Camera dei deputati - XVI Legislatura - Dossier di documentazione
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Autore: | Servizio Studi - Dipartimento attività produttive | ||||
Titolo: | D.Lgs. 1 giugno 2011, n. 93 - Mercato dell'energia elettrica e del gas - Terzo pacchetto energia ' Schede di lettura | ||||
Serie: | Atti del Governo Numero: 299 Progressivo: 1 | ||||
Data: | 08/07/2011 | ||||
Descrittori: |
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Organi della Camera: | X-Attività produttive, commercio e turismo |
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Camera dei deputati |
XVI LEGISLATURA |
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Documentazione per l’esame di Atti del Governo |
D.Lgs. 1 giugno 2011, n. 93 Mercato dell’energia elettrica e del gas |
Terzo pacchetto energia |
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Schede di lettura |
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n. 299/1 |
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8 luglio 2011 |
Servizio responsabile: |
Servizio Studi – Dipartimento Attività produttive ( 066760-9574 – st_attprod@camera.it |
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Il presente dossier aggiorna la documentazione predisposta per l’esame dello schema di decreto legislativo (atto del Governo n. 335) che si articola nei seguenti fascicoli: § dossier n. 299/1, Schede di lettura sul testo pubblicato in Gazzetta Ufficiale § dossier n. 299, Schede di lettura sullo schema; § dossier n. 299/0, Elementi per l’istruttoria normativa
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I dossier dei servizi e degli uffici della Camera sono destinati alle esigenze di documentazione interna per l'attività degli organi parlamentari e dei parlamentari. La Camera dei deputati declina ogni responsabilità per la loro eventuale utilizzazione o riproduzione per fini non consentiti dalla legge. |
File: AP0183a.doc |
INDICE
1.1 Il recepimento delle prime direttive comunitarie sull’apertura dei mercati elettrici e del gas
1.2 In particolare: il D.Lgs. n. 164/2000 (Norme comuni per il mercato interno del gas naturale)
1.3 Segue: la legge di riordino energetico (legge n. 239/2004) e l’avvio del mercato elettrico
2.1 La direttiva 2009/72/CE (Mercato interno dell’energia elettrica)
2.2 La Direttiva 2009/73/CE (Mercato interno del gas)
3. I Regolamenti comunitari del 2009/2010
3.2 Regolamento (CE) n. 714/2009 sugli scambi transfrontalieri di energia elettrica
3.3 Regolamento (CE) n. 715/2009 su reti di trasporto e stoccaggio di gas
3.4 Regolamento (UE) n. 994/2010 sulla sicurezza dell’approvvigionamento di gas
4. L’art. 17 della Legge Comunitaria 2009 (legge n. 96/2010)
5. Iter del D.Lgs. 1° giugno 2011, n. 93
Parte seconda: Contenuto del D.Lgs. 93/2011
2. Titolo I: Norme comuni per lo sviluppo dei mercati del gas naturale e del’energia elettrica
Articolo 1 (Sicurezza degli approvvigionamenti)
Articolo 2 (Nuova capacità di produzione ed efficienza energetica nel sistema elettrico)
Articolo 3 (Infrastrutture coerenti con la strategia energetica nazionale)
Articolo 4 (Misure di salvaguardia)
Articolo 5 (Obbligo di conservazione dei dati)
3. Titolo II: Mercato del gas naturale
Articolo 6 (Modifiche ed integrazioni al decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164)
Articolo 7 (Obblighi relativi al servizio pubblico e tutela dei consumatori)
Articolo 8 (Predisposizioni dei Piani di cui agli articoli 5 e 10 del regolamento CE n. 994/2010)
Articolo 9 (Attività di trasporto e certificazione dei gestori dei sistemi di trasporto)
Articolo 11 (Beni, apparecchiature, personale e identità del gestore di trasporto indipendente)
Articolo 12 (Indipendenza del gestore di trasporto)
Articolo 13 (Indipendenza del personale e dell'amministrazione del gestore del sistema di trasporto)
Articolo 14 (Organo di sorveglianza)
Articolo 15 (Programma di adempimenti e responsabile della conformità)
Articolo 16 (Sviluppo della rete e poteri decisionali in materia di investimenti)
Articolo 17 (Gestore di sistemi indipendente)
Articolo 20 (Designazione dei gestori degli impianti di stoccaggio e di rigassificazione di GNL)
Articolo 21 (Compiti dei gestori del sistema di trasporto, stoccaggio e GNL)
Articolo 22 (Obbligo di riservatezza dei gestori e dei proprietari del sistema di trasporto)
Articolo 24 (Valore di rimborso degli impianti di distribuzione)
Articolo 25 (Separazione della contabilità)
Articolo 26 (Trasparenza della contabilità)
Articolo 27 (Disposizioni sullo stoccaggio)
Articolo 28 (Semplificazione delle norme sull'attività di importazione)
Articolo 29 (Gasdotti di coltivazione)
Articolo 30 (Semplificazione per le attività di vendita di gas naturale e di biogas)
Articolo 31 (Definizione di Rete nazionale dei gasdotti e di Rete di trasporto regionale)
Articolo 32 (Misure a favore della liquidità del mercato)
Articolo 33 (Nuove infrastrutture)
4. Titolo III: Mercato dell’energia elettrica
Articolo 35 (Obblighi relativi al servizio pubblico e tutela dei consumatori)
Articolo 36 (Gestore dei sistemi di trasmissione)
Articolo 37 (Promozione della cooperazione regionale)
Articolo 38 (Gestori dei sistemi di distribuzione)
Articolo 40 (Interconnessioni di rete con Paesi non appartenenti all'Unione europea)
Articolo 41 (Mercati al dettaglio)
5. Titolo IV: Autorità nazionale di regolazione
Articolo 42 (Obiettivi dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas)
Articolo 43 (Ulteriori compiti e poteri dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas)
Articolo 45 (Poteri sanzionatori)
Articolo 46 (Disposizioni in materia di rapporti istituzionali)
Articolo 47 (Recepimento della direttiva 2008/92/CE)
Articolo 48 (Obblighi di comunicazione)
Articolo 49 (Disposizioni di carattere finanziario)
Articolo 50 (Entrata in vigore)
1.1 Il recepimento delle prime direttive comunitarie sull’apertura dei mercati elettrici e del gas
Dalla metà degli anni ’90 i Governi che si sono succeduti alla guida del Paese hanno assunto iniziative per attuare gli indirizzi comunitari in materia di apertura del mercato interno dell’energia elettrica e del gas, nella consapevolezza che una effettiva politica energetica comunitaria possa realizzarsi appieno solo in un contesto di regole armonizzate e, soprattutto, di eliminazione delle asimmetrie nei processi di apertura dei singoli mercati nazionali.
A partire dalla fine degli anni novanta, con l'adozione dei decreti legislativi di recepimento delle direttive comunitarie sull'energia elettrica e il gas (per il settore elettrico D.Lgs. 79/1999, recettivo della direttiva 1996/92/CE, e per il gas D.Lgs. 164/2000,recettivo della direttiva 1998/30/CE), sono state poste le basi per la progressiva apertura dei mercati energetici. In particolare, con l’obiettivo di fondo di ridurre i differenziali di prezzo rispetto agli altri Paesi europei, i provvedimenti erano volti a promuovere il superamento, quand’anche con modalità e tempi tali da assicurare la necessaria gradualità dei processi, delle situazioni di monopolio pubblico che caratterizzavano gli assetti dei mercati energetici in Italia.
Per quanto riguarda il settore elettrico sono state, innanzitutto, sostanzialmente liberalizzate le attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia. Successivamente è stata avviata la ristrutturazione dell’ENEL, con la separazione della proprietà della rete nazionale dalla sua gestione e l’affidamento dell’attività di trasmissione e dispacciamento a un ente di gestione di diritto pubblico chiamato ad operare secondo principi di neutralità e imparzialità. Quanto alla posizione dominante dell’operatore pubblico, a fronte dell’introduzione del divieto di controllo di più del 50% della capacità complessiva di importazione e produzione nazionale, l’ENEL è stata chiamata a cedere, entro il 1° gennaio 2003, almeno 15.000 Kw della propria capacità.
Per quanto concerne il settore del gas, gli interventi più significativi hanno riguardato la sostanziale liberalizzazione delle attività di importazione, esportazione, trasporto e vendita, nonché l’introduzione del principio dell’affidamento soltanto mediante gara, e per periodi limitati, dei servizi di distribuzione del gas a livello locale. Come per il settore elettrico, inoltre, è stata prevista la progressiva apertura del mercato e il ridimensionamento dell’operatore dominante (con la progressiva riduzione dei limiti di vendita e immissione nella rete al di sopra dei quali si configura l’abuso di posizione dominante).
1.2 In particolare: il D.Lgs. n. 164/2000 (Norme comuni per il mercato interno del gas naturale)
IlD.Lgs. n.164/2000[1] (cd. decreto Letta) ha recepito nell’ordinamento interno della direttiva 1998/30/CE, recando una complessiva riforma del sistema nazionale del gas naturale e introducendo elementi di apertura del mercato che, nell’insieme, vanno oltre le norme minime comuni previste dalla direttiva.
Questo provvedimento ha nel complesso regolato il settore fino ad oggi. Ora esso viene però largamente innovato dal D.Lgs. 93/2011 che questo dossier analizza. Proprio al fine di evidenziare – come si farà nella seconda parte del dossier - le novità apportate dal D.Lgs. 93/2011, appare per altro opportuno richiamare qui le principali linee della originaria disciplina del D.Lgs. 164/2000.
Con riguardo ai clienti idonei, il D.Lgs. 164/2000 fin dalla sua entrata in vigore riconobbe ad un ampio gruppo tale la qualifica, estesa a tutti i clienti finali dal 1° gennaio 2003.
Il provvedimento intervenne in maniera organica o con modifiche circoscritte su tutte le fasi della filiera del gas, comprese quelle non disciplinate dalla direttiva o non specificamente richiamate dalla delega.
Tra le competenze che il decreto legislativo assegnava, invece, all'Autorità per l'energia elettrica e il gas si segnalano:
- la determinazione delle tariffe di stoccaggio, dispacciamento, distribuzione (dal 2001) e di vendita ai clienti non idonei;
- la risoluzione delle controversie, anche transfrontaliere, relative all'accesso al sistema del gas;
- la predisposizione del contratto tipo su cui si basano i contratti di servizio regolanti i rapporti tra enti affidanti e il gestore del servizio di distribuzione;
- la fissazione dei criteri di accesso alla rete e degli obblighi delle imprese di trasporto;
- la fissazione delle condizioni e delle modalità di esercizio dell'attività transitoria di vendita;
- la fissazione dei criteri in base ai quali si possono realizzare le opere di allacciamento alla rete;
- l'adeguamento delle tariffe in conseguenza dell'individuazione degli oneri generali afferenti alla liberalizzazione del settore;
All'Autorità sono assegnate anche funzioni consultive e compiti di verifica e controllo.
Approvvigionamento (art.3)
L’approvvigionamento comprende le attività di importazione e coltivazione.
L’importazione è soggetta a semplice comunicazione se il gas proviene dai paesi appartenenti alla UE, mentre è soggetta adautorizzazione da parte del Ministero dell’industria qualora il gas importato sia prodotto in paesi extracomunitari.
Il rilascio dell’autorizzazione è subordinato al possesso di requisiti così sintetizzabili: capacità tecniche e finanziarie; idonee informazioni circa la provenienza del gas; affidabilità dell’approvvigionamento degli impianti di coltivazione e del sistema di trasporto; disponibilità di adeguate quote di stoccaggio strategico a garanzia della sicurezza degli approvvigionamenti (10% gas importato); capacità di contribuire allo sviluppo delle infrastrutture nazionali del sistema gas e alla diversificazione degli approvvigionamenti.
Coltivazione (artt. 4-7)
L’attività di coltivazione consistente nell’estrazione di gas naturale dai giacimenti è stata liberalizzata con il D.Lgs. 625/1996.
Inerenti all’attività di coltivazione sono le attività di prospezione (consistente in rilievi geografici, geologici e geofisici) e di ricerca (rivolta al rinvenimento di giacimenti).
L’attività di prospezione è libera, mentre l’esecuzione di rilievi geofisici ai sensi del D.Lgs. 625/1996 è soggetta ad autorizzazione da parte del MICA o delle autorità competenti alla tutela territoriale e ambientale.
Sono previsti incentiviper l’attività di ricerca, volti ad incrementare le riserve nazionali di gas. A tale scopo viene destinato, a decorrere dal 1° gennaio 2000, il 5% delle entrate derivanti allo Stato dal versamento delle aliquote di prodotto della coltivazione (royalties) da parte dei titolari di concessione[2]. Sono previste, altresì, incentivazioni alla produzione in giacimenticosiddetti marginali. Si tratta in genere di giacimenti di modeste dimensioni o contenenti idrocarburi di scarsa qualità, individuati dal Ministero dello sviluppo economico.
L’articolo 6 del D.Lgs. del 2000 ha disciplinato l’accesso alle infrastrutture minerarie per la coltivazione in conformità a quanto disposto dall’art. 23 della direttiva 98/30/CE.
L’accesso ai gasdotti di coltivazione e ai connessi servizi è dovuto agli altri titolari di concessione di coltivazione che ne facciano richiesta ai fini dell’importazione, esportazione e trasporto, quando risultino verificate determinate condizioni(disponibilità della relativa capacità di trasporto, gestione o trattamento, anche in relazione ai programmi di sviluppo dei giacimenti connessi ai gasdotti; rispetto delle norme tecniche e minerarie in vigore; compatibilità della composizione chimica del gas e dei composti associati e delle caratteristiche fisico-chimiche; compatibilità con le norme di sicurezza mineraria; rispetto delle norme in materia fiscale e delle aliquote di prodotto dovute allo Stato).
Per disciplinare l’accesso alle infrastrutture minerarie, con decreto del Ministro dell’industria sono stabiliti appositi limiti e norme tecniche. Inoltre, ai fini della tutela del giacimento e della sicurezza delle lavorazioni l’accesso alle infrastrutture minerarieè sottoposto adautorizzazione da parte del MICA. La competenza in materia di controversie, anche transfrontaliere, relative all’accesso alle infrastrutture è assegnata all’Autorità per l’energia elettrica e il gas.
Sono previste anche norme di razionalizzazione dell’uso delle infrastrutture minerarie per coltivazione.
Trasporto e dispacciamento (artt. 8-10)
Iltrasporto e il dispacciamento sono dichiarati attività di interesse pubblico, quindi libere ma soggette a determinate disposizioni.
Le imprese che svolgono le predette attività sono tenute ad allacciarealla propria rete gli utenti che lo richiedano, purché il sistema di cui dispongono ne abbia capacità e le opere necessarie all’allacciamento dell’utente risultino realizzabili tecnicamente ed economicamente, sulla base di criteri stabiliti con delibera dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas. In caso di rifiuto ne viene informata la predetta Autorità, la quale è, peraltro, incaricata di vigilare che l’attività di trasporto e dispacciamento non ostacoli la parità di condizioni di accesso al sistema. L'Autorità, qualora verifichi una violazione del "codice di rete"può imporre all'impresa di procedere all'allacciamento.
Le imprese governano i flussi di gas e i servizi accessori necessari al funzionamento del sistema e sono responsabili dell'utilizzo degli stoccaggi strategici in caso di necessità (sulla base di direttive del MICA) e garantendo l’adempimento degli obblighi per assicurare l’affidabilità, l’efficienza e l’economicità del servizio.
Le regole per ildispacciamento in condizioni di emergenza sono stabilite con decreto del Ministro dell’industria. Sempre al Ministro dell'industria spetta il compito di definire la rete nazionale di gasdotti[3], in base a criteri tecnici e funzionali.
Le tariffe sono determinate dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas.
Stoccaggio (artt. 11-13)
L’attività di stoccaggio è soggetta aconcessione, di durata non superiore a venti anni, rilasciata dal Ministro dell’industria ai sensi della legge 26 aprile 1974, n. 170 (“Stoccaggio di gas naturale in giacimenti di idrocarburi"). Al Ministro dell’industria compete anche l’approvazione, con proprio DM, di un disciplinare tipo. Nel caso in cui il titolare di una concessione di coltivazione richieda una concessione di stoccaggio, il conferimento di questa comprende anche la concessione di coltivazione.
A carico dei titolari di concessioni di stoccaggio il decreto pone una serie di obblighi, tra i qualirientrano: la gestione in modo coordinato e integrato delle capacità di stoccaggio se si tratta di titolare di più concessioni; la fornitura di capacità di stoccaggio minerario, strategico e di modulazione agli utenti che ne facciano richiesta e il cui sistema abbia idonee capacità e purché i servizi richiesti siano realizzabili sia economicamente che tecnicamente sulla base dei criteri che saranno stabiliti con decreto del Ministero dell'industria.
Le capacità di stoccaggio sono destinate in via prioritaria alle esigenze di coltivazione di giacimenti di gasnel territorio nazionale. A tale scopo i concessionari di coltivazioni sono tenuti ad individuare (entro tre mesi dall’entrata in vigore del presente provvedimento) la capacità di stoccaggio di cui necessitano ai fini della modulazione della produzione dei giacimenti di cui detengono la concessione di coltivazione.
Lo stoccaggio strategico(finalizzato a sopperire a situazioni di mancanza o riduzione dell'approvvigionamento) è posto a carico degli importatori, mentre lo stoccaggio di modulazione(finalizzato a soddisfare la modulazione dell'andamento giornaliero, stagionale e di punta dei consumi)è a carico dei venditori. I limiti e le norme tecniche per disciplinare il riconoscimento delle capacità di stoccaggio di working gas (la quantità di gas presente nei giacimenti in fase di stoccaggio),strategico e di modulazione, sono stabiliti con decreto del Ministro dell’industria.
Spetta all'Autorità per l'energia e il gas fissare, con propria delibera, i criteri e le priorità di accesso al fine di garantire a tutti gli utenti libertà di accesso, imparzialità e neutralità del servizio di stoccaggio in condizioni di normale esercizio.
Distribuzione e vendita (artt. 14-18)
L’attività di distribuzione (artt. 14-16) viene svolta in regime di servizio pubblico che è affidato esclusivamente mediante gara e per non oltre 12 anni.
L’attività di distribuzione è sottoposta al controllo degli enti che affidano il servizio, i cui rapporti con il gestore sono regolati da contratti di servizio, sulla base di un contratto tipo predisposto dall'Autorità per l'energia e il gas e approvato dal Ministero dell'industria.
L’ammissione alle gare avviene sulla base di requisiti oggettivi e non discriminatori (unica esclusione le società che in Italia o all’estero gestiscono servizi pubblici per affidamento diretto o con procedura non ad evidenza pubblica). La gara viene aggiudicata sulla base delle migliori condizioni economiche, dei piani di sviluppo e potenziamento delle reti e degli impianti, nel rispetto degli standard qualitativi, e ambientali e di sicurezza.
Il D.Lgs. del 2000 previde che entro il 1° gennaio 2003 gli enti locali adottassero le deliberazioni di adeguamento alle disposizioni del decreto legislativo, mediante l’indizione di gare per l’affidamento del servizio ovvero attraverso la trasformazione delle gestioni in società di capitali o in società cooperative a responsabilità limitata.
Per quanto riguarda gli affidamenti e le concessioni in essere all'entrata in vigore del D.Lgs., l’art. 15 previde che fossero mantenuti per la durata originaria, purché la scadenza sia compresa entro il periodo transitorio fissato dal comma 7 dello stesso articolo. Le concessioni e gli affidamenti per i quali non è previsto un termine di scadenza o per i quali è previsto un termine che supera il periodo transitorio, possono essere mantenuti fino alla scadenza di detto periodo.
Il periodo transitorio è stato fissato in 5 anni a decorrere dal 31 dicembre 2000, prevedendosene la prorogabilità nella misura e nei casi di seguito indicati:
- fusione societaria, realizzata almeno un anno prima della scadenza dei cinque anni, che consenta di servire un’utenza non inferiore al doppio di quella della maggiore delle società oggetto della fusione (prolungamento massimo di 1 anno);
- fornitura del servizio a più di 100.000 clienti finali o la distribuzione di più di 100 milioni di metri cubi di gas all’anno o, ancora, l’estensione dell’ambito operativo dell’impresa all’intero territorio provinciale (prolungamento massimo di 2 anni);
- possesso di almeno il 40% delle azioni da parte del capitale privato (altri 2 anni).
Le imprese di distribuzione che svolgono anche l’attività di dispacciamento sulla propria rete hanno l’obbligo di allacciare alle proprie reti i clienti che lo richiedano.
L’attività di vendita ai clienti finali è regolata dall’articolo 17, il quale, per le imprese che intendono svolgere tale attività, richiede l’autorizzazioneda parte del Ministero dell’industria. L'autorizzazione viene rilasciata alle seguenti condizioni: disponibilità di un servizio di modulazione adeguato alle necessità di fornitura; dimostrazione della provenienza del gas e affidabilità del trasporto; capacità tecniche e finanziarie adeguate. Il rifiuto all’autorizzazione deve essere motivato e ne deve essere informata la Commissione UE.
Transitoriamente, e per motivi di continuità di servizio, possono essere autorizzate all’attività di vendita, nella loro area di operatività, le imprese di distribuzione, sulla base di condizioni e modalità fissate dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas. Disposizioni disciplinanti in dettaglio l’attività di vendita sono contenuta nell’articolo 18 del D.Lgs.
Norme antitrust (artt. 19-21)
Ai fini della tutela e dello sviluppo della concorrenza, il decreto fissò quote massime di vendita ai clienti finali (50% dei consumi nazionali) e di immissionedi gas nella rete nazionale (75% dei consumi nazionali). Le percentuali sono calcolate al netto delle perdite e detratte le quantità di gas utilizzato per consumi interni. I tetti fissati decorrevano dal 1° gennaio 2003 per le vendite e dal 1° gennaio 2002 per l'immissione di gas, e hanno avuto valore fino al 31 dicembre 2010.
In caso di superamento dei limiti sono adottate sanzionida parte dell’Autorità garante della concorrenza e del mercato.
Con decorrenza dall’entrata in vigore del decreto le norme recanti incentivi in favore della metanizzazione del Mezzogiorno sono applicabili a tutte le impresa del gas con sede nella UE, che operano nel settore del trasporto e della distribuzione.
Il decreto legislativo dettò anche norme diseparazione societaria, gestionale e contabile.
Oggetto di separazione societaria a decorrere dal 1° gennaio 2002 sono state:
- l’attività di trasporto e dispacciamento;
- l’attività di distribuzione;
- l’attività di vendita, che può essere svolta unicamente da società che non svolgano altre attività nel settore del gas che non siano quelle di importazione, esportazione e coltivazione.
Quanto all'attività di stoccaggio, è prevista la separazione contabile dalle attività di trasporto e dispacciamento, nonché la separazione societaria per tutte le altre attività della filiera.
Clienti idonei (art. 22)
A decorrere dall’entrata in vigore del decreto la qualifica di cliente idoneo è stata attribuita:
- alle imprese che acquistano gas per produrre energia elettrica, indipendentemente dal livello di consumo annuale e limitatamente alla quota destinata al predetto utilizzo;
- alle imprese che acquistano gas per la cogenerazione di energia elettrica e calore, indipendentemente dal livello di consumo annuale e limitatamente alla quota destinata al predetto utilizzo;
- ai clienti finali con consumo superiore a 200 mila Smc di gas all’anno;
- ai consorzi e alle società consortili con consumo superiore a 200 mila Scm annui;
- ai clienti che utilizzano il gas prodotto da loro stessi o da società controllate nel territorio nazionale, nel mare territoriale e nella piattaforme continentale italiana;
- ai clienti grossisti e alle imprese di distribuzione del gas per il volume di gas consumato dai loro clienti nell’ambito del loro sistema di distribuzione, al fine di fornire tali clienti.
Dal 1° gennaio 2003 tutti i clienti sono stati qualificati idonei.
Il compito di vigilare sull’applicazione dell’articolo 22 è assegnato all’Autorità per l’energia elettrica e il gas.
Tariffe (art. 23)
Con le nuove disposizioni fu stabilito che le tariffe per la vendita ai clienti non idonei siano fissatedall’Autorità per l’energia elettrica e il gas. Entro il 1° gennaio 2001 le tariffe per il trasporto e il dispacciamento, lo stoccaggio, per l'utilizzo dei terminali GNL e per la distribuzione furono determinate dalla stessa Autorità tenendo conto della necessità di non penalizzare il Mezzogiorno e le aree con minori dotazioni infrastrutturali.
Rifiuto di accesso al sistema (artt. 24-26)
Alle imprese è stato imposto l’obbligo di consentire l’accesso al sistema (reti e giacimenti di stoccaggio) a coloro che ne facciano richiesta, mentre spetta all’Autorità dell’elettricità e del gas fissare con delibera i criteri a garanzia della libertà di accesso.
Tre sono i casi in cui è previsto il rifiuto all'accesso: mancanza di capacita; obblighi di servizio pubblico; difficoltà economiche dovute a contratti take or pay (che impegnano gli importatori a garantire ai fornitori i ricavi indipendentemente dalla quantità prelevata).
Le imprese, entro tre mesi, dalla pubblicazione della predetta delibera dell'Autorità adottano il proprio codice di rete (contenente regole e modalità di gestione e funzionamento della rete), che viene trasmesso all'Autorità per l’approvazione.
Nei casi di rifiutoper mancanza di capacità o per obblighi di servizio pubblico, la verifica della fondatezza del rifiuto spetta all’Autorità che si esprime con atto motivato entro il termine di tre mesi dalla comunicazione.
In caso di rifiuto per difficoltà economiche a seguito di contratti take or pay sottoscritti antecedentemente all’entrata in vigore della direttiva 98/30/CE, da parte del Ministero dell'industria può essere concessa, su richiesta, una deroga temporanea.
Qualora il Ministero, sentito il parere dell’Autorità per l’elettricità e il gas, ritenga di dover concedere la deroga, notifica la sua decisione alla Commissione UE, che procede ai sensi dell’art. 25 della direttiva. In caso di rifiuto definitivo alla concessione della deroga l’impresa è obbligata a fornire l’ascesso all’impresa richiedente.
Organizzazione del settore (artt. 28-32)
In ordine all’organizzazione del settore è stato attribuito al Ministero dell’industria provvedere alla sicurezza, alla economicità e alla programmazione a lungo termine. In caso di crisi del mercato o di gravi rischi per la sicurezza, rientra tra i compiti del Ministero l’adozione delle necessarie misure temporanee di salvaguardia.
Inoltre, allo scopo di individuare gli strumenti utili a governare gli effetti sociali della liberalizzazione del settore, il comma 4 dell’articolo prevede da parte dei Ministri dell’industria e del lavoro ilcoinvolgimento dei soggetti socialiattraverso forme di concertazione.
Condizioni di reciprocità (artt. 33-35)
Le imprese del gas con sede in Italia, ai sensi dell’art. 19 della Dir. 98/30/CE hanno il diritto di accesso ai sistemi del gas nonché il diritto di concludere contratti di fornitura con clienti dichiarati idonei in altri paesi dell’Unione Europea, laddove tale tipologia di clienti sia stata dichiarata idonea in Italia ai sensi del decreto in esame. Inoltre le imprese con sede in altri paesi UE e quelle con sede in Italia, ma controllate da altre aventi sede in altri paesi UE, hanno il diritto di concludere contratti di vendita con clienti dichiarati idonei ai sensi del presente decreto solo nel caso in cui la stessa tipologia di cliente sia stata dichiarata idonea nel paese in cui tali imprese hanno sede.
Qualora un cliente idoneo ai sensi del presente decreto intenda concludere un contratto di fornitura con un’impresa stabilita in altro paese UE in cui tale tipologia non sia dichiarata idonea e che per tale motivo riceva un rifiuto, ne informa il Ministero dell’industria che a sua volta potrà chiedere alla Commissione UE di obbligare l’impresa alla fornitura richiesta.
Sempre in materia di reciprocità, in conformità a quanto previsto dall’art. 20 della direttiva 98/30/CE, il decreto stabilisce che le imprese del gas con sede in Italia hanno il diritto di realizzare linee dirette per fornire i clienti idonei non solo nel territorio nazionale ma anche in altri paesi UE a condizione che l’accesso al sistema gas di quel Paese sia stato rifiutato con motivazione. Lo stesso diritto è riconosciuto specularmente alle le imprese aventi sede in altri paesi UE.
1.3 Segue: la legge di riordino energetico (legge n. 239/2004) e l’avvio del mercato elettrico
Come si è accennato in apertura, un primo importante ordine di interventi nel settore elettrico si è avuto già a fine anni ’90, con il D.Lgs. 79/1999. In questo settore, per altro, il processo di liberalizzazione ha ricevuto un nuovo forte impulso grazie a vari interventi legislativi nel primo decennio del XXI secolo, rivolti essenzialmente ad assicurare un assetto concorrenziale del mercato dell'energia.
Il completamento della liberalizzazione del mercato elettrico ha, in particolare, costituito - insieme alla definizione delle competenze di Stato e Regioni in materia energetica - uno dei principali obiettivi della legge di riordino del settore (L. 239/2004), che ha confermato il processo di liberalizzazione delle attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia ai clienti finali, nel rispetto degli obblighi di servizio pubblico derivanti dalla normativa comunitaria e dalla legislazione vigente. La concessione delle attività di trasporto e di dispacciamento, con l'obbligo di connessione di terzi secondo criteri di trasparenza ed imparzialità, dapprima affidata al Gestore della rete di trasmissione nazionale (GRTN), è stata successivamente trasferita alla società Terna Spa, proprietaria della rete di trasporto nazionale (per effetto del DPCM 11 maggio 2004), con la previsione della riduzione da parte di ENEL della propria partecipazione in detta società ad una quota non superiore al 20%.
L’attività di distribuzione continua ad essere svolta dalle imprese distributrici titolari di concessioni, rilasciate dal Ministero delle attività produttive ( ora dello sviluppo economico) nel maggio 2001, ed aventi scadenza il 31 dicembre 2030.
All’interno di questo sistema allo Stato sono rimasti affidati i compiti di assumere le determinazioni inerenti l’importazione e l’esportazione dell’energia, di definire il quadro settoriale di programmazione (anche con riferimento alla ricerca scientifica), di definire i principi per il coordinato utilizzo delle risorse finanziarie regionali, nazionali e dell’Unione europea. Sono inoltre rimasti di competenza dello Stato i compiti relativi all’adozione di misure finalizzate a garantire l’effettiva concorrenzialità del mercato dell’energia elettrica, alla definizione dei criteri generali per le nuove concessioni di distribuzione dell’energia elettrica e per l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio degli impianti di generazione di energia elettrica termica superiore ai 300 MW.
Nel corso dell’iter di approvazione della legge 239/2004 di riordino del settore energetico, il quadro comunitario di riferimento del settore si è andato innovando con le direttive 2003/54/CE e 2003/55/CE, che hanno previsto, a partire dal 1º luglio 2004, la libera scelta dei fornitori per tutte le compagnie e, a partire dal 1º luglio 2007, l’estensione della disposizione ai consumatori privati.
Nell’aprile del 2004 si è aperta una nuova fase del processo di liberalizzazione con l’avvio del mercato elettrico (IPEX - Italian Power Exchange), luogo virtuale in cui ogni giorno produttori e acquirenti si incontrano per vendere e comprare energia e affidato al Gestore del Mercato (GME), creato in risposta alle esigenze di stimolare la concorrenza nelle attività di produzione e vendita e di favorire la massima efficienza nella gestione del dispacciamento dell'energia elettrica.
Per quanto concerne il settore elettrico, il processo di liberalizzazione avviato a partire dalla fine degli anni ’90 è stato sostanzialmente completato con il recepimento della direttiva 2003/54/CE, con il D.L. 18 giugno 2007, n.73 che ha consentito anche ai clienti domestici (a decorrere dal 1° luglio 2007) di scegliere liberamente il proprio fornitore.
Con il decreto sono state introdotte regole di trasparenza per l’avvio del mercato per i clienti domesticiche contemplano l’obbligo di separazione societaria tra attività di vendita ed attività di distribuzione di energia elettrica, nonché la separazione funzionale tra la gestione delle infrastrutture dei sistemi elettrico e del gas naturale ed il resto delle attività, estesa anche all’attività di stoccaggio del gas.
L’intervento legislativo è stato accompagnato dalla definizione, da parte dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, di nuove tariffe elettriche, che al fine di tutelare le fasce deboli è stata completata con la revisione (ad opera del D.M. 28 dicembre 2007) della disciplina sulla c.d. “tariffa sociale”.
2.1 La direttiva 2009/72/CE (Mercato interno dell’energia elettrica)
La direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009[4], relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE, è volta ad introdurre regole comuni in materia di produzione, trasmissione (trasporto), distribuzione e fornitura di energia elettrica, con l’obiettivo di promuovere lo sviluppo di un mercato dell’elettricità concorrenziale, sicuro e sostenibile sul piano della tutela ambientale. A tal fine essadefinisce le norme relative all'organizzazione e al funzionamento del settore dell'energia elettrica, l'accesso aperto al mercato, i criteri e le procedure da applicarsi nei bandi di gara e nel rilascio delle autorizzazioni nonché nella gestione dei sistemi, e definisce anche gli obblighi di servizio universale e i diritti dei consumatori chiarendo altresì i requisiti in materia di concorrenza.
Il provvedimento fa parte del c.d. "terzo pacchetto energia", comprendente il regolamento (CE) n. 713/2009 che istituisce un'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia, la direttiva 2009/73/CE (“direttiva gas”), il regolamento (CE) n. 714/2009 relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e il regolamento (CE) n. 715/2009 relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale.
La direttiva, che prevede un rafforzamento dei diritti dei consumatori, riconosce agli Stati membri la facoltà di imporre alle imprese del settore dell’elettricità obblighi di servizio pubblico concernenti la sicurezza, compresa quella di approvvigionamento, la regolarità e la qualità del servizio, il prezzo delle forniture, la tutela ambientale, compresa l’efficienza energetica, l’energia da fonti rinnovabili e la protezione del clima.
Agli stessi Stati membri spetta provvedere affinché tutti i clienti civili e, se lo ritengono necessario, le piccole imprese (cioè quelle aventi meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo o un totale di bilancio non superiore a 10 milioni di euro) usufruiscano nel rispettivo territorio del servizio universale, «vale a dire del diritto alla fornitura di energia elettrica di una qualità specifica a prezzi ragionevoli, facilmente e chiaramente comparabili, trasparenti e non discriminatori». A tal fine, gli Stati membri possono designare un fornitore di ultima istanza.
Nell’ambito del rafforzamento dei diritti dei consumatori, previsto dalla direttiva, rientra anche il compito affidato agli Stati membri di vigilare affinché tutti i clienti usufruiscano del diritto di scelta del fornitore d’elettricità (a prescindere dallo Stato membro in cui sia registrato), di cambio in tempi rapidi del fornitore con l’aiuto del loro operatore (nel lasso di tempo massimo di tre settimane), di ricevere informazioni adeguate concernenti i loro consumi.
La direttiva prevede anche l’adozione, da parte degli Stati membri, di adeguate misure volte a garantire il necessario approvvigionamento di elettricità ai clienti vulnerabili. In questo contesto, ciascun Stato membro dovrà definire un concetto di cliente vulnerabile che può fare riferimento alla povertà energetica e, tra le altre cose, al divieto di interruzione di fornitura a detti clienti nei periodi critici.
A tutela dei clienti finali gli Stati membri dovranno, altresì, provvedere affinché i fornitori di elettricità informino gli stessi consumatori con riferimento:
§ al contributo di ogni fonte energetica nel mix complessivo di combustibili utilizzato dall’impresa fornitrice nell'anno precedente, in modo comprensibile e facilmente confrontabile a livello nazionale;
§ all’impatto ambientale che determina tale produzione di energia elettrica;
§ ai diritti di cui dispongono in caso di controversie.
Gli Stati membri dovranno anche accertarsi che vengano istituiti sportelli unici al fine di fornire ai consumatori tutte le informazioni necessarie concernenti i loro diritti, la legislazione in vigore e le modalità di ricorso a loro disposizione in caso di controversia.Dovranno poi garantire che sia predisposto un meccanismo indipendente quale un mediatore dell'energia o un organismo dei consumatori ai fini di un trattamento efficiente dei reclami e della risoluzione extragiudiziale delle controversie.
In tale contesto, la Commissione dovrà elaborare una "lista di controllo per i consumatori di energia" che sia chiara e concisa e contenga informazioni pratiche sui loro diritti, mentre gli Stati membri dovranno provvedere a che i fornitori adottino le necessarie misure per trasmetterne una copia a tutti i loro consumatori.
La direttiva sottopone gli Stati membri anche all’obbligo di assicurare il controllo della sicurezza degli approvvigionamenti, a tal fine definendo appositi criteri tecnici di sicurezza. Gli Stati membri sono altresì tenuti a cooperare per l’integrazione dei relativi mercati nazionali a uno o più livelli regionali, quale primo passo verso la creazione di un mercato interno pienamente liberalizzato.D’altra parte, al medesimo fine, l’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori dell’energia coopera con le autorità di regolazione nazionale per garantire la compatibilità dei quadri regolamentari tra le regioni.
Per la costruzione di nuovi impianti di generazione (produzione di energia elettrica) gli Stati membri sono tenuti ad adottare una procedura di autorizzazione improntata a criteri di obiettività, trasparenza e non discriminazione.
La direttiva demanda quindi agli Stati membri il compito di disciplinare l’autorizzazione per la costruzione degli impianti generazione definendo criteri di rilascio che tengano in considerazione:
a) la sicurezza tecnica e fisica della rete elettrica, degli impianti e della relativa apparecchiatura;
b) la protezione della salute e della sicurezza pubblica;
c) la protezione dell’ambiente;
d) l’assetto del territorio e la localizzazione;
e) l’uso del suolo pubblico;
f) l’efficienza energetica;
g) la natura delle fonti primarie;
h) le caratteristiche specifiche del richiedente quali la capacità tecnica, economica e finanziaria delle imprese;
i) la conformità alle misure nazionali di programmazione adottate per l’efficienza energetica, la tutela dell’ambiente e la coesione economica e sociale;
j) il contributo della capacità di generazione al conseguimento dell’obiettivo generale della Comunità europea di una quota pari almeno al 20% di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia della Comunità nel 2020 di cui all’articolo 3, paragrafo 1, della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili;
k) il contributo della capacità di generazione alla riduzione delle emissioni.
Gli Stati provvedono affinché sussistano procedure di autorizzazioni specifiche per i piccoli impianti di generazione decentrata e possono altresì fissare orientamenti per tale procedura. Inoltre assicurano la possibilità di prevedere nuove capacità o misure di efficienza energetica attraverso una procedura di gara trasparente e non discriminatoria sulla base di criteri pubblicati, che può essere avviata solo nel caso di impianti non sufficienti a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento.
La direttiva introduce disposizioni volte a garantire una separazione effettiva tra le attività di rete (sistemi di trasmissione e gestori di sistemi di trasmissione) e le attività di fornitura e di produzione, in quanto l’esistenza di livelli di disaggregazione diversi nei vari Stati membri è stato individuato come uno dei principali elementi di distorsione nella concorrenza tra i soggetti attivi sul mercato.
A tal fine la direttiva consente agli Stati membri - se un sistema di trasmissione appartiene ad un’impresa verticalmente integrata[5] - la possibilità di operare una scelta tra le seguenti opzioni:
§ separazione integrale della proprietà (OU - Ownership Unbundling);
§ ricorso a un Gestore di sistemi indipendente (ISO - Independent System Operator);
§ ricorso a un Gestore di trasmissione indipendente (ITO, Independent Transmission Operator).
A partire dal 3 marzo 2012 gli Stati membri dovranno assicurare la separazione dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di trasmissione.
La separazione proprietaria implica la designazione del proprietario del sistema (o rete) di trasmissione come gestore del sistema di trasmissione e la sua indipendenza da qualsiasi interesse nelle imprese di fornitura e di generazione.
Pertanto la stessa persona o le stesse persone non potranno essere autorizzate a controllare, direttamente o indirettamente, un'impresa che esercita l'attività di generazione o l'attività di fornitura e, al contempo, a esercitare direttamente o indirettamente un controllo o diritti su un gestore di sistemi di trasmissione o su un sistema di trasmissione, e viceversa[6]. Non sarà permesso pertanto esercitare diritti di voto, detenere il potere di nominare membri del consiglio di vigilanza, del consiglio di amministrazione o degli organi che rappresentano legalmente l'impresa o detenere una quota di maggioranza contemporaneamente nei diversi settori di attività.
Gli Stati membri potranno concedere deroghe temporanee (fino al 3 marzo 2013) a tali prescrizioni, ma solo a condizione che i gestori dei sistemi di trasmissione non facciano parte di un'impresa verticalmente integrata.
Se il sistema di trasmissione appartiene ad un'impresa verticalmente integrata uno Stato membro può decidere di non applicare la separazione proprietaria ma designare un Gestore di sistemi indipendente oppure conformarsi alle disposizioni relative al Gestore di trasmissione indipendente.
Prima di essere designata ufficialmente come gestore di un sistema di trasmissione un’impresa deve esser certificata dall’autorità nazionale di regolamentazione. La designazione dei gestori di sistemi di trasmissione viene notificata alla Commissione e pubblicata nella Gazzetta Ufficiale dell’UE.
Qualora la certificazione sia richiesta da un proprietario di sistema di trasmissione o da un gestore del sistema di trasmissione che sia controllato da una o più persone di un Paese terzo, l'autorità di regolamentazione lo notifica alla Commissione. Il gestore del sistema di trasmissione è tenuto a notificare all’autorità di regolamentazione – che a sua volta lo notifica alla Commissione - qualsiasi circostanza che abbia come risultato l’acquisizione del controllo del sistema di trasmissione o del gestore del sistema di trasmissione da parte di una o più persone di un paese terzo. L’autorità di regolamentazione adotta una decisione relativa alla certificazione di un gestore del sistema di trasmissione entro un termine prefissato dalla direttiva; la certificazione può essere rifiutata se questa compromette la sicurezza dell'approvvigionamento di energia dello Stato membro interessato o della Comunità.
Ciascun gestore del sistema di trasmissione ha principalmente i seguenti compiti:
§ garantire la capacità a lungo termine del sistema di soddisfare le richieste di elettricità;
§ assicurare i mezzi appropriati per rispondere agli obblighi di servizio;
§ contribuire alla sicurezza di approvvigionamento;
§ gestire i flussi di elettricità sulla rete;
§ fornirà al gestore di ogni altro sistema interconnesso informazioni in materia di utilizzo, sviluppo e interoperabilità del sistema interconnesso;
§ garantire la non-discriminazione tra gli utenti;
§ fornire agli utenti del sistema le informazioni necessarie per accedere al sistema;
§ riscuotere le rendite da congestione e i pagamenti provenienti dal meccanismo di compensazione tra gestori dei sistemi di trasmissione.
Con il ricorso al Gestore di sistemi indipendente, si consente ad un'impresa verticalmente integrata la conservazione della proprietà della rete (o sistema) di trasmissione che viene però gestita e messa a punto da un terzo, in completa indipendenza dall’impresa verticalmente integrata.
Tale opzione, alternativa alla separazione della proprietà (cfr. supra), consente in sostanza alle imprese ad integrazione verticale di mantenere la proprietà degli elementi patrimoniali della rete, ma in un quadro in cui la rete di trasmissione in sé viene gestita da un operatore di sistema indipendente, cioè un’impresa o un soggetto completamente distinto dall’impresa ad integrazione verticale, che svolge tutte le funzioni di un operatore di rete.
A partire dal 3 settembre 2009 gli Stati membri possono decidere di designare su proposta del proprietario del sistema di trasmissione il suddetto gestore. La designazione è soggetta all'approvazione della Commissione. Il gestore di sistemi indipendente è responsabile della concessione e della gestione dell'accesso dei terzi, nonché del funzionamento, del mantenimento e dello sviluppo del sistema di trasmissione e della capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli, tramite l'adeguata programmazione degli investimenti; conseguentemente il proprietario non è responsabile al riguardo. Viene inoltre precisato che, nel caso di nomina di un gestore di sistemi indipendente, un proprietario del sistema di trasmissione che fa parte di un'impresa verticalmente integrata deve essere indipendente, quantomeno sotto il profilo della forma giuridica, dell'organizzazione e del potere decisionale, dalle altre attività non connesse alla trasmissione.
Con il ricorso alla terza opzione a decorrere dal 3 marzo 2012 alle imprese ad integrazione verticale si consente di mantenere non solamente la proprietà degli elementi patrimoniali del sistema di trasmissione ma anche la gestione del sistema di trasmissione, a condizione che tale gestione sia svolta da una parte dell’impresa verticalmente integrata dotata di indipendenza e in grado di assicurare una terzietà rispetto alle altre parti della medesima impresa, come se si trattasse di un soggetto distinto e operante in completa indipendenza dall’impresa ad integrazione verticale.
Tale opzione consente ai gestori del sistema di trasmissione di continuare a far parte di un’impresa verticalmente integrata, prevedendo norme dettagliate sulla loro effettiva indipendenza, sulla gestione, sull’organo di vigilanza, su un programma di adempimenti e sullo sviluppo della rete e l’accesso ad essa equo e non discriminatorio.
In particolare il Gestore del sistema di trasmissione dovrà, tra l'altro, disporre di poteri decisionali effettivi, indipendenti dall'impresa verticalmente integrata, per quanto riguarda i beni necessari alla gestione, alla manutenzione o allo sviluppo del sistema di trasmissione. Non potrà condividere sistemi e attrezzature informatici, locali e sistemi di accesso di sicurezza con una parte dell'impresa verticalmente integrata. Non potrà nemmeno detenere una partecipazione azionaria diretta o indiretta in alcuna affiliata dell'impresa verticalmente integrata avente funzioni di produzione o di fornitura, né ricevere dividendi o qualsiasi altro vantaggio finanziario da tale affiliata. Parimenti, nessuna affiliata potrà detenere azioni del gestore.
Per quanto riguarda l'indipendenza degli amministratori, le persone responsabili della gestione e/o i membri degli organi amministrativi e i dipendenti del gestore del sistema di trasmissione non potranno avere nessun'altra posizione o responsabilità professionali, né interessi o relazioni commerciali, direttamente o indirettamente, in alcuna o con alcuna altra parte dell'impresa verticalmente integrata o con i suoi azionisti di controllo. Inoltre, a tali persone non sarà consentito esercitare alcuna posizione o responsabilità professionale nell'impresa verticalmente integrata per un periodo di tre anni prima della loro nomina e per un periodo non superiore a quattro anni dopo la cessazione del loro mandato presso il gestore.
I gestori del sistema di trasmissione dovranno dotarsi poi di un organo di sorveglianza - composto di membri che rappresentano l’impresa verticalmente integrata e di membri che rappresentano azionisti terzi - incaricato di assumere decisioni che possono avere un impatto significativo sul valore delle attività degli azionisti in seno al gestore del sistema di trasmissione. Dovranno, inoltre, attuare un programma di adempimenti in cui sono esposte le misure per assicurare l’esclusione di possibili comportamenti discriminatori, e che sarà soggetto a un controllo indipendente della conformità da parte di un responsabile.
Sono tenuti, infine, all’invio annuale all’autorità di regolamentazione di un piano decennale di sviluppo della rete contenente misure efficaci atte a garantire l’adeguatezza del sistema e la sicurezza dell’approvvigionamento, nonché all’instaurazione di procedure trasparenti per la connessione di nuove centrali elettriche al sistema di trasmissione.
Gli Stati membri designano i gestori dei sistemi di distribuzione, o demandano tale compito alle imprese proprietarie o responsabili dei sistemi di distribuzione.
I gestori hanno principalmente il compito di:
§ assicurare la capacità a lungo termine del sistema di soddisfare la domanda di distribuzione di elettricità, nonché di gestire, mantenere e sviluppare nella sua zona un sistema di distribuzione di energia elettrica sicuro, affidabile ed efficiente, nel rispetto dell'ambiente e dell'efficienza energetica;
§ garantire un atteggiamento non discriminatorio tra gli utenti del sistema;
§ fornire agli utenti le informazioni di cui hanno bisogno per un accesso efficiente al sistema;
§ acquisire l'energia che utilizza per coprire le perdite di energia e la capacità di riserva del proprio sistema secondo procedure trasparenti e non discriminatorie.
Lo Stato membro può imporre al gestore del sistema di distribuzione che effettua il dispacciamento degli impianti di generazione l’obbligo di dare la precedenza agli impianti di generazione che impiegano fonti energetiche o rifiuti rinnovabili, ovvero che assicurano la produzione mista di calore e di energia elettrica.
Il gestore del sistema di distribuzione facente parte di una impresa verticalmente integrata è indipendente – quantomeno sotto il profilo della forma giuridica, dell’organizzazione e del potere decisionale – da altre attività non connesse alla distribuzione, ma ciò non comporta l’obbligo di separare i mezzi del gestore dall’impresa verticalmente integrata. La direttiva definisce criteri minimi da applicare al fine del conseguimento di tale indipendenza.
Gli Stati membri possono stabilire che le autorità nazionali di regolamentazione classifichino come sistema di distribuzione chiuso un sistema che distribuisce l’elettricità all’interno di un sito industriale, commerciale o di servizi condivisi, geograficamente limitato.
Gli Stati membri e le autorità nazionali di regolamentazione hanno diritto di accesso alla contabilità delle imprese elettriche, con l’obbligo, tuttavia, di mantenere la riservatezza sulle informazioni commercialmente sensibili.
Le imprese elettriche sono sottoposte all’obbligo di mantenere contabilità separate per ciascuna attività di trasmissione e distribuzione, anche rispetto alle altre attività nel settore dell'energia elettrica non riguardanti la trasmissione e la distribuzione.
Gli Stati membri garantiscono l’attuazione di un sistema di accesso dei terzi ai sistemi di trasmissione e distribuzione basato su tariffe pubblicate, praticabili a tutti i clienti idonei.
Il gestore del sistema di trasmissione ha facoltà di rifiutare l’accesso – motivandolo - qualora manchi della necessaria capacità.
Spetta agli Stati membri fissare i criteri per il rilascio delle autorizzazioni per la costruzione di linee dirette nel proprio territorio, secondo criteri oggettivi e non discriminatori.
Ciascun Stato membro designa un’unica autorità di regolamentazione a livello nazionale. E’ comunque consentita la designazione di altre autorità a livello regionale e di autorità per piccoli sistemi situati in regioni geograficamente separate con un consumo - relativamente al 2008 - inferiore del 3% del consumo totale dello Stato.
Gli Stati garantiscono l’indipendenza dell’autorità di regolamentazione provvedendo affinché eserciti i suoi poteri con competenza e imparzialità.
L’autorità di regolamentazione svolge funzioni in materiadi fissazione delle tariffedi trasmissione o distribuzione, di vigilanza sul rispetto delle norme relative alla sicurezza e all'affidabilità della rete, sulla trasparenza dei prezzi anche all'ingrosso, sull’effettiva apertura del mercato, sull'applicazione delle misure di salvaguardia, di pubblicazione di raccomandazioni, di garanzia dell'accesso ai dati del consumo da parte dei clienti. Le sono inoltre attribuiti poteri ispettivi, sanzionatori, di indagine, di risoluzione delle controversie in caso di reclamo. Le sue decisioni sono vincolanti per le imprese elettriche. A loro è accordata anche la facoltà di stipulare accordi cooperativi volti alla promozione della cooperazione in ambito regolamentare.
Le autorità di regolamentazione cooperano e si scambiano tra di loro e con l’Agenziaper la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (istituita con il regolamento (CE) n. 713/2009)[7] tutte le informazioni necessarie per l’esercizio delle competenze loro attribuite.
In modo da facilitare lo sviluppo nella Comunità di mercati al dettaglio trasparenti ed efficienti, gli Stati membri provvedono affinché siano definiti i ruoli e le responsabilità dei gestoridei sistemi di trasmissione, dei gestori dei sistemi di distribuzione, delle imprese di fornitura, dei clienti e degli operatori del mercato, in relazione agli accordi contrattuali, agli impegni verso i clienti, alle norme in materia di scambio dati, alla proprietà di dati e alle responsabilità in materia di rilevamenti.
Ai grandi clienti civili è riconosciuto il diritto di concludere contratti simultaneamente con diversi fornitori.
Uno Stato membro può adottare in via temporanea misure di salvaguardia necessarie in caso di crisi improvvisa sul mercato energetico e di minaccia alla sicurezza delle personeo degli impianti o all'integrità del sistema. Tali misure devono essere notificate agli altri Stati membri e alla Commissione,la quale può decidere che debbano essere modificate o abolite nella misura in cui esse provocano una distorsione della concorrenza.
In caso di problemi di gestione dei piccoli sistemi isolati agli Stati membri è consentito chiedere deroghe a varie disposizioni della direttiva.
Con cadenza annuale la Commissione presenta al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione generale sull’applicazione della direttiva.
Entro il 3 marzo 2013 la Commissione trasmette al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione specifica dettagliata che consente di valutare in che modo i requisiti in materia di separazione (relativi al Gestore di trasmissione indipendente: cfr. supra) sono riusciti a garantire la piena ed effettiva indipendenza dei gestori di sistemi di trasmissione.
Inoltre la Commissione presenta al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione dettagliata sui progressi nella creazione del mercato interno dell’energia elettrica.
Il termine per il recepimento della direttiva da parte degli Stati membri è fissato al 3 marzo 2011[8]. A partire dalla medesima data dovranno essere applicate le norme in questione, ad eccezione dell’articolo 11 (certificazione in relazione ai Paesi terzi) che si applicherà a partire dal 3 marzo 2013.
2.2 La Direttiva 2009/73/CE (Mercato interno del gas)
La direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, introduce nuove norme comuni per il mercato interno del gas naturale e conseguentemente abroga la direttiva 2003/55/CE.
Il mercato interno del gas naturale soffre di carenza di liquidità e di trasparenza che ostacolano l’efficiente allocazione delle risorse, la copertura dei rischi, l’entrata di nuovi attori e il buon funzionamento del mercato stesso. La Commissione europea ha dunque giudicato necessario ridefinire le regole e le misure applicabili al mercato interno del gas al fine di garantire una concorrenza equa e una protezione adeguata dei consumatori.
La direttiva 2003/55/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale ha dato un contributo significativo alla realizzazione del mercato interno del gas naturale. Tuttavia le norme in materia di separazione giuridica e funzionale in essa contenute non hanno consentito di separare efficacemente le attività dei gestori dei sistemi di trasporto. In assenza di una separazione effettiva delle reti dalle attività di produzione e fornitura vi è un rischio di creare discriminazioni non solo nella gestione della rete, ma anche negli incentivi che hanno le imprese verticalmente integrate a investire in misura adeguata nelle proprie reti.
Solo eliminando l’incentivo, per le imprese verticalmente integrate, a praticare discriminazioni nei confronti dei loro concorrenti in fatto di investimenti e di accesso alla rete si potrà garantire una separazione effettiva delle attività. La separazione proprietaria, la quale implica la designazione del proprietario della rete come gestore del sistema e la sua indipendenza da qualsiasi interesse nelle imprese di fornitura e di produzione, rappresenta chiaramente un modo efficace e stabile per risolvere il suddetto intrinseco conflitto d’interessi e per garantire la sicurezza degli approvvigionamenti.
Perciò la separazione proprietaria a livello di trasporto è considerato il mezzo più efficace per promuovere in modo non discriminatorio gli investimenti nell’infrastruttura, per garantire un accesso equo alla rete per i nuovi entranti e creare trasparenza nel mercato. In virtù della separazione proprietaria, gli Stati membri dovrebbero pertanto provvedere affinché le stesse persone non siano abilitate ad esercitare controlli su un’impresa di produzione o di fornitura e, allo stesso tempo, esercitare un controllo o eventuali diritti su un sistema di trasporto o un gestore di sistemi di trasporto. Per converso, il controllo esercitato su un sistema di trasporto o un gestore di sistemi di trasporto dovrebbe escludere la possibilità di esercitare un controllo o eventuali diritti su un’impresa di produzione o di fornitura. Entro tali limiti, un’impresa di produzione o di fornitura dovrebbe essere legittimata ad avere una partecipazione di minoranza in un sistema di trasporto o in un gestore di sistemi di trasporto.
La direttiva in esame stabilisce pertanto norme comuni per il trasporto, la distribuzione, la fornitura e lo stoccaggio di gas naturale. Essa definisce le norme relative all’organizzazione e al funzionamento del settore del gas naturale, l’accesso al mercato, i criteri e le procedure applicabili in materia di rilascio di autorizzazioni per il trasporto, la distribuzione, la fornitura e lo stoccaggio di gas naturale nonché la gestione dei sistemi.
Le norme stabilite dalla direttiva per il gas naturale, compreso il gas naturale liquefatto (GNL), si applicano in modo non discriminatorio anche al biogas e al gas derivante dalla biomassa o ad altri tipi di gas, nella misura in cui i suddetti gas possano essere iniettati nel sistema del gas naturale e trasportati attraverso tale sistema senza porre problemi di ordine tecnico o di sicurezza.
Le norme di organizzazione del settore hanno come obiettivo la realizzazione del mercato del gas naturale concorrenziale, sicuro e sostenibile dal punto di vista ambientale.
Gli Stati membri:
§ possono imporre alle imprese che operano nel settore obblighi di servizio pubblico riguardanti la sicurezza, compresa la sicurezza negli approvvigionamenti, la regolarità e la qualità del servizio, il prezzo, la protezione dell’ambiente e l’efficienza energetica;
§ vigilano per garantire che tutti i clienti godano del diritto di scegliere il fornitore di gas e di cambiarlo con facilità, con l’aiuto del loro operatore e in un lasso di tempo massimo di tre settimane;
§ assicurano che i clienti ricevano adeguate informazioni concernenti i loro consumi;
§ seguono le questioni in materia di sicurezza degli approvvigionamenti con particolare riferimento a quelle legate all’equilibrio tra domanda e offerta sul mercato nazionale, alle riserve disponibili, alla manutenzione delle reti, alle misure da adottare in caso di problemi di approvvigionamento.
In particolare, in caso di crisi dell’approvvigionamento energetico, viene previsto un quadro per la cooperazione regionale in uno spirito di solidarietà.
§ promuovono l’integrazione dei loro mercati nazionali e la cooperazione dei gestori dei sistemi a livello comunitario e regionale, annettendovi anche i sistemi isolati che formano «isole del gas» che permangono nella Comunità.
Uno degli obiettivi principali della direttiva è lo sviluppo di un vero mercato interno del gas naturale mediante una rete connessa attraverso la Comunità, pertanto le questioni regolamentari relative alle interconnessioni transfrontaliere e ai mercati regionali dovrebbero costituire uno dei principali compiti delle autorità di regolamentazione, ove opportuno in stretta collaborazione con l’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia[9].
La direttiva introduce disposizioni volte a garantire – a partire dal 3 marzo 2012 - una separazione effettiva tra le attività di rete (sistemi di trasporto e gestori di sistemi di trasporto) e le attività di fornitura e di produzione, in quanto l’esistenza di livelli di disaggregazione diversi nei vari Stati membri è stato individuato come uno dei principali elementi di distorsione nella concorrenza tra i soggetti attivi sul mercato.
A tal fine la direttiva consente agli Stati membri - se un sistema di trasmissione appartiene ad un’impresa verticalmente integrata[10] - la possibilità di operare una scelta tra le seguenti opzioni:
§ separazione integrale della proprietà.
La separazione proprietaria implica la designazione del proprietario del sistema (o rete) di trasporto come gestore del sistema di trasporto e la sua indipendenza da qualsiasi interesse nelle imprese di fornitura e di produzione;
§ ricorso a un Gestore di sistemi indipendente (ISO - Independent System Operator);
§ ricorso a un Gestore di trasporto indipendente (ITO, Independent Transmission Operator).
Un’impresa deve innanzitutto esser certificata dall’autorità nazionale di regolamentazione prima di essere designata ufficialmente come gestore di un sistema di trasporto. La designazione dei gestori di sistemi di trasporto viene notificata alla Commissione e pubblicata nella Gazzetta Ufficiale dell’UE.
Gli Stati membri designano, d’altra parte, uno o più gestori di impianti di stoccaggio e di GNL incaricati di:
§ gestire, mantenere e sviluppare impianti di trasporto, stoccaggio e/o di GNL rispettando l’ambiente;
§ garantire la non-discriminazione tra gli utenti;
§ fornire informazioni agli altri gestori di reti di trasporto, di impianti di stoccaggio, di GNL e/o di reti di distribuzione in grado di garantire l’interconnessione del trasporto e dello stoccaggio del gas naturale;
§ fornire agli utenti della rete le necessarie informazioni per l’accesso alla rete.
I gestori di rete (o sistema) di trasporto devono costruire sufficienti capacità transfrontaliere in grado di permettere l’integrazione dell’infrastruttura europea di trasporto. I gestori ogni anno presentano all’autorità di regolazione un piano decennale di sviluppo della rete indicante le principali infrastrutture che devono essere costruite o rinnovate, e gli investimenti da realizzare negli anni a seguire.
Gli Stati membri designano i gestori dei sistemi di distribuzione, oppure demandano tale compito alle imprese proprietarie o responsabili dei sistemi di distribuzione.
I gestori hanno principalmente il compito di:
§ assicurare la capacità a lungo termine del sistema di soddisfare la domanda di distribuzione di gas, nonché di gestire, mantenere e sviluppare nella sua zona un sistema di distribuzione di gas sicuro, affidabile ed efficiente, nel rispetto dell'ambiente e dell'efficienza energetica;
§ garantire un atteggiamento non discriminatorio tra gli utenti del sistema;
§ fornire agli utenti le informazioni di cui hanno bisogno per un accesso efficiente al sistema;
§ adottare regole obiettive, trasparenti e non discriminatorie, per addebitare agli utenti del sistema lo sbilanciamento energetico.
La gestione di rete di distribuzione è indipendente sul piano giuridico rispetto ad altre attività non legate alla distribuzione.
Le reti di distribuzione incaricate di distribuire il gas all’interno di un sito industriale, commerciale o di condivisione di servizi geograficamente limitati possono essere qualificati dalle competenti autorità come sistemi di distribuzione chiusi. A tale titolo possono essere esentati dall’obbligo di far approvare preventivamente le loro tariffe o i metodi di calcolo delle medesime.
Gli Stati membri e le autorità nazionali di regolamentazione hanno diritto di accesso alla contabilità delle imprese di gas naturale, con l’obbligo, tuttavia, di mantenere la riservatezza sulle informazioni commercialmente sensibili.
Le imprese di gas sono sottoposte all’obbligo di mantenere contabilità separate per ciascuna attività di trasporto, distribuzione, GNL e stoccaggio, anche rispetto alle altre attività nel settore del gas non riguardanti il trasporto, la distribuzione, il GNL e lo stoccaggio.
Gli Stati membri o le competenti autorità di regolamentazione definiscono le condizioni di accesso agli impianti di stoccaggio e al linepack[11]. Adottano misure che garantiscono l’accesso dei clienti idonei alle reti dei gasdotti a monte. Organizzano, inoltre, un sistema di accesso dei terzi alle reti di trasporto e distribuzione.
