ALLEGATO
Schema di decreto legislativo recante attuazione della direttiva (UE) 2019/944 relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE, nonché recante disposizioni per l'adeguamento della normativa nazionale alle disposizioni del regolamento (UE) 943/2019 sul mercato interno dell'energia elettrica e del regolamento (UE) 941/2019 sulla preparazione ai rischi nel settore dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2005/89/CE. Atto n. 294.
PARERE APPROVATO DALLA COMMISSIONE
La X Commissione,
esaminato, ai sensi dell'articolo 143, comma 4, del Regolamento, lo schema di decreto legislativo recante attuazione della direttiva (UE) 2019/944 relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE, nonché recante disposizioni per l'adeguamento della normativa nazionale alle disposizioni del regolamento (UE) 943/2019 sul mercato interno dell'energia elettrica e del regolamento (UE) 941/2019 sulla preparazione ai rischi nel settore dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2005/89/CE (Atto n. 294);
rilevato che lo schema di decreto recepisce nel nostro ordinamento, ed in particolare nell'organizzazione del mercato interno dell'energia, che da oltre due decenni è stato interessato da un processo di intensa liberalizzazione, una serie di previsioni di derivazione comunitaria principalmente connesse allo sviluppo delle fonti di energia rinnovabili e della c.d. «generazione distribuita»;
sottolineato che gli oneri di sistema quali corrispettivi destinati alla copertura dei costi relativi ad attività di interesse generale per il sistema energetico, tra i quali rientrano il sostegno alle energie rinnovabili e assimilate (componente maggiormente rilevante), la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali, lo smantellamento delle vecchie centrali nucleari, il bonus sociale elettrico, il regime tariffario speciale per le ferrovie, il sostegno alla Ricerca di Sistema, le agevolazioni alle industrie manifatturiere ad alto consumo di energia, sono quantificabili in circa 15 miliardi di euro e pesano circa un terzo della bolletta elettrica nazionale;
ricordato che da gennaio 2022 partirà l'applicazione in bolletta di una nuova componente degli oneri di sistema, che peserà per ulteriori circa 2 miliardi di euro, relativa al capacity market necessario, atto a garantire la sicurezza del sistema e l'approvvigionamento di energia elettrica per effetto della non programmabilità delle rinnovabili;
preso atto dei minori costi di dispacciamento attesi;
considerato che alcune riforme contenute nello schema di decreto si riferiscono a processi articolati e complessi, quali ad esempio l'accorciamento dei tempi di switching a 24 ore (art. 7), l'obbligo per i fornitori di offrire contratti a prezzi dinamici (art. 8), individuazione e gestione dei clienti vulnerabili e in condizione di povertà energetica (art. 11) nonché il passaggio dall'applicazione del PUN all'applicazione dei prezzi zonali (art. 13);
auspicato che tali riforme siano mirate a realizzare una maggiore semplificazione, al fine di accompagnare i clienti finali e favorire la partecipazione attiva e consapevole degli stessi, e dunque che le stesse vengano introdotte prevedendo modalità e tempi congrui per la definizione delle disposizioni attuative e per l'implementazione, Pag. 34 in considerazione anche degli investimenti necessari da parte delle imprese;
rilevata l'opportunità di disporre che il GSE, che già svolge un'attività previsionale di breve e medio termine del fabbisogno della componente tariffaria Asos degli oneri di sistema, quale onere di incentivazione degli impianti da fonti rinnovabili e assimiliate, nonché nell'elaborazione di scenari di lungo termine del fabbisogno di incentivazione, si adoperi per produrre e rendere disponibili, in maniera assidua e sistematica, scenari anche a lungo termine del fabbisogno della componente tariffaria Asos, ponendo gli stessi a disposizione degli attori istituzionali coinvolti nella governance, nonché di prevedere, inoltre, che ARERA pubblichi e aggiorni costantemente analoghi contatori di spesa e scenari previsionali per tutte le componenti regolate della bolletta con particolare riguardo agli oneri di rete e a quelli del dispacciamento;
