Doc. XVIII, n. 81

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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 costantemente per gli utenti domestici a causa dei notevoli incrementi dei corrispettivi Pag. 3per 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.

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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. 5un 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 decisone 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. 6definito 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.