Le imprese di gas possono rifiutare l’accesso alla rete in caso di insufficiente capacità o qualora l’accesso possa compromettere l’adempimento degli obblighi di servizio pubblico.
Ciascun Stato membro designa un’unica autorità di regolamentazione a livello nazionale. E’ comunque consentita la designazione di altre autorità a livello regionale e di autorità per piccoli sistemi situati in regioni geograficamente separate con un consumo - relativamente al 2008 - inferiore del 3% del consumo totale dello Stato.
Gli Stati garantiscono l’indipendenza dell’autorità di regolamentazione provvedendo affinché eserciti i suoi poteri con competenza e imparzialità.
L’autorità di regolamentazione svolge funzioni in materiadi fissazione delle tariffedi trasmissione o distribuzione, di vigilanza sul rispetto delle norme relative alla sicurezza e all'affidabilità della rete, sulla trasparenza dei prezzi anche all'ingrosso, sull’effettiva apertura del mercato, sulle condizioni di accesso allo stoccaggio, al linepack e ad altri servizi ausiliari, sull'applicazione delle misure di salvaguardia, di pubblicazione di raccomandazioni, di garanzia dell'accesso ai dati del consumo da parte dei clienti. Le sono inoltre attribuiti poteri ispettivi, sanzionatori, di indagine, di risoluzione delle controversie in caso di reclamo. Le sue decisioni sono vincolanti per le imprese elettriche. A loro è accordata anche la facoltà di stipulare accordi cooperativi volti alla promozione della cooperazione in ambito regolamentare.
Le autorità di regolamentazione cooperano e si scambiano tra di loro e con l’Agenziaper la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (istituita con il regolamento (CE) n. 713/2009)[12] tutte le informazioni necessarie per l’esercizio delle competenze loro attribuite.
In modo da facilitare lo sviluppo nella Comunità di mercati al dettaglio trasparenti ed efficienti, gli Stati membri provvedono affinché siano definiti i ruoli e le responsabilità dei gestoridei sistemi di trasporto, dei gestori dei sistemi di distribuzione, delle imprese di fornitura, dei clienti e degli operatori del mercato, in relazione agli accordi contrattuali, agli impegni verso i clienti, alle norme in materia di scambio dati, alla proprietà di dati e alle responsabilità in materia di rilevamenti.
Uno Stato membro può adottare in via temporanea misure di salvaguardia necessarie in caso di crisi improvvisa sul mercato energetico e di minaccia alla sicurezza delle personeo degli impianti o all'integrità del sistema. Tali misure devono essere notificate agli altri Stati membri e alla Commissione,la quale può decidere che debbano essere modificate o abolite nella misura in cui esse provocano una distorsione della concorrenza.
Con cadenza annuale la Commissione presenta al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione generale sull’applicazione della direttiva.
Entro il 3 marzo 2013 la Commissione trasmette al Parlamento europeo e al Consiglio una relazione specifica dettagliata che consente di valutare in che modo i requisiti in materia di separazione (relativi al Gestore di trasporto indipendente: cfr. supra) sono riusciti a garantire la piena ed effettiva indipendenza dei gestori di sistemi di trasporto.
Gli Stati membri dovranno provvedere al recepimento della direttiva entro il 3 marzo 2011[13]. A partire dalla medesima data dovranno essere applicate le norme in questione, ad eccezione dell’articolo 11 (certificazione in relazione ai Paesi terzi) che si applicherà a partire dal 3 marzo 2013.
2.3 Direttiva 2008/92/CE (Trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas ed energia elettrica)
La direttiva 2008/92/CE del Parlamento e del Consiglio, del 22 ottobre 2008, procede alla rifusione delle disposizioni della direttiva 90/377/CEE e successive modifiche concernenti la procedura comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas e di energia elettrica.
La trasparenza dei prezzi dell’energia è essenziale per la realizzazione e il buon funzionamento del mercato interno dell’energia. Essa può contribuire a eliminare le discriminazioni tra i consumatori, favorendo la libera scelta tra le diverse fonti energetiche e tra i fornitori.
La direttiva, entrata in vigore il 27 novembre 2007, impone (articolo 1) agli Stati membri l’adozione delle misure necessarie affinché le imprese che forniscono gas o elettricità ai consumatori industriali finali comunichino all’Istituto statistico delle Comunità europee (Eurostat):
- i prezzi e le condizioni di vendita di gas e di elettricità ai suddetti consumatori;
- Si tratta di informazioni che secondo il considerando (9) consentiranno un paragone con le altre fonti energetiche (petrolio, carbone, energie fossili e rinnovabili) e gli altri consumatori.
- i sistemi di prezzi in vigore;
- la ripartizione dei consumatori per categorie di consumo.
I dati relativi ai prezzi e condizioni di vendita ai consumatori industriali finali nonché ai sistemi vigenti di prezzi sono rilevati il 1° gennaio e il 1° luglio di ogni anno e sono comunicati a Eurostat e alle competenti autorità dei singoli Stati membri entro due mesi; quindiEurostat pubblica, a maggio e a novembre di ogni anno, in una forma appropriata, i prezzi del gas e dell'energia elettrica per usi industriali negli Stati membri nonché i sistemi di prezzi utilizzati per la loro elaborazione. Invece l’informazione sulla ripartizione dei consumatori per categorie di consumo viene trasmessa a Eurostat e alle competenti autorità dei singoli Stati membri con cadenza biennale; tale informazione non viene pubblicata (articolo 2)[14].
Negli allegati I e II della direttiva figurano le disposizioni attuative relative alla forma, al tenore e alle altre caratteristiche delle informazioni indicate all’articolo 1 (articolo 3).
E’ fatto divieto ad Eurostat di divulgare i dati comunicati ai sensi dell’art. 1 che potrebbero essere coperti dal segreto commerciale delle imprese. I dati riservati trasmessi sono accessibili unicamente ai funzionari di Eurostat e possono essere utilizzati solo a scopi statistici. E’ tuttavia consentita una pubblicazione di tali dati in forma aggregata in modo da non consentire l’identificazione delle singole transazioni commerciali (articolo 4).
In presenza di anomalie o incoerenze statisticamente significative nei dati comunicati, Eurostat, ai fini di una valutazione e di una eventuale rettifica dell’informazione ritenuta anormale, ha facoltà di richiedere agli organi nazionali di conoscere i dati disaggregati e i procedimenti di calcolo o di valutazione su cui si fondano le informazioni aggregate (articolo 5).
Alla Commissione è riconosciuto il potere di apportare modifiche agli allegati I e II in caso di problemi specifici individuati, con la precisazione che tali modifiche riguardano soltanto gli elementi tecnici contenuti negli allegati I e II, per cui vengono esclusi gli emendamenti tali da poter alterare l'economia generale del sistema (articolo 6).
Si dispone inoltre che la Commissione, per l’esercizio delle competenze in questione, è assistita da un comitato (articolo 7).
La Commissione con cadenza annuale invia al Parlamento europeo, al Consiglio e al Comitato economico e sociale europeo una relazione di sintesi sull’applicazione della direttiva in esame (articolo 8).
Per quanto concerne il settore del gas la direttiva in esame sarà applicata nei singoli Stati membri soltanto cinque anni dopo l’introduzione di tale energia nel mercato nazionale (articolo 9)[15].
Infine si dispone (articolo 10) l’abrogazione della direttiva 90/377/CEE così come modificata da successivi atti normativi, facendo salvi gli obblighi degli Stati membri relativi ai termini di recepimento della medesima direttiva (30 luglio 1991) e della direttiva 2006/108/CE che la ha modificata (1° gennaio 2007).
Il “considerando n. 23” precisa che la direttiva in esame non richiede l’adozione di provvedimenti di attuazione da parte degli Stati membri “dato che i nuovi elementi introdotti nella presente direttiva riguardano esclusivamente la procedura di comitato”.
Pertanto non è indicato un termine per il recepimento della direttiva in esame da parte degli Stati membri[16].
3.1 Regolamento (CE) n. 713/2009 sull’Agenzia per la cooperazione fra Regolatori nazionali dell’energia
Il Regolamento (CE) n. 713/2009 istituisce un’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia al fine di esercitare, a livello comunitario, le funzioni svolte dalle autorità di regolamentazione degli Stati membri. L’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia è un organismo della Comunità dotato di personalità giuridica. L'Agenzia esprime pareri su tutte le questioni relative ai regolatori dell'energia, partecipa allo sviluppo di codici di rete nel settore dell'energia elettrica e del gas e decide in merito alle infrastrutture transfrontaliere, comprese le deroghe a talune disposizioni della normativa applicabile.
Compiti relativi alla cooperazione dei gestori dei sistemi di trasmissione
L'Agenzia ha il compito di esprimere un parere in merito al progetto di statuto, all'elenco dei membri e al progetto di regolamento interno delle REGST (Rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione) dell'energia elettrica e del gas e di controllare l'esecuzione dei compiti. L’Agenzia svolge un ruolo importante nell’elaborazione di orientamenti quadro cui i codici di rete devono conformarsi. Inoltre l'Agenzia controlla la cooperazione regionale dei gestori dei sistemi di trasmissione nei settori dell'energia elettrica e del gas, e l'esecuzione dei compiti delle REGST dell'energia elettrica e del gas.
Compiti in relazione alle autorità nazionali di regolamentazione
L'Agenzia ha il compito di adottare decisioni individuali su questioni tecniche a determinate condizioni. L’Agenzia può formulare raccomandazioni finalizzate ad assistere le autorità di regolamentazione e gli attori del mercato nello scambio di buone prassi. Fornisce inoltre un quadro entro il quale le autorità nazionali di regolamentazione possono cooperare.
L'Agenzia può esprimere un parere sulla conformità di una decisione, presa da una autorità di regolamentazione, alla normativa comunitaria applicabile. Se un’autorità nazionale di regolamentazione non si conforma al suo parere, l’Agenzia informa la Commissione e lo Stato membro in questione.
Sussistendo determinate condizioni, l'Agenzia decide altresì in merito alle condizioni di accesso e di sicurezza operativa applicabili alle infrastrutture dell'energia elettrica e del gas che collegano almeno due Stati membri.
Compiti relativi alle infrastrutture transfrontaliere
Le condizioni di accesso alle infrastrutture transfrontaliere includono:
- la procedura di assegnazione delle capacità;
- i tempi di assegnazione;
- la condivisione delle entrate derivanti dalla congestione;
- l’imposizione di corrispettivi agli utenti dell’infrastruttura prevista.
L'Agenzia si occupa delle condizioni di accesso e di sicurezza operativa soltanto se le competenti autorità nazionali di regolamentazione non sono riuscite a raggiungere un accordo entro un periodo di sei mesi o ne hanno fatto una richiesta congiunta.
L'Agenzia esegue il monitoraggio dei mercati interni dell'energia elettrica e del gas naturale, in particolare dei prezzi al dettaglio di energia elettrica e gas naturale.
Organizzazione
L'Agenzia è composta da:
§ un consiglio di amministrazione che adotta un programma pluriennale;
§ un comitato dei regolatori che fornisce degli orientamenti al direttore;
§ un direttore, designato per cinque anni e responsabile della sua gestione;
§ una commissione dei ricorsi.
Risorse finanziarie
Le entrate dell'Agenzia sono costituite da:
- sovvenzioni iscritte nel bilancio generale dell'Unione europea;
- tasse pagate all'Agenzia;
- contributi volontari provenienti dagli Stati membri;
- lasciti, donazioni o sovvenzioni.
- Partecipazione di paesi terzi
L’Agenzia è aperta alla partecipazione di paesi terzi che hanno concluso accordi con la Comunità.
Contesto
Per agevolare la consultazione degli organismi di regolamentazione degli Stati membri, la decisione 2003/796/CE della Commissione ha istituito un gruppo di consulenti indipendenti in materia di energia elettrica e gas, denominato il "Gruppo dei regolatori europei per il gas e l’energia elettrica" (ERGEG). Pur considerando il contributo positivo del lavoro dell'ERGEG, è necessario che gli Stati membri cooperino nell'ambito di una struttura comunitaria al fine di consolidare il mercato interno dell’energia elettrica e del gas.
3.2 Regolamento (CE) n. 714/2009 sugli scambi transfrontalieri di energia elettrica
Il regolamento (CE) n. 714/2009[17],inteso a regolamentare gli scambi transfrontalieri di energia elettrica al fine di migliorare la concorrenza e armonizzare il mercato interno dell'energia elettrica, mira ad incrementare la collaborazione fra i gestori delle reti di trasmissione di elettricità.
Certificazione dei gestori di sistemi di trasmissione
Le autorità nazionali di regolamentazione fanno pervenire alla Commissione europea la notifica di una decisione riguardante la certificazione di un gestore di sistemi di trasmissione. Entro due mesi dalla ricezione di detta notifica, la Commissione fornisce il suo parere alla competente autorità nazionale di regolamentazione. L'autorità adotta quindi la decisione finale relativa alla certificazione del gestore di sistemi di trasmissione. La decisione e il parere della Commissione sono pubblicati insieme.
Rete europea di gestori di sistemi di trasmissione dell'energia elettrica (REGST). Istituzione della REGST dell'energia elettrica
Per garantire una gestione ottimale della rete di trasmissione di energia elettrica e permettere gli scambi e l’approvvigionamento transfrontalieri di energia elettrica nella Comunità, il regolamento istituisce una rete europea di gestori di sistemi di trasmissione dell’energia elettrica (la REGST dell’energia elettrica), i cui compiti dovrebbero essere eseguiti nel rispetto delle norme comunitarie in materia di concorrenza, che restano applicabili alle decisioni della REGST dell’energia elettrica
La REGST ha il compito di garantire la gestione della rete di trasmissione di energia elettrica e di permettere gli scambi e l’approvvigionamento transfrontalieri di energia elettrica nella Comunità.
Entro il 3 marzo 2011 i gestori del sistema di trasmissione di energia elettrica presentano alla Commissione e all’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori dell’energia un progetto di statuto della REGST dell'energia elettrica, un elenco dei membri e un progetto di regolamento interno.
Compiti della REGST in materia di codici di rete
La Commissione consulta l’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori dell’energia e la REGST dell'energia elettrica per stabilire un elenco di priorità annuali da includere nell’elaborazione dei codici di rete. Questi codici vengono elaborati sulla base di un orientamento quadro non vincolante che l’Agenzia trasmette alla Commissione. I codici di rete coprono norme e procedure riguardanti:
- la sicurezza e l’affidabilità della rete;
- gli scambi dei dati;
- gli scambi tecnici e operativi;
- le regole di trasparenza;
- le strutture tariffarie di trasmissione armonizzate;
- l’efficienza energetica.
Compiti della REGST dell'energia elettrica
La REGST dell'energia elettrica ha il compito di adottare:
- strumenti comuni di gestione di rete;
- un piano di sviluppo della rete decennale;
- raccomandazioni in materia di coordinamento della cooperazione tecnica tra operatori dei sistemi di trasmissione della Comunità;
- un programma annuale di lavoro;
- una relazione annuale;
- prospettive annuali, per il periodo estivo e invernale, sull’adeguatezza delle capacità di produzione.
Costi e finanziamenti
I costi relativi alle attività della REGST dell’energia elettrica sono a carico dei gestori dei sistemi di trasmissione. I gestori dei sistemi di trasmissione instaurano una cooperazione regionale nell’ambito della REGST dell’energia elettrica e pubblicano ogni due anni un piano regionale di investimenti sulla base del quale si possono prendere decisioni in materia di investimenti.
I gestori del sistema di trasmissione ricevono una compensazione per i costi sostenuti per effetto del vettoriamento sulle loro reti di flussi transfrontalieri di energia elettrica. La compensazione è versata dai gestori dei sistemi nazionali di trasmissione dai quali hanno origine i flussi transfrontalieri. I costi sono stabiliti in base a costi previsionali.
I gestori applicano inoltre dei corrispettivi di accesso alle reti.
Comunicazioni di informazioni e gestione della congestione
I gestori del sistema di trasmissione provvedono a porre in essere meccanismi di scambio di informazioni per garantire la sicurezza delle reti nel contesto della gestione della congestione.
I problemi di congestione sono risolti con soluzioni non discriminatorie fondate su criteri di mercato che forniscano segnali economici ai soggetti partecipanti al mercato e ai gestori del sistema di trasmissione.
I nuovi interconnettori possono, su richiesta, beneficiare di esenzioni ai principi generali in materia di gestione della congestione, alle seguenti condizioni:
- il loro impianto rafforza la concorrenza nella fornitura di energia elettrica;
- il livello di rischio richiede tale esenzione;
- l’interconnettore deve essere di proprietà di una persona fisica o giuridica distinta;
- sono imposti corrispettivi agli utenti di tale interconnettore;
- l’esenzione non deve andare a detrimento della concorrenza del mercato interno.
Il regolamento in esame a partire dal 3 marzo 2011 ha abrogato il regolamento (CE n. 1228/2003.
3.3 Regolamento (CE) n. 715/2009 su reti di trasporto e stoccaggio di gas
Il regolamento CE 715/2009[18], volto a stabilire norme per le reti di trasporto del gas naturale, lo stoccaggio di gas e gli impianti di gas naturale liquefatto (GNL), si applica all’accesso alle infrastrutture e definisce, in particolare, i principi riguardanti le tariffe (solo per l’accesso alle reti), i servizi da offrire, l’assegnazione della capacità, la trasparenza e il bilanciamento della rete.
Certificazione dei gestori del sistema di trasporto
Le autorità nazionali di regolamentazione fanno pervenire alla Commissione europea la notifica di una decisione riguardante la certificazione di un gestore del sistema di trasporto. Entro due mesi dalla ricezione di detta notifica, la Commissione fornisce il suo parere alla competente autorità nazionale di regolamentazione che adotta quindi la decisione finale riguardante la certificazione del gestore del sistema di trasporto.
La decisione dell’Autorità e il parere della Commissione vengono pubblicati.
Rete europea di gestori del sistema di trasporto del gas (REGST). Costituzione della REGST del gas
A fini di una gestione ottimale della rete di trasporto del gas nella Comunità, il regolamento 715 prevede la creazione di una Rete europea di gestori di sistemi di trasmissione del gas (la REGST del gas).
Entro il 3 marzo 2011 i gestori del sistema di trasporto del gas devono presentare alla Commissione e all’Agenzia per la cooperazione tra i regolatori dell’energia un progetto di statuto della REGST del gas, un elenco dei membri e un progetto di regolamento interno.
Compiti della REGST in materia di codici di rete
La Commissione consulta l’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori dell’energia e la REGST del gas per stabilire un elenco di priorità annuali da includere nell’elaborazione dei codici di rete. Questi codici vengono elaborati sulla base di un orientamento quadro non vincolante che l’Agenzia trasmette alla Commissione.
I codici di rete coprono norme e procedure riguardanti:
- la sicurezza e l’affidabilità della rete;
- gli scambi dei dati;
- gli scambi tecnici e operativi;
- le regole di trasparenza;
- le strutture tariffarie di trasporto armonizzate;
- l’efficienza energetica.
Compiti della REGST del gas
La REGST del gas ha il compito di adottare:
- gli strumenti comuni di gestione di rete;
- un piano di sviluppo della rete decennale;
- raccomandazioni relative al coordinamento della cooperazione tecnica fra i gestori di sistemi di trasporto della Comunità;
- un programma annuale di lavoro;
- una relazione annuale;
- prospettive annuali di approvvigionamento per il periodo estivo e invernale.
Costi e tariffe
Le tariffe o le metodologie utilizzate per calcolarle sono stabilite dalle autorità di regolamentazione. Gli Stati membri possono prendere decisioni in materia di tariffe e decidere che esse possono anche essere determinate in base a procedure basate sul mercato, quali le aste.
Servizi di accesso per i terzi
I gestori dei sistemi di trasporto devono garantire l’offerta di servizi su base non discriminatoria a tutti gli utenti della rete, in maniera continua nonché a lungo e a breve termine.
I gestori dei sistemi di GNL e di stoccaggio devono offrire i loro servizi secondo gli stessi criteri descritti sopra e renderli compatibili con l’uso dei sistemi interconnessi di trasporto del gas.
Assegnazione della capacità e gestione della congestione
Tutti i soggetti operanti sul mercato devono poter disporre della capacità massima delle reti e degli impianti di stoccaggio e di GNL.
I gestori dei sistemi di trasporto devono applicare e pubblicare procedure di gestione della congestione non discriminatorie e trasparenti che agevolano gli scambi transfrontalieri di gas su base non discriminatoria.
Il regolamento in esame a partire dal 3 marzo 2011 ha abrogato il regolamento (CE) 1775/2005.
3.4 Regolamento (UE) n. 994/2010 sulla sicurezza dell’approvvigionamento di gas
Il regolamento UE n. 994/2010[19] detta disposizioni per garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di gas assicurando il corretto e costante funzionamento del mercato interno del gas naturale, permettendo l’adozione di misure eccezionali da attuare qualora il mercato non sia più in grado di fornire il necessario approvvigionamento di gas, e prevedendo una chiara definizione e attribuzione delle responsabilità fra le imprese di gas naturale, gli Stati membri e l’Unione europea.
Responsabilità della sicurezza dell’approvvigionamento di gas (art. 3)
La sicurezza dell’approvvigionamento di gas è responsabilità comune delle imprese di gas naturale, degli Stati membri, attraverso le loro autorità competenti, e della Commissione.
Entro il 3 dicembre 2011, ciascuno Stato membro designa un’autorità che garantisca l’attuazione delle misure contenute nel regolamento e che comprendono la valutazione del rischio di cui all’articolo 9 e, sulla base di tale valutazione, la definizione di un piano d’azione preventivo e di un piano emergenza e il controllo regolare della sicurezza degli approvvigionamenti di gas a livello nazionale.
Le autorità competenti sono chiamate a collaborano tra loro per cercare di prevenire l’interruzione delle forniture e limitare i danni.
In sede di attuazione delle misure, che vanno notificate alla Commissione, l’autorità competente stabilisce ruoli e responsabilità dei vari attori interessati onde assicurare che sia rispettato un approccio a tre livelli che coinvolga, innanzitutto, le imprese interessate e l’industria, poi gli Stati membri a livello nazionale o regionale, e infine l’Unione.
L’eventuale coordinamento dell’operato delle autorità competenti a livello regionale e dell’Unione compete alla Commissione.
Le misure atte a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento contenute nei piani d’azione preventivi e nei piani di emergenza devono essere definite con chiarezza, devono essere trasparenti, proporzionate, non discriminatorie e verificabili, non distorsive della concorrenza e dell’efficace funzionamento del mercato interno del gas e non compromettenti per la sicurezza dell’approvvigionamento di altri Stati membri o dell’Unione nel suo insieme.
Definizione di un piano d’azione e di un piano di emergenza (art. 4)
La previsione dei suddetti piani è contenuta nell’art. 4 del regolamento, che ne demanda la definizione a livello nazionale all’autorità competente di ciascuno Stato membro, previa consultazione delle imprese del gas naturale, delle organizzazioni che rappresentano gli interessi dei clienti domestici e industriali e della autorità nazionali di regolazione se diverse dall’autorità competente.
Il piano d’azione preventivo contiene le misure necessarie ad eliminare o attenuare i rischi individuati in conformità alla valutazione del rischio effettuata a norma dell’art. 9.
Il piano di emergenza contiene le misure da adottare per eliminare o attenuare l’impatto di un’interruzione dell’approvvigionamento di gas conformemente all’articolo 10.
Il regolamento prevede anche, prima della loro adozione, lo scambio dei progetti dei piani tra le autorità competenti (entro il 3 giugno 2012), nonché la consultazioni tra le medesime a livello regionale e con la Commissione per accertare che i progetti di piani e le misure previste non siano incoerenti con i piani di un altro Stato membro e che siano conformi al presente regolamento e ad altre disposizioni del diritto dell’Unione.
Il regolamento prevede anche l’eventuale istituzione a livello regionale da parte delle autorità competenti di piani comuni d’azione preventivi e piani comuni di emergenza, a livello regionale, in aggiunta a quelli istituiti a livello nazionale.
L’adozione dei suddetti piani, compresi eventualmente i piani comuni, è prevista entro il 3 dicembre 2012. Entro la stessa data essi sono resi pubblici e sono notificati alla Commissione che procede alla loro valutazione e che ha facoltà di raccomandare o di chiedere, eventualmente, la loro modifica, motivando tale decisione. Le autorità competenti assicurano il controllo regolare dell’applicazione di tali piani.
Contenuto dei piani d’azione preventivi nazionali e comuni (art. 5)
I piani d’azione preventivi nazionali e comuni, di cui si prevede un aggiornamento a cadenza biennale, contengono:
a) i risultati della valutazione del rischio di cui all’articolo 9;
b) le misure, i volumi, le capacità e le tempistiche necessari per il rispetto delle norme in materia di infrastrutture e approvvigionamento, di cui agli articoli 6 e 8;
c) gli obblighi delle imprese di gas naturale e di altri organismi del caso, anche per il funzionamento sicuro del sistema del gas;
d) le altre misure di prevenzione, quali il rafforzamento delle interconnessioni tra Stati membri confinanti e l’eventuale diversificazione delle rotte del gas e delle fonti di approvvigionamento;
e) i meccanismi di cooperazione con altri Stati per la formulazione e l’attuazione dei piani comuni d’azione preventivi e dei piani comuni di emergenza;
f) le informazioni riguardanti le interconnessioni esistenti e future, i flussi transfrontalieri, l’accesso transfrontaliero alle strutture di stoccaggio e la capacità fisica di trasporto del gas in entrambe le direzioni (capacità bidirezionale), in particolare in caso di emergenza;
g) le informazioni riguardanti tutti gli obblighi di servizio pubblico che si riferiscono alla sicurezza di approvvigionamento del gas
I piani d’azione preventivi nazionali e comuni tengono conto del piano decennale di sviluppo della rete a livello dell’UE che il REGST del gas deve elaborare in conformità dell’articolo 8, par. 10, del reg. (CE) n. 715/2009, nonché delle conseguenze economiche, dell’efficienza e dell’efficacia delle misure, delle ripercussioni sul funzionamento del mercato interno dell’energia e dell’impatto ambientale e sui consumatori. Essi non impongono un onere eccessivo alle imprese di gas naturale né incidono negativamente sul funzionamento del mercato interno del gas.
Norme in materia di infrastrutture (art. 6)
Per gli Stati membri o per l’autorità competente sussiste l’obbligo di adottare le misure necessarie affinché entro il 3 dicembre 2014, nel caso di un guasto della principale infrastruttura del gas, la capacità delle infrastrutture rimanenti sia in grado di soddisfare la domanda totale di gas dell’area calcolata durante una giornata di domanda di gas particolarmente elevata. Questo non pregiudica la responsabilità dei gestori del sistema di effettuare gli investimenti corrispondenti.
Il suddetto obbligo si considera rispettato anche quando l’autorità competente dimostra, nell’ambito del piano d’azione preventivo, che un’interruzione dell’approvvigionamento può essere compensata adeguatamente e tempestivamente con il ricorso ad opportune misure basate sul mercato a livello di domanda.
In base alla valutazione del rischio le autorità competenti interessate possono decidere il rispetto dell’obbligo a livello regionale anziché nazionale. In tal caso, sono istituiti dei piani comuni d’azione preventivi.
Entro il 3 dicembre 2013 i gestori del sistema di trasporto sono tenuti a realizzare una capacità bidirezionale permanente su tutte le interconnessioni transfrontaliere tra gli Stati membri salvo:
- i casi di connessioni a impianti di produzione, GNL e a reti di distribuzione;
- la concessione di una esenzione .
L’obbligo si considera rispettato nel caso in cui una capacità bidirezionale esista già o sia in costruzione per una specifica interconnessione transfrontaliera, a meno che non sia richiesto un rafforzamento della capacità da parte di uno o più Stati membri per ragioni di sicurezza dell’approvvigionamento.
Nel fissare o approvare le tariffe o le metodologie, in maniera trasparente e dettagliata, le autorità nazionali di regolamentazione tengono conto dei costi effettivamente sostenuti per il rispetto dell’obbligo di adottare le necessarie misure in caso di un guasto della principale infrastruttura e dei costi connessi alla realizzazione della capacità bidirezionale permanente, in modo da concedere opportuni incentivi. Se un investimento per la realizzazione della capacità bidirezionale non risponde a un’esigenza del mercato e qualora implichi costi in più Stati membri o in uno Stato membro nell’interesse di uno o più altri Stati membri, prima di adottare un’eventuale decisione di investimento le autorità nazionali di regolamentazione di tutti gli Stati membri interessati decidono congiuntamente sulla ripartizione dei costi.
Spetta all’autorità competente garantire che le eventuali infrastrutture di trasporto nuove contribuiscano alla sicurezza dell’approvvigionamento
Procedura per la realizzazione della capacità bidirezionale o per la richiesta di un’esenzione(art. 7 )
La procedura prevede che per ciascuna interconnessione transfrontaliera tra Stati membri, eccetto per quelle esentate e per i casi in cui la capacità bidirezionale esista già o sia in costruzione e non sia stato richiesto un rafforzamento da parte di uno o più Stati membri, i gestori del sistema di trasporto entro il 3 marzo 2012, comunicano ai rispettivi Stati membri o alle rispettive autorità competenti o alle rispettive autorità di regolamentazione:
a) una proposta di capacità bidirezionale relativa alla direzione invertita o
b) una richiesta di esenzione dall’obbligo di permettere una capacità bidirezionale.
L’autorità interessata che riceve la proposta o la richiesta di esenzione la notifica alle autorità interessate degli altri Stati membri che potrebbero beneficiare delle capacità di flusso invertito, e alla Commissione, concedendo ad esse e alla Commissione stessa la possibilità di emettere un parere entro quattro mesi dalla ricezione della suddetta notifica. Entro due mesi dal termine suindicato, l’autorità interessata:
- accorda l’esenzione;
- accetta la proposta di capacità invertita;
- chiede la modifica della proposta:
La decisone è notificata alla Commissione che, entro due mesi dalla ricezione della notifica, può a sua volta richiedere una modifica della decisione dell’autorità interessata in caso di discrepanza tra tale decisone e i pareri di altre autorità interessate.
Norma in materia di approvvigionamento (art. 8 )
Il regolamento prevede che le imprese garantiscano la fornitura ai clienti protetti per un periodo di picco di sette giorni in caso di temperature estremamente basse e per almeno trenta giorni in qualunque periodo dell'anno in presenza di una domanda eccezionalmente elevata o nel caso di interruzione di infrastrutture durante l'inverno in condizioni di temperatura normali.
Prevede inoltre che qualsiasi norma relativa all’aumento di fornitura di una durata superiore al periodo minimo di trenta giorni, o qualsiasi obbligo supplementare imposto per ragioni di sicurezza di approvvigionamento del gas, si debba basare sulla valutazione del rischio di cui all’art. 9, debba trovare trova riscontro nel piano d’azione preventivo e debba essere :
a) chiara, trasparente, proporzionata, non discriminatoria ecc.
b) non distorsive della concorrenza, né di ostacolo al funzionamento del mercato interno del gas;
c) non deve influire negativamente sulla capacità di qualsiasi altro Stato membro di garantire l’approvvigionamento dei suoi clienti protetti ;
d) conforme ai criteri specificati all’articolo 11, paragrafo 5, in caso di emergenza a livello dell’Unione o regionale.
Trascorsi i suddetti termini definiti dall’autorità competente, qualora le condizioni siano più gravi di quelle suindicate l’autorità competente e le imprese di gas naturale si adoperano per mantenere la fornitura di gas in particolare ai clienti protetti.
Valutazione del rischio(art. 9)
Entro il 3 dicembre 2011 ciascuna autorità competente è tenuta a valutare in maniera esauriente i rischi che incidono sulla sicurezza di approvvigionamento del gas nel rispettivo Stato, sulla base dei seguenti elementi comuni:
- utilizzando le norme di cui agli artt. 6 e 8;
- tenendo conto delle situazioni nazionali e regionali, con particolare riferimento alle dimensioni del mercato, alla configurazione della rete, ai flussi di gas, alla capacità di produzione e stoccaggio e al ruolo del gas nel mix energetico;
- prevedendo vari scenari di domanda di gas eccezionalmente elevata e di interruzione dell’approvvigionamento, come il guasto delle principali infrastrutture;
- individuando le interazioni e le correlazioni dei rischi con gli altri Stati membri;
- tenendo conto della capacità massima di interconnessione di ciascun punto di entrata e uscita frontaliero.
La valutazione del rischio deve essere aggiornata per la prima volta non oltre diciotto mesi dall'adozione dei piani d'azione preventivi e di emergenza e, successivamente, ogni due anni entro il 30 settembre dell'anno di riferimento, a meno che le circostanze giustifichino aggiornamenti più frequenti.
La valutazione è messa a disposizione della Commissione.
Piani di emergenza e livelli di crisi(art. 10)
I Piani di emergenza si fondano su tre livelli di crisi per ciascuno dei quali istituiscono procedure e misure da seguire; definendo i ruoli e le responsabilità di imprese, clienti industriali e autorità competenti, garantendo inoltre che tali soggetti siano in grado di rispondere a ciascun livello di crisi e definendo misure e azioni da intraprendere. I piani designano anche un responsabile o un’équipe incaricati di gestire la crisi.
I tre livelli di emergenza previsti in caso di un'emergenza approvvigionamenti che si verifichi a dispetto delle misure preventive sono i seguenti: allarme rapido, allarme, ed emergenza.
Quando l’autorità competente di uno Stato dichiara uno dei suddetti livelli di crisi, ne informa immediatamente la Commissione, cui trasmette tutte le informazioni necessarie, in particolare quelle relative alle azioni che intende intraprendere. Nell’eventualità di un’emergenza che possa comportare una richiesta di assistenza da parte dell’Unione e dei suoi Stati membri, l’autorità competente dello Stato interessato informa il Centro di informazione e di monitoraggio della protezione civile della Commissione.
La Commissione deve essere immediatamente informata anche quando l’autorità competente dichiara un’emergenza e segue le azioni predefinite indicate nel piano di emergenza. In casi eccezionali, debitamente giustificati, l’autorità competente può adottare misure che si discostano da tale piano.
La Commissione, da parte sua, verifica entro cinque giorni dalla ricezione dell’informazione, che la dichiarazione di emergenza sia giustificata e che le misure adottate si attengano il più possibile alle azioni elencate nel piano di emergenza senza imporre un onere eccessivo alle imprese di gas. A seguito della verifica può, su richiesta di un’autorità competente, di imprese di gas naturale o di sua propria iniziativa, chiedere all’autorità competente di modificare le misure, nonché di revocare la dichiarazione di emergenza qualora ritenga che tale dichiarazione non sia giustificata o non lo sia più.
Risposte in casi di emergenza a livello dell’UE e regionale(art. 11)
La Commissione europea, su richiesta di almeno due Stati membri che abbiano dichiarato un'emergenza nazionale, può dichiarare uno stato di emergenza “generale” nell'intera UE oppure un'emergenza “regionale”. In condizione di emergenza “generale” la Commissione assicura un efficace flusso delle informazioni e il coordinamento tra le misure nazionali, nonché ogni opportuna azione congiunta con paesi extra UE.
Dichiarata tale emergenza la Commissione convoca il gruppo di coordinamento del gas (cfr. art. 12). La partecipazione al gruppo, su richiesta di almeno tre Stati membri, può essere limitata dalla Commissione, per una parte o la totalità di una riunione, ai rappresentanti degli Stati membri e alle autorità competenti.
La Commissione può convocare un gruppo di gestione della crisi, composto dai responsabili di cui all’art. 10, provenienti dagli Stati membri interessati dall’emergenza. Inoltre, in accordo con i responsabili, può invitare altre parti interessate a partecipare ed assicura che il gruppo di coordinamento del gas sia regolarmente informato in merito all’operato del gruppo di gestione della crisi.
Da parte loro gli Stati membri e in particolare le autorità competenti sono tenute ad assicurare che non siano introdotte misure limitanti indebitamente il flusso di gas nel mercato interno; misure che potrebbero mettere seriamente in pericolo la situazione dell’approvvigionamento di gas in un altro Stato membro; e che sia mantenuto l’accesso transfrontaliero alle infrastrutture in conformità del reg. (CE) n. 715/2009, conformemente con il piano di emergenza.
Qualora la Commissione ritenga che, in un’emergenza a livello dell’Unione o regionale, un provvedimento di uno Stato membro o da un’autorità competente o il comportamento di un’impresa di gas naturale contravvengano alle suddette disposizioni, invita lo Stato membro o l’autorità competente a modificare la propria misura illustrandone i motivi.
E’ prevista, infine, da parte della Commissione, la predisposizione di un elenco di riserva permanente per la costituzione di una task force composta da esperti del settore e rappresentanti della Commissione stessa che provvede a monitorare i flussi di gas verso la UE e a riferire in merito.
Gruppo di coordinamento del gas (art 12)
Il gruppo di coordinamento del gas, che assiste la Commissione, è finalizzato a facilitare il coordinamento delle misure relative alla sicurezza di approvvigionamento di gas ed è composto da rappresentanti degli Stati membri (in particolare delle loro autorità competenti), dell’Agenzia, del REGST del gas e degli organismi rappresentativi dell’industria interessata e di quelli dei pertinenti clienti.
Spetta alla Commissione, in consultazione con gli Stati membri, decidere in merito alla composizione del gruppo - che peraltro presiede - garantendone la piena rappresentatività.
Il gruppo di coordinamento del gas viene regolarmente convocato dalla Commissione la quale condivide le informazioni ricevute dalle autorità competenti mantenendo al contempo la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.
Scambio di informazioni (art. 13)
In caso di obblighi di servizio pubblico collegati alla sicurezza dell’approvvigionamento di gas, esistenti negli Stati membri, questi li devono rendere pubblici entro il 3 gennaio 2011.
Nel corso di un’emergenza le imprese di gas interessate sono tenute a mettere giornalmente a disposizione dell’autorità competente le seguenti informazioni:
a) previsioni sulla domanda e sull’offerta giornaliera di gas per i tre giorni successivi;
b) flusso di gas giornaliero presso tutti i punti di entrata e di uscita transfrontalieri e presso tutti i punti che collegano la rete a un impianto di produzione, a un impianto di stoccaggio o a un terminale GNL, espresso in milioni di m 3/t;
c) il periodo, espresso in giorni, durante il quale si prevede che possa essere garantita la fornitura di gas ai clienti protetti.
In caso di un’emergenza a livello dell’Unione o regionale la Commissione è autorizzata a chiedere all’autorità competente tutte le predette informazioni, quelle relative alle misure che l’autorità competente intendono adottare o già messe in atto, le richieste di misure supplementari e le misure messe in atto su richiesta.
Dopo un’emergenza l’autorità competente deve fornire quanto prima alla Commissione una valutazione dettagliata dell’emergenza stessa e dell’efficacia delle misure messe in atto.
Per consentire alla Commissione di valutare la situazione della sicurezza degli approvvigionamenti gli Stati membri sono tenuti a comunicarle - entro e non oltre il 3 dicembre 2011 - gli accordi intergovernativi in vigore conclusi con paesi terzi, aventi ripercussioni sullo sviluppo delle infrastrutture del gas e sulle forniture di gas. Inoltre le imprese di gas naturale sono tenute a notificare elementi dei contratti - esistenti entro il 3 dicembre 2011- di durata superiore a un anno conclusi con fornitori di paesi terzi, alle autorità competenti interessate che a loro volta li notificano alla Commissione.
L’autorità competente e la Commissione garantiscono la riservatezza delle informazioni.
Monitoraggio da parte della Commissione (art. 14)
La Commissione provvede costantemente al monitoraggio e alla presentazione di relazioni sulle misure in materia di sicurezza dell’approvvigionamento di gas.
Abrogazioni (art. 15)
Il regolamento – fatti salvi gli obblighi degli Stati relativi ai termini di recepimento e di applicazione -abroga, con decorrenza 2 dicembre 2010, la dir. 2004/67/CE, ad eccezione dell’art. 4, paragrafi 1 e 2, che non si applicherà più a decorrere dal 3 giugno 2012.
L'articolo 17 della Legge Comunitaria 2009 enuncia iprincipi e criteri direttivi ai quali il Governo dovrà attenersi, in aggiunta a quelli indicati all'articolo 2 della medesima legge in quanto compatibili, nel recepimento di quattro direttive in materia di energia (direttive 2009/28/CE [20], 2009/72/CE, 2009/73/CE e 2009/119/CE [21]).
In particolare i criteri e principi direttivi per la predisposizione del decreto legislativo di attuazione della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica, sono definiti dal comma 3.
Il decreto legislativo attuativo della citata direttiva dovrà tener conto, oltre che dei principi e criteri direttivi indicati nell'articolo 2 del disegno di legge in esame (in quanto compatibili), anche dei seguenti:
a) prevedere misure per aumentare gli scambi transfrontalieri ai fini del conseguimento di maggior efficienza e prezzi competitivi, contribuendo alla sicurezza degli approvvigionamenti e allo sviluppo sostenibile;
b) prevedere misure che tengano conto, ai fini della realizzazione di nuove infrastrutture di produzione e trasporto dell’elettricità, della rilevanza della infrastruttura stessa e della sua coerenza con gli obiettivi di politica energetica nazionali e comunitari;
c) prevedere che le sanzioni amministrative pecuniarie applicabili in caso di mancato rispetto delle disposizioni del regolamento (CE) n. 714/2009, nonché di mancato rispetto degli obblighi imposti alle imprese elettriche dalla direttiva 2009/72/CE, non siano inferiori nel minimo a euro 25.822,84 e non siano superiori a euro 154.937.069,73.
d) prevedere la rimozione degli ostacoli, anche di tipo normativo, al processo di aggregazione delle piccole imprese di distribuzione di energia elettrica, per favorirne l’efficienza e la terzietà;
e) prevedere misure atte a garantire che imprese di distribuzione di energia elettrica verticalmente integrate non siano in condizione di trarre impropri vantaggi dalla loro attività di gestione delle reti di distribuzione ostacolando così le dinamiche concorrenziali del mercato;
f) prevedere che i gestori dei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica predispongano un piano decennale di sviluppo della rete basato sulla domanda e sull’offerta esistenti e previste, contenente misure atte a garantire l’adeguatezza del sistema;
g) prevedere che l’Autorità per l’energia elettrica e il gas disponga di risorse finanziarie idonee allo svolgimento delle proprie attività, attraverso il sistema di totale autofinanziamento previsto dall’ art. 2, co. 38 della legge 481/1995, mediante il contributo versato dai soggetti operanti nei settori di competenza, da utilizzarsi esclusivamente per gli oneri di funzionamento della stessa[22];
h) prevedere che, nell’osservanza delle rispettive competenze, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas e l’Autorità garante della concorrenza e del mercato si prestino reciproca assistenza, agiscano in modo coordinato, stipulando a tale fine appositi protocolli di intesa, e collaborino tra loro anche mediante lo scambio di informazioni, senza che sia opponibile il segreto d’ufficio.
Il comma 4 enumera i principi e criteri direttivi cui dovrà attenersi il decreto legislativo di attuazione della direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale.
I principi e criteri direttivi per la predisposizione di tale decreto legislativo sono i seguenti:
a) prevedere misure per aumentare gli scambi transfrontalieri ai fini del conseguimento di maggior efficienza e prezzi competitivi, contribuendo alla sicurezza degli approvvigionamenti e allo sviluppo sostenibile;
b) prevedere, senza nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica, misure per la cooperazione bilaterale e regionale, in uno spirito di solidarietà tra gli Stati membri, in particolare in casi di crisi del sistema energetico;
c) promuovere la realizzazione di capacità bidirezionale ai punti di interconnessione, anche al fine di realizzare una piattaforma di scambio di gas nell’ambito del sistema italiano;
d) assicurare che i gestori dei sistemi di trasporto dispongano di sistemi integrati a livello di due o più Stati membri per l’assegnazione delle capacità e il controllo della sicurezza delle reti;
e) prevedere che i gestori dei sistemi di trasporto presentino un piano decennale di sviluppo della rete, basato sulla domanda e sull’offerta esistenti e previste, contenente misure atte a garantire l’adeguatezza del sistema e la sicurezza di approvvigionamento;
f) promuovere, senza nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica, una concorrenza effettiva e garantire l’efficiente funzionamento del mercato, anche predisponendo misure in favore della concorrenza con effetti analoghi ai programmi di cessione del gas;
g) assoggettare le transazioni su contratti di fornitura di gas e su strumenti derivati ad obblighi di trasparenza nella disciplina degli scambi;
h) assicurare una efficace separazione tra le attività di trasporto, bilanciamento, distribuzione e stoccaggio e le altre attività del settore del gas naturale;
i) prevedere misure che assicurino maggiore trasparenza ed efficienza nel settore del gas naturale, ottimizzando l’utilizzo del gas naturale e introducendo sistemi di misurazione intelligenti, anche ai fini della diversificazione dei prezzi di fornitura;
j) prevedere misure che tengano conto, nel procedimento autorizzativo per la realizzazione di un’infrastruttura del sistema del gas, della rilevanza dell’infrastruttura stessa per il mercato interno del gas naturale e della sua coerenza con gli obiettivi di politica energetica nazionali e comunitari;
k) garantire, senza nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica, il controllo della sicurezza degli approvvigionamenti, l’equilibrio tra domanda e offerta, il livello della domanda attesa in futuro e degli stoccaggi disponibili, la prevista capacità addizionale in corso di programmazione e in costruzione, l’adeguata copertura dei picchi della domanda nonché delle possibili carenze di fornitura;
l) introdurre misure che garantiscano maggiore disponibilità di capacità di stoccaggio di gas naturale, anche favorendo l’accesso a parità di condizioni di una pluralità di operatori nella gestione delle nuove attività di stoccaggio e valutando la possibilità di ampliare le modalità di accesso al servizio previste dalla normativa vigente;
m) prevedere che le sanzioni amministrative pecuniarie applicabili in caso di mancato rispetto delle disposizioni del regolamento (CE) n. 715/2009, nonché di mancato rispetto degli obblighi imposti alle imprese elettriche dalla direttiva 2009/73/CE, non siano inferiori nel minimo a euro 25.822,84 e non siano superiori a euro 154.937.069,73.
n) prevedere che i clienti non civili con consumi inferiori o pari a 50.000 metri cubi annui e tutti i civili siano definiti clienti vulnerabili e pertanto meritevoli di apposita tutela in termini di condizioni economiche loro applicate e di continuità e sicurezza della fornitura;
o) promuovere l’efficienza e la concorrenza nel settore del gas naturale, anche demandando all’Autorità per l’energia elettrica e il gas la definizione, sulla base di appositi indirizzi del Ministero dello sviluppo economico, della disciplina del bilanciamento di merito economico;
p) prevedere, ai sensi degli articoli 13 e 17 della direttiva 2009/73/CE misure che, ai fini dell’accesso ai servizi di trasporto e bilanciamento del gas naturale, consentano la definizione di un’unica controparte indipendente a livello nazionale;
q) prevedere la rimozione degli ostacoli, anche di tipo normativo, al processo di aggregazione delle piccole imprese di distribuzione del gas naturale, per favorirne l’efficienza e la terzietà;
r) prevedere misure atte a garantire che imprese di distribuzione verticalmente integrate non siano in condizione di trarre impropri vantaggi dalla loro attività di gestione delle reti di distribuzione ostacolando le dinamiche concorrenziali del mercato;
s) prevedere, senza nuovi o maggiori oneri per il bilancio dello Stato, che, nella situazione a regime, al termine della durata delle nuove concessioni di distribuzione del gas naturale affidate ai sensi dell’ articolo 14 del D.Lgs. 164/2000, i meccanismi di valorizzazione delle reti siano coerenti con i criteri posti alla base della definizione delle rispettive tariffe;
t) prevedere che l’Autorità per l’energia elettrica e il gas disponga di risorse finanziarie idonee allo svolgimento delle proprie attività, attraverso il sistema di totale autofinanziamento previsto dall’art. 2, comma 38, della legge 481/1995, mediante il contributo versato dai soggetti operanti nei settori di competenza, da utilizzarsi esclusivamente per gli oneri di funzionamento della stessa;
u) prevedere che, nell’osservanza delle rispettive competenze, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas e l’Autorità garante della concorrenza e del mercato si prestino reciproca assistenza, agiscano in modo coordinato, stipulando a tale fine appositi protocolli di intesa, e collaborino tra loro anche mediante lo scambio di informazioni, senza che sia opponibile il segreto d’ufficio.
Sulla base della delega contenuta negli artt. 1, comma 3, e 17 della Legge Comunitaria per il 2009, il Governo ha predisposto con deliberazione preliminare del Consiglio dei Ministri del 3 marzo 2011, lo schema di decreto legislativo n. 335.
Su tale schema di D.Lgs. è stato acquisito, in data 28 aprile 2011, il parere della Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le Regioni e le Province autonome di Trento e Bolzano.
In Parlamento il provvedimento è stato esaminato, ai fini del prescritto parere:
§ al Senato, dalle Commissioni
- 10a Industria, commercio, turismo (Parere: favorevole con condizioni – 17 maggio 2011);
- 1a Affari costituzionali (Parere: favorevole con condizioni – 5 aprile 2011)
- 14a Politiche dell’Unione europea (Parere: favorevole con osservazioni – 24 marzo 2011);
§ alla Camera, dalle Commissioni
- X Attività produttive (Parere: favorevole con condizioni e osservazioni - 17 maggio 2011);
- XIV Politiche dell'Unione europea (Parere: favorevole con osservazioni - 4 maggio 2011);
- V Bilancio (Parere: favorevole con rilievi e osservazioni - 31 marzo 2011).
La definitiva deliberazione del Governo è stata adottata nella riunione del Consiglio dei Ministri del 31 maggio 2011.
Emanato dal Capo dello Stato il 1° giugno 2011, il provvedimento è stato infine pubblicato sul Supplemento Ordinario alla G.U. n. 148 del 28 giugno 2011, ed è entrato in vigore – a norma dell’art. 50 del medesimo D.Lgs. 93/2011 – il 29 giugno 2011.
Il decreto legislativo in esame, sulla base della delega legislativa di cui all’articolo 1 e all’articolo 17, commi 3 e 4, della legge n. 96/2010 (comunitaria 2009), mira a dare attuazione alla direttiva 2009/72/CE relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica, alla direttiva 2009/73/CE relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale, nonché alla direttiva 2008/92/CE concernente una procedura comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas e di energia elettrica.
Con lo stesso decreto si è provveduto inoltre ad introdurre disposizioni o modificare le norme vigenti per tenere conto anche dell’entrata in vigore del regolamento (CE) n. 713/2009 che istituisce un’agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia, del regolamento (CE) n. 714/2009 relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica, del regolamento (CE) n. 715/2009 relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale, nonché del regolamento (CE) n. 994/2010 recante misure volte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas.
In tal modo si è provveduto a dare completa attuazione all'intero "terzo pacchetto" di provvedimenti comunitari relativi al mercato interno dell'energia.
L’intervento normativo, in attuazione della disciplina comunitaria, si pone gli obiettivi di aumentare la sicurezza degli approvvigionamenti, di aumentare la concorrenza nel mercato interno dell’elettricità e del gas, di assicurare un’efficace separazione tra imprese del gas che sono proprietarie e che gestiscono reti di trasporto e imprese che utilizzano le reti di trasporto medesime per l’importazione e la vendita di gas, di tutelare maggiormente i consumatori e in particolare i clienti “vulnerabili” (in termini di sicurezza delle forniture e di tutela dei prezzi di fornitura).
Nel Titolo I (artt. 1-5) sono state raggruppate le disposizioni presenti in entrambe le direttive e nei relativi regolamenti che riguardano aspetti comuni ai mercati dell'energia elettrica e del gas naturale.
Il Titolo II (artt. 6-33) reca disposizioni relative al mercato del gas naturale.
Il Titolo III (artt. 34-41) reca disposizioni relative al mercato elettrico.
Il Titolo IV (artt. 42-46) è dedicato all’Autorità nazionale di regolazione.
Infine, il Titolo V (artt. 47-50) recepisce la direttiva 2008/92/CE e reca le norme finali.
Nella relazione illustrativa e più compiutamente nella relazione tecnico-finanziaria allegate allo schema di decreto che fu presentato alle Camere per il parere, viene posto in rilievo che le disposizioni del provvedimento non comportano nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica. Infatti, le norme relative ai gestori di sistemi di trasporto, di distribuzione, di stoccaggio o di impianti di rigassificazione di GNL, incidono su soggetti, sottoposti al regime di regolazione di competenza dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, i cui costi operativi sono coperti dal sistema tariffario. I nuovi compiti assegnati alla predetta Autorità sono svolti nell'ambito delle risorse finanziarie previste dal meccanismo di autofinanziamento di cui all'articolo 2, comma 38, della legge n. 481/1995 e quindi senza oneri per la finanza pubblica. Inoltre, per quanto riguarda gli interventi di competenza del Ministero dello sviluppo economico – con particolare riferimento alle attività di valutazione, di comunicazione e di vigilanza previste dagli artt. 8, 10 e 16 -, si precisa che essi vengono attuati nell’ambito delle risorse disponibili e quindi senza nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica.
Articolo 1
(Sicurezza degli
approvvigionamenti)
1. Al fine di garantire la sicurezza degli approvvigionamenti per il sistema del gas naturale e dell'energia elettrica, anche tenendo conto di logiche di mercato, il Ministro dello sviluppo economico emana atti di indirizzo e adotta gli opportuni provvedimenti in funzione dell'esigenza di equilibrio tra domanda e offerta sul mercato nazionale, del livello della domanda attesa in futuro, della capacità addizionale in corso di programmazione o costruzione, nonché della qualità e del livello di manutenzione delle reti, delle misure per far fronte ai picchi della domanda e alle carenze delle forniture di uno o più fornitori.
2. Il Ministero dello sviluppo economico, previa consultazione delle Regioni e delle parti interessate, definisce entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, in coerenza con gli obiettivi della strategia energetica nazionale di cui all'articolo 3, gli scenari decennali relativi allo sviluppo del mercato del gas naturale e del mercato dell'energia elettrica, comprensivi delle previsioni sull'andamento della domanda suddivisa nei vari settori, della necessità di potenziamento delle infrastrutture di produzione, importazione, trasporto, nonché, per il gas naturale, dello stoccaggio, eventualmente individuando gli opportuni interventi al fine di sviluppare la concorrenza e di migliorare la sicurezza del sistema del gas naturale. Tali scenari e previsioni sono articolati, ove possibile, per Regione. Gli scenari sono aggiornati con cadenza biennale e sono predisposti previa consultazione delle parti interessate.
L’articolo 1, al comma 1, prevede l'emanazione da parte del Ministro dello sviluppo economico di atti di indirizzo e di provvedimenti volti a garantire la sicurezza degli approvvigionamenti per il sistema gas e per il sistema elettrico, in funzione dell’equilibrio tra domanda e offerta sul mercato nazionale, del livello della domanda attesa in futuro, della capacità addizionale in corso di programmazione o costruzione, della qualità e del livello di manutenzione delle reti, delle misure per far fronte ai picchi della domanda e alle carenze delle forniture da parte di fornitori, anche tenendo conto di logiche di mercato.
Ai sensi del comma 2, al Ministero dello sviluppo economico (MiSE) compete la definizione di scenari decennali relativi allo sviluppo del mercato del gas naturale e del mercato elettrico, ove possibile articolati per Regione, che comprendano le previsioni sull'andamento della domanda articolata nei vari settori, la necessità di potenziamento delle infrastrutture di produzione, importazione, trasporto nonché, limitatamente al gas naturale, di stoccaggio e che, eventualmente, individui anche interventi finalizzati allo sviluppo della concorrenza e al miglioramento della sicurezza del sistema del gas.
Il suddetti scenari devono essere definiti, previa consultazione delle Regioni e delle parti interessate, entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del provvedimento in esame, in coerenza con gli obiettivi della Strategia energetica nazionale di cui al successivo articolo 3, e devono essere aggiornati con cadenza biennale.
L'articolo in esame, come evidenziato nella relazione illustrativa, recepisce per il mercato del gas quanto previsto dall'art. 5 della direttiva 2009/73/CE e dal regolamento n. 994/2010, e per il mercato elettrico quanto previsto dall'articolo 4 della direttiva 2009/72/CE, nonché i criteri di delega di cui all'art. 17, comma 3, lettera a) e comma 4, lettera m) della legge n. 96/2010 (comunitaria 2009).
Articolo 2
(Nuova capacità di produzione ed efficienza
energetica nel sistema elettrico)
1. Con decreto del Ministro dello sviluppo economico, da emanare, ai sensi dell'articolo 17, comma 3, della legge 23 agosto 1988, n. 400, previa comunicazione al Presidente del Consiglio dei ministri, sentita la Conferenza Stato-Regioni, entro diciotto mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, è individuata una procedura trasparente e non discriminatoria per la realizzazione di nuova capacità di produzione elettrica ovvero per l'introduzione di misure di efficienza energetica o gestione della domanda di elettricità, da avviare, anche sulla base degli esiti dello scenario di cui all'articolo 1, comma 2, nel caso in cui gli impianti di generazione in costruzione o le altre misure adottate non si dimostrino sufficienti a garantire la sicurezza del sistema elettrico, anche con riferimento a specifiche zone di mercato.
2. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas è responsabile dell'organizzazione, della sorveglianza e del controllo della procedura di gara di cui al comma 1.
Ai fini della sicurezza dell'approvvigionamento, l’articolo 2, al comma 1, prevede l'individuazione di una procedura trasparente e non discriminatoria per la realizzazione di nuova capacità di produzione elettrica o per l'introduzione di misure di efficienza energetica o gestione della domanda di elettricità, da avviare, anche in base agli esiti dello scenario di cui al comma 2 del precedente articolo, qualora gli impianti di generazione in costruzione o le misure adottate non risultassero sufficienti a garantire la sicurezza del sistema elettrico, anche con riferimento a specifiche zone di mercato.
Alla suddetta individuazione si provvederà con decreto del Ministro dello sviluppo economico, da adottare, previa comunicazione al Presidente del Consiglio dei ministri e sentita la Conferenza unificata, entro il termine di 18 mesi dall'entrata in vigore del provvedimento in esame.
Il comma 2 attribuisce all’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) la responsabilità dell’organizzazione, della sorveglianza e del controllo di tale procedura di gara.
Le disposizioni in commento danno attuazione a quanto previsto dagli art. 7 e 8 della direttiva 2009/72/CE e ai criteri di delega di cui all'art. 17, comma 3, lettera b) della legge comunitaria 2009.
Articolo 3
(Infrastrutture coerenti con la strategia
energetica nazionale)
1. Con decreto del Presidente del Consiglio dei ministri, su proposta del Ministro dello sviluppo economico, d'intesa con la Conferenza Unificata, sono individuate, sulla base degli scenari di cui all'articolo 1, comma 2, e in coerenza con il Piano d'Azione Nazionale adottato in attuazione della direttiva 2009/28/CE e con il Piano d'Azione per l'efficienza energetica adottato in attuazione della direttiva 2006/32/CE, con riferimento a grandi aree territoriali e a un adeguato periodo temporale, le necessità minime di realizzazione o di ampliamento di impianti di produzione di energia elettrica, di rigassificazione di gas naturale liquefatto, di stoccaggio in sotterraneo di gas naturale e di stoccaggio di prodotti petroliferi, e le relative infrastrut-ture di trasmissione e di trasporto di energia, anche di interconnessione con l'estero, tenendo conto della loro effettiva realizzabilità nei tempi previsti, al fine di conseguire gli obiettivi di politica energetica nazionale, anche con riferimento agli obblighi derivanti dall'attuazione delle direttive comunitarie in materia di energia, e di assicurare adeguata sicurezza, economicità e concorrenza nelle forniture di energia.
2. Il decreto di cui al comma 1 è aggiornato, con le stesse modalità di cui al comma 1, con cadenza almeno biennale in funzione delle esigenze di conseguimento degli obiettivi indicati allo stesso comma, tenendo conto della effettiva evoluzione della domanda di energia, dell'integrazione del sistema energetico italiano nel mercato interno dell'energia e dell'effettivo grado di avanzamento della realizzazione delle infrastrutture individuate.
3. Le amministrazioni interessate a qualunque titolo nelle procedure autorizzative delle infrastrutture individuate ai sensi del comma 1 attribuiscono ad esse priorità e urgenza negli adempimenti e nelle valutazioni di propria competenza.
4. Nel caso di mancato rispetto da parte delle amministrazioni regionali competenti dei termini per l'espressione dei pareri o per l'emanazione degli atti di propria competenza, il Presidente del Consiglio dei Ministri, su proposta del Ministro dello sviluppo economico, assegna alla regione interessata un congruo termine, per provvedere, non inferiore comunque a due mesi. Decorso inutilmente il termine di cui al periodo precedente, il Consiglio dei Ministri, sentita la regione interessata, su proposta del Ministro dello sviluppo econo-mico, nomina, ai sensi dell'articolo 8, comma 1, della legge 5 giugno 2003, n. 131, un apposito commissario, che provvede all'espressione dei pareri ovvero all'adozione degli atti.
5. Gli impianti e infrastrutture individuati ai sensi del comma 1 sono dichiarati di pubblica utilità, nonché urgenti e indifferibili, ai sensi delle normative vigenti, restando alla valutazione dell'amministrazione competente la possibilità di effettuare tale dichiarazione anche per altri impianti e infrastrutture della stessa tipologia, ove comunque corrispondenti agli obiettivi di cui al comma 1.
6. La corrispondenza agli obiettivi di cui al comma 1 è inclusa tra i criteri di valutazione ai fini del riconoscimento dell'esenzione dall'accesso dei terzi alle infrastrutture prevista per impianti e infrastrutture del sistema elettrico e del gas naturale ai sensi delle vigenti disposizioni comunitarie.
7. Con decreto del Presidente del Consiglio dei ministri, su proposta del Ministro dello sviluppo economico, anche ai sensi dell'articolo 1, comma 8, lettere a), b) e c), e comma 11 della legge 23 agosto 2004, n. 239, sono adottati indirizzi al fine di mantenere in via prioritaria per gli impianti e le infrastrutture individuate ai sensi del comma 1 le misure esistenti volte a facilitare la realizzazione di impianti e infrastrutture di tale tipologia, nonché di attribuire agli impianti e alle infrastrutture non ricadenti negli obiettivi di cui al comma 1 i maggiori costi dei relativi potenziamenti o estensioni delle reti di trasmissione e trasporto di energia necessari alla realizzazione degli stessi impianti e infrastrutture. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas esercita le proprie competenze in materia tariffaria coerentemente con le finalità di cui al presente comma.