preso atto che l'articolo 3, comma 3, lettera b) prevede che i membri o soci delle comunità energetiche siano persone fisiche, autorità locali, ivi incluse le amministrazioni comunali, gli enti di ricerca e formazione, del terzo settore e di protezione ambientale nonché le amministrazioni locali;
sottolineata, al riguardo, l'opportunità di ricomprendere tra i membri o soci delle comunità energetiche di cittadini anche le piccole e medie imprese, che invece sono previste esplicitamente dalla direttiva Mercato Elettrico IEM e nel decreto di recepimento della direttiva (UE) 2018/2001 (cd. RED II) riguardo alle comunità energetiche rinnovabili (CER);
rilevato che l'articolo 5, comma 5, prevede l'obbligo da parte dei fornitori verso i clienti di fornire una comunicazione preventiva in caso di adeguamento del prezzo di fornitura;
evidenziata, al riguardo, l'opportunità di prevedere l'esclusione del predetto obbligo di comunicazione preventiva delle ipotesi di variazione dei corrispettivi che derivano da indicizzazione o da adeguamento automatico di corrispettivi non determinati dal venditore, precisando invece che gli avvisi dovrebbero riguardare esclusivamente eventuali modifiche di quelle componenti del prezzo di fornitura che rientrano nella discrezionalità dell'esercente;
ricordato che l'articolo 7 disciplina il diritto del cliente a cambiare il proprio fornitore senza discriminazioni legate a costi, oneri o tempi. Tale cambio deve avvenire entro il termine massimo di tre settimane dalla data di ricevimento della richiesta, definendo le modalità di fatturazione da parte del nuovo fornitore a partire dalla data dell'avvenuto cambio;
sottolineata al riguardo la necessità di adottare misure volte a contrastare comportamenti opportunistici di clienti finali che migrano da un fornitore all'altro accumulando morosità, in particolare prevedendo un blocco allo switch in caso di morosità per la quale non sia in corso un procedimento di contestazione o conciliazione e in ogni caso quando le morosità siano reiterate;
preso atto dell'articolo 9 che prevede il diritto dei clienti finali di avere l'accesso a contatori intelligenti e individua i requisiti minimi che questi ultimi devono rispettare e preso altresì atto che secondo il predetto articolo 9 l'ARERA assume il compito di stabilire i requisiti funzionali e tecnici minimi dei sistemi di misurazione intelligenti, assicurandone la piena interoperabilità, in particolare con i sistemi di gestione dell'energia dei consumatori e con le reti intelligenti, nonché la capacità di fornire informazioni per i sistemi di gestione energetica dei consumatori;
rilevato al riguardo che in un contesto volto a favorire e sostenere lo sviluppo di nuovi assetti di autoconsumo, anche in forma collettiva, ivi inclusi i clienti attivi e le comunità energetiche dei cittadini, occorre che i nuovi sistemi di misura intelligenti garantiscano la coerenza delle modalità di rilevazione tra le due grandezze dell'energia elettrica, immessa e prelevata;
sottolineata all'articolo 10, comma 1, lettera e), la necessità di sostituire la parola «costante» con la seguente: «tempestivo»;
Pag. 35preso atto dell'articolo 11 che intende dare attuazione al criterio previsto dall'articolo 12, comma 1 lettera e), della legge n. 53 del 2021, concernente l'aggiornamento del quadro normativo in materia di protezione dei clienti vulnerabili e in condizioni di povertà energetica;
rilevata al riguardo, l'opportunità di valutare al comma 1, lettere a) e b), dell'articolo 11 una più chiara definizione delle categorie, ovvero consentire l'identificazione dei soggetti compresi nella platea dei clienti vulnerabili di cui alle summenzionate lettere solo sulla base di informazioni rilevanti per l'esecuzione dei contratti di fornitura o funzionali ad altre attività regolatorie definite da ARERA, tra cui il riconoscimento al bonus sociale elettrico per disagio economico e, come tali, presenti nell'ambito dell'anagrafica dei punti di prelievo del Sistema Informativo Integrato di Acquirente Unico;
