità effettive, tramite segnali di prezzo non falsati, e la progressiva decarbonizzazione del sistema energetico;
    nonostante i progressi realizzati dal «terzo pacchetto Energia», permangono ancora alcune criticità nei mercati dell'energia elettrica. In particolare, nel mercato all'ingrosso, sussistono ostacoli agli scambi transfrontalieri, mentre le capacità degli interconnettori non sono utilizzate fino in fondo. Per quanto riguarda, invece, i mercati al dettaglio, i prezzi dell'energia elettrica continuano a essere molto diversi tra gli Stati membri e sono aumentati Pag. 185costantemente per gli utenti domestici a causa dei notevoli incrementi dei corrispettivi per l'uso della rete, tasse e imposte. Inoltre, le spese relative ai cambi di fornitore continuano a rappresentare un ostacolo significativo per i consumatori;
    alcune regole dei mercati nazionali (ad esempio i massimali di costo e le norme che attribuiscono priorità al dispacciamento di taluni impianti) e gli interventi statali (prezzi regolamentati) distorcono la formazione dei prezzi e limitano lo sviluppo di un'effettiva concorrenza. Pertanto, al fine di orientare gli investimenti nei settori in cui sono maggiormente necessari, occorre migliorare i segnali di prezzo, in modo da consentire un'adeguata remunerazione delle risorse flessibili (tra cui la gestione attiva della domanda e lo stoccaggio) e un più efficace dispacciamento degli impianti di generazione esistenti. Segnali di prezzo in tempo reale e più trasparenti sono necessari anche per stimolare la partecipazione dei consumatori, sia individualmente che in maniera aggregata;
    uno dei punti chiave delle proposte in esame è rappresentato dal rafforzamento del mercato interno dell'energia tramite la partecipazione attiva dei consumatori. In particolare, la Commissione europea intende promuovere l'autoconsumo di energie rinnovabili. Negli ultimi anni, infatti, grazie allo sviluppo tecnologico e all'innovazione guidata dalle politiche europee e nazionali, si è assistito alla realizzazione di efficaci tecnologie legate alle energie rinnovabili. Attualmente, tuttavia, l'autoproduzione di energia elettrica continua ad essere ostacolata proprio da una mancanza di norme comuni per i cosiddetti prosumers;
    inoltre, l'autoconsumo può contribuire a ridurre le perdite della rete in quanto l'energia elettrica prodotta e consumata localmente può concorrere a mobilitare gli investimenti privati per finanziare la transizione energetica;
    il modello emergente di autoconsumo apre inoltre nuove opportunità alle piccole e medie imprese, che si confrontano con prezzi elevati dell'energia. Secondo le stime della Commissione, i consumatori commerciali (PMI, uffici, magazzini) possono ottenere elevate percentuali di autoconsumo (tra il 50 per cento e l'80 per cento dell'energia totale necessaria);
    vi è dunque un importante potenziale per la produzione di energia da fonti rinnovabili, che va promosso attraverso strumenti finanziari che rendano ampiamente accessibile l'autoproduzione di energia anche ai consumatori più vulnerabili;
    allo stato attuale, inoltre, mancano quadri giuridici atti a consentire lo svolgimento delle attività delle comunità energetiche locali, che possono rappresentare un modo efficiente per gestire l'energia a livello di comunità, consumando direttamente l'energia elettrica prodotta o destinandola al (tele)riscaldamento-raffreddamento, con o senza connessione ai sistemi di distribuzione;
    l'aumento della produzione decentrata di energia da fonti rinnovabili presenta alcuni profili problematici. La diffusione delle produzioni in piccola scala richiede, infatti, interventi sulle reti elettriche, adeguando le infrastrutture esistenti. Si tratta, per un verso, di passare da reti «unidirezionali» a reti nelle quali anche gli utenti immettono energia e, per un altro verso, di garantire la compatibilità tecnologica tra i nuovi prosumers e la rete di distribuzione;
    si registrano ancora in molti Paesi complesse ed onerose procedure amministrative e autorizzative che rappresentano un ostacolo significativo per la diffusione di progetti di autoconsumo su piccola scala;
    la riduzione dei costi si ottiene anche grazie all'accesso diretto alle informazioni sui consumi in tempo reale e non soltanto in occasione della fatturazione. È stato verificato, infatti, che – sulla base dei propri dati sul consumo – gli utenti modificano i comportamenti e riducono il consumo di energia.