L’articolo 3, che interviene in materia di realizzazione e potenziamento delle infrastrutture energetiche, al comma 1 dispone che vengano individuate, con DPCM, su proposta del Ministro dello sviluppo economico, d’intesa con la Conferenza Unificata, le necessità minime di realizzazione o di ampliamento di impianti di produzione di energia elettrica, di rigassificazione di gas naturale liquefatto, di stoccaggio in sotterraneo di gas naturale e di stoccaggio di prodotti petroliferi, e le relative infrastrutture di trasmissione e di trasporto di energia, anche di interconnessione con l’estero, tenendo conto della loro effettiva realizzabilità nei tempi previsti, al fine di conseguire gli obiettivi di politica energetica nazionale, anche con riferimento agli obblighi derivanti dall’attuazione delle direttive comunitarie in materia di energia, e di assicurare adeguata sicurezza, economicità e concorrenza nelle forniture di energia.
Alla suddetta individuazione, riferita a grandi aree territoriali e ad un adeguato periodo temporale, si procederà in coerenza con:
§ il Piano d’Azione Nazionale per le energie rinnovabili[23] adottato in attuazione della direttiva 2009/28/CE;
§ il Piano d’Azione per l’efficienza energetica[24] adottato in attuazione della direttiva 2006/32/CE.
Il comma 2 prevede l’aggiornamento del suindicato DPCM con cadenza almeno biennale, in relazione alle esigenze di conseguimento degli obiettivi indicati, tenendo conto dell’effettiva evoluzione della domanda di energia, dell'integrazione del sistema energetico italiano nel mercato interno e dell'effettivo grado di avanzamento della realizzazione delle infrastrutture individuate. L’aggiornamento deve seguire le stesse modalità descritte dalla procedura di emanazione di cui al comma precedente.
Ai sensi del comma 3 ciascuna amministrazione coinvolta nelle procedure autorizzative relative alle infrastrutture individuate ai sensi del comma 1, è tenuta ad attribuire alle medesime carattere di priorità e urgenza.
In caso di mancato rispetto dei termini per l'espressione dei pareri o per l'emanazione degli atti di propria competenza da parte delle amministrazioni regionali, il comma 4 stabilisce che il Presidente del Consiglio dei ministri, su proposta del Ministro dello sviluppo economico, assegni alla regione interessata un termine consistente per provvedere, che non sia comunque inferiore a due mesi. Decorso inutilmente tale termine il Consiglio dei ministri, sentita la regione interessata, procede, su proposta del Ministro dello sviluppo economico, alla nomina - ai sensi dell’art. 8, comma 1 della legge 131/2003 - di un commissario che provvederà all'espressione dei pareri o all'emanazione degli atti.
L’articolo 8 (Attuazione dell'articolo 120 della Costituzione sul potere sostitutivo) della legge 5 giugno 2003 n. 131[25],al comma 1 stabilisce che nei casi e per le finalità di cui all'art. 120, secondo comma, della Costituzione, il Presidente del Consiglio dei ministri, su proposta del Ministro competente per materia, anche su iniziativa delle Regioni o degli enti locali, assegna all'ente interessato un congruo termine per adottare i provvedimenti dovuti o necessari. Stabilisce inoltre che, decorso inutilmente tale termine, il Consiglio dei ministri, sentito l'organo interessato, su proposta del Ministro competente o del Presidente del Consiglio dei ministri, adotta i provvedimenti necessari, anche normativi, o nomina un apposito commissario.
Ai sensi del comma 5, gli impianti e le infrastrutture individuati come sopra sono dichiarati, ai sensi delle norme vigenti, di pubblica utilità, nonché urgenti e indifferibili, mentre spetta alla valutazione dell'amministrazione competente l’eventuale dichiarazione di pubblica utilità anche per altri impianti e infrastrutture della stessa tipologia purché corrispondano agli obiettivi della Strategia energetica nazionale di cui al comma 1.
Il comma 6 stabilisce che la corrispondenza a detti obiettivi rientra tra i criteri di valutazione per il riconoscimento dell'esenzione dall'accesso dei terzi alle infrastrutture prevista per impianti e infrastrutture del sistema elettrico e del gas dalle vigenti disposizioni.
Il comma 7 prevede l'adozione di atti di indirizzo mediante DPCM, su proposta del Ministro dello sviluppo economico, anche ai sensi dell'art. 1, comma 8, lettere a), b) e c), e comma 11 della legge 239/2004, finalizzati al mantenimento, in via prioritaria per gli impianti e le infrastrutture individuate ai sensi del comma 1, delle misure esistenti volte a facilitare la realizzazione di impianti e infrastrutture di tale tipologia, nonché all’attribuzione agli impianti e alle infrastrutture che non ricadono negli obiettivi indicati dal comma 1 dei maggiori costi dei relativi potenziamenti o delle estensioni delle reti di trasmissione e di trasporto energetico necessari alla realizzazione degli stessi impianti e infrastrutture.
La norma dispone inoltre che l’AEEG eserciti le proprie funzioni in materia tariffaria conformemente ai suddetti indirizzi.
Si ricorda che il comma 8 dell’art. 1 della legge 23 agosto 2004, n. 239 (Riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia)individua le funzioni ed i compiti statali relativi ai settori dell’energia elettrica (lett. a)), del gas (lett. b))e degli oli minerali (lett. c)),che vanno esercitate anche avvalendosi dell’Autorità per l’energia.
Il comma 11 del predetto articoloriproduce, sostanzialmente, l'art. 2, co. 21, della legge n. 481 del 1995 esplicitamente richiamato, prevedendo che il Governo indichi all'Autorità per l'energia elettrica e il gas, nell'ambito del documento di programmazione economico-finanziaria[26], il quadro di esigenze di sviluppo dei servizi di pubblica utilità dei settori dell'energia elettrica e del gas che corrispondono agli interessi generali del paese. Il secondo periodo,in particolare, riveste un carattere innovativo nella parte in cui individua le modalità di definizione degli indirizzi di politica generale del Governo per lo svolgimento delle funzioni riconosciute all’Autorità, prevedendo il parere delle Commissioni parlamentari competenti.
L’articolo in esame recepisce quanto previsto dagli art. 7 e 8 della direttiva 2009/72/CE e ai criteri di delega di cui all’art. 17, comma 3, lett. b) e comma 4, lett. l) della legge comunitaria 2009.
Articolo 4
(Misure di salvaguardia)
1. In caso di crisi improvvisa sul mercato dell'energia e quando è minacciata l'integrità fisica o la sicurezza delle persone, delle apparecchiature o degli impianti o l'integrità del sistema del gas naturale o del sistema elettrico, il Ministero dello sviluppo economico può temporaneamente adottare le necessarie misure di salvaguardia.
2. Le misure di cui al comma 1 devono causare il minor turbamento possibile nel funzionamento del mercato interno e non devono andare oltre la portata strettamente indispensabile a ovviare alle difficoltà improvvise manifestatesi.
3. Il Ministero dello sviluppo economico notifica senza indugio le misure di cui ai commi precedenti agli altri Stati membri interessati e alla Commissione europea.
4. Le misure relative al sistema del gas naturale sono indicate nel piano di azione preventivo di cui all'articolo 8 ed è fatto obbligo alle imprese del gas naturale di rispettarle.
L’articolo 4 attribuisce al MiSE, in caso di crisi improvvisa sul mercato dell'energia e quando è minacciata l'integrità fisica o la sicurezza delle persone, delle apparecchiature o degli impianti o l'integrità del sistema del gas o dell'elettricità, il compito di adottare temporaneamente le necessarie misure di salvaguardia (comma 1).
L'adozione delle suddette misure dovrà comportare il minor turbamento possibile per il funzionamento del mercato interno e non dovrà spingersi oltre lo stretto necessario a garantire il superamento delle difficoltà improvvise (comma 2).
Il MiSE è tenuto a notificare immediatamente agli altri Stati membri interessati e alla Commissione europea le misure adottate (comma 3).
Le misure di salvaguardia concernenti il sistema del gas, ai sensi del comma 4, devono essere indicate nel piano di azione preventivo previsto dall’art. 8 del provvedimento in esame (la cui definizione spetta al MiSE). Le imprese del settore sono tenute al rispetto di tali misure di salvaguardia.
Come si segnala nella relazione tecnico-finanziaria allegata allo schema di decreto che è stato presentato alle Camere per il parere, la norma in oggetto (di identico contenuto, per quanto riguarda l’articolo in esame) è già contenuta nell’art. 28, commi 3-5, del D.Lgs. 164/2000 (Attuazione della direttiva 98/30/CE, recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale a norma dell'art. 41 della L. 17 maggio 1999, n. 144) - in cui si stabilisce che caso di crisi del mercato o di gravi rischi per la sicurezza, rientra tra i compiti del Ministero l’adozione delle necessarie misure temporanee di salvaguardia –, e viene ora aggiornata per adattarla al nuovo assetto comunitario. Secondo la relazione le misure di salvaguardia costituiscono linee di indirizzo per le imprese del sistema gas, affinché in situazioni di emergenza provvedano a modificare gli assetti della rete di trasporto e del sistema di stoccaggio.
L'articolo in esame recepisce per il mercato del gas quanto previsto dall'art. 46 della direttiva 2009/73/CE e dal regolamento n. 994/2010, e per il mercato elettrico quanto previsto dall'articolo 42 della direttiva 2009/72/CE.
Articolo 5
(Obbligo di conservazione dei dati)
1. Le imprese di fornitura di gas naturale o di energia elettrica hanno l'obbligo di tenere a disposizione per la eventuale consultazione da parte del Ministero dello sviluppo economico, dell'Autorità per l'energia elettrica ed il gas, dell'Autorità garante della concorrenza e del mercato e della Commissione europea, per un periodo minimo di cinque anni, i dati pertinenti relativi a tutte le transazioni riguardanti contratti di fornitura di gas naturale o di energia elettrica o riguardanti strumenti derivati sul gas naturale o sull'energia elettrica stipulati con clienti grossisti e gestori dei sistemi di trasporto, nonché con gestori di impianti di stoccaggio e di rigassificazione di gas naturale liquefatto.
2. I dati di cui al comma 1 comprendono le informazioni sulle caratteristiche delle transazioni pertinenti, quali le norme relative alla durata, alla consegna e al pagamento, alla quantità, alla data e all'ora dell'esecuzione, ai prezzi della transazione e alle modalità per identificare il cliente grossista in questione, nonché specifici dettagli di tutti i contratti di fornitura di gas naturale o di energia elettrica e strumenti derivati non ancora estinti.
L’articolo 5 al comma 1 impone alle imprese di fornitura di gas ed elettricità di tenere a disposizione del MiSE, dell'AEEG, dell'Antitrust e della Commissione europea, per eventuali consultazioni, i dati relativi a tutte le transazioni concernenti contratti di fornitura di gas o energia elettrica o strumenti derivati stipulati con clienti grossisti e gestori dei sistemi di trasporto, di stoccaggio e di rigassificazione di GNL, per un periodo minimo di cinque anni.
Si ricorda che ai sensi dell’art. 6, comma 2, lett. kk-quinquiesdecies) del decreto in esame, per strumenti derivati sul gas si intende uno strumento finanziario di cui ai punti 5, 6 o 7 della sezione C dell’allegato I della direttiva 2004/39/CE relativa ai mercati degli strumenti finanziari, collegato al gas naturale.
Mentre alla successiva lett. kk-sextiesdecies si definisce contratto di fornitura un contratto di fornitura di gas naturale ad esclusione degli strumenti derivati sul gas.
I dati suindicati comprendono le informazioni sulle caratteristiche delle transazioni, quali le norme relative a: durata, consegna, pagamento, quantità, data e ora dell'esecuzione, prezzi della transazione e modalità di identificazione del cliente grossista in questione. Comprendono inoltre specifici dettagli di tutti i contratti di fornitura di gas o di elettricità e strumenti derivati non ancora estinti (comma 2).
L'articolo in esame recepisce per il mercato del gas quanto previsto dall'art. 44 della direttiva 2009/73/CE, e per il mercato elettrico quanto previsto dall'articolo 40 della direttiva 2009/72/CE.
Articolo 6
(Modifiche ed integrazioni al decreto
legislativo
23 maggio 2000, n. 164)
1. All'articolo 2, comma 1, del decreto legislativo n. 164 del 2000 sono apportate le seguenti modificazioni:
a) le lettere a) e b) sono sostituite dalle seguenti:
«a) cliente finale: il cliente che acquista gas naturale per uso proprio, ivi compresi gli impianti di distribuzione di metano per autotrazione che sono considerati clienti finali;
b) cliente grossista: una persona fisica o giuridica, diversa dai gestori dei sistemi di trasporto e dai gestori dei sistemi di distribuzione, che acquista gas naturale a scopo di rivendita all'interno o all'esterno del sistema in cui è stabilita;».
b) la lettera o) è sostituita dalla seguente:
«o) fornitura: la vendita, compresa la rivendita, di gas naturale, compreso il gas naturale liquefatto (GNL), ai clienti;»;
c) le lettere p) e q) sono sostituite dalle seguenti:
«p) impianto di GNL: un terminale utilizzato per le operazioni di liquefazione del gas naturale o l'importazione, o lo scarico e la rigassificazione di GNL, e comprendente servizi ausiliari e uno stoccaggio provvisorio necessari per il processo di rigassificazione e successiva consegna al sistema di trasporto ma non comprendente eventuali serbatoi ubicati presso i terminali non funzionali al ciclo di rigassificazione e utilizzati per l'attività di stoccaggio;
q) impianto di stoccaggio: un impianto utilizzato per lo stoccaggio di gas naturale, di proprietà o gestito da un'impresa di gas naturale, compresi gli impianti GNL utilizzati per lo stoccaggio, ad esclusione della parte di impianto utilizzata per operazioni di produzione e degli impianti riservati esclusivamente ai gestori dei sistemi di trasporto nello svolgimento delle loro funzioni;»;
d) la lettera t) è sostituita dalla seguente:
«t) impresa di gas naturale: ogni persona fisica o giuridica, ad esclusione dei clienti finali che svolge almeno una delle funzioni seguenti: produzione, trasporto, distribuzione, fornitura, acquisto o stoccaggio di gas naturale, compresa la rigassificazione di GNL e che è responsabile per i compiti commerciali, tecnici o di manutenzione legati a queste funzioni;»;
e) la lettera v) è sostituita dalla seguente:
«v) impresa verticalmente integrata: un'impresa di gas naturale o un gruppo di imprese di gas naturale nelle quali la stessa persona o le stesse persone, fisiche o giuridiche hanno, direttamente o indirettamente, il potere di esercitare il controllo, e in cui l'impresa o il gruppo di imprese svolge almeno una delle funzioni di trasporto, distribuzione, rigassificazione di GNL o stoccaggio e almeno una delle funzioni di produzione o fornitura di gas naturale;»;
f) la lettera aa) è sostituita dalla seguente:
«aa) rete di gasdotti di coltivazione (gasdotti upstream): ogni gasdotto o rete di gasdotti gestiti o costruiti quale parte di un impianto di produzione di idrocarburi liquidi o di gas naturale, oppure utilizzati per trasportare gas naturale da uno o più di tali impianti fino ad un impianto o terminale di trattamento oppure ad un terminale costiero di approdo;»;
g) la lettera ee) è sostituita dalla seguente:
«ee) sistema: reti di trasporto, reti di distribuzione, impianti di GNL o impianti di stoccaggio di proprietà o gestiti da un'impresa di gas naturale, compresi il linepack e i relativi impianti che forniscono servizi ausiliari nonché quelli di imprese collegate necessari per dare accesso al trasporto, alla distribuzione e alla rigassificazione di GNL;»;
h) la lettera ii) è sostituita dalla seguente:
«ii) trasporto: il trasporto di gas naturale finalizzato alla fornitura ai clienti, attraverso una rete che comprende soprattutto gasdotti ad alta pressione, diversa da una rete di gasdotti di coltivazione e diversa dalla parte dei gasdotti, anche ad alta pressione, utilizzati principalmente nell'ambito della distribuzione locale del gas naturale, ad esclusione della fornitura;».
2. All'articolo 2, comma 1, del decreto legislativo n. 164 del 2000 dopo la lettera kk) sono aggiunte, infine, le seguenti:
«kk-bis) i servizi ausiliari: tutti i servizi necessari per l'accesso e il funzionamento delle reti di trasporto, delle reti di distribuzione, degli impianti di GNL o degli impianti di stoccaggio, compresi il bilanciamento del carico, la miscelazione e l'iniezione di gas inerti, ad esclusione dei servizi resi dagli impianti usati solamente dai gestori dei sistemi di trasporto nello svolgimento delle loro funzioni;
kk-ter) impresa collegata: un'impresa collegata come definita all'articolo 41 della settima direttiva 83/349/CEE del Consiglio, del 13 giugno 1983, basata sull'articolo 44, paragrafo 2, lettera g) del trattato e relativa ai conti consolidati, o un'impresa associata come definita all'articolo 33, paragrafo 1 della medesima direttiva, o un'impresa appartenente agli stessi soci;
kk-quater) gestore del sistema di trasporto: qualsiasi persona fisica o giuridica che svolge l'attività di trasporto ed è responsabile della gestione, della manutenzione e, se necessario, dello sviluppo del sistema di trasporto in una data zona ed, eventualmente, delle relative interconnessioni con altri sistemi, nonché di assicurare la capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di trasporto di gas naturale;
kk-quinquies) impresa maggiore di trasporto: impresa che avendo la disponibilità della rete nazionale di gasdotti svolge l'attività di trasporto sulla maggior parte della medesima;
kk-sexies) gestore del sistema di distribuzione: qualsiasi persona fisica o giuridica che svolge la funzione di distribuzione ed è responsabile della gestione, della manutenzione e, se necessario, dello sviluppo del sistema di distribuzione in una data zona ed, eventualmente, delle relative interconnessioni con altri sistemi, nonché di assicurare la capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di distribuzione di gas naturale;
kk-septies) impresa fornitrice: ogni persona fisica o giuridica che svolge funzioni di fornitura;
kk-octies) programmazione a lungo termine: la programmazione, in un'ottica a lungo termine, della capacità di fornitura e di trasporto delle imprese di gas naturale al fine di soddisfare la domanda di gas naturale del sistema, garantire la diversificazione delle fonti ed assicurare la fornitura ai clienti;
kk-nonies) gestore dell'impianto di stoccaggio: qualsiasi persona fisica o giuridica che svolge l'attività di stoccaggio ed è responsabile della gestione di un impianto di stoccaggio di gas naturale;
kk-decies) gestore di un impianto di GNL: qualsiasi persona fisica o giuridica responsabile della liquefazione del gas na-turale o dell'importazione, o dello scarico, e della rigassificazione di GNL, e respon-sabile della gestione di un impianto di GNL;
kk-undecies) linepack: lo stoccaggio di gas naturale mediante compressione nelle reti di trasporto e di distribuzione del gas naturale, ad esclusione degli impianti riservati ai gestori dei sistemi di trasporto nello svolgimento delle loro funzioni;
kk-duodecies) interconnettore: un gasdotto di trasporto di gas naturale che attraversa o si estende oltre una frontiera tra Stati membri con l'unico scopo di collegare i sistemi nazionali di trasporto di tali Stati membri;
kk-terdecies) cliente civile: un cliente che acquista gas naturale per il proprio consumo domestico;
kk-quaterdecies) cliente non civile: un cliente che acquista gas naturale non destinato al proprio uso domestico;
kk-quinquiesdecies) strumenti derivati sul gas naturale: uno strumento finanziario di cui ai punti 5, 6 o 7 della sezione C dell'allegato I della direttiva 2004/39/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 21 aprile 2004, relativa ai mercati degli strumenti finanziari collegato al gas naturale;
kk-sexiesdecies) contratto di fornitura: un contratto di fornitura di gas naturale ad esclusione degli strumenti derivati sul gas naturale;
kk-septiesdecies) controllo: diritti, contratti, o altri mezzi che conferiscono, da soli o congiuntamente, e tenuto conto delle circostanze di fatto o di diritto, la possibilità di esercitare un'influenza determinante sull'attività di un'impresa, in particolare attraverso:
1) diritti di proprietà o di godimento sulla totalità o su parti del patrimonio di un'impresa;
2) diritti o contratti che conferiscono un'influenza determinante sulla composi-zione, sulle votazioni, sulle deliberazioni e decisioni degli organi di un'impresa.».
L'articolo 6 – il primo degli articoli del Titolo II riguardante il mercato del gas naturale - modifica le definizioni contenute nell’articolo 2, comma 1, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164[27], adeguandole alle definizioni contenute nella direttiva 2009/73/CE (art. 2), e ne aggiunge delle altre.
Le definizioni modificate sono quelle di:
§ cliente finale: il cliente che acquista gas naturale per uso proprio, ivi compresi gli impianti di distribuzione di metano per autotrazione che sono consideraticlienti finali;
§ cliente grossista: una persona fisica o giuridica, diversa dai gestori dei sistemi di trasporto e dai gestore dei sistemi di distribuzione, che acquista gas naturale a scopo di rivendita all’interno o all’esterno del sistema in cui è stabilita;
§ fornitura: la vendita, compresa la rivendita, di gas naturale, compreso il gas naturale liquefatto (GNL), ai clienti;
§ impianto di GNL: un terminale utilizzato per le operazioni di liquefazione del gas naturale o l’importazione, o lo scarico e la rigassificazione di GNL, e comprendente servizi ausiliari e uno stoccaggio provvisorio necessari per il processo di rigassificazione e successiva consegna al sistema di trasporto ma non comprendente eventuali serbatoi ubicati presso i terminali non funzionali al ciclo di rigassificazione e utilizzati per l’attività di stoccaggio;
§ impianto di stoccaggio: un impianto utilizzato per lo stoccaggio di gas naturale, di proprietà o gestito da un’impresa di gas naturale, compresi gli impianti GNL utilizzati per lo stoccaggio, ad esclusione della parte di impianto utilizzata per operazioni di produzione e degli impianti riservati esclusivamente ai gestori dei sistemi di trasporto nello svolgimento delle loro funzioni;
§ impresa di gas naturale: ogni persona fisica o giuridica, ad esclusione dei clienti finali, che svolge almeno una delle funzioni seguenti: produzione, trasporto, distribuzione, fornitura, acquisto o stoccaggio di gas naturale, compresa la rigassificazione di GNL e che è responsabile per i compiti commerciali, tecnici o di manutenzione legati a queste funzioni;
§ impresa verticalmente integrata: un’impresa di gas naturale o un gruppo di imprese nelle quali la stessa persona o le stesse persone, fisiche o giuridiche hanno, direttamente o indirettamente, il potere di esercitare il controllo, e in cui l’impresa o il gruppo di imprese svolge almeno una delle funzioni di trasporto, distribuzione, rigassificazione di GNL o stoccaggio e almeno una delle funzioni di produzione o fornitura di gas naturale;
§ rete di gasdotti di coltivazione (gasdotti upstream): ogni gasdotto o rete di gasdotti gestiti o costruiti quale parte di un impianto di produzione di idrocarburi liquidi o di gas, oppure utilizzati per trasportare gas naturale da uno o più di tali impianti fino ad un impianto o terminale di trattamento oppure ad un terminale costiero di approdo;
§ sistema: reti di trasporto, reti di distribuzione, impianti di GNL o impianti di stoccaggio di proprietà o gestiti da un’impresa di gas naturale, compresi il linepack e i relativi impianti che forniscono servizi ausiliari nonché quelli di imprese collegate necessari per dare accesso al trasporto, alla distribuzione e alla rigassificazione di GNL;
§ trasporto: il trasporto di gas naturale finalizzato alla fornitura ai clienti, attraverso una rete che comprende soprattutto gasdotti ad alta pressione, diversa da una rete di gasdotti di coltivazione e diversa dalla parte dei gasdotti, anche ad alta pressione, utilizzati principalmente nell’ambito della distribuzione locale del gas naturale, ad esclusione della fornitura.
Di seguito si elencano invece le nuove definizioni:
“kk-bis) i servizi ausiliari: tutti i servizi necessari per l’accesso e il funzionamento delle reti di trasporto, di distribuzione, degli impianti di GNL o degli impianti di stoccaggio, compresi il bilanciamento del carico, la miscelazione e l’iniezione di gas inerti, ad esclusione dei servizi resi dagli impianti usati solamente dai gestori dei sistemi di trasporto nello svolgimento delle loro funzioni;
kk-ter) impresa collegata: un’impresa collegata come definita all’articolo 41 della settima direttiva 83/349/CEE del Consiglio, del 13 giugno 1983, basata sull’articolo 44, paragrafo 2, lettera g) del trattato e relativa ai conti consolidati, o un’impresa associata come definita all’articolo 33, paragrafo 1 della medesima direttiva, o un’impresa appartenente agli stessi soci;
kk-quater) gestore del sistema di trasporto:qualsiasi persona fisica o giuridica che svolge l’attività di trasporto ed é responsabile della gestione, della manutenzione e, se necessario, dello sviluppo del sistema di trasporto in una data zona ed, eventualmente, delle relative interconnessioni con altri sistemi, nonché di assicurare la capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di trasporto di gas naturale;
kk-quinquies) impresa maggiore di trasporto: impresa che avendo la disponibilità della rete nazionale di gasdotti svolge l’attività di trasporto sulla maggior parte della medesima;
kk-sexies) gestore del sistema di distribuzione: persona fisica o giuridica che svolge la funzione di distribuzione ed é responsabile della gestione, manutenzione e, se necessario, dello sviluppo del sistema di distribuzione in una data zona ed, eventualmente, delle relative interconnessioni con altri sistemi, nonché di assicurare la capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di distribuzione di gas naturale;
kk-septies) impresa fornitrice: ogni persona fisica o giuridica che svolge funzioni di fornitura;
kk-octies) programmazione a lungo termine: la programmazione, in un’ottica a lungo termine, della capacità di fornitura e di trasporto delle imprese di gas naturale per soddisfare la domanda di gas, garantire la diversificazione delle fonti ed assicurare la fornitura ai clienti;
kk-nonies) gestore dell’impianto di stoccaggio: persona fisica o giuridica che svolge l’attività di stoccaggio ed é responsabile della gestione di un impianto di stoccaggio di gas naturale;
kk-decies) gestore di un impianto di GNL: qualsiasi persona fisica o giuridica responsabile della liquefazione del gas naturale o dell’importazione, o dello scarico, e della rigassificazione di GNL, e responsabile della gestione di un impianto di GNL;
kk-undecies) linepack: lo stoccaggio di gas mediante compressione nelle reti di trasporto e di distribuzione del gas, ad esclusione degli impianti riservati ai gestori dei sistemi di trasporto nello svolgimento delle loro funzioni;
kk-duodecies) interconnettore: un gasdotto di trasporto di gas naturale che attraversa o si estende oltre una frontiera tra Stati membri con l’unico scopo di collegare i sistemi nazionali di trasporto di tali Stati membri;
kk-terdecies) cliente civile: un cliente che acquista gas naturale per il proprio consumo domestico;
kk-quaterdecies) cliente non civile: un cliente che acquista gas naturale non destinato al proprio uso domestico;
kk-quinquiesdecies) strumenti derivati sul gas: uno strumento finanziario di cui ai punti 5, 6 o 7 della sezione C dell’allegato I della direttiva 2004/39/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 21 aprile 2004, relativa ai mercati degli strumenti finanziari collegato al gas naturale;
kk-sextiesdecies) contratto di fornitura: un contratto di fornitura di gas naturale ad esclusione degli strumenti derivati sul gas;
kk-septiesdecies) controllo: diritti, contratti, o altri mezzi che conferiscono, da soli o congiuntamente, e tenuto conto delle circostanze di fatto o di diritto, la possibilità di esercitare un’influenza determinante sull’attività di un’impresa, in particolare attraverso: 1) diritti di proprietà o di godimento sulla totalità o su parti del patrimonio di un’impresa; 2) diritti o contratti che conferiscono un’influenza determinante sulla composizione, sulle votazioni, sulle deliberazioni e decisioni degli organi di un’impresa.
Articolo 7
(Obblighi relativi al servizio pubblico e tutela dei consumatori)
1. L'articolo 22deldecreto legislativo n. 164 del 2000 è sostituito dal seguente:
«Art. 22 Obblighi relativi al servizio pubblico e tutela dei consumatori
1. Tutti i clienti sono idonei.
2. Sono considerati clienti vulnerabili i clienti domestici, le utenze relative ad attività di servizio pubblico, tra cui ospedali, case di cura e di riposo, carceri, scuole, e altre strutture pubbliche e private che svolgono un'attività riconosciuta di assistenza nonché i clienti civili e non civili con consumo non superiore a 50.000 metri cubi annui. Per essi vige l'obbligo di assicurare, col più alto livello di sicurezza possibile, le forniture di gas naturale anche in momenti critici o in situazioni di emergenza del sistema del gas naturale. Per gli stessi clienti vulnerabili, nell'ambito degli obblighi di servizio pubblico, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas continua transitoriamente a determinare i prezzi di riferimento, ai sensi delle disposizioni di cui al decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito, con modificazioni, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125.
3. Tutti i clienti hanno il diritto di essere riforniti di gas naturale da un fornitore, ove questi lo accetti, a prescindere dallo Stato membro in cui il fornitore è registrato, a condizione che il fornitore rispetti le norme applicabili in materia di scambi e bilanciamento e fatti salvi i requisiti in materia di sicurezza degli approvvigionamenti.
4. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas provvede affinché:
a) qualora un cliente, nel rispetto delle condizioni contrattuali, intenda cambiare fornitore, l'operatore o gli operatori interessati effettuino tale cambiamento entro tre settimane assicurando comunque che l'inizio della fornitura coincida con il primo giorno del mese;
b) i clienti ricevano tutti i pertinenti dati di consumo e a tal fine siano obbligate le società di distribuzione a rendere disponibili i dati di consumo dei clienti alle società di vendita, garantendo la qualità e la tempestività dell'informazione fornita;
c) qualora un cliente finale connesso alla rete di distribuzione si trovi senza un fornitore di gas naturale e non sussistano i requisiti per l'attivazione del fornitore di ultima istanza, l'impresa di distribuzione territorialmente competente garantisca il bilanciamento della propria rete in relazione al prelievo presso tale punto per il periodo in cui non sia possibile la sua disalimentazione fisica, secondo modalità e condizioni definite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas che deve altresì garantire all'impresa di distribuzione una adeguata remunerazione dell'attività svolta e la copertura dei costi sostenuti.
5. Allo scopo di promuovere l'efficienza energetica l'Autorità per l'energia elettrica e il gas stabilisce criteri in base ai quali le imprese di gas naturale ottimizzino l'utilizzo del gas naturale, anche fornendo servizi di gestione dell'energia, sviluppando formule tariffarie innovative, introducendo sistemi di misurazione intelligenti o, se del caso, reti intelligenti.
6. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas, anche avvalendosi dell'Acquirente unico Spa, ai sensi dell'articolo 27, comma 2, della legge 23 luglio 2009, n. 99, provvede affinché siano istituiti sportelli unici al fine di mettere a disposizione dei clienti tutte le informazioni necessarie concernenti i loro diritti, la normativa in vigore e le modalità di risoluzione delle controversie di cui dispongono.
7. Con decreto del Ministero dello sviluppo economico, anche in base a quanto previsto all'articolo 30, commi 5 e 8, della legge 23 luglio 2009, n. 99, sono individuati e aggiornati i criteri e le modalità per la fornitura di gas naturale nell'ambito del servizio di ultima istanza, a condizioni che incentivino la ricerca di un nuovo fornitore sul mercato, per tutti i clienti civili e i clienti non civili con consumi pari o inferiori a 50.000 metri cubi all'anno nonché per le utenze relative ad attività di servizio pubblico, tra cui ospedali, case di cura e di riposo, carceri, scuole, e altre strutture pubbliche e private che svolgono un'attività riconosciuta di assistenza, nonché nelle aree geografiche nelle quali non si è ancora sviluppato un mercato concorrenziale nell'offerta di gas naturale, ai sensi dell'articolo 1, comma 46, della legge 23 agosto 2004, n. 239.».
L'articolo 7 è volto ad introdurre misure più efficaci per la tutela dei consumatori e a tal fine novella integralmente l’articolo 22 del decreto legislativo 164/2000.
L’articolo 22 del decreto legislativo 164/2000 disciplina la figura del cliente idoneo. Nella originaria versione, esso stabilì che l’idoneità generale di tutti i clienti sarebbe decorsa dal 1° gennaio 2003 [28]. Tale generale idoneità è naturalmente confermata dalla nuova versione. Il compito di vigilare sull’applicazione dell’articolo 22 è assegnato all’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG).
Il comma 1 del testo novellato conferma il principio generale dell'idoneità di tutti i clienti, cioè della libertà di acquistare gas naturale da un fornitore di propria scelta.
Il comma 2 reca la definizione di clienti vulnerabili, nella quale rientrano:
§ i clienti domestici,
§ le utenze relative ad attività di servizio pubblico, tra cui ospedali, case di cura e di riposo, carceri, scuole, e altre strutture pubbliche e private che svolgono un'attività riconosciuta di assistenza,
§ i clienti civili e non civili i cui consumi non superano i 50.000 metri cubi annui.
Nei confronti di tali clienti vige l’obbligo di assicurare le forniture di gas naturale anche nei momenti critici o nelle situazioni di emergenza del sistema del gas, con il più alto livello di sicurezza possibile.
Per tali clienti, L’AEEG continua in via transitoria a determinare i prezzi di riferimento in relazione alle disposizioni del D.L. 73/2007[29].
Ai sensi dell’articolo 1, comma 3, del citato decreto-legge, l’AEEG indica condizioni standard di erogazione del servizio e definisce transitoriamente, in base ai costi effettivi del servizio, prezzi di riferimento per le forniture di gas naturale ai clienti domestici, che le imprese di distribuzione o di vendita, nell'ambito degli obblighi di servizio pubblico, comprendono tra le proprie offerte commerciali contemplando anche la possibilità di scelta tra piani tariffari e fasce orarie differenziati.
Si ricorda che, con la delibera ARG/gas 64/10, l’AEEG ha prorogato al 30 settembre 2011 il termine di cessazione dell’applicazione transitoria del servizio di tutela, anche in attesa della pubblicazione del decreto legislativo in esame.
Il comma 3 riconosce a tutti i clienti il diritto ad essere riforniti di gas naturale da un fornitore – se lo accetta – indipendentemente dallo Stato membro in cui è registrato, purché tale fornitore rispetti le norme applicabili in materia di scambi e bilanciamento e a condizione che siano fatti salvi i requisiti in materia di sicurezza degli approvvigionamenti.
I commi da 4 a 6 attribuiscono all'AEEG i compiti di seguito elencati:
§ provvedere affinché (comma 4):
- l'operatore o gli operatori interessati effettuino un eventuale cambio di fornitore richiesto dal cliente, nel rispetto delle condizioni contrattuali, entro tre settimane, assicurando comunque che l’inizio della fornitura coincida con il primo giorno del mese;
- i clienti ricevano tutti i pertinenti dati di consumo, e a tal fine siano obbligate le società di distribuzione a rendere disponibili i dati di consumo dei clienti alle società di vendita, garantendo la qualità e la tempestività dell’informazione fornita
- nel caso in cui un cliente finale connesso alla rete di distribuzione si trovi senza un fornitore di gas naturale e non sussistano i requisiti per l’attivazione del fornitore di ultima istanza, l’impresa di distribuzione territorialmente competente garantisca il bilanciamento della propria rete in relazione al prelievo presso tale punto per il periodo in cui non sia possibile la sua disalimentazione fisica, secondo modalità definite dall’AEEG;
§ stabilire criteri in base ai quali le imprese di gas naturale ottimizzino l'utilizzo del gas, anche attraverso la fornitura di servizi di gestione dell'energia, lo sviluppo di formule tariffarie innovative, l’introduzione di sistemi di misurazione intelligenti o, se del caso, reti intelligenti. Il fine è quello di promuovere l'efficienza energetica (comma 5);
§ provvedere all’istituzione di sportelli unici, anche avvalendosi dell’Acquirente Unico SpA[30],che consentano di mettere a disposizione dei clienti tutte le informazioni necessarie concernenti i loro diritti, la normativa in vigore e le modalità di risoluzione delle controversie di cui dispongono in caso di controversia (comma 6).
Infine il comma 7, anche in base a quanto stabilito dall’art. 30, commi 5 e 8, della legge 99/2009[31], rinvia ad un decreto del MiSE per l’individuazione e l’aggiornamento dei criteri e delle modalità - stabiliti dal comma 46, art. 1, della legge n. 239 del 2004 - per la fornitura di gas nell’ambito del servizio di ultima istanza per i clienti vulnerabili (cfr. supra), nonché nelle aree geografiche nelle quali non si è ancora sviluppato un mercato concorrenziale nell’offerta di gas.
I commi 5 e 8 dell’art. 30 della citata legge 99/2009 hanno come obiettivo i clienti finali domestici, per i quali l’Acquirente Unico S.p.A. viene individuato quale garante della fornitura di gas (fornitore di ultima istanza) nell’ambito degli indirizzo dettati dal Ministro dello sviluppo economico.
Il richiamato comma 46 della legge 239/2004di riordino del settore energetico prevede chel’Autorità per l’energia elettrica e il gas individuicon procedure a evidenza pubblica una o più imprese di vendita del gas che si impegnino a formulare offerte di vendita di gas, su richiesta, ad utenti con consumi ridotti, ovvero in talune aree svantaggiate del paese.
L'articolo 7 recepisce quanto previsto dall'art. 3 della direttiva 2009/73/CE e dal regolamento n. 994/2010, nonché i criteri di delega di cui all'art.17, comma 4, lettera p) della legge comunitaria 2009.
Articolo 8
(Predisposizioni dei Piani di cui agli articoli 5 e 10
del regolamento CE n. 994/2010)
1. Il Ministero dello sviluppo economico provvede alla valutazione dei rischi che incidono sulla sicurezza del sistema nazionale del gas naturale di cui all'articolo 9 delregolamento (CE)n. 994/2010 del Parlamento europeo e del Consiglio del 20 ottobre 2010, di seguito definito «regolamento n. 994/2010», e definisce il piano di azione preventivo e il piano di emergenza e monitoraggio della sicurezza degli approvvigionamenti di gas naturale, tenuto conto delle disposizioni degli articoli 5 e 10 delregolamento n. 994/2010, avvalendosi del Comitato tecnico di emergenza e monitoraggio del sistema del gas naturale operante presso lo stesso Ministero.
2. Il Ministero dello sviluppo economico comunica i piani di cui al comma 1 alla Commissione europea e si coordina con le autorità competenti in materia di sicurezza degli altri Stati membri per prevenire interruzioni delle forniture di gas naturale e limitarne i danni.
3. Il Ministero dello sviluppo economico adotta le misure necessarie affinché entro il 3 dicembre 2014, nel caso di interruzione del flusso di gas naturale dalla maggiore delle infrastrutture di approvvigionamento dall'estero, la capacità delle infrastrutture rimanenti, determinata in accordo alle disposizioni di cui all'Allegato I del regolamento n. 994/2010, sia in grado, anche tenuto conto delle possibili azioni di riduzione della domanda e della capacità di stoccaggio di modulazione e strategico nazionale, di soddisfare la domanda giornaliera totale di gas naturale di punta massima, calcolata con una probabilità statistica almeno ventennale.
4. I gestori dei sistemi di trasporto entro il 31 dicembre 2013 realizzano una capacità di trasporto bidirezionale continua, ai fini del controflusso sia virtuale che fisico, su tutte le interconnessioni transfrontaliere tra Stati membri, ivi inclusa la interconnessione tra Italia e centro Europa attraverso il gasdotto Transitgas in territorio svizzero, salvo le esenzioni accordate dal Ministero dello sviluppo economico ai sensi dell'articolo 7 delregolamento n. 994/2010.
5. I gestori dei sistemi di trasporto interessati dalle misure di cui ai commi 3 e 4 hanno l'obbligo di realizzare i potenziamenti di rete necessari a conseguire gli obiettivi di cui al comma 3, nonché, in accordo con i gestori dei sistemi di trasporto transfrontalieri interessati, secondo le indicazioni contenute nei piani predisposti dal Ministero dello sviluppo economico di cui al presente articolo.
L’articolo 8 riguarda la predisposizione del piano di azione preventivo e del piano di emergenza, il cui contenuto è disciplinato dagli articolo 5 e 10 del regolamento (CE) n. 994/2010.
La previsione di tali piani è contenuta nell’art. 4 del citato regolamento, che ne demanda la definizione all’autorità competente di ciascuno Stato membro, previa consultazione delle imprese del gas naturale, delle organizzazioni che rappresentano gli interessi dei clienti domestici e industriali e delle autorità nazionali di regolazione se diverse dall’autorità competente. L’articolo 5 del regolamento disciplina il contenuto dei piani di azione preventivi nazionali e comuni, di cui si prevede un aggiornamento a cadenza biennale, mentre l’articolo 10 disciplina i piani di emergenza nazionali e comuni (cfr. quadro normativo).
Il comma 1 dell’articolo 8 attribuisce al Ministero dello sviluppo economico(MiSE)il compito di provvedere alla valutazione dei rischi che incidono sulla sicurezza del sistema nazionale del gas, di cui all'articolo 9 del regolamento (CE) n. 994/2010, e di definire il piano di azione preventivo e il piano di emergenza e di monitoraggio della sicurezza degli approvvigionamenti di gas, tenendo conto di quanto disposto dagli articoli 5 e 10 del regolamento n. 994/2010. A tali fini il Ministero si avvale del Comitato tecnico di emergenza e monitoraggio del sistema del gas operante presso lo stesso Ministero.
Si ricorda che l’art. 9 del reg. (CE) 994/2010 al comma 1 stabilisce che entro il 3 dicembre 2011 ciascuna autorità competente valuti in maniera esauriente, sulla base di elementi comuni individuati dallo stesso comma, i rischi che incidono sulla sicurezza di approvvigionamento del gas nel rispettivo Stato. Il comma 4 prevede che la valutazione del rischio venga aggiornata per la prima volta non oltre diciotto mesi dall'adozione dei piani d'azione preventivi e di emergenza previsti dall’art. 4 del regolamento e, successivamente, ogni due anni entro il 30 settembre dell'anno di riferimento, a meno che le circostanze giustifichino aggiornamenti più frequenti.
Quanto al Comitato tecnico di emergenza e monitoraggio si ricorda che è stato istituito, con funzioni consultive, presso il Ministero delle attività produttive (ora Ministero dello sviluppo economico) dall’articolo 8 del DM 26 settembre 2001, recante Modalità di determinazione e di erogazione dello stoccaggio strategico, disposizioni per la gestione di eventuali emergenze durante il funzionamento del sistema del gas, e direttive transitorie per assicurare l'avvio della fase di erogazione 2001-2002 degli stoccaggi nazionali di gas”. Oltre che da funzionari ministeriali il Comitato è composto da un rappresentante dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, e da un rappresentante di ogni impresa di trasporto e di stoccaggio operante sul territorio nazionale e può essere integrato, se opportuno, con rappresentanti di altre amministrazioni, o esperti nel settore designati dal Ministro.
Il Comitato è nominato dal Ministro ed ha il compito di:
§ formulare proposte per la definizione delle possibili situazioni di emergenza, intendendosi con tale termine tutte le fattispecie che comportano il rischio di mancata copertura del fabbisogno di portata oraria del sistema nazionale del gas coerentemente con il fabbisogno giornaliero di cui all'articolo 18 del Decreto legislativo n. 164 del 2000;
§ individuare gli strumenti di intervento in caso di emergenza, tra i quali:
- imposizione dell'obbligo nei confronti delle imprese che hanno contratti di importazione di massimizzare gli approvvigionamenti, in linea con i valori massimi contrattualmente previsti per ciascuna fonte, nelle situazioni in cui si approssimi un periodo di freddo eccezionale a frequenza ventennale, come indicato nelle previsioni di cui all'articolo 18 del Decreto legislativo n.164 del 2000;
- interruzione delle forniture aventi contratti interrompibili;
- modifica, ai fini della sicurezza, delle tolleranze per gli sbilanci giornalieri ammesse sul sistema di trasporto;
- formulare proposte per la definizione della procedura e della tempistica per l'attivazione di tali strumenti;
- effettuare periodicamente il monitoraggio del funzionamento del sistema del gas, in relazione alle situazioni di emergenza.
Il Comitato può essere altresì consultato dal Ministero in merito a questioni attinenti al funzionamento del sistema del gas.
I piani di azione preventivi e di emergenza devono essere comunicati alla Commissione europea da parte del MiSE il quale, al fine di prevenire interruzioni delle forniture di gas e limitarne i danni, è tenuto a coordinarsi con le autorità competenti in materia di sicurezza degli altri Stati membri (comma 2).
Il comma 3 attribuisce al MiSE il compito di adottare le misure necessarie affinché entro il 3 dicembre 2014, in caso di interruzione del flusso di gas dalla maggiore delle infrastrutture di approvvigionamento dall'estero, la capacità delle infrastrutture rimanenti - determinata in base alle disposizioni dell’Allegato I al reg. 994/2010 - sia in grado di soddisfare la domanda giornaliera totale di gas di punta massima, calcolata con una probabilità statistica almeno ventennale, anche tenuto conto delle possibili azioni di riduzione della domanda e della capacità di stoccaggio di modulazione e strategico nazionale.
Ai sensi del comma 4 i gestori dei sistemi di trasporto sono tenuti a realizzare, entro il 31 dicembre 2013, una capacità di trasporto bidirezionale (ossia la capacità fisica di trasporto del gas in entrambe le direzioni) continua, ai fini del contro-flusso (reverse-flow) sia virtuale sia fisico, su tutte le interconnessioni transfrontaliere tra Stati membri, compresa l’interconnessione tra Italia e centro Europa attraverso il gasdotto Transitgas in territorio svizzero. Sono fatte salve le esenzioni accordate dal MiSE ai sensi dell'articolo 7 del citato reg. (CE) 994/2010.
Si ricorda che l’art. 6, comma 2, lett. kk-quater del provvedimento in esame definisce gestore del sistema di trasporto “qualsiasi persona fisica o giuridica che svolge l’attività di trasporto ed é responsabile della gestione, della manutenzione e, se necessario, dello sviluppo del sistema di trasporto in una data zona ed, eventualmente, delle relative interconnessioni con altri sistemi, nonché di assicurare la capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di trasporto di gas”.
Quanto all’articolo 7 del regolamento 994/2010 si ricorda che definisce la procedura per la realizzazione della capacità bidirezionale e per la richiesta di esenzione dall’obbligo di permettere una capacità bidirezionale.
Il comma 5 impone ai gestori dei sistemi di trasporto interessati dalle misure di cui ai precedenti commi 3 e 4 l’obbligo di realizzare i potenziamenti di rete necessari a conseguire gli obiettivi indicati dal comma 3, in accordo con i gestori dei sistemi di trasporto transfrontalieri interessati, sulla base delle indicazioni contenute nei piani predisposti dal MiSE di cui all’articolo in esame.
L'articolo 8 dà attuazione a quanto previsto dall'art. 5 della direttiva 2009/73/CE e dal regolamento (CE) n. 994/2010, nonché ai criteri di delega di cui all'art. 17, comma 4, lettera m) della legge comunitaria 2009.
Articolo 9
(Attività di trasporto e certificazione dei gestori
dei sistemi di trasporto)
1. Entro il 3 marzo 2012 i gestori dei sistemi di trasporto devono essere certificati dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas che, secondo la procedura di cui al presente articolo, vigila sull'osservanza da parte dei gestori medesimi delle prescrizioni di cui all'articolo 9 della direttiva 2009/73/CE.
2. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas avvia, entro un mese dalla data di entrata in vigore del presente decreto, la procedura di certificazione di ciascuna impresa proprietaria della rete di trasporto del gas naturale che alla medesima data agisce in qualità di gestore di un sistema di trasporto del gas naturale.
3. Successivamente e ove necessario l'Autorità per l'energia elettrica e il gas avvia le procedure di certificazione:
a) nei confronti dei gestori dei sistemi di trasporto che ne facciano richiesta;
b) di propria iniziativa quando venga a conoscenza del fatto che la prevista modifica dei diritti o dell'influenza nei confronti dei proprietari o dei gestori dei sistemi di trasporto rischia di determinare una violazione dell'articolo 9 della direttiva 2009/73/CE ovvero quando ha motivo di ritenere che tale violazione si sia già verificata;
c) su motivata richiesta della Commissione europea.
4. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas deve concludere la procedura di cui al presente articolo con la propria decisione di certificazione, entro un termine di quattro mesi decorrenti dalla data della notificazione effettuata dal gestore del sistema di trasporto o dalla data della richiesta della Commissione europea. Decorso tale termine, la certificazione si intende accordata.
5. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas notifica senza indugio alla Commissione europea la decisione, espressa o intervenuta per silenzio-assenso, di certificazione del gestore del sistema di trasporto, unitamente alle informazioni rilevanti ai fini della decisione stessa. Tale decisione acquista efficacia dopo l'espressione del prescritto parere della Commissione europea. La Commissione esprime parere, secondo la procedura di cui all'articolo 3 del regolamento (CE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009, entro due mesi dal ricevimento della notifica.
6. Entro due mesi dal ricevimento del parere della Commissione europea l'Autorità per l'energia elettrica e il gas assume la decisione finale di certificazione tenendo conto del parere stesso.
7. Le imprese proprietarie di un sistema di trasporto certificate dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas sono autorizzate all'attività di trasporto e designate dal Ministero dello sviluppo economico quali gestori dei sistemi di trasporto. Tale designazione è notificata alla Commissione europea e pubblicata nella Gazzetta Ufficiale dell'Unione europea.
8. I gestori di sistemi di trasporto notificano all'Autorità per l'energia elettrica e il gas tutte le transazioni previste che possano richiedere un riesame della loro osservanza delle prescrizioni di cui all'articolo 9 della direttiva 2009/73/CE.
9. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas e la Commissione europea, garantendo la segretezza delle informazioni commercialmente sensibili, possono chiedere ai gestori dei sistemi di trasporto ed alle imprese che esercitano attività di produzione o di fornitura le informazioni pertinenti ai fini dell'esercizio dei poteri ad esse conferiti dal presente articolo.
10. Con decreto del Ministro dello sviluppo economico sono stabiliti i criteri per la certificazione del gestore di un sistema di trasporto nel caso in cui un soggetto di un Paese non appartenente all'Unione europea ne acquisisca il controllo, in base ai quali l'Autorità per l'energia elettrica e il gas è tenuta ad adottare una decisione di certificazione. Il predetto decreto deve garantire che il rilascio della certificazione non metta a rischio la sicurezza dell'approvvigionamento energetico dell'Italia e dell'Unione europea e che siano rispettati i diritti e gli obblighi derivanti dal diritto internazionale e da accordi con il Paese terzo interessato purché conformi al diritto comunitario.
L’articolo 9 al comma 1 stabilisce che entro il 3 marzo 2012 i Gestori dei sistemi di trasporto devono essere certificati dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG). La stessa Autorità, secondo la procedura disciplinata dall’articolo in esame, vigila sull'osservanza da parte dei Gestori medesimi delle prescrizioni contenute nell'articolo 9 della direttiva 2009/73/CE, in materia di separazione dei sistemi di trasporto e dei gestori dei sistemi di trasporto (all’attuazione del citato art. 9 della direttiva provvede l’art. 10 dello schema, alla cui scheda si rinvia).
L’AEEG, entro un mese dall'entrata in vigore del decreto in esame, avvia la procedura di certificazione di ciascuna impresa proprietaria della rete di trasporto del gas naturale che alla stessa data agisca in qualità di gestore di un sistema di trasporto del gas naturale (comma 2).
Successivamente, se necessario, l'avvio della procedura di certificazione da parte dell’AEEG può avvenire (comma 3):
§ su richiesta dei Gestori;
§ d'ufficio, quando l’AEEG venga a conoscenza del fatto che la prevista modifica dei diritti o dell'influenza nei confronti dei proprietari o dei gestori dei sistemi di trasporto rischi di violare il citato art. 9 della direttiva, ovvero quando si ritenga che tale violazione si sia già verificata;
§ su motivata richiesta della Commissione europea.
Il termine per la conclusione della procedura di certificazione è fissato dal comma 4 in quattro mesi decorrenti dalla data di notificazione da parte del Gestore o della richiesta della Commissione europea. Decorso tale termine, la certificazione si intende accordata (ricorre dunque un'ipotesi di silenzio assenso).
L’Autorità per l’energia elettrica e il gas ha l’obbligo di notificare immediatamente alla Commissione europea la decisione - espressa o intervenuta per silenzio assenso - di certificazione del Gestore del sistema di trasporto accompagnata dalle informazioni rilevanti ai fini della decisione medesima, la quale, peraltro, acquista efficacia dopo l'espressione del prescritto parere della Commissione europea. Questa si esprime, secondo la procedura di cui all'articolo 3 del reg. (CE) n.715/2009, entro due mesi dal ricevimento della notifica (comma 5).
Il richiamato articolo 3 (Certificazione dei gestori del sistema di trasporto)del reg. (CE) 715/2009 al comma 1 prevede che la Commissione esamini la notifica di una decisione riguardante la certificazione di un gestore del sistema di trasporto non appena la riceve. Il parere viene fornito entro due mesi dal giorno della ricezione di detta notifica alla competente autorità nazionale di regolamentazione. Nel preparare il parere di cui al primo comma la Commissione può chiedere all'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori dell'energia (istituita dal regolamento (CE) n. 713/2009) di esprimere un parere in merito alla decisione dell'autorità nazionale di regolamentazione. In tal caso il periodo di due mesi di cui al primo comma è prorogato di ulteriori due mesi.
Ai sensi del comma 6 la decisione finale di certificazione viene assunta dall'AEEG entro due mesi dalla ricezione del parere della Commissione europea, tenendo conto del parere stesso.
Il comma 7 stabilisce che le imprese proprietarie di un sistema di trasporto certificate dall'AEEG sono autorizzate a svolgere l'attività di trasporto e sono designate dal MiSE quali Gestori di sistemi di trasporto. La norma prevede, altresì, che la designazione sia notificata alla Commissione europea e pubblicata nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea.
Il comma 8 impone ai gestori di sistemi di trasporto di notificare all'AEEG tutte le transazioni previste che possano richiedere un riesame della osservanza da parte loro delle prescrizioni contenute nel citato articolo 9 della direttiva 2009/73/CE.
Il comma 9 riconosce all’AEEG ed alla Commissione europea la potestà di chiedere ai Gestori dei sistemi di trasporto e alle imprese che esercitano attività di produzione o di fornitura - con la garanzia della segretezza delle informazioni commercialmente sensibili - le informazioni pertinenti ai fini dell'esercizio dei poteri ad esse conferiti dall’articolo in commento.
Ai sensi del comma 10 il Ministro dello sviluppo economico provvede a stabilire con proprio decreto i criteri per la certificazione di gestori dei sistemi di trasporto controllati da Paesi extra UE, sulla base dei quali l’AEEG è tenuta ad adottare una decisione in merito alla certificazione. Le disposizioni ministeriali devono garantire che il rilascio della certificazione non metta a rischio la sicurezza degli approvvigionamenti energetici dell’Italia e dell’UE e che vengano rispettati diritti e obblighi derivanti dal diritto internazionale e da accordi con il Paese extra UE interessato purché conformi al diritto comunitario.
L’articolo 9 recepisce quanto previsto dagli artt. 10 e 11 della direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'art. 17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009.
Articolo 10
(Separazione dei proprietari dei sistemi di trasporto e dei gestori dei sistemi
di trasporto; designazione del gestore della rete di trasporto del gas naturale
e definizione delle attività/obblighi)
1. Entro il 3 marzo 2012:
a) l'impresa maggiore di trasporto, proprietaria della rete di trasporto nazionale e regionale del gas naturale si conforma alla disciplina del «Gestore di trasporto indipendente» di cui al capo IV della direttiva 2009/73/CE del 13 luglio 2009;
b) le imprese proprietarie di reti di trasporto del gas naturale diverse dall'impresa maggiore di trasporto esistenti alla data del 3 settembre 2009, possono proporre, in alternativa alle disposizioni di cui alla lettera a), un Gestore di sistema indipendente a norma dell'articolo 14 della direttiva 2009/73/CE del 13 luglio 2009. In tal caso si applicano le disposizioni di cui all'articolo 17. Ove esse indichino come gestore di sistema indipendente l'impresa maggiore di trasporto di cui alla lettera a), questa è tenuta a svolgere tale funzione alle condizioni stabilite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas.
2. E' fatta salva in ogni momento la possibilità per le imprese verticalmente integrate di cui alle lettere a) e b) del comma 1 di conformarsi a quanto previsto dall'articolo 9 delladirettiva 2009/73/CE, procedendo alla separazione proprietaria dei Gestori di sistemi di trasporto di gas naturale. In tal caso si applicano le disposizioni di cui all'articolo 19.
3. Nel caso in cui un'impresa di trasporto, alla data del 3 settembre 2009, era nella situazione di separazione proprietaria, di cui all'articolo 9 della direttiva 2009/73/CE, essa non può adottare le modalità di separazione di cui al comma 1.
4. Le imprese minori di trasporto regionale proprietarie di gasdotti di cui al decreto del Ministro delle attività produttive 29 settembre 2005, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 246 del 21 ottobre 2005, utilizzati principalmente per la distribuzione di gas naturale possono non applicare le disposizioni dei commi 1 e 2.
5. Decorsi cinque anni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, l'Autorità garante della concorrenza e del mercato avvia un'indagine conoscitiva sul modello adottato volta a verificare l'esistenza di eventuali comportamenti discriminatori con particolare riferimento all'accesso di terzi alla rete e alle decisioni relative agli investimenti. L'Autorità garante della concorrenza e del mercato comunica al Ministero dello sviluppo economico, al Parlamento e all'Autorità per l'energia elettrica e il gas i risultati della verifica. Il Ministero, tenuto conto dei risultati dell'indagine conoscitiva, valuta se procedere alla revisione delle disposizioni in materia di Gestore di trasporto indipendente o adottare diversi modelli di separazione della rete di trasporto di gas naturale anche tenendo conto delle esperienze dei Paesi europei di analoghe dimensioni e struttura di mercato, adottando le necessarie misure nell'ambito della legge annuale per il mercato e la concorrenza di cui all'articolo47 della legge 23 luglio 2009, n. 99.
6. Ciascun Gestore della rete di trasporto di gas naturale di cui al comma 1:
a) esercita le attività di trasmissione e dispacciamento tramite la gestione unificata della rete di trasporto del gas naturale in condizioni di sicurezza, affidabilità, efficienza ed economicità del servizio ed ha l'obbligo di connettere alla medesima rete tutti i soggetti che ne facciano richiesta, astenendosi da discriminazioni tra utenti o categorie di utenti, ed in particolare a favore di imprese ad esso collegate, senza compromettere la continuità del servizio nel rispetto delle regole fissate dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas entro 120 giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto;
b) fornisce agli utenti del sistema del gas naturale le informazioni necessarie per un efficiente accesso al sistema stesso; ogni eventuale rifiuto di accesso alla rete di trasporto del gas naturale deve essere debitamente motivato, dandone comunicazione al Ministero dello sviluppo economico e all'Autorità per l'energia elettrica e il gas;
c) si coordina con i soggetti responsabili della gestione di ogni altra rete del gas naturale di Paesi esteri che sia interconnessa con la rete nazionale di trasporto del gas naturale in modo da garantire un funzionamento sicuro ed efficiente del sistema interconnesso;
d) costruisce sufficiente capacità transfrontaliera per integrare l'infrastruttura europea di trasporto del gas naturale accogliendo tutte le richieste di capacità economicamente ragionevoli e tecnicamente fattibili e tenendo conto della sicurezza degli approvvigionamenti del gas naturale;
e) ha l'obbligo di fornire al gestore di ogni altro sistema di trasporto e stoccaggio di gas naturale, di impianto di gas naturale liquefatto, nonché di ogni sistema di distribuzione di gas naturale interconnesso con la propria rete di trasporto di gas naturale, le informazioni sufficienti per garantire che le attività di trasporto e di stoccaggio possano avvenire in maniera compatibile con il funzionamento sicuro ed efficiente del sistema interconnesso del gas naturale;
f) gestisce gli impianti in sicurezza, affidabilità, efficienza ed economicità; a tal fine predispone, con cadenza annuale, un programma di manutenzione della rete di trasporto del gas naturale incluse le interconnessioni con le reti estere; il programma è approvato con decreto del Ministro dello sviluppo economico, previo parere dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas ed è vincolante salvo motivati impedimenti tecnici. I contenuti di tale programma sono comunicati anche alle Regioni;
g) stabilisce e rende pubbliche, sulla base dei criteri adottati dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, le tariffe trasparenti per la connessione efficiente e non discriminatoria degli impianti di stoccaggio di gas naturale, dei terminali di rigassificazione di gas naturale liquefatto e dei clienti industriali alla rete di trasporto del gas naturale; tali tariffe sono approvate dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, entro 2 mesi dalla data di presentazione alla medesima Autorità.
7. Il Ministero dello sviluppo economico, ferme restando le attuali competenze dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, vigila sul rispetto delle disposizioni e dei tempi previsti dai commi 1 e 2. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas, in caso di inadempienza, irroga le sanzioni previste.
Il comma 1 dell’articolo 10 stabilisce che entro il 3 marzo 2012:
§ l’impresa maggiore di trasporto, proprietaria della rete di trasporto nazionale e regionale del gas, è tenuta a conformarsi alla disciplina del “Gestore di trasporto indipendente” contenuta nel capo IV della direttiva 2009/73/CE. Si tratta del modello Independent Transmission Operator (ITO), ovvero un operatore indipendente del trasporto che, pur sotto il controllo azionario dell’impresa verticalmente integrata, è reso “neutro” dall’influenza della medesima impresa tramite regole atte a garantirne l’indipendenza e correttezza dell’operato.
Si ricorda che ai sensi dell’art. 2, comma 1, lett. kk-quinquies) del D.Lgs. 164/2000, come novellato dal D.Lgs. 93/2011 in esame, per impresa maggiore di trasporto si intende l’impresa che avendo la disponibilità della rete nazionale di gasdotti svolge l’attività di trasporto sulla maggior parte della medesima.
§ le imprese proprietarie di reti di trasporto del gas diverse dall’impresa maggiore di trasporto esistenti alla data del 3 settembre 2009, in alternativa alla suindicata disposizione, hanno la possibilità di proporre – secondo quanto previsto dall’art. 14 della suddetta direttiva - un “Gestore di sistema indipendente” (Indipendente System Operator – ISO), ovvero un gestore della rete di trasporto separato proprietariamente dal soggetto che ha la proprietà della stessa rete, la quale può quindi rimanere integrata con la società di produzione e vendita. In questo caso si applicano le disposizioni dell’art. 17 dello schema. Qualora sia designata come Gestore di sistema indipendente l’impresa maggiore di trasporto di cui al precedente punto, questa è tenuta a svolgere tale funzione secondo le condizioni fissate dall’AEEG.
Il comma 2 salvaguarda in ogni momento la possibilità, per le imprese verticalmente ingrate di cui al comma 1, di procedere alla separazione proprietaria dei Gestori dei sistemi di trasporto di gas naturale (modello Ownership Unbundling – OU), come previsto dall’art. 9 della direttiva citata. In tal caso di applicano le disposizioni dell’articolo 19 dello schema in esame.
Il comma 3 prevede per le imprese di trasporto già operanti, alla data del 3 settembre 2009, in regime di separazione proprietaria ai sensi del citato art. 9 della direttiva, l’impossibilità di adottare le diverse modalità di separazione previste dal comma 1.