rilevato altresì, al medesimo articolo 11, comma 1, lettera f), l'opportunità di valutare se non sia opportuno, integrare il criterio dell'età del cliente finale con quello delle condizioni ISEE;
considerato, che, sebbene la direttiva (UE) 2019/944 vada verso l'abbandono definitivo dei prezzi regolati e sancisca che i fornitori abbiano facoltà di determinare il prezzo della fornitura di energia elettrica ai clienti, gli Stati membri ai sensi dell'articolo 5 della medesima direttiva possono, ai fini di un periodo di transizione volto a creare una concorrenza effettiva tra fornitori per i contratti di fornitura di energia elettrica e a conseguire una definizione dei prezzi al dettaglio dell'energia elettrica che sia pienamente efficace e basata sul mercato, attuare interventi pubblici di fissazione dei prezzi di fornitura dell'energia elettrica ai clienti vulnerabili, nonché ai civili che non beneficiano degli interventi pubblici a norma del paragrafo 3;
evidenziata, al riguardo, l'opportunità di sostituire il comma 2 dell'articolo 11 prevedendo che a decorrere dalla data di cui dall'articolo 1, comma 60, della legge 4 agosto 2017, n. 124, per i clienti di cui al comma 1 permane il servizio di maggior tutela, la cui funzione di approvvigionamento è svolta da Acquirente Unico Spa, secondo gli indirizzi definiti dal MITE. L'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente adotta disposizioni per assicurare l'assegnazione del servizio di vendita per i clienti domestici, mediante procedure competitive, garantendo la continuità della fornitura di energia elettrica. A decorrere dalla medesima data l'accesso al servizio di maggior tutela è riservato in via transitoria a tutti i clienti domestici, nelle more dello svolgimento delle procedure concorsuali gestite dall'ARERA per l'assegnazione del servizio di vendita. L'accesso al servizio di maggior tutela può essere riservato successivamente e solo su richiesta, a tutti i clienti domestici non inclusi tra i soggetti vulnerabili di cui al medesimo comma 1;
ricordato che il GSE è tenuto, ai sensi della regolazione vigente, a fornire specifici servizi di assistenza territoriale alle autorità locali e alla Pubblica Amministrazione, profilati per tipologia di amministrazione, e che tali servizi possono prevedere l'implementazione di portali informativi e servizi on-line dedicati, con la messa a disposizione di guide informative e di tool di simulazione a supporto della realizzazione di nuovi progetti;
rilevata, l'opportunità di valutare, all'articolo 11, comma 7, che venga esplicitato il ruolo del GSE a supporto degli enti locali che intendano promuovere e/o partecipare a comunità energetiche, con particolare riferimento a quelle che prevedono la partecipazione alle comunità stesse dei clienti vulnerabili di cui al comma 1, affinché questi ultimi possano accedere ai benefici ambientali, economici e sociali assicurati dalla comunità stessa;
preso atto che l'articolo 13, comma 1, prevede il superamento del PUN, con la conseguente applicazione di prezzi zonali e la definizione di indicatori di prezzo di riferimento per lo sviluppo e la trasparenza dei mercati e sottolineata la rilevanza della questione in considerazione del fatto che tale circostanza dovrebbe determinare la conseguente necessaria definizione da parte Pag. 36del GME di un indice di riferimento di prezzo dell'energia elettrica scambiata sul mercato all'ingrosso;