  Con specifico riferimento alla proposta di regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio sul mercato interno dell'energia elettrica (COM(2016) 861);
   preso atto degli elementi di conoscenza e valutazione acquisiti nel corso delle audizioni svolte sul documento;
   ferme restando le considerazioni svolte in premessa con riferimento alle proposte del pacchetto sul mercato dell'energia elettrica;
   premesso ulteriormente che:
    nel contesto di riforma dell'assetto del mercato elettrico, la proposta di regolamento sul mercato europeo dell'elettricità è quella che più delle altre affronta aspetti prettamente tecnico-regolatori che in molti casi sono stati già disciplinati a livello europeo o sono in corso di discussione nell'ambito dei cosiddetti codice di rete, che prevedono l'adozione di norme tecniche con regolamenti della Commissione, previa consultazione di esperti nazionali;
    la proposta di regolamento presenta numerose intersezioni con le altre proposte del pacchetto sul mercato elettrico, in particolare con riguardo ai temi della cooperazione regionale, delle attività di distribuzione, della flessibilità, dei consumatori attivi e delle comunità energetiche locali;
    l'articolo 13 della proposta stabilisce che ogni zona di offerta dovrebbe essere equivalente a una zona di prezzo di sbilanciamento. Inoltre prevede che i gestori dei sistemi di trasmissione che partecipano al riesame delle zone di offerta presentino alla Commissione una proposta sull'eventualità di mantenere o modificarne la configurazione e che, in base a tale proposta, la Commissione adotti la decisione di mantenere o modificare la configurazione delle zone di offerta;
    l'articolo 16 prevede che le tariffe di distribuzione rispecchino i costi di utilizzo della rete di distribuzione da parte degli utenti del sistema, che comprendono i clienti attivi, e possano essere differenziate sulla base dei profili di consumo o di generazione di tali utenti. Nei casi in cui gli Stati membri hanno introdotto sistemi di misurazione intelligenti, le autorità di regolamentazione possono introdurre tariffe di rete orarie, che riflettano l'utilizzo della rete, in modo trasparente e prevedibile per il consumatore;
    l'articolo 18 della proposta si fonda sul presupposto che i problemi di inadeguatezza dei sistemi elettrici dipendono prevalentemente da distorsioni indotte da interventi amministrativi di contenimento del livello dei prezzi e propone conseguentemente di condizionare l'avvio di meccanismi di lungo termine, quali i mercati per la remunerazione della capacità (CRM), alla verifica di una serie di pre-condizioni. In particolare, una volta individuata una criticità a livello nazionale in termini di adeguatezza, gli Stati membri possono introdurre CRM solo dopo aver eliminato ogni distorsione regolatoria che inibisca un'adeguata crescita dei prezzi, sviluppato gli stoccaggi e le interconnessioni, incentivato la partecipazione della domanda e promosso l'efficienza energetica;
    l'articolo 20 della proposta stabilisce che nell'applicare i meccanismi di regolazione della capacità, gli Stati membri prevedono un parametro di affidabilità che indica il livello desiderato di sicurezza dell'approvvigionamento in modo trasparente, stabilito dall'autorità nazionale di regolamentazione sulla base della metodologia e dei parametri definiti a livello europeo;
    l'articolo 32 della proposta prevede che i gestori dei sistemi di trasmissione istituiscano centri operativi regionali nel territorio di uno degli Stati membri della regione in cui svolgeranno i loro compiti. I centri operativi regionali integrano il ruolo dei gestori dei sistemi di trasmissione svolgendo funzioni di rilevanza regionale;
    l'articolo 53 della proposta prevede che i gestori dei sistemi di trasmissione e distribuzione cooperino al fine di conseguire Pag. 187un accesso coordinato a risorse quali generazione distribuita, stoccaggio dell'energia e gestione della domanda in grado di sostenere esigenze particolari sia del sistema di distribuzione sia del sistema di trasmissione;
    rilevata la necessità che il presente documento finale sia trasmesso tempestivamente alla Commissione europea, nell'ambito del cosiddetto dialogo politico, nonché al Parlamento europeo e al Consiglio,

ESPRIME UNA VALUTAZIONE POSITIVA

  con le seguenti osservazioni:
   a) in linea generale, occorre valutare se sia fondato e incontrovertibile il presupposto della proposta di regolamento secondo il quale i segnali di prezzo di breve termine avrebbero la capacità di guidare scelte di investimento efficienti. Tale valutazione è necessaria a maggior ragione dal momento che il disegno dei mercati europei (cosiddetto target model) è caratterizzato da una elevata standardizzazione dei prodotti scambiati, sia geografica che temporale; questa standardizzazione limita fortemente la possibilità di inviare al mercato corretti segnali circa il valore dell'energia nelle diverse località in ciascun istante. Al riguardo, si tratta di verificare se non risulti più coerente con la vita economica degli investimenti l'attivazione di strumenti di mercato trasparenti, quali i mercati della capacità pluriennale, sul modello di quello applicato in Italia. Si tratta in altri termini di individuare le soluzioni più opportune che abbiano carattere strutturale e non contingente per la remunerazione della capacità di produzione e delle fonti di flessibilità;
   b) occorre evitare che la normativa proposta si sovrapponga e crei confusione rispetto a regole già introdotte con i Codici di rete europei, per altro oggetto di recente adozione. Si tratta, in particolare, di valutare se la regola generale prevista all'articolo 13 della proposta, che stabilisce che ogni zona di offerta sia equivalente a una zona di prezzo di sbilanciamento, ben si applicherebbe a tutti i sistemi elettrici europei, inclusi quelli caratterizzati da vincoli di rete locali che causano frequentemente la differenziazione del valore dell'energia elettrica tra località incluse nella stessa area di mercato. Per i sistemi elettrici con questa caratteristica, quale è quello italiano, la definizione di zone di prezzo di sbilanciamento non coincidenti con le zone di offerta (molto ampie) ma più ristrette può essere necessaria ad offrire un segnale di prezzo (incentivo a non sbilanciare) corretto, in modo da valorizzare le parti dei sistemi centralizzati per il dispacciamento (central dispatch) che risultino più efficienti. In mancanza di tale segnale di prezzo la gestione dei vincoli di rete locale diventerebbe inutilmente costosa, a danno dei consumatori di energia elettrica;
   c) con riferimento inoltre alla previsione di cui all'articolo 13, che attribuisce alla Commissione europea la decisione di mantenere o modificare la configurazione delle zone di offerta, occorre valutare se non sia più opportuno mantenere la responsabilità della decisione anche in capo alle autorità nazionali;
   d) per quanto concerne le tariffe di distribuzione, di cui all'articolo 16, occorre valutare attentamente se la soluzione prospettata sia la più idonea, alla luce del fatto che in alcuni Paesi, tra cui l'Italia, vige un principio di tariffa di rete unica nazionale che, se da un lato indebolisce l'efficacia del segnale di prezzo, dall'altro, consente di redistribuire i maggiori costi dovuti a colli di bottiglia e congestioni strutturali e applicare un costo del servizio al cliente finale più omogeneo su tutto il territorio nazionale. Anche in questo caso, quindi, si ritiene opportuno operare scelte che tengano conto delle specificità nazionali, specie quando producano risultati positivi;
   e) in merito all'articolo 20, che stabilisce che il livello desiderato di sicurezza, il cosiddetto reliability standard, sia Pag. 188definito dall'autorità di regolazione nazionale, si ritiene più opportuno che tale decisione sia affidata al decisore politico. Infatti, la norma proposta impedirebbe agli Stati membri di attivare misure volte a raggiungere un livello di sicurezza più elevato, nonostante i costi di gestione di un'eventuale crisi (inclusi gli eventuali distacchi e ripercussioni sul sistema produttivo) siano non omogenei a livello europeo e, comunque, integralmente a carico del sistema nazionale;
   f) per quanto riguarda l'introduzione dei centri operativi regionali, i ROCs (Regional Operation Centres), occorre valutare se la soluzione prospettata non comporti un arretramento rispetto a sistemi già in vigore in alcuni Paesi, tra cui l'Italia, nei quali i TSOs (Transmission System Operators) assumono una diretta responsabilità nei confronti dello Stato per lo svolgimento delle funzioni ad esso affidate. Un legame di tale natura non esisterebbe, invece, tra lo Stato ed il ROC. Tra l'altro, la previsione appare disallineata rispetto a quanto previsto nei sopra richiamati codici di rete europei di recente adozione (System Operation Guidelines) laddove è stabilito che i Regional Security Coordinators (con funzioni simili ai ROCs), non adottano decisioni vincolanti, ma soltanto proposte e raccomandazioni. Occorre, pertanto, valutare se non sia più opportuno, sempre in un'ottica di convergenza progressiva verso sistemi meno frammentati, prevedere che tali centri si configurino piuttosto come piattaforme di cooperazione fra gestori dotate di soli poteri di indirizzo – e non decisori vincolanti – sugli organismi nazionali;
   g) in generale, occorre che venga chiarita l'attribuzione di responsabilità tra ROC, Stati membri e gestori di rete nazionali, evitando la dispersione dei poteri decisionali e la burocratizzazione di attività che richiedono tempi di reazione molto rapidi, a tutela della sicurezza del sistema elettrico;
   h) la proposta all'articolo 53, appare suscettibile di creare contrapposizioni tra TSOs e DSOs (Distribution System Operators) nell'accesso alle medesime risorse con possibili effetti non efficienti sul piano della sicurezza del sistema elettrico. Sarebbe opportuno, quindi, che il quadro normativo europeo lasciasse agli Stati membri la possibilità di definire un modello di cooperazione tra DSOs e TSOs che ben si adatti alle caratteristiche specifiche del proprio sistema elettrico, anche con riferimento all'attribuzione univoca delle responsabilità della sicurezza.

ALLEGATO 2

Proposta di regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio sulla preparazione ai rischi nel settore dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2005/89/CE (COM(2016) 862).

DOCUMENTO FINALE APPROVATO

  La X Commissione,
   esaminata, ai sensi dell'articolo 127 del regolamento della Camera dei deputati, la proposta di regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio sulla preparazione ai rischi nel settore dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2005/89/CE (COM(2016)862);
   preso atto degli elementi di conoscenza e valutazione acquisiti nel corso delle audizioni svolte sul documento;
   ferme restando le considerazioni svolte in premessa con riferimento alle proposte del pacchetto sul mercato dell'energia elettrica;
   premesso ulteriormente che:
    la sicurezza e la continuità nella disponibilità di energia elettrica a costi ragionevoli è un elemento imprescindibile per il buon funzionamento delle società moderne. Pertanto, occorre creare le condizioni per evitare o perlomeno minimizzare i rischi che possano mettere a repentaglio tale sicurezza e continuità;
    a tale scopo, anche per diminuire la dipendenza da fornitori esteri, il parco di generazione elettrico europeo sta evolvendo: da un sistema basato sulle fonti fossili a un sistema indirizzato maggiormente l'utilizzo di fonti rinnovabili e di tecnologie a basse emissioni di carbonio;
    è indispensabile costruire un sistema europeo dell'energia elettrica, che consenta di prevenire i rischi derivanti da una frammentazione dei mercati nazionali. Il buon funzionamento del sistema presuppone che esista una disponibilità di fonti senza discontinuità, ma anche di reti di distribuzione e trasmissione interconnesse e sufficientemente flessibili in grado di rispondere ad eventuali shock;
    la sicurezza dell'approvvigionamento necessita, pertanto, di una rete interconnessa, sincronizzata e caratterizzata da mercati ben funzionanti, che adotti soluzioni transfrontaliere che permettano agli Stati membri di beneficiare di eventuali eccedenze di produzione in altri Stati;
    l'obiettivo prioritario della proposta di regolamento è garantire che tutti gli Stati membri adottino adeguati strumenti di prevenzione e gestione di situazioni di crisi nella disponibilità di energia elettrica, dovute a condizioni climatiche estreme, discontinuità nelle forniture e da eventuali attacchi dolosi, compresi quelli di tipo informatico;
    a tal fine, la proposta di regolamento prevede norme sulla cooperazione tra gli Stati membri improntate ai principi di solidarietà, introducendo una dimensione regionale nella valutazione e nella gestione delle crisi;
    a giudizio della Commissione europea, la proposta si è resa necessaria in quanto attualmente gli Stati membri adottano approcci molto divergenti che tendono a considerare esclusivamente il contesto nazionale, senza tener conto di quanto accade negli Stati confinanti;Pag. 190
    la normativa vigente (direttiva 2005/89/CE) si limita a definire obiettivi generali di sicurezza dell'approvvigionamento, lasciando agli Stati membri la determinazione dei modi e degli strumenti con cui perseguirli. Tale direttiva si è rivelata operativamente poco efficace;
    la proposta di regolamento abroga la direttiva prevedendo una disciplina più puntuale e dettagliata per quanto riguarda l'articolazione delle diverse fasi di prevenzione e gestione delle crisi. Peraltro, pur facendosi ricorso allo strumento del regolamento, si può osservare che, mentre la relativa disciplina è molto precisa per quanto concerne i profili procedurali e metodologici, alcune altri parti, quali quelle concernenti i livelli delle prestazioni e l'individuazione dei clienti protetti, non vengono definite dettagliatamente, ma vengono rimesse ad una fase successiva;
    la proposta di regolamento ha un impianto parzialmente corrispondente a quello dell'omologa proposta di regolamento (COM(2016) 52), presentata il 16 febbraio 2016, volta a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas, in relazione alla quale è emerso che in prospettiva la suddivisione in regioni dovrà considerarsi superata e il principio di solidarietà dovrà trovare attuazione a livello continentale e non esclusivamente in specifici ambiti regionali;
    la proposta in esame, peraltro, rispetto a quella relativa al settore del gas risulta meno dettagliata, in particolare per quanto riguarda l'individuazione delle regioni e delle categorie di utenti protetti, per le quali si rinvia ad atti successivi;
    in particolare, l'articolo 2 definisce la «regione» come un gruppo di Stati membri che condividono lo stesso centro operativo regionale, per la cui istituzione (da parte dell'ACER su proposta dell'ENTSO-E) si rinvia ad un'altra proposta di regolamento facente parte del pacchetto «Energia pulita»;
    analogamente, per quanto riguarda le categorie di clienti protetti, a differenza della citata proposta concernente il gas, la proposta in esame non individua direttamente le categorie (famiglie, servizi essenziali e impianti di teleriscaldamento) ai quali deve essere prioritariamente garantita la disponibilità del gas – ove necessario anche interrompendo l'approvvigionamento ai clienti non protetti – ma per la loro individuazione rinvia ai piani di preparazione dei rischi, ai sensi dell'articolo 11, lettera h);
    le prospettive stagionali dell'adeguatezza sono elaborate dall'ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) che può delegare i compiti ai centri operativi regionali, mentre le valutazioni dell'adeguatezza a orizzonte da settimanale a infragiornaliero per le rispettive regioni sono effettuate dai centri operativi regionali (articoli 8-9);
    rilevata la necessità che il presente documento finale sia trasmesso tempestivamente alla Commissione europea, nell'ambito del cosiddetto dialogo politico, nonché al Parlamento europeo e al Consiglio,

ESPRIME UNA VALUTAZIONE POSITIVA

  con le seguenti osservazioni:
   a) la proposta ha il pregio di portare i temi della sicurezza e della prevenzione dei rischi ad una dimensione sovranazionale, armonizzando e razionalizzando le esperienze degli operatori di rete che finora hanno regolato, prevalentemente attraverso accordi bilaterali e multilaterali, sia la gestione ordinaria che quella delle emergenze. Tuttavia, resta da valutare se il criterio proposto, che fa riferimento alla dimensione regionale, sia il più efficace e tenga adeguatamente conto delle esigenze di continuità del servizio di ciascuno Stato membro e delle diverse specificità nazionali;
   b) inoltre, appare opportuno definire con la necessaria chiarezza i confini delle responsabilità tra centri, Stati membri e gestori di rete nazionali, in modo da Pag. 191evitare di complicare il processo decisionale in un ambito che richiede tempi di reazione molto rapidi, con il rischio di indebolire, anziché rafforzare, la sicurezza del sistema elettrico. In particolare non appare chiara la capacità operativa dei centri di controllo regionale rispetto all'attività dei TSOs, che pertanto andrebbe definita con maggiore precisione ai fini di una migliore identificazione delle responsabilità nelle scelte operative e nelle eventuali compensazioni;

   c) occorre poi corresponsabilizzare i TSOs e valorizzarne le competenze, specie in presenza di situazioni di crisi, consentendo loro di effettuare valutazioni autonome su come gestire le stesse crisi e di attuare misure non di mercato qualora si ponga l'esigenza di reagire tempestivamente, anticipando il più possibile le risposte in presenza di condizioni che prevedibilmente possano deteriorarsi;

   d) in generale, occorre garantire un equilibrato ed efficace riparto dei poteri tra livello sovranazionale e livello nazionale, riservando in capo agli Stati membri un adeguato margine di discrezionalità affinché possano predisporre le strategie più idonee ad assicurare gli approvvigionamenti elettrici sul proprio territorio. A tal fine, si segnala, altresì, l'opportunità di valutare l'istituzione, da parte degli Stati membri, eventualmente per il tramite dei regolatori nazionali, di un'adeguata struttura di supervisione sull'attività dei centri regionali di controllo;

   e) riguardo alla composizione delle regioni, le stesse dovrebbero essere definite in base ad esigenze di pianificazione operative a breve termine, consentendo agli Stati membri soluzioni più adeguate alle loro esigenze; inoltre, sarebbe opportuno che le regioni fossero in linea con il perimetro geografico dei Regional Security Coordinators (RSCs), istituiti dai gestori dei sistemi di trasmissione (TSOs, Transmission System Operators) con il compito di assisterli nel mantenimento della sicurezza operativa del sistema elettrico (ad es. Terna fa parte dell'RSC Coreso, di cui fanno parte anche i gestori di Francia, Germania, Belgio, Regno Unito e Portogallo);

   f) per quanto riguarda le valutazioni di adeguatezza con orizzonte inferiore ad un anno, che attualmente vengono condotte a livello di ciascuno Stato membro, pienamente responsabile per la sicurezza degli approvvigionamenti, occorre evitare il rischio che la condivisione della metodologia europea si traduca in un impedimento per i singoli Stati ad effettuare le valutazioni specifiche sull'adeguatezza del sistema necessarie in ragione delle caratteristiche del sistema elettrico nazionale e di specifici rischi (situazioni meteo eccezionali, terremoti, attentati terroristici); conseguentemente, occorre mantenere in capo agli Stati membri la possibilità di effettuare propri assessment di adeguatezza;

   g) per quanto riguarda la predisposizione dei piani di gestione dei rischi, si evidenzia che tra le misure coordinate e concordate sul piano regionale fra le autorità competenti possono figurare anche misure di grande impatto come il load shedding, ossia l'alleggerimento del sistema elettrico mediante l'interruzione dell'erogazione di energia in alcune zone. Occorre al riguardo considerare attentamente se la soluzione prospettata in caso di mancato accordo fra le autorità competenti, per cui interverrebbe in ultima istanza ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) su valutazione della Commissione, non sacrifichi eccessivamente le competenze degli Stati membri i quali sarebbero privati di una funzione che dovrebbe restare, almeno in parte, nella loro responsabilità;
   h) in ogni caso, va scongiurato il rischio che dalle modifiche prospettate, in particolare per quanto concerne la previsione Pag. 192di un più stretto coordinamento a livello europeo sul piano delle procedure di risposta a eventuali crisi, discenda un aumento dei costi attraverso la determinazione delle tariffe, a carico di imprese e cittadini;
   i) è indispensabile garantire che il negoziato sulle diverse proposte che compongono il pacchetto presentato dalla Commissione proceda parallelamente e contestualmente, onde evitare un rischio di asimmetrie e vuoti regolatori.

ALLEGATO 3

Proposta di regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio che istituisce un'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (COM(2016) 863).

DOCUMENTO FINALE APPROVATO

  La X Commissione,
   esaminata, ai sensi dell'articolo 127 del regolamento della Camera dei deputati, la proposta di regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio che istituisce un'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (COM(2016)863);
   preso atto degli elementi di conoscenza e valutazione acquisiti nel corso delle audizioni svolte sul documento;
   ferme restando le considerazioni svolte in premessa con riferimento alle proposte del pacchetto sul mercato dell'energia elettrica;
   premesso ulteriormente che:
    la proposta si propone di adattare le norme concernenti l'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (ACER, Agency for the Cooperation of Energy Regulators) all’«orientamento comune» sulle agenzie decentrate dell'UE concordato tra il Parlamento europeo, il Consiglio dell'UE e la Commissione europea (orientamento comune), tuttavia ritenendo giustificato al momento continuare a discostarsi in misura limitata dall'orientamento comune;
    la presente iniziativa attribuisce all'ACER ulteriori compiti in considerazione del progressivo aumento degli scambi transfrontalieri di energia e di una gestione dei sistemi di rete basata non soltanto su un approccio nazionale, ma anche regionale ed europeo;
    la proposta (articolo 5) prevede che l'ACER partecipi con maggiore responsabilità all'elaborazione dei codici di rete per l'energia elettrica e decida i termini, i metodi e gli algoritmi per la loro attuazione e gli orientamenti nel settore dell'energia elettrica. Viene anche accresciuto il ruolo dei DSOs (Distribution System Operators) nello sviluppo delle proposte di codici di rete;
    è introdotto un processo decisionale a livello regionale, attribuendo all'ACER responsabilità in merito al monitoraggio e all'analisi delle prestazioni dei centri operativi regionali (articolo 8) e delle funzioni esercitate dai TSOs (Transmission System Operators) (articolo 9) e all'approvazione delle proposte di metodologia e calcolo relative alla valutazione dell'adeguatezza della generazione, nonché delle proposte per la partecipazione transfrontaliera ai meccanismi di regolazione della capacità (articolo 10);
    all'ACER viene attribuito il potere vigilare sulle prestazioni dei mercati, in particolare sugli «ostacoli alla flessibilità» frapposti dagli Stati membri, tra cui gli interventi sui prezzi (articolo 16);
    la proposta interviene sulle regole di governance interna di Acer, modificando il ruolo degli organi che la compongono e i processi di formazione delle decisioni (articoli 18 e ss.);
    tra i compiti attribuiti all'ACER dal complesso del pacchetto sul mercato elettrico figurano anche: l'introduzione e l'attuazione di norme per l'uso delle rendite Pag. 194di congestione a fini di investimento nelle reti; l'introduzione di norme per la riassegnazione delle suddette rendite e per le eventuali controversie tra attori; il monitoraggio del mercato infragiornaliero per eliminare le distorsioni e creare una negoziazione più liquida; la risoluzione delle controversie presentate dalle autorità nazionali di regolamentazione mediante la commissione dei ricorsi, alla quale vengono rafforzati i poteri; istituire, a livello di Unione europea, un ente dei gestori dei sistemi di distribuzione (EU DSOs) e assicurarne il funzionamento e la cooperazione con i TSOs; approvare e modificare le metodologie per identificare gli scenari di crisi dell'energia elettrica a livello regionale, con analisi e modifiche regolari della metodologia;
    rilevata la necessità che il presente documento finale sia trasmesso tempestivamente alla Commissione europea, nell'ambito del cosiddetto dialogo politico, nonché al Parlamento europeo e al Consiglio,

ESPRIME UNA VALUTAZIONE POSITIVA

  con le seguenti osservazioni:
   a) occorre valutare se la tendenza ad attribuire maggiori poteri di intervento ad ACER e ad ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) per quanto concerne la definizione di criteri e metodologie non rischi di ridimensionare eccessivamente gli spazi di manovra degli Stati membri e delle autorità nazionali di regolazione. Ciò appare particolarmente rilevante nel caso della determinazione dei meccanismi di capacità per assicurare l'adeguatezza del sistema elettrico, che sono in corso di definizione nell'ordinamento nazionale, laddove si conferisce all'ACER il potere di approvare e modificare, ove necessario, le relative proposte di metodologia e calcolo. Si tratta, in particolare, di valutare se non sia più opportuno mantenere il ruolo degli Stati membri – quali soggetti responsabili della continuità e della sicurezza del servizio elettrico – nell'elaborazione delle analisi di adeguatezza su cui basare la decisione di introdurre eventuali meccanismi di capacità a livello nazionale. Allo stesso modo, occorrerebbe valutare l'opportunità di un livello nazionale nella determinazione dei calcoli relativi alla partecipazione transfrontaliera ai meccanismi di capacità ed alla capacità massima disponibile per la partecipazione della capacità di generazione estera, tenendo conto degli specifici meccanismi di capacità già operanti. Una considerazione analoga è opportuno svolgere anche con riferimento alla disposizione che attribuisce all'ACER compiti, attualmente in capo alle autorità nazionali di regolazione, di revisione ed approvazione di termini e metodologie predisposte dai TSOs sulla base dei codici di rete;
   b) le modifiche alle regole di governance interna di ACER sembrerebbero ridurre l'autonomia del comitato esecutivo dell'Agenzia e del direttore nella gestione delle risorse, oltre che un indebolimento del ruolo del comitato dei regolatori. In particolare, richiedono un'attenta valutazione le proposte di modifica della regola di voto del comitato dei regolatori, dalla maggioranza qualificata dei due terzi a quella semplice.

ALLEGATO 4

Proposta di direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica (COM(2016) 864).

DOCUMENTO FINALE APPROVATO

  La X Commissione,
   esaminata la Proposta di direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica (COM(2016) 864);
   preso atto degli elementi di conoscenza e valutazione acquisiti nel corso delle audizioni svolte sul documento;
   ferme restando le considerazioni svolte in premessa alla proposta di documento finale relativo alla COM(2016)861 con riferimento a tutte le proposte del pacchetto sul mercato dell'energia elettrica;
   premesso ulteriormente che:
    la proposta di direttiva relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica (COM(2016)864) modifica la direttiva vigente, 2009/72/CE, attraverso una serie di misure volte, in primo luogo, a promuovere la partecipazione attiva al mercato dei consumatori e dei piccoli auto-produttori;
    in particolare, la proposta di direttiva prevede, all'articolo 5, il superamento definitivo della regolazione dei prezzi dell'elettricità nel corso del quinquennio successivo alla sua adozione. Pertanto, tutti i fornitori potranno fissare liberamente il prezzo dell'elettricità e l'intervento degli Stati membri sui prezzi finali dell'energia elettrica potrà limitarsi soltanto ai clienti vulnerabili e a coloro che sono in condizioni di disagio economico;
    l'articolo 10 prevede che gli Stati membri assicurano che i clienti ricevano informazioni adeguate sulle alternative alla disconnessione con sufficiente anticipo rispetto alla data prevista di interruzione della fornitura. Le alternative possono riferirsi a fonti di sostegno per evitare la disconnessione, a piani di pagamento alternativi, a consulenza per la gestione dell'indebitamento o a una moratoria della disconnessione e non dovrebbero comportare costi supplementari per i clienti;
    al fine di stimolare la concorrenza nel mercato al dettaglio, la proposta promuove l'apertura del mercato a nuovi soggetti e la diffusione di nuove formule contrattuali. Ciascun consumatore finale, su propria richiesta, potrà accedere ad un contratto di fornitura a prezzi dinamici (articolo 11), che riflette i prezzi dell'energia nel mercato spot o nel mercato del giorno prima, ad intervalli non superiori alla frequenza delle contrattazioni giornaliere nella borsa elettrica. Inoltre, i consumatori potranno scegliere di stipulare un contratto con un aggregatore, senza il consenso del proprio fornitore;
    la proposta (articolo 17) prevede, inoltre, che i consumatori che intendono offrire servizi di demand-response, anche attraverso soggetti aggregatori, possano partecipare senza discriminazioni ai mercati organizzati alla stregua dei produttori. Inoltre, definisce la comunità energetica come un soggetto giuridico che può svolgere attività di generazione, di gestione della rete di distribuzione locale o di Pag. 196fornitura (anche in forma di aggregatore), per la quale gli Stati membri dovranno adottare un quadro regolatorio specifico, che le consenta di svolgere attività nel settore energetico e avere accesso a tutti i mercati organizzati in maniera non discriminatoria;
    l'articolo 18 prevede che gli Stati membri assicurano che le bollette soddisfino i requisiti minimi per la fatturazione e le informazioni di fatturazione di cui ad apposito allegato;
    la proposta (articolo 19 e seguenti) impegna gli Stati membri ad agire prontamente per l'istallazione dei contatori intelligenti rispondenti a standard europei definiti dalla proposta stessa; nel caso in cui una valutazione costi-benefici non giustifichi un piano di installazione di smart-meters su tutto il territorio, viene comunque riconosciuta al singolo consumatore la facoltà di richiedere e ottenere l'installazione individuale a condizioni eque e ragionevoli;
    in tema di distribuzione, la proposta (articoli 31 e seguenti) conferisce al distributore un ruolo più attivo rispetto all'assetto vigente del mercato. In particolare, il gestore della rete di distribuzione assume un ruolo chiave rispetto ai temi dell'integrazione delle risorse di flessibilità, acquisizione di servizi ausiliari non legati alla frequenza e servizi legati alla gestione delle congestioni, dello scambio e della gestione delle informazioni, in un'ottica di coordinamento con i TSOs (Transmission System Operators), e delle esigenze infrastrutturali, anche mediante la predisposizione dei piani di sviluppo della rete di distribuzione;
    per quanto riguarda le reti di distribuzione, al fine di facilitare la soluzione delle congestioni, la proposta (articolo 32) prevede che gli Stati membri sono chiamati a definire una disciplina per l'acquisto, da parte dei gestori della rete, dei servizi utili a migliorarne l'efficienza, che includa la definizione di prodotti standardizzati;
    viene confermato e rafforzato il principio della neutralità della rete e dell’unbundling (articolo 54) in relazione all'esercizio di impianti di stoccaggio elettrico da parte dei gestori delle reti di distribuzione e di trasmissione e, per questi ultimi, è previsto il divieto di possedere o controllare indirettamente mezzi che forniscono servizi ausiliari. Una deroga a tali divieti può essere concessa previa valutazione di necessità da parte del regolatore nazionale, se, in esito a una procedura di appalto aperta, risulti che non vi siano soggetti terzi interessati, qualora tali impianti siano necessari all'adempimento degli obblighi del gestore,

ESPRIME UNA VALUTAZIONE POSITIVA

  con le seguenti osservazioni:
   a) appare apprezzabile l'approccio olistico proposto dalla Commissione europea nella predisposizione del pacchetto; a tal fine, gli obiettivi e le finalità delle diverse proposte richiederanno uno sforzo di coerenza e di coordinamento tra le diverse disposizioni, evitando l'eccesso di dettaglio quando non risulti indispensabile;
   b) l'eccesso di regolazione, anche per profili puntuali e di dettaglio, potrebbe comportare un rischio di soluzioni non necessariamente ottimali o efficienti in ogni contesto, per cui il trade-off tra armonizzazione delle regole a livello europeo e ottimizzazione delle scelte sulla base delle caratteristiche specifiche dovrebbe essere risolto in favore di scelte unitarie a livello europeo solo nei casi in cui possano effettivamente aiutare lo sviluppo di un mercato più ampio, integrato e competitivo; in caso contrario, si rischierebbe di penalizzare i consumatori e indurre effetti negativi soprattutto in sistemi più avanzati, come ad esempio quello italiano, che hanno già raggiunto soluzioni innovative nella regolazione della distribuzione, con particolare riferimento all'installazione degli smart meter anche di seconda generazione (2G). Anche per quanto riguarda il superamento della regolazione Pag. 197dei prezzi dell'elettricità e la tutela dei consumatori vulnerabili, sono attualmente all'esame del Parlamento italiano misure volte al superamento del regime del mercato vincolato a partire dal 1^o luglio 2019, in anticipo quindi rispetto ai tempi proposti dalla direttiva, e ad una revisione del meccanismo di sostegno ai clienti economicamente svantaggiati e in gravi condizioni di salute;
   c) per altro verso, occorre evitare anche il rischio di un irrigidimento del quadro regolatorio su soluzioni poco flessibili, in ragione dell'incertezza circa l'evoluzione dei mercati e tecnologica e la persistenza di ampie differenze tra i diversi Paesi membri;
   d) in materia di fatturazione (articolo 18), è auspicabile l'adozione di una disciplina che si ispiri all'obiettivo di migliorare il mercato retail e la protezione dei consumatori attraverso criteri minimi, evitando di imporre regimi che possano comportare un arretramento e risultare meno garantisti per gli stessi consumatori di quelli attualmente vigenti in alcuni Paesi membri, tra cui l'Italia;
   e) lo stesso rischio dell'eccesso di dettaglio si ravvisa, con riferimento all'articolo 10, in materia di alternative alla disconnessione, considerato che in Italia si è già provveduto a introdurre alcuni strumenti, come la rateizzazione dei pagamenti, per cui l'adeguamento alla proposta di direttiva comporterebbe oneri amministrativi a fronte dei quali non sono chiari i benefici per l'utenza finale;
   f) quanto alla previsione di contratto a prezzo dinamico, occorre valutare se non sia preferibile, piuttosto che ipotizzare fattispecie contrattuali puntuali, rimettere anche alle dinamiche concorrenziali in un mercato libero ed aperto come è quello della fornitura l'emergere di pratiche commerciali innovative, se necessario rimuovendo gli ostacoli eventualmente presenti;
   g) per quanto riguarda la facoltà riconosciuta al singolo consumatore di richiedere e ottenere l'installazione individuale di uno smart meter a condizioni eque e ragionevoli, la proposta di direttiva dovrebbe tener conto delle implicazioni in termini di modifiche all'assetto regolatorio che si renderebbero necessarie per consentire l'utilizzo della funzionalità dei sistemi di misurazione intelligente da parte dei clienti finali che ne siano stati dotati;
   h) per quanto concerne l'accesso ai dati sulle forniture, si rende opportuna una maggiore chiarezza (ad esempio, sulla definizione di dati di misurazione e dati di consumo) e una semplificazione operativa;
   i) in merito alle funzioni assegnate alle comunità energetiche locali nel caso in cui si occupino della gestione della rete di distribuzione (articolo 16), si evidenzia il rischio che in tal modo possa essere messo in discussione il principio dell'unitarietà delle reti di distribuzione a scapito dell'efficienza delle reti stesse; conseguentemente, dovrebbe essere esclusa la gestione delle reti di distribuzione da parte delle comunità energetiche locali qualora possa risultare pregiudicata la gestione unitaria dei sistemi di distribuzione;
   j) la proposta di direttiva apporta numerose novità alla disciplina della distribuzione, attribuendo al gestore della rete di distribuzione numerose nuove funzioni che si giustificano con un disegno del mercato che punta ad accrescere la partecipazione attiva dal basso. In particolare, l'articolo 32 della proposta prevede che gli Stati Membri promuovano un framework regolatorio con una coesistenza di differenti tipologie di mercati/procedure per l'approvvigionamento di risorse di flessibilità, di cui sarebbero responsabili sia i TSOs che i DSOs (Distribution System Operators). Occorre valutare se tale assetto possa comportare il rischio di una gestione diseconomica delle risorse a danno della sicurezza del sistema elettrico nel suo complesso;
   k) più in generale, occorre chiarire ruoli e responsabilità dei TSOs e dei DSOs Pag. 198evitando sovrapposizioni e prevedere un forte coordinamento tra gli stessi per la pianificazione dello sviluppo della rete, per affrontare le congestioni locali sulle reti di media e bassa tensione e per il necessario controllo della tensione sulla rete; appare opportuno, inoltre, che il rapporto tra TSOs e DSOs venga disciplinato a livello europeo sulla base di principi generali, evitando una normativa troppo dettagliata;
   l) occorre valutare l'opportunità di pervenire ad una soluzione più equilibrata per quanto concerne il divieto posto a carico dei TSOs di possedere anche indirettamente asset in grado di offrire servizi ausiliari alla rete, come peraltro previsto dalla vigente disciplina nazionale;
   m) in particolare, per quanto riguarda lo stoccaggio dell'energia elettrica a disposizione dei TSOs, come suggeriscono le sperimentazioni in corso in Italia, si evidenzia l'opportunità di differenziare le diverse applicazioni in funzione del servizio/prodotto sottostante. In tale prospettiva, potrebbe essere meglio valutata la limitazione per i TSOs a possedere stoccaggi limitatamente alle applicazioni energy-driven, fermo restando il diritto dei TSOs a utilizzare, a condizioni regolate, gli impianti di proprietà degli operatori di mercato per esigenze di rete.