Il comma 4 consente alle imprese minori di trasporto regionale proprietarie di gasdotti a bassa pressione - di cui al DM 29 settembre 2005 (G.U. 21 ottobre 2005) - utilizzati principalmente nella distribuzione di gas naturale, di non applicare le disposizioni recate dai commi 1 e 2.
Il comma 5 prevede, decorsi 5 anni dall’entrata in vigore del provvedimento in esame, l’avvio da parte dell'Antitrust italiana di un’indagine conoscitiva sul modello adottato, volta a verificare eventuali comportamenti discriminatori, riferiti in particolare all’accesso di terzi alla rete e alle decisioni concernenti gli investimenti. I risultati della verifica sull’efficacia del modello sono comunicati al MiSE, al Parlamento, e all’AEEG. Tenendo conto dei risultati, il MiSE valuta se procedere alla revisione delle disposizioni relative al Gestore di trasporto indipendente o procedere all’adozione di diversi modelli di separazione della rete di trasporto del gas, anche tenendo conto delle esperienze dei Paesi europei di analoghe dimensioni e struttura di mercato, adottando le necessarie misure nell'ambito della legge annuale per il mercato e la concorrenza prevista dall’art. 47 della legge n.99/2009 (“legge sviluppo”).
L'articolo 47 cit., infatti, ai commi 1 e 2 introduce la legge annuale per il mercato e la concorrenza, prevedendo che il Governo presenta alle Camere il relativo disegno di legge entro sessanta giorni dalla data di trasmissione della relazione annuale dell'Antitrust (anticipata al 31 marzo ai sensi del comma 5). Il disegno di legge annuale - accompagnato ai sensi del comma 4 da una relazione illustrativa - dovrà essere diviso in diverse sezioni recanti: norme di immediata applicazione; una o più deleghe al Governo per l'emanazione di decreti legislativi; l'autorizzazione ad adottare atti di normazione secondaria; disposizioni recanti i principi fondamentali nel rispetto dei quali le regioni esercitano le proprie competenze normative in materia concorrenza; norme integrative o correttive di disposizioni contenute in precedenti leggi per il mercato e la concorrenza (comma 3).
Il comma 6 disciplina le attività e gli obblighi posti a carico del Gestore della rete di trasporto di gas naturale. In particolare tale Gestore:
§ esercita le attività di trasmissione e dispacciamento tramite gestione unificata della rete di trasporto del gas in condizioni di sicurezza, affidabilità, efficienza ed economicità del servizio ed è tenuto a connettere alla medesima rete in maniera non discriminatoria tutti coloro che ne facciano richiesta, senza compromettere la continuità del servizio nel rispetto delle regole stabilite dall’AEEG;
§ fornisce informazioni necessarie per un efficiente accesso al sistema del gas ai relativi utenti. Ogni rifiuto di accesso alla rete deve essere motivato e comunicato al MiSE e all’AEEG;
§ si coordina con i soggetti responsabili della gestione di ogni altra rete del gas di Paesi esteri che sia interconnessa con la rete nazionale di trasporto per un funzionamento sicuro ed efficiente del sistema interconnesso;
§ costruisce sufficiente capacità transfrontaliera per integrare l’infrastruttura europea di trasporto del gas tenendo conto della sicurezza degli approvvigionamenti del gas naturale;
§ ha l’obbligo di fornire al gestore di ogni altro sistema di trasporto e stoccaggio di gas, di impianto di GNL, nonché di ogni sistema di distribuzione di gas interconnesso con la propria rete di trasporto, le informazioni sufficienti per garantire che le attività di trasporto e di stoccaggio siano compatibili con il funzionamento sicuro ed efficiente del sistema interconnesso del gas naturale;
§ gestisce gli impianti in sicurezza, affidabilità, efficienza ed economicità, e a tal fine predispone annualmente un programma di manutenzione della rete di trasporto del gas approvato con decreto del MiSE previo parere dell’AEEG: Il programma é vincolante salvo motivati impedimenti tecnici, e i suoi contenuti sono comunicati alle Regioni;
§ fissa e rende pubbliche le tariffe trasparenti per la connessione efficiente e non discriminatoria degli impianti di stoccaggio di gas, dei terminali di rigassificazione di GNL e dei clienti industriali alla rete di trasporto; tali tariffe sono approvate dall’AEEG entro 2 mesi dalla data di presentazione alla medesima Autorità.
Compiti di vigilanza, sul rispetto delle disposizioni e dei tempi previsti dai commi 1 e 2, sono attribuiti, ai sensi del comma 7, al Ministero dello sviluppo economico, ferme restando le attuali competenze dell’AEEG che, in caso di inadempienza, provvede ad irrogare apposite sanzioni.
L'articolo recepisce quanto previsto dall'art. 9 della direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'art. 17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009.
Articolo 11
(Beni, apparecchiature, personale e identità
del gestore di trasporto indipendente)
1. Il gestore della rete di trasporto di gas naturale, di seguito anche Gestore, deve dotarsi di tutte le risorse umane, tecniche, strumentali e finanziarie necessarie per assolvere agli obblighi relativi all'attività di trasporto di gas naturale, ed in particolare deve disporre:
a) i beni necessari per l'attività di trasporto di gas naturale, compresa la rete di trasporto, che devono essere di proprietà del Gestore stesso;
b) il personale necessario per l'attività di trasporto di gas naturale, compresa l'effettuazione di tutti i compiti del Gestore. Tale personale deve essere assunto dal Gestore medesimo;
c) sono vietati il leasing di personale e la prestazione di servizi a favore o da parte di altre parti dell'impresa verticalmente integrata. Il Gestore può fornire servizi all'impresa verticalmente integrata a condizione che la fornitura di tali servizi non determini una discriminazione tra gli utenti del sistema e sia a disposizione di tutti gli utenti del sistema secondo le medesime modalità e condizioni e non limiti, distorca o impedisca la concorrenza in materia di produzione o di fornitura di gas naturale; le modalità e condizioni della fornitura dei servizi di cui al presente comma sono approvate dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas;
d) fatte salve le decisioni dell'Organo di sorveglianza di cui all'articolo 14, le opportune risorse finanziarie necessarie per i progetti d'investimento futuri e per la sostituzione di beni esistenti incluse nel piano di cui all'articolo 16 sono messe a disposizione del Gestore a tempo debito dall'impresa verticalmente integrata a seguito di una opportuna richiesta da parte del Gestore.
2. L'attività di trasporto di gas naturale include, oltre a quelli elencati all'articolo 21, almeno i seguenti compiti:
a) la rappresentanza del Gestore e i contatti con i terzi e con le autorità di regolazione nazionali ed estere;
b) la rappresentanza del Gestore nell'ambito della Rete europea di gestori di sistemi di trasporto del gas naturale;
c) la concessione e la gestione dell'accesso al sistema del gas naturale a terzi in modo trasparente e non discriminatorio tra gli utenti o le categorie di utenti del sistema stesso;
d) la riscossione di tutti i corrispettivi collegati al sistema di trasporto del gas naturale, compresi i corrispettivi per l'accesso, gli oneri di bilanciamento, i servizi ausiliari quali il trattamento del gas naturale e l'acquisto di servizi, tra cui i costi di bilanciamento e di compensazione delle perdite;
e) la gestione, la manutenzione e lo sviluppo di un sistema di trasporto del gas naturale sicuro, efficiente ed economico;
f) la programmazione degli investimenti per assicurare la capacità a lungo termine del sistema del gas naturale di soddisfare la domanda prevedibile e di garantire la sicurezza degli approvvigionamenti;
g) la costituzione di appropriate imprese comuni, anche con uno o più gestori di sistemi di trasporto, borse dell'energia ed altri soggetti interessati, perseguendo l'obiettivo di sviluppare la creazione di mercati regionali interconnessi o agevolare il processo di liberalizzazione;
h) assicurare la fornitura di tutti i servizi, compresi i servizi giuridici, la contabilità e i servizi informatici e informativi.
3. Il Gestore è organizzato in una delle forme giuridiche contemplate all'articolo 1 della direttiva 68/151/CEE del Consiglio, in conformità alle disposizioni del codice civile.
4. Al Gestore è fatto divieto di ingenerare confusione sulla sua identità, che deve essere mantenuta distinta da quella dell'impresa verticalmente integrata o di una parte di essa, sulla politica di comunicazione e di marchio nonché sulla sede dei propri uffici. L'Autorità garante della concorrenza e del mercato vigila sull'applicazione del presente comma.
5. Al Gestore è fatto divieto di condividere sistemi e attrezzature informatici, locali e sistemi di accesso di sicurezza con ogni parte dell'impresa verticalmente integrata e di utilizzare gli stessi consulenti o contraenti esterni per sistemi e attrezzature informatici e sistemi di accesso di sicurezza.
6. I conti del Gestore sono controllati da un revisore contabile diverso da quello che controlla i conti dell'impresa verticalmente integrata o parte di essa.
Gli articoli da 11 a 16 disciplinano il Gestore di trasporto indipendente (v. art. 10, comma 1, lett. a)), dando attuazione alle disposizioni del Capo IV della direttiva 2009/73/CE.
Il comma 1 dell’articolo 11 stabilisce che il Gestore di trasporto indipendente si debba dotare di tutte le risorse umane, tecniche, strumentali e finanziarie necessarie per assolvere agli obblighi relativi all’attività di trasporto del gas.
La norma prevede in particolare che il Gestore deve disporre:
a) i (rectius: dei) beni necessari allo svolgimento della suddetta attività, compresa la rete di trasporto, che devono essere di sua proprietà;
b) il (rectius: del) personale necessario all'espletamento dei compiti connessi all’attività medesima, assunto dal Gestore.
E’ previsto inoltre (lett. c)) il divieto di leasing di personale e di prestazione di servizi a favore o da parte di altre parti dell'impresa verticalmente integrata. Al Gestore è consentito fornire servizi all'impresa verticalmente integrata purché tale fornitura non operi una discriminazione tra gli utenti del sistema e non limiti, distorca o impedisca la concorrenza in materia di produzione o di fornitura di gas. Modalità e condizioni di fornitura dei servizi sono approvate dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG).
Si dispone altresì (lett. d)) che l'impresa verticalmente integrata, fatte salve le decisioni dell'organo si sorveglianza di cui all'art. 14, metta a disposizione del Gestore, su richiesta del medesimo, le opportune risorse finanziarie (incluse nel piano di cui all’articolo 16) necessarie per progetti di investimento futuri e per la sostituzione di beni esistenti.
Il comma 2 elenca ulteriori compiti compresi nell’attività di trasporto del gas in aggiunta a quelli individuati dall’articolo 21:
§ rappresentanza del Gestore e contatti con terzi e con autorità di regolazione nazionali ed estere;
§ rappresentanza del Gestore nell’ambito della rete europea di gestori di sistemi di trasporto gas (REGST del gas naturale);
§ concessione e gestione dell’accesso al sistema gas di terzi in modo trasparente e non discriminatorio;
§ riscossione dei corrispettivi collegati al sistema di trasporto del gas naturale, compresi quelli relativi all’accesso, gli oneri di bilanciamento e i servizi ausiliari;
§ gestione, manutenzione e sviluppo di un sistema di trasporto del gas sicuro, efficiente ed economico;
§ programmazione degli investimenti per assicurare a lungo termine il soddisfacimento della domanda e la sicurezza degli approvvigionamenti;
§ costituzione di imprese comuni, anche con uno o più gestori di sistemi di trasporto e borse dell’energia, ai fini della creazione di mercati regionali interconnessi;
§ assicurare la fornitura di tutti i servizi, compresi i servizi giuridici, la contabilità e i servizi informativi.
Il Gestore deve esser organizzato in una delle forme giuridiche indicate dall'articolo 1 della direttiva 68/151/CEE (società per azioni, società in accomandita per azioni, società a responsabilità limitata), conformemente alle disposizioni del codice civile (comma 3).
Con il comma 4 è fatto divieto al Gestore di ingenerare confusione sulla sua identità, che va mantenuta distinta da quella dell’impresa verticalmente integrata, relativamente alla politica di comunicazione e di marchio nonché alla sede dei propri uffici. Viene così affermato il principio della separazione del gestore dall'impresa verticalmente integrata. La norma prevede altresì la vigilanza da parte dell'Antitrust sull’applicazione del comma.
Il comma 5, sempre nell'ottica della separazione, vieta al Gestore la condivisione di sistemi e attrezzature informatiche, locali e sistemi di accesso di sicurezza con una parte dell'impresa verticalmente integrata e l’utilizzo degli stessi consulenti o contraenti esterni per sistemi e attrezzature informatiche e sistemi di accesso di sicurezza.
La separazione riguarda anche la revisione dei conti che, ai sensi del comma 6, deve essere effettuata da soggetti diversi per il Gestore e per l'impresa verticalmente integrata.
L'articolo 11recepisce quanto previsto dall'art.17 della direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'art.17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009.
Articolo 12
(Indipendenza del gestore di trasporto)
1. Fatte salve le decisioni dell'Organo di sorveglianza di cui all'articolo 14, il Gestore deve disporre:
a) di poteri decisionali effettivi e indipendenti dall'impresa verticalmente integrata per quanto riguarda i beni necessari alla gestione, alla manutenzione e allo sviluppo del sistema di trasporto del gas naturale;
b) della capacità di raccogliere fondi sul mercato dei capitali, in particolare mediante operazioni di assunzione di prestiti o di aumento di capitale.
2. Il Gestore opera in modo da assicurarsi la disponibilità delle risorse necessarie per svolgere l'attività di trasporto in maniera corretta ed efficiente e sviluppare e mantenere un sistema di trasporto efficiente, sicuro ed economico.
3. Le filiali dell'impresa verticalmente integrata aventi funzioni di produzione o di fornitura non possono detenere una partecipazione azionaria diretta o indiretta nel Gestore. Quest'ultimo non può detenere una partecipazione azionaria diretta o indiretta in alcuna affiliata dell'impresa verticalmente integrata avente funzioni di produzione o di fornitura di gas naturale, né ricevere dividendi o qualsiasi altro vantaggio finanziario da tale affiliata o dall'impresa verticalmente integrata.
4. Lo Statuto, l'organizzazione, il funzionamento e la struttura di gestione del Gestore assicurano la sua effettiva indipendenza. L'impresa verticalmente integrata non deve determinare, direttamente o indirettamente, il comportamento concorrenziale del Gestore per quanto riguarda la gestione ordinaria compresa la gestione della rete di trasporto del gas naturale o le attività necessarie per l'elaborazione del piano decennale di sviluppo della medesima rete.
5. Nell'espletamento dei suoi compiti il Gestore non deve operare discriminazioni tra persone o entità diverse né limitare, distorcere o impedire la concorrenza nella produzione o nella fornitura di gas naturale.
6. Tutte le relazioni commerciali e finanziarie tra l'impresa verticalmente integrata e il Gestore, compresi i prestiti concessi da quest'ultimo dall'impresa verticalmente integrata, sono conformi alle condizioni di mercato. Il Gestore tiene registri particolareggiati di tali relazioni commerciali e finanziarie e su richiesta li mette a disposizione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas e dell'Organo di sorveglianza.
7. Il Gestore sottopone all'approvazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas tutti gli accordi commerciali e finanziari conclusi con l'impresa verticalmente integrata.
8. Il Gestore informa l'Autorità per l'energia elettrica e il gas delle risorse finanziarie, di cui all'articolo 11, comma 1, lettera d), disponibili per progetti d'investimento futuri o per la sostituzione di beni esistenti.
9. L'impresa verticalmente integrata si astiene da qualsiasi azione che impedisca al Gestore di ottemperare agli obblighi di cui al presente articolo o ne pregiudichi l'operato al riguardo e non impone al Gestore l'obbligo di richiedere autorizzazioni relative allo svolgimento dei propri compiti.
10. Un'impresa certificata conforme ai requisiti del presente articolo dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas è approvata e designata dal Ministero dello sviluppo economico come gestore del sistema di trasporto. A tal fine si applica la procedura di certificazione di cui all'articolo 10 della direttiva 2009/73/CE e di cui all'articolo 3 del regolamento (CE)n. 715/2009 o di cui all'articolo 11, direttiva 2009/73/CE.
L’articolo 12 reca una disciplina volta a garantire adeguate prerogative di autonomia del Gestore di trasporto indipendente rispetto all’impresa verticalmente integrata.
A tal fine il comma 1 stabilisce espressamente che – fatte salve le decisioni assunte dall’Organo di vigilanza disciplinato dall’articolo 14 dello schema in esame – il Gestore deve disporre:
a) di poteri decisionali effettivi e indipendenti dall’impresa verticalmente integrata per quanto riguarda i beni necessari alla gestione, alla manutenzione e allo sviluppo del sistema di trasporto del gas;
b) della capacità di raccogliere fondi sul mercato dei capitali, in particolare mediante prestiti o aumenti di capitale.
Il Gestore opera in modo da assicurarsi la disponibilità delle risorse necessarie allo svolgimento dell’attività di trasporto secondo principi di efficienza, efficacia, sicurezza ed economicità (comma 2).
Il comma 3 vieta:
§ alle filiali dell'impresa verticalmente integrata aventi funzioni di produzione o di fornitura di detenere una partecipazione azionaria diretta o indiretta nel Gestore;
§ al Gestoredi detenere una partecipazione azionaria diretta o indiretta in alcuna affiliata dell'impresa verticalmente integrata avente funzioni di produzione o di fornitura di gas naturale, e di ricevere dividendi o qualsiasi altro vantaggio finanziario da tale affiliata o dall'impresa verticalmente integrata.
Ai sensi del comma 4 - sempre nell'ottica della separazione – lo Statuto, l’organizzazione, il funzionamento e la struttura del Gestore devono assicurare la sua effettiva indipendenza. La norma, inoltre, vieta all'impresa verticalmente integrata di determinare, direttamente o indirettamente, il comportamento concorrenziale del Gestore nelle sue attività quotidiane, compresa la gestione della rete di trasporto del gas o le attività volte alla elaborazione del piano decennale di sviluppo della medesima rete.
Secondo il comma 5 l'attività del Gestore deve svolgersi nel rispetto del principio di non discriminazione tra persone o entità diverse e di concorrenzialità nella produzione o nella fornitura di gas naturale.
Il comma 6 richiede la conformità alle condizioni di mercato di tutte le relazioni commerciali e finanziarie tra l'impresa verticalmente integrata e il Gestore, compresi i prestiti concessi da quest'ultimo all'impresa verticalmente integrata (nel testo pubblicato del decreto è scritto erroneamente “dall’impresa verticalmente integrata”). La norma prevede, inoltre, la tenuta da parte del Gestore di registri particolareggiati delle suddette relazioni commerciali che, su richiesta, mette a disposizione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG) e dell'Organo di sorveglianza.
Il Gestore è tenuto a sottoporre all'approvazione dell'AEEG tutti gli accordi commerciali e finanziari conclusi con l'impresa verticalmente integrata (comma 7).
E’ inoltre tenuto ad informare la suddetta Autorità riguardo alle risorse finanziarie, di cui all’articolo 11, comma 1, lett. d), disponibili per progetti d'investimento futuri o per la sostituzione di beni esistenti (comma 8).
Il comma 9 fissa il principio dell’astensione dell'impresa verticalmente integrata da qualsiasi azione che impedisca al Gestore di ottemperare agli obblighi individuati dall’articolo in commento o che ne pregiudichi l'operato al riguardo.
Ai sensi del comma 10, il Ministero dello sviluppo economico approva e designa come Gestore del sistema di trasporto, un’impresa certificata conforme ai requisiti dell’articolo in esame dall’AEEG. A tal fine si applica la procedura di certificazione di cui all'articolo 10 della direttiva 2009/73/CE e all'articolo 3 del reg. (CE) n. 715/2009 (certificazione dei gestori dei sistemi di trasporto) ovvero di cui all'articolo 11 della citata direttiva (certificazione dei gestori dei sistemi di trasporto controllati da Paesi extra UE).
L'articolo 12 recepisce quanto previsto dall'art. 18 della direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'art. 17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009.
Articolo 13
(Indipendenza del personale e dell'amministrazione
del gestore del sistema di trasporto)
1. Le decisioni riguardanti la nomina e il rinnovo, le condizioni di lavoro, compresa la retribuzione e la cessazione del mandato, delle persone responsabili della gestione o dei membri degli organi amministrativi del Gestore sono adottate dall'Organo di sorveglianza nominato a norma dell'articolo 14.
2. L'identità e le condizioni che disciplinano i termini, la durata e la scadenza del mandato delle persone designate dall'organo di sorveglianza per la nomina o il rinnovo in quanto persone responsabili della gestione esecutiva o in quanto membri degli organi amministrativi del Gestore, e le ragioni di qualsiasi decisione proposta per porre fine al mandato, sono notificate all'Autorità per l'energia elettrica e il gas. Le condizioni e le decisioni di cui al comma 1 diventano vincolanti solo se l'Autorità per l'energia elettrica e il gas non formula obiezioni al riguardo entro tre settimane dalla notifica. La medesima Autorità può formulare obiezioni sulle decisioni di cui al comma 1:
a) se sorgono dubbi circa l'indipendenza professionale di una persona nominata responsabile della gestione o di un membro degli organi amministrativi;
b) se, in caso di cessazione anticipata di un mandato, esistono dubbi circa la motivazione di una tale cessazione anticipata.
3. Per un periodo di tre anni prima della nomina, le persone responsabili della gestione e i membri degli organi amministrativi del Gestore non devono aver esercitato alcuna posizione o responsabilità professionale, né interessi o relazioni commerciali, direttamente o indirettamente, nell'impresa verticalmente integrata o parte di essa o con i suoi azionisti di controllo.
4. Le persone responsabili della gestione e i membri degli organi amministrativi e i dipendenti del Gestore non hanno nessun'altra posizione o responsabilità professionale, né interessi o relazioni commerciali, direttamente o indirettamente, in alcuna o con alcuna altra parte dell'impresa verticalmente integrata o con i suoi azionisti di controllo.
5. Le persone responsabili della gestione, i membri degli organi amministrativi e i dipendenti del Gestore non detengono interessi né ricevono vantaggi finanziari, direttamente o indirettamente, in alcuna o da alcuna parte dell'impresa verticalmente integrata diversa dal Gestore stesso. La loro retribuzione non dipende da attività o risultati dell'impresa verticalmente integrata diversi da quelli del Gestore.
6. Sono garantiti diritti effettivi di impugnazione dinnanzi all'Autorità per l'energia elettrica e il gas in caso di reclami delle persone responsabili della gestione o dei membri degli organi amministrativi del Gestore che contestano la cessazione anticipata del loro mandato.
7. Dopo la cessazione del loro mandato presso il Gestore, le persone responsabili della sua gestione e i membri dei suoi organi amministrativi non possono avere alcuna posizione o responsabilità professionale, né interessi o relazioni commerciali in alcuna o con alcuna parte dell'impresa verticalmente integrata diversa dal Gestore, né con i suoi azionisti di controllo, per un periodo non superiore a quattro anni.
8. La previsione di cui al comma 3 si applica alla maggioranza delle persone responsabili della gestione e dei membri degli organi amministrativi del Gestore. Le persone responsabili della gestione e i membri degli organi amministrativi del Gestore che non sono soggetti al comma 3, non devono aver esercitato attività di gestione o altre attività pertinenti nell'impresa verticalmente integrata per un periodo di almeno sei mesi prima della loro nomina. Il primo periodo del presente comma e i commi da 4 a 7 si applicano ai dirigenti che, secondo l'organigramma del gestore, sono responsabili della gestione, della manutenzione e dello sviluppo della rete di trasposto del gas naturale e ai loro referenti diretti.
L’articolo 13,recante disposizioni concernenti l’indipendenza del personale e dell’amministrazione del Gestore di trasporto indipendente, al comma 1 demanda all’Organo di sorveglianza del Gestore, nominato a norma dell'articolo 14 del decreto, l’adozione delle decisioni concernenti nomina, rinnovo e condizioni di lavoro (comprese retribuzione e cessazione del mandato) delle persone responsabili della gestione o dei membri degli organi amministrativi del medesimo Gestore.
Il comma 2 introduce l’obbligo di notifica all'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG) dell’identità e delle condizioni disciplinanti i termini, la durata e la scadenza del mandato delle persone designate dall'organo di sorveglianza per la nomina o il rinnovo, in quanto persone responsabili della gestione esecutiva o in quanto membri degli organi amministrativi del Gestore, e le ragioni di qualsiasi decisione proposta per porre fine al mandato. Le decisioni di cui al precedente comma diventano vincolanti qualora l’AEEG non formuli obiezioni entro 3 settimane dalla notifica.
L’AEEG può formulare obiezioni sulle decisioni previste dal comma 1 nei seguenti casi:
a) se sorgono dubbi circa l'indipendenza professionale di una persona nominata responsabile della gestione o di un membro degli organi amministrativi;
b) se, in caso di cessazione anticipata di un mandato, esistono dubbi circa la motivazione di tale cessazione anticipata.
Per garantire il rispetto della necessaria indipendenza in capo alle persone dotate di rilevanti responsabilità, il comma 3 stabilisce che per un periodo di tre anni prima della loro nomina, le persone responsabili della gestione e i membri degli organi amministrativi del Gestore non devono aver esercitato alcuna posizione o avuto alcuna responsabilità professionale, né interessi o relazioni commerciali, direttamente o indirettamente, nell'impresa verticalmente integrata o in parte di essa o con i suoi azionisti di controllo.
Inoltre le suddette persone e i dipendenti del Gestore non devono avere nessun'altra posizione o responsabilità professionale, né interessi o relazioni commerciali, direttamente o indirettamente, in alcuna o con alcuna altra parte dell'impresa verticalmente integrata o con i suoi azionisti di controllo (comma 4).
Il comma 5 stabilisce che le persone responsabili della gestione, i membri degli organi amministrativi e i dipendenti del Gestore non debbano detenere interessi né ricevere vantaggi finanziari, direttamente o indirettamente, in alcuna o da alcuna parte dell'impresa verticalmente integrata diversa dal Gestore stesso. Anche i compensi .economici devono essere svincolati da attività o risultati dell'impresa verticalmente integrata.
La norma recata dal comma 6 garantisce diritti effettivi di impugnazione dinnanzi all’AEEG in caso di reclami delle persone responsabili della gestione o dei membri degli organi amministrativi del Gestore che contestano la cessazione anticipata del loro mandato.
Il comma 7, al fine di evitare ogni possibile utilizzo di informazioni privilegiate, stabilisce che dopo la cessazione del loro mandato presso il Gestore, le persone responsabili della sua gestione e i membri dei suoi organi amministrativi, per un periodo non superiore a quattro anni, non possono avere alcuna posizione o responsabilità professionale, né interessi o relazioni commerciali in alcuna o con alcuna parte dell'impresa verticalmente integrata diversa dal Gestore, né con i suoi azionisti di controllo.
Da ultimo il comma 8 precisa che il comma 3 si applica alla maggioranza delle persone responsabili della gestione e dei membri degli organi amministrativi del Gestore. Con riferimento alle persone responsabili della gestione e ai membri degli organi amministrativi del Gestore che non sono soggetti a tale comma, la norma in commento stabilisce che non devono aver esercitato attività di gestione o altre attività pertinenti nell'impresa verticalmente integrata per un periodo di almeno sei mesi prima della loro nomina. Infine si dispone che il primo periodo del presente comma e i commi da 4 a 7 si applichino ai dirigenti (e ai loro referenti diretti) che, secondo l’organigramma del gestore, sono responsabili della gestione, della manutenzione e dello sviluppo della rete di trasporto del gas naturale.
L'articolo recepisce quanto previsto dall'art. 19 della direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'art.17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009.
Articolo 14
(Organo di sorveglianza)
1. Il Gestore si dota di un Organo di sorveglianza incaricato di assumere decisioni che possono avere un impatto significativo sul valore delle attività degli azionisti del Gestore stesso, in particolare le decisioni riguardanti l'approvazione dei piani finanziari annuali e, a più lungo termine, il livello di indebitamento del Gestore e l'ammontare dei dividendi distribuiti agli azionisti. Dalle decisioni che rientrano nel mandato dell'Organo di sorveglianza sono escluse quelle connesse alle attività quotidiane del Gestore, alla gestione della rete di trasporto del gas naturale, e alle attività necessarie all'elaborazione del piano decennale di sviluppo della rete ai sensi dell'articolo 16.
2. L'Organo di sorveglianza si compone di membri che rappresentano l'impresa verticalmente integrata e membri che rappresentano gli azionisti terzi.
3. Ad almeno la metà meno uno dei membri dell'Organo di sorveglianza si applicano le disposizioni dell'articolo 13, commi da 2 a 7.
4. Le disposizioni dell'articolo 13, comma 2, lettera b), si applicano a tutti i membri dell'Organo di sorveglianza.
L’articolo 14 al comma 1 prevede che in seno al Gestore della rete di trasporto del gas deve essere istituito un Organo di sorveglianza, incaricato di assumere tutte le decisioni più significative nella vita societaria del Gestore, con particolare riferimento a quelle concernenti l'approvazione dei piani finanziari annuali e, a più lungo termine, il livello di indebitamento del Gestore e l'ammontare dei dividendi distribuiti agli azionisti.
Non rientrano invece nel mandato dell'Organo di sorveglianza le decisioni connesse:
§ alle attività quotidiane del Gestore;
§ alla gestione della rete di trasporto del gas;
§ alle attività necessarie all'elaborazione del piano decennale di sviluppo della rete ai sensi del successivo articolo 16.
In merito alla composizione dell’Organo di sorveglianza, il comma 2 prevede che ne facciano parte membri che rappresentano l'impresa verticalmente integrata e membri che rappresentano azionisti terzi.
Ad almeno la metà meno uno dei membri del suddetto Organo si applicano le disposizioni poste a garanzia della necessaria imparzialità degli stessi componenti recate dall'articolo 13, ai commi da 2 a 7 (comma 3), mentre le disposizioni comma 2, lettera b) dl medesimo articolo 13, si applicano a tutti i membri (comma 4).
L'articolo in esame recepisce quanto previsto dall'art. 20 della direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'art.17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009.
Articolo 15
(Programma di adempimenti e responsabile della conformità)
1. Il Gestore elabora ed attua un programma di adempimenti in cui sono esposte le misure adottate per assicurare che sia esclusa la possibilità di comportamenti discriminatori, e provvede a che sia adeguatamente controllata la conformità a tale programma. Il programma di adempimenti illustra gli obblighi specifici cui devono ottemperare i dipendenti del Gestore per raggiungere tali obiettivi. Esso è subordinato all'approvazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas. Il controllo indipendente della conformità, fatte salve le competenze in materia dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, è effettuato da un Responsabile della conformità.
2. Il Responsabile della conformità è nominato dall'Organo di sorveglianza, fatta salva l'approvazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas. La medesima Autorità può respingere la nomina del Responsabile della conformità solo per ragioni di mancanza di indipendenza o per motivi di incapacità professionale. Il Responsabile della conformità può essere una persona fisica o una persona giuridica. Al Responsabile della conformità si applicano le disposizioni dell'articolo 13, commi da 2 a 8.
3. Il Responsabile della conformità ha i seguenti compiti:
a) controllare l'attuazione del programma di adempimenti;
b) redigere una relazione annuale in cui sono presentate le misure adottate per attuare il programma di adempimenti e trasmetterla all'Autorità per l'energia elettrica e il gas;
c) riferire all'Organo di sorveglianza e formulare raccomandazioni riguardanti il programma di adempimenti e la sua attuazione;
d) notificare all'Autorità per l'energia elettrica e il gas qualsiasi violazione sostanziale dell'attuazione del programma di adempimenti;
e) riferire all'Autorità per l'energia elettrica e il gas in merito ad eventuali rapporti commerciali e finanziari tra l'impresa verticalmente integrata e il Gestore.
4. Il Responsabile della conformità trasmette all'Autorità per l'energia elettrica e il gas le decisioni proposte riguardanti il piano di investimenti o gli investimenti autonomi nella rete di trasporto del gas naturale. La trasmissione è effettuata non oltre il momento in cui il competente organo di gestione o amministrativo del Gestore li trasmette all'Organo di sorveglianza.
5. Qualora l'impresa verticalmente integrata, nel corso dell'assemblea generale o tramite il voto dei membri dell'Organo di sorveglianza da essa nominati, abbia reso impossibile l'adozione di una decisione impedendo o ritardando in tal modo gli investimenti che, in base al piano decennale di sviluppo della rete, avrebbero dovuto essere eseguiti nei tre anni successivi, il Responsabile della conformità informa il Ministero dello sviluppo economico e l'Autorità per l'energia elettrica e il gas. Il Ministero dello sviluppo economico e l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, ciascuno secondo le proprie competenze, adottano le misure di cui all'articolo 16.
6. Le condizioni che disciplinano il mandato o le condizioni di impiego del Responsabile della conformità, compresa la durata del suo mandato, sono soggette all'approvazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas. Tali condizioni assicurano l'indipendenza del Responsabile della conformità, fornendogli tra l'altro le risorse necessarie per espletare i propri compiti. Nel corso del suo mandato, il Responsabile della conformità non deve detenere nessun'altra posizione o responsabilità di natura professionale né interessi, direttamente o indirettamente, in alcuna o con alcuna altra parte dell'impresa verticalmente integrata o con i suoi azionisti di controllo.
7. Il Responsabile della conformità fa regolarmente rapporto per iscritto all'Autorità per l'energia elettrica e il gas e ha il diritto di riferire regolarmente per iscritto all'Organo di sorveglianza del Gestore.
8. Il Responsabile della conformità può presenziare a tutte le riunioni degli organi amministrativi di gestione del Gestore nonché a quelle dell'Organo di sorveglianza e all'assemblea generale. Inoltre il Responsabile della conformità presenzia a tutte le riunioni riguardanti i seguenti aspetti:
a) le condizioni di accesso alla rete, quali definite nel regolamento (CE)n. 715/2009, in particolare per quanto riguarda le tariffe, i servizi di accesso di terzi, l'assegnazione di capacità e la gestione delle congestioni, la trasparenza, il bilanciamento e i mercati secondari;
b) i progetti avviati per gestire, mantenere e sviluppare la rete di trasporto, compresi gli investimenti per l'interconnessione e la connessione;
c) le operazioni di acquisto o vendita di gas naturale di energia elettrica necessarie per la gestione del sistema di trasporto.
9. Il Responsabile della conformità verifica che il Gestore ottemperi all'articolo 16 delladirettiva 2009/73/CE.
10. Il Responsabile della conformità ha accesso a tutti i pertinenti dati e agli uffici del Gestore, nonché ad ogni informazione necessaria per adempiere alle sue mansioni.
11. Previo accordo dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, l'Organo di sorveglianza può licenziare il Responsabile della conformità, in particolare per ragioni di mancanza di indipendenza o per motivi di incapacità professionale, su richiesta dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas.
12. Il Responsabile della conformità ha accesso agli uffici del Gestore senza necessità di preavviso.
L’articolo 15 al comma 1 prevede che il Gestore della rete di trasporto del gas elabori ed attui un programma di adempimenti in cui vengano esposte tutte le misure finalizzate ad assicurare che sia esclusa la possibilità di comportamenti discriminatori nei confronti degli operatori del settore che utilizzano la rete, provvedendo altresì che sia adeguatamente controllata la conformità a tale programma. Il programma di adempimenti precisa inoltre gli obblighi specifici cui devono ottemperare i dipendenti del Gestore per raggiungere tali obiettivi.
Il programma deve essere approvato dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG), mentre il controllo indipendente della conformità – fatte salve le competenze dell’AEEG - è affidato ad un Responsabile della conformità.
La nomina del Responsabile della conformità – che può essere sia una persona fisica sia una persona giuridica – compete, ai sensi del comma 2, all'Organo di sorveglianza, fatta salva l'approvazione dell’AEEG che può respingere tale nomina esclusivamente per ragioni di mancanza di indipendenza o per motivi di incapacità professionale. AI Responsabile sono applicate le disposizioni poste a tutela della necessaria imparzialità ed indipendenza dall’articolo 13, commi da 2 a 8.
I compitidel Responsabile della conformità, di seguito elencati, sono individuati dal comma 3:
§ controllare l’attuazione del programma di adempimenti;
§ redigere una relazione annuale sulle misure adottate per attuare il programma e trasmetterla all’AEEG;
§ riferire all'Organo di sorveglianza e formulare raccomandazioni riguardanti il programma di adempimenti e la sua attuazione;
§ notificare all'AEEG ogni violazione sostanziale dell'attuazione del programma di adempimenti;
§ riferire all'AEEG in merito ad eventuali rapporti commerciali e finanziari tra l'impresa verticalmente integrata e il Gestore.
Il Responsabile della conformità è inoltre tenuto a trasmettere all'AEEG le decisioni proposte concernenti il piano di investimenti o gli investimenti autonomi nella rete di trasporto del gas. La trasmissione deve essere effettuata non oltre il momento in cui il competente organo gestionale o amministrativo del Gestore li (rectius: le) trasmette all'Organo di sorveglianza (comma 4).
Tra i compiti del Responsabile della conformità rientra anche - ai sensi del comma 5 - quello di informare il Ministero dello sviluppo economico (MiSE) e l’AEEG nel caso in cui l'impresa verticalmente integrata,nel corso dell'assemblea generale o tramite il voto dei membri dell'Organo di sorveglianza da essa nominati, abbia reso impossibile l'adozione di una decisione impedendo o ritardando in tal modo gli investimenti che si sarebbero dovuti effettuare entro i tre anni successivi, in base al piano decennale di sviluppo della rete (cfr. scheda relativa all’art. 16). Il MiSEe l’AEEG, ciascuno secondo le proprie competenze, adottano le misure previste dal successivo articolo 16.
Sono soggette all’approvazione dell’AEEG (comma 6) le condizioni che disciplinano il mandato e le condizioni di impiego del Responsabile della conformità, compresa la durata del suo mandato. Le predette condizioni assicurano l'indipendenza del Responsabile della conformità e gli forniscono le risorse necessarie per espletare i compiti a lui affidati. La norma precisa inoltre che nel corso del suo mandato il Responsabile della conformità non deve detenere nessun'altra posizione o responsabilità di natura professionale né interessi, direttamente o indirettamente, in alcuna o con alcun’altra parte dell'impresa verticalmente integrata o con i suoi azionisti di controllo.
Il Responsabile della conformità fa regolarmente rapporto per iscritto all’AEEG e ha inoltre il diritto di riferire regolarmente per iscritto all'Organo di sorveglianza del Gestore (comma 7).
Al suddetto Responsabile è riconosciuta dal comma 8 la facoltà di presenziare alle riunioni degli organi amministrativi di gestione del Gestore nonché a quelle dell'Organo di sorveglianza e all'assemblea generale. E’ tenuto a parteciparvi necessariamente, quando le riunioni riguardano i seguenti aspetti:
§ condizioni di accesso alla rete, definite nel regolamento (CE) n. 715/2009, in particolare per quanto riguarda tariffe, servizi di accesso di terzi, assegnazione di capacità e gestione delle congestioni, trasparenza, bilanciamento e mercati secondari;
§ progetti avviati per gestire, mantenere e sviluppare la rete di trasporto, compresi gli investimenti per l'interconnessione e la connessione;
§ operazioni di acquisto o vendita di gas naturale o (nel testo pubblicato manca la disgiunzione) di energia elettrica necessarie per la gestione del sistema di trasporto.
Al Responsabile della conformità spetta anche il compito di verificare che il Gestore ottemperi agli obblighi di riservatezza di cui all'articolo 16 della direttiva 2009/73/CE (comma 9).
Il comma 10 consente al predetto Responsabile l’accesso a tutti i pertinenti dati e agli uffici del Gestore, nonché a tutte le informazioni necessarie per adempiere alle sue mansioni.
Il comma 11 prevede che l'Organo di sorveglianza possa licenziare il Responsabile della conformità, previo accordo dell’AEEG. Inoltre l’Organo di sorveglianza, su richiesta dell’AEEG, licenzia il Responsabile della conformità per ragioni di mancanza di indipendenza o per motivi di incapacità professionale.
Ai fini di un’efficace vigilanza sull'operato del Gestore, il comma 12 accorda al Responsabile della conformità l’accesso agli uffici del Gestore stesso senza necessità di preavviso.
L'articolo in esame recepisce quanto previsto dall'art. 21 della direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'art. 17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009.
Articolo 16
(Sviluppo della rete e poteri decisionali in materia di investimenti)
1. Entro tre mesi dall'entrata in vigore del presente decreto, con decreto del Ministero dello sviluppo economico, da emanare ai sensi dell'articolo 17, comma 3, della legge 23 agosto 1988, n. 400, sentita la Conferenza Stato-Regioni e l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, sono stabilite le modalità per la redazione, da parte dei Gestori, di un piano decennale di sviluppo della rete basato sulla domanda e sull'offerta esistenti e previste e sui piani di sicurezza dell'approvvigionamento di cui all'articolo 8.
2. Il Gestore trasmette annualmente al Ministero dello sviluppo economico, alle Regioni e all'Autorità per l'energia elettrica e il gas, previa consultazione dei pertinenti soggetti interessati, il piano decennale di sviluppo della rete, che contiene misure efficaci atte a garantire l'adeguatezza del sistema e la sicurezza di approvvigionamento, tenendo conto anche dell'economicità degli investimenti e della tutela dell'ambiente.
3. In particolare, il piano decennale di sviluppo della rete:
a) contiene una descrizione di dettaglio delle caratteristiche della rete di trasporto, delle aree in cui la stessa è funzionalmente articolata, nonché delle criticità e delle congestioni presenti o attese;
b) indica ai partecipanti al mercato le principali infrastrutture di trasporto da costruire o potenziare nell'arco dei dieci anni successivi;
c) contiene tutti gli investimenti già decisi ed individua, motivandone la scelta, i nuovi investimenti da realizzare nel triennio successivo, anche ai fini di consentire il superamento delle criticità presenti o attese;
d) indica, per tutti i progetti di investimento, la data prevista di realizzazione.
4. Nell'elaborare il piano decennale di sviluppo della rete, il Gestore procede ad una stima ragionevole dell'evoluzione in termini di produzione, fornitura, consumo e scambi di gas naturale con altri Paesi, tenendo conto dei piani di investimento per le reti degli altri Paesi, nonché dei piani di investimento per lo stoccaggio e per terminali di rigassificazione del GNL.
5. Alle imprese del gas naturale che si dichiarano utenti potenziali di sistema può essere fatto obbligo di comprovare le loro affermazioni. I risultati della procedura consultiva sono resi pubblici, ivi inclusi i possibili fabbisogni in termini di investimenti.
6. Il Ministero dello sviluppo economico e l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, acquisito il parere delle Regioni territorialmente interessate dagli interventi programmati nel piano decennale di sviluppo della rete, valutano, ciascuno secondo le proprie competenze, la coerenza del piano decennale di sviluppo della rete con la strategia energetica nazionale di cui all'articolo 3, in conformità con i programmi infrastrutturali derivanti da accordi internazionali firmati dal Governo italiano; il Ministero valuta altresì, sentita l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, se il piano decennale contempli tutti i fabbisogni in materia di investimenti individuati nel corso della procedura consultiva e se esso sia coerente con il piano decennale di sviluppo della rete a livello comunitario di cui all'articolo 8, comma 3, lettera b), delregolamento (CE)n. 715/2009, nonché con i piani di sicurezza dell'approvvigionamento di cui all'articolo 8. In caso di dubbio sugli aspetti relativi alla coerenza con i piani a livello comunitario, il Ministero acquisisce il parere dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, che può consultare l'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia. Sulla base degli elementi di cui al presente comma, il Ministero dello sviluppo economico può chiedere al Gestore di modificare il suo piano decennale di sviluppo della rete.
7. Il Ministero dello sviluppo economico e l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, ciascuno secondo le proprie competenze, effettuano il monitoraggio dell'attuazione del piano decennale di sviluppo della rete.
8. Nei casi in cui il Gestore, per cause a lui imputabili, non realizza un investimento che, in base al piano decennale di sviluppo della rete, doveva essere realizzato nel triennio successivo, il Ministero dello sviluppo economico, nei casi in cui la mancata realizzazione dell'opera oggetto dell'investimento rilevi ai fini della sicurezza del sistema del gas naturale, del rispetto degli accordi internazionali sottoscritti dall'Italia, o della Strategia energetica nazionale di cui all'articolo 3, e l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, nei casi in cui la mancata realizzazione costituisca ostacolo all'accesso al sistema o allo sviluppo concorrenziale del mercato del gas naturale, impongono al Gestore di realizzare gli investimenti in causa entro un termine definito purché tale investimento sia ancora pertinente sulla base del più recente piano decennale di sviluppo della rete.
9. Nei casi di cui al comma 8, le pertinenti regolazioni tariffarie coprono i costi degli investimenti in questione.
L’articolo 16 reca disposizioni concernenti lo sviluppo della rete.
In particolare il comma 1 demanda ad un regolamento attuativo da emanare entro tre mesi dall'entrata in vigore del provvedimento in esame, con decreto del Ministero dello sviluppo economico (MiSE), sentite la Conferenza Stato-Regioni e l'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG), la definizione delle modalità per la redazione di un piano decennale di sviluppodella rete da parte dei Gestori (rectius: del Gestore) della rete di trasporto, basato sulla domanda e sull'offerta esistenti e previste e sui piani di sicurezza dell'approvvigionamento di cui all'art 8 del provvedimento.
Con cadenza annuale il piano decennale di sviluppo della rete, che contiene misure in grado di garantire l'adeguatezza del sistema e la sicurezza di approvvigionamento anche secondo i principi dell'economicità degli investimenti e della tutela dell'ambiente, viene trasmesso dal Gestore al MiSE e all’AEEG, previa consultazione di tutti i pertinenti soggetti interessati (comma 2).
Ai sensi del comma 3 il piano decennale di sviluppo della rete, in particolare:
§ contiene una descrizione di dettaglio delle caratteristiche della rete di trasporto, delle aree in cui la rete è funzionalmente articolata e delle criticità e delle congestioni presenti o attese;
§ indica ai partecipanti al mercato le principali infrastrutture di trasporto da costruire o potenziare nell'arco dei dieci anni successivi;
§ contiene tutti gli investimenti già decisi ed individua i nuovi investimenti da realizzare nel triennio successivo. La scelta deve essere motivata ed anche orientata a consentire il superamento delle criticità presenti o attese della rete;
§ indica, per tutti i progetti di investimento, la data prevista di realizzazione.
Il comma 4 prevede che nell'elaborazione del piano decennale il Gestore proceda ad una stima ragionevole dell'evoluzione in termini di produzione, fornitura, consumo e scambi di gas con altri Paesi, tenendo conto dei piani di investimento per le reti predisposti dagli altri Paesi, nonché dei piani di investimento per lo stoccaggio e per i terminali di rigassificazione del GNL.
Il comma 5 riguarda la consultazione tutti gli utenti di sistema effettivi o potenziali, ed è volto a recepire l’art. 22, par. 4 della direttiva 2009/73/CE.
Alle imprese del gas che si dichiarano utenti potenziali di sistema, può essere chiesto di comprovare le loro affermazioni. I risultati della procedura consultiva, e in particolare i possibili fabbisogni in termini di investimenti, sono resi pubblici.
I commi 6-9 recano disposizioni concernenti competenze del MiSE e dell’AEEG in ordine al suddetto piano decennale.
In particolare il comma 6 prevede che il MiSE e l’AEEG valutino se il piano decennale di sviluppo della rete sia coerente con la Strategia energetica nazionale di cui all'articolo 3 del decreto conformemente ai programmi infrastrutturali derivanti da accordi internazionali firmati dal Governo italiano.
Il MiSE, sentita l’AEEG, valuti se il piano decennale di sviluppo della rete:
§ contempli tutti i fabbisogni in materia di investimenti individuati nel corso della procedura consultiva (cfr. comma precedente);
§ sia coerente con il piano decennale di sviluppo della rete a livello comunitario di cui all'articolo 8, comma 3, lett. b) del regolamento (CE) n. 715/2009, nonché con i piani di sicurezza di cui all'art. 8 del decreto in esame adottati dal MiSE stesso ai sensi del regolamento (CE) n. 994/2010.
L’art. 8, comma 3, lettera b) del regolamento (CE) n. 715/2009 prevede che la REGST del gas (Rete europea di gestori del sistema di trasporto del gas) adotti ogni due anni, un piano di sviluppo della rete decennale non vincolante a livello comunitario (piano di sviluppo della rete a livello comunitario), comprese le prospettive europee sull'adeguatezza dell'approvvigionamento.
Il comma 6 stabilisce inoltre che in caso di dubbi sulla coerenza con il piano di sviluppo della rete a livello comunitario, il MiSE possa sentire l’AEEG che, a sua volta, può consultare l'Agenzia per la cooperazione tra i regolatori nazionali dell’energia. Inoltre, sulla base degli elementi di cui al presente comma, si consente allo stesso Ministero di chiedere al Gestore la modifica del suo piano decennale.
Il MiSE e l’AEEG effettuano il monitoraggio dell’attuazione del piano decennale di sviluppo della rete (comma 7).
In caso di mancata realizzazione da parte del Gestore per cause a lui imputabili di un investimento che in base al piano decennale doveva essere realizzato nel triennio successivo,
§ il MISE, nei casi in cui la mancata realizzazione rilevi ai fini della sicurezza del sistema del gas naturale, del rispetto degli accordi internazionali o della Strategia energetica nazionale
§ l’AEEG, nei casi in cui la mancata realizzazione costituisca ostacolo all’accesso al sistema o allo sviluppo concorrenziale del mercato del gas naturale
impongono al Gestore di realizzare gli investimenti in questione entro un determinato termine, a condizione che tale investimento risulti ancora pertinente sulla base del più recente piano decennale di sviluppo della rete (comma 8).
Infine il comma 9 stabilisce che nei casi di cui al precedente comma, i costi degli investimenti in questione siano coperti dalle pertinenti regolamentazioni tariffarie.
Nella relazione tecnico-finanziaria allegata allo schema di decreto presentato alle Camere per il parere si fa presente, in proposito, che in base all’attuale sistema regolatorio tutti gli investimenti in infrastrutture di rete di trasporto del gas trovano copertura nel sistema tariffario definito dall’AEEG, che stabilisce per ogni periodo regolatorio la remunerazione del capitale investito dal soggetto proprietario e gestore della rete. La remunerazione avviene attraverso le tariffe di trasporto pagate dagli utenti che si servono della rete stessa per il servizio di trasporto offerto dal gestore (si tratta in genere di imprese che importano e vendono il gas). Ovviamente le imprese di vendita al momento della formulazione del prezzo di vendita ai clienti finali tengono conto dei costi sostenuti per il trasporto del loro gas sulla rete italiana.
L'articolo in esame recepisce quanto previsto dall'art. 22 della direttiva 2009/73/CE e dal regolamento n. 715/2009, nonché i criteri di delega di cui all'art.17, comma 4, lettera e) della legge comunitaria 2009.
Articolo 17
(Gestore di sistemi indipendente)
1. Entro il 3 gennaio 2012 le imprese proprietarie di reti di trasporto del gas naturale di cui all'articolo 10, comma 1, lettera b), ove intendano avvalersi della possibilità ivi indicata, rivolgono istanza al Ministero dello sviluppo economico ai fini della designazione di un Gestore di sistema indipendente.
2. Il Ministero dello sviluppo economico verifica che il Gestore di sistema indipendente indicato:
a) soddisfi le condizioni di cui all'articolo 11, comma 1, lettere b), c) e d);
b) dimostri di disporre delle risorse finanziarie, tecniche, materiali ed umane necessarie per svolgere i compiti di cui all'articolo 10;
c) si impegni a rispettare il piano decennale di sviluppo della rete di cui all'articolo 16;
d) dimostri di essere in grado di ottemperare agli obblighi impostigli dal regolamento (CE)n. 715/2009, anche in ordine alla cooperazione con gli altri Gestori dei sistemi di trasporto a livello europeo;
e) dimostri che il proprietario del sistema di trasporto sia in grado di ottemperare agli obblighi di cui al comma 5.
3. Il Ministero dello sviluppo economico trasmette le designazioni di cui al comma 1 alla Commissione europea per l'approvazione.
4. Ogni Gestore di sistemi indipendente è responsabile della concessione e della gestione dell'accesso dei terzi, compresa la riscossione dei corrispettivi per l'accesso e per la gestione e soluzione delle congestioni, ed è altresì responsabile del funzionamento, del mantenimento e dello sviluppo del sistema di trasporto, nonché della capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di trasporto di gas naturale, tramite l'adeguata programmazione degli investimenti. Nello sviluppare il sistema di trasporto il Gestore di sistema indipendente è responsabile della programmazione, della progettazione e conseguente presentazione dell'istanza di autorizzazione, della costruzione e dell'entrata in servizio della nuova infrastruttura. A tal fine il Gestore di sistema indipendente agisce in qualità di gestore di sistema di trasporto. Il proprietario del sistema di trasporto non deve avere alcuna responsabilità nella concessione o nella gestione dell'accesso dei terzi o nella programmazione degli investimenti.
5. Il proprietario del sistema di trasporto è tenuto a:
a) fornire al Gestore di sistemi indipendente cooperazione e ausilio nell'espletamento dei suoi compiti e, in particolare, tutte le informazioni pertinenti;
b) finanziare gli investimenti decisi dal gestore di sistemi indipendente e approvati dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, ovvero dare il proprio assenso al finanziamento ad opera di altri soggetti interessati, compreso lo stesso gestore indipendente. I meccanismi di finanziamento necessari a tale scopo sono soggetti all'approvazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas. Prima di tale approvazione, la stessa Autorità consulta il proprietario del sistema di trasporto e altre parti interessate;
c) mantenere in proprio capo la responsabilità civile afferente le infrastrutture della rete, ad esclusione di quella collegata all'esercizio delle attività del Gestore di sistemi indipendente;
d) fornire le garanzie necessarie per facilitare il finanziamento di eventuali espansioni di rete, ad eccezione degli investimenti per i quali, ai sensi della lettera b), ha dato l'assenso a finanziamenti da parte di altri soggetti interessati, compreso il Gestore di sistemi indipendente.
6. L'Autorità garante della concorrenza e del mercato, in cooperazione con l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, controlla l'osservanza, da parte del proprietario del sistema di trasporto, degli obblighi di cui al comma 5.
L’articolo 17 disciplina la possibilità, per le imprese proprietarie di porzioni minori di reti di trasporto di gas di cui all’art. 10, co. 1, lett. b) (cfr. la relativa scheda), di designare un “Gestore di sistema indipendente”.
In particolare il comma 1 prevede che, entro il 3 gennaio 2012, le imprese proprietarie di reti di trasporto del gas naturale diverse dalle impresa maggiore che intendono avvalersi della possibilità, prevista all’art. 10, co. 1, lett. b), di designare un Gestore di sistema indipendente, devono rivolgere la relativa istanza al Ministero dello sviluppo economico (MiSE).
Da parte sua il MISE verifica, ai sensi del comma 2, che il Gestore indicato:
§ soddisfi le condizioni di indipendenza di cui all'articolo 11 lettere b), c) e d);
§ dimostri di disporre delle risorse finanziarie, tecniche, materiali ed umane necessarie per svolgere i compiti di cui all'articolo 10;
§ si impegni a rispettare il piano decennale di sviluppo della rete di cui all'articolo 16;
§ dimostri di essere in grado di ottemperare agli obblighi impostigli dal regolamento (CE) n.715/2009, anche riguardo alla cooperazione con gli altri gestori dei sistemi di trasporto anche livello europeo;
§ dimostri che il proprietario del sistema di trasporto è in grado di ottemperare agli obblighi di cui al successivo comma 5.
Le designazioni dei Gestori di cui al comma 1 vengono trasmesse dal MiSE, per l'approvazione, alla Commissione europea (comma 3).
Il comma 4 attribuisce al Gestore di sistemi indipendente le seguenti responsabilità:
§ della concessione e della gestione dell'accesso dei terzi, che comprende anche la riscossione dei corrispettivi dovuti per l'accesso e per la gestione e soluzione delle congestioni;
§ del funzionamento, del mantenimento e dello sviluppo del sistema di trasporto, nonché della capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di trasporto di gas, tramite l'adeguata programmazione degli investimenti;
§ nello sviluppo del sistema di trasmissione, della programmazione, della progettazione e conseguente presentazione dell’istanza di autorizzazione, della costruzione e dell'entrata in servizio della nuova infrastruttura. A tal fine è previsto che il Gestore di sistema indipendente agisca in qualità di gestore di sistema di trasporto.
La norma stabilisce, infine, che il proprietario della rete di trasporto non debba avere alcuna responsabilità nella concessione o nella gestione dell'accesso dei terzi o nella programmazione degli investimenti.
Il comma 5 individua i seguenti obblighi a carico del proprietario del sistema di trasporto:
a) fornire cooperazione e aiuto al Gestore di sistemi indipendente nell'espletamento dei suoi compiti;
b) finanziare gli investimenti decisi dal suddetto Gestore e approvati dall'AEEG, ovvero dare il proprio assenso al finanziamento da parte di altri soggetti interessati, compreso lo stesso Gestore. I meccanismi di finanziamento necessari a tale scopo devono essere approvati dall’AEEG che, prima dell’approvazione, consulta il proprietario del sistema di trasporto e altre parti interessate;
c) mantenere la responsabilità civile concernente le infrastrutture della rete, esclusa la responsabilità collegata all'esercizio delle attività del Gestore di sistemi indipendente;
d) fornire le garanzie necessarie per facilitare il finanziamento di eventuali espansioni di rete, fatta eccezione per gli investimenti per i quali, ai sensi della lett. b), il proprietario ha consentito il finanziamenti da parte di altri soggetti interessati, compreso il Gestore di sistemi indipendente.
Il comma 6, infine, attribuisce all’Antitrust, in cooperazione con l’AEEG, il compito di controllare l'osservanza dei suindicati obblighi da parte del proprietario del sistema di trasporto.
L'articolo in esame recepisce quanto previsto dall'art. 14 della direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'art.17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009.
Articolo 18
(Separazione dei proprietari dei sistemi di trasporto
e dei gestori dei sistemi di stoccaggio)
1. Qualora sia stato nominato un Gestore di sistemi indipendente, un proprietario di un sistema di trasporto e un gestore di un sistema di stoccaggio che fanno parte di un'impresa verticalmente integrata devono essere indipendenti, almeno sotto il profilo della forma giuridica, dell'organizzazione e del potere decisionale, dalle altre attività non connesse al trasporto, alla distribuzione e allo stoccaggio.
2. Per garantire l'indipendenza del proprietario del sistema di trasporto e del gestore del sistema di stoccaggio di cui al comma 1, si applicano i seguenti criteri minimi:
a) i responsabili della direzione dell'impresa proprietaria del sistema di trasporto e del gestore del sistema di stoccaggio non devono far parte di strutture dell'impresa verticalmente integrata nel settore del gas naturale responsabili, direttamente o indirettamente, della gestione quotidiana delle attività di produzione e fornitura di gas naturale;
b) devono essere adottate misure idonee ad assicurare che gli interessi professionali delle persone responsabili della direzione dell'impresa proprietaria del sistema di trasporto e del gestore del sistema di stoccaggio siano presi in considerazione in modo da consentire loro di agire in maniera indipendente;
c) il gestore dei sistemi di stoccaggio deve essere dotato di efficaci poteri decisionali, indipendenti dalle imprese di gas naturale integrate, in relazione ai mezzi necessari alla gestione, alla manutenzione e allo sviluppo degli impianti di stoccaggio. Tale disposizione non osta all'esistenza di appropriati meccanismi di coordinamento intesi a garantire la tutela dei diritti di vigilanza economica e amministrativa della società controllante per quanto riguarda la redditività degli investimenti della società controllata. La società controllante mantiene il diritto di approvare il piano finanziario annuale, o altro strumento equivalente, del gestore del sistema di stoccaggio e di introdurre limiti globali ai livelli di indebitamento della sua società controllata. Non è consentito alla società controllante di dare istruzioni né per quanto riguarda le operazioni giornaliere, né in relazione a singole decisioni concernenti la costruzione o il miglioramento degli impianti di stoccaggio che non eccedono i termini del piano finanziario approvato o di altro strumento equivalente;
d) il proprietario del sistema di trasporto e il gestore del sistema di stoccaggio predispongono un programma di adempimenti, contenente le misure adottate per escludere comportamenti discriminatori e garantire che ne sia adeguatamente controllata l'osservanza. Il programma di adempimenti illustra gli obblighi specifici cui devono ottemperare i dipendenti per raggiungere tali obiettivi. La persona o l'organo responsabile del controllo del programma di adempimenti presenta ogni anno all'Autorità per l'energia elettrica e il gas una relazione sulle misure adottate, che viene pubblicata in forma adeguata a garantirne la conoscenza da parte dei soggetti interessati.
L’articolo 18 stabilisce che, in caso di nomina di un Gestore di sistemi indipendente, un proprietario di un sistema di trasporto e un gestore di un sistema di stoccaggio facenti parte di un'impresa verticalmente integrata, devono essere indipendenti dalle altre attività non connesse al trasporto, alla distribuzione e allo stoccaggio, almeno sotto il profilo della forma giuridica, dell'organizzazione e del potere decisionale (comma 1).
Il comma 2 individua i seguenti criteri minimi la cui applicazione è volta garantire l'indipendenza del proprietario del sistema di trasporto e del gestore del sistema di stoccaggio di cui al comma precedente:
§ i responsabili della direzione dell'impresa proprietaria del sistema di trasporto e del gestore del sistema di stoccaggio non devono far parte di strutture dell'impresa verticalmente integrata nel settore del gas responsabili, direttamente o indirettamente, della gestione quotidiana delle attività di produzione e fornitura di gas naturale;
§ devono essere adottate misure idonee ad assicurare che gli interessi professionali delle persone responsabili della direzione dell'impresa proprietaria del sistema di trasporto e del gestore del sistema di stoccaggio siano presi in considerazione in modo da consentire loro di agire in maniera indipendente;
§ il gestore dei sistemi di stoccaggio deve essere dotato di efficaci poteri decisionali, indipendenti dalle imprese di gas naturale integrate, con riferimento ai mezzi necessari alla gestione, alla manutenzione e allo sviluppo degli impianti di stoccaggio. Tale disposizione non osta all'esistenza di appropriati meccanismi di coordinamento volti a garantire la tutela dei diritti di vigilanza economica e amministrativa della società controllante per quanto riguarda la redditività degli investimenti della società controllata. La società controllante mantiene il diritto di approvare il piano finanziario annuale, o altro strumento equivalente, del gestore del sistema di stoccaggio e di introdurre limiti globali ai livelli di indebitamento della sua società controllata. La società controllante non può dare istruzioni né per quanto riguarda le operazioni giornaliere, né in relazione a singole decisioni concernenti la costruzione o il miglioramento degli impianti di stoccaggio che non eccedano i termini del piano finanziario approvato o di altro strumento equivalente;
§ il proprietario del sistema di trasporto e il gestore del sistema di stoccaggio devono predisporre un programma di adempimenti, contenente le misure adottate per escludere comportamenti discriminatori e per garantire un adeguato controllo dell'osservanza. Il suddetto programma indica gli obblighi specifici cui devono ottemperare i dipendenti per raggiungere tali obiettivi. Il responsabile del controllo del programma di adempimenti presenta annualmente all’AEEG una relazione sulle misure adottate, che viene pubblicata in forma adeguata a garantirne la conoscenza da parte dei soggetti interessati.