sottolineata, al riguardo, l'opportunità di valutare di modificare il comma 1 del citato articolo 13 prevedendo che con decreto adottato dal Ministro della transizione ecologica ai sensi dell'articolo 17, comma 3, della legge 23 agosto 1988, n. 400, sentita l'ARERA e previo parere delle competenti Commissioni parlamentari, sono definite le condizioni e i criteri per il graduale passaggio, nell'ambito del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica, dall'applicazione di un prezzo unico nazionale ai clienti finali all'applicazione di prezzi zonali definiti in base agli andamenti del mercato, fermo restando l'esigenza di salvaguardare il calcolo, da parte del GME, di un prezzo di riferimento dell'energia elettrica scambiata nell'ambito del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica, in continuità con il calcolo del prezzo unico nazionale, onde favorire lo sviluppo e la trasparenza dei mercati, anche ai sensi dell'articolo 11 del presente schema di decreto;
rilevata, con riferimento al medesimo articolo 13, in materia di superamento del prezzo unico nazionale dell'energia elettrica l'opportunità di prevedere che questo avvenga nell'ambito di una roadmap ben definita;
preso atto che l'articolo 14, comma 6, lettera c), e comma 7, consente alle comunità energetiche dei cittadini di gestire reti elettriche di nuova realizzazione o acquisite dai concessionari, ovvero di realizzare ex novo reti private piuttosto che utilizzare reti pubbliche già esistenti, comporta il rischio del proliferare di gestori di rete di piccole dimensioni, con probabili inefficienti duplicazioni della rete, con perdita di efficienza rispetto alla situazione attuale, peraltro soggetta, tra pochi anni, all'avvio di una stagione di nuove gare per le concessioni (articolo 9, comma 2, del decreto legislativo n. 79 del 1999);
sottolineata, al riguardo, l'opportunità di valutare la possibilità, al fine di evitare duplicazioni di rete, di creare sub concessioni di rete per le comunità energetiche solamente in casi specifici e per ragioni di carattere tecnico, su autorizzazione del Ministero per la transizione ecologica, anche tenendo conto del rapporto costi benefici del consumatore;
rilevato che l'articolo 18 prevede che il Gestore della rete di trasmissione nazionale, in coordinamento con i Gestori delle reti di distribuzione, sottoponga all'approvazione del Ministro della transizione ecologica, sentita l'ARERA, una proposta di progressione temporale del fabbisogno di capacità di stoccaggio, articolato per le zone rilevanti della rete di trasmissione e tenendo conto di determinati elementi;
rilevata, sui sistemi di accumulo, l'opportunità di prevedere che l'eventuale realizzazione diretta dei sistemi di accumulo da parte del Gestore della rete di trasmissione nazionale possa essere consentita a valle di procedure trasparenti, secondo criteri e parametri definiti da ARERA, ed esclusivamente nel caso in cui, a seguito dello svolgimento delle aste, il fabbisogno di capacità necessaria non possa essere aggiudicato in tutto o in parte ad operatori economici;
preso atto che l'articolo 18 prevede che il Gestore di rete (Terna) organizzi delle aste per l'approvvigionamento della capacità ed in tale ambito stabilisce al comma 3, lettera d), che la remunerazione della capacità debba avvenire in favore dei titolari della capacità aggiudicata solo qualora questi ultimi la rendano disponibile a soggetti terzi nell'ambito di una apposita piattaforma di mercato, la cui organizzazione e gestione è poi affidata al GME;
preso altresì atto che ai sensi del medesimo articolo 18, comma 7, tale piattaforma di mercato dovrà essere organizzata e gestita secondo criteri di trasparenza e non discriminazione e dovrà conformarsi ai principi che ARERA dovrà preventivamente adottare con proprio provvedimento, entro nove mesi dalla data di entrata in vigore del decreto legislativo ed evidenziato che, con riferimento alle regole di funzionamento della piattaforma, è previsto che il Pag. 37GME elabori, entro tre mesi dalla data di entrata in vigore del decreto legislativo, una proposta da sottoporre al MiTE per la relativa approvazione, sentita l'ARERA;
evidenziata, al riguardo, una discrepanza nelle tempistiche indicate considerato che se il GME dovesse elaborare la proposta entro 3 mesi, ARERA, conseguentemente, dovrebbe definire i criteri preliminari di cui al comma 7 lettera d) prima dei 9 mesi previsti o comunque prima del termine entro il quale il GME è chiamato a formulare la propria proposta;
rilevata l'opportunità di valutare se modificare il comma 5 del sopra citato articolo 18 stabilendo che la capacità di stoccaggio è allocata attraverso una piattaforma centralizzata di cui al successivo comma 7, lettera d), organizzata e gestita dal Gestore dei mercati energetici, secondo criteri di mercato trasparenti e non discriminatori. I proventi dell'allocazione sono utilizzati per la riduzione dei corrispettivi per la copertura dei costi di approvvigionamento della capacità di stoccaggio;
sottolineata l'opportunità di valutare di sostituire il comma 7 del citato articolo 18 prevedendo che l'ARERA, entro nove mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, individua inoltre: a) i criteri di aggiudicazione della capacità di stoccaggio di energia elettrica, tenendo conto dei costi di investimento, dei costi operativi, delle diverse tecnologie, nonché di una equa remunerazione del capitale investito; b) le modalità di copertura dei costi di approvvigionamento della capacità di stoccaggio, attraverso meccanismi tariffari idonei a minimizzare gli oneri per i consumatori; c) le condizioni e le modalità per lo sviluppo del sistema della capacità di stoccaggio da parte del Gestore della rete di trasmissione nazionale, nel caso in cui i soggetti terzi non abbiano manifestato interesse a sviluppare in tutto o in parte la capacità di stoccaggio necessaria, fermo restando che il Gestore della rete di trasmissione nazionale non può gestire la capacità realizzata; d) le condizioni in base alle quali la capacità di stoccaggio aggiudicata è resa disponibile al mercato attraverso la piattaforma organizzata ai sensi del precedente comma 5, nonché i criteri e le condizioni per l'organizzazione e il funzionamento della piattaforma medesima; e) le modalità di utilizzo della capacità di stoccaggio da parte degli operatori di mercato, anche attraverso gli aggregatori; f) le modalità per il monitoraggio degli effetti del sistema di approvvigionamento sul sistema e sui mercati, anche in relazione all'obiettivo di cui al comma 1 del presente articolo di integrazione delle fonti rinnovabili;
rilevata, inoltre, al medesimo articolo 18, l'opportunità di valutare di sostituire il comma 8 prevedendo che il Gestore dei mercati energetici, entro tre mesi dalla data di entrata in vigore del provvedimento dell'Arera di cui al comma 7, lettera d) del medesimo articolo 18, elabora e sottopone all'approvazione del Ministro della transizione ecologica, sentita l'ARERA, una proposta per l'organizzazione e la gestione della piattaforma di cui al comma 7, lettera d) del predetto articolo, tenendo conto dei requisiti tecnici e dei vincoli definiti dal Gestore della rete di trasmissione nazionale;
preso atto dell'articolo 23 che reca norme in materia di funzioni e responsabilità del Gestore della rete di distribuzione e considerate le responsabilità assegnate ai distributori nonché il ruolo centrale che questi avranno nella transizione energetica;
evidenziata, al riguardo, l'opportunità di verificare, in materia di ruolo e obblighi dei gestori della rete di distribuzione, la compatibilità della vigente normativa sull'unbundling del distributore con la direttiva n. 944/2019, al fine di garantire l'assoluta terzietà del distributore, la non discriminazione nell'accesso e nell'uso delle informazioni, di favorire lo sviluppo della concorrenza e di garantire una pianificazione degli investimenti ed un esercizio imparziale e rispondente a criteri di efficacia ed economicità;
preso altresì atto che il medesimo articolo 23, comma 6, modifica il decreto legislativo 16 dicembre 2016, n. 257, prevedendo, Pag. 38 inter alia, la definizione, ad opera dell'ARERA, delle regole tecniche e puntuali necessarie per agevolare la connessione dei punti di ricarica alla rete di distribuzione dell'energia elettrica;