L'articolo 18 recepisce quanto previsto dall'art.15 della direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'art.17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009.
Articolo 19
(Separazione dei proprietari dei sistemi di trasporto
e dei gestori dei sistemi di trasporto)
1. Le imprese verticalmente integrate che intendono conformarsi a quanto previsto dall'articolo 9, della direttiva 2009/73/CE, procedendo alla separazione proprietaria dei Gestori sono tenute al rispetto delle seguenti disposizioni:
a) una impresa proprietaria di un sistema di trasporto deve svolgere le funzioni di Gestore del sistema di trasporto;
b) la stessa persona o le stesse persone, fisiche o giuridiche, non possono esercitare, direttamente o indirettamente, un controllo su un'impresa che svolge l'attività di produzione o di fornitura di gas naturale o di elettricità e allo stesso tempo, direttamente o indirettamente, un controllo o dei diritti su un gestore di un sistema di trasporto di gas naturale o di trasmissione di elettricità o su un sistema di trasporto di gas naturale o di trasmissione di energia elettrica;
c) la stessa persona o le stesse persone, fisiche o giuridiche, non possono nominare membri del consiglio di vigilanza, del consiglio di amministrazione o degli organi che rappresentano legalmente l'impresa all'interno di un gestore di sistemi di trasporto o di un sistema di trasporto, né esercitare direttamente o indirettamente un controllo o diritti sull'attività di produzione o di fornitura di gas naturale;
d) la stessa persona non può essere membro del consiglio di vigilanza, del consiglio di amministrazione o degli organi che rappresentano legalmente un'impresa, sia all'interno di un'impresa che svolge l'attività di produzione o di fornitura di gas naturale, sia all'interno di un gestore di sistemi di trasporto o di un sistema di trasporto;
e) le informazioni commercialmente sensibili di cui all'articolo 20 deldecreto legislativo n. 164 del 2000 acquisite dal gestore del sistema di trasporto prima della separazione dall'impresa verticalmente integrata, né il personale di tale gestore possono essere trasferiti a imprese che esercitano l'attività di produzione o fornitura di gas naturale.
2. I diritti di cui al comma 1, lettere b) e c), comprendono, in particolare, il potere di esercitare diritti di voto, di nominare membri del consiglio di vigilanza, del consiglio di amministrazione o degli organi che rappresentano legalmente l'impresa, nonché la detenzione di una quota di maggioranza.
3. Ai fini dell'applicazione delle disposizioni di cui al comma 1, qualora le persone giuridiche siano costituite dallo Stato o da un ente pubblico, due enti pubblici separati i quali, rispettivamente, esercitino un controllo su un gestore di sistemi di trasporto di gas naturale o di trasmissione di energia elettrica o su un sistema di trasporto di gas naturale o di trasmissione di energia elettrica e un controllo su un'impresa che svolge le funzioni di produzione o di fornitura di gas naturale o di energia elettrica, non sono ritenuti la stessa persona giuridica.
L’articolo 19 prevede, per le imprese verticalmente integrate che intendano procedere alla separazione proprietaria dei Gestori (in conformità all’art. 9 della direttiva 2009/73/CE), il rispetto di alcune disposizioni mutuate dalla normativa UE:
a) l'impresa proprietaria di un sistema di trasporto deve svolgere le funzioni di Gestore del sistema di trasporto;
b) la stessa persona o le stesse persone, fisiche o giuridiche, non possono esercitare, direttamente o indirettamente, un controllo su un'impresa che svolge l'attività di produzione o di fornitura di gas naturale o di elettricità e allo stesso tempo, direttamente o indirettamente, un controllo o dei diritti su un gestore di un sistema di trasporto di gas o di trasmissione di elettricità o su un sistema di trasporto di gas o di trasmissione di elettricità;
c) la stessa persona o le stesse persone, fisiche o giuridiche, non possano nominare membri del consiglio di vigilanza, di amministrazione o degli organi che rappresentano legalmente l'impresa all'interno di un Gestore di sistemi o di un sistema di trasporto, né esercitare direttamente o indirettamente un controllo o diritti sull'attività di produzione o di fornitura di gas;
d) la stessa persona non può essere membro del consiglio di vigilanza, del consiglio di amministrazione o degli organi che rappresentano legalmente un'impresa, sia all'interno di un'impresa che svolge attività di produzione o di fornitura di gas, sia all'interno di un gestore di sistemi di trasporto o di un sistema di trasporto;
e) né le informazioni commercialmente sensibili di cui all'art. 20 del D.Lgs. 164/2000 acquisite dal gestore del sistema di trasporto antecedentemente alla separazione dall'impresa verticalmente integrata, né il personale di tale Gestore possono essere trasferiti a imprese che esercitano l'attività di produzione o fornitura di gas naturale.
Ai sensi dell’articolo 20 del D.Lgs. 164 cit., le imprese di trasporto e dispacciamento, quelle che svolgono attività di liquefazione del gas o rigassificazione, e quelle di stoccaggio o di distribuzione, devono fornire alle altre imprese operanti nei medesimi settori informazioni sufficienti a garantire la sicurezza e l’efficienza del sistema del gas (comma 1). Il contenuto minimo delle informazioni che devono obbligatoriamente essere fornite ai propri concorrenti è stabilito dall’Autorità per l’energia (comma 2). Le imprese sono tenute alla riservatezza (comma 3) e a non utilizzare a proprio vantaggio (comma 4) le informazioni commercialmente sensibili acquisite nello svolgimento della propria attività. Infine le suddette imprese sono tenute a non operare discriminazioni tra gli utenti del sistema o categorie di utenti, in particolare a favore delle imprese loro collegate.
Il comma 2 precisa che i diritti di cui alle precedenti lettere b) e c) comprendono, in particolare, il potere di esercitare diritti di voto, di nominare membri del consiglio di vigilanza, del consiglio di amministrazione o degli organi che rappresentano legalmente l'impresa, nonché la detenzione di una quota di maggioranza.
Il comma 3, infine, chiarisce che ai fini dell'applicazione delle disposizioni del comma 1, nel caso in cui le persone giuridiche siano costituite dallo Stato o da un ente pubblico, non sono ritenuti la stessa persona giuridica due enti pubblici separati i quali esercitino, da una parte, un controllo su un gestore di sistemi di trasporto di gas o di trasmissione di energia elettrica o su un sistema di trasporto di gas naturale o di trasmissione di energia elettrica, e dall’altra, un controllo su un'impresa che svolge le funzioni di produzione o di fornitura di gas naturale o di energia.
L'articolo in esame recepisce quanto previsto dall'art. 9 della direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'art.17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009.
Articolo 20
(Designazione dei gestori degli impianti di stoccaggio e di rigassificazione
di GNL)
1. Ferme restando le disposizioni di cui all'articolo 21 del decreto legislativo n. 164 del 2000, le imprese del gas naturale che possiedono impianti di stoccaggio o di rigassificazione di gas naturale liquefatto designano uno o più gestori dei sistemi di stoccaggio e di rigassificazione di gas naturale liquefatto.
2. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas vigila affinché i Gestori di cui al comma 1 operino nel rispetto dei principi di obiettività, di trasparenza e di non discriminatorietà.
L’articolo 20 prevede che le imprese del gas naturale che possiedono impianti di stoccaggio o di rigassificazione di gas naturale liquefatto (GNL), designano uno o più gestori dei sistemi di stoccaggio e di rigassificazione di GNL. Sono fatte salve le disposizioni dell’art. 21 del D.Lgs. 164/2000 (comma 1).
L’articolo 21 del D.Lgs. 164/2000 detta norme di separazione societaria, gestionale e contabile delle imprese del gas, per garantire lo sviluppo della concorrenza e un adeguato flusso di informazioni agli operatori del settore e all’Autorità per l’energia elettrica e il gas.
Oggetto di separazione societaria a decorrere dal 1° gennaio 2002 sono:
- l’attività di trasporto e dispacciamento;
- l’attività di distribuzione;
- l’attività di vendita, che può essere svolta unicamente da società che non svolgano altre attività nel settore del gas che non siano quelle di importazione, esportazione e coltivazione.
Il comma 4 introduce una deroga agli obblighi di separazione societaria per le imprese di distribuzione e vendita di minori dimensioni (quelle che forniscono meno di 100.000 clienti). A decorrere dal 2003 tali imprese separano societariamente le stesse attività di distribuzione e di vendita.
In deroga a quanto stabilito nei commi precedenti, è fatta salva la facoltà delle imprese del gas di svolgere attività di vendita di gas naturale, a clienti diversi da quelli finali, ai soli fini del bilanciamento del sistema del gas (comma 5).
Il comma 2 attribuisce all'Autorità per l'energia elettrica e il gas il compito di vigilare affinché i Gestori di cui al precedente comma operino nel rispetto dei principi di obiettività, di trasparenza e di non discriminatorietà.
L'articolo 20 recepisce quanto previsto dall'art. 12 della direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'art. 17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009.
Articolo 21
(Compiti dei gestori del sistema di trasporto, stoccaggio e GNL)
1. Il gestore di un sistema di trasporto, di stoccaggio o di un impianto di rigassificazione di gas naturale liquefatto è tenuto a:
a) gestire, mantenere e sviluppare, a condizioni economicamente accettabili, impianti sicuri, affidabili ed efficienti, per garantire un mercato aperto, nel dovuto rispetto dell'ambiente, predisponendo mezzi adeguati a rispondere agli obblighi di servizio;
b) astenersi da discriminazioni tra gli utenti o le categorie di utenti del sistema, in particolare a favore di imprese ad esso collegate;
c) fornire al gestore di ogni altro sistema di trasporto, stoccaggio o di rigassificazione di gas naturale liquefatto o di ogni altro sistema di distribuzione informazioni sufficienti per garantire che il trasporto e lo stoccaggio di gas naturale possano avvenire in maniera compatibile con il funzionamento sicuro ed efficiente del sistema interconnesso;
d) fornire agli utenti del sistema le informazioni necessarie ad un efficiente accesso al sistema.
2. Ogni gestore del sistema di trasporto costruisce sufficiente capacità nei punti di connessione transfrontaliera per integrare l'infrastruttura europea di trasporto accogliendo tutte le richieste di capacità economicamente ragionevoli e tecnicamente fattibili e tenendo conto della sicurezza degli approvvigionamenti del gas naturale.
3. Le regole di bilanciamento del sistema di gas naturale, adottate dai gestori del sistema di trasporto di gas naturale, comprese le regole per addebitare agli utenti della rete lo sbilanciamento energetico, devono essere obiettive, trasparenti e non discriminatorie. Le condizioni di prestazione di questi servizi da parte dei gestori del sistema di trasporto, comprese le regole e le tariffe, sono stabilite in modo non discriminatorio e corrispondente ai costi, secondo criteri stabiliti dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, e sono oggetto di pubblicazione da parte dei gestori.
4. I gestori del sistema di trasporto e stoccaggio acquisiscono il gas naturale e l'energia elettrica utilizzata per lo svolgimento delle proprie attività secondo procedure trasparenti, non discriminatorie e basate su criteri di mercato.
5. I gestori di un sistema di trasporto, di stoccaggio o di un impianto di rigassificazione di gas naturale liquefatto sono tenuti al rispetto delle disposizioni in materia di trasparenza, di non discriminazione, di offerta dei servizi di accesso per i terzi alle capacità disponibili e di assegnazione delle capacità stesse, in particolare in regime di congestione, di cui al regolamento (CE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009.
6. I gestori dei gasdotti interconnessi, anche non direttamente, con reti appartenenti ad altri Stati membri adottano modalità di gestione delle reti tali da assicurare la gestione ottimale delle stesse, promuovere lo sviluppo degli scambi di gas naturale, e l'assegnazione congiunta delle capacità transfrontaliere.
7. Il Ministero dello sviluppo economico e l'Autorità per l'energia elettrica e il gas promuovono la cooperazione fra i gestori transfrontalieri nelle aree geografiche interessate.
L’articolo 21 individua i compiti dei gestori del sistema di trasporto, di stoccaggio o di rigassificazione di GNL.
In particolare il comma 1 stabilisce che i suddetti gestori sono tenuti a :
§ gestire, mantenere e sviluppare, a condizioni economicamente accettabili, impianti sicuri, affidabili ed efficienti, per garantire un mercato aperto, nel dovuto rispetto dell'ambiente, predisponendo mezzi adeguati a rispondere agli obblighi di servizio;
§ astenersi da discriminazioni tra gli utenti o tra le categorie di utenti del sistema, in particolare a favore di imprese ad esso collegate;
§ fornire informazioni sufficienti al gestore di ogni altro sistema di trasporto, di stoccaggio o di rigassificazione di GNL o di ogni altro sistema di distribuzione, al fine di garantire lo svolgimento di tali attività in maniera compatibile con il funzionamento sicuro ed efficiente del sistema interconnesso;
§ fornire agli utenti del sistema le informazioni necessarie ad un efficiente accesso al sistema.
Il comma 2 dispone che ogni gestore del sistema di trasporto è tenuto a costruire sufficiente capacità nei punti di connessione transfrontaliera per integrare l'infrastruttura europea di trasporto, accogliendo tutte le richieste di capacità economicamente ragionevoli e tecnicamente fattibili e tenendo conto della sicurezza degli approvvigionamenti del gas.
Ai sensi del comma 3 la predisposizione da parte dei gestori del sistema di trasporto di regole di bilanciamento del sistema del gas naturale, comprese le regole per addebitare agli utenti della rete lo sbilanciamento energetico, deve essere orientata a principi di obiettività, trasparenza e di non discriminatorietà. La norma prevede, inoltre, che le condizioni di prestazione di questi servizi da parte dei gestori del sistema di trasporto, comprese le regole e le tariffe, vengano stabilite in modo non discriminatorio e corrispondente ai costi, sulla base di criteri stabiliti dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG), e che siano pubblicate dai gestori.
Il comma 4 prevede che l’acquisizione di gas naturale e di energia elettrica da parte dei gestori del sistema di trasporto per lo svolgimento delle proprie attività avvenga secondo procedure trasparenti, non discriminatorie e basate su criteri di mercato.
Inoltre i gestori di un sistema di trasporto, di stoccaggio o di un impianto di rigassificazione di GNL sono tenuti, ai sensi del comma 5, al rispetto delle disposizioni in materia di trasparenza, di non discriminazione, di offerta dei servizi di accesso per i terzi alle capacità disponibili e di assegnazione delle capacità stesse, in particolare in regime di congestione, di cui al regolamento (CE) n. 715/2009.
Si ricorda che il regolamento (CE) n. 715/2009, relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale, è infatti volto a stabilire norme non discriminatorie per le condizioni di accesso ai sistemi di trasporto del gas naturale, agli impianti di GNL e agli impianti di stoccaggio, tenendo conto delle caratteristiche specifiche dei mercati nazionali e regionali al fine di garantire il buon funzionamento del mercato interno del gas. Mira, inoltre, a facilitare lo sviluppo di un mercato all’ingrosso trasparente ed efficiente, caratterizzato da un livello elevato di sicurezza dell’approvvigionamento di gas, nonché a fornire meccanismi di armonizzazione delle norme di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di gas. A fini di una gestione ottimale della rete di trasporto del gas nell’Unione europea, il regolamento prevede la creazione di una Rete europea di gestori di sistemi di trasmissione del gas (la REGST del gas).
In particolare per quanto riguarda l’assegnazione della capacità e la gestione della congestione il regolamento stabilisce che tutti i soggetti operanti sul mercato devono poter disporre della capacità massima delle reti e degli impianti di stoccaggio e di GNL. I gestori dei sistemi di trasporto devono applicare e pubblicare procedure di gestione della congestione non discriminatorie e trasparenti che agevolano gli scambi transfrontalieri di gas su base non discriminatoria.
Il comma 6 prevede che i gestori dei gasdotti interconnessi, anche non direttamente, con reti appartenenti ad altri Paesi UE adottino modalità di gestione delle reti tali da assicurarne una gestione ottimale, promuovere lo sviluppo degli scambi di gas e l'assegnazione congiunta delle capacità transfrontaliere.
Infine al Ministero dello sviluppo economico e all’AEEG è affidato il compito di promuovere la cooperazione fra i gestori transfrontalieri nelle aree geografiche interessate (comma 7).
L'articolo in esame recepisce quanto previsto dall'art. 13 della direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'art.17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009.
Articolo 22
(Obbligo di riservatezza dei gestori e dei proprietari
del sistema di trasporto)
1. All'articolo 20 deldecreto legislativo n. 164 del 2000, dopo il comma 5 sono aggiunti, in fine, i seguenti:
«5-bis. Le imprese di cui al comma 1 impediscono che le informazioni concernenti le proprie attività, che potrebbero essere commercialmente vantaggiose, siano divulgate in modo discriminatorio. In particolare, le informazioni commercialmente sensibili non sono divulgate ad altre parti dell'impresa salvo risulti necessario per effettuare una operazione commerciale. Il proprietario di una impresa di trasporto e la restante parte dell'impresa non devono utilizzare servizi comuni, quali servizi legali comuni, ad eccezione delle funzioni meramente amministrative o dei servizi informatici.
5-ter. Nel corso di operazioni di compravendita da parte di imprese collegate, alle imprese di cui al comma 1 è fatto divieto di abuso delle informazioni commercialmente sensibili acquisite da terzi nel negoziare o fornire l'accesso ai sistemi e agli impianti gestiti dalle stesse imprese.».
L'articolo 22 integra l'articolo 20 del decreto legislativo 164/2000 (cd. “decreto Letta”), aggiungendo, dopo il comma 5, due ulteriori commi che stabiliscono obblighi di riservatezza per le imprese del gas naturale.
Si ricorda che l’articolo 20 del D.Lgs. 164/2000 dispone gli obblighi di informazione delle imprese che svolgono attività di trasporto e dispacciamento di gas naturale, alle imprese che gestiscono impianti di liquefazione o rigassificazione di GNL, e alle imprese di distribuzione e di stoccaggio di gas naturale. Tali imprese:
- devono fornire alle altre imprese esercenti le stesse attività informazioni sufficienti per garantire che le relative attività avvengano in modo compatibile con il funzionamento sicuro ed efficiente del sistema del gas;
- mantengono il segreto sulle informazioni commercialmente sensibili acquisite da altre imprese nel corso dello svolgimento delle loro attività (fatti salvi i poteri di indagine dell'Autorità garante per la concorrenza e del mercato e dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas e gli altri obblighi di divulgazione delle informazioni);
- non possono utilizzare a proprio vantaggio le informazioni commercialmente sensibili acquisite nel corso delle loro attività nell’ambito della vendita o dell'acquisto di gas naturale, anche da parte di imprese controllate, controllanti o collegate;
- non operano discriminazioni tra gli utenti del sistema o categorie di utenti del sistema, in particolare a favore di imprese loro collegate.
Il comma 5-bis stabilisce che le imprese del gas naturale devono impedire che le informazioni concernenti le proprie attività da cui potrebbe derivare un vantaggio commerciale siano divulgate in modo discriminatorio. In particolare, le informazioni commercialmente sensibili non devono essere divulgate ad altre parti dell’impresa, salvo risulti necessario per effettuare un’operazione commerciale.
Viene inoltre imposto il divieto al proprietario di una impresa di trasporto e alla restante parte dell'impresa di utilizzare servizi comuni, quali servizi legali comuni, ad eccezione delle funzioni meramente amministrative o dei servizi informatici.
Il comma 5-ter vieta alle imprese del gas, nel corso di operazioni di compravendita da parte di imprese collegate, di abusare delle informazioni commercialmente sensibili acquisite da terzi nel negoziare o fornire l'accesso ai sistemi e agli impianti gestiti dalle stesse imprese.
L'articolo recepisce quanto previsto dall'articolo 16 della direttiva 2009/73/CE e il criterio di delega di cui all’articolo 17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009, relativo all’attuazione di misure che garantiscano una maggiore trasparenza ed efficienza nel settore del gas.
Articolo 23
(Separazione dei gestori dei
sistemi di distribuzione)
1. Fermo restando quanto previsto dall'articolo 21, comma 2, del decreto legislativo n. 164 del 2000, le imprese di distribuzione del gas naturale che fanno parte di una impresa verticalmente integrata, devono essere indipendenti, sotto il profilo dell'organizzazione e del potere decisionale, dalle altre attività non connesse alla distribuzione.
2. Nel caso le imprese di distribuzione del gas naturale di cui al comma 1 abbiano più di 100.000 clienti allacciati, si applicano i seguenti requisiti minimi:
a) i responsabili dell'amministrazione di un gestore del sistema di distribuzione non devono far parte di strutture societarie dell'impresa di gas naturale verticalmente integrata responsabili, direttamente o indirettamente, della gestione quotidiana delle attività di produzione, trasporto e fornitura di gas naturale;
b) devono essere adottate misure idonee ad assicurare che gli interessi professionali delle persone responsabili dell'amministrazione del gestore dell'impresa di distribuzione siano presi in considerazione in modo da consentire loro di agire in maniera indipendente;
c) il gestore del sistema di distribuzione deve disporre di effettivi poteri decisionali, indipendenti dall'impresa di gas naturale integrata, in relazione ai mezzi necessari alla gestione, alla manutenzione e allo sviluppo della rete. Ai fini dello svolgimento di tali attività, il gestore del sistema di distribuzione deve disporre delle risorse necessarie, comprese le risorse umane, tecniche, finanziarie e materiali. Tale disposizione non impedisce l'esistenza di idonei meccanismi di coordinamento intesi a garantire la tutela dei diritti di vigilanza economica e amministrativa della società controllante per quanto riguarda la redditività degli investimenti nella società controllata. E' consentito alla società controllante di approvare il piano finanziario annuale, o altro strumento equivalente, del gestore del sistema di distribuzione e di introdurre limiti globali ai livelli di indebitamento della società controllata. Non è consentito alla società controllante di dare istruzioni, né per quanto riguarda le operazioni giornaliere, né in relazione a singole decisioni concernenti la costruzione o il miglioramento delle linee di distribuzione, che non eccedano i termini del piano finanziario approvato o di qualsiasi strumento equivalente;
d) il gestore del sistema di distribuzione deve predisporre un programma di adempimenti, contenente le misure adottate per escludere comportamenti discriminatori, e garantire che ne sia adeguatamente controllata l'osservanza. Il programma di adempimenti illustra gli obblighi specifici cui devono ottemperare i dipendenti per raggiungere tale obiettivo. La persona o l'organo responsabile del controllo del programma di adempimenti, il responsabile della conformità del gestore del sistema di distribuzione, presenta ogni anno all'Autorità per l'energia elettrica e il gas una relazione sulle misure adottate, che è pubblicata. Il responsabile della conformità del gestore del sistema di distribuzione è pienamente indipendente e deve poter accedere, per lo svolgimento dei suoi compiti, a tutte le informazioni necessarie in possesso del gestore del sistema di distribuzione e di ogni impresa collegata.
3. Ai gestori di sistemi di distribuzione verticalmente integrati è fatto divieto di creare confusione, nella loro politica di comunicazione e di marchio, circa l'identità distinta del ramo «fornitura» dell'impresa verticalmente integrata. A tal fine i gestori di cui al presente comma si conformano alle disposizioni emanate dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas.
4. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas può adottare misure, anche tariffarie, per promuovere l'aggregazione dei distributori di gas naturale con meno di 50.000 clienti.
L'articolo 23 stabilisce al comma 1 il principio dell'indipendenza sotto il profilo dell'organizzazione e del potere decisionale delle imprese di distribuzione del gas che fanno parte di una impresa verticalmente integrata dalle altre attività non connesse alla distribuzione.
Si ricorda che, secondo la nuova definizione fornita dall’articolo 6 dello schema di decreto in esame, l’impresa verticalmente integrata è un’impresa di gas naturale o un gruppo di imprese di gas naturale nelle quali la stessa persona o le stesse persone, fisiche o giuridiche hanno, direttamente o indirettamente, il potere di esercitare il controllo, e in cui l’impresa o il gruppo di imprese svolge almeno una delle funzioni di trasporto, distribuzione, rigassificazione di GNL o stoccaggio e almeno una delle funzioni di produzione o fornitura di gas naturale
Rimane fermo quanto previsto dall’articolo 21, comma 2, del D.Lgs. 164/2000, riguardante la necessità di separazione societaria tra l'attività di distribuzione di gas naturale e tutte le altre attività del settore del gas.
Si ricorda che il citato articolo 21 del cd. “decreto Letta” riguarda la separazione contabile e societaria per le imprese del gas disponendo, in particolare per l’attività di distribuzione del gas naturale, che a decorrere dal 1° gennaio 2002 essa sia oggetto di separazione societaria da tutte le altre attività del settore del gas.
Il comma 2, recependo l’articolo 26, punto 2, della direttiva 2009/73/CE, fissa i requisiti minimi di indipendenza nel caso di imprese di distribuzione del gas che abbiano più di 100.000 clienti allacciati[32]:
a) i responsabili dell’amministrazione di un gestore del sistema di distribuzione non devono far parte di strutture societarie dell'impresa di gas naturale verticalmente integrata responsabili, direttamente o indirettamente, della gestione quotidiana delle attività di produzione, trasporto e fornitura di gas naturale;
b) devono essere adottate misure idonee ad assicurare che gli interessi professionali delle persone responsabili dell'amministrazione del gestore dell'impresa di distribuzione siano presi in considerazione in modo da consentire loro di agire in maniera indipendente;
c) il gestore del sistema di distribuzione deve disporre di effettivi poteri decisionali, indipendenti dall'impresa di gas naturale integrata, in relazione ai mezzi necessari alla gestione, alla manutenzione e allo sviluppo della rete. Ai fini dello svolgimento di tali attività, il gestore del sistema di distribuzione deve disporre delle risorse necessarie, comprese le risorse umane, tecniche, finanziarie e materiali. Tale disposizione non impedisce l'esistenza di idonei meccanismi di coordinamento intesi a garantire la tutela dei diritti di vigilanza economica e amministrativa della società controllante per quanto riguarda la redditività degli investimenti nella società controllata. È consentito alla società controllante di approvare il piano finanziario annuale, o altro strumento equivalente, del gestore del sistema di distribuzione e di introdurre limiti globali ai livelli di indebitamento della società controllata. Non è consentilo alla società controllante di dare istruzioni, né per quanto riguarda le operazioni giornaliere, né in relazione a singole decisioni concernenti la costruzione o il miglioramento delle linee di distribuzione, che non eccedano i termini del piano finanziario approvato o di qualsiasi strumento equivalente;
d) il gestore del sistema di distribuzione deve predisporre un programma di adempimenti, contenente le misure adottate per escludere comportamenti discriminatori, e garantire che ne sia adeguatamente controllata l'osservanza. Il programma di adempimenti illustra gli obblighi specifici cui devono ottemperare i dipendenti per raggiungere tale obiettivo. La persona o l'organo responsabile del controllo del programma di adempimenti, il responsabile della conformità del gestore del sistema di distribuzione, presenta ogni anno all'Autorità per l'energia elettrica e il gas la relazione sulle misure adottate, che è pubblicata. Il responsabile della conformità del gestore del sistema di distribuzione è pienamente indipendente e deve poter accedere per lo svolgimento dei suoi compiti a tutte le informazioni necessarie in possesso del gestore del sistema di distribuzione e di ogni impresa collegata.
Il comma 3 vieta ai gestori di sistemi di distribuzione verticalmente integrati di creare confusione, nella loro politica di comunicazione e di marchio, circa l'identità distinta del ramo «fornitura» dell'impresa verticalmente integrata. A tal fine i gestori si conformano alle disposizioni emanate dall’AEEG.
Si segnala che tale comma recepisce parte dell’articolo 26, punto 3, della direttiva 2009/73/CE, che dispone anche il controllo, da parte dell’autorità di regolamentazione o da altri organismi competenti, delle attività dei gestori del sistema di distribuzione che facciano parte di un’impresa verticalmente integrata, in modo che essi non possa trarre vantaggio dall’integrazione verticale per falsare la concorrenza.
Al comma 4 è previsto che l'Autorità per l'energia elettrica e il gas possa adottare misure per promuovere l'aggregazione dei piccoli distributori di gas naturale (con meno di 50.000 clienti).
L'articolo recepisce quanto previsto dall'articolo 26 della direttiva 2009/73/CE e il criterio di delega di cui all'art.17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009 (relativo all’attuazione di misure per assicurare un’efficace separazione tra le attività di trasporto, bilanciamento, distribuzione e stoccaggio e le altre attività del settore del gas naturale).
Articolo 24
(Valore di rimborso degli impianti di distribuzione)
1. All'articolo 14 del decreto legislativo n. 164 del 2000, il comma 8 è sostituito dal seguente:
«8. Il nuovo gestore, con riferimento agli investimenti realizzati sugli impianti oggetto di trasferimento di proprietà nei precedenti affidamenti o concessioni, è tenuto a subentrare nelle garanzie e nelle obbligazioni relative ai contratti di finanziamento in essere o ad estinguere queste ultime e a corrispondere una somma al distributore uscente in misura pari al valore di rimborso per gli impianti la cui proprietà è trasferita dal distributore uscente al nuovo gestore. Nella situazione a regime, al termine della durata delle nuove concessioni di distribuzione del gas naturale affidate ai sensi del comma 1, il valore di rimborso al gestore uscente è pari al valore delle immobilizzazioni nette di località del servizio di distribuzione e misura, relativo agli impianti la cui proprietà viene trasferita dal distributore uscente al nuovo gestore, incluse le immobilizzazioni in corso di realizzazione, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località, calcolato secondo la metodologia della regolazione tariffaria vigente e sulla base della consistenza degli impianti al momento del trasferimento della proprietà.».
2. All'articolo 14, comma 9, del decreto legislativo n. 164 del 2000, primo periodo, dopo le parole: «indicati nel bando di gara» sono inserite le seguenti: «stimando il valore di rimborso delle immobilizzazioni previste dopo l'emissione del bando di gara. Il bando di gara riporta le modalità per regolare il valore di rimborso relativo a queste ultime immobilizzazioni.».
3. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas, limitatamente al primo periodo di esercizio delle concessioni assegnate per ambiti territoriali minimi di cui all'articolo 46-bis, comma 2, del decreto-legge 1° ottobre 2007, n. 159, convertito, con modificazioni, dalla legge 29 novembre 2007, n. 222, riconosce in tariffa al gestore entrante l'ammortamento della differenza tra il valore di rimborso, come determinato ai sensi del decreto di cui all'articolo 46-bis, comma 1, del decreto-legge 1° ottobre 2007, n. 159, convertito, con modificazioni, dalla legge 29 novembre 2007, n. 222, e il valore delle immobilizzazioni nette, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località.
4. Gli enti locali che, per l'affidamento del servizio di distribuzione di gas naturale, alla data di entrata in vigore del presente decreto, in caso di procedura di gara aperta, abbiano pubblicato bandi di gara, o, in caso di procedura di gara ristretta, abbiano inviato anche le lettere di invito, includenti in entrambi i casi la definizione dei criteri di valutazione dell'offerta e del valore di rimborso al gestore uscente, e non siano pervenuti all'aggiudicazione dell'impresa vincitrice, possono procedere all'affidamento del servizio di distribuzione di gas naturale secondo le procedure applicabili alla data di indizione della relativa gara. Fatto salvo quanto previsto dal periodo precedente, a decorrere dalla data di entrata in vigore del presente decreto le gare per l'affidamento del servizio di distribuzione sono effettuate unicamente per ambiti territoriali di cui all'articolo 46-bis, comma 2, del decreto-legge 1° ottobre 2007, n. 159, convertito, con modificazioni, dalla legge 29 novembre 2007, n. 222.
L'articolo 24 apporta, ai primi due commi, alcune modifiche all'articolo 14 del D.Lgs. 164/2000, sulla materia del regime di transizione nell'attività di distribuzione e, in particolare, sul valore di rimborso (ossia il valore residuodelle reti di distribuzione da corrispondersi al gestore uscente).
Si ricorda che il citato articolo 14 definisce l'attività di distribuzione di gas naturale come attività di servizio pubblico. Il servizio è affidato esclusivamente mediante gara per periodi non superiori a dodici anni. Gli enti locali che affidano il servizio, anche in forma associata, svolgono attività di indirizzo, di vigilanza, di programmazione e di controllo sulle attività di distribuzione, ed i loro rapporti con il gestore del servizio sono regolati da appositi contratti di servizio. Alla scadenza del periodo di affidamento del servizio, le reti, nonché gli impianti e le dotazioni dichiarati reversibili, rientrano nella piena disponibilità dell'ente locale. Gli stessi beni, se realizzati durante il periodo di affidamento, sono trasferiti all'ente locale alle condizioni stabilite nel bando di gara e nel contratto di servizio. Gli enti locali avviano la procedura di gara non oltre un anno prima della scadenza dell'affidamento, in modo da evitare soluzioni di continuità nella gestione del servizio. Il gestore uscente resta comunque obbligato a proseguire la gestione del servizio, limitatamente all'ordinaria amministrazione, fino alla data di decorrenza del nuovo affidamento.
Ai sensi del comma 8, il nuovo gestore, con riferimento agli investimenti realizzati secondo il piano degli investimenti oggetto del precedente affidamento o concessione, è tenuto a subentrare nelle garanzie e nelle obbligazioni relative ai contratti di finanziamento in essere o ad estinguere queste ultime e a corrispondere una somma al distributore uscente in misura pari all'eventuale valore residuo degli ammortamenti di detti investimenti risultanti dai bilanci del gestore uscente e corrispondenti ai piani di ammortamento oggetto del precedente affidamento, al netto degli eventuali contributi pubblici a fondo perduto. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas, con proprio provvedimento, stabilisce, in coerenza col sistema tariffario, le modalità dell'eventuale rivalutazione del suddetto valore residuo in relazione all'andamento dei prezzi.
Secondo il successivo comma 9, gli oneri gravanti sul nuovo gestore ai sensi del comma 8 sono indicati nel bando di gara. Il gestore subentrante acquisisce la disponibilità degli impianti dalla data del pagamento della somma corrispondente agli oneri suddetti, ovvero dalla data di offerta reale della stessa.
In particolare il comma 8 del citato art. 14 è sostituito prevedendo che al nuovo gestore, con riferimento agli investimenti realizzati sugli impianti oggetto di trasferimento di proprietà nei precedenti affidamenti o concessioni, è posta l’alternativa tra
§ il subentro nelle garanzie e nelle obbligazioni relative ai contratti di finanziamento in essere
§ l’estinzione delle stesse e la corresponsione al distributore uscente del valore di rimborso[33] per gli impianti la cui proprietà è trasferita dal distributore uscente al nuovo gestore.
Nella situazione a regime, al termine della durata delle nuove concessioni di distribuzione del gas naturale, il valore di rimborso al gestore uscente è pari al valore delle immobilizzazioni nette di località del servizio di distribuzione e misura, relativo agli impianti la cui proprietà viene trasferita dal distributore uscente al nuovo gestore, incluse le immobilizzazioni in corso di realizzazione, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località, calcolato secondo la metodologia della regolazione tariffaria vigente e sulla base della consistenza degli impianti al momento del trasferimento della proprietà.
Il comma 9 del suddetto art. 14 è modificato al fine di tenere in conto della valorizzazione del rimborso delle immobilizzazioni previste dopo l’emissione del bando di gara. A tal fine nel primo periodo, dopo le parole "indicati nel bando di gara" sono aggiunte le parole "stimando il valore di rimborso delle immobilizzazioni previste dopo l'emissione del bando di gara. Il bando di gara riporta le modalità per regolare il valore di rimborso relativo a queste ultime immobilizzazioni.".
Il comma 3 dell’articolo 24 riguarda il primo periodo di esercizio delle concessioni assegnate per ambiti territoriali minimi di cui all'articolo 46-bis, comma 2, del D.L. 159/2007[34].
Si ricorda che il citato articolo 46-bis è intervenuto in materia di concorrenza nel settore della distribuzione del gas.
Il comma 1 ha previsto che i Ministri dello sviluppo economico e per gli affari regionali e le autonomie locali, sentita la Conferenza unificata e su parere dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, individuino:
§ i criteri di gara e di valutazione dell’offerta per l’affidamento del servizio di distribuzione di gas previsto dall’articolo 14, comma 1, del “decreto Letta” (D.Lgs. 164/2000), tenendo conto in maniera adeguata, oltre che delle condizioni economiche offerte, e in particolare di quelle a vantaggio dei consumatori, degli standard qualitativi e di sicurezza del servizio, dei piani di investimento e di sviluppo delle reti e degli impianti (comma 1). Si segnala che non è ancora stato pubblicato il decreto del Ministro dello sviluppo economico recante “Individuazione dei criteri di gara e di valutazione dell’offerta per l’affidamento del servizio di distribuzione del gas” (cd. “decreto criteri”), su cui la Conferenza unificata ha reso il parere nella seduta del 16 dicembre 2010;
§ gli ambiti territoriali minimi per lo svolgimento delle gare per l'affidamento del servizio di distribuzione del gas, a partire da quelli tariffari, secondo l'identificazione di bacini ottimali di utenza, in base a criteri di efficienza e riduzione dei costi, e determinino misure per l'incentivazione delle relative operazioni di aggregazione (comma 2). Successivamente, la legge 99/2009 (articolo 30, comma 26), nel far salve queste disposizioni ha previsto che gli ambiti territoriali minimi siano determinati tenendo anche conto delle interconnessioni degli impianti di distribuzione e con riferimento alle specificità territoriali e al numero dei clienti finali. In ogni caso l’ambito non può essere inferiore al territorio comunale. In attuazione, nella G.U. del 31 marzo 2011 è stato pubblicato il decreto del Ministero dello sviluppo economico 19 gennaio 2011 recante determinazione degli ambiti territoriali nel settore della distribuzione del gas naturale (cd. “decreto Atem”).
Limitatamente a tale primo periodo esercizio delle concessioni, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas riconosce in tariffa al gestore entrante l'ammortamento della differenza tra il valore di rimborso (come determinato ai sensi del decreto di cui all'articolo 46-bis, comma 1, del citato D.L. 159/2007) e il valore delle immobilizzazioni nette, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località.
Ai sensi del comma 4, gli enti locali che, per l'affidamento del servizio di distribuzione di gas naturale, alla data di entrata in vigore del presente decreto abbiano pubblicato bandi di gara (in caso di procedura di gara aperta) oppure abbiano inviato anche le lettere di invito (in caso di procedura di gara ristretta), includenti in entrambi i casi la definizione dei criteri di valutazione dell'offerta e del valore di rimborso al gestore uscente, e non siano pervenuti all'aggiudicazione dell'impresa vincitrice, possono procedere all'affidamento del servizio di distribuzione di gas naturale secondo le procedure applicabili alla data di indizione della relativa gara.
Peraltro, a decorrere dalla data di entrata in vigore del presente decreto le gare per l'affidamento del servizio di distribuzione sono effettuate unicamente per ambiti territoriali di cui al citato articolo 46-bis, comma 2.
L'articolo dà attuazione al criterio di delega di cui all'art. 17, comma 4, lettera u) della legge comunitaria 2009, secondo il quale occorre prevedere, senza nuovi o maggiori oneri per il bilancio dello Stato, che, nella situazione a regime, al termine della durata delle nuove concessioni di distribuzione del gas naturale affidate ai sensi dell’articolo 14 del D.Lgs. 164/2000, i meccanismi di valorizzazione delle reti siano coerenti con i criteri posti alla base della definizione delle rispettive tariffe.
Articolo 25
(Separazione della contabilità)
1. Fermo restando quanto stabilito dall'articolo 21 del decreto legislativo n. 164 del 2000, le imprese del gas naturale sono tenute alla separazione contabile tra le attività di trasporto, distribuzione, stoccaggio e rigassificazione di gas naturale liquefatto, in base ai criteri stabiliti dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, conformemente alle disposizioni di cui all'articolo 31 della direttiva 2009/73/CE.
L’articolo 25 dispone l’obbligo per le imprese del gas naturale della separazione contabile tra le attività di trasporto, distribuzione, stoccaggio e rigassificazione di gas naturale liquefatto, in base ai criteri stabiliti dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, conformemente alle disposizioni di cui all'articolo articolo 31 della direttiva 2009/73/CE, relativo alla separazione della contabilità.
Il richiamato articolo 31 della direttiva 2009/73/CE riguarda la contabilità delle imprese di gas naturale. Tali imprese, quale che sia il loro regime di proprietà o la loro forma giuridica, redigono, sottopongono a revisione e pubblicano i conti annuali. Quelle che non sono per legge tenute a pubblicare i conti annuali, ne tengono una copia a disposizione del pubblico nella loro sede sociale.
Nella loro contabilità interna le imprese di gas naturale tengono conti separati per ciascuna attività di trasporto, distribuzione, GNL e stoccaggio come sarebbero tenute a fare se le attività in questione fossero svolte da imprese separate al fine di evitare discriminazioni, trasferimenti incrociati di risorse tra settori e distorsioni della concorrenza. Tengono inoltre conti che possono essere consolidati per le altre attività nel settore del gas non riguardanti il trasporto, la distribuzione, il GNL e lo stoccaggio. Fino al 1o luglio 2007, esse tengono conti separati per le attività di fornitura a clienti idonei e le attività di fornitura a clienti non idonei. Nella contabilità è precisato il reddito proveniente dalla proprietà della rete di trasporto o distribuzione. Le imprese tengono eventualmente conti consolidati per altre attività non riguardanti il settore del gas. La contabilità interna comprende uno stato patrimoniale ed un conto profitti e perdite per ciascuna attività.
Le imprese specificano nella contabilità interna le norme di ripartizione dell’attivo e del passivo e dei costi e dei ricavi, nonché le norme di ammortamento, fatte salve le norme relative alla contabilità in vigore a livello nazionale, applicate nella redazione dei conti separati. Tali norme interne possono essere modificate soltanto in casi eccezionali. Le modifiche sono citate e debitamente motivate.
Nell’allegato ai conti annuali le imprese indicano ogni operazione di una certa dimensione effettuata con imprese ad esse collegate.
Rimangono ferme le disposizioni contenute nell'articolo 21 del D.Lgs. 164/2000 in tema di separazione contabile e societaria.
Il citato articolo 21 prevede, a decorrere dal 1° gennaio 2002, la separazione societaria:
- dell’attività di trasporto e dispacciamento di gas naturale da tutte le altre attività del settore del gas, ad eccezione dell'attività di stoccaggio, che è comunque oggetto di separazione contabile e gestionale dall'attività di trasporto e dispacciamento e di separazione societaria da tutte le altre attività del settore del gas;
- dell'attività di distribuzione di gas naturale da tutte le altre attività del settore del gas.
Entro lo stesso termine, la vendita di gas naturale può essere effettuata unicamente da società che non svolgano alcuna altra attività nel settore del gas naturale, salvo l'importazione, l'esportazione, la coltivazione e l'attività di cliente grossista.
A decorrere dal 1° gennaio 2003, le imprese di gas naturale che svolgono nel settore del gas unicamente attività di distribuzione e di vendita e che forniscono meno di centomila clienti finali separano societariamente le stesse attività di distribuzione e di vendita.
In deroga a quanto sopra stabilito, è fatta salva la facoltà delle imprese del gas di svolgere attività di vendita di gas naturale, a clienti diversi da quelli finali, ai soli fini del bilanciamento del sistema del gas
L'articolo recepisce quanto previsto dall'articolo 31 della direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'articolo 17, comma 4, lettera h) della legge comunitaria 2009 (assicurare una efficace separazione tra le attività di trasporto, bilanciamento, distribuzione e stoccaggio e le altre attività del settore del gas naturale).
Articolo 26
(Trasparenza della contabilità)
1. Le imprese di gas naturale consentono alle autorità competenti di accedere alla loro contabilità conformemente alle disposizioni dell'articolo 30 della direttiva 2009/73/CE, mantenendo comunque la riservatezza sulle informazioni commercialmente sensibili.
L’articolo 26 impone alle imprese di gas naturale di consentire alle autorità competenti l’accesso alla loro contabilità, conformemente alle disposizioni dell'articolo 30 della direttiva 2009/73/CE, mantenendo comunque la riservatezza sulle informazioni commercialmente sensibili.
L’articolo 30 della direttiva 2009/73/CE riguarda infatti il diritto di accesso alla contabilità delle imprese di gas naturale da parte delleautorità competenti nella misura necessaria per lo svolgimento delle loro funzioni e mantenendo la riservatezza sulle informazioni commercialmente sensibili. Gli Stati membri possono prevedere la divulgazione di tali informazioni qualora ciò sia necessario per consentire alle autorità competenti di svolgere le proprie funzioni.
L'articolo recepisce quanto previsto dall'articolo 30 della direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'articolo 17, comma 4, lettere g) e h) della legge comunitaria 2009 (che concernono, rispettivamente, l’assoggettamento delle transazioni su contratti di fornitura di gas e su strumenti derivati ad obblighi di trasparenza nella disciplina degli scambi e la separazione tra le attività di trasporto, bilanciamento, distribuzione e stoccaggio e le altre attività del settore del gas naturale).
Articolo 27
(Disposizioni sullo stoccaggio)
1. All'articolo12deldecreto legislativo n. 164 del 2000 dopo il comma 11 sono aggiunti, in fine, i seguenti:
«11-bis. Lo stoccaggio strategico, offerto in regime regolato, è posto a carico dei soggetti produttori e dei soggetti importatori di gas naturale, sia nel caso di importazione di gas naturale prodotto in Paesi appartenenti all'Unione europea, sia nel caso di importazione di gas naturale prodotto in Paesi non appartenenti all'Unione europea, secondo quote determinate in funzione, anche non lineare, del volume importato, e dell'infrastruttura di approvvigionamento, stabilite annualmente con decreto del Ministero dello sviluppo economico, in relazione alla evoluzione delle capacità di importazione delle singole infrastrutture di importazione e della capacità di produzione nazionale.
11-ter. Il volume complessivo relativo allo stoccaggio strategico è stabilito annualmente dal Ministero dello sviluppo economico, sentito il Comitato di emergenza e monitoraggio del sistema del gas naturale, in misura non inferiore al maggiore dei seguenti volumi:
a) volume necessario al fine di poter erogare per almeno 30 giorni continuativi, nel corso di tutto il periodo di punta stagionale, una portata fino al 100 per cento della maggiore delle importazioni provenienti dalla infrastruttura di importazione maggiormente utilizzata;
b) volume necessario per le necessità di modulazione in caso di inverno rigido, calcolato per l'inverno più rigido verificatosi negli ultimi 20 anni.
11-quater. L'autorizzazione all'uso dello stoccaggio strategico può essere rilasciata a una impresa del gas naturale solo nel caso in cui l'intera capacità di importazione conferita alla stessa impresa, nel periodo per il quale viene richiesto l'accesso allo stoccaggio strategico, sia stata utilizzata, salvo documentati casi di forza maggiore e compatibilmente con le condizioni e i vincoli tecnici esistenti.
2. All'articolo 12 del decreto legislativo n. 164 del 2000 il comma 7 è sostituito dal seguente:
«7. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas fissa le modalità atte a garantire a tutti gli utenti la libertà di accesso a parità di condizioni, la massima imparzialità e la neutralità del servizio di stoccaggio in condizioni di normale esercizio e gli obblighi dei soggetti che svolgono le attività di stoccaggio, sulla base dei seguenti criteri:
a) le capacità di stoccaggio di modulazione, fatto salvo quanto disposto al comma 5, sono assegnate prioritariamente per le esigenze di fornitura ai clienti civili, ivi comprese le utenze relative ad attività di servizio pubblico, tra cui ospedali, case di cura e di riposo, carceri, scuole, e altre strutture pubbliche o private che svolgono un'attività riconosciuta di assistenza, nonché a clienti non civili con consumi non superiori a 50.000 metri cubi annui, per un volume calcolato annualmente e pari al fabbisogno di modulazione stagionale degli stessi clienti in ipotesi di inverno rigido, in base ai criteri di cui all'articolo 18, comma 2. Il rimanente stoccaggio è assegnato, secondo modalità stabilite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, anche per servizi diversi da quelli di modulazione.».
3. All'articolo 18, comma 2, del decreto legislativo n. 164 del 2000 il secondo periodo è sostituito dal seguente: «Il Ministero dello sviluppo economico determina i criteri per il calcolo degli obblighi di modulazione per il periodo di punta stagionale per aree di prelievo omogenee in funzione dei valori climatici, tenendo conto degli obblighi di garanzia delle forniture di gas naturale ai clienti vulnerabili di cui all'articolo 8 del regolamento (CE) n. 994/2010 del Parlamento europeo e del Consiglio del 20 ottobre 2010.».
4. All'articolo 18 del decreto legislativo n. 164 del 2000 il comma 3 è sostituito dal seguente:
«3. I soggetti che svolgono attività di vendita ai clienti civili, ivi comprese le utenze relative ad attività di servizio pubblico, tra cui ospedali, case di cura e di riposo, carceri, scuole, e altre strutture pubbliche o private che svolgono un'attività riconosciuta di assistenza, nonché a clienti non civili con consumi non superiori a 50.000 metri cubi annui, a decorrere dal 1° ottobre 2011 forniscono agli stessi clienti il servizio di modulazione di cui al comma 2, ovvero, ove abbiano installato misuratori multiorari di gas naturale, il servizio richiesto direttamente dai clienti stessi. L'Autorità per l'energia elettrica ed il gas vigila sulla trasparenza delle condizioni contrattuali e, con proprie deliberazioni, può stabilire un codice di condotta commerciale in cui sono determinate le modalità e i contenuti delle informazioni minime che i soggetti che svolgono l'attività di vendita devono fornire ai clienti stessi.».
5. Al fine di garantire la sicurezza delle forniture di gas naturale utilizzato come carburante, la cassa conguaglio GPL, di cui al provvedimento CIP n. 44 del 28 ottobre 1977, esercita le competenze relative al fondo bombole per metano e alla sua gestione, di cui alla legge 8 luglio 1950, n. 640, e alla legge 7 giugno 1990, n. 145, ad essa trasferite ai sensi dell'articolo 27, commi 3 e 6, della legge 23 luglio 2009, n. 99, mediante il comitato di gestione del fondo bombole per metano di cui alle leggi citate. Sono fatti salvi gli atti amministrativi e di gestione adottati dallo stesso comitato e dalla cassa conguaglio GPL fino alla data di entrata in vigore del presente decreto. Il Ministro dello sviluppo economico, con proprio decreto, da adottare entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, nomina i componenti del comitato di cui al presente comma, riducendone il numero di due unità.
L'articolo 27 apporta alcune integrazioni e modifiche al D.Lgs. 164/2000, e in particolare in materia di disciplina delle attività di stoccaggio (articolo 12) e in materia di disciplina dell'attività di vendita (articolo 18).
L’articolo 12 del D.Lgs. 164/2000 viene integrato, dal comma 1 della norma in esame, con tre nuovi commi riguardanti lo stoccaggio strategico, ovvero lo stoccaggio finalizzato a sopperire a situazioni di mancanza o riduzione degli approvvigionamenti o di crisi del sistema del gas.
Si segnala che il D.Lgs. 130/2010[35] contiene, al titolo III, misure che puntano all’incremento dell'offerta di servizi di stoccaggio di gas naturale.
Lo stoccaggio strategico, offerto in regime regolato, è posto a carico dei soggetti produttori e dei soggetti importatori di gas naturale, sia nel caso di importazione di gas prodotto in Paesi UE, sia nei caso di importazione di gas naturale prodotto in Paesi extra UE, secondo quote stabilite annualmente con decreto del Ministero dello sviluppo economico (MiSE). Tali quote sono determinate in funzione, anche non lineare, del volume importato, e dell'infrastruttura di approvvigionamento, in relazione all’evoluzione delle capacità di importazione delle singole infrastrutture di importazione e della capacità di produzione nazionale (comma 11-bis).
Il volume complessivo relativo allo stoccaggio strategico (comma 11-ter) è stabilito annualmente dal MiSE, sentito il Comitato di emergenza e monitoraggio del sistema del gas[36], in misura non inferiore al maggiore tra due parametri, definiti come:
a) il volume necessario al fine di poter erogare per almeno 30 giorni continuativi, nel corso dì tutto il periodo di punta stagionale, una portata fino al 100% della maggiore delle importazioni provenienti dalla infrastruttura di importazione maggiormente utilizzata;
b) volume necessario per le necessità di modulazione in caso di inverno rigido, calcolato per l'inverno più rigido verificatosi negli ultimi 20 anni.
Si ricorda che, in materia di determinazione dello stoccaggio strategico, la normativa ministeriale di riferimento è costituita dal D.M. 9 maggio 2001[37] (in particolare l’articolo 3) e dal D.M. 26 settembre 2001[38] (articolo 2). La delibera AEEG di riferimento è la 119/2005. Secondo tali normative, le imprese di gas che intendono effettuare importazioni di gas nel corso dell’anno contrattuale di stoccaggio successivo, hanno l’obbligo di comunicare al Ministero i programmi di importazione per ciascuna infrastruttura di approvvigionamento, specificando la provenienza del gas. Il Ministero definisce inoltre la disponibilità minima che deve essere garantita dal sistema degli stoccaggi, con l’obiettivo di garantire una certa soglia di sicurezza del sistema in condizioni di emergenza. Tale livello minimo da assicurare è pari al 50% della portata massima relativa alla maggiore delle importazioni provenienti da Paesi non appartenenti all’UE.
L’autorizzazione all'uso dello stoccaggio strategico può essere rilasciata a una impresa del gas solo nel caso in cui l'intera capacità di importazione conferita alla stessa impresa, nel periodo per il quale viene richiesto l'accesso allo stoccaggio strategico, sia stata utilizzata (comma 11-quater).
Il comma 7 dell’articolo 12 del D.Lgs. 164/2000 viene sostituito ad opera del comma 2 della norma in esame.
Il citato comma 7, nel testo in vigore prima della modifica, demandava all’Autorità per l'energia elettrica e il gas l’emanazione di una delibera per fissare i criteri e le priorità di accesso atti a garantire a tutti gli utenti la libertà di accesso a parità di condizioni, la massima imparzialità e la neutralità del servizio di stoccaggio in condizioni di normale esercizio e gli obblighi dei soggetti che svolgono le attività di stoccaggio. Entro tre mesi dalla pubblicazione della citata delibera i titolari di concessioni di stoccaggio di gas naturale adottano il proprio codice di stoccaggio, che è trasmesso all'Autorità per l'energia elettrica e il gas che ne verifica la conformità ai suddetti criteri. Trascorsi tre mesi dalla trasmissione senza comunicazioni da parte dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, il codice di stoccaggio si intende conforme. In attuazione di quanto disposto, l’AEEG aveva adottato la delibera n. 119/05, recante “Adozione di garanzie di libero accesso al servizio di stoccaggio del gas naturale, obblighi dei soggetti che svolgono le attività di stoccaggio e norme per la predisposizione dei codici di stoccaggio”.
Il nuovo comma 7 pone all’AEEG un ulteriore criterio da seguire nella delibera che fissa i criteri e le priorità di accesso, nonché gli obblighi dei soggetti che svolgono le attività di stoccaggio.
Tale criterio riguarda l’utilizzo dello stoccaggio di modulazione[39], ovvero lo stoccaggio finalizzato a soddisfare la modulazione dell'andamento giornaliero, stagionale e di punta dei consumi, e impone:
§ l’assegnazione prioritaria di una quota delle capacità di stoccaggio di modulazione per le esigenze di fornitura ai clienti civili[40], ivi comprese le utenze relative ad attività di servizio pubblico, tra cui ospedali, case di cura e di riposo, carceri, scuole, e altre strutture pubbliche o private che svolgono un’attività riconosciuta di assistenza, nonché a clienti non civili con consumi non superiori a 50.000 metri cubi annui.
Tale quota corrisponde ad un volume calcolato annualmente e pari al fabbisogno di modulazione stagionale degli stessi clienti in ipotesi di inverno rigido, in base ai criteri fissati con il decreto MiSE di cui all’articolo 18, comma 2, del D.Lgs. 164/2000 (come modificato dal comma 3 dell’articolo in esame);
§ l’assegnazione, secondo modalità stabilite dall’AEEG, del rimanente stoccaggio di modulazione, anche per servizi diversi da quelli di modulazione.
L’articolo 18 del D.Lgs. 164/2000, che disciplina l’attività di vendita, viene modificato dai commi 3 (che ne sostituisce il comma 2, secondo periodo) e 4 (che ne sostituisce il comma 3) della norma in esame.
Per ciò che concerne il citato comma 2, secondo periodo, la norma in esame lo modifica affidando al Ministero dello sviluppo economico (in luogo dell’AEEG) il compito di determinare i criteri per il calcolo degli obblighi di modulazione per il periodo di punta stagionale per aree di prelievo omogenee in funzione dei valori climatici, tenendo conto degli obblighi di garanzia delle forniture di gas ai clienti vulnerabili di cui all’articolo 8 del regolamento (CE) n. 994/2010.
Si ricorda che dal 3 marzo 2011 è entrato in vigore, nella sua totalità, il regolamento (CE) n. 994/2010 del Parlamento europeo e del Consiglio del 20 ottobre 2010, concernente misure volte a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di gas e che abroga la direttiva 2004/67/CE del Consiglio. Tale regolamento stabilisce, fra l’altro, di assicurare l’approvvigionamento di gas ai clienti protetti[41] in casi di domanda eccezionalmente elevata e in caso di guasto della principale infrastruttura di approvvigionamento.
Si ricorda inoltre che secondo il testo nel testo del comma 2 in vigore prima della modifica, il servizio di modulazione è fornito dai soggetti che svolgono l'attività di vendita. A tal fine l'Autorità per l'energia elettrica ed il gas, con propria delibera con cadenza annuale, determina gli obblighi di modulazione per il periodo di punta stagionale dell'anno successivo per ciascun comune in funzione dei valori climatici.
Il comma 3 del medesimo articolo 18 è interamente sostituito ad opera del comma 4 della norma in esame.
Secondo il testo del comma 3 in vigore prima della modifica, i soggetti che svolgono attività di vendita ai clienti con consumo annuo inferiore o pari a 200.000 Smc forniscono agli stessi clienti il servizio di modulazione, ovvero, ove abbiano installato misuratori multiorari di gas, il servizio richiesto direttamente dai clienti stessi. L'Autorità per l'energia elettrica ed il gas vigila sulla trasparenza delle condizioni contrattuali e, con proprie deliberazioni, può determinare un codice di condotta commerciale in cui sono in particolare stabilite modalità e contenuti delle informazioni minime che i soggetti che svolgono l'attività di vendita devono fornire ai clienti stessi.
Nel comma viene modificata la platea dei clienti di riferimento, che viene ad includere, a decorrere dal 1° ottobre 2011:
§ i clienti civili, ivi comprese le utenze relative ad attività di servizio pubblico (ospedali, case di cura e di riposo, carceri, scuole, asili e altre strutture pubbliche e/o private che svolgono un'attività riconosciuta di assistenza)
§ i clienti non civili con consumi non superiori a 50.000 metri cubi annui.
L’articolo 27 modifica le norme sullo stoccaggio contenute nel decreto legislativo n.164/2000 al fine di aggiornarle e renderle coerenti con quanto previsto dagli articoli 3 e 33 della direttiva 2009/73/CE, dal regolamento n. 994/2010 e dal criterio di delega di cui all'articolo 17, comma 4, lettera p)[42] della legge comunitaria 2009.
Si ricorda che l’articolo 3 della citata direttiva prevede, fra l’altro, l’adozione di misure appropriate per tutelare i clienti finali ed assicurare in particolare ai clienti vulnerabili un’adeguata protezione. In questo contesto, ciascuno Stato membro definisce il concetto di cliente vulnerabile che può riferirsi alla povertà energetica e, tra l’altro, al divieto di interruzione delle forniture a tali clienti in momenti critici.
L’articolo 33 della direttiva riguarda l’accesso allo stoccaggio e al linepack[43], i cui criteri sono definiti dagli Stati membri o dalle autorità di regolamentazione. La direttiva lascia agli Stati membri la scelta tra l’applicazione di una o entrambe le seguenti procedure:
- in caso di accesso negoziato gli Stati membri o le autorità di regolamentazione adottano le misure necessarie affinché le imprese di gas naturale e i clienti idonei siano in grado di negoziare l’accesso agli impianti di stoccaggio e al linepack ove tecnicamente e/o economicamente necessario per fornire un accesso efficiente al sistema, nonché per organizzare l’accesso ad altri servizi ausiliari. I contratti di accesso allo stoccaggio, al linepack e ad altri servizi ausiliari sono negoziati con il gestore del sistema di stoccaggio o le imprese di gas naturale interessati.
- in caso di accesso regolamentato, le autorità di regolamentazione o gli Stati membri adottano le misure necessarie per conferire alle imprese di gas naturale e ai clienti idonei un diritto di accesso allo stoccaggio, al linepack, e ad altri servizi ausiliari, sulla base di tariffe pubblicate e/o altre condizioni e obblighi per l’utilizzo del suddetto stoccaggio e del linepack, ove tecnicamente e/o economicamente necessario per fornire un accesso efficiente al sistema, nonché per l’organizzazione dell’accesso ad altri servizi ausiliari.
Articolo 28
(Semplificazione delle norme sull'attività di importazione)
1. All'articolo 3 del decreto legislativo n. 164 del 2000 il comma 1 è sostituito dal seguente:
«1. L'attività di importazione di gas naturale relativa a contratti di durata superiore ad un anno, effettuata attraverso i punti di entrata della rete nazionale dei gasdotti a mezzo di gasdotti o di terminali di rigassificazione di GNL, o a mezzo di carri bombolai o di autocisterne di gas naturale liquefatto, è soggetta ad autorizzazione del Ministero dello sviluppo economico, rilasciata in base a criteri obiettivi e non discriminatori pubblicati ai sensi dell'articolo 29.».
2. All'articolo 3, comma 2, del decreto legislativo n. 164 del 2000 le lettere d) ed e) sono soppresse.
3. Dalla data di entrata in vigore del presente decreto viene a cessare l'obbligo di cui all'articolo 3, comma 2, lettera e), del decreto legislativo n. 164 del 2000 e di cui all'articolo 7 del decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 27 marzo 2001.
4. All'articolo 3 del decreto legislativo n. 164 del 2000 il comma 7 è sostituito dal seguente:
«7. L'attività di importazione di gas naturale di cui al comma 1, relativa a contratti di durata non superiore a un anno, è soggetta a comunicazione, trenta giorni prima del suo inizio, al Ministero dello sviluppo economico e all'Autorità per l'energia elettrica e il gas, degli elementi di cui al comma 5.».
5. All'articolo 3, comma 8, del decreto legislativo n. 164 del 2000 il secondo periodo è sostituito dal seguente: «Il valore di cui sopra può essere ridotto o annullato, con decreto del Ministero dello sviluppo economico, in funzione delle esigenze di sicurezza del sistema del gas naturale.».
6. All'articolo 3 del decreto legislativo n. 164 del 2000 il comma 6 è sostituito dal seguente:
«6. Per le importazioni di GNL, ai fini del rispetto dell'obbligo di cui all'articolo 12, comma 2, le imprese del gas naturale possono computare come stoccaggio strategico il 50 cento della capacità dei serbatoi di stoccaggio presenti nell'impianto di rigassificazione utilizzato, ridotta proporzionalmente al rapporto tra le importazioni effettuate nel corso dell'anno da ciascun soggetto e la capacità totale annuale di importazione dell'impianto.».
7. All'articolo 3 del decreto legislativo n. 164 del 2000 il comma 3 è sostituito dal seguente:
«3. Nell'ambito della domanda di autorizzazione all'importazione o della comunicazione di cui al comma 7 devono essere indicati gli Stati dove il gas naturale è stato prodotto. Nel caso di acquisto presso un punto di scambio fisico («hub») estero deve essere indicata la composizione media della provenienza del gas naturale dai vari Paesi di produzione.».
8. I soggetti che effettuano attività di importazione di gas naturale in assenza dell'autorizzazione di cui all'articolo 3, comma 1, del decreto legislativo n. 164 del 2000, sono soggetti alle sanzioni di cui all'articolo 45, comma 1, lettera b). In caso di reiterazione a detti soggetti può essere negato il rilascio di nuove autorizzazioni all'importazione.
L'articolo 28 apporta una serie di modifiche all'articolo 3 del decreto legislativo n. 164 del 2000 sull'attività d'importazione, finalizzate ad una semplificazione normativa.
Si ricorda che il cd. decreto Letta ha stabilito (articolo 12, comma 8) che lo stoccaggio strategico è posto a carico dei soggetti importatori di gas naturale da Paesi non appartenenti all’Unione Europea (ma lo schema di decreto in esame con l’articolo 27 modifica tale impostazione).
Ai sensi dell’articolo 3:
- l’attività di importazione di gas prodotto in Paesi non UE è soggetta al rilascio di autorizzazione del Ministero dello sviluppo economico (comma 1), subordinata al rispetto di alcuni requisiti tra cui un obbligo di stoccaggio strategico nel territorio nazionale (comma 2, requisito d)) e la capacità del richiedente di contribuire allo sviluppo o alla sicurezza del sistema nazionale del gas attraverso opportuni piani di investimento (comma 2, requisito e)). I criteri per il rilascio dell’autorizzazione sono definiti dal D.M. 27 marzo 2001[44];
- l’attività di importazione di gas prodotto in Paesi UE è soggetta alla comunicazione entro 60 giorni al Ministero dello sviluppo economico e all’AEEG degli elementi contrattuali.
Con le modifiche apportate dall’articolo 28, la discriminante per la richiesta del titolo autorizzativo diviene la durata del contratto, e non più il luogo di produzione del gas, nel senso che l'attività di importazione di gas naturale effettuata attraverso i punti di entrata della rete nazionale di gasdotti o di terminali di rigassificazione di GNL, o a mezzo di carri bombolai o di autocisterne di GNL,
§ è soggetta ad autorizzazione del Ministero dello sviluppo economico se relativa a contratti di durata superiore ad un anno;
§ è soggetta a comunicazione, trenta giorni prima del suo inizio, al Ministero dello sviluppo economico e all’AEEG, degli estremi contrattuali, se relativa a contratti di durata non superiore ad un anno.
Sia nella domanda di autorizzazione che nella comunicazione vanno indicati gli Stati dove il gas è stato prodotto. Nel caso di acquisto presso un punto di scambio fisico (hub) estero, deve essere indicata la composizione media della provenienza del gas dai vari Paesi di produzione.
Vengono inoltre fatti cessare, con l'entrata in vigore del provvedimento in esame, gli obblighi relativi ai piani di investimento per gli importatori da Paesi extra UE (di cui all’art. 3, comma 2, lettera e) del D.Lgs. 164/2000 e di cui all’articolo 7[45] del D.M. 27 marzo 2001).
Si ricorda che il D.L. 7/2007[46] all’articolo 11, comma 2, ha previsto un ulteriore vincolo a cui sono subordinate le autorizzazioni all'importazione di gas rilasciate dal Ministero dello sviluppo economico ai sensi dell'articolo 3 del “decreto Letta”, ossia l'obbligo di offerta presso il mercato regolamentato di una quota del gas importato, definita con D.M. 19 marzo 2008[47] (e 18 marzo 2010[48]) in misura rapportata ai volumi complessivamente importati.
Ai fini degli obblighi di stoccaggio strategico disposti dall’articolo 12, comma 2, del cd. decreto Letta, per le importazioni di GNL rimane la possibilità per le imprese di computare come stoccaggio strategico il 50 per cento della capacità dell’impianto di stoccaggio presente nell’impianto di rigassificazione utilizzato.
Relativamente all’obbligo per i contratti di importazione di gas naturale di consentire una certa modulazione stagionale (tale da rendere possibile l'incremento delle quantità importate giornaliere nel periodo di punta stagionale in misura non inferiore al 10% rispetto al valore medio giornaliero su base annua), si prevede che tale valore possa essere ridotto o annullato, con decreto del Ministero dello sviluppo economico. in funzione delle esigenze di sicurezza del sistema del gas.
Sono infine introdotte sanzioni, irrogate dall’AEEG, per i soggetti che effettuano attività di importazione di gas naturale in assenza dell’autorizzazione richiesta. In caso di reiterazione, a detti soggetti può essere negato il rilascio di nuove autorizzazioni all’importazione.
L'articolo recepisce quanto previsto dal criterio di delega di cui all' articolo 17, comma 4, lettera a) della legge comunitaria 2009, relativo alla previsione di misure per aumentare gli scambi transfrontalieri, in modo da conseguire una maggiore efficienza, prezzi competitivi e più elevati livelli di servizio, contribuendo anche alla sicurezza degli approvvigionamenti e allo sviluppo sostenibile.
Articolo 29
(Gasdotti di coltivazione)
1. All'articolo 6, comma 4, del decreto legislativo n. 164 del 2000 è aggiunto in fine il seguente periodo: «In caso di controversie transfrontaliere con gli altri Stati membri si applicano le disposizioni sulla risoluzione delle controversie relative allo Stato membro che ha giurisdizione sulla rete di gasdotti di coltivazione che nega l'accesso. Se, nelle controversie transfrontaliere, la rete interessata fa capo all'Italia e a più di uno Stato membro, le competenti autorità italiane si consultano con le competenti autorità degli altri Stati membri interessati al fine di garantire che le disposizioni della direttiva 2009/73/Ce siano correttamente applicate».
L'articolo 29 integra l'articolo 6, comma 4, del D.Lgs. 164/2000.
Si ricorda che l’articolo 6 del cd. decreto Letta disciplina l'accesso alle infrastrutture minerarie per la coltivazione. A certe condizioni, i titolari di concessione di coltivazione di idrocarburi danno accesso ai loro gasdotti di coltivazione, nonché alle relative infrastrutture minerarie e ai servizi connessi, sia in terraferma che nel mare territoriale e nella piattaforma continentale italiana, ad altri titolari di concessione di coltivazione di idrocarburi, o a imprese del gas naturale che ne facciano richiesta ai fini dell'importazione, esportazione o trasporto del gas naturale.
Il comma 4, integrato dallo schema di decreto in esame, pone in capo all’Autorità per l'energia elettrica e il gas la competenza a risolvere in sede amministrativa le controversie, anche transfrontaliere, relative all'accesso alle infrastrutture minerarie del gas naturale.
Secondo l’integrazione apportata dalla norma in esame, in caso di controversie transfrontaliere trovano applicazione le disposizioni sulla risoluzione delle controversie relative allo Stato membro che ha giurisdizione sulla rete di gasdotti di coltivazione che nega l'accesso. Se, nelle controversie transfrontaliere, la rete interessata fa capo all’Italia e a più di uno Stato membro, le competenti autorità italiane si consultano con le competenti autorità degli Stati membri interessati al fine di garantire che le disposizioni della Direttiva 2009/73/CE siano correttamente applicate.
L'articolo intende recepire quanto prevista dall'articolo 34 della direttiva 2009/73/CE.
L’articolo 34 riguarda l’accesso alla rete di gasdotti a monte[49], e prevede l’adozione delle misure necessarie affinché le imprese di gas naturale e i clienti idonei, ovunque siano situati, possano accedere a reti di gasdotti a monte. Gli Stati membri perseguono gli obiettivi di un accesso equo ed aperto tramite la realizzazione di un mercato concorrenziale del gas naturale, evitando qualsiasi abuso di posizione dominante, tenuto conto della sicurezza e della regolarità delle forniture, della capacità esistente o che può ragionevolmente essere resa disponibile e della protezione dell’ambiente.
Gli Stati membri assicurano la messa in atto di disposizioni sulla risoluzione delle controversie in cui sia prevista un’autorità indipendente dalle parti, che ha accesso a tutte le informazioni pertinenti, in modo da consentire la rapida soluzione di controversie riguardanti l’accesso a reti di gasdotti a monte.
In caso di controversie transfrontaliere si applicano le disposizioni sulla risoluzione delle controversie relative allo Stato membro che ha giurisdizione sulla rete di gasdotti a monte che nega l’accesso. Se, nelle controversie transfrontaliere, la rete interessata fa capitolo a più di uno Stato membro, gli Stati membri interessati si consultano tra loro al fine di garantire che le disposizioni della presente direttiva siano coerentemente applicate.
Articolo 30
(Semplificazione per le attività di vendita di gas naturale e di biogas)
1. All'articolo 1 del decreto legislativo n. 164 del 2000 dopo il comma 2 è aggiunto, in fine, il seguente:
«2-bis. Le norme del presente decreto relative al gas naturale, compreso il gas naturale liquefatto, si applicano in modo non discriminatorio anche al biogas e al gas derivante dalla biomassa o ad altri tipi di gas, nella misura in cui i suddetti gas possono essere iniettati nel sistema del gas naturale e trasportati attraverso tale sistema senza porre problemi di ordine tecnico o di sicurezza.».
2. All'articolo 17 del decreto legislativo n. 164 del 2000 i commi da 1 a 4 sono sostituiti dai seguenti:
«1. A decorrere dal 1° gennaio 2012 è operativo presso il Ministero dello sviluppo economico un “Elenco dei soggetti abilitati alla vendita di gas naturale a clienti finali”, relativo anche alla vendita di gas naturale liquefatto attraverso autocisterne e di gas naturale a mezzo di carri bombolai, nonché di biogas.
2. I soggetti che alla data del presente decreto risultano autorizzati alla vendita di gas naturale a clienti finali, sono direttamente iscritti all'elenco di cui al comma 1.
3. Le società interessate alla inclusione nell'elenco di cui al comma 1 presentano richiesta al Ministero dello sviluppo economico, in base a modalità e requisiti stabiliti con decreto dello stesso Ministero entro la data di cui al comma 1. Il Ministero dello sviluppo economico, entro trenta giorni dalla richiesta, qualora verifichi la non congruità di uno o più dei requisiti richiesti, può sospendere l'iscrizione nell'elenco di cui al comma 1 del soggetto interessato e richiedere allo stesso elementi integrativi.
4. L'Elenco dei soggetti abilitati alla vendita di gas naturale ai clienti finali è pubblicato sul sito internet del Ministero dello sviluppo economico e aggiornato mensilmente. La pubblicazione ha valore di pubblicità ai fini di legge per tutti i soggetti interessati».
L'articolo 30 apporta, con il comma 1, un’integrazione all’articolo 1 del D.Lgs. 164/2000, e, con il comma 2, alcune modifiche all’articolo 17 del medesimo decreto.
In particolare, il comma 1 aggiunge un nuovo comma 2-bis all'articolo 1 del D.Lgs. 164/2000 per consentire l'applicazione, in modo non discriminatorio, delle norme dello stesso decreto relative al gas naturale, compreso il gas naturale liquefatto (GNL), anche al biogas e al gas derivante dalla biomassa o ad altri tipi di gas, nella misura in cui i suddetti gas possono essere iniettati nel sistema del gas naturale e trasportati attraverso tale sistema senza porre problemi di ordine tecnico o di sicurezza.
Il comma 2 sostituisce i commi da 1 a 4 dell’articolo 17 del D.Lgs. 164/2000, riguardante l’attività di vendita ai clienti finali.
Si ricorda che il citato articolo 17 del decreto Letta richiede un’autorizzazione del Ministero dello sviluppo economico per le imprese che intendono svolgere attività di vendita del gas naturale a clienti finali (comma 1). L'autorizzazione è rilasciata in base a criteri stabiliti dal D.M. 24 giugno 2002 qualora il richiedente soddisfi alcune condizioni quali la disponibilità di un servizio di modulazione adeguato, la dimostrazione della provenienza del gas naturale e dell'affidabilità delle condizioni di trasporto e le capacità tecniche e finanziarie adeguate (comma 2). Le domande devono essere presentate sei mesi prima dell'inizio dell'attività e l'autorizzazione si intende comunque rilasciata trascorsi tre mesi dalla data della richiesta (comma 3). L'autorizzazione non può essere negata se non per motivi obiettivi e comunque non discriminatori; il rifiuto deve essere motivato e comunicato al richiedente (comma 4).
Il decreto in esame elimina i commi che richiedono e disciplinano l’autorizzazione ministeriale, sostituendoli con la previsione presso il Ministero dello sviluppo economico di un elenco (operativo a decorrere dal 2012) dei soggetti abilitati alla vendita di gas naturale a clienti finali, relativo anche alla vendita di gas naturale liquefatto attraverso autocisterne e dì gas naturale a mezzo di carri bombolai, nonché di biogas (nuovo comma 1).
La relazione illustrativa allegata allo schema di decreto presentato alle Camere per il parere segnala che l'elenco dei soggetti autorizzati alla vendita è già esistente ed è pubblicato sul sito Internet del Ministero dello sviluppo economico, pertanto non sono previsti nuovi o maggiori oneri sul bilancio dello Stato. La relazione tecnica aggiunge che tale elenco è periodicamente aggiornato e che l'innovazione introdotta con l'articolo 30 consiste nella sostituzione, per altro coerente con le recenti direttive governative in materia di semplificazione degli oneri amministrativi a carico delle imprese, del titolo autorizzatorio prescritto dalla legislazione vigente con il mero requisito dell'inserimento dell'impresa venditrice nel predetto elenco ai fini dell'esercizio dell'attività dì vendita del gas naturale.
Si segnala in proposito che sul sito del MiSE, al link http://www.sviluppoeconomico.gov.it/images/stories/energia/phpWj1uAM.pdf, è disponibile la situazione, aggiornata alla data del 31 dicembre 2009, delle domande di autorizzazione alla vendita di gas naturale a clienti finali, presentate ai sensi dell’articolo 17, commi 1 e 5, del Decreto Legislativo 23 maggio 2000, n. 164.
I soggetti che “alla data del presente decreto” (rectius: “alla data di entrata in vigore del presente decreto legislativo”) risultano autorizzati alla vendita di gas naturale a clienti finali, sono direttamente iscritti all'elenco (nuovo comma 2).
Le società interessate ad essere incluse nell’elenco devono avanzare richiesta al Ministero dello sviluppo economico in base a criteri e requisiti stabiliti con decreto dello stesso Ministero entro il 1° gennaio 2012. Il Ministero dello sviluppo economico, entro trenta giorni dalla richiesta, qualora verifichi la non congruità di uno o più dei requisiti, può sospendere l'iscrizione nell'elenco del soggetto interessato e richiedere allo stesso elementi integrativi (nuovo comma 3).
L'elenco è pubblicato sul sito internet del Ministero dello sviluppo economico e aggiornato mensilmente. La pubblicazione ha valore di pubblicità ai fini di legge per tutti i soggetti interessati (nuovo comma 4).
L'articolo in esame recepisce quanto previsto dall'articolo 1, comma 2, della direttiva 2009/73/CE e il criterio di delega di cui all'articolo 17. comma 4, lettera f)[50] della legge comunitaria 2009.
Articolo 31
(Definizione di Rete nazionale dei gasdotti e di Rete di trasporto regionale)
1. All'articolo 9 del decreto legislativo n. 164 del 2000 dopo il comma 1 sono aggiunti, in fine, i seguenti:
«1-bis. Possono essere classificati come reti facenti parte della Rete di Trasporto regionale, le reti o i gasdotti di nuova realizzazione o quelli esistenti che soddisfano i requisiti stabiliti con decreto del Ministro dello sviluppo economico.
1-ter. I clienti finali diversi dai clienti civili hanno diritto di richiedere l'allacciamento diretto a una rete di trasporto regionale nei casi stabiliti con decreto del Ministero dello sviluppo economico.».
2. Alla rubrica dell'articolo 9 del decreto legislativo n. 164 del 2000 sono aggiunte in fine le seguenti parole: «e di rete di trasporto regionale».
L'articolo 31 integra l’articolo 9 del D.Lgs. 164/2000, recante la definizione di rete nazionale di gasdotti, per ricomprendervi la rete di trasporto regionale.
Si ricorda che l’articolo 9 del cd. decreto Letta definisce “rete nazionale di gasdotti” la rete costituita dai gasdotti ricadenti in mare, dai gasdotti di importazione ed esportazione e relative linee collegate necessarie al loro funzionamento, dai gasdotti interregionali, dai gasdotti collegati agli stoccaggi, nonché dai gasdotti funzionali direttamente e indirettamente al sistema nazionale del gas. Tale suddivisione è rilevante anche ai fini della distribuzione di competenze tra Stato, regioni ed enti locali operata dal D.Lgs. 112/1998[51] (articoli 29, 30 e 31).
La rete nazionale di gasdotti, inclusi i servizi accessori connessi, è stata individuata con D.M. 22 dicembre 2000 e poi aggiornata annualmente (da ultimo dal D.M. 21 ottobre 2010), mentre con D.M. 22 aprile 2008 sono state classificate le reti di trasporto regionale.
La norma in esame introduce due nuovi commi nel citato articolo 9, secondo i quali possono essere classificati come rete facenti parte della Rete di Trasporto regionale, le reti o i gasdotti di nuova realizzazione o quelli esistenti che soddisfano i requisiti stabiliti con decreto del Ministero dello sviluppo economico (nuovo comma 1-bis). E’ previsto il diritto dei clienti finali diversi da quelli civili (ovvero quelli che acquistano gas naturale non destinato al proprio uso domestico) di richiedere l'allacciamento diretto a una rete di trasporto regionale nei casi stabiliti con decreto del Ministero dello sviluppo economico (nuovo comma 1-ter).
Secondo la relazione illustrativa allegata allo schema di decreto presentato alle Camere per il parere, l'articolo chiarisce le definizioni di rete nazionale e regionale di trasporto anche ai fini della designazione dei gestori delle reti stesse, in conformità dell'articolo 10 della direttiva 2009/73/CE e del criterio di delega di cui all'articolo 17, comma 4, lettera h)[52] della legge comunitaria 2009.
Il citato articolo 10 della direttiva riguarda la designazione e la certificazione dei gestori dei sistemi di trasporto, e prevede che un’impresa, prima di essere approvata e designata come gestore di sistemi di trasporto, deve essere certificata secondo le procedure di cui al medesimo articolo e all’articolo 3 del regolamento (CE) n. 715/2009[53].
Articolo 32
(Misure a favore della liquidità del mercato)
1. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas, sulla base di indirizzi del Ministero dello sviluppo economico, provvede alla disciplina del bilanciamento di merito economico secondo criteri obiettivi, trasparenti e non discriminatori, con tariffe del servizio di bilanciamento determinate in modo corrispondente ai costi del servizio.
2. Il Gestore dei mercati energetici di cui all'articolo 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, assume la gestione dei mercati a termine fisici del gas naturale. A tale fine, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas fissa le condizioni regolatorie atte a garantire al Gestore medesimo lo svolgimento di tali attività, ivi compresa quella di controparte centrale delle negoziazioni concluse dagli operatori sui predetti mercati, nonché quella di operare come utente presso il Punto di scambio virtuale (PSV), con relativa titolarità di un conto sul PSV e come utente del mercato del bilanciamento del gas naturale.
L’articolo 32 affida all’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG), sulla base di indirizzi del Ministero dello sviluppo economico, la disciplina del bilanciamento di merito economico (ossia basato su criteri di mercato) garantendo obiettività, trasparenza e non discriminazione, con tariffe determinate in modo corrispondente ai costi del servizio (comma 1).
Si segnala che l'articolo 11, comma 2, del decreto legislativo n. 130/2010[54], prevede che l'Autorità definisca, entro il 28 febbraio 2011, la disciplina del bilanciamento di merito economico del mercato del gas naturale in maniera tale che essa sia applicata a far data dal 1° aprile 2011.
Al fine di delineare la disciplina, l’AEEG ha dapprima predisposto alcuni documenti di consultazione: il DCO 25/10 (Sviluppi della regolazione dei servizi di trasporto e bilanciamento, stoccaggio e distribuzione del gas naturale per lo sviluppo del mercato all’ingrosso e al dettaglio), DCO 45/10 (Servizio di bilanciamento del gas naturale) e DCO 46/10 (Bilanciamento del gas naturale: regolazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di bilanciamento del gas naturale (settlement)). Tali documenti illustrano gli orientamenti dell'Autorità in materia di regolazione del servizio di bilanciamento del gas naturale e prevedono l'introduzione di un sistema di bilanciamento semplificato basato su meccanismi di mercato e l'evoluzione della regolazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di bilanciamento del gas naturale (c.d. settlement).
Ogni utente del bilanciamento deve garantire l’equilibrio, in ciascun giorno gas, dell’insieme delle immissioni, dei prelievi, degli acquisti e delle vendite di gas naturale a lui riconducibili. Tale equilibrio viene comunque garantito a livello complessivo di sistema, attraverso il soggetto che gestisce il servizio di dispacciamento e il bilanciamento, con il ricorso a risorse approvvigionate da terzi e i cui eventuali oneri vengono poi attribuiti agli utenti del servizio.
Al fine di garantire la gestione in sicurezza del sistema gas, il responsabile del bilanciamento deve poter accedere alle risorse in grado di garantire i servizi, in termini prevalentemente di variazioni delle immissioni e dei prelievi di gas nel sistema, a ciò necessari. A seguito della liberalizzazione la gran parte di tali risorse - probabilmente con la sola eccezione della possibilità, direttamente nella disponibilità del medesimo responsabile, di modificare il line pack della rete - si trova nella diretta disponibilità degli operatori di mercato. Il superamento del sistema attuale, in cui tale disponibilità viene garantita dall’accesso alle risorse di stoccaggio da parte del responsabile del bilanciamento per bilanciare la posizione di ciascun utente, rende opportuna l’introduzione di un meccanismo di mercato per garantire il medesimo accesso: il mercato del bilanciamento, appunto.
Secondo l’AEEG, l’’introduzione di un sistema di bilanciamento basato su criteri di mercato presenta i seguenti benefici:
- aumenta l’efficienza nella selezione delle risorse per il bilanciamento del sistema, garantendo la presenza di un segnale economico che, valorizzando esplicitamente le risorse per il bilanciamento, costituisce un naturale incentivo per lo sviluppo delle medesime risorse;
- garantisce la disponibilità delle risorse per il bilanciamento a tutti gli utenti del bilanciamento, indipendentemente dalla titolarità della singola risorsa per il bilanciamento; le risorse per il bilanciamento sono offerte al responsabile del bilanciamento per bilanciare il sistema nel suo complesso, indipendentemente dalla posizione dei singoli utenti (fermo restando che ciascun utente può agire per scambiare partite di gas con altri utenti, anche nell’ambito del meccanismo per la selezione delle risorse, per bilanciare la propria posizione);
- consente ai singoli operatori di conoscere la propria posizione in stoccaggio con un ritardo minimo rispetto al giorno di flusso, ovvero non appena sono disponibili i dati di misura delle immissioni/prelievi relative ai siti di stoccaggio; una volta nota le immissioni o i prelievi complessivi dallo stoccaggio è infatti possibile determinare le offerte accettate nel mercato del bilanciamento sulla base delle quantità programmate e dell’ordine di merito delle offerte e, conseguentemente le immissioni o i prelievi da stoccaggio di ciascun utente (corrispondenti alla somma tra le quantità programmate e quelle corrispondenti alle offerte accettate).
Al termine delle consultazioni, l’AEEG ha emanato il 14 aprile 2011 la deliberazione ARG/gas 45/11 recante “Disciplina del bilanciamento di merito economico del gas naturale”.
Si ricorda infine che il bilanciamento del mercato del gas è un servizio svolto da Snam Rete Gas nell'ambito del servizio di dispacciamento, diretto a controllare in tempo reale i parametri di flusso (portate e pressioni) al fine di garantire in ogni istante la sicura ed efficiente movimentazione del gas dai punti d’immissione ai punti di prelievo.
Ai sensi del comma 2, la gestione dei mercati a termine fisici del gas naturale entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del provvedimento in esame viene assunta dal Gestore dei Mercati Energetici (GME) di cui all'articolo 5 del D.Lgs. 79/1999.
Il Gestore dei Mercati Energetici S.p.A. (GME) è la società, costituita dal Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale S.p.A. (attualmente Gestore dei Servizi Energetici - GSE S.p.A.), a cui è affidata l’organizzazione e la gestione economica del mercato elettrico. La legge 99/2009, con l’articolo 30 affida in esclusiva al GME la gestione economica del mercato del gas naturale da effettuarsi secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività, nonché di concorrenza. La disciplina del mercato del gas naturale, predisposta dal Gestore, è approvata con decreto del Ministro dello sviluppo economico, sentite le competenti Commissioni parlamentari e l’Autorità per l’energia elettrica e il gas.
Il medesimo articolo 30 dispone, al comma 1, che il Gestore del mercato elettrico, assuma la gestione delle offerte di acquisto e di vendita del gas naturale e di tutti i servizi connessi secondo criteri di merito economico. Le modalità con le quali il GME assume, in prima applicazione di tali disposizioni, la gestione delle offerte di vendita e di acquisto relativamente alle quote di gas importato sono definite dal D.M. 18 marzo 2010. Al GME è affidata l’organizzazione e la gestione di una Piattaforma di negoziazione di gas naturale attraverso la quale devono essere offerte quote di gas importato[55] denominata P-GAS. Tale piattaforma P-Gas, è il primo passo per arrivare alla realizzazione di una borsa del gas. Le finalità sono quelle di fornire uno strumento che agevoli l’adempimento dell’obbligo di offerta delle quote import, facilitare l’incontro tra domanda e offerta, creare uno strumento di facile utilizzo, minimizzare i costi di transazione e incrementare la trasparenza dei prezzi.
L'Autorità per l'energia elettrica e il gas deve fissare le condizioni regolatorie atte a garantire al GME lo svolgimento di tali attività, ivi compresa quella di controparte centrale delle negoziazioni concluse dagli operatori sui predetti mercati, nonché quella di operare come utente presso il Punto di Scambio Virtuale (PSV), con relativa titolarità di un conto sul PSV e come utente del mercato del bilanciamento del gas.
Il Punto di Scambio Virtuale (PSV) rappresenta un luogo virtuale per lo scambio di gas naturale fra gli operatori, e quindi un sistema elettronico, gestito da Snam Rete Gas, di scambio e cessione di gas immesso nella rete di gasdotti. L’AEEG (delibera 22/2004) gli ha attribuito la qualifica di “mercato regolamentato delle capacità e del gas”. Al momento il PSV costituisce oggigiorno solamente un’opportunità per gli operatori del settore per bilanciare la propria posizione, ma potrebbe trasformarsi in futuro in una vera “borsa” del gas naturale.
L'articolo intende attuare quanto previsto dall'articolo 13, comma 3, della Direttiva 2009/73/CE e i criteri di delega di cui all'art. 17, comma 4, lettere q) e r)[56] della legge comunitaria 2009.
Il citato paragrafo 3 dell’articolo 13 della direttiva afferma che le regole di bilanciamento del sistema di gas naturale, adottate dai gestori del sistema di trasporto di gas, comprese le regole per addebitare agli utenti della loro rete lo sbilanciamento energetico, devono essere obiettive, trasparenti e non discriminatorie. Le condizioni di prestazione di questi servizi da parte dei gestori del sistema di trasporto, comprese le regole e le tariffe, sono stabilite in modo non discriminatorio e corrispondente ai costi, e sono oggetto di pubblicazione.
Articolo 33
(Nuove infrastrutture)
1. All'articolo 1 della legge 23 agosto 2004, n. 239, il comma 17 è sostituito dal seguente:
«17. I soggetti che investono, direttamente o indirettamente, nella realizzazione di nuove infrastrutture di interconnessione tra le reti nazionali di trasporto di gas naturale degli Stati membri dell'Unione europea e la rete di trasporto italiana, nella realizzazione in Italia di nuovi terminali di rigassificazione di gas naturale liquefatto o di nuovi stoccaggi in sotterraneo di gas naturale, o in significativi potenziamenti delle capacità delle infrastrutture esistenti sopra citate, tali da permettere lo sviluppo della concorrenza e di nuove fonti di approvvigionamento di gas naturale, possono richiedere, per la capacità di nuova realizzazione, un'esenzione dalla disciplina che prevede il diritto di accesso dei terzi, ovvero dall'applicazione delle rispettive tariffe regolamentate, o da entrambe le fattispecie, nonché l'esenzione dalla disciplina relativa alla separazione dei sistemi di trasporto e certificazione dei gestori dei sistemi di trasporto. L'esenzione è accordata per un periodo stabilito caso per caso, non superiore a 25 anni, e per una quota della nuova capacità stabilita caso per caso, dal Ministero dello sviluppo economico, previo parere dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas. In caso di realizzazione di nuove infrastrutture di interconnessione, l'esenzione è accordata previa consultazione delle autorità competenti dello Stato membro interessato. La concessione di una esenzione dalla disciplina che prevede il diritto di accesso dei terzi, perde effetto due anni dopo la data della relativa concessione, qualora alla scadenza di tale termine la costruzione dell'infrastruttura non sia ancora iniziata, e cinque anni dopo la data della relativa concessione, qualora alla scadenza di tale termine l'infrastruttura non sia ancora operativa, a meno che il Ministero, in accordo con la Commissione europea, non decida che il ritardo è dovuto a gravi ostacoli che esulano dal controllo del soggetto cui la deroga è stata concessa.».
2. All'articolo 1 della legge 23 agosto 2004, n. 239, il comma 18 è sostituito dal seguente:
«18. I soggetti che investono, direttamente o indirettamente, nella realizzazione di nuove infrastrutture internazionali di interconnessione con Stati non appartenenti all'Unione europea ai fini dell'importazione in Italia di gas naturale o nel potenziamento delle capacità di trasporto degli stessi gasdotti esistenti, possono richiedere nei corrispondenti punti d'ingresso della rete nazionale dei gasdotti, il diritto di allocazione prioritaria nel conferimento della corrispondente nuova capacità realizzata in Italia. Il diritto di allocazione prioritaria è accordato, caso per caso, per un periodo non superiore a 25 anni e per una quota della nuova capacità stabilita caso per caso, e in base alle modalità di conferimento e alle tariffe di trasporto, stabilite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas. Tale diritto è accordato dal Ministero dello sviluppo economico, previo parere dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, che deve essere reso entro il termine di trenta giorni dalla richiesta, trascorso il quale si intende reso positivamente. La concessione di una allocazione prioritaria perde effetto due anni dopo la data della relativa concessione, qualora alla scadenza di tale termine la costruzione dell'infrastruttura non sia ancora iniziata, e cinque anni dopo la data della relativa concessione, qualora alla scadenza di tale termine l'infrastruttura non sia ancora operativa, a meno che il Ministero non decida che il ritardo è dovuto a gravi ostacoli che esulano dal controllo del soggetto cui la deroga è stata concessa.».
3. Restano ferme le esenzioni e le allocazioni prioritarie accordate, prima della data di entrata in vigore del presente decreto, ai sensi della legge 23 agosto 2004, n. 239, e della direttiva 2003/55/CE, che si intendono riferite anche agli obblighi di separazione di cui all'articolo 10, comma 1 e confermate con le condizioni e le modalità per la loro applicazione già stabilite e comunicate alla Commissione europea dal Ministero dello sviluppo economico. Il Ministero dello sviluppo economico provvede a designare alla Commissione europea i rispettivi gestori.
4. Entro tre mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, il Ministro dello sviluppo economico modifica le disposizioni contenute nei decreti ministeriali 11 aprile 2006 e 28 aprile 2006, pubblicati nella Gazzetta ufficiale della Repubblica italiana n. 109 del 12 maggio 2006, per conformarli alle disposizioni del presente articolo, in particolare riguardo alle manifestazioni di interesse dei potenziali utilizzatori delle infrastrutture oggetto di richieste di esenzione o di allocazione prioritaria.
5. La concessione di una esenzione o di una allocazione prioritaria di cui al comma 4 può essere subordinata a misure volte a promuovere la concorrenza e la liquidità del sistema nazionale del gas naturale e a consentire l'accesso dei terzi alla capacità esentata non utilizzata.
L'articolo 33 modifica i commi 17 e 18 dell'articolo 1 della legge di Riordino del settore energetico (legge 239/2004), relativi alle esenzioni e alle allocazioni prioritarie per le nuove infrastrutture.
Si ricorda che, ai sensi del testo previgente della legge 239/2004, i soggetti che investono, direttamente o indirettamente, nella realizzazione ex-novo o nel potenziamento
- di infrastrutture di interconnessione tra le reti nazionali di trasporto di gas degli Stati membri dell'Unione europea e la rete di trasporto italiana, di nuovi terminali di rigassificazione di GNL in Italia e di nuovi stoccaggi in sotterraneo di gas naturale, possono richiedere, per la capacità di nuova realizzazione, un'esenzione dalla disciplina che prevede il diritto di accesso dei terzi. L'esenzione è accordata, caso per caso, per un periodo di almeno venti anni e per una quota di almeno l'80 per cento della nuova capacità, dal Ministero dello sviluppo economico, previo parere dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas. In caso di realizzazione di nuove infrastrutture di interconnessione, l'esenzione è accordata previa consultazione delle autorità competenti dello Stato membro interessato. Restano fermi le esenzioni accordate prima della data di entrata in vigore della presente legge (comma 17);
- di infrastrutture internazionali di interconnessione con Stati non appartenenti all'Unione europea ai fini dell'importazione in Italia di gas naturale hanno diritto, nei corrispondenti punti d'ingresso della rete nazionale dei gasdotti, all'allocazione prioritaria nel conferimento della corrispondente nuova capacità realizzata in Italia di una quota pari ad almeno l'80 per cento delle nuove capacità di importazione realizzate all'estero, per un periodo di almeno venti anni, e in base alle modalità di conferimento e alle tariffe di trasporto, stabilite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas. Tale diritto è accordato dal Ministero dello sviluppo economico, previo parere dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, che deve essere reso entro il termine di trenta giorni dalla richiesta, trascorso il quale si intende reso positivamente (comma 18).
Il comma 1 dell’articolo 33 in esame modifica il citato comma 17 prevedendo che i soggetti che investono nelle infrastrutture possano richiedere, per la capacità di nuova realizzazione l’esenzione:
§ dalla disciplina che preveda il diritto di accesso dei terzi (già prevista dal testo vigente);
§ dall'applicazione delle rispettive tariffe regolamentate;
§ dalla disciplina relativa alla separazione dei sistemi di trasporto e certificazione dei gestori dei sistemi di trasporto.
Il comma 2 dell’articolo 33 in esame modifica il citato comma 18 precisando meglio che il diritto all’allocazione prioritaria va richiesto (ma già nel testo vigente era accordato dal Ministero).
Vengono poi modificate le caratteristiche dell'esenzione (per il comma 17) e dell’allocazione prioritaria (per il comma 18), accordate dal Mise per un periodo non superiore a 25 anni (nel testo vigente è almeno 20 anni), e senza più la fissazione di un limite minimo della quota della nuova capacità (nel testo vigente è almeno dell’80%).
Si prevede anche[57] la perdita di effetto della concessione di una esenzione dalla disciplina che prevede il diritto di accesso dei terzi (per il comma 17) e di un’allocazione prioritaria (per il comma 18):
§ due anni dopo la data della relativa concessione, qualora alla scadenza di tale termine la costruzione dell'infrastruttura non sia ancora iniziata;
§ cinque anni dopo la data della relativa concessione, qualora alla scadenza di tale termine l'infrastruttura non sia ancora operativa a meno che il Ministero (in accordo con la Commissione Europea per il comma 17) non decida che il ritardo é dovuto a gravi ostacoli che esulano dal controllo del soggetto cui la deroga è stata concessa.
Il comma 3 della norma in esame precisa che restano ferme le esenzioni e le allocazioni prioritarie accordate, prima della data di entrata in vigore del presente schema di decreto legislativo, ai sensi della legge 23 agosto 2004, e della direttiva 2003/55/CE, che si intendono riferite anche agli obblighi di separazione di cui all’articolo 10, comma 1, del presente schema di decreto e confermate con le condizioni e le modalità per la loro applicazione già stabilite e comunicate alla Commissione europea dal Ministero dello sviluppo economico, che provvede anche a designare alla Commissione europea i rispettivi Gestori.
Il comma 4 dispone, entro 3 mesi dalla data di entrata in vigore del provvedimento in esame, l’aggiornamento della normativa ministeriale in materia, al fine di conformarla alle disposizioni recate dallo schema stesso, in particolare riguardo alle manifestazioni di interesse dei potenziali utilizzatori delle infrastrutture oggetto di richieste di esenzione o di allocazione prioritaria.
La norma elenca espressamente la normativa ministeriale da modificare, e in particolare il D.M. 11 aprile 2006[58] e il D.M. 28 aprile 2006[59].
Si ricorda che, in materia di stoccaggi, è stato emanato anche il D.M. 6 agosto 2010, relativo all’esenzione dalla disciplina che prevede il diritto di accesso dei terzi, a favore delle imprese che investono nella realizzazione di nuovi stoccaggi in sotterraneo di gas naturali o in significativi potenziamenti delle capacità di stoccaggio esistenti. Sarebbe opportuno aggiungere anche questo decreto nell’elenco delle norme ministeriali da aggiornare, ovvero fare riferimento generico alla normativa ministeriale in materia.
Il comma 5 prevede la possibilità di subordinare la concessione di una esenzione o di una allocazione prioritaria a misure volte a promuovere la concorrenza e la liquidità del sistema nazionale del gas e a consentire l'accesso dei terzi alla capacità esentata non utilizzata.
La relazione tecnica allegata allo schema di decreto presentato alle Camere per il parere afferma che le esenzioni disciplinate dalla norma non hanno alcuna relazione con la materia fiscale, in quanto non si tratta di tariffe il cui gettito sia destinato al bilancio dello Stato bensì a soggetti privati. La normativa comunitaria si fa carico, infatti, di prevedere la possibilità di consentire al soggetto privato che investe in una nuova infrastruttura di importazione di gas (ad esempio un nuovo terminale di rigassificazione di GNL) di essere esonerato dal principio comunitario generale di dare accesso ai terzi alle nuove capacità realizzate con la stessa infrastruttura, e quindi di poter sottoscrivere con le imprese che importano gas contratti pluriennali di utilizzo della stessa, secondo le tariffe fissate in base ai criteri dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas o, se l'esenzione riguarda anche tale aspetto, secondo corrispettivi direttamente stabiliti tra il gestore dell'infrastruttura e l'impresa che importa gas. In ogni caso, le tariffe o corrispettivi continueranno ad essere corrisposti dalle imprese che importano gas al gestore dell'infrastruttura, e di tali costi le imprese terranno conto nella formulazione del prezzo di vendita ai clienti finali. Infine, la relazione tecnica fa presente che la previsione di mantenere ferme le esenzioni accordate secondo la normativa previgente è volta a chiarire che le nuove disposizioni sul rilascio delle esenzioni non hanno valore retroattivo e che gli effetti attuali delle esenzioni già accordate rimangono validi.
L'articolo intende recepire quanto previsto dall’articolo 36 della direttiva 2009/73/CE e dai criteri di delega di cui all'art.17, comma 4, lettere a) ed e)[60] della legge comunitaria 2009.
L’articolo 36 della citata direttiva prevede appunto la possibilità (su richiesta e per un periodo di tempo definito) di derogare alle disposizioni degli articoli 9 (Separazione dei sistemi di trasporto e dei gestori dei sistemi di trasporto), 32 (accesso a terzi), 33 (accesso allo stoccaggio)e 34 (accesso alla rete di gasdotti a monte) e dell’articolo 41, paragrafi 6, 8 e 10 (fissazione delle tariffe da parte dell’AEEG) per nuove importanti infrastrutture del sistema del gas (vale a dire interconnettori, impianti di GNL e impianti di stoccaggio), oppure per un aumento significativo della capacità di infrastrutture esistenti o per modifiche di queste ultime tali da permettere lo sviluppo di nuove fonti di approvvigionamento di gas. Il medesimo articolo elenca dettagliatamente le condizioni in cui ciò può avvenire, e descrive la procedura di concessione. Si ricorda che anche l’articolo 22 della direttiva 2003/55/CE prevedeva tale possibilità di deroga, seppure con modalità non perfettamente coincidenti.
Si segnala, in proposito, che il citato articolo 22 della direttiva 2003/55/CE prevedeva (paragrafo 3, lettera a)) che l'autorità di regolamentazione potesse decidere, caso per caso, in merito alla deroga, ma lasciava la facoltà agli Stati membri di prevedere che le autorità di regolamentazione presentassero il loro parere sulla richiesta di deroga all'organo competente dello Stato membro, affinché questo adottasse una decisione formale. I commi 17 e 18 dell’articolo 1 della legge di riordino, dunque, demandando al Mise la decisione, previo parere dell’AEEG, si avvalevano di tale facoltà. Tale facoltà è prevista anche dal paragrafo 7 dell’articolo 36 della nuova direttiva 2009/73/CE.
Articolo 34
(Modifiche ed integrazioni delle definizioni
di cui al decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79)
1. All'articolo 2 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, i commi 3, 4, 5 e 6 sono sostituiti dai seguenti:
«3. Cliente: il cliente grossista e finale di energia elettrica.
4. Cliente grossista: qualsiasi persona fisica o giuridica che acquista energia elettrica a scopo di rivendita all'interno o all'esterno del sistema in cui è stabilita.
5. Cliente finale: il cliente che acquista energia elettrica per uso proprio.
6. Cliente idoneo: è la persona fisica o giuridica che ha la capacità di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi produttore, distributore o grossista, sia in Italia sia all'estero.».
2. All'articolo 2 del decreto legislativo n. 79 del 1999 dopo il comma 25 sono aggiunti, in fine, i seguenti:
«25-bis. Gestore del sistema di trasmissione: qualsiasi persona fisica o giuridica responsabile della gestione, della manutenzione e dello sviluppo del sistema di trasmissione in una data zona e delle relative interconnessioni con altri sistemi, e di assicurare la capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di trasmissione di energia elettrica.
25-ter. Gestore del sistema di distribuzione: qualsiasi persona fisica o giuridica responsabile della gestione, della manutenzione e dello sviluppo del sistema di distribuzione in una data zona e delle relative interconnessioni con altri sistemi, e di assicurare la capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di distribuzione di energia elettrica.
25-quater. Cliente civile: il cliente che acquista energia elettrica per il proprio consumo domestico, escluse le attività commerciali e professionali.
25-quinquies. Cliente non civile: la persona fisica o giuridica che acquista energia elettrica non destinata al proprio consumo domestico, inclusi i produttori e i cliente grossisti.
25-sexies. Fornitura: la vendita, compresa la rivendita, di energia elettrica ai clienti.
25-septies. Impresa elettrica verticalmente integrata: un'impresa elettrica o un gruppo di imprese elettriche nelle quali la stessa persona o le stesse persone hanno, direttamente o indirettamente, il potere di esercitare un controllo, e in cui l'impresa o il gruppo di imprese esercita almeno una delle attività di trasmissione o distribuzione, e almeno una delle funzioni di produzione o fornitura di energia elettrica.
25-octies. Impresa orizzontalmente integrata: un'impresa che svolge almeno una delle funzioni di generazione per la vendita o di trasmissione o di distribuzione o di fornitura di energia elettrica, nonché un'altra attività che non rientra nel settore dell'energia elettrica.
25-nonies. Programmazione a lungo termine: programmazione, in un'ottica a lungo termine, del fabbisogno di investimenti nella capacità di generazione, di trasmissione e di distribuzione, al fine di soddisfare la domanda di energia elettrica del sistema ed assicurare la fornitura ai clienti.
25-decies. Contratto di fornitura di energia elettrica: un contratto di fornitura di energia elettrica ad esclusione degli strumenti derivati sull'energia elettrica.
25-undecies. Strumenti derivati sull'energia elettrica: uno strumento finanziario di cui ai punti 5, 6 o 7 della sezione C dell'Allegato I della direttiva 2004/39/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 21 aprile 2004, relativa agli strumenti finanziari, collegato all'energia elettrica.
25-duodecies. Controllo: diritti, contratti o altri mezzi che conferiscono, da soli o congiuntamente, e tenuto conto delle circostanze di fatto o di diritto, la possibilità di esercitare un'influenza determinante sull'attività di un'impresa, in particolare attraverso: diritti di proprietà o di godimento sulla totalità o su parti del patrimonio di un'impresa; diritti o contratti che conferiscono un'influenza determinante sulla composizione, sulle votazioni, sulle decisioni degli organi di un'impresa.
25-terdecies. Impresa elettrica: ogni persona fisica o giuridica, esclusi tuttavia i clienti finali, che svolge almeno una delle funzioni seguenti: generazione, trasporto, distribuzione, fornitura o acquisto di energia elettrica, che è responsabile per i compiti commerciali, tecnici o di manutenzione legati a queste funzioni.».
L'articolo 34 – primo del Titolo III sul mercato dell’energia elettrica - modifica alcune definizioni relative ai clienti già contenute nel decreto legislativo 79/1999[61](cd. decreto Bersani) e ne aggiunge altre contenute nella direttiva 2009/72/CE[62].
Il comma 1 sostituisce le definizioni contenute ai commi 3, 4, 5 e 6 dell’articolo 2 del “decreto Bersani” per adeguarle a quelle contenute nell’articolo 2 della direttiva 2009/72/CE, ossia:
§ Cliente: il cliente grossista e finale di energia elettrica.
§ Cliente grossista: qualsiasi persona fisica o giuridica che acquista energia elettrica a scopo di rivendita all’interno o all’esterno del sistema in cui è stabilita.
§ Cliente finale: il cliente che acquista energia elettrica per uso proprio.
§ Cliente idoneo: è la persona fisica o giuridica che ha la capacità di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi produttore, distributore o grossista, sia in Italia sia all’estero.
Il comma 2 aggiunge al “decreto Bersani” alcune nuove definizioni tratte sempre dall’articolo 2 della direttiva 2009/72/CE, tra cui si segnalano:
§ Gestore del sistema di trasmissione: qualsiasi persona fisica o giuridica responsabile della gestione, della manutenzione e dello sviluppo del sistema di trasmissione in una data zona e delle relative interconnessioni con altri sistemi, e di assicurare la capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di trasmissione di energia elettrica.
§ Gestore del sistema di distribuzione: qualsiasi persona fisica o giuridica responsabile della gestione, della manutenzione e dello sviluppo del sistema di distribuzione in una data zona e delle relative interconnessioni con altri sistemi, e di assicurare la capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di distribuzione di energia elettrica.
§ Cliente civile: il cliente che acquista energia elettrica per il proprio consumo domestico, escluse le attività commerciali e professionali.
§ Cliente non civile: la persona fisica o giuridica che acquista energia elettrica non destinata al proprio consumo domestico, inclusi i produttori e i cliente grossisti.
§ Impresa elettrica verticalmente integrata: un’impresa elettrica o un gruppo di imprese elettriche nelle quali la stessa persona o le stesse persone hanno, direttamente o indirettamente, il potere di esercitare un controllo, e in cui l’impresa o il gruppo di imprese esercita almeno una delle attività di trasmissione o distribuzione, e almeno una delle funzioni di produzione o fornitura di energia elettrica.
§ Impresa orizzontalmente integrata: un’impresa che svolge almeno una delle funzioni di generazione per la vendita o di trasmissione o di distribuzione o di fornitura di energia elettrica, nonché un’altra attività che non rientra nel settore dell’energia elettrica.
Articolo 35
(Obblighi relativi al servizio pubblico e
tutela dei consumatori)
1. Tutti clienti sono idonei.
2. I clienti finali civili e le imprese connesse in bassa tensione con meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore ai 10 milioni di euro che non scelgano un fornitore sul mercato libero, sono riforniti di energia elettrica nell'ambito del regime di tutela di cui all'articolo 1, comma 2, del decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito, con modificazioni, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125. In relazione all'evoluzione del mercato al dettaglio dell'energia elettrica il Ministro dello sviluppo economico, tenuto conto dell'esito di monitoraggi, da effettuare almeno ogni due anni, sull'andamento del mercato al dettaglio e sulla sussistenza in tale mercato di effettive condizioni di concorrenza con propri decreti, anche mediante indirizzi rivolti alle imprese che erogano il servizio di tutela, può adeguare, con particolare riferimento ai clienti industriali, le forme e le modalità di erogazione del regime di cui al presente comma.
3. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas, entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, adegua i propri provvedimenti affinché, in modo non discriminatorio in relazione a costi, oneri o tempo:
a) qualora un cliente, nel rispetto delle condizioni contrattuali, intenda cambiare fornitore, l'operatore o gli operatori interessati effettuino tale cambiamento entro tre settimane assicurando comunque che l'inizio della fornitura coincida con il primo giorno del mese;
b) i clienti ricevano tutti i pertinenti dati di consumo e a tal fine siano obbligate le società di distribuzione a rendere disponibili i dati di consumo dei clienti alle società di vendita, garantendo la qualità e la tempestività dell'informazione fornita;
c) i clienti abbiano informazioni trasparenti circa le tariffe e le condizioni economiche applicate, i termini e le condizioni contrattuali minime.
4. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas, anche avvalendosi dell'Acquirente Unico Spa e del Gestore dei servizi energetici Spa, ai sensi dell'articolo 27, comma 2, della legge 23 luglio 2009, n. 99, adotta le misure necessarie:
a) per la diffusione presso i clienti finali di energia elettrica della lista di controllo per i consumatori elaborata dalla Commissione europea contenente informazioni pratiche sui loro diritti;
b) per assicurare che i clienti abbiano idonee informazioni, riferite anche alla diffusione della lista di controllo di cui alla lettera a), concernenti i loro diritti, la legislazione in vigore e le modalità di risoluzione delle controversie di cui dispongono.
5. Allo scopo di promuovere l'efficienza energetica l'Autorità per l'energia elettrica e il gas stabilisce criteri in base ai quali le imprese elettriche ottimizzano l'utilizzo dell'energia elettrica, anche fornendo servizi di gestione razionale dell'energia, sviluppando formule di offerta innovative, introducendo sistemi di misurazione intelligenti e reti intelligenti.
Il comma 1 ribadisce il principio che tutti i clienti sono idonei, cioè possono stipulare contratti di fornitura con qualsiasi produttore, distributore o grossista, sia in Italia sia all’estero.
Si ricorda che il D.L. 73/2007[63], all’articolo 1, comma 2, ha disposto che a decorrere dal 1° luglio 2007 i clienti finali domestici hanno diritto di recedere dal preesistente contratto di fornitura di energia elettrica come clienti vincolati, secondo modalità stabilite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, e di scegliere un fornitore diverso dal proprio distributore.
Il comma 2 conferma per i clienti domestici e le piccole e medie imprese che non hanno (ancora) scelto un fornitore sul mercato libero il diritto a continuare ad essere riforniti nell'ambito del regime di tutela, in coerenza con l’articolo 3, paragrafo 3, della direttiva 2009/72/CE.
Si ricorda che il D.L. 73/2007[64], all’articolo 1, comma 2, ha garantito, in mancanza della scelta,un regime di maggior tutela per i clienti finali domestici e per le piccole imprese[65] connessi in bassa tensione che viene istituito come servizio specifico di vendita ai clienti finali (il servizio di maggior tutela), contemplando altresì che l'erogazione del servizio di maggior tutela sia garantita dalle imprese distributrici, anche attraverso apposite società di vendita se ricorrono le condizioni per il rispetto dell'obbligo di separazione societaria; e che la funzione di approvvigionamento dell'energia elettrica oggetto di tale servizio continui ad essere svolta dalla società Acquirente unico S.p.A..
Al comma 3, la medesima norma ha previsto che l'AEEG regoli le condizioni di erogazione del servizio di maggior tutela, tra cui quelle economiche e di qualità commerciale, in linea con le previsioni della Direttiva che sancisce il diritto dei clienti di cui alla precedente lettera c) a fruire del servizio universale, inteso come il diritto alla fornitura di energia elettrica di una qualità specifica a prezzi ragionevoli; e che tali condizioni siano obbligatoriamente proposte dalle imprese di distribuzione o di vendita nelle offerte commerciali ai medesimi clienti. L’AEEG ha in proposito emanato la delibera 156/2007[66].
La norma, inoltre, prevede che il Ministro dello sviluppo economico possa adeguare le forme e le modalità di erogazione del regime di maggior tutela prendendo in considerazionel’esito dei monitoraggi - da effettuare almeno ogni due anni - sull'andamento del mercato al dettaglio e sulla sussistenza in tale mercato di effettive condizioni di concorrenza. Tale adeguamento può esser effettuato sia con decreti, che mediante indirizzi rivolti alle imprese.
Secondo la relazione illustrativa, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, la norma è finalizzata a promuovere il ricorso al mercato libero da parte dei clienti industriali che utilizzano il regime di maggior tutela.
Il comma 3 stabilisce che l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, entro 6 mesi dall'entrata in vigore del presente decreto, adegui i propri provvedimenti alle disposizioni dell’articolo 3, paragrafo 5, della direttiva 2009/72/CE, ossia:
§ qualora un cliente, nel rispetto delle condizioni contrattuali, intenda cambiare fornitore, l'operatore o gli operatori interessati effettuino tale cambiamento entro tre settimane;
§ i clienti ricevano tutti i pertinenti dati di consumo. A tal fine le società di distribuzione sono obbligate a rendere disponibili i dati di consumo dei clienti alle società di vendita, garantendo la qualità e la tempestività dell'informazione fornita; infine i clienti abbiano informazioni trasparenti circa le tariffe (e le condizioni economiche) applicate, i termini e le condizioni contrattuali minime.
Il comma 4, sempre nella medesima ottica di protezione del cliente, dispone che l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, anche avvalendosi dell'Acquirente Unico spa e del Gestore dei servizi energetici Spa, adotti le misure necessarie:
§ per la diffusione presso i clienti finali di energia elettrica della lista di controllo[67] per i consumatori elaborata dalla Commissione europea contenente informazioni pratiche sui loro diritti;
§ per la messa a disposizione in favore dei clienti delle informazioni riferite alla diffusione della lista di controllo,ai loro diritti, alla legislazione in vigore e alle modalità di risoluzione delle controversie di cui dispongono.
Si segnala, peraltro, che la direttiva 2009/72/CE, all’articolo 3, paragrafo 12, dispone che gli Stati membri si accertino che vengano istituiti sportelli unici al fine di fornire ai consumatori tutte le informazioni necessarie concernenti i loro diritti, la legislazione in vigore e le modalità di ricorso a loro disposizione in caso di controversia. Tali sportelli unici possono far parte di sportelli generali di informazione dei consumatori. Inoltre, al paragrafo 13 prevede che gli Stati membri garantiscono che sia predisposto un meccanismo indipendente quale un Mediatore dell’energia o un organismo dei consumatori ai fini di un trattamento efficiente dei reclami e della risoluzione extragiudiziale delle controversie. Secondo la relazione illustrativa allo schema di decreto in esame, tali disposizioni della direttiva sono recepite dall’articolo 44 del medesimo schema, relativo ai reclami.
Il comma 5, al fine di promuovere l'efficienza energetica e in coerenza con l’articolo 3, paragrafo 11, della direttiva 2009/72/CE, demanda all'Autorità per l'energia elettrica e il gas la definizione criteri in base ai quali le imprese elettriche ottimizzano l'utilizzo dell'energia elettrica, anche fornendo servizi di gestione razionale dell'energia. sviluppando formule di offerta innovative, introducendo sistemi di misurazione intelligenti e lo reti intelligenti.
Secondo la relazione illustrativa,allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, l'articolo recepisce quanto previsto dall’articolo 3 della direttiva 2009/72/CE, in materia di obblighi relativi al servizio pubblico e alla tutela dei consumatori.
Articolo 36
(Gestore dei sistemi di trasmissione)
1. L'attività di trasmissione e dispacciamento di energia elettrica è riservata allo Stato e svolta in regime di concessione da Terna Spa, che opera come gestore del sistema di trasmissione ai sensi dell'articolo 1, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, secondo modalità definite nella convenzione stipulata tra la stessa Terna e il Ministero dello sviluppo economico per la disciplina della stessa concessione.
2. Il gestore del sistema di trasmissione nazionale non può, né direttamente né indirettamente, esercitare attività di produzione e di fornitura di energia elettrica, né gestire, neppure temporaneamente, infrastrutture o impianti di produzione di energia elettrica.
3. Entro sessanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto la concessione relativa alle attività di trasmis-sione e dispacciamento dell'energia elettrica e l'annessa convenzione sono modificate in attuazione del divieto di cui al comma 2, nonché al fine di assicurare che le attività del gestore del sistema di trasmissione nazionale diverse da quelle di programmazione, manutenzione e sviluppo della rete non pregiudichino il rispetto dei principi di indipendenza, terzietà e non discriminazione.
4. In attuazione di quanto programmato, ai sensi del comma 3 dell'articolo 17 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, nel Piano di sviluppo della rete di trasmissione nazionale, il gestore del sistema di trasmissione nazionale può realizzare e gestire sistemi di accumulo diffusi di energia elettrica mediante batterie. I sistemi di accumulo di cui al periodo precedente possono essere realizzati e gestiti anche dai gestori del sistema di distribuzione, in attuazione dei piani di sviluppo di cui all'articolo 18 del medesimo decreto legislativo.
5. La realizzazione e la gestione degli impianti di produzione idroelettrica da pompaggio inclusi nel Piano di sviluppo della rete di trasmissione nazionale ai sensi del comma 3 dell'articolo 17 del decreto legislativo n. 28 del 2011 sono affidate mediante procedure competitive, trasparenti e non discriminatorie. Ferme restando le previsioni del comma 4 dell'articolo 17 del decreto legislativo n. 28 del 2011, con decreto del Ministro dello sviluppo economico, da adottare, sentita l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, entro novanta giorni dalla data di approvazione del Piano di sviluppo della rete di trasmissione, sono definite le modalità per lo svolgimento delle procedure di cui al presente comma, anche per quanto concerne l'individuazione del soggetto responsabile dell'organizzazione, della sorveglianza e del controllo delle procedure medesime, e le modalità per l'utilizzo dell'energia elettrica prodotta dai suddetti impianti, secondo criteri che assicurino l'effettiva realizzazione degli impianti in tempi definiti, l'efficienza nei costi e l'esclusivo utilizzo di detti impianti per finalità di sicurezza della rete e ottimizzazione della produzione elettrica da impianti non programmabili.
6. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas, entro tre mesi dell'entrata in vigore del presente decreto, definisce e avvia la procedura ai sensi dell'articolo 10 della direttiva 2009/72/CE per la certificazione del gestore del sistema di trasmissione nazionale, sulla base della quale la medesima Autorità è tenuta ad adottare, entro il 3 marzo 2012, una decisione di certificazione nei confronti di Terna Spa.
7. Ai fini della certificazione di cui al comma 6, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas tiene conto dei criteri di cui all'articolo 9 della direttiva 2009/72/CE e in particolare:
a) la stessa persona o le stesse persone, fisiche o giuridiche, non sono autorizzate ad esercitare contemporaneamente un controllo su un'impresa che esercita l'attività di generazione o l'attività di fornitura e a esercitare un controllo o diritti sul gestore del sistema di trasmissione;
b) la stessa persona o le stesse persone, fisiche o giuridiche, non sono autorizzate a nominare membri del collegio sindacale, del consiglio di amministrazione o degli organi che rappresentano legalmente l'impresa all'interno del gestore del sistema di trasmissione e a esercitare direttamente o indirettamente un controllo o diritti su un'impresa che esercita l'attività di generazione o l'attività di fornitura, e viceversa;
c) la stessa persona o le stesse persone, fisiche o giuridiche, non sono autorizzate a essere membri del consiglio di vigilanza, del consiglio di amministrazione o degli organi che rappresentano legalmente un'impresa, sia all'interno del gestore del sistema di trasmissione sia all'interno di un'impresa che esercita l'attività di generazione o l'attività di fornitura.
8. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas comunica al Ministero dello sviluppo economico l'esito della procedura di certificazione di Terna Spa e vigila sulla permanenza delle condizioni favorevoli al rilascio della stessa.
9. Ai fini della certificazione di cui al comma 6, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas tiene conto del fatto che porzioni di rete facenti parte della rete di trasmissione nazionale sono di proprietà di soggetti diversi da Terna Spa e verifica che i suddetti proprietari:
a) forniscano ogni opportuna cooperazione e ausilio a Terna Spa nell'espletamento dei suoi compiti e, in particolare, forniscano tutte le informazioni pertinenti;
b) finanzino gli investimenti decisi da Terna e gli interventi di sviluppo della rete approvati dal Ministero dello sviluppo economico, ovvero diano il proprio assenso al finanziamento ad opera di altri soggetti interessati, compreso lo stesso gestore;
c) garantiscano la copertura della responsabilità civile afferente gli attivi della rete, ad esclusione della responsabilità collegata all'esercizio delle attività di Terna Spa;
d) forniscano le garanzie necessarie per facilitare il finanziamento di eventuali espansioni di rete, ad eccezione degli investimenti per i quali, ai sensi della lettera b), hanno dato l'assenso a finanziamenti da parte di altri soggetti interessati, compreso Terna Spa.
10. Al fine di migliorare la sicurezza e l'efficiente funzionamento della rete elettrica di trasmissione nazionale, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, entro sei mesi dall'entrata in vigore del presente decreto, determina idonei meccanismi volti a promuovere la completa unificazione della rete di trasmissione nazionale da conseguire nei successivi 36 mesi.
11. Con decreto del Ministro dello sviluppo economico sono stabiliti i criteri per la certificazione del gestore del sistema di trasmissione nel caso in cui un soggetto di un Paese non appartenente all'Unione europea acquisisca il controllo di Terna Spa, in base ai quali l'Autorità per l'energia elettrica e il gas è tenuta ad adottare una decisione di certificazione. Il decreto, oltre ad assicurare quanto previsto al comma 7, garantisce che il rilascio della certificazione non metta a rischio la sicurezza dell'approvvigionamento energetico dell'Italia e dell'Unione europea e che siano rispettati i diritti e gli obblighi derivanti dal diritto internazionale e da accordi con il Paese non appartenente all'Unione europea purché conformi al diritto comunitario.
12. Terna Spa predispone, entro il 31 gennaio di ciascun anno, un Piano decennale di sviluppo della rete di trasmissione nazionale, basato sulla domanda e offerta esistenti e previste. Il Ministro dello sviluppo economico, acquisito il parere delle Regioni territorialmente interessate dagli interventi in programma, rilasciato entro il termine di cui all'articolo 17, comma 3, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, ovvero entro il termine di sessanta giorni dal ricevimento del Piano nel caso di mancato avvio della procedura VAS, tenuto conto delle valutazioni formulate dall'Autorità per l'energia elettrica ed il gas in esito alla procedura di cui al comma 13, approva il Piano. Il Piano individua le infrastrutture di trasmissione da costruire o potenziare nei dieci anni successivi, anche in risposta alle criticità e alle congestioni riscontrate o attese sulla rete, nonché gli investimenti programmati e i nuovi investimenti da realizzare nel triennio successivo e una programmazione temporale dei progetti di investimento, secondo quanto stabilito nella concessione per l'attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica attribuite a Terna ai sensi del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.
13. Il Piano di cui al comma 12 è sottoposto alla valutazione dell'Autorità per l'energia elettrica ed il gas che, secondo i propri autonomi regolamenti, effettua una consultazione pubblica di cui rende pubblici i risultati e trasmette l'esito della propria valutazione al Ministro dello sviluppo economico ai fini dell'emanazione del provvedimento di cui al comma 12.
14. L'Autorità per l'energia elettrica ed il gas controlla e valuta l'attuazione del Piano e, nel caso in cui Terna non realizzi un investimento in base al Piano decennale di sviluppo della rete che sarebbe dovuto essere realizzato nel triennio suc-cessivo, provvede ad imporre alla società di realizzare gli investimenti, a meno che la mancata realizzazione non sia determinata da motivi indipendenti dal controllo della società stessa. Restano ferme le disposizioni in materia di verifica, inadempimenti e sanzioni previste nella convenzione tra il Ministero dello sviluppo economico e Terna Spa per la disciplina della concessione per l'attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica.
15. Ai fini di promuovere la necessaria conoscenza e di favorire la cooperazione regionale in un'ottica di maggiore condivisione delle esigenze di sviluppo della rete, Terna redige con cadenza annuale una relazione sullo stato della rete, da trasmettersi al Ministero dello sviluppo economico, alle Regioni e all'Autorità per l'energia elettrica e il gas, da cui si evincano le caratteristiche della rete di trasmissione, le aree di carico in cui la stessa è funzionalmente articolata, nonché le criticità, le congestioni e i livelli di sovraccarico riscontrati o previsti.
L’articolo 36 riguarda il gestore dei sistemi di trasmissione, ossia il soggetto responsabile della gestione, della manutenzione e dello sviluppo del sistema di trasmissione in una data zona e delle relative interconnessioni con altri sistemi, e di assicurare la capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di trasmissione di energia elettrica.
Il comma 1 ribadisce la riserva allo Stato dell'attività di trasmissione e dispacciamento di energia elettrica, che viene svolta in regime di concessione da Terna Spa, la quale già opera come gestore del sistema di trasmissione, sulla base della convenzione stipulata tra la stessa Terna e il Ministero dello sviluppo economico
Si ricorda che l’articolo 1, comma 1, del cd. decreto Bersani ha disposto che le attività di trasmissione e dispacciamento sono riservate allo Stato ed attribuite in concessione al gestore della rete di trasmissione nazionale. L'articolo 3 è interamente dedicato al gestore della rete di trasmissione nazionale e, al comma 4, ha previsto la costituzione da parte dell’ENEL di una società (costituita poi come Gestore della rete di trasmissione nazionale S.p.A.) che assume la titolarità e le funzioni di gestore della rete di trasmissione nazionale. Successivamente, con il D.P.C.M. 11 maggio 2004[68], sono trasferiti a Terna S.p.A. le attività, le funzioni, i beni, i rapporti giuridici attivi e passivi - ivi inclusa la titolarità delle convenzioni di cui all'art. 3, commi 8, 9 e 10, del decreto legislativo n. 79 del 1999 - facenti capo a GRTN S.p.A. Con D.M. 20 aprile 2005 è stata attribuita alla società Terna S.p.A. la concessione delle attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica nel territorio nazionale.
Si segnala infine che con D.M. 15 dicembre 2010 è stata apportata “Modifica ed aggiornamento della convenzione annessa alla Concessione rilasciata alla società Terna per le attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica nel territorio nazionale”.
I commi 2 e 3 disciplinano la separazione dell’attività di produzione e fornitura di energia elettrica, da quella di trasmissione.
Più in particolare il comma 2 prevede un divieto per il gestore del sistema di trasmissione nazionale di esercitare attività di produzione e di fornitura di energia elettrica, mentre il comma 3 prevede che entro 60 giorni dall’entrata in vigore del decreto la concessione e la convenzione siano aggiornata in attuazione di tele divieto e al fine di assicurare che le attività esercitate dal gestore diverse da quelle di programmazione, manutenzione e sviluppo della rete, non pregiudichino il rispetto dei principi di indipendenza, terzietà e non discriminazione.
I commi 4 e 5 disciplinano i nuovi impianti di accumulo dell’energia elettrica.
Più in particolare è previsto che, in attuazione dei piani di sviluppo di cui all’articoli 17 e 18 del decreto legislativo 28/2011, il gestore del sistema di trasmissione dell’energia e quello di distribuzione possano realizzare e gestire sistemi di accumulo diffusi di energia elettrica mediante batterie, (comma 4). La realizzazione e la gestione di impianti di produzione idroelettrica da pompaggio inclusi nel Piano di sviluppo della rete di trasmissione nazionale ai sensi del comma 3, articolo 17 del D.Lgs. 28/2011, sono affidate mediante procedure competitive, trasparenti e non discriminatorie. Le modalità di svolgimento di tali procedure sono definite con decreto del Ministro dello sviluppo economico, sentita l’Autorità per l’energia elettrica e il gas.
Si ricorda che l’articolo 17 del D.Lgs. 28/2011[69] prevede che Terna individui, in una apposita sezione del Piano di sviluppo della rete di trasmissione nazionale, gli interventi per la realizzazione di opere di sviluppo funzionali all'immissione e al ritiro dell'energia prodotta da una pluralità di impianti non inserite nei preventivi di connessione, tenendo conto dei procedimenti di autorizzazione alla costruzione e all’esercizio degli impianti in corso (comma 1). Inoltre è previsto che individui anche gli interventi di potenziamento della rete che risultino necessari per assicurare l’immissione e il ritiro integrale dell’energia prodotta dagli impianti a fonte rinnovabile già in esercizio (comma 2), e sistemi di accumulo dell’energia elettrica finalizzati a facilitare il dispacciamento degli impianti non programmabili (comma 3). Infine è previsto che AEEG provvede a regolamentarequanto previsto dal comma 3 e assicura che gli investimenti per la gestione e le opere di cui ai commi 1, 2 e 3 tenga conto dell’efficacia ai fini del ritiro dell’energia da fonti rinnovabili, della rapidità di esecuzione in entrata in esercizio delle medesime opere, anche con riferimento, in modo differenziato, a ciascuna zona del mercato elettrico e alle diverse tecnologie di accumulo (comma 4).
L’articolo 18 del D.Lgs. 28/2011 prevede, tra l’altro, che il Piano di sviluppo della rete di distribuzione di energia elettrica predisposto in coordinazione con Terna indichi i principali interventi e la previsione dei relativi tempi di realizzazione, anche al fine di consentire lo sviluppo coordinato della rete e degli impianti di produzione (comma 3).
I commi da 6 a 9 disciplinano la certificazione del gestore della rete di trasmissione nazionale, ai sensi di quanto introdotto con la direttiva comunitaria 2009/72/CE.
La relazione illustrativa, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, precisa che l'ordinamento nazionale ha già previsto l'unificazione in capo ad un unico soggetto (con il già citato D.P.C.M. 11 maggio 2004[70]) della proprietà e gestione della rete, in linea con un modello di "separazione proprietaria", nel rispetto del principio di gestione unitaria della rete di trasmissione. Fanno eccezione alcune porzioni di rete, non rilevanti (circa l'1% della rete nazionale). di proprietà di soggetti terzi che non sono gestori delle citate porzioni di rete e non risultano verticalmente integrati alla data del 3 settembre 2009. Non si configura pertanto, sempre secondo la relazione, nessuna delle fattispecie contemplate dalla Direttiva. Tuttavia, il Governo ha ritenuto opportuno ribadire gli obblighi già previsti dal decreto legislativo n.79/1999, al fine di assicurare il corretto funzionamento della rete gestita da Terna.
In particolare, il comma 6 attribuisce all'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG) il compito di definire, entro tre mesi dell'entrata in vigore del decreto in esame, la procedura per la certificazione del gestore del sistema di trasmissione nazionale (ai sensi dell’articolo 10 della direttiva 2009/72/CE), sulla base della quale la medesima Autorità è tenuta ad adottare, entro il 3 marzo 2012, una decisione di certificazione nei confronti di Terna Spa ai sensi della direttiva. Tale decisione, ai sensi del comma 8, è comunicata al Ministero dello sviluppo economico. L’AEEG deve comunque vigilare sulla permanenza delle condizioni favorevoli al rilascio della certificazione a Terna.
Il comma 7 fissa i criteri di cui l'AEEG deve tener conto ai fini della certificazione, e in particolare dispone (dando attuazione all’articolo 9 della direttiva 2009/72/CE) che la stessa persona o le stesse persone, fisiche o giuridiche, non sono autorizzate:
§ ad esercitare contemporaneamente un controllo su un’impresa che esercita l’attività di generazione o l’attività di fornitura e a esercitare un controllo o diritti sul gestore del sistema di trasmissione;
§ a nominare membri del collegio sindacale, del consiglio di amministrazione o degli organi che rappresentano legalmente l’impresa all’interno del gestore del sistema di trasmissione e a esercitare direttamente o indirettamente un controllo o diritti su un’impresa che esercita l’attività di generazione o l’attività di fornitura, e viceversa;
§ a essere membri del consiglio di vigilanza, del consiglio di amministrazione o degli organi che rappresentano legalmente un’impresa, sia all’interno del gestore del sistema di trasmissione sia all’interno di un’impresa che esercita l’attività di generazione o l’attività di fornitura.
I commi 9 e 10riguardano la questione già anticipata che porzioni marginali di rete facenti parte della rete di trasmissione nazionale sono di proprietà di soggetti diversi da Tema S.p.A.[71]. Secondo il comma 9 l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, ai fini della certificazione, tiene conto di questo fatto, e verifica che i suddetti proprietari:
a) forniscano ogni opportuna cooperazione e ausilio a Terna Spa nell’espletamento dei suoi compiti e, in particolare, forniscano tutte le informazioni pertinenti;
b) finanzino gli investimenti decisi da Terna e gli interventi di sviluppo della rete approvati dal Ministero dello sviluppo economico, ovvero diano il proprio assenso al finanziamento ad opera di altri soggetti interessati, compreso lo stesso gestore;
c) garantiscano la copertura della responsabilità civile afferente gli attivi della rete, ad esclusione della responsabilità collegata all’esercizio delle attività di Terna S.p.A.;
d) forniscano le garanzie necessarie per facilitare il finanziamento di eventuali espansioni di rete, ad eccezione degli investimenti per i quali, ai sensi della lettera b), hanno dato l’assenso a finanziamenti da parte di altri soggetti interessati, compreso Terna S.p.A..
L'Autorità per l'energia elettrica e il gas, entro sei mesi dall'entrata in vigore del provvedimento in esame, determina idonei meccanismi volti a promuovere la completa unificazione della rete di trasmissione nazionale da conseguire nei successivi 36 mesi (comma 10).
Il comma 11 prevede che con decreto del Ministro dello sviluppo economico siano stabiliti particolari criteri per la certificazione del gestore del sistema di trasmissione nel caso in cui un soggetto di un Paese non appartenente all'Unione europea acquisisca il controllo di Terna S.p.A.. Tale decreto deve garantire che il rilascio della certificazione non metta a rischio la sicurezza dell'approvvigionamento energetico dell'Italia e dell'Unione europea e che siano rispettati i diritti e gli obblighi derivanti dal diritto internazionale e da accordi con il Paese non appartenente all'Unione europea purché conformi al diritto comunitario.
Il comma 12, in attuazione del criterio di delega di cui all'articolo 17, comma 3, lettera f)[72], di cui alla legge comunitaria 2009, prevede la predisposizione annuale, da parte di Terna Spa, di un Piano decennale di sviluppo della rete di trasmissione nazionale, basato sulla domanda e offerta esistenti e previste. Tale piano individua le infrastrutture di trasmissione da costruire o potenziare, gli investimenti programmati e i nuovi investimenti da realizzare nel triennio successivo e una programmazione temporale dei progetti di investimento, secondo quanto stabilito nella convenzione tra il Ministero dello sviluppo economico e Tema Spa per la disciplina della concessione relativa alle attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica, di cui al già citato D.M. 20 aprile 2005. Il piano è approvato dal Ministro dello sviluppo economico, acquisito il parere delle regioni territorialmente interessate dagli interventi e tenuto conto delle valutazioni fornite dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas, che, secondo i propri autonomi regolamenti, effettua una consultazione pubblica di cui rende pubblici i risultati e ne trasmette l’esito al Ministro per lo sviluppo economico (comma 13)
La relazione illustrativa, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, segnala che l’articolo 1-ter[73] del D.L. 239/2003 (convertito dalla legge 290/2003) già prevede l’approvazione del piano di sviluppo da parte del MiSE, in quanto strumento di pianificazione a valenza anche strategica, atto ad assicurare la sicurezza e la continuità degli approvvigionamenti, in relazione al quale è necessario che siano garantiti il coordinamento e la coerenza con la strategia energetica nazionale. di cui all'articolo 3. In particolare, l'approvazione del Piano decennale di sviluppo della rete di trasmissione nazionale da parte del Ministro dello sviluppo economico si rende necessaria in quanto essa rappresenta la principale modalità con cui il Ministero esercita, già oggi, la vigilanza sull'operato del concessionario Terna.
L’articolo 22 della direttiva 2009/72/CE prevede che l’autorità di regolamentazione valuta se il piano decennale di sviluppo della rete contempli tutti i fabbisogni in materia di investimenti individuati nel corso della procedura consultiva e se esso sia coerente con il piano decennale non vincolante di sviluppo della rete a livello comunitario (piano di sviluppo della rete a livello comunitario) di cui all’articolo 8, paragrafo 3, lettera b) del regolamento (CE) n 714/2009. Se insorgono dubbi quanto alla coerenza con il piano di sviluppo della rete a livello comunitario, l’autorità di regolamentazione consulta l’Agenzia. L’autorità di regolamentazione può chiedere al gestore della rete di trasmissione di modificare il suo piano decennale di sviluppo della rete.
Il comma 14 prende in considerazione il caso in cui Terna Spa non realizzi un investimento previsto nel triennio successivo nel piano decennale di sviluppo della rete. A meno che la mancata realizzazione non sia determinata da motivi indipendenti dal controllo di Terna, si prevede in tal caso che l’Autorità per l’energia elettrica e il gas provveda ad imporre alla società la realizzazione degli investimenti. Vengono mantenute ferme le disposizioni previste nella convenzione tra il Ministero dello sviluppo economico e Tema S.p.A. in materia di inadempimenti e sanzioni.
Si segnala che l’articolo 22, paragrafo 7 della direttiva 2009/72/CE prevede, in tale situazione, che gli Stati membri provvedono a che sia imposto all’autorità di regolamentazione di adottare almeno uno dei seguenti provvedimenti per assicurare che l’investimento in questione sia realizzato, se tale investimento è ancora pertinente sulla base del piano decennale di sviluppo della rete più recente:
a) imporre al gestore del sistema di trasmissione di realizzare gli investimenti in causa;
b) indire una gara d’appalto per l’investimento in questione, aperta a tutti gli investitori; oppure
c) imporre al gestore del sistema di trasmissione di accettare un aumento di capitale per finanziare gli investimenti necessari e permettere la partecipazione di investitori indipendenti al capitale.
Il comma 15 prevede che Terna rediga annualmente una relazione sullo stato della rete da cui risultino chiare le caratteristiche della rete di trasmissione, le aree di carico in cui la stessa è funzionalmente vincolata, nonché le criticità, le congestioni e i livelli di sovraccarico riscontrati e previsti. La relazione è trasmessa al MISE, alle regioni e all’AEEG.
L’articolo recepisce quanto previsto dagli articoli 9 (separazione dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di trasmissione), 10 (designazione e certificazione dei gestori dei sistemi di trasmissione), 11 (certificazione in relazione ai paesi terzi), 22 (sviluppo della rete e poteri decisionali in materia di investimenti) della direttiva 2009/72/CE e i criteri di delega di cui all'articolo 17, comma 3, lettere a) e b)[74], oltre alla già citata lettera f), della legge comunitaria 2009.
Si segnala che il Regolamento (CE) 714/2009, inteso a regolamentare gli scambi transfrontalieri di energia elettrica al fine di migliorare la concorrenza e di armonizzare il mercato interno dell'energia elettrica, contiene norme in materia di certificazione dei gestori di sistemi di trasmissione. In particolare prevede che le autorità nazionali di regolamentazione facciano pervenire alla Commissione europea la notifica di una decisione riguardante la certificazione di un gestore di sistemi di trasmissione. Entro due mesi dalla ricezione di detta notifica, la Commissione fornisce il suo parere alla competente autorità nazionale di regolamentazione. L'autorità adotta quindi la decisione finale relativa alla certificazione del gestore di sistemi di trasmissione. La decisione e il parere della Commissione sono pubblicati insieme.
Articolo 37
(Promozione della cooperazione regionale)
1. Al fine di promuovere gli scambi transfrontalieri e assicurare la sicurezza degli approvvigionamenti di energia elettrica e lo sviluppo sostenibile nonché di conseguire prezzi competitivi, Terna in qualità di gestore della rete di trasmissione nazionale ai sensi dell'articolo 1, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, ed il Gestore dei mercati energetici Spa in qualità di gestore del mercato ai sensi dell'articolo 5 del decreto legislativo 19 marzo 1999, n. 79, operano con i rispettivi gestori dei Paesi membri, assicurando il coordinamento delle proprie azioni, informando preventivamente il Ministero dello sviluppo economico e l'Autorità per l'energia elettrica e il gas. Terna e Gestore dei mercati energetici Spa redigono congiuntamente un rapporto, con cadenza semestrale, con cui informano il Ministero dello sviluppo economico e l'Autorità per l'energia elettrica ed il gas sulle iniziative assunte in materia e sullo stato dei relativi progetti.
2. Ai fini di cui al comma 1, il Ministero dello sviluppo economico e l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, ciascuno secondo le proprie competenze, in coerenza con gli obiettivi di politica energetica nazionali e comunitari, adottano le misure necessarie affinché il gestore della rete di trasmissione nazionale e il gestore del mercato operino una gestione efficiente delle piattaforme di contrattazione, una gestione efficace di eventuali criticità, e assicurino l'interoperabilità, la sicurezza e l'affidabilità dei sistemi interconnessi.
3. Il Ministro dello sviluppo economico, sentita l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, con proprio decreto individua le modalità e condizioni delle importazioni ed esportazioni di energia elettrica a mezzo della rete di trasmissione nazionale anche al fine di garantire la sicurezza degli approvvigionamenti nonché la gestione unitaria delle importazioni ed esportazioni di energia elettrica sia nei confronti dei Paesi membri che dei Paesi non appartenenti all'Unione europea, nel rispetto degli accordi internazionali assunti e dei progetti comuni definiti con questi ultimi Paesi.
4. L'Autorità per l'energia elettrica ed il gas adotta le disposizioni necessarie all'attuazione di quanto previsto al comma 3 concludendo, ove possibile, i necessari accordi con le competenti autorità di regolazione degli Stati confinanti e garantendo il rispetto delle norme comunitarie in materia.
L’articolo 37 è finalizzato alla promozione degli scambi transfrontalieri, alla sicurezza degli approvvigionamenti, allo sviluppo sostenibile e al conseguimento di prezzi competitivi.
Il comma 1 dispone la cooperazione con i rispettivi gestori dei Paesi membri da parte di Terna (in qualità di gestore della rete di trasmissione nazionale) e il GME (Gestore dei mercati energetici, in qualità di gestore del mercato).
Tali soggetti devono:
§ assicurare il coordinamento delle proprie azioni;
§ informare preventivamente il Ministero dello sviluppo economico e l'Autorità per l'energia elettrica e il gas;
§ redigere congiuntamente un rapporto semestrale in cui informano Mise e AEEG sulle iniziative assunte in materia e sullo stato dei relativi progetti.
Il Ministero dello sviluppo economico, sentita l'Autorità per l'energia elettrica e il gas:
§ adotta le misure necessarie affinché Terna e il GME operino una gestione efficiente delle piattaforme di contrattazione, una gestione efficace di eventuali criticità, e assicurino I'interoperabilità, la sicurezza e l'affidabilità dei sistemi interconnessi, in coerenza con gli obiettivi di politica energetica nazionali e comunitari (comma 2);
§ individua le modalità e le condizioni delle importazioni ed esportazioni di energia elettrica a mezzo della rete di trasmissione nazionale, anche al fine di garantire la sicurezza degli approvvigionamenti nonché la gestione unitaria dei flussi di energia elettrica sia nei confronti ai Paesi membri che dei Paesi non appartenenti all'Unione europea, anche nel rispetto degli accordi internazionali assunti e dei progetti comuni definiti con Paesi non appartenenti all' Unione europea (comma 3).
L’Autorità per l’energia elettrica e il gas adotta le disposizioni necessarie all’attuazione di quanto previsto dal comma 3, concludendo, ove possibile, i necessari accordi con le competenti autorità di regolazione degli Stati confinanti e garantendo il rispetto delle norme comunitarie in materia (comma 4).
Secondo la relazione illustrativa, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, l'articolo recepisce quanto previsto dall'articolo 12 della direttiva 2009/72/CE (si tratta in realtà dell’articolo 12 del Regolamento CE n. 714/2009) e i criteri di delega di cui all'articolo 7, comma 3, lettere a) e b)[75] della legge comunitaria 2009.
L’articolo 12 del Regolamento 714/2009 riguarda infatti proprio la cooperazione regionale dei gestori dei sistemi di trasmissione nell'ambito della REGST (rete europea di gestori di sistemi di trasmissione dell'energia elettrica). In particolare, prevede la pubblicazione da parte dei gestori ogni due anni di un piano regionale di investimenti, sulla base del quale possono prendere decisioni in materia di investimenti.
Articolo 38
(Gestori dei sistemi di distribuzione)
1. Fermo restando quanto previsto all'articolo 1, comma 1, del decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito, con modificazioni, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125, il gestore del sistema di distribuzione, qualora faccia parte di un'impresa verticalmente integrata, è indipendente, sotto il profilo dell'organizzazione e del potere decisionale, da altre attività non connesse alla distribuzione. Al fine di conseguire tale indipendenza, l'Autorità adegua i propri provvedimenti ai seguenti criteri minimi:
a) i responsabili della direzione del gestore del sistema di distribuzione non devono far parte di strutture dell'impresa elettrica integrata responsabili, direttamente o indirettamente, della gestione delle attività di generazione, trasmissione o fornitura di energia elettrica;
b) devono essere adottate misure idonee ad assicurare che gli interessi professionali delle persone responsabili dell'amministrazione del gestore del sistema di distribuzione siano presi in considerazione in modo da consentire loro di agire in maniera indipendente;
c) il gestore del sistema di distribuzione deve disporre di effettivi poteri decisionali, indipendenti dall'impresa elettrica integrata, in relazione ai mezzi necessari alla gestione, alla manutenzione o allo sviluppo della rete. Ai fini dello svolgimento di tali compiti, il gestore del sistema di distribuzione dispone delle risorse necessarie, comprese le risorse umane, tecniche, materiali e finanziarie;
d) il gestore del sistema di distribuzione predispone un programma di adempimenti, contenente le misure adottate per escludere comportamenti discriminatori, e garantisce che ne sia adeguatamente controllata l'osservanza. Il medesimo gestore individua un responsabile della conformità, indipendente e con poteri di accesso a tutte le informazioni necessarie in possesso del medesimo gestore del sistema di distribuzione e delle imprese collegate, che è responsabile del controllo del programma di adempimenti e presenta annualmente all'Autorità per l'energia elettrica e il gas una relazione sulle misure adottate.
2. Nel caso di gestore del sistema di distribuzione facente parte di un'impresa verticalmente integrata, lo stesso gestore non può trarre vantaggio dall'integrazione verticale per alterare la concorrenza e a tal fine:
a) le politiche di comunicazione e di marchio non devono creare confusione in relazione al ramo di azienda responsabile della fornitura di energia elettrica;
b) le informazioni concernenti le proprie attività, che potrebbero essere commercialmente vantaggiose, sono divulgate in modo non discriminatorio. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas vigila sul rispetto delle disposizioni di cui al presente comma.
3. Ai fini della rimozione degli ostacoli all'aggregazione delle piccole imprese di distribuzione di energia elettrica e per favorirne l'efficienza, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, nell'ambito della regolazione generale, individua per le imprese di distribuzione di energia elettrica con meno di 5.000 punti di prelievo appositi meccanismi di perequazione specifica aziendale. Alle medesime imprese, il regime di perequazione si applica con metodi di calcolo forfetario dal 2008 alla data di entrata in vigore del presente decreto. Dalla data di applicazione dei meccanismi di cui al primo periodo del presente comma sono abrogate le disposizioni di cui all'articolo 3, comma 4-quater, del decreto-legge 1° luglio 2009, n. 78, convertito, con modificazioni, dalla legge 3 agosto 2009, n. 102.
4. Al fine di promuovere un assetto efficiente dei settori della distribuzione e misura dell'energia elettrica in condizioni di economicità e redditività ai sensi dell'articolo 1 della legge 14 novembre 1995, n. 481, contenendone gli oneri generali a vantaggio degli utenti finali, per le imprese di cui all'articolo 7 della legge 9 gennaio 1991, n. 10, che risultino prive dell'attività di produzione e che aderiscano entro il termine di cui alla delibera dell'Autorità per l'energia elettrica ed il gas ARG/ELT n. 72/10 al regime di perequazione generale e specifica aziendale introdotto a partire dalla deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas n. 5 del 2004, la medesima Autorità, entro tre mesi dall'entrata in vigore del presente decreto, definisce meccanismi di gradualità che valorizzino le efficienze conseguite dalle imprese medesime a decorrere dal primo esercizio di applicazione del regime di perequazione, nel rispetto dei principi stabiliti dalla legge 14 novembre 1995, n. 481, e dalla direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009.
5. Ferma restando la disciplina relativa ai sistemi efficienti di utenza di cui all'articolo 2, comma 1, lettera t), del decreto legislativo n. 115 del 2008, i sistemi di distribuzione chiusi sono le reti interne d'utenza così come definite dall'articolo 33 della legge 23 luglio 2009, n. 99 nonché le altre reti elettriche private definite ai sensi dell'articolo 30, comma 27, della legge n. 99 del 2009, cui si applica l'articolo 33, comma 5, della legge 23 luglio 2009, n. 99.
L’articolo 38 riguarda i gestori dei sistemi di distribuzione, ossia i soggetti responsabili della gestione, della manutenzione e dello sviluppo del sistema di distribuzione in una data zona e delle relative interconnessioni con altri sistemi, e di assicurare la capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di distribuzione di energia elettrica.
Il comma 1 fissa il principio dell'indipendenza, sotto il profilo dell'organizzazione e del potere decisionale, del gestore del sistema di distribuzione qualora faccia parte di un'impresa verticalmente integrata, dalle altre attività non connesse alla distribuzione.
L’articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE prevede l’indipendenza quantomeno sotto il profilo della forma giuridica, dell’organizzazione e del potere decisionale. Si ricorda che la separazione societaria è già disposta dall’articolo 1, comma 1, del D.L. 73/2007, che è esplicitamente richiamato dalla norma in esame.
La norma fissa, in coerenza con quanto disposto dall’articolo 26, paragrafo 2, della direttiva 2009/72/CE, i criteri minimi[76] atti a garantire tale indipendenza, che l'AEEG deve seguire per adeguare i propri provvedimenti:
a) i responsabili della direzione del Gestore non devono far parte di strutture dell’impresa elettrica integrata responsabili, direttamente o indirettamente, della gestione delle attività di generazione, trasmissione o fornitura di energia elettrica;
b) devono essere adottate misure idonee ad assicurare che gli interessi professionali delle persone responsabili dell’amministrazione del Gestore siano presi in considerazione in modo da consentire loro di agire in maniera indipendente;
c) il Gestore deve disporre di effettivi poteri decisionali, indipendenti dall’impresa elettrica integrata, in relazione ai mezzi necessari alla gestione, alla manutenzione o allo sviluppo della rete. Ai fini dello svolgimento di tali compiti, il gestore del sistema di distribuzione dispone delle risorse necessarie, comprese le risorse umane, tecniche, materiali e finanziarie;
d) il Gestore predispone un programma di adempimenti, contenente le misure adottate per escludere comportamenti discriminatori, e garantisce che ne sia adeguatamente controllata l’osservanza. Il medesimo gestore individua un responsabile della conformità, indipendente e con poteri di accesso a tutte le informazioni necessarie in possesso del medesimo gestore del sistema di distribuzione e delle imprese collegate, che è responsabile del controllo del programma di adempimenti e presenta annualmente all’Autorità per l’energia elettrica e il gas una relazione sulle misure adottate.
Il comma 2 stabilisce, in attuazione dell’articolo 26, paragrafo 3, della direttiva 2009/72/CE, che il gestore del sistema di distribuzione facente parte di un'impresa verticalmente integrata[77] non può trarre vantaggio dall'integrazione verticale per alterare la concorrenza e a tal fine sono stabilite apposite precauzioni sul rispetto delle quali l'Autorità per l'energia elettrica e il gas è chiamata ad esercitare potere di vigilanza. In particolare, le politiche di comunicazione non devono creare confusione in relazione al ramo di azienda responsabile della fornitura, e la divulgazione delle informazioni commercialmente vantaggiose avviene in modo non discriminatorio.
Il comma 3 è finalizzato alla rimozione degli ostacoli all’aggregazione delle piccole imprese di distribuzione di energia elettrica. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas individua appositi meccanismi di perequazione per le imprese di distribuzione di energia elettrica con meno di 5.000 punti di prelievo. Alle medesime imprese il regime di perequazione si applica con metodi di calcolo forfetario dal 2008 alla data di entrata in vigore del presente decreto. A decorrere dall'operatività dei meccanismi sopra specificati, è sostituito il regime di riconoscimento dei costi e delle integrazioni tariffarie di cui al comma 3 dell'articolo 7 della legge 10/1991[78], esteso alle imprese citate dal D.L. 78/2009.
Si ricorda che il comma 4-quater dell’articolo 3 del D.L. 78/2009[79] dispone l’applicazione alle aziende elettriche distributrici con meno di 5.000 punti di prelievo del regime di riconoscimento dei costi e delle integrazioni tariffarie di cui al comma 3 dell’articolo 7 della legge 10/1991 (riguardante le integrazioni tariffarie spettanti alle imprese elettriche minori non trasferite all'ENEL) A tal fine l’Autorità per l’energia elettrica e il gas stabilisce criteri semplificati per la determinazione dei costi sostenuti da adottare nei confronti dei servizi di distribuzione gestiti dagli enti locali, con particolare valorizzazione dei costi per investimenti e finalizzati alla qualità del servizio. I costi sostenuti per la copertura dell’onere sono posti a carico delle componenti perequative della tariffa elettrica gestite dalla Cassa conguaglio per il settore elettrico.
La norma si pone in attuazione dell’articolo 17, comma 3, lettera d) della legge comunitaria 2009, recante uno specifico criterio di delega volto a rimuovere gli ostacoli all'aggregazione delle piccole imprese di distribuzione di energia elettrica per favorirne l'efficienza e non comporta oneri per la finanza pubblica.
La medesima relazione, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, afferma inoltre che meccanismi perequativi sono già stati introdotti a partire dalla deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 5/2004[80].
La relazione tecnica, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, precisa inoltre che i costi della misura sono a carico delle specifiche componenti di perequazione della tariffa elettrica e pertanto non comportano oneri per la finanza pubblica.
Il comma 4 riguarda le imprese elettriche minori non trasferite all'ENEL che non svolgono attività di produzione e che aderiscono entro il termine di cui alla delibera dell’Autorità per l’energia elettrica ed il gas ARG/ELT n. 72/10 al regime di perequazione generale e specifica aziendale introdotto a partire dalla delibera AEEG 5/2004.
Per tali imprese l’AEEG, contenendone gli oneri generali a vantaggio degli utenti finali (e senza oneri per la finanza pubblica), definisce adeguati meccanismi di gradualità che ne valorizzino le efficienze conseguite a decorrere dal primo esercizio di applicazione del regime di perequazione.
Sia la relazione illustrativa che la relazione tecnica, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, precisano che i costi della misura, essendo posti a carico delle specifiche componenti della tariffa elettrica, non comportano oneri per la finanza pubblica.
Si segnala che, in attuazione dell’articolo 38, commi 3 e 4, del presente decreto legislativo, l’AEEG ha emanato la delibera ARG/elt 90/11, con la quale ha sospeso il termine (già fissato al 30 giugno 2011 dalla delibera 72/2010) per l'adesione delle imprese elettriche minori, inclusi i distributori con meno di 5.000 punti di prelievo, al regime di perequazione generale e specifico aziendale dei costi. Un nuovo termine sarà fissato all'inizio del 2012, al termine del procedimento per attuare i commi 3 e 4 in esame, avviato dalla medesima direttiva 90/11.
I meccanismi di perequazione sono previsti dalla normativa vigente per adeguare e integrare la remunerazione delle imprese garantita dalle tariffe alla luce di specifiche realtà aziendali. Le imprese elettriche minori in questi anni hanno beneficiato di un sistema di perequazione dei costi forfettario mentre i meccanismi di perequazione generale e specifica aziendale disciplinano l'integrazione con modalità maggiormente ispirate a criteri di efficienza.
La delibera ARG/elt 72/10 fissava al 30 giugno il termine per la presentazione delle istanza di adesione ai meccanismi di perequazione generale/specifica da parte delle imprese minori. Il decreto legislativo 93/2011 in esame prevede, per le imprese minori prive di attività di produzione che avessero aderito al sistema di perequazione dei costi già in vigore per le imprese di maggiori dimensioni, la definizione da parte dell’AEEG di meccanismi di gradualità per valorizzare le efficienze conseguite dalle imprese stesse, rendendo più morbido il passaggio al nuovo meccanismo.
Il comma 5 prevede che i sistemi di distribuzione chiusi sono le reti interne d’utenza – definite dall’articolo 33, L. 99/2009 – nonché le altre reti elettriche private – definite dall’articolo 30, comma 27, L. 99/2009. Inoltre prevede che continua ad applicarsi la disciplina dei sistemi efficienti di utenza (D.Lgs. 115/2008).
Si ricorda che l’articolo 33 della legge 99/2009 (Disposizioni per lo sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonché in materia di energia), disciplina le reti internet di utenza (RIU). La norma definisce Rete interna di utenza (RIU) una rete elettrica il cui assetto è conforme a particolari condizioni, tra cui:connette unità di consumo industriali alimentate da fonti rinnovabili; è collegata tramite uno o più punti di connessione a una rete con obbligo di connessione di terzi a tensione nominale non inferiore a 120 kV.
L’articolo 30, comma 27 della stessa legge prevede norme per migliorare la qualità del servizio elettrico ai clienti finali collegati attraverso reti private, con eventuale produzione interna, al sistema elettrico nazionale. I criteri per la definizione dei rapporti intercorrenti fra il gestore della rete, le società di distribuzione in concessione, il proprietario delle reti private ed il cliente finale collegato a tali reti son disciplinati con il D.M. 10 dicembre 2010.
L’articolo 2, comma 1, lettera t) del D.Lgs. 115/2008 (Attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli usi finali dell'energia e i servizi energetici e abrogazione della direttiva 93/76/CEE), definisce sistema efficiente di utenza un sistema in cui un impianto di produzione di energia elettrica, con potenza nominale non superiore a 20 MWe e complessivamente installata sullo stesso sito, alimentato da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento, anche nella titolarità di un soggetto diverso dal cliente finale, èdirettamente connesso, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, all'impianto per il consumo di un solo cliente finale ed è realizzato all'interno dell'area di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente;
L'articolo recepisce quanto previsto dal Capo VI della direttiva 2009/72/CE, relativo alla gestione del sistema di distribuzione, e i criteri di delega di cui all'articolo 17, comma 3, lettera e)[81] della legge comunitaria 2009.
Articolo 39
(Interconnettori)
1. All'articolo 1-quinquies, comma 6, del decreto-legge 29 agosto 2003, n. 239, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 ottobre 2003, n. 290, le parole: «L'esenzione è accordata, caso per caso, per un periodo compreso tra dieci e venti anni dalla data di entrata in esercizio delle nuove linee, e per una quota compresa fra il 50 e l'80 per cento delle nuove capacità di trasporto realizzate, dal Ministero delle attività produttive, sentito il parere dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas.» sono sostituite dalle seguenti: «L'esenzione è accordata dal Ministero dello sviluppo economico, sentito il parere dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, per un periodo e per una quota delle nuove capacità di trasmissione realizzate da valutarsi caso per caso.».
2. L'esenzione dalla disciplina di accesso a terzi di cui all'articolo 1-quinquies, comma 6, del decreto-legge 29 agosto 2003, n. 239, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 ottobre 2003, n. 290, è rilasciata ai soggetti che realizzano a proprio carico nuove linee elettriche di interconnessione con i sistemi elettrici di altri Stati membri, indipendentemente dal livello di tensione.
3. La concessione di una esenzione dalla disciplina che prevede il diritto di accesso dei terzi, perde effetto due anni dopo la data della relativa concessione, qualora, alla scadenza di tale termine, la costruzione dell'infrastruttura non sia ancora iniziata, e cinque anni dopo la data della relativa concessione, qualora alla scadenza di tale termine l'infrastruttura non sia ancora operativa, a meno che il Ministero dello sviluppo economico, previa approvazione della Commissione europea, non riconosca che il ritardo è dovuto a gravi ostacoli che esulano dal controllo del soggetto cui la deroga è concessa.
4. Il Ministro dello sviluppo economico con proprio decreto adegua le disposizioni per il rilascio dell'esenzione dalla disciplina di accesso a terzi ai nuovi interconnettori, nel rispetto di quanto disposto ai commi 1, 2 e 3, prevedendo altresì che il rilascio dell'esenzione sia subordinato al raggiungimento di un accordo con il Paese membro interessato.
5. Ai fini di garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale, assicurando nel contempo la equa partecipazione degli enti territoriali al procedimento di autorizzazione delle opere, gli interventi di riclassamento fino a 380 kV degli elettrodotti di interconnessione con l'estero facenti parte della rete di trasmissione nazionale sono realizzabili mediante la procedura semplificata di cui all'articolo 1-sexies, commi 4-sexies e seguenti del decreto-legge 29 agosto 2003, n. 239, convertito con modificazioni dalla legge 27 ottobre 2003, n. 290 e successive modificazioni, limitatamente alla connessione tra il territorio estero e il primo nodo utile, anche se necessitante di adeguati potenziamenti, in territorio nazionale. La connessione tra il predetto primo nodo utile e il resto del territorio nazionale è assoggettato al regime autorizzativo previsto per gli interventi di sviluppo inseriti nel Piano decennale di sviluppo della rete.
L'articolo 39 è finalizzato, secondo la relazione illustrativa, al superamento dell'infrazione comunitaria 2009/2174[82] sulla non corretta applicazione del Regolamento comunitario sulle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di elettricità (v. “Compatibilità comunitaria – Procedure di contenzioso”).
Il comma 1 modifica l'articolo 1-quinquies, comma 6. del D.L. 239/2003[83] in modo da eliminare
§ i limiti inferiori e superiori alla quota di nuova capacità esentata;
§ la durata dell'esenzione stessa, come espressamente richiesto dalla Commissione europea nell'ambito della richiamata infrazione, al fine di poter meglio parametrare l'esenzione ai costi e rischi connessi al'investimento.
Si ricorda che il comma 6 dell’articolo 1-quinquies del D.L. 239/2003 prevede per i soggetti non titolari di concessioni di trasporto e distribuzione di energia elettrica che realizzano a proprio carico nuove linee elettriche di interconnessione con i sistemi elettrici di altri Stati, in corrente continua o con tecnologia equivalente, la possibilità di richiedere, per l'incremento della capacità di interconnessione, una esenzione dalla disciplina che prevede il diritto di accesso dei terzi. L'esenzione è accordata, caso per caso, per un periodo compreso tra dieci e venti anni dalla data di entrata in esercizio delle nuove linee, e per una quota compresa fra il 50 e l'80 per cento delle nuove capacità di trasporto realizzate, dal Ministero dello sviluppo economico, sentito il parere dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas. In casi eccezionali, sentito il Gestore della rete di trasmissione nazionale, l'esenzione si applica altresì ai dispositivi di interconnessione in corrente alternata, a condizione che i costi e i rischi degli investimenti in questione siano particolarmente elevati, se paragonati ai costi e ai rischi di norma sostenuti al momento del collegamento di due reti di trasmissione nazionali limitrofe mediante un dispositivo di interconnessione in corrente alternata. Qualora la capacità di nuova realizzazione derivi da un'interconnessione con uno Stato membro dell'Unione europea, l'esenzione è accordata previa consultazione delle autorità competenti dello Stato interessato. In attuazione di tali disposizioni è stato emanato il D.M. 21 ottobre 2005.
La relazione illustrativa, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, precisa che la disposizione non comporta l'insorgere di oneri sulla finanza pubblica In quanto i costi dell'investimento sono interamente sostenuti da soggetti privati.
Il comma 2 dispone che l'esenzione dalla disciplina di accesso a terzi di cui al citato articolo 1-quinquies, comma 6, sia rilasciata indipendentemente dal livello di tensione ai soggetti che realizzano a proprio carico nuove linee elettriche di interconnessione con i sistemi elettrici di altri Stati membri.
Il comma 3 prevede la perdita di efficacia dell'esenzione nei casi in cui:
§ dopo due anni dalla data della relativa concessione la costruzione dell'infrastruttura non sia ancora iniziata;
§ dopo cinque anni dalla data della relativa concessione l'infrastruttura non sia ancora operativa.
Tale decadenza non opera se che il Ministero dello sviluppo economico, previa approvazione della Commissione Europea, riconosca che il ritardo é dovuto a gravi ostacoli che esulano dal controllo del soggetto.
Il comma 4 dispone l’adeguamento della normativa ministeriale alle modifiche operate con i commi precedenti, prevedendo inoltre che il rilascio dell'esenzione sia subordinato ad un accordo con il Paese membro interessato.
Come evidenziato dalla relazione illustrativa, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, l’articolo modifica le norme esistenti per adeguarle al contenuto del regolamento (CE) n. 714/2009[84] e ai criteri di delega di cui all’articolo 17, comma 3, lettere a) e b)[85] della legge comunitaria 2009.
Il comma 5 prevede che gli interventi di riclassamento fino a 380kw degli elettrodotti di interconnessione con l’estero facenti parte delle rete di trasmissione nazionale sono realizzabili mediante la procedura semplificata prevista all’articolo 1-sexies, commi 4-sexies e ss. del D.L. 239/2003, solo per la connessione operante tra il territorio estero e il primo nodo utile, anche se necessitante di adeguati potenziamenti, in territorio nazionale. Si applica il regime autorizzatorio previsto per gli interventi di sviluppo inserite nel Piano decennale di sviluppo della rete per la connessione tra il predetto primo nodo utile e il resto del territorio nazionale.
L’articolo 1-sexies, commi 4-sexies e ss. del D.L. 239/2003 (Disposizioni urgenti per la sicurezza e lo sviluppo del sistema elettrico nazionale e per il recupero di potenza di energia elettrica) prevede che la denuncia di inizio attività per gli interventi sugli elettrodotticostituisca parte integrante del provvedimento di autorizzazione alla costruzione e all’esercizio dell’opera principale. La denuncia vapresenta al Ministero dello sviluppo economico e, in copia, ai comuni interessati. Ultimato l’intervento, il soggetto incaricato del collaudo rilascia un certificato di collaudo finale, da presentare al Ministero dello sviluppo economico, con il quale attesta la conformità dell’opera al progetto presentato con la denuncia di inizio attività.
Articolo 40
(Interconnessioni di rete con Paesi
non appartenenti all'Unione europea)
1. Ai fini del conseguimento degli obiettivi nazionali in materia di energie rinnovabili, laddove esistano progetti comuni definiti con Paesi non appartenenti all'Unione europea e in coerenza con questi, nel caso di nuove linee elettriche realizzate da Terna Spa per l'interconnessione con tali Paesi, con decreto del Ministro dello sviluppo economico, da adottare entro sei mesi dall'entrata in vigore del presente decreto, sono definiti i criteri per l'assegnazione della capacità di trasmissione addizionale, in base a principi di efficienza, economicità e sicurezza del sistema elettrico nazionale, previo accordo con l'autorità del Paese interessato, tenuto conto di quanto previsto al comma 2.
2. La capacità di trasmissione di cui al comma 1 è conferita prioritariamente ai soggetti produttori di energia elettrica rinnovabile nel Paese non appartenente all'Unione europea, che garantiscono il rispetto delle condizioni di cui all'articolo 9 della direttiva 2009/28/CE, i quali si impegnano a stipulare, nell'ambito dei progetti comuni richiamati al medesimo comma 1, contratti di importazione di lunga durata, secondo criteri che tengono conto della durata dei contratti e in subordine dei volumi di energia elettrica oggetto dei medesimi contratti e finalizzata al consumo in Italia. L'eventuale quota di capacità residuale è assegnata, sulla base di procedure trasparenti e non discriminatorie, ai soggetti importatori o clienti finali o consorzi degli stessi che ne fanno richiesta.
3. Con il decreto del Ministro dello sviluppo economico di cui al comma 1, sono stabiliti i criteri sulla base dei quali l'Autorità per l'energia elettrica e il gas disciplina:
a) le garanzie finanziarie relative alla richiesta di conferimento della nuova capacità da realizzare e le garanzie finanziarie relative alla sottoscrizione del contratto di trasporto;
b) le penali a carico del gestore di trasmissione nazionale derivanti dai ritardi nella messa a disposizione della capacità di trasporto di nuova realizzazione, non dipendenti da cause di forza maggiore, nonché le penali in caso di risoluzione del contratto.
L’articolo 40 riguarda le interconnessioni di rete con Paesi extra UE, ed è finalizzato in particolare al conseguimento degli obiettivi nazionali in materia di energie rinnovabili.
Secondo il comma 1, in presenza di progetti comuni definiti con Paesi extra UE e in coerenza con questi, nel caso di nuove linee elettriche realizzate da Terna Spa per l'interconnessione con Paesi terzi, il Ministro dello sviluppo economico, con decreto da adottarsi entro sei mesi dall'entrata in vigore del presente decreto definisce i criteri per l'assegnazione della capacità di trasmissione addizionale, previo accordo con l'autorità del Paese terzo interessato, in base a principi di efficienza, economicità e sicurezza del sistema elettrico nazionale.
Si segnala che il D.Lgs. 3 marzo 2011, di attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili (approvato definitivamente dal Consiglio dei ministri e in attesa di pubblicazione[86]), all’articolo 36 contiene disposizioni relative proprio ai progetti comuni con Paesi terzi, in recepimento dell’articolo 9 della direttiva. Ai fini del conseguimento degli obiettivi nazionali in materia di energie rinnovabili, è incentivata l’importazione di elettricità da fonti rinnovabili proveniente da Stati non appartenenti all’Unione europea ed effettuata su iniziativa di soggetti operanti nel settore energetico, sulla base di accordi internazionali all’uopo stipulati con lo Stato da cui l'elettricità da fonti rinnovabili è importata. Tali accordi si conformano ai seguenti criteri:
a) il sostegno è effettuato mediante il riconoscimento, sull’energia immessa nel sistema elettrico nazionale, di un incentivo che, rispetto a quello riconosciuto in Italia alle fonti e alle tipologie impiantistiche da cui l’elettricità è prodotta nel Paese terzo, è di pari durata e di entità inferiore, in misura fissata negli accordi di cui al presente articolo, tenendo conto della maggiore producibilità ed efficienza degli impianti nei Paesi terzi e del valore medio dell’incentivazione delle fonti rinnovabili in Italia;
b) la produzione e l’importazione avviene con modalità tali da assicurare che l’elettricità importata contribuisca al raggiungimento degli obiettivi italiani in materia di fonti rinnovabili;
c) sono stabilite le misure necessarie ad assicurare il monitoraggio dell’elettricità importata per le finalità statistiche.
Con decreto del Presidente del Consiglio dei ministri, su proposta del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con i Ministri degli affari esteri e dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare, può essere stabilito, salvaguardando gli accordi già stipulati, un valore dell’incentivo diverso da quello di cui alla lettera a) del comma 1, contemperando gli oneri economici conseguenti al riconoscimento dell’incentivo stesso e gli effetti economici del mancato raggiungimento degli obiettivi.
Il comma 2 dispone il conferimento prioritario di tale capacità di trasmissione ai soggetti produttori di energia elettrica rinnovabile nel Paese extra UE.
Tali produttori devono:
§ garantire il rispetto delle condizioni di cui all'articolo 9 della direttiva 2009/28/CE
L’articolo 9 della direttiva 2009/28/CE riguarda i progetti comuni tra Stati membri e Paesi terzi, e pone, fra l’altro, le condizioni indispensabili affinché l’elettricità da fonti energetiche rinnovabili prodotta in un paese terzo sia presa in considerazione ai fini della valutazione dell’osservanza degli obiettivi nazionali. Ad esempio, la quantità di elettricità prodotta ed esportata non deve aver beneficiato di un sostegno da parte di un regime di sostegno di un paese terzo diverso da un aiuto agli investimenti concesso per l’impianto.
§ impegnarsi a stipulare, nell'ambito dei progetti comuni, contratti di importazione di lunga durata, secondo criteri che tengono conto della durata dei contratti e in subordine dei volumi di energia elettrica oggetto dei medesimi contratti e finalizzata al consumo in Italia.
L'eventuale quota di capacità residuale viene assegnata. sulla base di procedure trasparenti e non discriminatorie ai soggetti importatori o clienti finali o consorzi degli stessi che ne fanno richiesta.
Il comma 3 dispone che il medesimo decreto di cui al comma 1, il Ministro dello sviluppo economico stabilisca i criteri sulla base dei quali l'Autorità per l'energia elettrica e il gas disciplina
§ le garanzie finanziarie relative alla richiesta di conferimento della nuova capacità da realizzare;
§ le garanzie finanziarie relative alla sottoscrizione del contratto di trasporto;
§ le penali a carico del gestore di trasmissione nazionale derivanti dai ritardi nella messa a disposizione della capacità di trasporto di nuova realizzazione, esclusi i casi di forza maggiore;
§ le penali previste in caso di risoluzione del contratto.
Secondo la relazione illustrativa, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, l'articolo modifica le norme esistenti per consentire la realizzazione degli investimenti in impianti a fonti rinnovabili in Paesi extra UE necessari al conseguimento degli obiettivi di cui alla direttiva 2009/28/CE, mediante la realizzazione di una adeguata capacità di interconnessione con le reti elettriche degli stessi Paesi, in attuazione dei criteri di delega di cui all'articolo 17, comma 3, lettere a) e b)[87] della legge comunitaria 2009.
Articolo 41
(Mercati al dettaglio)
1. Le politiche di comunicazione e di marchio relative all'attività di vendita ai clienti del mercato libero ovvero ai clienti riforniti nell'ambito del servizio di maggior tutela di cui all'articolo 1, comma 2, del decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito, con modificazioni, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125, non devono creare confusione tra i rami d'azienda ovvero tra le società che svolgono le suddette attività. Le informazioni concernenti ciascuna attività, che potrebbero essere commercialmente vantaggiose, sono divulgate in modo non discriminatorio. Nel caso in cui una stessa società eserciti attività di vendita al mercato libero e al mercato tutelato, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas adotta i provvedimenti necessari affinché la stessa società non possa trarre vantaggio competitivo sia nei confronti dei clienti finali sia sotto il profilo delle valutazioni che la stessa Autorità effettua in materia di qualità del servizio, rispetto ad un assetto societario in cui le due attività siano attribuite a società distinte appartenenti ad uno stesso gruppo. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas vigila sul rispetto delle disposizioni di cui al presente comma.
L’articolo 41 reca alcune disposizioni in materia di mercati al dettaglio finalizzate alla trasparenza e ad evitare ostacoli alla concorrenza. In particolare la norma dispone che:
§ le politiche di comunicazione e di marchio relative all'attività di vendita ai clienti del mercato libero o a quelli riforniti nell'ambito del servizio di maggior tutela non devono creare confusione tra i rami d'azienda o tra le società che svolgono le attività di vendita;
§ le informazioni concernenti ciascuna attività, che potrebbero essere commercialmente vantaggiose, sono divulgate in modo non discriminatorio;
§ nel caso in cui una stessa società eserciti attività di vendita sia al mercato libero che al mercato tutelato, è compito dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas adottare i provvedimenti necessari affinché la stessa società non possa trarre vantaggio competitivo (sia nei confronti dei clienti finali che sotto il profilo delle valutazioni che la stessa Autorità effettua in materia di qualità del servizio), rispetto ad un assetto societario in cui le due attività siano attribuite a società distinte appartenenti ad uno stesso gruppo.
L'Autorità per l'energia elettrica ed il gas ha altresì il compito dì vigilare sul rispetto di tali disposizioni.
Secondo la relazione illustrativa, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, l'articolo recepisce quanto previsto dal criterio di delega di cui all’articolo 17, comma 3, lettera e)[88] della legge comunitaria 2009.
Si ricorda che anche la direttiva 2009/72/CE contiene norme sui mercati al dettaglio. In particolare, l’articolo 41 mira allo sviluppo nell’Unione europea di mercati al dettaglio trasparenti ed efficienti, e dispone che gli Stati membri provvedano a che i ruoli e le responsabilità dei gestori dei sistemi di trasmissione, dei gestori dei sistemi di distribuzione, delle imprese di fornitura, dei clienti e, all’occorrenza, degli altri operatori del mercato siano definiti con riferimento agli accordi contrattuali, agli impegni nei confronti dei clienti, alle norme in materia di scambio di dati e di liquidazione, alla proprietà dei dati e alle responsabilità in materia di rilevamenti. I grandi clienti non civili hanno il diritto di concludere simultaneamente contratti con diversi fornitori.
Articolo 42
(Obiettivi dell’Autorità per l’energia
elettrica e il gas)
1. Nel quadro dei compiti e delle funzioni attribuiti dalla vigente normativa, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas adotta tutte le misure ragionevoli e idonee al perseguimento delle seguenti finalità, che integrano quelle previste dalla legge 14 novembre 1995, n. 481:
a) promuovere, in stretta cooperazione con l'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia - ACER, con le autorità di regolamentazione degli altri Stati membri e con la Commissione europea, mercati interni dell'energia elettrica e del gas naturale concorrenziali, sicuri e ecologicamente sostenibili, nonché l'efficace apertura del mercato per tutti i clienti e i fornitori dell'Unione europea;
b) assicurare condizioni regolatorie appropriate per il funzionamento efficace e affidabile delle reti dell'elettricità e del gas, tenendo conto degli obiettivi a lungo termine;
c) contribuire a conseguire, nel modo più efficace sotto il profilo dei costi, lo sviluppo di sistemi non discriminatori sicuri, affidabili ed efficienti orientati al consumatore e promuovere l'adeguatezza dei sistemi e, in linea con gli obiettivi generali in materia di politica energetica, l'efficienza energetica nonché l'integrazione della produzione su larga scala e su scala ridotta di energia elettrica e di gas da fonti di energia rinnovabili e la produzione decentrata nelle reti di trasporto, di trasmissione e di distribuzione;
d) agevolare l'accesso alla rete di nuova capacità di generazione, in particolare eliminando gli ostacoli che potrebbero impedire l'accesso di nuovi operatori del mercato e l'immissione dell'energia elettrica e del gas da fonti di rinnovabili;
e) provvedere affinché i clienti beneficino del funzionamento efficiente del mercato nazionale, promuovere una concorrenza effettiva e contribuire a garantire la tutela dei consumatori;
f) contribuire a conseguire un servizio pubblico di elevata qualità nei settori dell'energia elettrica e del gas naturale, contribuire alla tutela dei clienti vulnerabili anche in termini di condizioni economiche di fornitura di gas naturale loro applicate e alla compatibilità dei processi di scambio dei dati necessari per il cambio di fornitore da parte degli utenti.
L'articolo 42 è il primo del Titolo IV, dedicato specificamente all’autorità nazionale di regolazione.
La norma in esame, in particolare, integra i compiti dell'Autorità per l'energia elettrica ed il gas già previsti dalla legge istitutiva (legge 481/1995), alla luce delle nuove attribuzioni di cui alla direttiva 2009/72/CE, con le seguenti finalità:
§ promuovere, in stretta cooperazione con l'ACER[89], le autorità di regolamentazione degli altri Stati membri e la Commissione europea, mercati interni dell'energia elettrica e del gas naturale concorrenziali, sicuri e ecologicamente sostenibili, nonché l'efficace apertura del mercato per tutti i clienti e i fornitori dell'Unione europea;
§ garantire condizioni regolatorie appropriate per il funzionamento efficace e affidabile delle reti dell'elettricità e del gas, tenendo conto degli obiettivi a lungo termine;
§ contribuire a conseguire, nel modo più efficace sotto il profilo dei costi, lo sviluppo di sistemi non discriminatori sicuri, affidabili ed efficienti orientati al consumatore e promuovere l'adeguatezza dei sistemi e, in linea con gli obiettivi generali in materia di politica energetica, I'efficienza energetica nonché l'integrazione della produzione su larga scala e su scala ridotta di energia elettrica e di gas da fonti di energia rinnovabili e la produzione decentrata nelle reti di trasporto, di trasmissione e di distribuzione;
§ agevolare l'accesso alla rete di nuova capacità di generazione, in particolare eliminando gli ostacoli che potrebbero impedire l'accesso di nuovi operatori del mercato e l'immissione dell'energia elettrica e del gas da fonti di rinnovabili;
§ provvedere affinché i clienti beneficino del funzionamento efficiente del mercato nazionale, promuovere una concorrenza effettiva e contribuire a garantire la tutela dei consumatori;
§ contribuire a conseguire un servizio pubblico di elevata qualità nei settori dell'energia elettrica e del gas naturale, alla tutela dei clienti vulnerabili e alla compatibilità dei processi di scambio dei dati necessari per il cambio di fornitore da parte degli utenti.
Secondo la relazione illustrativa, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, l'articolo recepisce quanto previsto dal Capo VIII della direttiva 2009/73/CE e il Capo IX della direttiva 2009/72/CE (entrambi dedicati alle autorità nazionali di regolamentazione) e il regolamento CE 713/2009, che istituisce un’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (ACER).
In particolare, l’articolo 36 della direttiva 2009/72/CE e l’articolo 40 della direttiva 2009/73/CE riguardano gli obiettivi generali dell’autorità di regolamentazione. Si segnala, in particolare, che la finalità f) di entrambi gli articoli (“assicurare che ai gestori del sistema e agli utenti del sistema siano offerti incentivi adeguati, sia a breve che a lungo termine, per migliorare l’efficienza delle prestazioni del sistema e promuovere l’integrazione del mercato”) non è stata inserita nella norma in esame.
Articolo 43
(Ulteriori compiti e poteri dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas)
1. Ferme restando le competenze attribuite all'Autorità per l'energia elettrica e il gas ai sensi della normativa vigente, l'Autorità medesima svolge altresì i compiti e le funzioni indicati ai commi successivi.
2. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas garantisce:
a) l'applicazione effettiva, da parte degli esercenti i servizi, delle misure di tutela dei consumatori, incluse quelle indicate all'Allegato I delle direttive 2009/72/CE e 2009/73/CE;
b) l'accesso ai dati del consumo dei clienti, la messa a disposizione di un formato armonizzato facilmente comprensibile per i dati relativi ai consumi e il rapido accesso di tutti i clienti ai dati di cui al paragrafo 1, lettera h), dell'Allegato I delle direttive 2009/72/CE e 2009/73/CE;
c) l'adempimento da parte dei gestori dei sistemi di trasmissione e distribuzione e, se necessario, dei proprietari dei sistemi, nonché di qualsiasi impresa elettrica o di gas naturale, degli obblighi derivanti dalle direttive 2009/72/CE e 2009/73/CE, dei Regolamenti 713/2009/CE, 714/2009/CE e 715/2009/CE, nonché da altre disposizioni della normativa comunitaria, ivi comprese quelle in materia di questioni transfrontaliere.
3. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas vigila:
a) sui programmi di investimento dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di trasporto;
b) sull'applicazione delle norme che disciplinano funzioni e responsabilità dei gestori dei sistemi di trasmissione, dei gestori dei sistemi di trasporto, dei gestori dei sistemi di distribuzione, dei fornitori, dei clienti e di altri soggetti partecipanti al mercato ai sensi del regolamento (CE) n. 714/2009 e del regolamento (CE) n. 715/2009;
c) sull'applicazione, da parte degli operatori, delle misure di salvaguardia adottate dal Ministero dello sviluppo economico di cui all'articolo 42 della direttiva 2009/72/CE e di cui all'articolo 46 della direttiva 2009/73/CE.
4. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas monitora:
a) il grado e l'efficacia di apertura dei mercati all'ingrosso e al dettaglio, compresi le borse dell'energia elettrica e del gas naturale, i prezzi fatturati ai clienti civili inclusi i sistemi di prepagamento e gli anticipi, la percentuale dei clienti che cambiano fornitore, la percentuale delle disattivazioni, le spese per i servizi di manutenzione e per la loro esecuzione;
b) la sussistenza di pratiche contrattuali restrittive, comprese le clausole di esclusiva, che possono impedire ai grandi clienti non civili di impegnarsi simultaneamente con più di un fornitore o limitare la loro scelta in tal senso;
c) la cooperazione tecnica tra operatori dei sistemi di trasmissione degli Stati membri dell'Unione europea, nonché dei Paesi terzi.
5. Al fine dell'efficace svolgimento dei propri compiti, ivi compresi quelli operativi, ispettivi, di vigilanza e monitoraggio, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas può effettuare indagini sul funzionamento dei mercati dell'energia elettrica e del gas naturale, nonché adottare e imporre i provvedimenti opportuni, necessari e proporzionati per promuovere una concorrenza effettiva e garantire il buon funzionamento dei mercati. In funzione della promozione della concorrenza, l'Autorità può in particolare adottare misure temporanee di regolazione asimmetrica.
6. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas trasmette alle Autorità di regolazione competenti degli Stati membri dell'Unione europea, all'ACER e alla Commissione europea la relazione annuale di cui all'articolo 2, comma 12, lettera i), della legge 14 novembre 1995, n. 481. Nella relazione annuale medesima, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, oltre a descrivere le iniziative assunte e i risultati conseguiti in ordine ai propri compiti, fornisce un'analisi dei programmi di investimento dei gestori dei sistemi di trasmissione e di trasporto sotto il profilo della loro conformità di sviluppo della rete a livello comunitario di cui all'articolo 8, paragrafo 3, lettera b), del regolamento (CE)n. 714/2009 e del regolamento (CE)n. 715/2009. Tale analisi può includere raccomandazioni per la modifica dei predetti piani di investimento.
7. All'attuazione del presente articolo l'Autorità per l'energia elettrica e il gas provvede con le risorse umane, strumentali e finanziarie disponibili a legislazione vigente.
L’articolo 43, ferme restando le competenze attribuite all’AEEG dalla normativa vigente (comma 1), in recepimento delle direttive UE attribuisce ulteriori compiti e competenze all'Autorità, senza nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica.
Ai sensi del comma 2, pone l’AEEG a garanzia:
§ dell'applicazione effettiva, da parte degli esercenti i servizi, delle misure di tutela dei consumatori, incluse quelle indicate all'Allegato I[90] delle direttive 2009/72/CE e 2009/73/CE;
§ dell'accesso ai dati del consumo dei clienti, la messa a disposizione di un formato armonizzato facilmente comprensibile per i dati relativi ai consumi e il rapido accesso di tutti i clienti ai dati di cui al paragrafo 1, lettera h)[91], dell' Allegato I delle direttive 2009/72/CE e 2009/73/CE;
§ dell’adempimento da parte dei gestori dei sistemi di trasmissione e distribuzione,nonché dei proprietari dei sistemi o, comunque, qualsiasi impresa elettrica o di gas naturale, degli obblighi derivanti dalle direttive 2009/72/CE e 2009/73/CE, dai Regolamenti CE 713/2009 714/ 2009 e 715/2009 e, infine da tutte le disposizioni della normativa comunitaria, ivi comprese quelle in materia di questioni transfrontaliere.
Il comma 3 attribuisce all’AEEG il potere di vigilanza:
§ sui programmi di investimento dei Gestori dei sistemi di trasmissione e dei Gestori dei sistemi di trasporto;
§ sull'applicazione delle norme che disciplinano funzioni e responsabilità dei gestori dei sistemi di trasmissione, dei gestori dei sistemi di trasporto, dei gestori dei sistemi di distribuzione, dei fornitori, dei clienti e di altri soggetti partecipanti al mercato ai sensi del regolamento (CE) n. 714/2009 e del regolamento (CE) n. 715/2009;
§ sull’applicazione, da parte degli operatori, delle misure di salvaguardia[92] di cui all’articolo 42 della direttiva 2009/72/CE e di cui all'articolo 46 della direttiva 2009/73/CE.
Il comma 4 assegna all’AEEG il monitoraggio:
§ del grado e dell'efficacia di apertura dei mercati all'ingrosso e al dettaglio,compresi le borse dell'energia elettrica e del gas naturale, i prezzi fatturati ai clienti civili inclusi i sistemi di prepagamento e gli anticipi, la percentuale dei clienti che cambiano fornitore, la percentuale delle disattivazioni, le spese per i servizi di manutenzione e per la loro esecuzione;
§ della sussistenza di pratiche contrattuali restrittive, comprese le clausole di esclusiva, che possono impedire ai grandi clienti non civili di impegnarsi simultaneamente con più di un fornitore o limitare la loro scelta in tal senso;
§ della cooperazione tecnica tra operatori dei sistemi di trasmissione degli Stati membri dell'Unione europea, nonché dei Paesi terzi.
Secondo il comma 5, l’AEEG, per svolgere al meglio i propri compiti, ha facoltà di:
§ effettuare indagini sul funzionamento dei mercati dell'energia elettrica e del gas naturale;
§ adottare e imporre i provvedimenti opportuni, necessari e proporzionati per promuovere una concorrenza effettiva e garantire il buon funzionamento dei mercati;
§ adottare misure temporanee di regolazione asimmetrica, in funzione della promozione della concorrenza.
Il comma 6 riguarda la Relazione sullo stato dei servizi e sull'attività svolta che, ai sensi della legge istitutiva[93], l’AEEG presenta annualmente al Parlamento e al Presidente del Consiglio dei ministri.
Tale relazione, ai sensi della norma in esame, che recepisce la lettera g) del paragrafo 1 dell’articolo 37 della direttiva 2009/72/CE e dell’articolo 41 della direttiva 2009/73/CE:
§ deve essere trasmessa dall’AEEG alle Autorità di regolazione competenti degli Stati membri dell'Unione europea, all'ACER e alla Commissione europea;
§ descrive le iniziative assunte e i risultati conseguiti in ordine ai propri compiti;
§ contiene un'analisi dei programmi di investimento dei gestori dei sistemi di trasmissione e di trasporto sotto il profilo della loro conformità di sviluppo della rete a livello comunitario di cui all'articolo 8, paragrafo 3, lettera b)[94], del regolamento (CE) n. 714/2009 e del regolamento (CE) n. 715/2009;
§ può includere, all’interno dell’analisi, raccomandazioni per la modifica dei predetti piani di investimento.
Il comma 7 contiene una clausola di invarianza della spesa, disponendo che l'Autorità per l'energia elettrica e il gas provveda all'attuazione dei compiti del presente articolo con le risorse umane, strumentali e finanziarie disponibili a legislazione vigente.
Secondo la relazione illustrativa, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, l'articolo recepisce quanto previsto dal Capo VIII della direttiva 2009/73/CE e il Capo IX della direttiva 2009/72/CE, entrambi dedicati alle autorità nazionali di regolamentazione, e il regolamento CE 713/2009 che istituisce un’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (ACER).
Articolo 44
(Reclami)
1. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas decide sui reclami presentati contro un gestore di un sistema di trasmissione, di trasporto, di stoccaggio, di un sistema GNL o di distribuzione per quanto concerne gli obblighi a tali gestori imposti in attuazione delle direttive comunitarie sui mercati interni dell'energia elettrica e del gas naturale.
2. La decisione sui reclami di cui al comma 1 deve essere adottata entro due mesi dalla ricezione del reclamo. Tale termine può essere prorogato di non oltre due mesi qualora l'Autorità per l'energia elettrica e il gas richieda ulteriori informazioni alle parti interessate. Con il consenso del soggetto che ha presentato il reclamo, il termine medesimo può essere ulteriormente prorogato, in ogni caso, per un periodo non più lungo di ulteriori due mesi.
3. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas emana specifiche direttive per la disciplina, ai sensi dell'articolo 2, comma 24, lettera b), della legge 14 novembre 1995, n. 481, delle procedure di risoluzione delle controversie di cui al comma precedente.
4. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas assicura il trattamento efficace dei reclami e delle procedure di conciliazione dei clienti finali nei confronti dei venditori e dei distributori di gas naturale ed energia elettrica avvalendosi dell'Acquirente unico Spa e vigila affinché siano applicati i principi in materia di tutela dei consumatori di cui all'Allegato I delle direttive 2009/73/CE e 2009/72/CE.
L’articolo 44 riguarda i reclami, e contiene disposizioni che mirano a recepire alcune norme in materia contenute nelle direttive comunitarie 2009/72/CE e 2009/73/CE.
Il comma 1 attribuisce all'Autorità per l'energia elettrica e il gas, in veste di autorità per la risoluzione delle controversie, il potere di decidere sui reclami presentati contro un gestore di un sistema di trasmissione, di trasporto, di stoccaggio, di un sistema GNL o di distribuzione, per quanto concerne gli obblighi a tali gestori imposti in attuazione delle direttive comunitarie sui mercati interni dell'energia elettrica e del gas naturale.
Il comma 2 fissa il termine di due mesi dalla ricezione per l’adozione della decisione sui reclami. Tale termine può essere prorogato al massimo di due mesi qualora l'Autorità per l'energia elettrica e il gas richieda ulteriori informazioni alle parti interessate. Con il consenso del soggetto che ha presentato il reclamo, il termine medesimo può essere ulteriormente prorogato, per un periodo non superiore ad ulteriori due mesi. In tal modo viene recepito il paragrafo 11 dell’articolo 37 della direttiva 2009/72/CE e dell’articolo 41 della direttiva 2009/73/CE.
Il comma 3 prevede l’emanazione da parte dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas di specifiche direttive per la disciplina delle procedure di risoluzione delle controversie.
La norma richiama in proposito l'articolo 2, comma 24, lettera b), della legge istitutiva dell’AEEG (legge 481/1995), che prevedeva l’emanazione di regolamenti per fissare i criteri, le condizioni, i termini e le modalità per l'esperimento di procedure di conciliazione o di arbitrato in contraddittorio presso le Autorità nei casi di controversie insorte tra utenti e soggetti esercenti il servizio, prevedendo altresì i casi in cui tali procedure di conciliazione o di arbitrato possano essere rimesse in prima istanza alle commissioni arbitrali e conciliative istituite presso le camere di commercio, industria, artigianato e agricoltura. Fino alla scadenza del termine fissato per la presentazione delle istanze di conciliazione o di deferimento agli arbitri, sono sospesi i termini per il ricorso in sede giurisdizionale che, se proposto, è improcedibile. Il verbale di conciliazione o la decisione arbitrale costituiscono titolo esecutivo.
Il comma 4 prevede che l'Autorità per l'energia elettrica e il gas:
§ assicuri il trattamento efficace dei reclami e delle procedure di conciliazione presentati contro i venditori e i distributori di gas naturale ed energia elettrica dai clienti finali anche avvalendosi dell'Acquirente Unico S.p.A.[95];
Si segnala che l’AEEG gestisce, in collaborazione con Acquirente Unico, lo Sportello per il consumatore di energia, con lo scopo dare informazioni, assistenza e tutela ai clienti finali di energia elettrica e gas, mettendo a disposizione un canale di comunicazione diretto, in grado di assicurare una tempestiva risposta a reclami, istanze e segnalazioni.
Clienti finali e associazioni che li rappresentano, quando non abbiamo ricevuto dall'operatore una risposta soddisfacente ad una segnalazione di disservizio o irregolarità, possono ora inviare i reclami all'Autorità attraverso lo Sportello.
Direttamente lo Sportello, acquisite le necessarie ulteriori informazioni presso gli esercenti interessati, fornirà le indicazioni necessarie per la soluzione delle problematiche lamentate. Le procedure per i reclami sono descritte al link:
http://www.autorita.energia.it/it/consumatori/schede/reclami.htm;
§ vigili sull'applicazione dei principi in materia di tutela dei consumatori definiti dall’allegato I delle direttive comunitarie.
Tale disposizione ripete sostanzialmente quanto già previsto dall’articolo 43, comma 2, del presente schema di decreto in materia. In particolare, in merito ai reclami il citato allegato I afferma che le informazioni sulla gestione dei reclami (le cui procedure[96] devono essere trasparenti, semplici e poco onerose) devono essere contenute nel contratto con il fornitore di energia, così come le modalità di avvio delle procedure di risoluzione delle controversie.
Secondo la relazione illustrativa, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, l'articolo recepisce quanto previsto dall'articolo 3, paragrafo 9, della direttiva 2009/73/CE e l'articolo 3, paragrafi 12 e 13, della direttiva 2009/72/CE.
Le norme richiamate richiedono, da parte degli Stati membri:
- la predisposizione di un meccanismo indipendente quale un Mediatore dell’energia o un organismo dei consumatori ai fini di un trattamento efficiente dei reclami e della risoluzione extragiudiziale delle controversie;
- l’istituzione di sportelli unici al fine di fornire ai consumatori tutte le informazioni necessarie concernenti i loro diritti, la legislazione in vigore e le modalità di ricorso a loro disposizione in caso di controversia. Tali sportelli unici possono far parte di sportelli generali di informazione dei consumatori.
Articolo 45
(Poteri sanzionatori)
1. Fermo restando quanto previsto dalla legge 14 novembre 1995, n. 481, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas irroga sanzioni amministrative pecuniarie in caso di inosservanza delle prescrizioni e degli obblighi previsti dalle seguenti disposizioni:
a) articoli 13, 14, 15, 16 del regolamento CE n. 714/2009 e degli articoli 36,comma 3, 38, commi 1 e 2, e 41 del presente decreto;
b) articoli 14, 15, 16, 17, 18, 19 e 22 del regolamento CE n. 715/2009 e degli articoli 4, 8, commi 4 e 5, dell'articolo 10, commi 1 e 3, e degli articoli 11, 12, 13, 14, 15, 16, comma 8, 17, commi 4 e 5, 18, 19, 23 e 26 del presente decreto, nonché l'articolo 20, commi 5-bis e 5-ter del decreto legislativo n. 164 del 2000.
2. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas irroga altresì sanzioni amministrative pecuniarie in caso di mancato rispetto delle decisioni giuridicamente vincolanti dell'ACER o dell'Autorità medesima.
3. Entro trenta giorni dalla notifica dell'atto di avvio del procedimento sanzionatorio, l'impresa destinataria può presentare all'Autorità per l'energia elettrica e il gas impegni utili al più efficace perseguimento degli interessi tutelati dalle norme o dai provvedimenti violati. L'Autorità medesima, valutata l'idoneità di tali impegni, può renderli obbligatori per l'impresa proponente e concludere il procedimento sanzionatorio senza accertare l'infrazione. Qualora il procedimento sia stato avviato per accertare violazioni di decisioni dell'ACER, l'Autorità valuta l'idoneità degli eventuali impegni, sentita l'ACER. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas può riavviare il procedimento sanzionatorio qualora l'impresa contravvenga agli impegni assunti o la decisione si fondi su informazioni incomplete, inesatte o fuorvianti. In questi casi l'Autorità per l'energia elettrica e il gas può irrogare una sanzione amministrativa pecuniaria aumentata fino al doppio di quella che sarebbe stata irrogata in assenza di impegni.
4. Le sanzioni amministrative pecuniarie irrogate dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas non possono essere inferiori, nel minimo, a 2.500 euro e non superiori, nel massimo, a 154.937.069,73 euro. Le sanzioni medesime non possono comunque superare il 10 per cento del fatturato realizzato dall'impresa verticalmente integrata nello svolgimento delle attività afferenti la violazione nell'ultimo esercizio chiuso prima dell'avvio del procedimento sanzionatorio.
5. Ai procedimenti sanzionatori dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas non si applica l'articolo 26 della legge 24 novembre 1981, n. 689. Per i procedimenti medesimi, il termine per la notifica degli estremi della violazione agli interessati residenti nel territorio della Repubblica, di cui all'articolo 14, comma 2, della legge 24 novembre 1981, n. 689, è di centottanta giorni.
6. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas disciplina, con proprio regolamento, nel rispetto della legislazione vigente in materia, da adottare entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, i procedimenti sanzionatori di sua competenza, in modo da assicurare agli interessati la piena conoscenza degli atti istruttori, il contraddittorio in forma scritta e orale, la verbalizzazione e la separazione tra funzioni istruttorie e funzioni decisorie. Il regolamento disciplina altresì le modalità procedurali per la valutazione degli impegni di cui al comma 3 del presente articolo.
7. Le disposizioni di cui al presente articolo si applicano ai procedimenti sanzionatori di competenza dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas avviati successivamente all'entrata in vigore del presente decreto.
L’articolo 45 riguarda i poteri sanzionatori dell’AEEG.
I regolamenti CE n. 714/2009 e n. 715/2009 prevedono - come sottolinea la relazione tecnica - che per potenziare la fiducia nel mercato, i suoi partecipanti devono essere certi che i responsabili di comportamenti abusivi siano soggetti a sanzioni effettive, proporzionate e dissuasive. A tal fine si è predisposto un sistema sanzionatorio che è posto in capo all'Autorità per l'energia elettrica e il gas.
Il comma 1 elenca nel dettaglio le disposizioni in violazione delle quali è attribuita all'Autorità per l'energia elettrica e il gas il potere di irrogare sanzioni amministrative pecuniarie:
§ per il settore dell’energia elettrica, gli articoli 13, 14, 15, 16 del regolamento (CE) n. 714/2009 e degli (rectius: gli) articoli 36, comma 3, 38, commi 1 e 2, e 41 dello schema di decreto in esame;
§ per il settore del gas, gli articoli 14, 15, 16, 17, 18, 19 e 22 del regolamento (CE) n. 715/2009 e degli (rectius: gli) articoli 4, 8, commi 4 e 5, 10, commi 1 e 3, e 11, 12, 13, 14, 15, 16, comma 8, 17, commi 4 e 5, 18, 19, 23 e 26 dello schema di decreto in esame, nonché l'articolo 20, commi 5-bis e 5-ter, del D.Lgs. 164/2000.
Il comma 2 prevede l’irrogazione di sanzioni amministrative pecuniarie da parte dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas caso di mancato rispetto delle decisioni giuridicamente vincolanti dell'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori dell'energia (ACER) o dell'Autorità medesima.
Il comma 3 prevede un sistema che introduce la possibilità per le imprese, una volta aperto nei loro confronti un procedimento teso all'irrogazione di una sanzione, presentino impegni utili al più efficace perseguimento degli interessi tutelati dalle norme o dai provvedimenti violati. Entro trenta giorni dalla notifica dell'atto di avvio del procedimento sanzionatorio, infatti, l'impresa destinataria può presentare all'Autorità per l'energia elettrica e il gas tali impegni e l'Autorità medesima, valutata l'idoneità degli impegni presentati, può renderli obbligatori per l'impresa proponente e concludere il procedimento sanzionatorio senza accertare l'infrazione. Nel caso in cui il procedimento sia stato avviato per accertare violazioni di decisioni dell'ACER, l'Autorità valuta l'idoneità degli eventuali impegni previa consultazione dell'Agenzia stessa.
La relazione tecnica, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, precisa che gli impegni consentono un risultato immediato, legato alle preoccupazioni concorrenziali, chiaramente spendibile nei confronti dell'opinione pubblica e dei consumatori e che tale meccanismo consente un notevole risparmio di risorse dal momento che riduce sensibilmente la durata del procedimento. Infine la stessa relazione valuta che molto raramente un procedimento concluso con l'adozione di impegni innesca un ricorso al TAR, con la conseguente revisione della decisione, e che in questo modo, l’AEEG riduce il proprio contenzioso con un notevole risparmio finanziario.
L'Autorità per l'energia elettrica e il gas può inoltre riavviare il procedimento sanzionatorio nei casi in cui
§ l'impresa contravvenga agli impegni assunti, o
§ la decisione si fondi su informazioni incomplete, inesatte o fuorvianti.
In questi casi l'Autorità per l'energia elettrica e il gas può irrogare una sanzione amministrativa pecuniaria aumentata fino al doppio di quella che sarebbe stata irrogata in assenza di impegni.
Il comma 4 pone i limiti massimo e minimo relativamente all'ammontate delle sanzioni irrogabili. In particolare non possono essere inferiori, nel minimo, a euro 2.500 e non superiori, nel massimo, a euro 154.937.069,73.
Si ricorda che, ai sensi dell’articolo 2, comma 20, lettera c), della legge istitutiva dell’AEEG (le cui disposizioni vengono fatte salve dal comma 1 dell’articolo in esame), l’Autorità irroga, in caso di inosservanza dei propri provvedimenti o in caso di mancata ottemperanza da parte dei soggetti esercenti il servizio, alle richieste di informazioni o a quelle connesse all'effettuazione dei controlli, ovvero nel caso in cui le informazioni e i documenti acquisiti non siano veritieri, sanzioni amministrative pecuniarie non inferiori nel minimo a euro 2.500 e non superiori nel massimo a lire 300 miliardi. In caso di reiterazione delle violazioni ha la facoltà, qualora ciò non comprometta la fruibilità del servizio da parte degli utenti, di sospendere l'attività di impresa fino a 6 mesi ovvero proporre al Ministro competente la sospensione o la decadenza della concessione.
Le sanzioni medesime non possono comunque superare il 10% del fatturato realizzato dall'impresa nello svolgimento dell'attività afferente la violazione nell'ultimo esercizio chiuso prima dell'avvio del procedimento sanzionatorio.
Quanto alla previsione che le sanzioni medesime non possono comunque superare il 10 per cento del fatturato realizzato dall'impresa, la relazione tecnica sottolinea che tale disposizione è in puntuale attuazione di quanto previsto rispettivamente dall'articolo 37 della direttiva 2009/72/CE e dall'articolo 41 (paragrafo 4, lettera d)) della direttiva 2009/73/CE, relativi ai compiti e alle competenze delle autorità di regolamentazione nazionali. Dal sistema sanzionatorio così disciplinato non derivano, secondo la relazione, oneri a carico della finanza pubblica.
Il comma 5 dispone che la sanzione amministrativa pecuniaria irrogata dall’AEEG non si può rateizzare.
Ai procedimenti sanzionatori dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, infatti, non si applica l'articolo 26 della legge 689/1981[97], che prevede la possibilità per l'autorità giudiziaria o amministrativa che ha applicato la sanzione amministrativa pecuniaria di disporre, su richiesta dell'interessato che si trovi in condizioni economiche disagiate, che la sanzione medesima venga pagata in rate mensili da tre a trenta.
Inoltre, per i procedimenti sanzionatori dell’AEEG il termine[98] per la notifica degli estremi della violazione agli interessati residenti nel territorio della Repubblica è di centottanta giorni.
Il comma 6 prevede l’emanazione di un regolamento dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, da adottare entro 90 giorni, per disciplinare i procedimenti sanzionatori di sua competenza, in modo da assicurare agli interessati
§ la piena conoscenza degli atti istruttori,
§ il contraddittorio in forma scritta e orale,
§ la verbalizzazione e la separazione tra funzioni istruttorie e funzioni decisorie, e disciplinare le modalità procedurali per la valutazione degli impegni eventualmente presentati dalle imprese.
Il comma 7 riguarda il regime temporale di applicazione della disciplina sanzionatoria, e dispone che le norme del presente articolo si applicano a tutti i procedimenti sanzionatori di competenza dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, purché avviati dopo l'entrata in vigore del provvedimento in esame.
Secondo la relazione illustrativa, l'articolo recepisce quanto previsto dai criteri di cui all'articolo 17, comma 3, lettera g)[99] e comma 4, lettera o)[100] della legge comunitaria 2009
La relazione tecnica, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, sottolinea che, come previsto dal successivo articolo 49 recante disposizioni di carattere finanziario in merito allo schema di decreto in esame, i nuovi compiti assegnati all’AEEG sono svolti nell'ambito delle risorse finanziarie derivanti dal meccanismo di autofinanziamento previsto dell'articolo 2, comma 38, della legge istitutiva dell’Autorità (legge 481/1995) e quindi senza oneri per la finanza pubblica.
Secondo la norma richiamata, il finanziamento dell’Autorità avviene mediante il contributo versato dai soggetti operanti nei settori di competenza, di importo non superiore all'uno per mille dei ricavi dell'ultimo esercizio, versato dai soggetti esercenti il servizio stesso entro il 31 luglio di ogni anno, che affluisce direttamente ai bilanci dell’ente.
Articolo 46
(Disposizioni in materia di rapporti istituzionali)
1. Nell'osservanza delle rispettive competenze, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas e l'Autorità garante della concorrenza e del mercato collaborano tra loro e si prestano reciproca assistenza, anche al fine di assicurare la più efficace regolazione dei mercati dell'energia elettrica e del gas naturale in funzione della loro competitività e della tutela degli utenti.
2. I rapporti tra l'Autorità per l'energia elettrica e il gas e l'Autorità garante della concorrenza e del mercato sono informati al principio della leale cooperazione e si svolgono, in particolare, mediante istruttorie congiunte, segnalazioni e scambi di informazioni. Nello svolgimento di tali rapporti di reciproca collaborazione, non è opponibile il segreto d'ufficio.
3. Al fine dello svolgimento efficace e coordinato delle attività e delle funzioni di cui ai commi 1 e 2, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas e l'Autorità garante della concorrenza e del mercato stipulano tra loro appositi protocolli d'intesa.
4. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas coopera con l'ACER, con le autorità di regolazione degli altri Stati membri e con la Commissione europea al fine di promuovere mercati interni dell'energia elettrica e del gas naturale concorrenziali, sicuri e ecologicamente sostenibili, nonché l'efficace apertura dei mercati per tutti i clienti e i fornitori, e garantire condizioni appropriate per il funzionamento efficace e affidabile delle reti energetiche.
5. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas coopera con le autorità di regolazione e le Amministrazioni competenti degli altri Stati membri, nonché con l'ACER in ordine alle questioni transfrontaliere.
6. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas coopera con le autorità di regolazione degli altri Stati membri dell'Unione europea, in particolare al fine di:
a) promuovere soluzioni pratiche intese a consentire una gestione ottimale delle reti, promuovere le borse dell'energia elettrica e del gas naturale e l'assegnazione di capacità transfrontaliere, nonché consentire un adeguato livello minimo di capacità di interconnessione, anche attraverso nuove interconnessioni, per rendere possibile lo sviluppo di una concorrenza effettiva e il miglioramento della sicurezza dell'approvvigionamento, senza discriminazioni tra le imprese fornitrici nei diversi Stati membri;
b) coordinare lo sviluppo di tutti i codici di rete per i gestori dei sistemi di trasporto interessati e gli altri operatori di mercato;
c) coordinare lo sviluppo delle norme che disciplinano la gestione delle congestioni.
7. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas promuove la stipula di accordi di collaborazione con le altre autorità nazionali di regolamentazione, al fine di promuovere la cooperazione in ambito regolamentare.
L’articolo 46 riguarda i rapporti istituzionali fra gli organismi coinvolti, e i particolare l’AEEG, l’Autorità garante della concorrenza e del mercato (cd. Antitrust), l’ACER, le autorità di regolazione degli altri Stati membri, la Commissione europea.
I primi tre commi stabiliscono il principio di leale collaborazione e di reciproca assistenza tra l'Autorità per l'energia elettrica e il gas e l'Autorità garante della concorrenza e del mercato, nell’ambito delle rispettive competenze, anche al fine di assicurare la più efficace regolazione dei mercati dell'energia elettrica e del gas naturale in funzione della loro competitività e della tutela degli utenti.
Tali rapporti si svolgono mediante istruttorie congiunte, segnalazioni e scambi di informazioni, nell’ambito degli stessi non è opponibile il segreto d'ufficio.
AI fine dello svolgimento efficace e coordinato delle attività e delle funzioni di cui ai commi precedenti, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas e 1'Autorità garante della concorrenza e del mercato stipulano tra loro appositi protocolli d'intesa.
Il comma 4 riguarda la collaborazione tra l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, l'ACER, le autorità di regolamentazione degli altri Stati membri e la Commissione europea, al fine di promuovere mercati interni dell'energia elettrica e del gas naturale concorrenziali, sicuri e ecologicamente sostenibili, nonché l'efficace apertura dei mercati per tutti i clienti e i fornitori e garantire condizioni appropriate per il funzionamento efficace e affidabile delle reti energetiche.
Il comma 5 prevede la collaborazione tra l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, l'ACER, le autorità di regolamentazione degli altri Stati membri e le Amministrazioni competenti degli altri Stati membri relativamente alle questioni transfrontaliere.
In particolare, ai sensi dei commi 6 e 7, la collaborazione tra l’AEEG e le altre Autorità di regolamentazione è finalizzata a:
§ promuovere soluzioni pratiche intese a consentire una gestione ottimale delle reti,
§ promuovere le borse dell'energia elettrica e del gas naturale
§ promuovere l'assegnazione di capacità transfrontaliere,
§ consentire un adeguato livello minimo di capacità di ìnterconnessione, anche attraverso nuove interconnessioni, per rendere possibile lo sviluppo di una concorrenza effettiva e il miglioramento della sicurezza dell'approvvigionamento, senza discriminazioni tra le imprese fornitrici nei diversi Stati membri,
§ coordinare lo sviluppo di tutti i codici di rete per i gestori dei sistemi di trasporto interessati e gli altri operatori di mercato,
§ coordinare lo sviluppo delle norme che disciplinano la gestione delle congestioni.
L'Autorità per l'energia elettrica e il gas promuove la stipula di accordi di collaborazione con le altre autorità nazionali di regolamentazione.
Secondo la relazione illustrativa, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, l'articolo recepisce quanto previsto dai criteri[101] di cui all'articolo 17, comma 3, lettera h) e comma 4, lettera z)della legge comunitaria 2009.
Articolo 47
(Recepimento della direttiva 2008/92/CE)
1. All'articolo 64 della legge 19 febbraio 1992, n. 142, le parole: «direttiva del Consiglio 90/377/CEE» sono sostituite dalle seguenti: «direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio 2008/92/CE».
L'articolo 47 recepisce nell'ordinamento interno la direttiva 2008/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 22 ottobre 2008, concernente una procedura comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas e di energia elettrica.
Si ricorda che tale direttiva procede alla rifusione delle disposizioni della direttiva 90/377/CEE del Consiglio, del 29 giugno 1990, più volte modificata in modo sostanziale.
In conformità con i princìpi e criteri direttivi generali[102] della delega legislativa della legge comunitaria 2009, si interviene sulla legge comunitaria di recepimento della precedente direttiva.
Si ricorda che l’articolo 64 della legge comunitaria 1991 (L. 142/1992) riguarda la trasparenza dei prezzi del gas ed energia elettrica ad uso industriale, e dispone che gli enti e le imprese che forniscono gas ed energia elettrica ai consumatori finali dell'industria sono tenuti ad osservare gli obblighi di informazione previsti dalla direttiva del Consiglio 90/377/CEE.
Articolo 48
(Obblighi di comunicazione)
1. Ogni due anni a decorrere dalla data di entrata in vigore del presente decreto il Ministero dello Sviluppo economico e l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, ciascuno per la parte di propria competenza, effettuano le comunicazioni di cui all'articolo 3, comma 15, della direttiva 2009/72/CE e dell'articolo 3, comma 11 della direttiva 2009/73/CE.
L’articolo 48 riguarda gli obblighi di comunicazione e prevede che le comunicazioni alla Commissione europea previste dalle direttive 2009/72/CE e 2009/73/CE siano effettuati dal Ministero dello Sviluppo economico e dall'Autorità per l' energia elettrica e il gas, ciascuno per la parte di propria competenza, entro due anni dall’entrata in vigore del decreto legislativo in esame.
Si ricorda che sia l’articolo 3, comma15, della direttiva 2009/72/CE sia l'articolo 3, comma 11, della direttiva 2009/73/CE prevedono che gli Stati membri informino la Commissione di tutte le misure adottate nell’attuazione della direttiva per adempiere agli obblighi relativi al servizio pubblico, compresa la tutela dei consumatori e dell’ambiente, ed in merito ai possibili effetti sulla concorrenza nazionale ed internazionale, a prescindere dal fatto che tali misure richiedano o meno una deroga alla presente direttiva. Successivamente essi informano ogni due anni la Commissione delle modifiche apportate a dette misure, a prescindere dal fatto che esse richiedano o meno una deroga alla presente direttiva.
Come evidenziato dalla relazione illustrativa, allegata allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, l'articolo recepisce quanto previsto dai citati articolo 3, comma 11, della Direttiva 2009/73/CE e articolo 3, comma 15, della direttiva 2009/72/CE.
Articolo 49
(Disposizioni di carattere finanziario)
1. Dall'attuazione del presente decreto non devono derivare nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica.
2. All'attuazione delle disposizioni del presente decreto, le amministrazioni interessate, ivi compresa l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, provvedono con le risorse umane, strumentali e finanziarie disponibili a legislazione vigente.
L’articolo 49 reca la clausola di invarianza finanziaria, e chiarisce che dall'attuazione del presente decreto non devono derivare nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica (comma 1) e che le amministrazioni interessate, ivi compresa l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, provvedono con le risorse umane, strumentali e finanziarie disponibili a legislazione vigente (comma 2).
Nella relazione illustrativa e più compiutamente nella relazione tecnico-finanziaria, entrambe allegate allo schema di decreto presentato alle camere per il parere, viene posto in rilievo che le disposizioni del provvedimento non comportano nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica. Infatti, le norme relative ai gestori di sistemi di trasporto, di distribuzione, di stoccaggio o di impianti di rigassificazione di GNL, incidono su soggetti, sottoposti al regime di regolazione di competenza dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, i cui costi operativi sono coperti dal sistema tariffario. I nuovi compiti assegnati alla predetta Autorità sono svolti nell'ambito delle risorse finanziarie previste dal meccanismo di autofinanziamento di cui all'articolo 2, comma 38, della legge n. 481/1995 e quindi senza oneri per la finanza pubblica. Inoltre, per quanto riguarda gli interventi di competenza del Ministero dello sviluppo economico – con particolare riferimento alle attività di valutazione, di comunicazione e di vigilanza previste dagli artt. 8, 10 e 16 -, si precisa che essi vengono attuati nell’ambito delle risorse disponibili e quindi senza nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica.
Articolo 50
(Entrata in vigore)
1. Il presente decreto entra in vigore il giorno successivo a quello della sua pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana.
L’articolo 50 disciplina l’entrata in vigore del decreto legislativo, fissandola al giorno successivo a quello della sua pubblicazione in Gazzetta Ufficiale.
[1] Attuazione della direttiva n. 98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, a norma dell'articolo 41 della L. 17 maggio 1999, n. 144.
[2] Ai sensi dell'art. 33 della legge n. 613/1967, istitutiva dell’ENI, il titolare della concessione ha l'obbligo di corrispondere allo Stato un'aliquota del prodotto della coltivazione. L'articolo 19 del d.lgs. 625/1996 ha ridefinito tali aliquote e le produzioni esenti.
[3] La rete nazionale di gasdotti è costituita dai gasdotti: ricadenti in mare, di importazione ed esportazione, interregionali, collegati agli stoccaggi, funzionali al sistema nazionale del gas.
[4] Entrata in vigore il 3 settembre 2009.
[5] Ai sensi dell’art. 2 della direttiva, recante definizioni, per "impresa verticalmente integrata" si intende “un'impresa elettrica o un gruppo di imprese elettriche nelle quali la stessa persona o le stesse persone hanno, direttamente o indirettamente, il potere di esercitare un controllo, e in cui l'impresa o il gruppo di imprese esercita almeno una delle attività di trasmissione o distribuzione, e almeno una delle funzioni di produzione o fornitura di energia elettrica”.
[6] Ai fini in esame rientrano nelle espressioni "gestore di sistemi di trasmissione" e "sistema di trasmissione" le nozioni di "gestore del sistema di trasporto" e "sistema di trasporto" del gas naturale ai sensi della direttiva 2009/73/CE.
[7] Regolamento (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, che istituisce un’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (Gazzetta Ufficiale dell’UE L 211/1 del 14 agosto 2009).
[8] Con effetto da tale data è abrogata la direttiva 2003/54/CE.
[9] Tale Agenzia è stata istituita mediante il regolamento (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009.
[10] Ai sensi dell’art. 2 della direttiva, recante definizioni, per "impresa verticalmente integrata" si intende “un'impresa di gas naturale o un gruppo di imprese di gas naturale nelle quali la stessa persona o le stesse persone hanno, direttamente o indirettamente, il potere di esercitare un controllo, e in cui l'impresa o il gruppo di imprese svolge almeno una delle funzioni di trasporto, distribuzione, GNL o stoccaggio e almeno una delle funzioni di produzione o fornitura di gas naturale”.
[11] Si definisce linepack lo stoccaggio di gas mediante compressione nelle reti di trasporto e di distribuzione del gas, ad esclusione degli impianti riservati ai gestori dei sistemi di trasporto nello svolgimento delle loro funzioni.
[12] Regolamento (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, che istituisce un’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (Gazzetta Ufficiale dell’UE L 211/1 del 14 agosto 2009).
[13] Con effetto da tale data è abrogata la direttiva 2003/55/CE.
[14] Le suddette comunicazioni a Eurostat dovrebbero consentire alla Commissione di essere informata al fine di determinare, se necessario, le azioni o le proposte più opportune in relazione alla situazione del mercato interno dell’energia (“considerando n. 13”).
[15] Al “considerando n. 20” si evidenzia che sarà possibile attuare la direttiva in modo uniforme solo se il mercato del gas naturale avrà raggiunto un livello di sviluppo sufficiente specie per quanto riguarda le infrastrutture.
[16] Si consideri che l'articolo 1, comma 1, della legge comunitaria dispone che, per le direttive che non stabiliscono un termine di recepimento, i decreti legislativi di attuazione vanno adottati entro dodici mesi dalla data di entrata in vigore della legge stessa.
[17] Regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga il regolamento (CE) n. 1228/2003.
[18] Regolamento (CE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale e che abroga il regolamento (CE) n. 1775/2005.
[19] Regolamento (UE) n. 994/2010 del Parlamento europeo e del Consiglio del 20 ottobre 2010 concernente misure volte a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di gas e che abroga la direttiva 2004/67/CE del Consiglio.
[20] Sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE.
[21] Che stabilisce l'obbligo per gli Stati membri di mantenere un livello minimo di scorte di petrolio greggio e/o di prodotti petroliferi.
[22] L’articolo 2, comma 38, lett. b) della legge n. 481 del 1995 ha stabilito che all’onere derivante dall’istituzione e dal funzionamento delle Autorità di pubblica utilità (Autorità per l’energia elettrica e, in parte, AGCOM) si provveda, per ciascuna di esse, a decorrere dal 1996, mediante contributo di importo non superiore all’uno per mille dei ricavi dell’ultimo esercizio, versato dai soggetti esercenti il servizio stesso; il contributo è versato entro il 31 luglio di ogni anno nella misura e secondo le modalità stabilite con decreto del Ministro delle finanze emanato, di concerto con il Ministro del tesoro, entro trenta giorni dalla data di entrata in vigore della legge (attualmente, a seguito della riunificazione dei predetti dicasteri, si provvede con decreto del Ministro dell’economia e delle finanze). Il comma 40 stabilisce che le somme di cui al comma 38, lettera b), afferenti all'Autorità per le garanzie nelle comunicazioni e all'Autorità per l'energia elettrica e il gas sono versate direttamente ai bilanci dei predetti enti.
[23] Il Piano d’azione italiano per le energie rinnovabili è disponibile al link
http://www.governo.it/GovernoInforma/Dossier/rinnovabili_incentivi/PAN_Energie_rinnovabili.pdf
[24] Il Piano d'azione italiano per l'efficienza energetica trasmesso dal Ministro dello sviluppo economico alla Commissione europea nel luglio 2007, in attuazione dell'articolo 14 della direttiva 2006/32/CE, è scaricabile al link
http://ec.europa.eu/energy/demand/legislation/doc/neeap/it_neeap_it.pdf.
[25] Disposizioni per l'adeguamento dell'ordinamento della Repubblica alla L.Cost. 18 ottobre 2001, n. 3.
[26] Attualmente la Decisione di Finanza Pubblica (DFP) rappresenta lo strumento di programmazione, almeno triennale, sostitutivo del Documento di Programmazione Economico-Finanziaria (DPEF), ai sensi della L. 196/2009.
[27] Attuazione della direttiva 98/30/CE, recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale a norma dell'art. 41 della L. 17 maggio 1999, n. 144.
[28] Invece, a decorrere dalla entrata in vigore del d.lgs 164/2000 e fino al 31 dicembre 2002, la qualifica di cliente idoneo era attribuita: alle imprese che acquistano gas per produrre energia elettrica, indipendentemente dal livello di consumo annuale e limitatamente alla quota destinata al predetto utilizzo; alle imprese che acquistano gas per la cogenerazione di energia elettrica e calore, indipendentemente dal livello di consumo annuale e limitatamente alla quota destinata al predetto utilizzo; ai clienti finali con consumo superiore a 200 mila Smc di gas all’anno; ai consorzi e alle società consortili con consumo superiore a 200 mila Scm annui; ai clienti che utilizzano il gas prodotto da loro stessi o da società controllate nel territorio nazionale, nel mare territoriale e nella piattaforme continentale italiana; ai clienti grossisti e alle imprese di distribuzione del gas per il volume di gas consumato dai loro clienti nell’ambito del loro sistema di distribuzione, al fine di fornire tali clienti.
[29] Misure urgenti per l'attuazione di disposizioni comunitarie in materia di liberalizzazione dei mercati dell'energia, convertito in legge, con modificazioni, n. 125/2007.
[30] Acquirente Unico è la Società per azioni del gruppo Gestore dei Servizi Energetici GSE S.p.A., cui è affidato per legge il ruolo di garante della fornitura di energia elettrica alle famiglie e alle piccole imprese, a condizioni di economicità, continuità, sicurezza ed efficienza del servizio.
[31] Legge 23 luglio 2009, n. 99, Disposizioni per lo sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonché in materia di energia.
[32] L’articolo 26, punto 4, della direttiva 2009/73/CE consente agli Stati membri di non applicare i requisiti minimi alle imprese di gas naturale integrate che riforniscono meno di 100 000 clienti allacciati.
[33] Sul tema si segnala lo studio di Antonio Sileo “Il valore di riscatto della rete al termine della concessione nel settore della distribuzione del gas” (Bocconi, 2010), disponibile al link http://www.sportellogas.it/Lists/Notizie/Attachments/28/Il%20valore%20di%20riscatto%20della%20rete%20al%20termine%20della%20concessione.pdf
[34] Decreto-legge 1° ottobre 2007, n. 159, convertito, con modificazioni, dalla legge 29 novembre 2007, n. 222, recante Interventi urgenti in materia economico-finanziaria, per lo sviluppo e l'equità sociale.
[35] Misure per la maggiore concorrenzialità nel mercato del gas naturale ed il trasferimento dei benefici risultanti ai clienti finali, ai sensi dell'articolo 30, commi 6 e 7, della legge 23 luglio 2009, n. 99, Pubblicato nella Gazz. Uff. 18 agosto 2010, n. 192.
[36] Tale comitato è stato istituito presso il Ministero delle attività produttive (ora Ministero dello sviluppo economico) dall’articolo 8 del D.M. 26 settembre 2001, recante “Modalità di determinazione e di erogazione dello stoccaggio strategico, disposizioni per la gestione di eventuali emergenze durante il funzionamento del sistema del gas, e direttive transitorie per assicurare l'avvio della fase di erogazione 2001-2002 degli stoccaggi nazionali di gas”. Il Comitato, con funzioni consultive, è presieduto dal direttore generale della Direzione generale per l'energia e per le risorse minerarie del Ministero delle attività produttive, e composto da un dirigente della stessa Direzione generale, da un rappresentante dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, e da un rappresentante di ogni impresa di trasporto e di stoccaggio operante sul territorio nazionale.
[37] Determinazione dei criteri che rendono tecnicamente ed economicamente realizzabili i servizi di stoccaggio minerario, strategico e di modulazione richiesti dall'utente ai titolari di concessioni di stoccaggio, delle modalità per la comunicazione da parte dei titolari di concessioni di coltivazione delle relative esigenze di stoccaggio minerario, dei limiti e delle norme tecniche per il riconoscimento delle capacità di stoccaggio strategico e di modulazione, nonché adozione di direttive transitorie per assicurare il ciclo di riempimento degli stoccaggi nazionali.
[38] Modalità di determinazione e di erogazione dello stoccaggio strategico, disposizioni per la gestione di eventuali emergenze durante il funzionamento del sistema del gas, e direttive transitorie per assicurare l'avvio della fase di erogazione 2001-2002 degli stoccaggi nazionali di gas.
[39] Si ricorda che il comma 8 pone tale servizio a carico degli esercenti l’attività di vendita.
[40] Secondo la definizione fornita dall’articolo 6 del presente schema di decreto, è un “cliente civile” quello che acquista gas naturale per il proprio consumo domestico, e “cliente non civile” quello che acquista gas naturale non destinato al proprio uso domestico.
[41] Si segnala che, a norma dell’articolo 2 del citato regolamento, sono «clienti protetti», tutti gli utenti domestici collegati ad una rete di distribuzione del gas che possono comprendere, qualora lo Stato membro interessato lo decida, anche:
a) le piccole e medie imprese, a condizione che siano collegate ad una rete di distribuzione del gas, e i soggetti che erogano servizi sociali essenziali, a condizione che siano connessi a una rete di distribuzione o di trasporto del gas, sempre che tale clientela aggiuntiva non rappresenti più del 20 % dell’utenza finale; e/o
b) gli impianti di teleriscaldamento che servono sia gli utenti domestici sia gli utenti di cui alla lettera a), a condizione che gli impianti non siano convertibili ad altri combustibili e che siano collegati con una rete di distribuzione o di trasporto del gas.
Al più presto possibile, e comunque entro il 3 dicembre 2011 gli Stati membri devono notificare alla Commissione se intendono includere la lettera a) e/o b) nella loro definizione di clientela protetta.
[42] La lettera p) riguarda la previsione che i clienti non civili con consumi inferiori o pari a 50.000 metri cubi annui e tutti i civili siano definiti clienti vulnerabili e pertanto meritevoli di apposita tutela in termini di condizioni economiche loro applicate e di continuità e sicurezza della fornitura.
[43] Quantità di gas contenuto nella rete di metanodotti, indispensabile per garantire un flusso ininterrotto del gas trasportato dai punti di immissione a quelli di riconsegna.
[44] Tale decreto, all’articolo 8, prevede alcune deroghe per le importazioni via gasdotto di durata inferiore all’anno, con o senza carattere di sistematicità.
[45] In particolare, l’articolo 7 richiedeva al soggetto importatore da Paesi extra UE, al fine di contribuire alla sicurezza del sistema nazionale del gas, di presentare un piano di investimenti atto a contribuire, anche mediante società controllate o collegate, allo sviluppo o alla sicurezza del sistema nazionale del gas attraverso la realizzazione o il potenziamento di infrastrutture di approvvigionamento tramite gasdotti o terminali di GNL, di trasporto, di distribuzione, nonché di stoccaggio di gas naturale nel territorio nazionale o nella piattaforma continentale italiana.
[46] Misure urgenti per la tutela dei consumatori, la promozione della concorrenza, lo sviluppo di attività economiche, la nascita di nuove imprese, la valorizzazione dell'istruzione tecnico-professionale e la rottamazione di autoveicoli, convertito dalla legge 40/2007.
[47] Modalità di cessione presso il mercato regolamentato di quote del gas naturale importato.
[48] Modalità di offerta e obblighi degli operatori nell'ambito della piattaforma di negoziazione per lo scambio delle quote di gas importato.
[49] Secondo le definizioni dell’articolo 2 della medesima direttiva, si tratta dei gasdotto o delle reti di gasdotti gestiti e/o costruiti quali parti di un impianto di produzione di petrolio o gas, oppure utilizzati per trasportare gas naturale da uno o più di tali impianti fino ad un impianto o terminale di trattamento oppure ad un terminale costiero di approdo.
[50] Secondo tale criterio il Governo è tenuto a promuovere, senza nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica, una concorrenza effettiva e garantire l’efficiente funzionamento del mercato, anche predisponendo misure in favore della concorrenza con effetti analoghi ai programmi di cessione del gas.
[51] Conferimento di funzioni e compiti amministrativi dello Stato alle regioni ed agli enti locali, in attuazione del capo I della L. 15 marzo 1997, n. 59.
[52] Il criterio citato impone al Governo di assicurare una efficace separazione tra le attività di trasporto, bilanciamento, distribuzione e stoccaggio e le altre attività del settore del gas naturale.
[53] Il Regolamento (CE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale è volto a stabilire norme per le reti di trasporto del gas naturale, lo stoccaggio di gas e gli impianti di gas naturale liquefatto (GNL). Esso si applica all’accesso alle infrastrutture e definisce, in particolare, principi riguardanti le tariffe (solo per l’accesso alle reti), i servizi da offrire, l’assegnazione della capacità, la trasparenza e il bilanciamento della rete. In merito alla certificazione dei gestori del sistema di trasporto, dispone che le autorità nazionali di regolamentazione facciano pervenire la notifica di una decisione riguardante la certificazione di un gestore del sistema di trasporto alla Commissione europea la quale, entro due mesi, fornisce il suo parere alla competente autorità nazionale di regolamentazione che adotta la decisione finale.
[54] Misure per la maggiore concorrenzialità nel mercato del gas naturale ed il trasferimento dei benefici risultanti ai clienti finali, ai sensi dell'articolo 30, commi 6 e 7, della legge 23 luglio 2009, n. 99.
[55] Tali quote sono quelle relative all’obbligo di offerta presso il mercato regolamentato di una quota del gas importato imposto dal D.L. 7/2007 (articolo 11, comma 2) agli importatori di gas da Paesi non UE (articolo 3 del decreto Letta).
[56] Tali criteri impegnano il Governo a promuovere l’efficienza e la concorrenza nel settore del gas naturale, anche demandando all’Autorità per l’energia elettrica e il gas la definizione, sulla base di appositi indirizzi del Ministero dello sviluppo economico, della disciplina del bilanciamento di merito economico (q)) e a prevedere, ai sensi degli articoli 13 e 17 della direttiva 2009/73/CE misure che, ai fini dell’accesso ai servizi di trasporto e bilanciamento del gas naturale, consentano la definizione di un’unica controparte indipendente a livello nazionale (r)).
[57] In accordo con l’articolo 36 della direttiva 2009/73/CE.
[58] Procedure per il rilascio dell'esenzione del diritto di accesso dei terzi a nuove interconnessioni con le reti europee di trasporto di gas naturale e a nuovi terminali di rigassificazione, e ai loro potenziamenti e per il riconoscimento dell'allocazione prioritaria della nuova capacità di trasporto realizzata in Italia, in relazione a nuove infrastrutture di interconnessione con Stati non appartenenti all'Unione europea.
[59] Modalità di accesso alla rete nazionale dei gasdotti, conseguenti al rilascio dell'esenzione dal diritto di accesso dei terzi a nuove interconnessioni con le reti europee di trasporto di gas naturale, a nuovi terminali di rigassificazione e relativi potenziamenti, e al riconoscimento dell'allocazione prioritaria, nonché criteri in base ai quali l'Autorità per l'energia elettrica e il gas definisce le procedure per l'assegnazione della residua quota delle capacità non oggetto di esenzione o di allocazione prioritaria.
[60] I criteri a) ed e) riguardano, rispettivamente, la previsione di misure per aumentare gli scambi transfrontalieri, in modo da conseguire una maggiore efficienza, prezzi competitivi e più elevati livelli di servizio, contribuendo anche alla sicurezza degli approvvigionamenti e allo sviluppo sostenibile (a)) e la previsione che i gestori dei sistemi di trasporto presentino un piano decennale di sviluppo della rete basato sulla domanda e sull’offerta esistenti e previste, contenente misure atte a garantire l’adeguatezza del sistema e la sicurezza di approvvigionamento (e))
[61] Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica.
[62] Direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE.
[63] Misure urgenti per l'attuazione di disposizioni comunitarie in materia di liberalizzazione dei mercati dell'energia, convertito in legge 125/2007. Con tale decreto sono state adottate immediate misure, in attesa del completo recepimento della direttiva 2003/54/CE, per l'attuazione delle disposizioni comunitarie in materia di liberalizzazione dei mercati dell'energia in vista dell'apertura del mercato libero anche ai clienti domestici a decorrere dal 1° luglio 2007.
[64] Misure urgenti per l'attuazione di disposizioni comunitarie in materia di liberalizzazione dei mercati dell'energia, convertito in legge 125/2007. Con tale decreto sono state adottate immediate misure, in attesa del completo recepimento della direttiva 2003/54/CE, per l'attuazione delle disposizioni comunitarie in materia di liberalizzazione dei mercati dell'energia in vista dell'apertura del mercato libero anche ai clienti domestici a decorrere dal 1° luglio 2007.
[65] aventi meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore a 10 milioni di euro.
[66] Approvazione del Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di vendita dell'energia elettrica di maggior tutela e di salvaguardia ai clienti finali ai sensi del decreto legge 18 giugno 2007, n. 73/07.
[67] Si ricorda che il paragrafo 16 dell’articolo 3 della direttiva 2009/72/CE prevede l’elaborazione da parte della Commissione, in consultazione con i soggetti interessati, tra cui gli Stati membri, le autorità nazionali di regolamentazione, le organizzazioni dei consumatori, le imprese elettriche e le parti sociali, di una lista di controllo per i consumatori di energia chiara e concisa contenente informazioni pratiche sui loro diritti. Gli Stati membri provvedono a che i fornitori di energia elettrica o i gestori dei sistemi di distribuzione, in collaborazione con l’autorità di regolamentazione, adottino le necessarie misure per trasmettere a tutti i loro consumatori una copia della lista di controllo per i consumatori di energia e garantiscono che essa sia resa pubblica.
[68] Criteri, modalità e condizioni per l'unificazione della proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale di trasmissione.
[69] Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE.
[70] Tale decreto è stato emanato sulla base della delega di cui all’articolo 1-ter del D.L. 239/2003, convertito in legge 290/2003.
[71] Si ricorda che l'ambito della rete elettrica di trasmissione nazionale è stato determinato dapprima con il D.M. 25 giugno 1999, e poi ampliato con il D.M. 27 febbraio 2009, il D.M. 16 novembre 2009, il D.M. 26 aprile 2010 e il D.M. 22 dicembre 2010.
[72] Il criterio di cui alla lettera f) riguarda infatti la previsione che i gestori dei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica predispongano un piano decennale di sviluppo della rete basato sulla domanda e sull’offerta esistenti e previste, contenente misure atte a garantire l’adeguatezza del sistema.
[73] Si ricorda che il comma 2 del richiamato articolo prevede che il Mise verifica la conformità dei piani di sviluppo predisposti, annualmente, dai gestori delle reti di trasporto con i propri indirizzi per lo sviluppo delle reti nazionali di trasporto di energia elettrica e di gas naturale. Non si tratta, tuttavia, del Piano di sviluppo decennale di cui al presente schema di decreto.
[74] I citati criteri impongono al governo di prevedere misure per aumentare gli scambi transfrontalieri in modo da conseguire una maggiore efficienza e prezzi competitivi, contribuendo anche alla sicurezza degli approvvigionamenti e allo sviluppo sostenibile (a)) e di prevedere misure che tengano conto, ai fini della realizzazione di nuove infrastrutture di produzione e di trasporto di energia elettrica, della rilevanza dell’infrastruttura stessa per il mercato interno dell’energia elettrica e della sua coerenza con gli obiettivi di politica energetica nazionali e comunitari (b)).
[75] I citati criteri impongono al governo di prevedere misure per aumentare gli scambi transfrontalieri in modo da conseguire una maggiore efficienza e prezzi competitivi, contribuendo anche alla sicurezza degli approvvigionamenti e allo sviluppo sostenibile (a)) e di prevedere misure che tengano conto, ai fini della realizzazione di nuove infrastrutture di produzione e di trasporto di energia elettrica, della rilevanza dell’infrastruttura stessa per il mercato interno dell’energia elettrica e della sua coerenza con gli obiettivi di politica energetica nazionali e comunitari (b)).
[76] Tali criteri sono simili a quelli previsti dall’articolo 23, comma 2, dello schema in relazione al gas, sempre in recepimento della normativa comunitaria.
[77] Si tratta di un’impresa elettrica nelle quali la stessa persona o le stesse persone hanno, direttamente o indirettamente, il potere di esercitare un controllo, e in cui l’impresa o esercita almeno una delle attività di trasmissione o distribuzione, e almeno una delle funzioni di produzione o fornitura di energia elettrica
[78] Norme per l'attuazione del Piano energetico nazionale in materia di uso razionale dell'energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia.
[79] Provvedimenti anticrisi, nonché proroga di termini, convertito dalla legge 102/2009.
[80] “Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2004-2007 e disposizioni in materia di contributi di allacciamento e diritti fissi”. Secondo l’AEEG, sono stati introdotti di meccanismi di perequazione finalizzati a riconoscere le specificità delle diverse imprese di distribuzione.
[81] Il criterio citato riguarda la previsione di misure atte a garantire che imprese di distribuzione di energia elettrica verticalmente integrate non siano in condizione di trarre impropri vantaggi dalla loro attività di gestione delle reti di distribuzione ostacolando così le dinamiche concorrenziali del mercato.
[82] La procedura di infrazione 2009/2174 riguarda la violazione di alcune disposizioni del Regolamento (CE) 1228/2003 del 26 giugno 2003 relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica, poi abrogato dal Regolamento (CE) 714/2009. La procedura è giunta alla fase del parere motivato.
[83] Disposizioni urgenti per la sicurezza e lo sviluppo del sistema elettrico nazionale e per il recupero di potenza di energia elettrica, convertito in legge 290/2003.
[84] Si ricorda che tale regolamento, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica, ha abrogato il Regolamento (CE) 1228/2003 a cui è riferita la procedura di infrazione. In particolare l’articolo 17 del Regolamento (CE) 714/2009 è riferito ai nuovi interconnettori e alle esenzioni.
[85] I citati criteri impongono al governo di prevedere misure per aumentare gli scambi transfrontalieri in modo da conseguire una maggiore efficienza e prezzi competitivi, contribuendo anche alla sicurezza degli approvvigionamenti e allo sviluppo sostenibile (a)) e di prevedere misure che tengano conto, ai fini della realizzazione di nuove infrastrutture di produzione e di trasporto di energia elettrica, della rilevanza dell’infrastruttura stessa per il mercato interno dell’energia elettrica e della sua coerenza con gli obiettivi di politica energetica nazionali e comunitari (b)).
[86] Il testo approvato in via definitiva dal Consiglio dei Ministri è disponibile sul sito del Governo al link http://www.governo.it/Governo/Provvedimenti/testo_int.asp?d=62612
[87] I citati criteri impongono al governo di prevedere misure per aumentare gli scambi transfrontalieri in modo da conseguire una maggiore efficienza e prezzi competitivi, contribuendo anche alla sicurezza degli approvvigionamenti e allo sviluppo sostenibile (a)) e di prevedere misure che tengano conto, ai fini della realizzazione di nuove infrastrutture di produzione e di trasporto di energia elettrica, della rilevanza dell’infrastruttura stessa per il mercato interno dell’energia elettrica e della sua coerenza con gli obiettivi di politica energetica nazionali e comunitari (b)).
[88] Il criterio citato riguarda la previsione di misure atte a garantire che imprese di distribuzione di energia elettrica verticalmente integrate non siano in condizione di trarre impropri vantaggi dalla loro attività di gestione delle reti di distribuzione ostacolando così le dinamiche concorrenziali del mercato.
[89] Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia, istituita con il regolamento (CE) 713/2009.
[90] Gli allegati I delle direttive riguardano le misure a tutela del consumatore, rispettivamente per l’elettricità e per il gas. Contengono un elenco dettagliato del contenuto necessario per la tutela del cliente dei contratti con i fornitori di energia elettrica e gas, e dei diritti dei clienti stessi in termini di trasparenza, di semplicità delle procedure, di metodi di pagamento e di cambiare fornitore senza aggravio di spesa.
[91] La citata lettera h) afferma il diritto dei clienti di poter disporre dei propri dati di consumo e consentire a qualsiasi impresa di fornitura registrata di accedere, in base ad un accordo espresso e a titolo gratuito, ai dati relativi ai propri consumi. I responsabili della gestione dei dati hanno l’obbligo di trasmettere questi dati all’impresa. Gli Stati membri definiscono il formato dei dati e le modalità procedurali con le quali fornitori e consumatori possono accedere ai dati stessi. Per questo servizio il consumatore non deve sostenere alcuna spesa supplementare.
[92] Si tratta, ai sensi delle citate direttive, delle misure che uno Stato membro può temporaneamente adottare in caso di crisi improvvisa sul mercato dell’energia e quando è minacciata l’integrità fisica o la sicurezza delle persone, delle apparecchiature o degli impianti o l’integrità del sistema.
[93] Articolo 2, comma 12, lettera i), della legge 14 novembre 1995, n. 481.
[94] Secondo le norme comunitarie citate, la REGST (Rete europea di gestori di sistemi di trasmissione) dell’energia elettrica e la REGST del gas adottano ogni due anni un piano decennale non vincolante di sviluppo della rete a livello comunitario (piano di sviluppo della rete a livello comunitario), comprensivo di prospettive sull’adeguatezza delle capacità di produzione europea.
[95] Acquirente Unico è la Società per azioni del gruppo Gestore dei Servizi Energetici GSE S.p.A., cui è affidato per legge il ruolo di garante della fornitura di energia elettrica alle famiglie e alle piccole imprese, a condizioni di economicità, continuità, sicurezza ed efficienza del servizio.
[96] Sempre l’allegato I afferma che Tali procedure per la risoluzione extragiudiziale delle controversie devono consentire una equa e rapida soluzione delle controversie, preferibilmente entro un termine di tre mesi, affiancata dall’introduzione, ove garantito, di un sistema di rimborso e/o indennizzo. Esse dovrebbero conformarsi, nella misura del possibile, ai principi di cui alla raccomandazione 98/257/CE della Commissione, del 30 marzo 1998, riguardante i principi applicabili agli organi responsabili per la risoluzione extragiudiziale delle controversie in materia di consumo.
[97] Modifiche al sistema penale.
[98] Si tratta del termine di cui all'articolo 14, comma 2, della legge 689/1981, secondo cui qualora non sia stato possibile attuare la contestazione immediata della violazione, gli estremi della stessa debbono essere notificati agli interessati residenti nel territorio della Repubblica entro il termine di novanta giorni.
[99] Tale criterio si riferisce alla previsione che l’Autorità per l’energia elettrica e il gas disponga di risorse finanziarie idonee allo svolgimento delle proprie attività, attraverso il sistema di totale autofinanziamento previsto dall’articolo 2, comma 38, della legge 14 novembre 1995, n. 481, mediante il contributo versato dai soggetti operanti nei settori di competenza, da utilizzarsi esclusivamente per gli oneri di funzionamento della stessa. Secondo la norma istitutiva, infatti, al finanziamento dell’AEEG si provvede mediante contributo di importo non superiore all'uno per mille dei ricavi dell'ultimo esercizio, versato dai soggetti esercenti il servizio stesso entro il 31 luglio di ogni anno direttamente ai bilanci dell’ente.
[100] Il criterio richiamato riguarda la previsione che le sanzioni amministrative pecuniarie applicabili in caso di mancato rispetto delle disposizioni del regolamento (CE) n. 715/2009, nonché di mancato rispetto degli obblighi imposti alle imprese di gas naturale dalla direttiva 2009/73/CE, nelle fattispecie assegnate alla competenza dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, siano non inferiori nel minimo a euro 2.500 e non superiori a euro 154.937.069,73.
[101] I criteri citati si riferiscono entrambi alla previsione che, nell’osservanza delle rispettive competenze, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas e l’Autorità garante della concorrenza e del mercato si prestino reciproca assistenza, agiscano in modo coordinato, stipulando a tale fine appositi protocolli di intesa, e collaborino tra loro anche mediante lo scambio di informazioni, senza che sia opponibile il segreto d’ufficio.
[102] Secondo l'articolo 2, comma 1, lettera e) della legge comunitaria 2009, all’attuazione di direttive che modificano precedenti direttive già attuate con legge o con decreto legislativo si procede, se la modificazione non comporta ampliamento della materia regolata, apportando le corrispondenti modificazioni alla legge o al decreto legislativo di attuazione della direttiva modificata.