rilevata, al riguardo, l'opportunità di armonizzare tale previsione con quanto previsto in tema di sviluppo delle infrastrutture di ricarica dallo schema di decreto legislativo recante attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili;
ricordato che la produzione, trasporto e distribuzione nazionale dell'energia sono materie di legislazione concorrente ed infatti tale clausola è riportata all'articolo 49 dello Schema di decreto legislativo recante attuazione della direttiva 2018/2001/UE del parlamento europeo e del consiglio dell'11 dicembre 2018 sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili;
rilevata pertanto la necessità di prevedere una norma volta a salvaguardare le competenze delle Regioni a statuto speciale e delle Province autonome di Trento e di Bolzano, che provvedono alle finalità del presente decreto legislativo ai sensi dei rispettivi statuti speciali e delle relative norme di attuazione;
rilevato, infine, relativamente alle sub concessioni, che nel testo dello Schema il potere autorizzativo è attribuito al Ministero della transizione ecologica, e che tale attribuzione non pare coerente con il fatto che le concessioni di distribuzione sono di competenza delle Province di Trento e Bolzano ai sensi dell'articolo 1-ter del Decreto del Presidente della Repubblica 26 marzo 1977, n. 235;
preso atto del parere della Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le regioni e le province autonome di Trento e di Bolzano reso il 7 ottobre 2021,
esprime
PARERE FAVOREVOLE
con le seguenti condizioni:
1) all'articolo 7, commi 1 e 3, in materia di diritto a cambiare fornitore (switching), sia prevista l'adozione di misure volte a contrastare comportamenti opportunistici di clienti finali che migrano da un fornitore all'altro accumulando morosità, in particolare prevedendo un blocco allo switch in caso di morosità per la quale non sia in corso un procedimento di contestazione o conciliazione e in ogni caso quando le morosità siano reiterate;
2) all'articolo 10, comma 1, lettera e), si sostituisca la parola «costante» con la seguente: «tempestivo»;
3) dopo l'articolo 27 si aggiunga il seguente: «Articolo 28 (Disposizioni specifiche per le Regioni a statuto speciale e per le Province autonome di Trento e Bolzano). 1. Sono fatte salve le competenze delle Regioni a statuto speciale e delle Province autonome di Trento e di Bolzano, che provvedono alle finalità del presente decreto legislativo ai sensi dei rispettivi statuti speciali e delle relative norme di attuazione.»;
4) agli articoli 14 e 17 si modifichino le disposizioni relative alle sub concessioni di distribuzione per salvaguardare le attribuzioni delle province autonome di Trento e Bolzano;
e con le seguenti osservazioni:
a) all'articolo 3, comma 3, lettera b), valuti il Governo l'opportunità di ricomprendere tra i membri o soci delle comunità energetiche di cittadini (CEC) anche le piccole e medie imprese;
b) all'articolo 5, comma 5, valuti il Governo l'opportunità di prevedere l'esclusione dell'obbligo di comunicazione preventiva da parte del fornitore al cliente delle ipotesi di variazione dei corrispettivi che derivano da indicizzazione o da adeguamento automatico di corrispettivi non determinati dal venditore, precisando invece che gli avvisi dovrebbero riguardare esclusivamente eventuali modifiche di quelle componenti del prezzo di fornitura che rientrano nella discrezionalità dell'esercente;
c) all'articolo 9 valuti il Governo l'opportunità di prevedere che ARERA definisca che i nuovi sistemi di misura intelligenti garantiscano la coerenza delle modalità di rilevazione Pag. 39 tra le due grandezze dell'energia elettrica, immessa e prelevata prevedendo ai fini della congrua determinazione delle quantità oggetto di incentivazione che tutte le tipologie di rilevazione di dati di misura avvengano con la medesima granularità e frequenza e che, in particolare, i dati rilevati sull'energia elettrica immessa siano registrati e conservati con gli stessi criteri e per il medesimo arco temporale rispetto all'energia elettrica prelevata;
d) all'articolo 11, comma 1, lettere a) e b), si valuti l'opportunità di prevedere una più chiara definizione delle categorie, ovvero consentire l'identificazione dei soggetti compresi nella platea dei clienti vulnerabili di cui alle summenzionate lettere solo sulla base di informazioni rilevanti per l'esecuzione dei contratti di fornitura o funzionali ad altre attività regolatorie definite da ARERA, tra cui il riconoscimento al bonus sociale elettrico per disagio economico e, come tali, presenti nell'ambito dell'anagrafica dei punti di prelievo del Sistema Informativo Integrato di Acquirente Unico;
e) al medesimo articolo 11, comma 1, lettera f), valuti il Governo se non sia opportuno, integrare il criterio dell'età del cliente finale con quello delle condizioni ISEE;
f) al medesimo articolo 11, valuti il Governo l'opportunità di sostituire il comma 2 prevedendo che a decorrere dalla data di cui all'articolo 1, comma 60, della legge 4 agosto 2017, n. 124, per i clienti di cui al comma 1 permane il servizio di maggior tutela, la cui funzione di approvvigionamento è svolta da Acquirente Unico Spa, secondo gli indirizzi definiti dal MITE. L'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente adotta disposizioni per assicurare l'assegnazione del servizio di vendita per i clienti domestici, mediante procedure competitive, garantendo la continuità della fornitura di energia elettrica. A decorrere dalla medesima data l'accesso al servizio di maggior tutela è riservato in via transitoria a tutti i clienti domestici, nelle more dello svolgimento delle procedure concorsuali gestite dall'ARERA per l'assegnazione del servizio di vendita. L'accesso al servizio di maggior tutela può essere riservato successivamente e solo su richiesta, a tutti i clienti domestici non inclusi tra i soggetti vulnerabili di cui al medesimo comma 1;
g) al medesimo articolo 11, comma 7, si valuti l'opportunità che venga esplicitato il ruolo del GSE a supporto degli enti locali che intendano promuovere e/o partecipare a comunità energetiche, con particolare riferimento a quelle che prevedono la partecipazione alle comunità stesse dei clienti vulnerabili di cui al comma 1, affinché questi ultimi possano accedere ai benefici ambientali, economici e sociali assicurati dalla comunità stessa;
h) si valuti l'opportunità di sostituire il comma 1 dell'articolo 13 prevedendo che con decreto adottato dal Ministro della transizione ecologica ai sensi dell'articolo 17, comma 3, della legge 23 agosto 1988, n. 400, sentita l'ARERA e previo parere delle competenti Commissioni parlamentari, sono definite le condizioni e i criteri per il graduale passaggio, nell'ambito del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica, dall'applicazione di un prezzo unico nazionale ai clienti finali all'applicazione di prezzi zonali definiti in base agli andamenti del mercato, fermo restando l'esigenza di salvaguardare il calcolo, da parte del GME, di un prezzo di riferimento dell'energia elettrica scambiata nell'ambito del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica, in continuità con il calcolo del prezzo unico nazionale, onde favorire lo sviluppo e la trasparenza dei mercati, anche ai sensi dell'articolo 11 del presente decreto;
i) al medesimo articolo 13, in materia di superamento del prezzo unico nazionale dell'energia elettrica si valuti l'opportunità di prevedere che questo avvenga nell'ambito di una roadmap ben definita;
j) all'articolo 14 si valuti l'opportunità di verificare la possibilità, al fine di evitare duplicazioni di rete, di creare sub concessioni di rete per le comunità energetiche solamente in casi specifici e per ragioni di carattere tecnico, su autorizzazione del Ministero per la transizione ecologica, anche tenendo conto del rapporto costi benefici del consumatore;
k) all'articolo 18 si valuti l'opportunità di prevedere che l'eventuale realizzazione diretta Pag. 40 dei sistemi di accumulo da parte del Gestore della rete di trasmissione nazionale possa essere consentita a valle di procedure trasparenti, secondo criteri e parametri definiti da ARERA, ed esclusivamente nel caso in cui, a seguito dello svolgimento delle aste, il fabbisogno di capacità necessaria non possa essere aggiudicato in tutto o in parte ad operatori economici;
l) al medesimo articolo 18, per le ragioni esposte in premessa, valuti il Governo una ridefinizione dei termini previsti dall'articolo al fine di evitare incongruenze temporali;
m) al medesimo articolo 18 si valuti l'opportunità di sostituire il comma 5 del sopra citato stabilendo che la capacità di stoccaggio è allocata attraverso una piattaforma centralizzata di cui al successivo comma 7, lettera d), organizzata e gestita dal Gestore dei mercati energetici, secondo criteri di mercato trasparenti e non discriminatori. I proventi dell'allocazione sono utilizzati per la riduzione dei corrispettivi per la copertura dei costi di approvvigionamento della capacità di stoccaggio;
n) al medesimo articolo 18 si valuti l'opportunità di sostituire il comma 7 del citato prevedendo che l'ARERA, entro nove mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, individua inoltre: a) i criteri di aggiudicazione della capacità di stoccaggio di energia elettrica, tenendo conto dei costi di investimento, dei costi operativi, delle diverse tecnologie, nonché di una equa remunerazione del capitale investito; b) le modalità di copertura dei costi di approvvigionamento della capacità di stoccaggio, attraverso meccanismi tariffari idonei a minimizzare gli oneri per i consumatori; c) le condizioni e le modalità per lo sviluppo del sistema della capacità di stoccaggio da parte del Gestore della rete di trasmissione nazionale, nel caso in cui i soggetti terzi non abbiano manifestato interesse a sviluppare in tutto o in parte la capacità di stoccaggio necessaria, fermo restando che il Gestore della rete di trasmissione nazionale non può gestire la capacità realizzata; d) le condizioni in base alle quali la capacità di stoccaggio aggiudicata è resa disponibile al mercato attraverso la piattaforma organizzata ai sensi del precedente comma 5, nonché i criteri e le condizioni per l'organizzazione e il funzionamento della piattaforma medesima; e) le modalità di utilizzo della capacità di stoccaggio da parte degli operatori di mercato, anche attraverso gli aggregatori; f) le modalità per il monitoraggio degli effetti del sistema di approvvigionamento sul sistema e sui mercati, anche in relazione all'obiettivo di cui al comma 1 del presente articolo di integrazione delle fonti rinnovabili;
o) al medesimo articolo 18, si valuti l'opportunità di sostituire il comma 8 prevedendo che il Gestore dei mercati energetici, entro tre mesi dalla data di entrata in vigore del provvedimento dell'Arera di cui al comma 7, lettera d) del presente articolo, elabora e sottopone all'approvazione del Ministro della transizione ecologica, sentita l'ARERA, una proposta per l'organizzazione e la gestione della piattaforma di cui al comma 7, lettera d) del presente articolo, tenendo conto dei requisiti tecnici e dei vincoli definiti dal Gestore della rete di trasmissione nazionale;
p) all'articolo 23 si valuti l'opportunità di verificare, in materia di ruolo e obblighi dei gestori della rete di distribuzione, la compatibilità della vigente normativa sull'unbundling del distributore con la direttiva n. 944/2019, al fine di garantire l'assoluta terzietà del distributore, la non discriminazione nell'accesso e nell'uso delle informazioni, di favorire lo sviluppo della concorrenza e di garantire una pianificazione degli investimenti ed un esercizio imparziale e rispondente a criteri di efficacia ed economicità;
q) al medesimo articolo 23, comma 6, si valuti l'opportunità di armonizzare tale previsione con quanto previsto in tema di sviluppo delle infrastrutture di ricarica dallo schema di decreto legislativo recante attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili.