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IT
2015

n. 16

Relazione speciale

Migliorare la sicurezza
dell’approvvigionamento
energetico mediante
lo sviluppo del mercato
interno dell’energia:
occorre un impegno
maggiore

(presentata in virtù dell’articolo 287, paragrafo 4, secondo comma, TFUE)

Équipe di audit

Le relazioni speciali della Corte dei conti europea illustrano le risultanze dei controlli di gestione e degli audit di conformità espletati dalla Corte su specifici settori di bilancio o temi di gestione. La Corte seleziona e pianifica detti compiti di audit affinché abbiano il massimo impatto, tenendo conto dei rischi per la performance o la conformità, del livello di entrate o spese in questione, dei futuri sviluppi nonché dell’interesse politico e pubblico.

Il presente controllo di gestione è stato espletato dalla Sezione di audit II — presieduta da Henri Grethen, membro della Corte — la quale è specializzata nei settori di spesa riguardanti le politiche strutturali, i trasporti e l’energia. L’audit è stato diretto da Phil Wynn Owen, membro della Corte, coadiuvato da: Gareth Roberts, capo di Gabinetto; Katharina Bryan, attaché; Pietro Puricella, capo unità; Erki Must, capo incarico; Jolita Korzunienė, Pekka Ulander, Svetoslav Hristov, Aleksandra Klis-Lemieszonek e Andrew Judge, auditor.

Da sinistra a destra: P. Puricella, A. Judge, G. Roberts, J. Korzunienė, P. Ulander, K. Bryan, E. Must, A. Klis-Lemieszonek, P. Wynn Owen, S. Hristov.

Indice

Glossario

Sintesi

Introduzione

La sicurezza dell’approvvigionamento energetico e la sua relazione con il mercato interno dell’energia

Il quadro giuridico del mercato interno dell’energia

Fabbisogno di investimento e strumenti finanziari dell’UE nel settore delle infrastrutture energetiche

Estensione e approccio dell’audit

Osservazioni

L’obiettivo di completare il mercato interno dell’energia entro il 2014 non è stato raggiunto

Permangono problemi legati all’attuazione del quadro giuridico dell’UE per il mercato interno dell’energia

Differenze sostanziali nel modo in cui gli Stati membri organizzano i loro mercati dell’energia possono frenare l’ulteriore sviluppo del mercato interno dell’energia

Anche se sono stati compiuti progressi nell’unificazione dei mercati in Europa, gli effetti complessivi sui prezzi determinati dal mercato interno dell’energia non si sono ancora palesati

Le infrastrutture energetiche in Europa non sono in genere ancora concepite per mercati completamente integrati e quindi attualmente non forniscono un’effettiva sicurezza dell’approvvigionamento energetico

Le infrastrutture all’interno di molti Stati membri e tra di essi non sono ancora adatte al mercato interno dell’energia

Non è stata svolta alcuna valutazione generale delle necessità a livello dell’UE che fornisse da base per la definizione delle priorità in termini di investimenti nelle infrastrutture energetiche nell’UE

Lo sviluppo di infrastrutture transfrontaliere richiede la cooperazione tra Stati membri limitrofi

Il sostegno finanziario a carico del bilancio dell’UE nel settore delle infrastrutture energetiche ha contribuito solo in maniera limitata al mercato interno dell’energia e alla sicurezza dell’approvvigionamento energetico

L’UE dispone di diversi strumenti di finanziamento a sostegno dei progetti relativi alle infrastrutture energetiche, ma nessuno di questi si prefigge come obiettivo primario il mercato interno dell’energia

Molte infrastrutture energetiche cofinanziate dall’UE devono ancora avere un impatto sul mercato interno dell’energia

Conclusioni e raccomandazioni

Allegato I
—
a) Prezzi medi al dettaglio dell’energia elettrica inclusivi di tasse per i clienti domestici: 1° trimestre 2015, in centesimi di euro per kWh;
b) Prezzi medi dell’energia elettrica al netto di IVA e tasse non recuperabili per i clienti industriali: 1° trimestre 2015, in centesimi di euro per kWh

Allegato II
—
Stima dei prezzi di approvvigionamento del gas degli Stati membri dell’UE: media annua 2014 (euro per MWh)

Allegato III
—
Partecipazione degli Stati membri ai gruppi di lavoro dell’ACER, gennaio 2013 - maggio 2015

Risposte della Commissione

Glossario

L’Agenzia per la cooperazione dei regolatori dell’energia (ACER): un’agenzia dell’UE con sede a Lubiana, in Slovenia, istituita nel marzo 2011 nell’ambito del terzo pacchetto «Energia» per compiere ulteriori progressi in merito al completamento del mercato interno dell’energia, sia per l’elettricità sia per il gas naturale. L’ACER è una struttura europea indipendente che promuove la cooperazione fra i regolatori europei dell’energia.

Autorità nazionali di regolamentazione (ANR): le ANR sono organizzazioni pubbliche degli Stati membri che controllano che il mercato abbia regole di accesso eque e in alcuni Stati membri fissano i prezzi all’ingrosso e al dettaglio per i clienti. Forniscono analisi che vengono utilizzate per determinare le tariffe applicate dai GST.

Codici di rete e orientamenti: si tratta di insiemi di regole che si applicano a una o più parti del settore energetico. Sono considerati uno strumento per realizzare il mercato interno dell’energia integrando le norme nazionali in vigore per affrontare le questioni transfrontaliere in maniera sistematica.

Compravendita business-to-business (B2B): una transazione commerciale tra due imprese, quali quelle tra un fabbricante e un grossista o tra un grossista e un rivenditore.

Fondi strutturali e di investimento europei (fondi SIE): un quadro comune nel quale operano il Fondo europeo di sviluppo regionale (FESR), il Fondo sociale europeo (FSE), il Fondo di coesione (FC), il Fondo europeo agricolo per lo sviluppo rurale (FEASR) e il Fondo europeo per gli affari marittimi e la pesca (FEAMP).

Fondo europeo per gli investimenti strategici (FEIS): il FEIS mira a mobilitare, nel periodo 2015-2017, almeno 315 miliardi di euro in investimenti privati e pubblici a lungo termine in tutta l’UE. Il FEIS è stato istituito nell’ambito della Banca europea per gli investimenti (BEI) come fondo fiduciario di durata illimitata, per finanziare le parti maggiormente a rischio dei progetti. Una garanzia fino a 16 miliardi di euro assistita dal bilancio dell’UE compenserà il rischio aggiuntivo assunto dalla BEI. Gli Stati membri possono contribuire al FEIS. Il FEIS può finanziare progetti di interesse comune (PIC) o altri progetti di interconnessione. Le infrastrutture energetiche sono una delle priorità del fondo.

Gas naturale liquefatto (GNL): il GNL è un gas naturale che è stato convertito in forma liquida per lo stoccaggio il trasporto.

Gestore del sistema di trasmissione (GST): entità responsabile del trasporto di energia sotto forma di gas naturale o di energia elettrica a livello nazionale o regionale, mediante infrastrutture fisse.

Interconnettore dell’energia: una struttura che consente all’energia elettrica o al gas di fluire tra le reti nazionali. Queste strutture possono essere di proprietà e gestite da uno o più gestori del sistema di trasmissione.

Isola energetica: una regione con collegamenti insufficienti alle reti di trasmissione dell’energia. Di conseguenza, sono spesso dipendenti da una singola fonte di energia esterna o da un singolo fornitore.

Meccanismo per collegare l’Europa (CEF): il CEF fornisce, dal 2014, aiuti finanziari a tre settori: energia, trasporti e tecnologie dell’informazione e della comunicazione (TIC). In queste tre aree, il CEF individua priorità di investimento che dovrebbero essere attuate nel prossimo decennio, come i corridoi dell’energia elettrica e del gas, l’uso di energie rinnovabili, i corridoi di trasporto interconnessi e modi di trasporto meno inquinanti, connessioni a banda larga ad alta velocità e reti digitali.

Mercato interno dell’energia: il mercato interno dell’energia è l’assetto normativo e infrastrutturale che dovrebbe consentire il libero flusso e il commercio senza frontiere di gas e di energia elettrica in tutto il territorio dell’UE.

Miliardi di metri cubi: una misura di volumi di gas utilizzata nella produzione e nella compravendita.

Piani decennali di sviluppo della rete (PDSR): i PDSR per l’energia elettrica e il gas sono documenti semestrali non vincolanti pubblicati dalla REGST dell’energia elettrica e dalla REGST del gas. I PDSR sono concepiti per aumentare l’informazione e la trasparenza sugli investimenti nei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica e del gas.

Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico (BEMIP): un’iniziativa regionale firmata nel 2009 per l’integrazione di Estonia, Lettonia e Lituania nei mercati europei dell’energia, per porre termine al loro status di isole energetiche e liberalizzare i loro mercati dell’energia.

Procedura di comitato: sistema di comitati che sovrintende agli atti delegati attuati dalla Commissione europea. I comitati sono composti da rappresentanti degli Stati membri e sono incaricati di regolamentare certi aspetti delegati del diritto derivato adottato dal Consiglio e, quando si applica la codecisione, dal Parlamento europeo. La Commissione presiede le riunioni di tali comitati e provvede al segretariato.

Progetti di interesse comune (PIC): nell’ottobre 2013 la Commissione ha adottato un elenco di 248 principali progetti di infrastrutture energetiche. I PIC dovrebbero poter beneficiare di procedure più rapide e più efficienti per il rilascio delle autorizzazioni e di un migliore trattamento normativo. Essi possono anche essere sostenuti nell’ambito del meccanismo per collegare l’Europa.

Programma energetico europeo per la ripresa (EEPR): l’EEPR è stato introdotto alla fine del 2008 in risposta alla crisi economica e finanziaria. Finanzia progetti volti a rendere l’approvvigionamento energetico più affidabile e a ridurre le emissioni di gas a effetto serra.

Rete transeuropea dell’energia (TEN-E): il programma TEN-E si propone di sviluppare il mercato interno dell’energia attraverso l’interconnessione, l’interoperabilità e lo sviluppo delle reti transeuropee per la trasmissione di energia elettrica e gas, nonché di assicurare la sicurezza e la diversificazione dell’approvvigionamento e promuovere lo sviluppo sostenibile.

Reti europee dei gestori dei sistemi di trasmissione per l’energia elettrica e il gas (REGST dell’energia elettrica/REGST del gas): queste reti rappresentano tutti i GST per l’energia elettrica/il gas nell’UE e altri collegati alle loro reti, per tutte le regioni, e per tutti i loro problemi tecnici e di mercato.

Sicurezza dell’approvvigionamento energetico: disponibilità ininterrotta di fonti di energia a un prezzo accessibile, come definito dall’Agenzia internazionale per l’energia.

Terzo pacchetto «Energia»: un pacchetto legislativo in materia di mercati dell’energia dell’UE. Stabilisce le regole principali per il funzionamento del mercato interno dell’energia, compresi la compravendita transfrontaliera e l’assetto istituzionale.

Unbundling (Separazione): il processo di separazione delle attività di trasmissione di una società energetica verticalmente integrata da altre attività, come la generazione e la distribuzione.

Sintesi

I

Nel corso degli ultimi 20 anni, l’Unione europea (UE) ha sviluppato un approccio globale alla politica in materia di energia e clima, la quale continua a evolversi nel contesto della crescente sfida posta dai cambiamenti climatici e in un contesto internazionale in evoluzione caratterizzato anche da sviluppi politici alle frontiere dell’UE e da accordi commerciali con i partner esterni.

II

Nell’ultimo decennio la sicurezza dell’approvvigionamento energetico è diventata una questione importante in Europa. I timori dei governi e dell’opinione pubblica si sono concentrati sui rischi associati alla dipendenza da fonti esterne, sull’incertezza politica negli Stati fornitori esterni e in quelli di transito, così come sull’eventualità di interruzioni dell’approvvigionamento energetico. Si sta diffondendo sempre più la consapevolezza che i cambiamenti all’interno del sistema energetico dell’UE, dovuti a mutevoli modelli di domanda e all’espansione delle fonti di energia rinnovabili, pongono nuove sfide per l’approvvigionamento continuo di energia agli utenti finali a un prezzo accessibile.

III

L’UE ha adottato un insieme di misure legislative volte a sostenere lo sviluppo di un mercato interno dell’energia. Il mercato interno dell’energia è l’assetto normativo e infrastrutturale che dovrebbe consentire il libero flusso e il commercio senza frontiere di gas e di energia elettrica in tutto il territorio dell’UE. Il pacchetto legislativo più recente, noto come il terzo pacchetto «Energia», ha fissato un obiettivo per completare il mercato interno entro il 2014. Dal bilancio dell’UE sono stati inoltre stanziati 3,7 miliardi di euro di finanziamenti destinati alle infrastrutture energetiche per il periodo compreso tra il 2007 e il 2013, e ulteriori 7,4 miliardi di euro circa sono previsti per il periodo 2014-2020.

IV

La Corte ha cercato di stabilire se l’attuazione delle politiche relative al mercato interno dell’energia e la spesa dell’UE per infrastrutture energetiche abbiano effettivamente fornito i benefici della sicurezza dell’approvvigionamento energetico.

V

L’obiettivo dell’UE di completare il mercato interno dell’energia entro il 2014 non è stato raggiunto. Le infrastrutture energetiche in Europa non sono in genere ancora concepite per mercati completamente integrati e quindi attualmente non forniscono un’effettiva sicurezza dell’approvvigionamento energetico. Il sostegno finanziario a carico del bilancio dell’UE nel settore delle infrastrutture energetiche ha contribuito solo in maniera limitata al mercato interno dell’energia e alla sicurezza dell’approvvigionamento energetico.

VI

Permangono problemi legati all’attuazione del quadro giuridico dell’UE per il mercato interno dell’energia. Differenze sostanziali nel modo in cui gli Stati membri organizzano i loro mercati dell’energia possono frenare l’ulteriore sviluppo del mercato interno dell’energia. Anche se sono stati compiuti progressi nell’unificazione dei mercati in Europa, gli effetti complessivi sui prezzi determinati dal mercato interno dell’energia non si sono ancora palesati. La Corte raccomanda quanto segue.

Raccomandazione 1: dal momento che il mercato interno dell’energia non è stato ancora realizzato, la Commissione dovrebbe portare a termine le proprie valutazioni e avviare procedure d’infrazione, ove necessario, contro gli Stati membri entro il 2016.

Raccomandazione 2:

a)gli Stati membri dovrebbero fare in modo che le rispettive autorità nazionali di regolamentazione (ANR) siano indipendenti e che non si trovino di fronte a limitazioni del loro campo d’intervento. Le ANR dovrebbero disporre di risorse sufficienti per svolgere le loro attività, anche per consentire loro di partecipare pienamente alle attività di cooperazione a livello dell’UE;

b)la Commissione dovrebbe far sì che l’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (ACER) abbia i poteri necessari per ottenere dalle istituzioni chiave degli Stati membri le informazioni di cui ha bisogno per assolvere i compiti assegnatile.

Raccomandazione 3: la Commissione dovrebbe promuovere lo sviluppo diffuso di meccanismi di compravendita trasparenti per il gas e l’energia elettrica. Ciò dovrebbe includere l’agevolazione e il sostegno della creazione di borse negli Stati membri in cui attualmente non esistono o in cui predominano i meccanismi di scambio tra imprese (B2B).

Raccomandazione 4: la Commissione dovrebbe accelerare il processo della procedura di comitato, al fine di garantire l’approvazione dei codici della rete dell’energia elettrica entro il 2015. Inoltre, dovrebbe incoraggiare l’ACER e le REGST a sostenere un’attuazione precoce dei codici di rete da parte degli Stati membri nel quadro di iniziative di cooperazione regionale.

Raccomandazione 5: la Commissione dovrebbe:

a)prendere in considerazione la fissazione di obiettivi riguardanti l’interconnessione elettrica sulla base delle necessità del mercato piuttosto che sulla capacità di produzione fissa a livello nazionale;

b)rivalutare i potenziali costi e benefici del modello di riferimento per il gas (gas target model) e considerare, alla luce della domanda incerta, se vi siano alternative alla costruzione su vasta scala di gasdotti, come ad esempio l’installazione di terminali GNL strategicamente posizionati per servire uno o più mercati nazionali che utilizzino soluzioni compatibili con il mercato interno dell’energia. Ciò dovrebbe basarsi su una valutazione completa delle necessità a livello dell’UE.

VII

Le infrastrutture all’interno di molti Stati membri e tra di essi non sono ancora adatte al mercato interno dell’energia. Non è stata svolta alcuna valutazione generale delle necessità a livello dell’UE che servisse da base per la definizione delle priorità in termini di investimenti nelle infrastrutture energetiche nell’UE. Lo sviluppo di infrastrutture transfrontaliere richiede la cooperazione tra Stati membri limitrofi. La Corte raccomanda quanto segue.

Raccomandazione 6: la Commissione dovrebbe:

a)individuare le infrastrutture energetiche transfrontaliere non utilizzate in tutto il loro potenziale a sostegno del mercato interno dell’energia, perché sono vincolate a contratti bilaterali a lungo termine che non consentono l’ingresso di terze parti o perché le loro capacità tecniche, come i flussi inversi nei gasdotti, non sono utilizzate;

b)lavorare con le parti interessate negli Stati membri al fine di migliorare la misura in cui tali infrastrutture sono effettivamente utilizzate su base continua a beneficio del mercato interno dell’energia;

c)valutare i vantaggi dell’istituzione di gestori dei sistemi di trasmissione (GST) regionali come mezzo per incoraggiare e gestire in modo efficiente i flussi di energia attraverso le frontiere, traendo il maggior beneficio possibile dalle infrastrutture esistenti.

Raccomandazione 7: la Commissione dovrebbe:

a)elaborare una valutazione completa delle necessità di infrastrutture energetiche a livello UE come base per lo sviluppo del mercato interno dell’energia; ciò dovrebbe fungere da riferimento per altri documenti strategici, quali i PDSR;

b)a sostegno della valutazione delle necessità, porre in essere, internamente o presso l’ACER, una struttura capace di modellizzare i mercati dell’energia, con una vasta gamma di proiezioni della domanda;

c)lavorare con le REGST dell’energia elettrica e le REGST del gas in modo che la valutazione delle necessità apporti un contributo alla pianificazione delle infrastrutture relative al mercato interno dell’energia nell’UE, compresi i piani decennali di sviluppo della rete (PDSR).

VIII

L’UE dispone di diversi strumenti di finanziamento a sostegno dei progetti relativi alle infrastrutture energetiche, ma nessuno di questi si prefigge come obiettivo primario il mercato interno dell’energia. Le infrastrutture energetiche cofinanziate dall’UE hanno un impatto limitato sul mercato interno dell’energia. La Corte raccomanda quanto segue.

Raccomandazione 8: la Commissione dovrebbe perfezionare le proprie procedure di pianificazione e, in particolare, la definizione delle priorità e il finanziamento di progetti di interesse comune (PIC) alla luce di una valutazione completa delle necessità in termini di infrastrutture energetiche a livello dell’UE.

Raccomandazione 9: la Commissione dovrebbe formulare proposte legislative su come subordinare le proprie decisioni di ammettere a finanziamento progetti di infrastrutture energetiche al corretto e costante funzionamento del mercato interno dell’energia negli Stati membri.

Introduzione

01

Nel corso degli ultimi 20 anni, l’Unione europea ha sviluppato un approccio globale alla politica in materia di energia e clima¹, la quale continua a evolversi nel contesto della crescente sfida posta dal cambiamento climatico e in un contesto internazionale in evoluzione caratterizzato anche da sviluppi politici alle frontiere dell’UE e da accordi commerciali con i partner esterni.

02

Il mandato per lo sviluppo di una politica dell’UE nel settore dell’energia è definito all’articolo 4 del trattato sul funzionamento dell’Unione europea (TFUE), che definisce l’energia come una competenza concorrente tra l’UE e gli Stati membri. L’articolo 194 stabilisce che gli obiettivi della politica energetica dell’UE devono:

a)garantire il funzionamento del mercato dell’energia,

b)garantire la sicurezza dell’approvvigionamento energetico nell’Unione,

c)promuovere il risparmio energetico, l’efficienza energetica e lo sviluppo di energie nuove e rinnovabili,

d)promuovere l’interconnessione delle reti energetiche.

03

Gli Stati membri prendono le decisioni riguardanti il loro mix energetico nazionale, le tasse e le soprattasse che si applicano al gas e all’energia elettrica, e sovrintendono al funzionamento dei mercati dell’energia elettrica e del gas naturale all’interno dei loro confini.

04

Nell’ultimo decennio la sicurezza dell’approvvigionamento energetico è diventata una questione importante in Europa. I timori dei governi e dell’opinione pubblica si sono concentrati sui rischi associati alla dipendenza da fonti esterne, sull’incertezza politica negli Stati fornitori esterni e in quelli di transito, così come sull’eventualità di interruzioni dell’approvvigionamento energetico. Si sta sempre più diffondendo la consapevolezza che i cambiamenti all’interno del sistema energetico dell’UE, dovuti a mutevoli modelli di domanda e all’espansione delle fonti di energia rinnovabili, pongono nuove sfide per l’approvvigionamento continuo di energia agli utenti finali a un prezzo accessibile.

La sicurezza dell’approvvigionamento energetico e la sua relazione con il mercato interno dell’energia

05

La Commissione europea ha costantemente promosso lo sviluppo dei mercati interni dell’energia elettrica e del gas naturale come base per la sicurezza dell’approvvigionamento energetico nell’Unione. Il mercato interno dell’energia è l’assetto normativo e infrastrutturale che dovrebbe consentire il libero flusso e il commercio senza frontiere di gas e di energia elettrica in tutto il territorio dell’UE. Nell’ultima comunicazione della Commissione sulla strategia europea di sicurezza energetica, pubblicata il 28 maggio 2014², la Commissione afferma che: «Un effettivo miglioramento della sicurezza energetica richiede in primo luogo un approccio collettivo, basato su un mercato interno efficiente e su una cooperazione più intensa a livello regionale ed europeo, in particolare in materia di coordinamento dello sviluppo delle reti e di apertura dei mercati».

06

Lo sviluppo di mercati interni aperti, concorrenziali e pienamente funzionanti per l’approvvigionamento interno di energia elettrica e di gas naturale può potenzialmente garantire i benefici derivanti dalla sicurezza dell’approvvigionamento per l’insieme dell’Unione. Può rendere possibili una maggiore diversificazione dell’offerta, attenuando i rischi di approvvigionamento locale, scambi commerciali liquidi e flessibili all’interno degli Stati membri o tra di essi, nonché la realizzazione di un approvvigionamento energetico efficiente da un punto di vista economico. La sicurezza dell’approvvigionamento è un bene pubblico che ha un costo e il suo conseguimento nel modo più efficiente possibile in termini di costi è un obiettivo fondamentale della politica energetica dell’UE.

07

Nel dicembre 2014, il Consiglio dell’Unione europea ha ribadito il proprio sostegno per il completamento del mercato interno dell’energia, sottolineando che occorre mobilitare con urgenza tutte le risorse per raggiungere l’obiettivo di un mercato interno dell’energia pienamente funzionante e connesso³.

08

Al fine di sviluppare un mercato interno dell’energia, è necessario sia stabilire le regole di funzionamento dei mercati del gas e dell’energia elettrica sia cercare di garantire che venga posta in essere un’adeguata infrastruttura a tale scopo.

Il quadro giuridico del mercato interno dell’energia

09

Le norme per il funzionamento del mercato interno dell’energia assumono diverse forme. La prima fase è lo sviluppo di un quadro giuridico che stabilisca i principi per lo sviluppo dei mercati interni dell’energia elettrica e del gas naturale e le condizioni normative in base alle quali l’energia dovrebbe essere commercializzata. Questo quadro giuridico è stato sviluppato attraverso tre «pacchetti» di diritto derivato dell’UE (cfr. figura 1).

10

Il terzo pacchetto «Energia» è stato integrato nel 2011 dal regolamento concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso⁴ (REMIT)⁵. Detto regolamento tratta le questioni dell’integrità del mercato e degli abusi di mercato, e prevede il monitoraggio dei mercati dell’energia all’ingrosso al fine di individuare e impedire la manipolazione del mercato. La sua piena attuazione è prevista entro l’aprile 2016.

Figura 1

Sviluppo dei tre pacchetti «Energia»

Fonte: Corte dei conti europea.

11

Esistono anche due misure legislative dell’UE che affrontano direttamente la sicurezza degli approvvigionamenti di energia elettrica e di gas. Tali misure si basano sul mantenimento della funzione corretta e continua del mercato interno dell’energia, anche in circostanze eccezionali:

a)la direttiva sull’approvvigionamento elettrico⁶, adottata nel 2005, impegna gli Stati membri alla creazione di un adeguato livello di capacità di produzione, un adeguato equilibrio tra approvvigionamento e domanda, e un appropriato livello di interconnessione tra Stati membri;

b)il regolamento sulla sicurezza dell’approvvigionamento di gas naturale, adottato nel 2010⁷, stabilisce le norme in materia di approvvigionamento e infrastrutture e definisce le responsabilità delle imprese di gas naturale, degli Stati membri e della Commissione per prevenire e sopperire a eventuali interruzioni delle forniture.

12

Tale quadro giuridico stabilisce i principi fondamentali del mercato interno dell’energia, ma non costituisce di per sé un modello pratico per i mercati dell’energia. A tal fine, i modelli di riferimento per l’energia elettrica e il gas sono stati approntati dalla Commissione per realizzare l’obiettivo della convergenza dei prezzi⁸. Tali modelli sono stati ulteriormente sviluppati con il coinvolgimento delle REGST e dell’ACER e dei rappresentanti del settore energetico e sono attualmente in fase di definizione in un quadro di orientamenti e codici di rete che specificano le norme tecniche riguardanti le modalità di funzionamento di questi mercati:

a)Il modello di riferimento per l’energia elettrica prevede l’accoppiamento dei mercati nazionali in un unico mercato paneuropeo⁹. Oltre a favorire la convergenza dei prezzi, l’accoppiamento dei mercati dovrebbe garantire l’utilizzo ottimale della trasmissione transfrontaliera.

b)Il modello di riferimento per il gas favorisce la convergenza dei prezzi mediante la compravendita del gas basata su punti di interconnessione (hub)¹⁰. Prevede lo sviluppo di zone di ingresso-uscita e punti di scambio virtuali liquidi.

Ruoli e responsabilità dei principali attori nel settore della politica energetica dell’UE

13

Il processo di sviluppo, attuazione e regolamentazione del mercato interno dell’energia coinvolge una serie di attori pubblici e privati, che hanno ruoli e responsabilità specifici.

a)In seno alla Commissione europea, la direzione generale dell’Energia (DG Energia) è responsabile dello sviluppo e dell’attuazione della politica energetica europea nel campo di applicazione dell’articolo 194 del TFUE. Ciò include garantire il funzionamento del mercato dell’energia e la sicurezza dell’approvvigionamento energetico nell’Unione, nonché la promozione dell’interconnessione delle reti energetiche. Per quanto riguarda il mercato interno dell’energia, la Commissione:

i)propone i necessari documenti strategici e le necessarie misure legislative;

ii)controlla il recepimento dei pacchetti «Energia» nel diritto nazionale;

iii)adotta codici di rete con gli Stati membri attraverso la procedura di comitato.

b)I mercati dell’energia dovrebbero essere controllati da autorità nazionali di regolamentazione (ANR) completamente indipendenti dai governi degli Stati membri. Il requisito di istituire le ANR è stato introdotto nel secondo pacchetto «Energia». Il terzo pacchetto ha rafforzato ulteriormente il loro ruolo.

c)L’Agenzia per la cooperazione dei regolatori dell’energia (ACER), istituita nell’ambito del terzo pacchetto «Energia», dovrebbe promuovere e favorire la cooperazione tra le ANR. L’ACER sviluppa orientamenti quadro da cui derivano i codici di rete e adotta pareri su una serie di questioni attinenti al mercato dell’energia. L’ACER non dispone di alcun potere esecutivo, pertanto le sue decisioni non sono direttamente vincolanti per gli operatori del mercato.

d)I gestori dei sistemi di trasmissione (GST) sono entità responsabili del trasporto di energia (gas naturale o energia elettrica) a livello nazionale o regionale, mediante infrastrutture fisse. Essi sono tenuti a cooperare tra di loro nel quadro delle reti europee dei gestori dei sistemi di trasmissione per l’energia elettrica e il gas (REGST dell’energia elettrica e REGST del gas). Le REGST sono responsabili dello sviluppo dei codici di rete sulla base degli orientamenti quadro dell’ACER e della preparazione di piani decennali di sviluppo della rete (PDSR).

Fabbisogno di investimento e strumenti finanziari dell’UE nel settore delle infrastrutture energetiche

14

Per ottenere i benefici della sicurezza dell’approvvigionamento attraverso il mercato interno dell’energia, sono necessari investimenti nelle infrastrutture energetiche. Nell’UE, le infrastrutture energetiche sono finanziate principalmente dai GST tramite tariffe di consumo in funzione del principio di «chi usa paga». Le risorse proprie dei GST utilizzate per finanziare gli investimenti infrastrutturali possono variare da un minimo del 20 % dei costi del progetto fino all’intero costo degli investimenti necessari. Secondo dati della Commissione risalenti al 2011, i GST hanno investito 9,1 miliardi di euro all’anno in infrastrutture energetiche tra il 2005 e il 2009. Tale cifra comprende 5,8 miliardi di euro all’anno per le infrastrutture elettriche e 3,3 miliardi di euro all’anno per le infrastrutture del gas.

15

La Banca europea per gli investimenti (BEI) è il principale fornitore sovranazionale di prestiti e garanzie per progetti relativi alle infrastrutture energetiche nell’UE. Tra il 2007 e il 2012, la BEI ha concesso prestiti pari a 29,4 miliardi di euro diretti agli investimenti per la modernizzazione e lo sviluppo delle reti europee dell’energia elettrica e del gas¹¹.

16

Le infrastrutture energetiche costituiscono anche una delle priorità del neocostituito Fondo europeo per gli investimenti strategici (FEIS)¹². Questo Fondo unisce il capitale proveniente dal bilancio dell’UE e dalla BEI, al fine di incentivare gli investimenti pubblici e privati per almeno 315 miliardi di euro in tutta l’UE¹³.

17

Rispetto all’investimento proprio dei GST e ai finanziamenti messi a disposizione dalla BEI e dal FEIS, il bilancio dell’UE fornisce investimenti relativamente esigui per le infrastrutture energetiche. Circa 3,7 miliardi di euro sono stati stanziati dal bilancio dell’UE per le infrastrutture energetiche tra il 2007 e il 2013, e sono previsti ulteriori 7,4 miliardi di euro per il periodo 2014-2020, come indicato nella tabella 1.

Tabella 1

Fondi stanziati per le infrastrutture energetiche per il periodo 2007-2020 (milioni di euro)

| Settore | TEN-E | EEPR | CEF Energia | Fondi SIE | Totale
2007-2013 | Energia elettrica | 81 | 905 |  | 498 | 1 484
Gas | 64 | 1 363 |  | 814 | 2 241
TOTALE | 145 | 2 268 |  | 1 312 | 3 725
2014-2020 | Energia elettrica e gas | 5 350 | 2 000¹ | 7 350
TOTALE 2007-2020 | 145 | 2 268 | 5 350 | 3 312 | 11 075

1 Cifra indicativa presentata l’équipe di audit dalla DG Politica regionale e urbana.

Fonte: Corte dei conti europea, sulla base delle banche dati della DG Politica regionale e urbana, relazioni di attuazione sull’EEPR.

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Gli stanziamenti sono stati effettuati mediante vari fondi, gestiti dalla Commissione, che si differenziano in termini di relativa dimensione, tipo di progetti che finanziano, nonché tipo di finanziamento che forniscono (cfr. tabella 1):

a)Le reti transeuropee per l’energia (TEN-E), create nel 1996¹⁴, sono state uno strumento, gestito dalla Commissione, che ha finanziato le infrastrutture dell’energia elettrica e del gas naturale. I regolamenti TEN-E del 2013¹⁵ hanno fissato i criteri per l’individuazione di progetti di interesse comune (PIC);

b)il programma energetico europeo per la ripresa (EEPR) è stato istituito nel 2009 per stimolare l’economia dell’UE attraverso gli investimenti nelle infrastrutture¹⁶. L’EEPR ha finanziato l’elenco concordato di progetti sotto la gestione diretta della Commissione. L’attuazione dei progetti finanziati è ancora in corso, ma questo regime non sosterrà nuovi progetti;

c)il meccanismo per collegare l’Europa (CEF)¹⁷ è stato istituito per fornire investimenti nei settori dei trasporti, dell’energia e delle telecomunicazioni per il periodo 2014-2020¹⁸. Il fondo è concepito per attirare gli investimenti privati attraverso una serie di strumenti, fra cui sovvenzioni, prestiti speciali, garanzie, crediti e strumenti azionari. Il cofinanziamento tramite sovvenzioni si basa su inviti a presentare proposte ed è gestito dall’Agenzia esecutiva per l’innovazione e le reti (INEA);

d)finanziamenti per le infrastrutture energetiche sono previsti anche dai Fondi strutturali e di investimento europei (fondi SIE)¹⁹. Tale finanziamento si basa su programmi operativi nazionali approvati dalla Commissione.

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La Commissione ha stimato nel 2010 che per il settore energetico dell’Europa sarebbero stati necessari 1 000 miliardi di euro di investimenti entro il 2020. Di questi, circa 210 miliardi di euro sarebbero necessari per le reti di energia elettrica e del gas di rilevanza europea²⁰. Più di recente, l’Agenzia internazionale dell’energia (AIE) ha stimato che l’investimento complessivo necessario per le reti dell’energia elettrica e del gas nell’UE salirà a 931 miliardi di euro per il periodo 2014-2035²¹.

1Tale approccio comprende anche le comunicazioni della Commissione sulla politica energetica dell’UE pubblicate nel 1995 e nel 2007, i pacchetti «Energia» e «Clima» per il 2020 e il 2030, nonché la recente comunicazione della Commissione sull’Unione dell’energia.

2COM(2014) 330 final del 28 maggio 2014 «Strategia europea di sicurezza energetica».

3Conclusioni del Consiglio dell’Unione europea del 9 dicembre 2014, riunione del Consiglio «Trasporti, telecomunicazioni ed energia».

4Le operazioni all’ingrosso avvengono tra gli importatori o i produttori di energia e i fornitori che vendono i prodotti energetici ai clienti finali.

5Regolamento (UE) n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2011, concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso (GU L 326 dell’8.12.2011, pag. 1).

6Direttiva 2005/89/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 gennaio 2006, concernente misure per la sicurezza dell’approvvigionamento di elettricità e per gli investimenti nelle infrastrutture (GU L 33 del 4.2.2006, pag. 22).

7Regolamento (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 (GU L 295 del 12.11.2010, pag. 1).

8Per ulteriori informazioni sullo sviluppo dei modelli di riferimento, cfr. https://ec.europa.eu/energy/en/consultations/consultation-generation-adequacy-capacity-mechanisms-and-internal-market-electricity

9L’accoppiamento dei mercati descrive il collegamento di distinti mercati spot del giorno prima dell’energia elettrica utilizzando la capacità di trasmissione transfrontaliera disponibile. Per realizzare l’accoppiamento dei mercati dell’energia elettrica nell’UE è stato sviluppato un algoritmo specifico denominato Euphemia.

10Un hub del gas è un punto di scambio fisico o virtuale dove alle forniture di gas viene assegnato un prezzo in base alla domanda nella regione. I prezzi degli hub variano in base alla mutevole interazione tra domanda e offerta di gas.

11Banca europea per gli investimenti, Energy Lending Criteria (Criteri di prestito nel settore energetico), 23 luglio 2013.

12Regolamento (UE) 2015/1017 del Parlamento europeo e del Consiglio del 25 giugno 2015 relativo al Fondo europeo per gli investimenti strategici, al polo europeo di consulenza sugli investimenti e al portale dei progetti di investimento europei e che modifica i regolamenti (UE) n. 1291/2013 e (UE) n. 1316/2013.

13Parere n. 4/2015 concernente la proposta di regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio relativo al Fondo europeo per gli investimenti strategici e che modifica i regolamenti (UE) n. 1291/12013 e (UE) n. 1316/2013 (GU C 121 del 15.4.2015, pag. 1).

14Il programma TEN-E è stato istituito dai seguenti atti giuridici: decisione n. 1364/2006/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 6 settembre 2006, che stabilisce orientamenti per le reti transeuropee nel settore dell’energia e abroga la decisione 96/391/CE e la decisione n. 1229/2003/CE (GU L 262 del 22.9.2006, pag. 1).

15Il regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 17 aprile 2013, sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee e che abroga la decisione n. 1364/2006/CE e che modifica i regolamenti (CE) n. 713/2009, (CE) n. 714/2009 e (CE) n. 715/2009 (GU L 115 del 25.4.2013, pag. 39) è inteso ad agevolare lo sviluppo tempestivo e l’interoperabilità delle reti transeuropee dell’energia (TEN-E).

16Regolamento (CE) n. 663/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, che istituisce un programma per favorire la ripresa economica tramite la concessione di un sostegno finanziario comunitario a favore di progetti nel settore dell’energia (GU L 200 del 31.7.2009, pag. 31).

17Conformemente al regolamento (UE) 2015/1017, la dotazione finanziaria per il CEF-settore energia per il periodo 2014 2020 è stata diminuita di 500 milioni di euro (da 5 850 milioni di euro a 5 350 milioni di euro), anche per finanziare il contributo in favore del FEIS a carico del bilancio generale dell’UE.

18Regolamento (UE) n. 1316/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’11 dicembre 2013, che istituisce il meccanismo per collegare l’Europa e che modifica il regolamento (UE) n. 913/2010 e che abroga i regolamenti (CE) n. 680/2007 e (CE) n. 67/2010 (GU L 348 del 20.12.2013, pag. 129).

19Regolamento (UE) n. 1303/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 17 dicembre 2013, recante disposizioni comuni sul Fondo europeo di sviluppo regionale, sul Fondo sociale europeo, sul Fondo di coesione, sul Fondo europeo agricolo per lo sviluppo rurale e sul Fondo europeo per gli affari marittimi e la pesca e disposizioni generali sul Fondo europeo di sviluppo regionale, sul Fondo sociale europeo, sul Fondo di coesione e sul Fondo europeo per gli affari marittimi e la pesca, e che abroga il regolamento (CE) n. 1083/2006 del Consiglio (GU L 347 del 20.12.2013, pag. 320).

20COM(2010) 677 definitivo del 17 novembre 2010 «Priorità per le infrastrutture energetiche per il 2020 e oltre — Piano per una rete energetica europea integrata».

21OCSE/AIE, Agenzia internazionale dell’energia, World Investment Outlook 2014, Parigi, pag. 167.

Estensione e approccio dell’audit

20

Tramite l’audit, la Corte ha cercato di stabilire se l’attuazione degli interventi relativi al mercato interno dell’energia e la spesa dell’UE in infrastrutture energetiche abbiano effettivamente fornito i benefici della sicurezza dell’approvvigionamento energetico.

21

In particolare la Corte ha verificato se:

οla Commissione e gli Stati membri abbiano garantito l’attuazione del mercato interno dell’energia, migliorando in tal modo la sicurezza dell’approvvigionamento energetico;

οle infrastrutture energetiche in Europa siano adatte a mercati completamente integrati, fornendo così l’effettiva sicurezza dell’approvvigionamento energetico; e

οil sostegno finanziario dell’UE per le infrastrutture energetiche abbia contribuito efficacemente allo sviluppo del mercato interno dell’energia.

22

L’attività di audit sul campo è stata svolta dalla metà del 2014 alla metà del 2015.

23

L’audit della Corte è stato incentrato sul trasporto di gas mediante gasdotti, sullo stoccaggio, compresi i terminali GNL, e sulla trasmissione di energia elettrica. Il presente audit non ha preso in considerazione la produzione di energia²² né l’efficienza energetica²³. Non ha inoltre trattato i sistemi di distribuzione di energia ai clienti finali, la «povertà energetica», la tassazione dell’energia e i sussidi, né gli obiettivi della politica in materia di energia e clima per il 2020 e il 2030.

24

L’audit ha riguardato gli interventi e i finanziamenti a partire dal 2007. La Corte ha usato un approccio regionale, esaminando studi di casi in sei Stati membri — Bulgaria, Estonia, Lituania, Polonia, Spagna e Svezia. Sono stati analizzati i mercati regionali e l’estensione delle interconnessioni tra questi Stati membri e i rispettivi paesi limitrofi.

25

Tramite questi studi di caso, la Corte ha valutato il modo in cui è stato determinato il fabbisogno di investimento, l’applicazione dei principi del mercato interno dell’energia, gli aspetti della cooperazione transfrontaliera e la logica sottesa alle proposte di progetto. Tale selezione ha fornito un’ampia rappresentanza geografica di tutta l’UE. Gli studi di casi includevano 15 esempi di progetti specifici cofinanziati dall’UE. Il lavoro di audit per ogni studio di caso ha incluso colloqui con i funzionari degli Stati membri e dell’UE.

26

La Corte ha anche individuato, ove possibile, le buone pratiche che potrebbero essere condivise con le parti interessate di altri Stati membri.

22Sul tema della generazione di energia, cfr. la relazione speciale n. 6/2014 «Il sostegno dei fondi della politica di coesione alla produzione di energia da fonti rinnovabili ha ottenuto buoni risultati?» (http://eca.europa.eu).

23Quanto al consumo, cfr. la relazione speciale n. 21/2012 «Efficacia in termini di costi/benefici degli investimenti della politica di coesione nel campo dell’efficienza energetica» (http://eca.europa.eu).

Osservazioni

L’obiettivo di completare il mercato interno dell’energia entro il 2014 non è stato raggiunto

27

Dal 2007, il mercato interno dell’energia è al centro dello sviluppo della politica energetica a livello dell’UE. Il terzo pacchetto «Energia», adottato nel 2009, prescriveva che il recepimento delle direttive Gas ed Energia elettrica fosse effettuato entro il 3 marzo 2011²⁴. Tuttavia, questo obiettivo non è stato raggiunto in quell’anno. In aggiunta, nel 2009 sono state adottati tre regolamenti della Commissione facenti parte del terzo pacchetto «Energia»²⁵.

28

Nel 2011, il Consiglio ha ribadito il suo impegno verso il mercato interno dell’energia, affermando che «dovrebbe essere completato entro il 2014 affinché il gas e l’elettricità possano circolare liberamente»²⁶. Al dicembre 2014, quando l’obiettivo non era stato ancora raggiunto, il Consiglio ha ribadito ancora una volta l’»urgente necessità che tutti gli Stati membri dell’UE attuino in modo efficace e coerente le disposizioni di cui al terzo pacchetto sull’energia»²⁷.

29

Gli elementi che seguono sono importanti per conseguire tale obiettivo:

οattuazione del quadro UE di regolamentazione del mercato interno dell’energia;

οarmonizzazione di un insieme eterogeneo di mercati locali e nazionali;

οconseguimento della convergenza dei prezzi;

οdisponibilità di appropriate infrastrutture energetiche (cfr. paragrafo 72 e seguenti).

Permangono problemi legati all’attuazione del quadro giuridico dell’UE per il mercato interno dell’energia

30

Il terzo pacchetto «Energia» include sia regolamenti direttamente applicabili sia direttive che devono essere integrate nel quadro giuridico di ciascuno Stato membro. La Commissione segue i progressi in quest’ambito tramite:

a)verifiche di recepimento, che mirano ai verificare se gli Stati membri abbiano aggiornato il loro diritto nazionale per integrare le disposizioni delle direttive UE²⁸. Qualora ritenga che uno Stato membro non abbia agito in tal senso, la Commissione può avviare una procedura d’infrazione che può sfociare in una causa presso la Corte di giustizia dell’UE;

b)verifiche di conformità, che valutano se i cambiamenti apportati nella pratica siano coerenti con le disposizioni delle direttive. Per agevolare tale valutazione, la Commissione invia richieste di informazioni e chiarimenti agli Stati membri: questo scambio di informazioni è operato tramite una procedura nota come «EU pilot». Qualora valuti che i cambiamenti apportati nella pratica in uno Stato membro non riflettono adeguatamente le disposizioni delle direttive, la Commissione può avviare una formale procedura d’infrazione ai sensi dell’articolo 258 del TFUE.

31

La tabella 2 fornisce dettagli sullo stato di dette verifiche, incluse le procedure d’infrazione in relazione alla normativa del terzo pacchetto «Energia» al 30 giugno 2015. L’analisi mostra che rimane ancora molta strada da fare prima che il terzo pacchetto «Energia» possa essere considerato pienamente attuato negli Stati membri. Al 30 giugno 2015:

a)riguardo al mancato recepimento delle disposizioni del terzo pacchetto «Energia», la Commissione ha ritenuto necessario avviare procedure d’infrazione nei confronti di 19 dei 28 Stati membri. Tutte queste procedure erano state chiuse prima del 30 giugno 2015;

b)per quanto riguarda la non conformità con le disposizioni del terzo pacchetto «Energia», nel 2013 la Commissione ha iniziato il processo di richiesta di informazioni agli Stati membri e, in alcuni casi, ha avviato procedure d’infrazione:

i)per 10 Stati membri, la Commissione aveva completato la valutazione e avviato procedure d’infrazione ai sensi dell’articolo 258 del TFUE. Queste procedure sono tutte ancora aperte;

ii)per 4 Stati membri, la Commissione aveva chiesto informazioni, tramite richieste «pilota», ma non aveva ancora completato la sua valutazione; e

iii)per 14 Stati membri, la Commissione non aveva ancora inviato una richiesta di informazioni.

32

Le disposizioni del terzo pacchetto «Energia», pertinenti ai fini del presente audit, su cui le verifiche della Commissione hanno rivelato problemi includono:

οil funzionamento dei regolatori nazionali (cfr. paragrafi 34-36);

οil funzionamento dei gestori dei sistemi di trasmissione (cfr. paragrafi 37-42);

οquestioni relative alle diverse forme di regolamentazione dei prezzi (cfr. paragrafo 64).

33

Nel corso dell’audit, la Corte ha confermato l’esistenza di problemi in questi settori, come descritto nei paragrafi che seguono.

Tabella 2

Verifiche di recepimento e di non conformità svolte dalla Commissione per il terzo pacchetto «Energia», al 30 giugno 2015

| Verifiche di recepimento | Verifiche di conformità
| Verifica di recepimento completata | Procedura d’infrazione avviata e conclusa | La Commissione ha avviato una procedura d’infrazione | Procedura d’infrazione conclusa
Belgio | √ | √ | √ | Non conclusa
Bulgaria | √ | √ | Procedura non avviata |
Repubblica ceca | √ | N.a. | Procedura non avviata |
Danimarca | √ | √ | Procedura non avviata |
Germania | √ | N.a. | √ | Non conclusa
Estonia | √ | √ | Procedura non avviata |
Irlanda | √ | √ | Procedura non avviata |
Grecia | √ | N.a. | Procedura non avviata |
Spagna | √ | √ | √ | Non conclusa
Francia | √ | √ | √ | Non conclusa
Croazia | √ | N.a. | √ | Non conclusa
Italia | √ | N.a. | √ | Non conclusa
Cipro | √ | √ | Procedura non avviata |
Lettonia | √ | N.a. | Procedura non avviata |
Lituania | √ | √ | Procedura non avviata |
Lussemburgo | √ | √ | √ | Non conclusa
Ungheria | √ | N.a. | √ | Non conclusa
Malta | √ | N.a. | Procedura non avviata |
Paesi Bassi | √ | √ | Procedura non avviata |
Austria | √ | √ | √ | Non conclusa
Polonia | √ | √ | Procedura non avviata |
Portogallo | √ | N.a. | Procedura non avviata |
Romania | √ | √ | √ | Non conclusa
Slovenia | √ | √ | Procedura non avviata |
Slovacchia | √ | √ | Procedura non avviata |
Finlandia | √ | √ | Procedura non avviata |
Svezia | √ | √ | Procedura non avviata |
Regno Unito | √ | √ | Procedura non avviata |

Nota:
— «N.a.» significa che nessuna procedura d’infrazione è stata avviata, e la Commissione non prevede di avviarne una in futuro sulla base delle verifiche di recepimento, che sono ora concluse per tutti gli Stati membri.
— «Procedura non avviata»: nessuna procedura d’infrazione è stata avviata per lo Stato membro in questione. La Commissione sta riesaminando la situazione e può avviare procedure d’infrazione in futuro.
— «Non conclusa»: una procedura d’infrazione è attualmente in corso, ma non è stata ancora conclusa.

Fonte: Corte dei conti europea, sulla base delle informazioni fornite dalla Commissione.

I regolatori dell’energia affrontano sfide nell’adempimento dei loro compiti a livello sia nazionale sia dell’UE

34

Gli elementi probatori raccolti nell’ambito del presente audit hanno indicato i seguenti problemi nelle operazioni delle ANR:

a)l’indipendenza delle ANR è fondamentale per far sì che esse possano svolgere debitamente le proprie funzioni. I responsabili degli organismi di regolamentazione dovrebbero essere selezionati in modo trasparente e operare liberamente. Questi principi non sono sempre seguiti (cfr. esempi nel riquadro 1).

b)I rappresentanti di diverse ANR hanno evidenziato rischi di limitazioni del loro campo d’intervento. Alcuni governi hanno mantenuto certi poteri di regolamentazione o hanno imposto alle ANR metodologie per la determinazione delle tariffe che potrebbero favorire alcuni operatori di mercato (cfr. esempi nel riquadro 2).

c)anche se le ANR svolgono compiti analoghi in tutti gli Stati membri, il livello delle risorse disponibili per le diverse ANR varia notevolmente. Il numero di persone che si occupano di questioni energetiche presso le ANR visitate variava da 21 a oltre 200. Alcune ANR ritengono di disporre di risorse sufficienti per occuparsi di tutti gli aspetti legati al mercato dell’energia. Tuttavia, a causa di vincoli in termini di risorse, alcune ANR sono meglio attrezzate di altre per partecipare alla cooperazione internazionale, il che è cruciale per il mercato interno dell’energia (cfr. paragrafo 35 ed esempi nel riquadro 3).

Riquadro 1

Questioni che riguardano l’indipendenza delle ANR

Bulgaria: nel periodo 2009-2015, il presidente della Commissione di regolamentazione per l’energia e l’acqua (EWRC) è stato sostituito dal governo a più riprese, quattro solo nel 2013. I regolatori indipendenti sono tenuti a stabilire le tariffe dell’energia, con riferimento alla base dei costi effettivi. Tuttavia, l’EWRC ha fissato prezzi regolamentati per l’energia elettrica, contribuendo in tal modo a creare una situazione in cui la società del settore dell’energia già insediata è obbligata ad acquistare energia elettrica a prezzi elevati e a venderla a prezzi più bassi, alla stregua di un fornitore pubblico, accumulando così un deficit di circa 800 milioni di euro tra il 2010 e la fine del 2014.

Lituania: dal 2013, il Parlamento lituano ha la facoltà di votare la sostituzione del responsabile dell’ANR se non approva la relazione annuale sulle attività del regolatore dell’energia.

Riquadro 2

Limitazioni del campo d’intervento delle ANR

Spagna: il ministero dell’Industria, dell’energia e del turismo fissa le tariffe del gas e dell’energia elettrica, o gli oneri di sistema, che i GST fatturano alle utenze del gas e dell’energia elettrica. L’ANR propone una metodologia per gli elementi che costituiscono solo 1/3 delle tariffe di rete finali, mentre le voci di costo che compongono gli altri 2/3 vengono fissati solo dal governo spagnolo. Ciò solleva interrogativi in merito a se l’ANR disponga o meno di adeguati poteri per esercitare questa parte delle sue funzioni di regolamentazione.

Lituania: nel terzo pacchetto «Energia» è previsto che le ANR abbiano la responsabilità di stabilire le tariffe di trasmissione o distribuzione in base a criteri trasparenti. Tuttavia, in Lituania, il governo impone la metodologia per la determinazione delle tariffe per la trasmissione del gas e dell’energia elettrica e i prezzi al dettaglio sono regolamentati. Di conseguenza, secondo i calcoli preliminari dell’ANR, le due società nel settore dell’energia già insediate, di proprietà statale, potranno ottenere, fino al 2024, tramite tali tariffe, introiti di 167 milioni di euro in più di quanto avrebbero ottenuto se le tariffe fossero state fissate dall’ANR.

Riquadro 3

Adeguatezza delle risorse delle ANR

Svezia: l’Ispettorato svedese dell’energia ha confermato che, con i suoi 100 specialisti del settore, è completamente preparato per partecipare ai lavori dell’ACER, compresa la fornitura di esperti nazionali distaccati. Ha inoltre confermato di aver ultimato tutti i preparativi per l’attuazione del regolamento REMIT, fra cui dotare il gruppo competente di tutte le risorse necessarie.

Estonia: solo 21 dei 61 dipendenti dell’Autorità nazionale garante della concorrenza sono coinvolti nel settore energetico. Nelle sue analisi del mercato dell’energia estone, la Commissione si è posta interrogativi riguardo a se l’ANR disponga di risorse sufficienti per regolamentare adeguatamente i mercati dell’energia dell’Estonia e partecipare alle attività di cooperazione a livello dell’UE (cfr. allegato III).

35

Non esiste un unico regolatore dell’energia a livello dell’UE, ma le ANR dovrebbero collaborare nell’ambito dell’ACER (cfr. paragrafo 13). Man mano che i mercati dell’energia dell’UE diventano più integrati, la risoluzione di questioni di regolamentazione transfrontaliere diventa sempre più importante. Attualmente, l’ACER opera attraverso un sistema di gruppi di lavoro, tra cui quelli su energia elettrica, gas, integrità del mercato e monitoraggio, per affrontare tali problematiche. Anche se questo approccio mira a facilitare il coinvolgimento diretto degli Stati membri, in realtà non tutti gli Stati membri partecipano nella stessa misura e gli Stati membri più attivi hanno di conseguenza una maggiore influenza sul lavoro di questi gruppi. Alcune ANR hanno indicato che le risorse, in termini di disponibilità di specialisti in grado di interagire in un ambiente internazionale, così come di disponibilità finanziaria per le trasferte, sono limitate (cfr. paragrafo 34). L’allegato III fornisce i dettagli della partecipazione dei rappresentanti degli Stati membri ai gruppi di lavoro dell’ACER.

36

Uno dei doveri dell’ACER è quello di analizzare le tendenze del mercato dell’energia e fornire consulenza politica alle ANR e alle istituzioni dell’UE. Tuttavia, non ha il potere di obbligare le ANR o i governi degli Stati membri a fornire i dati pertinenti relativi al mercato dell’energia. La mancanza di dati limita la capacità dell’ACER di fornire analisi di mercato e consulenza politica alle istituzioni dell’UE e alle ANR degli Stati membri.

L’unbundling dei GST è stato formalmente realizzato, ma ciò non ha sempre portato a mercati liberalizzati e concorrenziali

37

L’energia elettrica e il gas di rado sono consumati nel luogo in cui sono prodotti o entrano in un paese. Affinché ingenti quantitativi di energia giungano ai clienti, sono stati sviluppati sistemi di trasmissione. Le organizzazioni che gestiscono tali sistemi di trasmissione sono chiamate, negli Stati membri dell’UE, gestori dei sistemi di trasmissione.

38

Il processo di separazione della trasmissione dalle altre attività, come la generazione e la distribuzione, all’interno delle società del settore dell’energia integrate verticalmente è noto come unbundling. Tale processo è iniziato con il primo e il secondo pacchetto «Energia». La Commissione ha confermato che tutti gli Stati membri hanno formalmente recepito la normativa del terzo pacchetto «Energia», comprese le disposizioni in materia di unbundling (cfr. paragrafo 31). La figura 2 descrive il ruolo e la posizione del GST nella compravendita dell’energia prima e dopo l’unbundling.

39

Sebbene l’obiettivo dell’unbundling e di altre misure fosse quello di creare le condizioni normative per un mercato interno dell’energia, spesso non è emerso un mercato liberalizzato e concorrenziale. Il motivo risiede nel fatto che molti governi e molte società del settore dell’energia già insediate hanno continuato a limitare l’accesso di soggetti terzi alla rete mediante regolamenti e restrizioni tecniche. Ad esempio, i nuovi fornitori nei mercati del gas e dell’energia elettrica devono accedere alle strutture di trasmissione e stoccaggio. Senza tale accesso, è difficile per i nuovi soggetti entrare nei mercati nazionali dell’energia elettrica o del gas. Ad esempio, in Polonia la società del gas già insediata ha costituito nel 2010 una società veicolo, non considerata dall’ANR un GST, che detiene il 100 % delle capacità di stoccaggio sotterraneo del gas in Polonia. Tale situazione comporta il rischio che questa società controllata possa limitare l’accesso al mercato di nuovi fornitori di gas per la Polonia²⁹.

Figura 2

La compravendita e la trasmissione dell’energia prima e dopo l’unbundling

Fonte: Presentazione a cura di James Matthys-Donnadieu del 26 agosto 2014 alla Summer School «Economics of Electricity Markets», Università di Gent (Belgio).

40

Dato che le reti degli Stati membri diventano sempre più interconnesse tramite infrastrutture, risulta evidente la necessità di una maggiore cooperazione tra i GST limitrofi, compreso un approccio coordinato allo sviluppo delle infrastrutture, specialmente se queste sono importanti per la sicurezza dell’approvvigionamento. Come esempio di buona cooperazione, il GST svedese dell’energia elettrica può anche gestire le reti in Norvegia e Danimarca, a seguito di un accordo e perché le loro reti sono tecnicamente interconnesse. Questo livello di cooperazione non è, tuttavia, diffuso.

41

Tutti i GST devono essere certificati dalle rispettive ANR. La Commissione svolge un ruolo in questo processo e fornisce un parere sui progetti di decisione preparati dalle ANR. Nel fornire il suo parere, la Commissione verifica se il GST abbia risorse sufficienti e sia in grado di prendere in maniera indipendente decisioni di investimento. Vi sono ancora GST per i quali la Commissione non ha concluso la certificazione³⁰.

42

Non esiste un GST unico a livello dell’UE. I GST cooperano tra loro nel quadro della REGST dell’energia elettrica e della REGST del gas. La partecipazione dei GST nazionali alle attività delle REGST varia, e questo comporta il rischio che eventuali soluzioni tecniche sviluppate risultino più adatte per le parti coinvolte più attivamente.

Differenze sostanziali nel modo in cui gli Stati membri organizzano i loro mercati dell’energia possono frenare l’ulteriore sviluppo del mercato interno dell’energia

43

La Commissione ha valutato i progressi verso il mercato interno dell’energia e ha concluso che convivono 28 quadri giuridici nazionali distinti per i mercati dell’energia³¹. L’UE è pertanto caratterizzata da un insieme eterogeneo di mercati locali, nazionali e regionali, piuttosto che da un unico mercato interno dell’energia. La sfida per l’ulteriore sviluppo del mercato interno dell’energia è trovare i mezzi per far lavorare insieme questi mercati. Si tratta di una sfida difficile perché:

οesistono ancora diversi meccanismi di compravendita utilizzati nell’UE;

οi mercati dell’energia sono influenzati da vari interventi;

οlo sviluppo e l’attuazione dei codici di rete rimangono impegnativi;

οil livello di integrità e trasparenza del mercato varia tra i mercati.

Esistono ancora diversi meccanismi di compravendita nell’UE

44

Il terzo pacchetto «Energia» non prevede meccanismi di compravendita specifici da attuare in tutta l’UE. In pratica, la compravendita di gas e di energia elettrica avviene in vari modi (cfr. paragrafo 60). Liquidità, trasparenza e apertura alla partecipazione sono le caratteristiche dei mercati che favoriscono in modo efficace il mercato interno. Nel corso dell’audit abbiamo osservato almeno quattro differenti meccanismi di compravendita che presentano tali caratteristiche in varia misura, come indicato nella tabella 3.

I mercati nazionali dell’energia sono influenzati da interventi governativi volti a conseguire obiettivi di altre politiche nazionali o dell’UE

45

La politica energetica è strettamente collegata a molte altre politiche, sia a livello nazionale che dell’UE, come ad esempio più generali politiche in materia di economia, cambiamenti climatici, industria, innovazione o mercato del lavoro. Le misure dirette ad attuare tali politiche possono avere un effetto sul funzionamento dei mercati dell’energia, ad esempio influenzando la scelta di alcune fonti di energia o fornendo un supporto specifico a una di esse. Sebbene possano essere del tutto razionali a livello di un singolo Stato membro — ad esempio, sostenendo le fonti energetiche autoctone e quindi, eventualmente, favorendo le percezioni di sicurezza dell’energia a livello nazionale nello Stato membro in questione —, tali politiche possono introdurre distorsioni nei mercati e nella determinazione dei prezzi nel mercato interno dell’energia.

Tabella 3

Meccanismi di compravendita dell’energia individuati

Liquido
Trasparente
Aperto alla partecipazione
Esempio dagli studi di casi dell’audit

Borse regionali
Questi mercati sono sostenuti da meccanismi di copertura finanziaria a lungo termine, comprendono diversi paesi e mirano a creare una zona in cui l’energia possa circolare liberamente. Sono di solito molto liquidi e funzionano con operatori di mercato volontari.
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La borsa comune per la compravendita di energia elettrica nella regione nordica e baltica.

Compravendita diretta tra imprese (B2B)
Si tratta della compravendita tra un produttore di energia e il suo cliente. Tali accordi, di solito contratti a lungo termine, non sono trasparenti perché le condizioni della compravendita non saranno rese disponibili ad altri operatori di mercato. Ciò rende difficile stabilire un prezzo di riferimento per il gas e l’energia elettrica in un’area specifica del mercato.
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Al momento dell’audit, in Bulgaria il 100% del gas e dell’energia elettrica era oggetto di compravendita secondo queste modalità.
Fino al 2014 la Spagna non aveva un mercato del gas organizzato e integrato. Nel 2013, circa il 66 % del gas è stato oggetto di compravendita nei terminali GNL mediante contratti bilaterali. L’ANR ha incontrato difficoltà nell’ottenere dati imparziali sui prezzi del gas.

Borse limitate
Queste sono costituite su iniziativa o ordine del governo di uno Stato membro. L’obbligo alla compravendita mediante tale borsa potrebbe indicare che le offerte di prezzo non si basano interamente sulle dinamiche della domanda e dell’offerta.
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Nel 2013, il 50 % di energia elettrica in Polonia è stato venduto tramite la borsa, mentre la parte restante ha formato oggetto di compravendita tra imprese. La borsa dell’energia della Polonia è stata avviata da un gruppo di operatori, ma successivamente è stata sostenuta dalle autorità nazionali che hanno imposto ai produttori di energia elettrica di vendere almeno il 70 % della loro produzione tramite la borsa.

Mercati delle eccedenze
Questi mercati esistono prevalentemente nel settore del gas. Tali borse sono operate in una situazione in cui il mercato è in gran parte regolamentato o dominato da un fornitore principale. Ciò comporta compravendite che, seppur effettuate in modo trasparente, non riflettono la dinamica dei prezzi del mercato nel suo complesso.
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La borsa del gas della Polonia fornisce opzioni per l’acquisto di gas a un prezzo di oltre il 20 % inferiore rispetto al prezzo all’ingrosso regolamentato.

Fonte: Corte dei conti europea.

46

La Commissione è consapevole dell’influenza che questi interventi possono potenzialmente avere sul funzionamento dei mercati dell’energia. Tuttavia, la sua capacità di attenuarli, anche nei casi in cui intendesse farlo, è limitata. La Commissione ha definito la propria posizione negli orientamenti per gli aiuti di Stato nel settore dell’energia³² e nelle note esplicative relative ai pacchetti «Energia». I principali punti auspicati dalla Commissione, che sono rilevanti per il presente audit, sono i seguenti:

οla regolamentazione dei prezzi all’ingrosso non dovrebbe essere consentita³³; e

οi prezzi al dettaglio regolamentati dovrebbero essere fissati a un livello tale da consentire la possibilità di offerte competitive. Il costo della componente energia elettrica nel prezzo regolamentato non dovrebbe essere inferiore al prezzo medio all’ingrosso su un mercato specifico³⁴.

L’adozione dei codici di rete e degli orientamenti è stata particolarmente lenta per l’energia elettrica

47

I codici di rete sono norme tecniche tese a fornire una base per l’interoperabilità tecnica all’interno dei sistemi di trasmissione di energia elettrica e gas nell’UE. I codici stabiliscono norme tecniche comuni che dovrebbero garantire il libero flusso di energia attraverso le frontiere. Essi aggiungono ulteriori dettagli al quadro giuridico dei mercati dell’energia per garantire l’attuazione comune dei pacchetti. I codici di rete, quando applicati nella loro interezza, potrebbero consentire la riduzione del numero di meccanismi di compravendita e fornire le condizioni necessarie per garantire l’integrazione dei mercati compatibili. L’ACER svolge un ruolo particolarmente importante nel processo: sviluppa orientamenti quadro e valuta anche i codici sviluppati dalle REGST prima di sottoporli alla Commissione. Spetta poi alla Commissione adottare il testo finale dei codici e di coordinare il processo della procedura di comitato attraverso la quale i codici sono formalmente adottati.

48

Attualmente, la compravendita di energia avviene all’interno degli Stati membri e tra di essi, anche in assenza di codici di rete pienamente concordati e approvati. Nonostante ciò, la realizzazione di questo processo sarebbe un passo importante per lo sviluppo di un mercato interno dell’energia che funzioni in maniera adeguata.

49

Come mostrato nella tabella 4, l’accordo sui codici si è rivelato un processo lungo e difficile. Al 30 giugno 2015:

οper quanto concerne il gas, erano stati compiuti alcuni progressi, dato che erano stati approvati quattro dei cinque codici, mentre uno era in fase di negoziazione;

οnel settore dell’energia elettrica, invece, nessuno degli 11 codici è stato approvato. Anche dopo che l’ACER ha presentato il fascicolo alla Commissione, l’approvazione dei codici di rete tramite procedure di comitato sta subendo lunghi ritardi. Dei nove codici presentati alla Commissione, solo cinque sono stati sottoposti alla procedura di comitato.

Tabella 4

Il processo di sviluppo dei codici di rete

|  | Orientamenti quadro stabiliti dall’ACER | Fine dello sviluppo dei codici all’interno della REGST del gas e della REGST dell’energia elettrica | Raccomandazione finale dell’ACER | Avvio della procedura di comitato | Codice pubblicato nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea
Gas | Meccanismi di assegnazione della capacità | 3° trimestre 2011 | 3° trimestre 2012 | 4° trimestre 2012 | 1° trimestre 2013 | 4° trimestre 2013
Procedure di gestione della congestione | N.a. | N.a. | N.a. | 1° trimestre 2012 | 3° trimestre 2012
Bilanciamento del gas e sistemi di trasmissione | 4° trimestre 2011 | 1° trimestre 2013 | 1° trimestre 2013 | 3° trimestre 2013 | 1° trimestre 2014
Norme di interoperabilità e di scambio dei dati | 3° trimestre 2012 | 4° trimestre 2013 | 1° trimestre 2014 | 3° trimestre 2014 | 2° trimestre 2015
Strutture tariffarie armonizzate per la trasmissione | 4° trimestre 2013 |  |  |  |
Energia elettrica | Assegnazione della capacità e gestione della congestione | 2° trimestre 2011 | 3° trimestre 2012 | 1° trimestre 2013 | 3° trimestre 2014 |
Assegnazione di capacità anticipata | 3° trimestre 2013 | 2° trimestre 2014 | 2° trimestre 2015 |
Connessione per la produzione | 2° trimestre 2011 | 2° trimestre 2012 | 1° trimestre 2013 | 1° trimestre 2015 |
Connessione della domanda | 4° trimestre 2012 | 1° trimestre 2013 | 2° trimestre 2015 |
Connessione corrente continua ad alta tensione | 2° trimestre 2014 | 3° trimestre 2014 | 2° trimestre 2015 |
Sicurezza operativa | 4° trimestre 2011 | 1° trimestre 2013 | 4° trimestre 2013 |  |
Pianificazione e calendario operativi | 1° trimestre 2013 | 4° trimestre 2013 |  |
Codice di rete per la regolazione frequenza/potenza e le riserve | 2° trimestre 2013 | 3° trimestre 2013 |  |
Formazione operativa |  |  |  |
Requisiti e procedure operative in caso di emergenza | 1° trimestre 2015 | 2° trimestre 2015 |  |
Bilanciamento | 3° trimestre 2012 | 4° trimestre 2013 |  |  |

Nota: Le procedure di gestione della congestione del gas non sono state sottoposte allo stesso processo come per gli altri codici di rete. Tali procedure erano già state istituite nell’ambito del terzo pacchetto «Energia» del regolamento (CE) n. 715/2009 e successivamente aggiornate nel 2012 tramite la procedura di comitato.

Fonte: Corte dei conti europea, sulla base delle informazioni fornite dall’ACER.

50

Dall’audit sono emerse quattro ragioni per le quali questo processo è stato lento:

a)una mancata percezione delle necessità nei mercati che già funzionano in modo adeguato. Gli attori di tali mercati sono riluttanti a passare a un nuovo corpus di norme tecniche e non danno priorità ai vantaggi di mercati europei maggiormente integrati. Ad esempio, il meccanismo di mercato infragiornaliero ELBAS³⁵ della borsa comune nordica e baltica dell’energia elettrica non è tecnicamente compatibile con le piattaforme di compravendita infragiornaliera dell’Europa centrale. Gli Stati membri nordici e baltici erano riluttanti ad accettare una soluzione comune europea diversa dall’ELBAS. Il dibattito risultante su quale sistema utilizzare in tutta Europa sta ritardando l’accoppiamento dei mercati;

b)nel terzo pacchetto «Energia» manca un calendario chiaro e l’indicazione dei termini ultimi per la preparazione, l’approvazione o l’applicazione dei codici di rete;

c)esiste un processo complesso per lo sviluppo dei codici tra le REGST e l’ACER. Le decisioni in materia di sviluppo dei codici di rete sono prese mediante voto a maggioranza dei GST nelle REGST e delle ANR in seno all’ACER. Questo è un problema perché, anche se le REGST sono organismi europei che svolgono un ruolo nello sviluppo del mercato interno dell’energia rappresentano anche gli interessi dei loro singoli membri. Ciò denota potenziali conflitti di interesse per gli operatori, con il probabile rischio che siano concordate soluzioni con un comune denominatore più basso, non favorevoli a un accoppiamento ottimale dei mercati;

d)specialmente per l’energia elettrica, la Commissione non ha avviato e guidato il processo delle procedure di comitato in modo tempestivo.

51

L’attuazione precoce dei codici di rete è stata limitata. Per l’attuazione precoce di due codici di rete, i GST e le ANR di alcuni Stati membri hanno creato iniziative regionali; sette Stati membri cooperano dal 2012 sull’attuazione precoce del codice dei meccanismi di assegnazione della capacità per il gas³⁶.

Il livello di integrità e trasparenza varia tra i meccanismi di compravendita

52

I principi del mercato interno dell’energia richiedono che l’energia possa essere oggetto di compravendita su mercati trasparenti basati su regole. Come descritto in precedenza, meccanismi di compravendita diversi hanno gradi di trasparenza diversi (cfr. paragrafo 44). È in questo contesto che nel 2011 è stato adottato un regolamento dell’UE³⁷ concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso (cfr. riquadro 4).

Riquadro 4

REMIT e ACER

Il REMIT, attuato dall’ACER, è un sistema di monitoraggio dei mercati dell’energia all’ingrosso in Europa ed è un nuova importante responsabilità dell’ACER, oltre a quelle assegnate dal terzo pacchetto «Energia». L’ACER ha necessitato di una nuova infrastruttura informatica, nuovi strumenti di monitoraggio e competenze specialistiche.

οLa fase di esecuzione è iniziata con l’adozione del regolamento ed è stata completata con l’entrata in vigore delle norme sulla raccolta dei dati. L’ACER ha definito la metodologia, le procedure e gli strumenti informatici per il monitoraggio del mercato all’ingrosso dell’energia, anche per quanto riguarda la condivisione dei dati con le ANR e altre autorità a livello nazionale e dell’UE.

οNella fase operativa, l’ACER raccoglie e analizza i dati secondo un approccio a quattro fasi: la sorveglianza, l’indagine preliminare di eventi anomali, lo studio di casi e l’applicazione. L’ACER raccoglie i dati direttamente dagli operatori di mercato e dai soggetti terzi.

53

L’ACER e i regolatori di quattro dei sei Stati membri visitati ai fini dell’audit hanno dichiarato che non sono pienamente preparati per dare esecuzione al REMIT. Una ANR bulgara ha indicato che, poiché attualmente non esiste una borsa dell’energia nel loro paese, il REMIT non è applicabile.

54

Le borse ben funzionanti hanno meccanismi di trasparenza interna concepiti per evitare manipolazioni del mercato. Tali servizi potrebbero fornire contributi all’ACER e ai regolatori nel quadro del REMIT. Meccanismi di compravendita meno trasparenti, come la compravendita tra imprese e i mercati di eccedenze, non dispongono ancora di meccanismi di controllo funzionanti. Di conseguenza, anche dopo che il regolamento REMIT sarà entrato completamente in vigore, possono permanere i rischi di manipolazione del mercato e di scambio irregolare di informazioni.

Anche se sono stati compiuti progressi nell’unificazione dei mercati in Europa, gli effetti complessivi sui prezzi determinati dal mercato interno dell’energia non si sono ancora palesati

55

Il terzo pacchetto «Energia» tratta i mercati dell’energia elettrica e del gas in modo simile. Analogamente, i modelli che sono stati sviluppati per i due mercati sono simili, nella misura in cui prevedono l’accesso all’energia da fonti diverse e l’esistenza di concorrenza sui prezzi in ogni settore di mercato (cfr. paragrafo 12).

56

I prezzi all’ingrosso piuttosto che i prezzi al dettaglio dovrebbero essere utilizzati per confrontare i livelli dei prezzi dell’energia tra gli Stati membri, in quanto i prezzi al dettaglio sono comprensivi di tasse, altri oneri e sconti che variano tra uno Stato membro e l’altro. I prezzi medi pagati dai clienti domestici e industriali sono significativamente diversi dai prezzi all’ingrosso (cfr. allegato I).

57

Uno degli indicatori di un mercato interno dell’energia ben funzionante sarebbe la relativamente modesta differenza dei prezzi all’ingrosso dell’energia tra i paesi limitrofi e all’interno delle regioni. Significative differenze dei prezzi all’ingrosso indicherebbero la mancata realizzazione dei potenziali vantaggi economici che potrebbero fornire i mercati aperti e le capacità di interconnessione.

58

I prezzi dell’energia all’ingrosso e al dettaglio sono regolamentati in alcuni Stati membri, e questo può avere un effetto sull’entità delle differenze di prezzo tra gli Stati membri (cfr. paragrafi 45 e 46).

59

I prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica non sono convergenti tra gli Stati membri. Come illustrato nella figura 3, i prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica variano ampiamente in tutta l’UE. Il prezzo all’ingrosso più alto è superiore di oltre l’85 % al più basso³⁸. Differenze sostanziali si possono osservare tra alcuni Stati membri limitrofi. Ad esempio, tra l’Estonia e la Lettonia o tra la Repubblica ceca e la Polonia.

Figura 3

Confronto dei prezzi medi all’ingrosso per il carico di base di energia elettrica nel 2014 negli Stati membri con borse

Nota: Le informazioni sui prezzi non sono disponibili per Bulgaria, Croazia, Cipro, Lussemburgo e Malta.

Fonte: Corte dei conti europea, sulla base dei dati della Commissione europea.

60

In termini economici di mercato, affinché la convergenza dei prezzi si realizzi nella pratica, sono essenziali tre condizioni:

a)gli Stati membri devono impegnarsi per garantire lo sviluppo di mercati liberalizzati e concorrenziali (cfr. paragrafo 39);

b)i meccanismi di compravendita usati negli Stati membri devono essere compatibili a livello transfrontaliero. Se uno degli Stati membri utilizza un modello tra imprese e l’altro partecipa a una borsa regionale, l’efficace accoppiamento dei mercati è impossibile (cfr. paragrafo 44);

c)deve essere resa disponibile una capacità sufficiente delle reti di trasmissione a livello transfrontaliero, ma anche all’interno degli Stati membri.

61

La maggior parte degli Stati membri che utilizza una qualche forma di borsa come meccanismo di compravendita è coinvolta nell’accoppiamento dei mercati del giorno prima³⁹. Tuttavia, questo non ha portato a prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica completamente convergenti, in quanto tali Stati membri non necessariamente utilizzano gli stessi meccanismi di compravendita e le interconnessioni tra gli Stati membri e all’interno di essi sono limitate. Come si evince dalla figura 3, le differenze di prezzo perdurano tra questi Stati membri.

62

Gli interconnettori agevolano l’accoppiamento dei mercati nazionali dell’energia, il che in teoria dovrebbe avere un’incidenza sui prezzi dell’energia, consentendo effetti sul mercato transfrontaliero. L’UE ha fissato un obiettivo per la capacità delle interconnessioni di energia elettrica a livello transfrontaliero pari ad almeno il 10 % della capacità di produzione di energia elettrica installata in un determinato Stato membro⁴⁰ (cfr. anche paragrafo 75). Tuttavia, il raggiungimento del tasso di interconnessione del 10 % non ha necessariamente comportato la convergenza dei prezzi.

63

Il tasso di interconnessione necessario per ottenere un’effettiva convergenza dei prezzi varia a causa delle necessità del mercato e delle circostanze specifiche negli Stati membri e nelle regioni circostanti. La capacità di interconnessione per conseguire la convergenza dei prezzi dell’energia elettrica potrebbe essere molto superiore al 10 %, ma in certe situazioni, in particolare tra i grandi mercati, la capacità di interconnessione necessaria potrebbe essere inferiore. Ad esempio, secondo la tabella 5, il tasso di interconnessione del Portogallo è inferiore al 10 % ma, come indicato nella figura 3, non vi è alcuna significativa differenza di prezzo con la vicina Spagna. Ulteriori esempi del rapporto tra convergenza dei prezzi e tale obiettivo di interconnessione sono indicati nel riquadro 5.

Riquadro 5

Convergenza dei prezzi dell’energia elettrica e obiettivo di interconnessione del 10 % per l’energia elettrica

Estonia e Lettonia hanno capacità di interconnessione che attualmente si attesta a circa il 60 % della capacità di produzione estone e al 33 % della capacità lettone. Pertanto il tasso di interconnessione è ben al di sopra dell’obiettivo del 10 %, ma le differenze di prezzo rimangono significative.

La Polonia ha sufficienti capacità di interconnessione con i paesi limitrofi. Se si escludono le interconnessioni con i paesi non membri dell’UE — Bielorussia e Ucraina —, la capacità di interconnessione è al 15 % della capacità di produzione disponibile. Tuttavia, le linee transfrontaliere esistenti, con una capacità complessiva di 5 GW, sono in gran parte indisponibili per gli scambi commerciali a causa di restrizioni fissate dal GST polacco per far fronte agli afflussi di energia non previsti provenienti dalla Germania.

Questi afflussi non previsti sono dovuti a grandi capacità di produzione di energia elettrica mediante impianti eolici nella Germania settentrionale e a una capacità di trasmissione limitata all’interno della Germania. Poiché non può essere trasportata all’interno della Germania, l’energia elettrica può passare nelle reti dei paesi confinanti, creando i cosiddetti «flussi di ricircolo». Per far fronte a questi potenziali flussi, il GST polacco lascia aperta solo una piccola capacità di interconnessione con la Germania per la compravendita di energia elettrica.

L’unica interconnessione pienamente operativa che incide sul prezzo dell’energia elettrica in Polonia è il collegamento SwePol con la Svezia (600 MW), che rappresenta circa l’1,6 % della capacità totale nazionale disponibile di produzione di energia elettrica in Polonia (cfr. riquadro 7).

64

Alcuni Stati membri, anche se impegnati ad attuare le riforme legate al mercato interno dell’energia, non consentono ancora la determinazione dei prezzi dell’energia in funzione delle dinamiche della domanda e dell’offerta. La regolamentazione dei prezzi dell’energia all’ingrosso era utilizzata in uno degli Stati membri interessati dall’audit e le diverse forme di regolamentazione dei prezzi al dettaglio erano utilizzate in quattro Stati membri presenti nel campione di audit.

La piena attuazione del modello di riferimento per il gas può avere solo un effetto limitato sui prezzi medi all’ingrosso del gas

65

Il modello di riferimento per il gas prevede la necessità di operare compravendite tramite hub (cfr. paragrafo 12). Attualmente, solo sette Stati membri dispongono di tariffari per gli hub⁴¹. In altri Stati membri, la compravendita di gas avviene utilizzando modelli di compravendita tra imprese con contratti di esclusiva per l’utilizzo delle capacità dei gasdotti, in base ai quali i produttori di gas si impegnano a fornire quantitativi di gas specifici a un prezzo fisso. Questo prezzo fisso è quindi la base per il prezzo all’ingrosso in un paese.

66

È possibile quindi che per il gas i meccanismi di compravendita tramite hub e quelli tra imprese operino in parallelo all’interno di uno Stato membro. Ad esempio, in Italia vi è un hub del gas e i suoi fornitori sono vincolati da quattro distinti contratti tra imprese. D’altra parte, l’Estonia e la Lettonia hanno ciascuna una singola fonte di gas con contratti tra imprese in cui è stabilito il prezzo⁴².

67

Gli hub dipendono dall’esistenza di più di una fonte di approvvigionamento di gas, fornito via interconnessioni o da altre fonti, come il GNL. Lo sviluppo della compravendita competitiva basata sugli hub in tutta l’UE richiederebbe notevoli investimenti nelle infrastrutture per agevolare le forniture di gas da fonti alternative. Se tali significativi costi di investimento dovessero essere recuperati con aumenti delle tariffe di rete nel corso del tempo, la motivazione economica per cercare di sviluppare la compravendita basata sugli hub in tutta l’UE potrebbe essere limitata, soprattutto alla luce del fatto che i prezzi medi basati sugli hub sono inferiori solo del 10 % rispetto alla media dei prezzi tra imprese⁴³.

68

Inoltre, la compravendita in condizioni di concorrenza tramite hub richiede un’offerta sufficiente proveniente da diverse fonti di gas. Tuttavia, anche se l’esistenza di diversi fornitori di gas della stessa fonte nazionale potrebbe creare una concorrenza sui margini, non garantirebbe necessariamente i benefici della sicurezza dell’approvvigionamento, perché l’interruzione di quella unica fonte nazionale potrebbe avere un impatto su tutte le rotte di approvvigionamento che ne derivano.

69

Anche tutti questi elementi devono essere presi in considerazione nel contesto di una significativa incertezza sulla futura domanda di gas in Europa. Tra il 2010 e il 2013, come mostrato nella figura 4, la domanda di gas aggregata nell’UE è diminuita del 14 % e anche le previsioni della Commissione indicano che la domanda di gas non dovrebbe aumentare. Questo rende cauti i potenziali investitori in merito ad impegni di investimento futuri.

70

La Commissione non dispone di una propria struttura interna funzionante per elaborare proiezioni della domanda di gas nell’UE, si avvale invece delle previsioni fornite da un contraente esterno (cfr. paragrafo 83). La figura 4 mostra anche che la Commissione ha costantemente sovrastimato la domanda di gas durante il periodo in questione e deve ripristinare la credibilità delle previsioni che utilizza.

Figura 4

Consumo di gas nell’UE a 27 (2000-2013) e previsioni della Commissione fino al 2030

Nota: Tutte le previsioni riguardano il consumo dell’UE a 27 a intervalli di cinque anni (2005, 2010, 2015 ecc.). Gli ultimi dati disponibili di Eurostat per il consumo effettivo di gas risalgono al 2013.

Fonte: Corte dei conti europea, sulla base delle previsioni semestrali riguardanti l’energia formulate da Eurostat e dalla Commissione europea e pubblicate tra il 2003 e il 2013.

71

Vi sono metodi alternativi per introdurre la concorrenza sui mercati del gas che, pur non introducendo tariffari basati sugli hub, concorrenziali e pienamente funzionali, apporterebbero una maggiore sicurezza dell’approvvigionamento energetico. Ciò potrebbe essere conseguito fornendo una fonte alternativa che inciderebbe sul prezzo praticato dall’altro fornitore di gas. Il terminale GNL in Lituania è un esempio di come potrebbe essere realizzato un tale effetto sui prezzi, garantendo al contempo anche la disponibilità di un approvvigionamento alternativo in caso di interruzione delle attività dei gasdotti nella regione baltica (cfr. riquadro 6).

Riquadro 6

«Independence»: il terminale GNL di Klaipėda, Lituania

Il terminale GNL galleggiante «Independence» è stato installato nel porto di Klaipėda nel novembre 2014. Si tratta di un’imbarcazione-terminale norvegese concessa in leasing alla Lituania per un periodo di 10 anni, con un successivo diritto di acquisto da parte della Lituania. Il terminale, in grado di fornire 3,8 miliardi di m³ di gas all’anno, ha aumentato notevolmente la sicurezza dell’approvvigionamento di gas della Lituania e la concorrenza tra i fornitori di gas in tutta la regione.

Secondo l’ANR lituana, dopo il completamento delle principali opere per il terminale GNL nel 2014, l’altro fornitore di gas per la Lituania, ancor prima che il terminale GNL fosse pienamente operativo, ha offerto una riduzione del prezzo all’importazione del gas del 21 %, arrivando a circa 28,6 euro per MW/h.

© Hoëgh LNG

Foto 1 — Arrivo del terminale GNL galleggiante «Independence» al porto di Klaipėda

Le infrastrutture energetiche in Europa non sono in genere ancora concepite per mercati completamente integrati e quindi attualmente non forniscono un’effettiva sicurezza dell’approvvigionamento energetico

72

Per il funzionamento del mercato interno dell’energia sono necessarie infrastrutture adeguate, tanto quanto le strutture di mercato e una regolamentazione efficace. In questa sezione della relazione:

a)si valuta se le infrastrutture energetiche nell’UE siano attualmente ideate per lo sviluppo del mercato interno dell’energia;

b)si valuta se l’infrastruttura sia stata sviluppata sulla base di una valutazione completa delle necessità;

c)si esamina la cooperazione necessaria per realizzare progetti infrastrutturali.

Le infrastrutture all’interno di molti Stati membri e tra di essi non sono ancora adatte al mercato interno dell’energia

L’infrastruttura energetica all’interno di uno Stato membro può incidere sui mercati dell’energia in altri Stati membri

73

Le caratteristiche delle infrastrutture energetiche in uno Stato membro possono, in pratica, dar luogo a vincoli sul flusso di energia elettrica e di gas tra Stati membri limitrofi e altri Stati membri. Tali situazioni sono state rilevate durante l’audit, come di seguito descritto:

a)insufficiente capacità di assorbimento. Questo problema può emergere quando l’infrastruttura all’interno di uno Stato membro ha una capacità insufficiente a consentire l’importazione e l’esportazione tra i mercati nazionali confinanti. Questo si verifica quando le reti di trasmissione nazionali sono sovraccariche, quando le reti elettriche non hanno sufficiente frequenza o i sistemi a gas sono privi di capacità inutilizzata e/o pressione (cfr. esempi nel riquadro 7.

Riquadro 7

Esempi di insufficiente capacità di assorbimento delle infrastrutture di trasmissione nazionali

L’interconnettore SwePol tra la Polonia e la Svezia, con 600 MW di capacità installata, commissionato nel 2000, non viene utilizzato a pieno regime, nonostante vi siano differenze significative nei prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica tra i mercati dei due Stati membri. Secondo il GST polacco, l’infrastruttura di trasmissione dell’energia elettrica nel nord della Polonia non dispone di capacità sufficiente per ricevere questo quantitativo di elettricità in Polonia per poi distribuirlo all’interno della rete nazionale. Nel corso del 2014, la capacità offerta sul mercato era compresa tra 273 MW e 424 MW, ossia significativamente inferiore alla capacità massima dell’interconnettore.

L’Estonia ha interconnettori di gas verso paesi terzi e verso la Lettonia, e la pressione del suo sistema è garantita da stazioni di pompaggio dislocate in Lettonia. Un nuovo gasdotto sottomarino è previsto tra l’Estonia e la Finlandia. Affinché il gas fluisca in questo gasdotto, la pressione del gas nel sistema estone dovrebbe essere incrementata mediante la costruzione di una stazione di pompaggio in Estonia o potenziando la stazione di pompaggio lettone.

b)capacità insufficiente a consentire il transito di energia. Alcuni Stati membri sono diventati, o sono destinati a diventare, i cosiddetti corridoi per il transito di energia. Questi sono situati tra gli Stati membri ricchi di risorse energetiche che potrebbero esportare il gas o l’energia elettrica a prezzi concorrenziali e gli Stati membri che potrebbero trarre beneficio da questo flusso. Il transito dell’energia attraverso uno Stato membro richiede una capacità che non è pienamente utilizzata dalla domanda interna. Alcuni paesi di transito non dispongono di tale capacità e questo può comportare una congestione (cfr. esempi nel riquadro 8). Il problema opposto si può verificare quando i gasdotti sono riservati a contratti a lungo termine per il transito e non sono disponibili per uso interno (cfr. pparagrafo 111).

Riquadro 8

Sfide poste dal transito di energia

La Svezia è un paese di transito per l’energia elettrica norvegese destinata a Finlandia, Danimarca, Germania e Polonia. Ha investito in interconnessioni che facilitano tale flusso. Tuttavia, la congestione interna in Svezia non ha permesso l’esportazione stabile in Danimarca. Pertanto, nel 2011, a seguito di una richiesta della Danimarca trasmessa alla Commissione europea, la Svezia ha riorganizzato il suo mercato dell’energia elettrica in quattro zone di compravendita. Ciò ha contribuito a individuare le aree di congestione e ciò ha condotto al potenziamento della rete.

La Francia dovrebbe agire come paese di transito di modo che il gas fluisca tra la penisola iberica e il resto d’Europa. Tuttavia, questo non sarebbe attualmente possibile a causa delle condizioni di mercato prevalenti, della congestione della rete nel sud della Francia e dei problemi legati ai flussi di gas tra il nord e il sud del paese.

Anche nel settore dell’energia elettrica, oltre alla limitata disponibilità di collegamenti fisici tra Spagna e Francia, un altro importante ostacolo all’integrazione di Spagna e Portogallo per il mercato interno dell’energia è la necessità di potenziare i sistemi di rete elettrica interna sia in Spagna sia in Francia, altrimenti non sarà possibile trasportare energia elettrica tra la penisola iberica e l’Europa centrale.

Permangono lacune nelle infrastrutture transfrontaliere tra Stati membri

74

I problemi connessi alla capacità degli interconnettori transfrontalieri diventano evidenti man mano che la domanda di compravendita dell’energia tra Stati membri aumenta. Non esiste un’unica analisi completa dello stato delle lacune infrastrutturali transfrontaliere all’interno dell’UE (cfr. paragrafo 82). Anche se non esiste una valutazione strategica delle necessità, gli obiettivi relativi all’interconnessione dell’energia elettrica e del gas sono stati definiti a livello dell’UE.

75

L’obiettivo di interconnessione elettrica del 10 %⁴⁴ è stato stabilito dal Consiglio europeo nel 2002⁴⁵. Tuttavia vi sono Stati membri che hanno una scarsa o nessuna interconnessione elettrica con gli Stati vicini e, al giugno 2015, 12 Stati membri si trovavano al di sotto dell’obiettivo di interconnessione del 10 % (cfr. tabella 5). Come sottolineato al paragrafo 62, il raggiungimento dell’obiettivo di interconnessione del 10 % non significa necessariamente che la convergenza dei prezzi sia raggiunta nei mercati dell’energia elettrica degli Stati membri limitrofi.

Tabella 5

I rapporti di interconnessione elettrica degli Stati membri dell’UE nel 2014

Rapporto di interconnessione elettrica superiore al 10 % |  | Rapporto di interconnessione elettrica inferiore al 10 %
Stato membro | % |  | Stato membro | %
Lussemburgo | 245 |  | Irlanda | 9
Croazia | 69 |  | Italia | 7
Slovenia | 65 |  | Portogallo | 7
Slovacchia | 61 |  | Romania | 7
Danimarca | 44 |  | Regno Unito | 6
Finlandia | 30 |  | Estonia | 4
Ungheria | 29 |  | Lettonia | 4
Austria | 29 |  | Lituania | 4
Svezia | 26 |  | Spagna | 3
Paesi Bassi | 17 |  | Polonia | 2
Belgio | 17 |  | Cipro | 0
Repubblica ceca | 17 |  | Malta | 0
Bulgaria | 11 |  |  |
Grecia | 11 |  |  |
Germania | 10 |  |  |
Francia | 10 |  |  |

Nota: I tre paesi baltici sono considerati come una regione, anche se singolarmente soddisfano l’obiettivo del 10 %.

Fonte: Comunicazione della Commissione al Parlamento europeo e al Consiglio «Raggiungere l’obiettivo del 10 % di interconnessione elettrica».

76

Alcuni Stati membri, come Cipro, sono vere e proprie isole di energia elettrica, a partire dalle quali lo sviluppo delle interconnessioni è molto complesso. Alcuni Stati membri hanno un basso rapporto di interconnessione perché limitano lo sviluppo o l’uso di dispositivi di interconnessione (cfr. riquadro 5).

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La regola N–1 per il gas⁴⁶, introdotta nel 2010 dal regolamento sulla sicurezza dell’approvvigionamento di gas, mira a garantire che vi siano fornitori alternativi di gas disponibili in tutti i mercati. Questa regola avrebbe dovuto essere rispettata entro il dicembre 2014. Per valutare se uno Stato membro si sia conformato alla regola o meno, ci si basa su un calcolo che raffronta la rilevanza del più grande punto di ingresso del gas con la rilevanza di tutti gli altri punti di ingresso verso detto Stato membro considerati insieme. È possibile adempiere alla regola N–1 a livello regionale se gli Stati membri in questione stabiliscono una valutazione congiunta del rischio ed elaborano un piano comune d’azione preventiva e di emergenza. Secondo la Commissione, sulla base dei dati forniti dagli Stati membri, al dicembre 2014 sei dei 26 Stati membri dell’UE non soddisfacevano la regola N–1⁴⁷.

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Al fine di soddisfare la regola N–1, la capacità di flusso inverso è stata installata in alcuni gasdotti esistenti. Dei sei Stati membri oggetto del presente audit, quattro⁴⁸ hanno dotato di uno o più dispositivi di interconnessione del gas di capacità di flusso inverso, in modo che il gas possa fluire in entrambe le direzioni. Tuttavia, queste capacità di flusso inverso non hanno avuto praticamente alcun impatto sul funzionamento dei mercati del gas, perché sono destinate principalmente all’uso durante l’interruzione dell’approvvigionamento.

79

Analogamente all’obiettivo del 10 % per l’energia elettrica, la regola N–1 è di limitata utilità per l’analisi delle necessità in termini di infrastrutture del gas, perché se il punto di ingresso alternativo fornisce il gas dalla stessa fonte nazionale del principale punto di ingresso non aumenta necessariamente la concorrenza e ha un modesto impatto sulla sicurezza dell’approvvigionamento energetico. Ad esempio, la Finlandia e la Lettonia, anche se dispongono ciascuna di più di un punto di ingresso, continuano in realtà a dipendere da un unico fornitore di gas, poiché tutto il gas che entra in questi punti proviene dalla stessa fonte nazionale.

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Poiché la costruzione di infrastrutture per il gas spesso comporta un investimento significativo, non sempre vi è una forte giustificazione economica per costruire interconnessioni di gasdotti con fornitori diversi (cfr. anche paragrafi 67 e 69). A fronte di tale scenario, alcuni Stati membri stanno prendendo in considerazione il merito comparativo di approcci alternativi allo sviluppo dei propri mercati del gas, come ad esempio l’installazione di terminali GNL. Progetti riguardanti terminali GNL sono in fase di pianificazione o di definizione da parte di, fra gli altri, Lituania (cfr. riquadro 6), Polonia, Estonia, Finlandia, Svezia e Croazia.

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Tuttavia, alcuni Stati membri continuano a prendere in considerazione sviluppi ambiziosi nei loro sistemi di gas, fra cui la costruzione di nuove infrastrutture per il gas, al fine di creare hub del gas. Ad esempio, nonostante il calo dei consumi interni di gas⁴⁹, Bulgaria e Polonia si stanno entrambe preparando alla creazione di hub del gas.

Non è stata svolta alcuna valutazione generale delle necessità a livello dell’UE che fornisse da base per la definizione delle priorità in termini di investimenti nelle infrastrutture energetiche nell’UE

Non esiste una valutazione esaustiva delle necessità in termini di infrastrutture a livello UE

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Una valutazione completa delle necessità infrastrutturali a livello dell’UE è necessaria per indirizzare lo sviluppo del mercato interno dell’energia e la sicurezza dell’approvvigionamento energetico, nonché altri impegni politici dell’UE per i quali il settore energetico svolge un ruolo importante, in particolare quelli relativi all’azione per il clima. Inoltre, con significative necessità di investimenti nelle infrastrutture energetiche in tutta l’UE, tale valutazione è anche uno strumento fondamentale per indirizzare le decisioni riguardanti l’assegnazione dei limitati fondi UE e di altri fondi disponibili. La Commissione non ha sviluppato un piano completo di questo tipo in grado di far confluire i contributi politici a livello dell’UE in un piano di sviluppo a lungo termine delle infrastrutture di trasmissione.

83

Un contributo indispensabile per guidare una valutazione completa del genere sarebbe un sofisticato modello di sviluppo del mercato in grado di descrivere le previsioni riguardanti le necessità infrastrutturali in vari scenari di politica e di mercato, compresa una valida serie di scenari relativi alla domanda (cfr. paragrafo 70). Allo stato attuale, la Commissione non dispone di uno strumento di modellizzazione interno, né ha accesso a questo tipo di strumento presso l’ACER. A oggi, la Commissione ha fatto ricorso a un contraente esterno per la modellizzazione del mercato dell’energia, mentre l’ACER si avvale della modellizzazione della REGST dell’energia elettrica e della REGST del gas.

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Non disporre di una tale valutazione delle necessità come base per indirizzare in modo mirato i fondi dell’UE potrebbe portare a finanziare progetti in tutta l’UE che non sono necessari per soddisfare la domanda di energia prevista o che hanno un potenziale limitato per garantire i benefici della sicurezza dell’approvvigionamento energetico. Ad esempio, anche se la capacità del terminale GNL di Klaipėda (cfr. riquadro 6) è sufficiente a soddisfare la domanda di gas in diminuzione dei tre paesi baltici⁵⁰, un terminale GNL regionale aggiuntivo nella regione lungo la costa orientale del Mar Baltico, da costruire in Finlandia o in Estonia, è incluso nel piano BEMIP⁵¹ (cfr. riquadro 9) e figura nell’elenco dei progetti di interesse comune (cfr. riquadro 12).

Gli strumenti di pianificazione utilizzati per indirizzare la pianificazione degli investimenti presentano dei limiti

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In assenza di una valutazione completa, la Commissione si è affidata a una serie di strumenti di pianificazione delle infrastrutture più specifici, fra cui:

οelenchi di progetti di interesse comune (PIC) (cfr. analisi nel paragrafo 103);

οpiani decennali di sviluppo della rete (PDSR).

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Anche se forniscono una panoramica sugli investimenti previsti dai GST nazionali dell’energia elettrica e del gas, i PDSR non presentano il quadro completo degli investimenti, in termini di politiche a livello dell’UE e di necessità di sviluppo del mercato, in quanto:

οnon si basano su una valutazione globale dell’UE che tenga conto di una serie di obiettivi politici dell’UE;

οnon tengono in debita considerazione i futuri investimenti infrastrutturali previsti da enti privati né la produzione futura di energia;

οle autorità di regolamentazione nazionali non svolgono un ruolo di peso nella valutazione delle proposte per il PDSR;

οnon sempre sono coerenti con i piani nazionali di investimento nelle infrastrutture energetiche. L’ACER ha individuato 51 progetti nazionali nel PDSR 2012 della REGST dell’energia elettrica, che non erano inclusi nei piani di sviluppo nazionali⁵².

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La Commissione riconosce che le notifiche che riceve dagli Stati membri circa la capacità esistente e prevista di trasmissione di energia elettrica spesso non sono in linea con i PDSR. Pertanto, non è in grado di trarre conclusioni definitive e fare una valutazione adeguata dei futuri divari tra le infrastrutture energetiche e la loro potenziale capacità di soddisfare la domanda⁵³. L’ACER, che monitora la loro attuazione, ha anche espresso preoccupazioni su una serie di questioni pratiche riguardanti i PDSR⁵⁴.

Lo sviluppo di infrastrutture transfrontaliere richiede la cooperazione tra Stati membri limitrofi

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Una cooperazione regionale funzionante e la percezione delle rispettive necessità di sviluppo sono condizioni indispensabili per la realizzazione di qualsiasi progetto infrastrutturale transfrontaliero. Tuttavia, in pratica, le iniziative di progetti transfrontalieri possono trovarsi di fronte una serie di problematiche, fra cui il fatto che una o entrambe le parti in causa non percepiscano come necessari i progetti, difficoltà nell’ottenere tutte le autorizzazioni connesse alla pianificazione, così come il finanziamento equo dei progetti relativi alle infrastrutture energetiche o la ripartizione delle spese, spesso elevate, tra le parti. Tuttavia, ci sono alcuni esempi di cooperazione efficace nell’UE che hanno gettato le basi per lo sviluppo di infrastrutture comuni e lo sviluppo del mercato.

La cooperazione regionale nel settore energetico sta emergendo

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Nel settore dell’energia, la cooperazione regionale tra due o più Stati membri è il risultato di iniziative di natura politica o tecnica.

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Fra le iniziative politiche, un esempio attuale degno di nota è il piano di interconnessione del mercato dell’energia del Baltico (BEMIP), cfr. riquadro 9. Un’altra iniziativa regionale sta emergendo nella forma di un forum per l’energia dell’Europa sudorientale e centrale. Vi sono stati anche impegni politici comuni per lo sviluppo delle infrastrutture, come la dichiarazione di Madrid⁵⁵, iniziative di cooperazione regionale, quale ad esempio il Coreso⁵⁶, e i gruppi per la sicurezza dell’approvvigionamento energetico, come il gruppo di coordinamento del gas baltico e finlandese. Tali raggruppamenti, spesso formati con la partecipazione della Commissione, sono sovente formalizzati mediante accordi ad alto livello politico tra gli Stati membri. Talvolta si estendono a specifici accordi di progetto, ad esempio il collegamento di energia elettrica Spagna-Francia aperto di recente (cfr. riquadro 10 e paragrafo 93).

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Le iniziative di cooperazione tecnica sono per lo più quelle lanciate nel quadro del CEER⁵⁷ e dell’ACER, come ad esempio i gruppi che prendono in considerazione lo sviluppo di codici di rete (cfr. anche allegato III). Questi raggruppamenti possono anche portare alla creazione di nuove forme di cooperazione regionale, come le iniziative regionali di coordinamento della sicurezza⁵⁸.

Riquadro 9

Cos’è il piano di interconnessione del mercato dell’energia del Baltico (BEMIP)?

Il piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico (BEMIP) è stato approvato dai capi di Stato di Lituania, Polonia, Lettonia, Danimarca, Estonia, Svezia, Finlandia e Germania e dal presidente della Commissione europea il 17 giugno 2009.

L’obiettivo del piano BEMIP è l’integrazione di Estonia, Lettonia e Lituania nei mercati europei dell’energia, per porre fine al loro status di isole energetiche e liberalizzare i loro mercati dell’energia per prepararli all’adesione alla borsa comune dell’energia elettrica. Il piano prevede anche una serie di progetti infrastrutturali, che vanno dai parchi eolici danesi del Mare del Nord allo sviluppo della rete del gas in Estonia. L’interconnettore di energia elettrica EstLink2 tra Estonia e Finlandia, che era incluso nel BEMIP, è stato costruito con il sostegno finanziario dell’UE e ha già avuto un impatto sul mercato dell’energia elettrica in Estonia (cfr. riquadro 13).

Il BEMIP è ancora in fase di attuazione. Ad esempio, i prezzi al dettaglio di gas e di energia elettrica sono ancora regolamentati in Lituania e alcuni progetti infrastrutturali non sono stati realizzati, come il terminale GNL regionale baltico, la cui costruzione è prevista in Finlandia o in Estonia.

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La Commissione promuove la cooperazione nelle infrastrutture tra gli Stati membri e intende diffondere ciò che considera una buona pratica nell’ambito del BEMIP in altre regioni, come ad esempio nell’Europa centrale e sudorientale e nella penisola iberica. Per quanto riguarda quest’ultima, la cooperazione nel settore energetico tra Francia, Portogallo e Spagna è stata recentemente dichiarata e concordata al più alto livello politico.

93

Nel periodo 2007-2013, la Commissione ha anche nominato quattro coordinatori con l’obiettivo di facilitare gli accordi tra Stati membri per la costruzione di elementi specifici di infrastrutture transfrontaliere⁵⁹. Il lavoro del coordinatore per rafforzare l’interconnessione energetica tra Francia e Spagna ha riguardato l’interazione con i politici nazionali e locali e le parti interessate, nonché l’individuazione della necessità di soluzioni tecniche. Ciò ha contribuito alla definizione di un progetto di interconnessione elettrica che è stato successivamente realizzato con il sostegno dei fondi dell’UE⁶⁰ (cfr. riquadro 10).

La ripartizione transfrontaliera dei costi è complessa

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I progetti transfrontalieri in materia di energia prevedono la costruzione di infrastrutture in almeno due Stati membri. La ripartizione dei costi di costruzione di tali progetti è un processo complesso, in cui gli Stati membri interessati cercano di fare in modo che i costi da loro sostenuti siano commisurati ai benefici futuri che dovrebbero ottenere. Le complessità sorgono in particolare per i progetti in cui sono coinvolti più di due Stati membri e/o in cui non è ovvio in che modo e per chi sono attesi benefici futuri.

Riquadro 10

Progetto di interconnessione elettrica Spagna-Francia

Il progetto di interconnessione elettrica Francia-Spagna prevedeva la costruzione di una connessione a corrente continua ad alta tensione di 2 000 MW tra i due paesi. L’interconnettore di 64,5 km si estende per 33,5 km in Francia, 31 km in Spagna e attraversa i Pirenei grazie a un tunnel di 8,5 km.

La necessità di questa interconnessione è stata individuata nel 1978, e tra il 1998 e il 2006 sono stati condotti studi tecnici. Promossa dal coordinatore europeo nel 2007 e nel 2008, la decisione circa l’ideazione del progetto è stata presa nel giugno 2008, quando i governi francese e spagnolo hanno firmato un accordo. I costi del progetto sono stati ripartiti in parti uguali tra Francia e Spagna, con un contributo da parte dell’UE. La costruzione è stata iniziata nel settembre 2011 e la consegna tecnica è stata completata nel dicembre 2014. L’interconnettore doveva entrare in servizio nel giugno 2015, ma al 30 giugno 2015 ciò non era ancora avvenuto.

Il costo complessivo del progetto è stato pari a 721 milioni di euro, di cui 225 milioni di euro forniti dall’EEPR. La costruzione sotterranea dell’interconnessione attraverso i Pirenei ha incrementato il costo di 10 volte rispetto al costo stimato per un cavo di superficie. Tale costruzione è stata giudicata necessaria principalmente a causa di specifiche valutazioni ambientali ed è stata definita come una soluzione eccezionale per una serie eccezionale di problemi inerenti al sito. Il collegamento ha raddoppiato il rapporto di interconnessione elettrica della Spagna dal 3 % al 6 % e fatto aumentare quello della Francia dal 10 % all’11 %.

© RTE, Philippe Grollier

Foto 2 — Sezione del cavo dell’interconnettore a corrente continua ad alta tensione in fase di installazione nel tunnel sotto i Pirenei

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La ripartizione transfrontaliera dei costi è pertinente nel quadro delle assegnazioni dei fondi dell’UE a titolo del meccanismo per collegare l’Europa. Il regolamento TEN-E prevede che le decisioni in merito alla ripartizione transfrontaliera dei costi siano prese dalle ANR degli Stati membri interessati. Se i promotori dei progetti negli Stati membri desiderano richiedere un finanziamento CEF ma le ANR non giungono a un accordo entro sei mesi, gli Stati membri possono rinviare il caso all’ACER, al fine di ottenere una decisione per risolvere la questione (cfr. esempio nel riquadro 11). Questo processo presenta i seguenti inconvenienti:

a)trovare un accordo tra le ANR e ottenere poi una decisione dall’ACER è dispendioso in termini di tempo, perché il processo richiede fino a un anno;

b)alcune parti criticano la metodologia utilizzata.

L’ottenimento delle autorizzazioni può essere problematico e comportare ritardi

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I progetti transfrontalieri devono spesso affrontare l’opposizione locale, dal momento che tali progetti possono essere percepiti come causa di interruzione delle attività locali e come apportanti benefici scarsi o nulli. In tale contesto, l’ottenimento delle autorizzazioni locali per la pianificazione è spesso un processo lungo e complesso, che i GST e i regolatori hanno evidenziato nel corso dell’audit quale causa non trascurabile di ritardi nell’attuazione dei progetti infrastrutturali. La Commissione riferisce che i ritardi derivanti impediscono la realizzazione entro il 2020 di circa il 50 % dei progetti di elettricità commercialmente validi⁶¹.

Riquadro 11

Ripartizione dei costi per il progetto riguardante l’interconnettore transfrontaliero LitPol

Il progetto Litpol riguarda la realizzazione di un interconnettore elettrico tra la Polonia e la Lituania al fine di ridurre l’isolamento dei tre paesi baltici dal mercato dell’energia dell’UE. Per i lavori relativi al progetto nel territorio della Lituania, l’ANR lituana ha chiesto alla Svezia un contributo di 47 milioni di euro in ragione dei benefici che, a sua detta, la Svezia otterrebbe come risultato del progetto. Né l’ANR né il GST svedesi erano d’accordo con la richiesta di contributo dell’ANR lituana e hanno esposto le loro ragioni all’ACER quando questa è stata chiamata a pronunciarsi sulla questione. L’ACER ha concordato con la Svezia, stabilendo, ai fini del finanziamento CEF, che la Lituania era l’unico paese a beneficiare del progetto e che la Svezia non avrebbe dovuto contribuire al progetto. Questa decisione ha consentito successivamente al GST lituano di presentare domanda per il finanziamento CEF (cfr. tabella 6). È stato necessario quasi un anno per portare a termine il processo decisionale.

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Il regolamento TEN-E del 2013 ha cercato di affrontare questi problemi mediante:

a)l’introduzione di un limite temporale complessivo di 3,5 anni per le procedure di autorizzazione;

b)l’obbligo imposto agli Stati membri di semplificare le procedure di autorizzazione ambientale;

c)l’obbligo imposto agli Stati membri di consolidare i poteri per il rilascio delle autorizzazioni o il coordinamento in una sola autorità, uno sportello unico, entro il novembre 2013. Al giugno 2015, tutti gli Stati membri hanno istituito sportelli unici e tutti tranne uno hanno pubblicato manuali per il rilascio delle autorizzazioni⁶². Gli sportelli unici sono però iniziative recenti ed è prematuro valutare se si stiano rivelando efficaci.

98

Il coordinatore europeo che ha lavorato all’interconnettore Francia-Spagna (cfr. riquadro 10) ha osservato che l’opposizione ai progetti infrastrutturali da parte delle comunità locali è meglio affrontata attraverso una comunicazione diretta e locale che evidenzi i benefici delle interconnessioni supplementari, soprattutto per i consumatori. In generale, accrescere le conoscenze dei consumatori sul modo in cui funzionano i mercati dell’energia potrebbe anche portare a comportamenti di consumo intelligenti e a una maggiore accettabilità dei progetti di interconnessione di questo tipo.

Il sostegno finanziario a carico del bilancio dell’UE nel settore delle infrastrutture energetiche ha contribuito solo in maniera limitata al mercato interno dell’energia e alla sicurezza dell’approvvigionamento energetico

99

L’UE ha stanziato 3,7 miliardi di euro per investimenti in infrastrutture energetiche mediante diversi strumenti per il periodo 2007-2013, e altri 7,35 miliardi di euro sono previsti per il periodo 2014-2020⁶³. Pur essendo ingenti, tali finanziamenti coprono solo circa il 5 % del fabbisogno stimato di investimenti infrastrutturali individuato nei PDSR per l’energia elettrica e il gas. I fondi UE disponibili devono dunque essere utilizzati in modo strategico, per i progetti più importanti, sulla base di una valutazione strategica delle necessità (cfr. paragrafo 83).

L’UE dispone di diversi strumenti di finanziamento a sostegno dei progetti relativi alle infrastrutture energetiche, ma nessuno di questi si prefigge come obiettivo primario il mercato interno dell’energia

Un’insufficiente attribuzione delle priorità ai progetti ha ridotto l’efficacia dei finanziamenti dell’UE per le infrastrutture energetiche

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Poiché le risorse UE per il finanziamento delle infrastrutture energetiche sono limitate, è importante disporre di mezzi per l’attribuzione di priorità ai progetti. Sebbene non vi sia alcuna valutazione delle necessità a livello dell’UE, la Commissione ha utilizzato diversi elenchi di progetti specifici come metodo per cercare di attribuire priorità agli investimenti a carico del bilancio dell’UE e individuare progetti ammissibili al finanziamento:

οelenco dei PIC secondo il regolamento TEN-E;

οelenco dei PIC fondamentali, presentato nella strategia di sicurezza energetica 2014;

οelenco dei progetti ammissibili al sostegno del programma energetico europeo per la ripresa (EEPR);

οelenco dei progetti ammissibili al sostegno del Fondo europeo per gli investimenti strategici.

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L’elenco dei PIC secondo il regolamento TEN-E è stato stilato in due fasi:

a)l’elenco iniziale dei PIC è stato redatto nel 2006. Comprendeva all’epoca 550 progetti di interesse europeo in tutti gli Stati membri, ma senza indicazioni chiare su quali progetti avrebbero dovuto essere prioritari ai fini del finanziamento dell’UE (cfr. riquadro 12);

Riquadro 12

In che modo un progetto di infrastrutture energetiche può ottenere lo status di PIC?

Il concetto di PIC esiste dall’inizio del programma relativo alle reti transeuropee. I PIC dovrebbero poter beneficiare di procedure più rapide e più efficienti per il rilascio delle autorizzazioni e di un migliore trattamento normativo.

Nell’ambito dell’attuale regolamento TEN-E, i PIC sono identificati all’interno di «corridoi prioritari»/aree prioritarie. Il processo di selezione dei progetti da inserire nell’elenco dei PIC è sviluppato sui PDSR elaborati dalla REGST del gas e dalla REGST dell’energia elettrica. Per figurare nell’elenco, un progetto deve presentare vantaggi significativi per almeno due Stati membri, contribuire all’integrazione del mercato e a una maggiore concorrenza, rafforzare la sicurezza dell’approvvigionamento e ridurre le emissioni di CO₂.

b)il regolamento TEN-E del 2013⁶⁴ ha istituito un quadro per la definizione delle priorità degli investimenti nelle infrastrutture energetiche mediante l’individuazione di 12 corridoi e aree prioritari⁶⁵. Il regolamento ha inoltre fornito orientamenti relativi all’individuazione e all’attuazione dei PIC. L’elenco dei PIC contenuto in detto regolamento comprendeva 248 progetti, di cui 132 riguardavano infrastrutture elettriche e 107 infrastrutture per il gas⁶⁶. L’elenco dei PIC in questo regolamento contiene meno progetti rispetto all’elenco dei PIC del 2006. Tuttavia, secondo l’articolo 4, paragrafo 4, del regolamento TEN-E, la Commissione non può elencare in ordine di priorità i progetti elencati per ciascun corridoio prioritario;

c)l’elenco dei PIC viene aggiornato ogni due anni e il prossimo aggiornamento è previsto nel novembre 2015.

102

Nel 2014, un successivo elenco recante 33 progetti è stato elaborato nel quadro della Strategia europea di sicurezza energetica⁶⁷, ove questi progetti erano definiti «PIC strategici». Questo elenco comprendeva circa 27 progetti relativi al gas e solo 6 all’energia elettrica, con un costo stimato di circa 17 miliardi di euro. La Commissione ha considerato questi progetti cruciali per migliorare la sicurezza dell’approvvigionamento e per collegare meglio i mercati dell’energia nel breve e medio termine.

103

Tutti questi elenchi sono stati sviluppati senza una chiara e sottesa valutazione analitica individuante i progetti cui dare priorità al fine di consentire all’UE di raggiungere i propri obiettivi riguardanti la politica in materia di energia (cfr. paragrafo 82). L’uso di tali elenchi come base per prendere decisioni sui finanziamenti dell’UE comporta una serie di rischi e, se la Commissione intende continuare a utilizzarli come mezzo per definire le priorità di investimento, deve tenere a mente tali rischi:

a)un elenco può includere così tanti progetti che il concetto di elenco che presenta i progetti prioritari è gravemente compromesso, poiché l’elenco non si concentra sul ristretto numero di progetti rispondenti alle necessità più urgenti dell’UE. I PIC TEN-E iniziali constavano di 550 progetti e, dopo essere stati razionalizzati nel 2006, i progetti erano ancora 248;

b)poiché viene compilato sulla base di proposte degli Stati membri, anziché elencare i progetti che rispondono palesemente alle necessità a livello dell’UE, un elenco potrebbe, in pratica, costituire solo un insieme eterogeneo di progetti che i promotori dei progetti negli Stati membri vorrebbero finanziare per ragioni interne;

c)alcuni progetti inclusi in tali elenchi possono essere già in corso o già conclusi con finanziamenti provenienti da altre fonti nazionali o private⁶⁸.

EEPR, CEF e FEIS non sono concepiti in primo luogo per migliorare il mercato interno dell’energia

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L’obiettivo iniziale del programma per l’energia EEPR era quello di finanziare progetti maturi per le infrastrutture energetiche che potessero ottenere crescita economica entro breve tempo. Pertanto, sviluppare il mercato interno dell’energia e garantire i benefici della sicurezza dell’approvvigionamento energetico non erano gli obiettivi primari del programma. Tutti gli Stati membri hanno ricevuto alcuni finanziamenti per i progetti relativi alle infrastrutture energetiche. Il programma non è in larga misura riuscito a raggiungere il suo obiettivo iniziale, consistente nell’ottenere crescita economica entro un breve lasso di tempo, dato che:

a)alcuni dei progetti cui sono stati assegnati i fondi non erano sufficientemente maturi. Sono stati cancellati progetti per un valore di 422 milioni di euro, ossia il 18,6 % del totale delle sovvenzioni dell’EEPR assegnate. Ad esempio, il gasdotto Nabucco, l’interconnettore per il gas ITGI-Poseidon, i gasdotti GALSI e i progetti rumeni concernenti il flusso inverso di gas;

b)vi sono stati notevoli ritardi nella realizzazione dei progetti e, di conseguenza, solo 1,1 miliardi di euro di pagamenti a titolo dell’EEPR sono stati eseguiti al 28 febbraio 2015. Ciò rappresenta il 48 % degli importi inizialmente stanziati.

105

L’obiettivo del meccanismo per collegare l’Europa (CEF) nel settore dell’energia è quello di fornire un sostegno alla realizzazione dei PIC. Solo i PIC che non sono commercialmente validi nell’ambito del quadro normativo vigente, integrati da ripartizioni dei costi transfrontaliere, sono ammissibili al finanziamento da parte del CEF. Esso fornisce sovvenzioni e altri strumenti finanziari per opere e studi tecnici necessari mediante inviti a presentare proposte.

106

Alcuni aspetti dell’ideazione del CEF limitano la sua potenziale capacità di sostenere lo sviluppo del mercato interno dell’energia:

a)la Commissione può finanziare solo i progetti presentati a seguito di inviti a presentare proposte. Ciò significa che la Commissione dispone di possibilità limitate per indirizzare i fondi su specifici PIC;

b)poiché la maturità rappresenta un importante criterio di assegnazione delle sovvenzioni, gli interventi più maturi hanno maggiori probabilità di essere finanziati. Tali progetti non necessariamente hanno il più alto impatto sullo sviluppo del mercato interno dell’energia;

c)dal momento che lo stato di attuazione del mercato interno dell’energia negli Stati membri non è uno dei criteri usati per la selezione dei progetti, la Commissione ha un margine d’azione limitato nell’utilizzare lo strumento CEF per incentivare le riforme relative al mercato interno dell’energia.

107

Tra il 2007 e il 2013, circa 1,3 miliardi di euro sono stati stanziati dai Fondi strutturali e di investimento europei (fondi SIE) per finanziare le infrastrutture di energia elettrica e gas. Tra il 2014 e il 2020, questa cifra dovrebbe salire a circa 2 miliardi di euro. Undici Stati membri hanno ricevuto finanziamenti tra il 2007 e il 2013; la Polonia è stata il maggior beneficiario, con il 63 % degli stanziamenti complessivi dei fondi SIE destinato alle infrastrutture energetiche.

108

La maggior parte di questi stanziamenti è stata utilizzata per le interconnessioni a livello regionale e il potenziamento delle infrastrutture energetiche esistenti all’interno di uno Stato membro. Alcuni sono stati utilizzati anche per la costruzione di interconnessioni transfrontaliere, terminali GNL e stoccaggi sotterranei di gas. Tra il 2014 e il 2020, sei Stati membri — Bulgaria, Repubblica ceca, Grecia, Lituania, Polonia e Romania — prevedono di avvalersi degli stanziamenti dei fondi SIE per investire in infrastrutture energetiche.

109

La selezione dei progetti a titolo dei fondi SIE spetta agli Stati membri. La Commissione approva soltanto i grandi progetti⁶⁹. Nel negoziare accordi di partenariato degli Stati membri e i programmi operativi per il periodo di finanziamento 2014-2020, la Commissione ha avuto l’opportunità di cercare di includere gli indicatori di performance relativi allo sviluppo del mercato interno dell’energia, ma questo non è accaduto. Gli investimenti in infrastrutture energetiche non sono una priorità dei fondi SIE. Essi rappresentano circa lo 0,5 % della dotazione complessiva del FESR, del Fondo di coesione e dell’FSE sia nel periodo 2007-2013 che nel periodo 2014-2020.

Molte infrastrutture energetiche cofinanziate dall’UE devono ancora avere un impatto sul mercato interno dell’energia

110

Nell’ambito dell’audit sono stati esaminati 15 progetti relativi a infrastrutture energetiche che hanno beneficiato del cofinanziamento dell’UE: 10 riguardano il gas e 5 l’energia elettrica (cfr. tabella 6). Abbiamo analizzato l’impatto potenziale dei progetti sul funzionamento del mercato interno dell’energia.

111

Di questi progetti, al luglio 2015:

a)un progetto ha avuto un impatto significativo sul mercato interno dell’energia: l’interconnettore elettrico EstLink 2 tra la Finlandia e l’Estonia è stato completato ed è pienamente operativo (cfr. riquadro 13).

b)un altro progetto significativo è stato completato ed è recentemente diventato disponibile per l’uso: l’interconnettore di energia elettrica Francia-Spagna (cfr. riquadro 10).

Riquadro 13

Il progetto Estlink 2 ha cambiato il mercato dell’energia elettrica nella regione

Il progetto Estlink 2 ha ricevuto 100 milioni di euro dall’EEPR. Lo scopo del progetto era quello di costruire un secondo interconnettore di energia elettrica tra la Finlandia e l’Estonia con una capacità di trasmissione di 650 MW. Questo progetto è andato a buon fine dopo aver superato problemi tecnici e altri tipi di ostacoli per essere completato e reso operativo. Sta producendo un effetto positivo sul mercato dell’energia elettrica, in particolare in Estonia, dove i prezzi dell’energia elettrica sono diventati meno volatili e convergono con quelli della Finlandia.

© Elering

Tabella 6

Elenco dei progetti esaminati ai fini dell’audit

Progetto
Status
(al giugno 2015)
Stati membri
Costo del progetto
(milioni di euro)
Cofinanziamento UE
(milioni di euro)
Strumento di finanziamento dell’UE

Gas
Interconnettore Bulgaria-Grecia
Previsto per il 2018
Bulgaria, Grecia
220
45
EEPR

Interconnettore Bulgaria-Romania
Previsto per il 2015
Bulgaria, Romania
24
9
EEPR

Gasdotto Nabucco
Cancellato
Austria, Bulgaria, Ungheria, Germania, Romania
7 900 (planlagt)
200 (previsti)
EEPR

Interconnettore Lettonia-Lituania
Completato nel 2013
Lituania, Lettonia
33
13
EEPR

Gasdotto Jurbarkas-Klaipėda
Completato nel 2013
Lituania
46
21
Fondi SIE

Rafforzamento della capacità Klaipėda-Kiemėnai
In corso
Lituania
64
28
CEF

Terminale GNL Świnoujście
Previsto per il 2015
Polonia
657
55
EEPR

199
Fondi SIE

Gasdotto Gustorzyn-Odolanów
Completato nel 2014
Polonia
102
49
Fondi SIE

Interconnettore GIPL
In corso
Polonia, Lituania
558
306
CEF

Interconnettore Francia-Spagna
Completato nel 2012
Francia, Spagna
617
45
EEPR

Totale parziale
2 321
970

Energia elettrica
Interconnettore Francia-Spagna
Operativo dal giugno 2015
Francia, Spagna
721
225
EEPR

Rafforzamento dell’interconnessione Portogallo-Spagna
Completato nel 2011
Portogallo, Spagna
136
46
EEPR

Interconnettore EstLink 2
Operativo dal 2014
Estonia, Finlandia
320
100
EEPR

Interconnettore Nordbalt
Previsto per il 2015
Svezia, Lituania
366
175
EEPR

Interconnettore
LitPol
Previsto per il 2015
Polonia
528
207
Fondi SIE

2
TEN-E

Lituania
132
2
TEN-E

58
CEF (domanda)

Totale parziale
1 543
815

Totale
3 864
1 785

112

Gli altri progetti non hanno ancora avuto un impatto sul mercato interno dell’energia nella stessa misura, perché:

a)uno dei dieci progetti relativi al gas sta aprendo adesso nuove prospettive di mercato; infatti il progetto GIPL tra Polonia e Lituania consentirà compravendite di gas tra paesi che attualmente non hanno interconnessioni. Gli altri nove sono stati incentrati principalmente sull’aumento delle capacità esistenti o sulla risoluzione di problematiche relative alla sicurezza dell’approvvigionamento energetico;

b)cinque dei 15 progetti erano stati completati. Prima vengono completati e resi operativi i progetti, maggiore sarà il loro impatto sul mercato interno. Tuttavia, i progetti che non erano pienamente maturi quando sono state prese le decisioni di finanziamento possono richiedere più tempo del previsto per poter essere portati a termine. Detto questo, i progetti infrastrutturali su larga scala sono tecnicamente complessi e le opere programmate spesso richiedono più tempo del previsto, in parte a causa di circostanze impreviste (cfr. esempio nel riquadro 14).

Riquadro 14

Progetto NordBalt

Il progetto NordBalt prevede la realizzazione di un interconnettore di energia elettrica tra la Svezia e la Lituania. Può potenzialmente avere un impatto significativo sul funzionamento del mercato dell’energia elettrica negli Stati membri che cooperano nell’ambito del piano BEMIP, perché potrebbe far aumentare gli scambi nella borsa comune nordica e baltica dell’energia. Tuttavia, la posa di un cavo attraverso il Mar Baltico si è rivelata un processo complesso e si prevede che il progetto verrà completato solo nel giugno 2016, sei anni e mezzo dopo la sua inclusione nell’elenco dei progetti finanziati con lo strumento EEPR.

© Litgrid

Foto 3 — Stazione di terra NordBalt a Klaipėda, Lituania

c)la potenziale capacità degli interconnettori di facilitare il flusso di energia tra mercati vicini dipende dalla capacità dei sistemi di trasmissione dell’energia all’interno degli Stati membri (cfr. paragrafo 73). Questo problema è stato osservato in due dei progetti esaminati ai fini dell’audit (cfr. riquadro 15).

d)l’efficienza di due dei progetti di interconnettori del gas rischia di essere limitata, in quanto i progetti comportano la costruzione di nuove capacità di trasmissione parallelamente a capacità esistenti (cfr. esempi nel riquadro 16).

Riquadro 15

Esempi di interconnettori non supportati da reti domestiche

Il progetto LitPol riguarda la realizzazione di un interconnettore di energia elettrica tra la Polonia e la Lituania, al fine di ridurre l’isolamento dei tre paesi baltici dal mercato dell’energia dell’UE. Tuttavia, il potenziale utilizzo dello stesso a fini di importazione di energia elettrica dalla Polonia verso la Lituania è limitato, a causa della mancanza di capacità di produzione in Polonia vicino al confine con la Lituania e dell’insufficiente interconnessione con altre regioni polacche in cui vi è una maggiore capacità di produzione di energia elettrica. La realizzazione di flussi di energia bidirezionali sarà possibile solo se la rete polacca verrà potenziata, ma questo non è previsto prima del 2020.

L’interconnettore per il gas Bulgaria-Romania consentirà la fornitura di 1,3 miliardi di m³ di gas naturale al giorno dalla Romania alla Bulgaria. Tuttavia, nelle condizioni attuali, la bassa pressione nel sistema del gas romeno impedirebbe flussi transfrontalieri di tale volume verso la Bulgaria. Anche i potenziali flussi di gas da e verso l’Ungheria incontrerebbero attualmente tali ostacoli. Sono necessari ulteriori investimenti nella rete rumena per la trasmissione del gas per collegare il sistema di trasmissione interno con il gasdotto di transito e trasmissione che attraversa la Romania. La Romania dovrebbe anche abrogare una legge nazionale che vieta tali esportazioni di gas.

Riquadro 16

Nuovi gasdotti in costruzione accanto alle infrastrutture esistenti

Nell’ambito dei progetti relativi all’interconnettore del gas tra la Romania, la Bulgaria e la Grecia, si stanno costruendo nuovi gasdotti in aggiunta alle infrastrutture esistenti. Questo perché la capacità della rete di transito del gas esistente attraverso la Romania e la Bulgaria verso la Grecia è stata riservata da un fornitore di un paese terzo nell’ambito di un contratto a lungo termine.

24Per l’energia elettrica, articolo 49, paragrafo 1, 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 e che abroga la direttiva 2003/54/CE (GU L 211 del 14.8.2009, pag. 55). Per il gas, articolo 54, paragrafo 1, della direttiva 2009/73/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 2003/55/CE (GU L 211 del 14.8.2009, pag. 94).

25Regolamento (CE) n. 714/2009 relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga il regolamento (CE) n. 1228/2003. Regolamento (CE) n. 715/2009 relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale e che abroga il regolamento (CE) n. 1775/2005. 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.

26Conclusioni adottate dal Consiglio europeo il 4 febbraio 2011.

27Conclusioni del Consiglio «Trasporti, telecomunicazioni ed energia», riunione del Consiglio, Bruxelles, 9 dicembre 2014.

28La valutazione della Commissione si basa su documenti ufficiali degli Stati membri, sulle relazioni del contraente, sulla conoscenza documentale del paese, sul monitoraggio del mercato tramite gli organi di informazione e sulle richieste specifiche a terzi.

29Secondo i dati pubblicati nella relazione 2014 dell’Ufficio di regolamentazione del settore energetico della Polonia, il fornitore di gas già insediato detiene circa il 95 % del mercato all’ingrosso di gas in Polonia.

30Al 1° giugno 2015, la Commissione ha emesso 109 pareri. Vi sono sette GST del gas e dell’energia elettrica ancora in attesa di certificazione: i GST del gas per Estonia, Lettonia, Finlandia, Italia, Ungheria, Belgio (ricertificazione) e Regno Unito (ricertificazione); i GST dell’energia elettrica per Ungheria, il cavo Baltico tra Svezia e Germania, Italia (ricertificazione).

31COM(2015) 80 final del 25 febbraio 2015 «Una strategia quadro per un’Unione dell’energia resiliente, corredata da una politica lungimirante in materia di cambiamenti climatici».

32Disciplina in materia di aiuti di Stato a favore dell’ambiente e dell’energia 2014-2020 (2014/C 200/01).

33Per quanto riguarda la regolamentazione dei prezzi, i criteri da soddisfare per rispettare la normativa UE sono stati recentemente ribaditi dalla Corte di giustizia dell’UE nella sentenza del 10 settembre 2015 relativa a un procedimento di infrazione contro la Polonia concernente i prezzi del gas regolamentati per i clienti non domestici (C-36/14).

34Comunicazione della Commissione «Costi e prezzi dell’energia in Europa» SWD(2014) 19 final e SWD(2014) 20 final.

35Per ulteriori informazioni sull’ELBAS, cfr. http://www.nordpoolspot.com/TAS/Intraday-market-Elbas/

36Repubblica ceca, Spagna, Francia, Ungheria, Polonia, Portogallo e Romania.

37Regolamento (UE) n. 1227/2011 integrato dagli atti di esecuzione del regolamento REMIT a metà dicembre 2014.

38Anche nel 2013 e nel primo trimestre del 2015 vi era una fascia simile di prezzi all’ingrosso (dal più alto al più basso) dell’energia elettrica.

39Le eccezioni sono Grecia, Irlanda e Polonia.

40L’obiettivo di interconnessione del 10 % è stato sviluppato nel 2002, in occasione della riunione del Consiglio europeo a Barcellona: tutti gli Stati membri sono stati invitati a sviluppare le capacità di interconnessione pari ad almeno il 10 % della capacità di produzione di energia elettrica installata entro il 2020. Ciò significa che ogni Stato membro dovrebbe disporre di cavi elettrici che consentano almeno al 10 % dell’energia elettrica prodotta dai loro impianti di essere trasportato attraverso le sue frontiere verso i paesi limitrofi.

41La compravendita di gas transfrontaliera da un hub all’altro è attualmente possibile tra Belgio, Germania, Francia, Italia, Paesi Bassi, Austria e Regno Unito.

42Taluni paesi attuano determinati sistemi ibridi. Ad esempio, la Polonia ha regolamentato i prezzi del gas all’ingrosso e al dettaglio, ma una parte delle importazioni e talune capacità inutilizzate vengono poi vendute in borsa. Nel quarto trimestre del 2014 il prezzo del gas in borsa era pari a 26,2 euro per MW/h, mentre il prezzo regolamentato era di 36 euro per MW/h. Nel 2013, solo il tre per cento della compravendita complessiva di gas è avvenuta attraverso la borsa.

43Sulla base delle informazioni fornite dall’ACER, il prezzo medio hub nel 2014 nei sette Stati membri in cui erano presenti hub era pari a 24,8 euro per MW/h, mentre il prezzo medio all’importazione in contratti tra imprese nel 2014 era di 27 euro (cfr. allegato II). La fascia di prezzi (dal più basso al più alto) corrispondente ai contratti tra imprese variava tra 22,1 e 32 euro per MW/h e tra 23,4 e 27,8 euro per MW/h per gli hub. Il calcolo del prezzo medio tra imprese tiene conto della riduzione retroattiva del 21 % ottenuta dalla Lituania, come descritto nel riquadro 6.

44Il rapporto di interconnessione viene calcolato confrontando la capacità di produzione di energia elettrica installata con la capacità complessiva delle interconnessioni di energia elettrica di uno Stato membro. Vi sono interpretazioni divergenti in merito a se la produzione di energia elettrica debba essere calcolata sulla base della capacità installata o della capacità effettivamente utilizzata.

45Conclusioni della presidenza, Consiglio europeo di Barcellona del 15 e 16 marzo 2002, SN 100/1/02 REV 1.

46Il criterio N–1 è stato introdotto nell’ottobre 2010 dal regolamento (UE) n. 994/2010 sulla sicurezza dell’approvvigionamento di gas. Questa regola, sull’esempio del settore elettrico, obbliga gli Stati membri che dipendono da un unico gasdotto di importazione, stoccaggio sotterraneo o altro tipo di infrastruttura essenziale, a garantire che la domanda nei giorni estremamente freddi possa essere soddisfatta anche se le principali infrastrutture per l’importazione vengono meno.

47Documento di lavoro dei servizi della Commissione SWD(2014) 325 final del 16 ottobre 2014, Report on the implementation of Regulation (EU) 994/2010 and its contribution to solidarity and preparedness for gas disruptions in the EU (relazione sull’attuazione del regolamento (UE) n. 994/2010 e sul suo contributo alla solidarietà e alla preparazione per interruzioni di gas nell’UE). I sei Stati membri erano: Svezia, Lituania, Bulgaria, Grecia, Slovenia e Lussemburgo. A tre di essi (Lussemburgo, Slovenia e Svezia) è stata concessa un’esenzione ai sensi dell’articolo 6, paragrafo 10, del regolamento.

48Con l’eccezione di Estonia e Svezia.

49Secondo l’Ufficio di statistiche bulgaro, il consumo di gas è diminuito da 3 218 miliardi a 2 840 miliardi di metri cubi tra il 2011 e il 2014.

50Secondo le statistiche di Eurostat, la domanda complessiva di gas naturale di Estonia, Lettonia e Lituania è diminuita da 5,6 miliardi di metri cubi l’anno nel 2010 a 4,6 miliardi di metri cubi nel 2014.

51L’accordo raggiunto nel novembre 2014 tra i primi ministri di Finlandia ed Estonia prevede la costruzione di un terminale GNL regionale più grande per la Finlandia e di uno di dimensioni inferiori per uso locale in Estonia. Se il progetto finlandese non dovesse procedere secondo il calendario, l’Estonia si riserva la possibilità di costruire il terminale regionale.

52Parere n. 8/2014 dell’ACER.

53Documento di lavoro dei servizi della Commissione Investment Projects in Energy Infrastructure (progetti di investimento nelle infrastrutture energetiche) che accompagna la Comunicazione della Commissione al Parlamento europeo, al Consiglio, al Comitato economico e sociale europeo e al Comitato delle regioni «Progressi verso il completamento del mercato interno dell’energia», SWD(2014) 313 final del 13.10.2014, pag. 4.

54Nel suo parere n. 16/2014, l’ACER ha espresso dubbi riguardo ai PDSR, soprattutto per quanto riguarda la limitata disponibilità di dati, la presentazione delle capacità di trasferimento della rete, l’uso di analisi costi-benefici per tutti gli investimenti nella trasmissione e la poca chiarezza su alcune descrizioni degli investimenti.

55Una dichiarazione congiunta firmata il 4 marzo 2015 dal presidente della Commissione europea Jean-Claude Juncker, dal presidente francese François Hollande, dal primo ministro spagnolo Mariano Rajoy e dal primo ministro portoghese Pedro Passos Coelho, per concordare sulle modalità intese a rafforzare i collegamenti tra la penisola iberica e il resto del mercato energetico dell’UE.

56Coreso (coordinamento degli operatori del sistema di energia elettrica): il primo centro di coordinamento tecnico regionale per l’energia elettrica che riunisce diversi GST di Francia, Belgio, Germania, Italia e Regno Unito.

57CEER (Consiglio dei regolatori europei dell’energia): una ONG con sede a Bruxelles, che cerca di presentare l’interesse delle ANR nel processo di sviluppo del mercato interno dell’energia.

58La partecipazione delle organizzazioni degli Stati membri alle iniziative di cooperazione regionale varia notevolmente. Per esempio l’ANR svedese ha partecipato a tutti i gruppi di lavoro e alle iniziative di adozione precoce. Inoltre, il GST svedese dell’energia elettrica è coinvolto in una serie di iniziative di cooperazione regionale e partecipa a gruppi di attuazione precoce dei codici di rete. Al contrario, al momento dell’audit, i due GST della Bulgaria non avevano partecipato ad alcun gruppo di cooperazione regionale o di attuazione precoce.

59Gli altri progetti per i quali sono stati nominati i coordinatori sono stati: «collegamento Polonia-Lituania», «Nabucco» e «connessione di parchi eolici offshore in Danimarca, Germania e Polonia».

60Relazione del coordinatore europeo Mario Monti, Progetto d’interesse europeo EI 3, Interconnexion électrique France-Espagne, Bruxelles, settembre 2008.

61Cfr. COM(2010) 677 definitivo.

62Sulla base delle informazioni fornite dagli Stati membri alla Commissione europea.

63Questa cifra esclude ogni potenziale supporto futuro per le infrastrutture energetiche da parte del Fondo europeo per gli investimenti strategici, che prevede 16 miliardi di euro di garanzie a carico del bilancio dell’UE.

64Regolamento (UE) n. 347/2013.

65Infrastrutture energetiche: Priorità per il 2020 e oltre, 2011, pag. 14. Energia elettrica: rete offshore nei mari del Nord, interconnessioni di elettricità nord-sud nell’Europa occidentale, interconnessioni di elettricità nord-sud nell’Europa centro-orientale e sud-orientale, piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico nell’elettricità, sviluppo di reti intelligenti, autostrade elettriche a lungo termine; gas: interconnessioni del gas nord-sud nell’Europa occidentale, interconnessioni del gas nord-sud nell’Europa centro-orientale e sudorientale, corridoio meridionale del gas, piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico nel gas.

66I restanti nove consistevano di sette progetti petroliferi e di due progetti di reti intelligenti.

67COM(2014) 330 final, pag. 11.

68Nell’ottobre 2014 è stata completata la linea elettrica a 400 kV tra Bescanó e Santa Llogaia in Spagna, il che ha rappresentato un ulteriore passo avanti verso la nuova interconnessione elettrica tra Francia e Spagna. Questo progetto è ancora incluso nell’elenco dei PIC e nel FEIS.

69Per gli investimenti in infrastrutture energetiche che rientrano nell’obiettivo tematico della promozione del trasporto sostenibile e della rimozione delle principali strozzature in infrastrutture di rete, i progetti dal costo ammissibile complessivo superiore ai 75 milioni di euro; per altri investimenti in infrastrutture energetiche dei fondi SIE, che per lo più non rientrano nell’ambito della presente relazione, la soglia è di 50 milioni di euro.

Conclusioni e raccomandazioni

113

L’obiettivo dell’UE di completare il mercato interno dell’energia entro il 2014 non è stato raggiunto. Le infrastrutture energetiche in Europa non sono in genere ancora concepite per mercati pienamente integrati e quindi attualmente non forniscono un’effettiva sicurezza dell’approvvigionamento energetico. Il sostegno finanziario a carico del bilancio dell’UE nel settore delle infrastrutture energetiche ha contribuito solo in maniera limitata al mercato interno dell’energia e alla sicurezza dell’approvvigionamento energetico (cfr. paragrafo 27).

L’obiettivo dell’UE di completare il mercato interno dell’energia entro il 2014 non è stato raggiunto

114

Dal 2007, il mercato interno dell’energia è al centro dello sviluppo della politica energetica a livello dell’UE. Il terzo pacchetto «Energia», adottato nel 2009, prescriveva che il recepimento delle direttive Gas ed Energia elettrica fosse effettuato entro il 3 marzo 2011. Tuttavia, questo obiettivo non è stato raggiunto in quell’anno. Nel 2011, il Consiglio ha ribadito il suo impegno verso il mercato interno dell’energia, affermando che avrebbe dovuto essere completato entro il 2014. Tuttavia, neanche questo obiettivo successivo è stato realizzato, a causa di una serie di problemi (cfr. paragrafo 29).

115

Rimane ancora molta strada da fare prima che il terzo pacchetto «Energia» possa essere considerato pienamente attuato. Il monitoraggio da pare della Commissione riguardante l’attuazione delle disposizioni del pacchetto negli Stati membri è ancora in corso, anche dopo il termine ultimo del 2014 (cfr. paragrafi 30-33).

Raccomandazione 1
Completamento delle verifiche di non conformità

Dal momento che il mercato interno dell’energia non è stato ancora completato, la Commissione dovrebbe portare a termine le proprie valutazioni e avviare, ove necessario, procedure d’infrazione contro gli Stati membri entro la fine del 2016.

116

Le autorità nazionali di regolamentazione (ANR) in tutta l’UE continuano ad affrontare problematiche concernenti la loro indipendenza e la loro libertà di esercitare il giudizio professionale. Non tutte le ANR dispongono di risorse commisurate ai compiti da assolvere, fra cui la cooperazione in attività a livello dell’UE, come quelle condotte dall’Agenzia per la cooperazione dei regolatori dell’energia (ACER). L’ACER non ha i poteri di obbligare le ANR di tutti gli Stati membri a fornirle i dati pertinenti relativi al mercato dell’energia (cfr. paragrafi 35-36).

Raccomandazione 2
ANR e ACER

a)Gli Stati membri dovrebbero fare in modo che le ANR siano indipendenti e che non si trovino di fronte a limitazioni del loro campo d’intervento. Le ANR dovrebbero disporre di risorse sufficienti per svolgere le proprie attività, anche per consentire loro di partecipare pienamente alle attività di cooperazione a livello dell’UE.

b)La Commissione dovrebbe garantire che l’ACER abbia i poteri necessari per ottenere dalle istituzioni chiave degli Stati membri le informazioni di cui ha bisogno per assolvere i compiti assegnatile.

117

Differenze sostanziali nel modo in cui gli Stati membri organizzano i propri mercati dell’energia possono frenare l’ulteriore sviluppo del mercato interno dell’energia. Vi sono, infatti, 28 quadri giuridici nazionali che, in pratica, formano un insieme eterogeneo di mercati locali, nazionali e regionali, piuttosto che un mercato interno dell’energia. Sebbene l’obiettivo dell’unbundling e di altre misure fosse quello di creare le condizioni normative per un mercato interno dell’energia, spesso non è emerso un mercato liberalizzato e concorrenziale. Sviluppare ulteriormente il mercato interno dell’energia dell’UE, trovando modi pratici per far funzionare insieme tali mercati, rimane una sfida significativa. Il motivo è riconducibile al fatto che esistono diversi meccanismi di compravendita utilizzati nell’UE e i mercati dell’energia sono influenzati da vari interventi (paragrafi 39 e 43-46).

Raccomandazione 3
Scambi trasparenti

La Commissione dovrebbe promuovere lo sviluppo diffuso di meccanismi di compravendita trasparenti per il gas e l’energia elettrica. Ciò dovrebbe includere l’agevolazione e il sostegno alla creazione di borse negli Stati membri che ne sono attualmente sprovvisti o in cui predominano i meccanismi di scambio tra imprese (B2B).

118

I codici di rete sono norme tecniche miranti a fornire una base per l’interoperabilità tecnica all’interno dei sistemi di trasmissione di energia elettrica e gas nell’UE. I codici stabiliscono norme tecniche comuni che dovrebbero garantire il libero flusso di energia attraverso le frontiere. Sebbene siano stati compiuti recentemente progressi con l’approvazione dei codici di rete per il gas, nessuno dei codici di rete per l’energia elettrica è stato finora approvato in via definitiva tramite le procedure di comitato. Alcuni codici di rete non ancora approvati in via definitiva vengono adottati da parte di Stati membri nel quadro di iniziative regionali per l’attuazione precoce (paragrafi 47-51).

Raccomandazione 4
Approvazione e attuazione dei codici di rete

La Commissione dovrebbe accelerare le procedure di comitato, al fine di garantire l’approvazione dei codici di rete per l’energia elettrica entro il 2015. Dovrebbe inoltre incoraggiare l’ACER e le REGST a sostenere un’attuazione precoce dei codici di rete da parte degli Stati membri nel quadro di iniziative di cooperazione regionale.

119

Nonostante i progressi compiuti, gli effetti completi sui prezzi dei mercati interni dell’energia non sono ancora stati realizzati, e permangono significative differenze di prezzo dell’energia tra gli Stati membri.

120

I prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica non hanno assunto una traiettoria convergente nell’UE, con sostanziali differenze evidenti anche tra alcuni Stati membri limitrofi. Al fine di stimolare la compravendita transfrontaliera dell’energia elettrica, l’UE ha fissato il seguente valore-obiettivo: le interconnessioni di energia elettrica transfrontaliere degli Stati membri dovrebbero essere pari ad almeno il 10 % della loro capacità produttiva installata. Tuttavia, questo valore-obiettivo, essendo incentrato sullo sviluppo delle infrastrutture piuttosto che essere basato sulla dinamica della domanda, non è pertinente al fine di realizzare la convergenza dei prezzi (paragrafi 59-64).

121

Anche se l’attuale modello di riferimento per il gas, basato sulle compravendite tramite hub, dovesse essere attuato, potrebbe avere solo un effetto limitato sui prezzi medi all’ingrosso del gas. La costruzione di importanti gasdotti in tutta l’UE come modo per agevolare lo sviluppo di scambi concorrenziali tramite hub in tutta Europa richiederebbe notevoli investimenti. Inoltre, in alcuni casi potrebbe non esistere una giustificazione economica per operare in tale direzione. Esistono modi alternativi di introdurre la concorrenza nei mercati del gas, ad esempio tramite l’installazione in posizioni strategiche di terminali GNL che servano uno o più mercati nazionali (paragrafi 65-71).

Raccomandazione 5
Modelli di sviluppo del mercato e delle infrastrutture dell’energia elettrica e del gas

La Commissione dovrebbe:

a)prendere in considerazione la fissazione di obiettivi riguardanti l’interconnessione elettrica sulla base delle necessità del mercato piuttosto che sulla capacità di produzione fissa a livello nazionale;

b)rivalutare i potenziali costi e benefici del modello di riferimento per il gas e appurare, alla luce della domanda incerta, se vi siano alternative alla costruzione su vasta scala di gasdotti, come ad esempio l’installazione di terminali GNL strategicamente posizionati per servire uno o più mercati nazionali utilizzando soluzioni compatibili con il mercato interno dell’energia. Ciò dovrebbe basarsi su una valutazione completa delle necessità a livello dell’UE (cfr. raccomandazione 7).

Le infrastrutture energetiche in Europa non sono in genere ancora adatte a mercati completamente integrati e quindi attualmente non forniscono un’effettiva sicurezza dell’approvvigionamento energetico

122

Le infrastrutture all’interno di molti Stati membri e tra di essi non sono ancora adatte al mercato interno dell’energia. In pratica, la capacità infrastrutturale insufficiente all’interno di uno Stato membro può frenare potenziali importazioni ed esportazioni e la misura in cui uno Stato membro può agire come paese di transito. Permangono lacune anche nelle infrastrutture transfrontaliere di trasmissione di gas e di energia elettrica tra Stati membri (paragrafi 73-81).

Raccomandazione 6
Utilizzo ottimale delle infrastrutture esistenti

La Commissione dovrebbe:

a)individuare le infrastrutture energetiche transfrontaliere non utilizzate in tutto il loro potenziale a sostegno del mercato interno dell’energia, o perché sono vincolate a contratti bilaterali a lungo termine che non consentono accesso di terze parti, o perché le loro capacità tecniche, come i flussi inversi, non sono utilizzate;

b)lavorare con le parti interessate negli Stati membri al fine di migliorare la misura in cui tali infrastrutture sono effettivamente utilizzate su base continua a beneficio del mercato interno dell’energia;

c)valutare i vantaggi dell’istituzione di gestori dei sistemi di trasmissione (GST) regionali come mezzo per incoraggiare e gestire in modo efficiente i flussi di energia attraverso le frontiere, traendo il maggior beneficio dalle infrastrutture esistenti.

123

Una valutazione esaustiva delle necessità in termini di infrastrutture energetiche a livello dell’UE è necessaria per indirizzare le decisioni sullo sviluppo del mercato interno dell’energia e la sicurezza dell’approvvigionamento energetico (paragrafo 82). Con importanti investimenti energetici necessari in tutta l’UE, una tale analisi completa è uno strumento fondamentale per indirizzare i fondi UE e altri fondi nel settore (paragrafi 82, 84 e 99). Allo stato attuale, gli strumenti di pianificazione utilizzati dalla Commissione, principalmente gli elenchi dei progetti di interesse comune e i piani decennali di sviluppo della rete, presentano limiti importanti (paragrafi 85-87). La Commissione, inoltre, non dispone di un modello avanzato di sviluppo del mercato per effettuare la necessaria analisi delle necessità (paragrafo 83).

Raccomandazione 7
Elaborazione di una valutazione completa delle necessità infrastrutturali a livello dell’UE

La Commissione dovrebbe:

a)elaborare una valutazione esaustiva delle necessità in termini di infrastrutture energetiche a livello dell’UE, ai fini dello sviluppo del mercato interno dell’energia; ciò dovrebbe servire da riferimento per altri documenti, quali i piani decennali di sviluppo della rete (PDSR);

b)a sostegno della valutazione delle necessità, porre in essere, al suo interno o presso l’Agenzia per la cooperazione dei regolatori dell’energia (ACER), una struttura capace di modellizzare i mercati dell’energia, con una vasta gamma di proiezioni della domanda;

c)lavorare con la REGST dell’energia elettrica e le REGST del gas di modo che la valutazione delle necessità apporti un contributo alla pianificazione delle infrastrutture relative al mercato interno dell’energia nell’UE, compresi i PDSR.

124

Lo sviluppo di infrastrutture energetiche transfrontaliere richiede la cooperazione fra Stati membri limitrofi. In questo contesto, il finanziamento di progetti, la ripartizione dei costi e l’ottenimento delle autorizzazioni per la pianificazione potrebbero essere problematici. Vi sono state esperienze positive in tutta l’UE di cooperazione regionale nel settore energetico emergenti sotto forma di iniziative di natura sia politica che tecnica. Alcune delle attività di coordinamento della Commissione hanno registrato risultati positivi (cfr. paragrafi 88-93).

Il sostegno finanziario dell’UE nel settore delle infrastrutture energetiche ha contribuito solo in maniera limitata allo sviluppo del mercato interno dell’energia e alla sicurezza dell’approvvigionamento energetico

125

Un’insufficiente attribuzione di priorità ai progetti ha ridotto l’efficacia dei finanziamenti dell’UE per le infrastrutture energetiche. La Commissione ha utilizzato diversi elenchi di progetti specifici come metodo per attribuire priorità agli investimenti a carico del bilancio dell’UE e individuare progetti ammissibili al finanziamento. Tuttavia, la Commissione non ha definito questi elenchi sulla base di una valutazione completa a livello dell’UE delle necessità di sviluppo infrastrutturale. Ciò comporta dei rischi che minano l’utilità di tali elenchi come strumenti per definire le priorità degli investimenti e l’assegnazione mirata dei fondi UE (paragrafi 100-103).

Raccomandazione 8
Ottimizzazione dell’uso degli elenchi di PIC

La Commissione dovrebbe perfezionare le proprie procedure di pianificazione e, in particolare, la definizione delle priorità e il finanziamento di progetti di interesse comune (PIC) alla luce di una valutazione completa delle necessità in termini di infrastrutture energetiche a livello dell’UE (cfr. raccomandazione 7).

126

I principali strumenti di finanziamento dell’UE a favore di progetti infrastrutturali nel settore dell’energia, ossia l’EEPR, il meccanismo per collegare l’Europa e i Fondi strutturali e di investimento europei, non sono concepiti in primo luogo per rafforzare il mercato interno dell’energia, e questo emerge chiaramente, per alcuni aspetti, dal modo in cui sono attuati. Il finanziamento CEF non è legato a riforme del mercato dell’energia, e le condizioni che riguardano lo sviluppo del mercato dell’energia non sono state incluse negli accordi di partenariato per i fondi SIE per il periodo 2014-2020 (paragrafi 104-109).

Raccomandazione 9
Corretto e costante funzionamento del mercato interno dell’energia come condizione per il finanziamento dei progetti di infrastrutture energetiche nell’UE

La Commissione dovrebbe formulare proposte legislative su come subordinare le proprie decisioni di ammettere a finanziamento progetti di infrastrutture energetiche al corretto e costante funzionamento del mercato interno dell’energia negli Stati membri.

Vi sono esempi di progetti di infrastrutture energetiche finanziati dall’UE che hanno avuto un effetto positivo sul mercato interno dell’energia e sulla sicurezza dell’approvvigionamento. Tuttavia, l’impatto di molti altri progetti è stato finora limitato. Questo perché alcuni sono stati incentrati sulle necessità dello sviluppo del mercato interno; pochi sono stati completati e resi operativi; per alcuni, i problemi di capacità negli Stati membri limitrofi ne hanno frenato l’uso; e l’efficienza di alcuni progetti è limitata, perché si cerca di sviluppare infrastrutture supplementari accanto a infrastrutture esistenti (paragrafi 109-112).

La presente relazione è stata approvata dalla Sezione II, presieduta da Henri GRETHEN, membro della Corte dei conti europea, a Lussemburgo, nella riunione del 21 ottobre 2015.

Per la Corte dei conti europea

Vítor Manuel da SILVA CALDEIRA
Presidente

Allegati

Allegato I

a) Prezzi medi al dettaglio dell’energia elettrica inclusivi di tasse per i clienti domestici: 1° trimestre 2015, in centesimi di euro per kWh

Nota: L’accessibilità dei prezzi al consumo è una questione separata, che dovrebbe essere valutata nel contesto del livello di reddito netto disponibile in ciascuno Stato membro. Come indicato al paragrafo 23, il presente audit non verte sulla «povertà energetica».

Fonte: Commissione europea.

b) Prezzi medi dell’energia elettrica al netto di IVA e delle tasse non recuperabili per i clienti industriali: 1° trimestre 2015, in centesimi di euro per kWh

Fonte: Commissione europea.

Allegato II

Stima dei prezzi di approvvigionamento del gas degli Stati membri dell’UE: media annua 2014 (euro per MWh)

Fonte: Corte dei conti europea, sulla base delle informazioni fornite dall’ACER. Cipro e Malta non hanno attualmente mercati del gas e pertanto non sono presi in considerazione.

Allegato III

Partecipazione degli Stati membri ai gruppi di lavoro dell’ACER, gennaio 2013 - maggio 2015

| Comitato dei regolatori | Gruppo di lavoro per l’energia elettrica | Gruppo di lavoro per il gas | Gruppo di lavoro per l’attuazione, il monitoraggio e l’analisi comparativa | Gruppo di lavoro per l’integrità e la trasparenza dei mercati
N. di riunioni tenute | 22 | 24 | 25 | 24 | 20
Austria | 22 | 24 | 25 | 19 | 20
Germania | 22 | 23 | 25 | 17 | 19
Regno Unito | 22 | 24 | 24 | 15 | 20
Francia | 20 | 23 | 24 | 17 | 20
Belgio | 22 | 21 | 25 | 24 | 11
Spagna | 22 | 19 | 25 | 19 | 17
Svezia | 22 | 23 | 21 | 17 | 19
Portogallo | 22 | 24 | 25 | 5 | 16
Italia | 22 | 20 | 21 | 11 | 16
Paesi Bassi | 22 | 24 | 22 | 6 | 16
Polonia | 21 | 22 | 25 | 2 | 16
Ungheria | 22 | 18 | 22 | 0 | 19
Danimarca | 22 | 21 | 16 | 6 | 11
Finlandia | 22 | 21 | 15 | 0 | 16
Repubblica ceca | 22 | 13 | 9 | 4 | 19
Irlanda | 22 | 14 | 14 | 0 | 12
Lussemburgo | 19 | 8 | 9 | 0 | 14
Slovenia | 18 | 0 | 8 | 0 | 7
Croazia | 15 | 3 | 5 | 1 | 4
Grecia | 20 | 1 | 5 | 0 | 2
Lituania | 18 | 1 | 3 | 0 | 2
Lettonia | 16 | 0 | 6 | 0 | 1
Malta | 22 | 0 | 0 | 0 | 0
Romania | 18 | 1 | 2 | 0 | 1
Estonia | 18 | 0 | 0 | 0 | 0
Cipro | 14 | 0 | 0 | 0 | 0
Bulgaria | 2 | 0 | 0 | 0 | 0
Slovacchia | 1 | 0 | 0 | 0 | 0

Risposte della Commissione

Sintesi

IV

La Commissione sottolinea l’importanza di un buon funzionamento del mercato dell’energia elettrica e del gas ai fini della sicurezza dell’approvvigionamento.

V

La comunicazione «Progressi verso il completamento del mercato interno dell’energia», COM(2014) 634 final, ha riconosciuto che l’Europa sta compiendo progressi verso il completamento del mercato interno dell’energia. Gli scambi transfrontalieri si stanno intensificando, le energie rinnovabili sono sempre più integrate con successo nel sistema e sono iniziati i lavori per favorire la diffusione delle reti intelligenti e facilitare la produzione distribuita. Risulta anche chiaro, tuttavia che i lavori non sono stati ancora completati; esistono ostacoli che si frappongono al corretto funzionamento del mercato. Il progetto dell’Unione dell’energia mira ad affrontare questi ostacoli. La Commissione ha adottato misure concrete per eliminare le ultime barriere nel mercato interno dell’energia, in particolare nella sua iniziativa sull’assetto del mercato.

Per quanto riguarda l’infrastruttura energetica, è importante osservare che:

—l’infrastruttura energetica dovrebbe essere finanziata dal mercato, vale a dire dalle tariffe all’utenza approvate da autorità di regolamentazione indipendenti; il sostegno finanziario a carico del bilancio dell’UE dovrebbe pertanto rappresentare l’eccezione piuttosto che la regola;

—laddove il sostegno finanziario è stato concesso, la sicurezza dell’approvvigionamento è migliorata significativamente in alcune regioni (cfr. gli esempi relativi all’EEPR menzionati nell’osservazione della Corte al paragrafo 103 o i diversi progetti esaminati ai fini dell’audit che hanno beneficiato del cofinanziamento del CEF o dei fondi SIE, menzionati nelle osservazioni della Corte ai paragrafi 109-111).

Raccomandazione 1

La Commissione accetta la raccomandazione.

I servizi della Commissione hanno dichiarato che la garanzia del rispetto delle regole del terzo pacchetto costituisce una priorità per il 2015. I controlli di conformità sull’attuazione del terzo pacchetto sono stati completati in tutti i 28 Stati membri e sono state portate all’attenzione delle autorità degli Stati membri interessati tutte le potenziali questioni di incompatibilità con la normativa sul mercato interno.

Raccomandazione 2 a)

Questa raccomandazione è rivolta agli Stati membri. La Commissione, tuttavia, concorda con la raccomandazione ed eserciterà un particolare controllo sull’indipendenza delle ANR nel corso della valutazione di conformità delle regole del terzo pacchetto per il mercato interno dell’energia.

Raccomandazione 2 b)

La Commissione accetta la raccomandazione e sta considerando la possibilità di rafforzare gli attuali poteri dell’ACER, anche nei confronti degli Stati membri, per adeguarli alle realtà del mercato interno più integrato.

Raccomandazione 3

La Commissione accetta la raccomandazione.

Per affrontare il problema dello scarso volume di compravendita attraverso le borse, la Commissione ha adottato alcuni regolamenti per il settore del gas e dell’energia elettrica che renderanno obbligatoria l’instaurazione di borse per l’energia [ad esempio, i regolamenti «CAM» (meccanismi di assegnazione di capacità) e «Bilanciamento» per il gas e il regolamento «CACM» (allocazione della capacità e gestione della congestione), che stabilisce le regole per l’accoppiamento dei mercati («market coupling») a livello dell’UE, per l’energia elettrica]. Inoltre, è in corso l’attuazione del regolamento (UE) n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso (REMIT).

Raccomandazione 4

La Commissione accetta la raccomandazione.

Il commissario per l’Azione per il clima e l’energia ha dichiarato che l’adozione dei codici di rete costituisce una priorità. La Commissione si è adoperata attivamente, collaborando con regolatori, GST e altre parti interessate, per riformulare i codici di rete proposti in modo da garantirne la neutralità e assicurarne un’attuazione effettiva. Otto dei dieci codici di rete proposti per l’energia elettrica dovrebbero essere votati dal comitato entro la fine del 2015.

La Commissione promuove attivamente l’attuazione precoce dei codici di rete nel quadro delle iniziative di cooperazione regionali.

Raccomandazione 5 a)

La Commissione accetta la raccomandazione.

Mentre l’attuale obiettivo del 10% entro il 2020 è basato sulla capacità di produzione, si terrà conto degli aspetti dei costi e del potenziale di scambi commerciali che svolgeranno un ruolo importante nella definizione dell’obiettivo di interconnessione entro il 2030 a livello regionale o nazionale. Si aggiungerà così la necessaria flessibilità per adeguare l’obiettivo di interconnessione minima del 15% per l’energia elettrica entro il 2030 alle esigenze del mercato.

Raccomandazione 5 b)

La Commissione accetta la raccomandazione.

Il piano decennale di sviluppo della rete di trasporto del gas (PDSR) 2015 fornisce già una valutazione adeguata delle necessità infrastrutturali in una serie di scenari relativi a domanda futura, prezzi, sviluppo infrastrutturale e altri aspetti. L’analisi mostra chiaramente che non tutti i progetti pianificati saranno necessari. L’attuale processo dei PIC si basa su questa valutazione. Inoltre, ai fini di una migliore valutazione delle necessità del mercato del gas dell’UE, sono iniziati i lavori preparatori su una strategia dell’UE per il gas naturale liquefatto (GNL) e lo stoccaggio del gas e la Commissione pubblicherà la propria strategia per il gas naturale liquefatto e lo stoccaggio del gas nel gennaio 2016.

VII

La Commissione è dell’avviso che l’infrastruttura transeuropea debba essere migliorata per produrre pienamente i propri effetti sul mercato interno dell’energia. La Commissione riconosce l’urgenza di una valutazione completa delle necessità infrastrutturali a livello dell’UE, ma desidera altresì sottolineare come esista ampiamente una pianificazione infrastrutturale a livello dell’UE e come essa informi le politiche della Commissione. Pur essendo necessaria un’ottimizzazione delle procedure e degli strumenti, vi è già un’adeguata valutazione degli interventi necessari in termini di infrastrutture energetiche europee di base. Cfr. la risposta della Commissione alla raccomandazione 7 e al paragrafo 82.

Raccomandazione 6 a)

La Commissione accetta la raccomandazione. La Commissione ha già iniziato a intraprendere azioni in tal senso, in particolare mediante l’attività del gruppo ad alto livello sull’interconnessione del gas nell’Europa centrale e sudorientale, il cui scopo è il coordinamento degli sforzi per facilitare lo sviluppo di un’infrastruttura transfrontaliera e transeuropea che diversifichi le forniture di gas alla regione, nonché l’attuazione di norme armonizzate.

Raccomandazione 6 b)

La Commissione accetta la raccomandazione. La Commissione sta già agendo in tal senso nel quadro delle iniziative regionali, che hanno tra i principali obiettivi quello di affrontare le strozzature (fisiche o regolamentari) esistenti nell’infrastruttura transfrontaliera.

Raccomandazione 6 c)

La Commissione accetta la raccomandazione.

La cooperazione fra i GST è già stata resa obbligatoria in numerose norme di attuazione («codici di rete») concernenti la gestione delle reti e la compravendita di energia.

Nel contesto dell’iniziativa sull’assetto del mercato dell’energia elettrica, la Commissione sta esplorando la possibilità di migliorare la cooperazione e condividere le responsabilità fra i GST, sulla base del concetto delle iniziative regionali di coordinamento della sicurezza, in particolare in regioni strettamente collegate, come primo passo verso una maggiore integrazione dei GST a livello regionale.

Raccomandazione 7 a)

La Commissione accetta la raccomandazione.

La Commissione si è già adoperata in tal senso. La Commissione ha lavorato costantemente all’elaborazione dei PDSR e (dal 2013) alla relativa analisi costi-benefici. Inoltre, l’articolo 11, paragrafo 8, del regolamento TEN-E dispone che entro il 31 dicembre 2016 le REGST elaborino e trasmettano congiuntamente alla Commissione e all’ACER un modello (interconnesso) di rete dell’elettricità e del gas. La Commissione farà in modo che ciò avvenga entro i termini prescritti.

Raccomandazione 7 b)

La Commissione accetta parzialmente la raccomandazione.

La creazione di capacità interne di analisi e di modellizzazione potrebbe avere notevoli implicazioni in termini di risorse per la Commissione o per l’ACER. L’esternalizzazione di queste capacità alle REGST, sotto il controllo e la supervisione dell’ACER e della Commissione, potrebbe essere considerata una valida alternativa.

Raccomandazione 7 c)

La Commissione accetta la raccomandazione.

Le analisi costi-benefici dell’intero sistema energetico, alla base della pianificazione e della valutazione delle necessità e dei PDSR, sono realizzate dalle REGST in stretta collaborazione sia con la Commissione sia con l’ACER.

Raccomandazione 8

La Commissione accetta parzialmente la raccomandazione.

Per quanto riguarda l’attribuzione di priorità, la Commissione rammenta che il miglioramento delle procedure di pianificazione si inserisce nel meccanismo di cooperazione regolare con tutte le parti interessate.

Ad esempio, la selezione dei progetti PIC mira a individuare i progetti che contribuiscono maggiormente al conseguimento degli obiettivi della politica energetica dell’UE (accessibilità, sicurezza dell’approvvigionamento, sostenibilità).

Entro la fine del 2016 sarà realizzata un’analisi più solida delle necessità, che combini sia il mercato dell’energia elettrica sia quello del gas. Cfr. la risposta della Commissione alla raccomandazione 7, punto a).

Per quanto riguarda il finanziamento, in sede di selezione delle azioni ammesse a beneficiare del sostegno finanziario, per i progetti per i quali è stata individuata la necessità di un sostegno pubblico si tiene anche conto della maturità e di altri criteri di valutazione. La Commissione lavora a stretto contatto con la BEI e le altre parti interessate per rafforzare l’assistenza tecnica allo scopo di migliorare la riserva di progetti di interesse strategico. Non sono previste, pertanto, ulteriori azioni.

Raccomandazione 9

La Commissione non accetta la raccomandazione.

La Commissione è fermamente convinta che per garantire l’efficacia del mercato interno dell’energia sia necessario avanzare di pari passo a livello di infrastruttura e a livello di regolamentazione del mercato. Tuttavia, l’imposizione di una rigida condizionalità sarebbe troppo difficile da fare rispettare e rischia di essere pregiudizievole per lo sviluppo delle infrastrutture necessarie.

Introduzione

03

Spetta in primis agli Stati membri applicare la legislazione dell’UE e farla rispettare. La loro volontà di attuarla in modo completo e corretto è di estrema importanza. Attualmente, la responsabilità per l’elaborazione della legislazione e delle politiche in materia energetica che incidono sul mercato interno rimane dei governi nazionali. Anche in qualità di proprietari di imprese di fornitura e di trasporto di energia essi rimangono attori chiave nei mercati dell’energia dell’UE.

05

La Commissione ritiene che un mercato dell’energia realmente aperto, competitivo e ben interconnesso sia il miglior modo per garantire la sicurezza dell’approvvigionamento energetico e consentire all’Europa di effettuare la necessaria transizione verso un settore energetico a basse emissioni di carbonio nel modo più sicuro ed efficiente in termini di costi.

La Commissione, sostenuta dal Consiglio e dal Parlamento, ha pertanto sviluppato una strategia per un’Unione dell’energia e una parte importante di tale strategia riguarda l’impegno ad eliminare i principali ostacoli che si frappongono alla realizzazione di mercati dell’energia più integrati in Europa.

Nell’ambito di questa strategia, la Commissione incrementerà i propri sforzi ai fini della piena attuazione della legislazione esistente in materia di energia e della legislazione correlata. La Commissione ha avviato altresì una revisione globale della legislazione dell’UE in materia di energia, in particolare nel settore dell’energia elettrica («iniziativa sull’assetto del mercato»), al fine di adeguare le attuali norme del «terzo pacchetto» ove necessario per promuovere l’integrazione del mercato. Inoltre, ha avviato un processo di revisione globale della normativa in materia di sicurezza dell’approvvigionamento.

13

Cfr. la risposta della Commissione al paragrafo 5.

La Commissione ritiene che, poiché gli Stati membri devono tenere conto degli effetti delle loro decisioni nazionali sui paesi limitrofi a norma del diritto dell’UE, l’organizzazione del mercato interno dell’energia richieda una stretta collaborazione fra UE e Stati membri/governi nazionali.

Risposta della Commissione comune ai paragrafi da 14 a 18

Per quanto riguarda l’infrastruttura energetica, l’interconnessione dei sistemi europei di trasporto dell’energia elettrica e del gas è sempre maggiore, ma sono ancora necessari importanti investimenti infrastrutturali. Entro la fine del 2015 saranno completati 13 progetti tra quelli contenuti nel primo elenco dell’Unione di progetti di interesse comune (PIC) per il gas e l’energia elettrica. Poco più di 100 PIC sono nella fase del rilascio delle autorizzazioni e potrebbero entrare nella fase di costruzione a breve. Anche se la maggior parte degli investimenti nell’infrastruttura energetica è realizzata dal settore privato, sono disponibili strumenti appositi dell’UE per contribuire al superamento di ulteriori sfide finanziarie. Sin dal lancio del meccanismo per collegare l’Europa (CEF) nel 2014, sono stati stanziati 796 milioni di euro sotto forma di sovvenzioni per proposte relative a progetti di infrastruttura nel settore dell’energia in tutta l’Europa. È disponibile un sostegno complementare anche a titolo dei Fondi strutturali e di investimento europei (fondi SIE). Inoltre, il Fondo europeo per gli investimenti strategici (FEIS) fornirà un ulteriore sostegno a progetti energetici di importanza strategica.

Per affrontare con maggiore efficacia i problemi infrastrutturali in alcune regioni dell’Europa, è stata rafforzata la cooperazione regionale fra gli Stati membri interessati. Ciò ha comportato l’istituzione di gruppi ad alto livello per l’interconnessione del gas e dell’energia elettrica nella penisola iberica e per l’interconnessione del gas nell’Europa centrale e sud-orientale (CESEC) nonché una riforma del gruppo ad alto livello per la regione del Mar Baltico (BEMIP). I gruppi dovrebbero proporre soluzioni concrete ai problemi infrastrutturali e garantire l’attuazione dei progetti pertinenti.

Osservazioni

29 — Primo trattino

La creazione del mercato interno passa per gli Stati membri. Cfr. anche la risposta della Commissione al paragrafo 3. La loro azione determina l’effettiva eliminazione degli ostacoli agli scambi transfrontalieri di energia e il coordinamento della gestione del sistema con i paesi limitrofi. La Commissione può riuscire nel suo compito di creare un mercato interno dell’energia soltanto se può contare sull’attiva collaborazione degli Stati membri per l’eliminazione degli ostacoli agli scambi transfrontalieri.

32 — Terzo trattino

Le questioni relative alla protezione dei consumatori nel terzo pacchetto sono un altro aspetto importante che la Commissione controlla nelle sue verifiche in materia di recepimento e di conformità.

35

La Commissione ritiene che le soluzioni alle questioni transfrontaliere controverse fra gli Stati membri diventino sempre più importanti. Quanto più i mercati diventano integrati, tanto più è necessaria un’autorità indipendente per moderare e risolvere in via definitiva i conflitti fra Stati membri concernenti le questioni di regolamentazione.

La Commissione continua ad incoraggiare tutti gli Stati membri a partecipare alle riunioni del gruppo di lavoro. Per garantire la trasparenza riguardo all’attività del gruppo, le conclusioni delle riunioni sono messe a disposizione di tutti gli Stati membri.

40

L’iniziativa della Commissione sull’assetto del mercato avviata il 15 luglio 2015, COM (2015)340, mira esattamente a rafforzare il quadro giuridico per la cooperazione fra i GST.

44

La Commissione ritiene inoltre che, nell’attuale contesto, i meccanismi esistenti siano eterogenei. Per superare tale situazione, la Commissione ha adottato delle norme per armonizzare i meccanismi di compravendita per il gas e l’energia elettrica. L’attuazione di queste norme è in corso (in particolare con l’adozione degli orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione (CACM) per l’energia elettrica e dei codici di rete di bilanciamento/orientamenti CAM/CMP per il gas) e ridurrà significativamente le carenze nell’attuale quadro giuridico sulla compravendita di energia.

46

La Commissione ritiene che la questione degli interventi statali non coordinati nei mercati dell’energia sia uno dei maggiori ostacoli ad un mercato integrato ed è pertanto della massima importanza per il funzionamento del mercato interno dell’energia nonché della sicurezza dell’approvvigionamento. La Commissione ha delineato le questioni principali e le misure proposte nella comunicazione «Realizzare il mercato interno dell’energia elettrica e sfruttare al meglio l’intervento pubblico», C(2013) 7243 final, e nell’attuale iniziativa sull’assetto del mercato pone un’attenzione speciale sull’eliminazione degli interventi inutili (cfr. la comunicazione «Avvio del processo di consultazione pubblica sul nuovo assetto del mercato dell’energia», COM(2015) 340).

50 a)

La Commissione osserva che i GST nazionali, le ANR e gli Stati membri sono stati spesso restii a concordare un adeguamento delle regole nazionali o regionali esistenti a favore di una soluzione di compromesso che creerebbe un mercato regionale o a livello unionale più integrato/più ampio. La Commissione sta promuovendo l’ulteriore integrazione del mercato interno dell’energia anche per i mercati che funzionano in modo adeguato affinché l’integrazione europea possa concretizzare appieno i vantaggi potenziali, vale a dire maggiore concorrenza, liquidità e migliore sicurezza dell’approvvigionamento.

50 b)

L’adozione della normativa dell’UE su regole tecniche richiede cambiamenti nei sistemi nazionali consolidati e impone pertanto la ricerca di compromessi fra i 28 Stati membri su questioni spesso complesse di gestione del sistema o di compravendita di energia, con significativi effetti di ripartizione. Ciò limita la capacità di pianificare con esattezza il tempo necessario per giungere ai compromessi necessari.

La Commissione ha adottato misure per una pianificazione chiara e trasparente pubblicando regolarmente il processo di adozione previsto.

50 c)

La Commissione sta prendendo in considerazione possibili miglioramenti per il processo di adozione dei codici di rete nel quadro dell’iniziativa per l’assetto del mercato.

50 d)

I codici di rete e gli orientamenti sono documenti della Commissione che mirano ad eliminare gli ostacoli agli scambi attraverso un allineamento delle regole di gestione del mercato e delle reti.

Spetta alla Commissione garantire che i progetti di testi proposti dalla REGST dell’energia elettrica e dall’ACER siano conformi al diritto dell’UE, siano neutrali rispetto a tutte le parti interessate e non si limitino a confermare lo status quo, ma favoriscano un reale progresso per il mercato interno dell’energia (cfr. la risposta della Commissione al paragrafo 50, punto a)).

Nel caso dei codici proposti per l’energia elettrica, la Commissione ha dovuto lavorare intensamente sui testi proposti prima di poterli adottare come normativa dell’UE. Il processo di adozione pertanto è durato più di quanto inizialmente previsto, anche a causa della notevole importanza economica e dei possibili effetti distributivi delle norme adottate. Il tempo impiegato per riformulare i codici e negoziare con gli Stati membri e le parti interessate la necessità di dotarsi di una normativa ambiziosa è stato ben investito, dato che l’adozione dei codici favorirà un reale progresso in termini di armonizzazione.

51

La Commissione osserva che, in particolare nel settore dell’energia elettrica, i GST e le ANR hanno partecipato molto attivamente ai progetti di attuazione precoce dei codici di rete (cfr. ad esempio il processo volontario di accoppiamento dei mercati, le iniziative di bilanciamento o i lavori dei centri regionali di coordinamento della sicurezza).

53

La Commissione collabora attivamente con la Bulgaria per accelerare il processo di creazione di borse dell’energia affinché questo paese possa partecipare appieno alla compravendita di energia a livello dell’UE («accoppiamento dei mercati»), anche con i paesi della Comunità dell’energia (che costituiscono insieme la «regione degli 8»).

54

La Commissione osserva che il quadro di monitoraggio REMIT istituito dal regolamento di esecuzione (UE) n. 1348/2014 non è ancora entrato in vigore per quanto riguarda la compravendita tra imprese (cosiddette «operazioni non standard»). Il regolamento copre finora soltanto le cosiddette «operazioni standard» (vale a dire operazioni in sedi di negoziazione). Le disposizioni che riguardano le operazioni «non-standard» (vale a dire operazioni bilaterali al di fuori delle sedi di negoziazione) entreranno in vigore nel marzo 2016.

59

La convergenza dei prezzi è al di sotto delle aspettative, soprattutto a causa di interventi statali ampiamente divergenti, che favoriscono forme molto diverse di approvvigionamento di energia elettrica. Tuttavia, le iniziative per il mercato interno, fra cui l’accoppiamento dei mercati, hanno incontestabilmente allineato i prezzi (cfr. la recente esperienza con l’accoppiamento dei mercati basato sui flussi) e hanno un ulteriore potenziale in tal senso, in particolare nei casi in cui gli Stati membri decidono a favore di un maggiore allineamento dei loro interventi statali.

61

Il regolamento CACM, diventato giuridicamente vincolante in tutti gli Stati membri nell’agosto 2015, ha istituito meccanismi di compravendita armonizzati. La Commissione concorda che una completa convergenza dei prezzi è ancora ostacolata da altri fattori (fra cui mancanza di interconnessione, interventi statali non coordinati in vari Stati membri ecc.).

64

La Commissione concorda sul fatto che qualsiasi regolamentazione dei prezzi dell’energia che consente di praticare prezzi inferiori ai costi vada scartata ed ha sollevato la questione nelle discussioni con gli Stati membri, nonché nell’ambito di procedimenti di infrazione. La Corte di giustizia europea ha di recente accolto un ricorso della Commissione contro la regolamentazione dei prezzi (C-36/14).

70

In seno alla Commissione è stato istituito un dipartimento che si occupa del monitoraggio del mercato e delle previsioni energetiche. La Commissione riconosce che la propria capacità di elaborare analisi complesse è limitata a causa di vincoli in termini di risorse. Accoglierebbe con favore un rafforzamento delle proprie capacità.

In ogni caso, la Commissione potrebbe doversi avvalere di esperti esterni.

75

Lo strumento principale per aiutare gli Stati membri a raggiungere l’obiettivo del 10% consiste nell’individuare progetti di interesse comune pertinenti e nel sostenerne l’attuazione. Ad esempio, una buona parte del piano d’azione dell’iniziativa regionale nell’Europa sud-orientale è dedicata all’incremento del livello di interconnessione fra il mercato dell’energia elettrica della penisola iberica e quello continentale.

82

La Commissione riconosce l’urgenza di una valutazione completa delle necessità infrastrutturali a livello dell’UE, ma desidera sottolineare altresì come questo lavoro di pianificazione delle infrastrutture sia ampiamente in corso a livello dell’UE e come informi già le politiche della Commissione.

I piani decennali di sviluppo della rete di trasporto del gas (PDST) preparati dalla rete europea dei gestori dei sistemi di trasporto (REGST) sono basati su una valutazione approfondita delle necessità infrastrutturali, che include anche la domanda. La frequenza del loro aggiornamento, ogni due anni, garantisce che i piani rispecchino l’evoluzione della domanda e dei modi di produzione. Sulla base di questi piani e avvalendosi della metodologia dell’analisi costi benefici del sistema energetico, prevista nel regolamento TEN-E, vengono selezionati i progetti da inserire nell’elenco dell’Unione dei progetti di interesse comune (PIC). Il processo di selezione dei PIC si svolge su una base solida e trasparente.

83

Tenuto conto delle limitazioni in termini di organico (limitazioni che conosce anche l’ACER), la Commissione ritiene che la modellizzazione dell’infrastruttura e lo sviluppo di una serie di scenari potrebbero essere effettuati dalle REGST, sotto lo stretto controllo della Commissione e dell’ACER.

Va osservato che la versione 2014 del PDSR per l’energia elettrica prevede già quattro scenari. La metodologia e lo sviluppo di scenari possono essere migliorati e aggiornati, e a tal proposito sia la Commissione sia l’ACER collaborano a stretto contatto con le REGST.

84

Il finanziamento si basa non soltanto su una valutazione approfondita delle necessità (dall’alto verso il basso), ma deve essere valutato e verificato necessariamente rispetto a specifici requisiti. In sede di valutazione di progetti specifici, la maturità è uno dei criteri principali unitamente ai vantaggi che il progetto offrirà alla regione in cui è situato. Ciò vale sia per gli strumenti finanziari sia per le sovvenzioni.

86 - Quarto trattino

I PDSR non devono corrispondere completamente ai piani nazionali dato che mirano ad essere molto più che un elencazione di tutti i piani nazionali. Si incentrano sullo sviluppo delle infrastrutture transeuropee che servono agli obiettivi portanti, ossia l’integrazione del mercato, la sicurezza dell’approvvigionamento e la sostenibilità.

87

La pianificazione deve basarsi su serie di dati completi, affidabili e validi. L’acquisizione di questi dati, in particolare dai promotori dei progetti, ma anche dagli Stati membri, è una delle sfide principali della prossima serie di PDSR.

90

La Commissione ha dichiarato che l’integrazione regionale dei mercati è uno strumento chiave per compiere progressi nel mercato interno dell’energia. La Commissione continuerà a sostenere attivamente e a sviluppare ulteriormente le iniziative regionali in tutti i settori del mercato interno (ad esempio infrastruttura, compravendita di energia, gestione del sistema, adeguatezza della produzione, regimi di sostegno per le energie rinnovabili), senza perdere di vista l’obiettivo finale di un mercato integrato a livello di UE.

100

Sia per il gas che per l’energia elettrica, il processo di elaborazione dei piani decennali di sviluppo della rete da parte delle rispettive REGST fornisce una valida topografia del fabbisogno di investimenti nella rete a livello europeo.

Su tale fabbisogno si fondano procedure come l’elenco dei PIC. Tuttavia, va ricordato che i progetti prioritari o importanti dal punto di vista strategico non richiedono necessariamente finanziamenti a livello dell’UE. Altre barriere non finanziarie (ad esempio il rilascio di autorizzazioni) sono spesso più importanti. Il processo dei PIC mira ad affrontare tali barriere. Se esistono ostacoli specifici correlati all’aspetto finanziario, allora si prende in considerazione il sostegno a titolo del bilancio dell’UE (ad esempio nell’ambito del meccanismo per collegare l’Europa). Questo perché in genere gli elenchi non sono elaborati al solo fine di gerarchizzare gli investimenti a carico del bilancio dell’UE.

103

L’elenco di progetti di interesse comune si basa su una valutazione completa che viene migliorata perfezionando vari aspetti dell’analisi costi benefici (ad esempio come valutare la sicurezza dell’approvvigionamento). In base alla legislazione in vigore sul meccanismo per collegare l’Europa, la presenza sull’elenco è una condizione preliminare per ottenere il sostegno finanziario. Tuttavia, la decisione di concedere il sostegno è adottata, conformemente all’attuale quadro giuridico, dopo avere esaminato la domanda sulla base di una serie di criteri di selezione che tengono conto degli obiettivi politici nonché degli aspetti tecnici e finanziari.

104

La Commissione ammette che ritardi nell’attuazione dei progetti hanno impedito al programma EEPR di favorire rapidamente la crescita economica.

Tuttavia, i vantaggi a lungo termine sono apprezzabili, soprattutto per quanto riguarda la sicurezza dell’approvvigionamento.

Sono stati completati tutti i progetti relativi ai flussi inversi e alle interconnessioni nell’Europa centrale e sud-orientale, tranne uno, migliorando così in misura significativa la resilienza della rete del gas dell’UE in caso di interruzioni dell’approvvigionamento simili a quella fronteggiata agli inizi del 2009.

Il progetto «Nordbalt 02» ha contribuito al completamento del necessario potenziamento della rete di trasmissione lituana per facilitare il flusso di energia elettrica lungo l’interconnettore. «Estlink 2» ha collegato la rete estone/rete baltica al mercato dell’energia elettrica nordico attraverso un cavo sottomarino verso la Finlandia.

Una nuova connessione via cavo sottomarino fra l’Italia e Malta ha messo fine all’isolamento della rete maltese dal resto dell’Europa.

109

Per i programmi operativi del periodo 2014-2020, soltanto sei Stati membri hanno scelto la priorità d’investimento a titolo del FESR legata, fra l’altro, al miglioramento della sicurezza dell’approvvigionamento attraverso lo sviluppo di sistemi intelligenti di stoccaggio e di trasmissione dell’energia. Nella legislazione relativa a questa priorità d’investimento è prevista una specifica condizionalità ex ante che garantisce la coerenza con altre parti importanti della legislazione sul mercato interno dell’energia e con il quadro dei PIC. Per ciascuno degli obiettivi specifici concordati sono definiti indicatori di risultato nei programmi operativi pertinenti (piuttosto che negli accordi di partenariato), compresi indicatori di risultato relativi ad aspetti del mercato interno dell’energia.

Sostenere il passaggio ad un’economia a basse emissioni di carbonio, compresi investimenti nell’efficienza energetica, energia rinnovabile e reti di distribuzione intelligenti, è una priorità dei fondi SIE per il periodo 2014-2020, in particolare con gli stanziamenti minimi obbligatori per il FESR. Gli investimenti in altre infrastrutture energetiche, come l’eliminazione delle strozzature nelle infrastrutture di rete di base, sono importanti per determinati Stati membri. Tali investimenti, infatti, rappresentano in media circa lo 0,5% degli stanziamenti totali a titolo del FESR, FC e FSE, sia nel periodo dal 2007 al 2013 sia nel periodo dal 2014 al 2020, ma in alcuni Stati membri la quota è maggiore (circa il 2%) e riflette le necessità e le priorità nazionali.

112. b)

L’attuazione di tutti i progetti cofinanziati dal bilancio dell’UE è monitorata da vicino e le richieste dei promotori dei progetti di modificare le decisioni di sovvenzione sono esaminate con attenzione e anche respinte laddove le argomentazioni presentate siano insufficienti.

Conclusioni e raccomandazioni

113

È importante osservare che:

—le infrastrutture energetiche dovrebbero essere finanziate dalle tariffe all’utenza e dal mercato; il sostegno finanziario a carico del bilancio dell’UE dovrebbe quindi rappresentare l’eccezione piuttosto che la regola;

—laddove il sostegno finanziario è stato concesso, la sicurezza dell’approvvigionamento è migliorata significativamente in alcune regioni (cfr. gli esempi relativi all’EEPR menzionati nell’osservazione della Corte al paragrafo 103 o a diversi progetti esaminati ai fini dell’audit che hanno beneficiato del cofinanziamento del CEF o dei fondi SIE, menzionati nelle osservazioni della Corte ai paragrafi 109-111).

Raccomandazione 1

La Commissione accetta la raccomandazione.

I servizi della Commissione hanno dichiarato che fare rispettare le regole del terzo pacchetto costituisce una priorità per il 2015. I controlli di conformità sull’attuazione del terzo pacchetto sono stati completati in tutti i 28 Stati membri e sono state portate all’attenzione delle autorità degli Stati membri interessati tutte le potenziali questioni di incompatibilità con la normativa sul mercato interno.

Raccomandazione 2 a)

Questa raccomandazione è rivolta agli Stati membri. La Commissione, tuttavia, concorda con la raccomandazione ed eserciterà un particolare controllo sull’indipendenza delle ANR nel corso della valutazione di conformità delle regole del terzo pacchetto per il mercato interno dell’energia.

Raccomandazione 2 b)

La Commissione accetta la raccomandazione e sta considerando la possibilità di rafforzare gli attuali poteri dell’ACER anche nei confronti degli Stati membri per adeguarli alle realtà del mercato più integrato.

Raccomandazione 3

La Commissione accetta la raccomandazione.

Per affrontare il problema dello scarso volume di compravendita attraverso le borse, la Commissione ha adottato alcuni regolamenti per il settore del gas e dell’energia elettrica che renderanno obbligatoria l’instaurazione di borse per l’energia [ad esempio, i regolamenti «CAM» (meccanismi di assegnazione di capacità) e «Bilanciamento» per il gas e il regolamento «CACM» (allocazione della capacità e gestione della congestione), che stabilisce le regole per l’accoppiamento dei mercati («market coupling») a livello dell’UE, per l’energia elettrica]. Inoltre, è in corso l’attuazione del regolamento (UE) n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso (REMIT).

Raccomandazione 4

La Commissione accetta la raccomandazione.

Il commissario per l’Azione per il clima e l’energia ha dichiarato che l’adozione dei codici di rete costituisce una priorità. La Commissione si è adoperata attivamente, collaborando con regolatori, GST e altre parti interessate, per riformulare i codici di rete proposti in modo da garantirne la neutralità e assicurarne un’attuazione effettiva. Otto dei dieci codici di rete proposti per l’energia elettrica dovrebbero essere votati dal comitato entro la fine del 2015.

La Commissione promuove attivamente l’attuazione precoce dei codici di rete nel quadro delle iniziative di cooperazione regionali.

120

La convergenza dei prezzi è al di sotto delle aspettative, soprattutto a causa di interventi statali ampiamente divergenti, che favoriscono forme molto diverse di approvvigionamento di energia elettrica. Tuttavia, le iniziative per il mercato interno, fra cui l’accoppiamento dei mercati, hanno sicuramente allineato i prezzi (cfr. la recente esperienza con l’accoppiamento dei mercati basato sui flussi) e hanno un ulteriore potenziale in tal senso, in particolare nei casi in cui gli Stati membri decidono a favore di un maggiore allineamento dei loro interventi statali.

Raccomandazione 5 a)

La Commissione accetta la raccomandazione.

Mentre l’attuale obiettivo del 10% entro il 2020 è basato sulla capacità di produzione, si terrà conto degli aspetti dei costi e del potenziale di scambi commerciali che svolgeranno un ruolo importante nella definizione dell’obiettivo di interconnessione entro il 2030 a livello regionale o nazionale. Si aggiungerà così la necessaria flessibilità per adeguare l’obiettivo di interconnessione minima del 15% per l’energia elettrica entro il 2030 alle esigenze del mercato.

Raccomandazione 5 b)

La Commissione accetta la raccomandazione.

Il piano decennale di sviluppo della rete di trasporto del gas (PDSR) 2015 fornisce già una valutazione adeguata delle necessità infrastrutturali in una serie di scenari relativi a domanda futura, prezzi, sviluppo infrastrutturale e altri aspetti. L’analisi mostra chiaramente che non tutti i progetti pianificati saranno necessari. L’attuale processo dei PIC si basa su questa valutazione. Inoltre, ai fini di una migliore valutazione delle necessità del mercato del gas dell’UE, sono iniziati i lavori preparatori su una strategia dell’UE per il gas naturale liquefatto (GNL) e lo stoccaggio del gas e la Commissione pubblicherà la propria strategia per il gas naturale liquefatto (GNL) e lo stoccaggio del gas nel gennaio 2016.

Raccomandazione 6 a)

La Commissione accetta la raccomandazione.

La Commissione ha già iniziato ad attuare azioni in tal senso, in particolare mediante l’attività del gruppo ad alto livello sull’interconnessione del gas nell’Europa centrale e sudorientale, il cui scopo è il coordinamento degli sforzi per facilitare lo sviluppo di un’infrastruttura transfrontaliera e transeuropea che diversifichi le forniture di gas alla regione, nonché l’attuazione di norme armonizzate.

Raccomandazione 6 b)

La Commissione accetta la raccomandazione.

La Commissione sta già agendo in tal senso nel quadro delle iniziative regionali, che hanno tra i principali obiettivi quello di affrontare le strozzature (fisiche o regolamentari) esistenti nell’infrastruttura transfrontaliera.

Raccomandazione 6 c)

La Commissione accetta la raccomandazione.

La cooperazione fra i GST è già stata resa obbligatoria in numerose norme di attuazione («codici di rete») concernenti la gestione delle reti e la compravendita di energia.

Nel contesto dell’iniziativa sull’assetto del mercato dell’energia elettrica, la Commissione sta esplorando la possibilità di migliorare la cooperazione e ripartire le responsabilità fra i GST, sulla base del concetto delle iniziative regionali di coordinamento della sicurezza, in particolare nelle regioni strettamente collegate, come primo passo verso una maggiore integrazione dei GST a livello regionale.

Raccomandazione 7 a)

La Commissione accetta la raccomandazione.

La Commissione si è già adoperata in tal senso. Ha lavorato costantemente all’elaborazione dei PDSR e (dal 2013) alla relativa analisi costi-benefici. Inoltre, l’articolo 11, paragrafo 8, del regolamento TEN-E dispone che entro il 31 dicembre 2016 le REGTS elaborino e trasmettano congiuntamente alla Commissione e all’ACER un modello (interconnesso) di rete dell’energia elettrica e del gas. La Commissione farà in modo che ciò avvenga entro i termini prescritti.

Raccomandazione 7 b)

La Commissione accetta parzialmente la raccomandazione.

La creazione di capacità interne di analisi e di modellizzazione potrebbe avere notevoli implicazioni in termini di risorse per la Commissione o per l’ACER. L’esternalizzazione di queste capacità alle REGST, sotto il controllo e la supervisione dell’ACER e della Commissione, potrebbe essere considerata una valida alternativa.

Raccomandazione 7 c)

La Commissione accetta la raccomandazione.

Le analisi costi benefici dell’intero sistema energetico, alla base della pianificazione e della valutazione delle necessità e dei PDSR, sono realizzate dalle REGST in stretta collaborazione sia con la Commissione sia con l’ACER.

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Sia per il gas che per l’energia elettrica, il processo di elaborazione dei piani decennali di sviluppo della rete da parte delle rispettive REGST fornisce una valida topografia del fabbisogno di investimenti nella rete a livello europeo.

Su tale fabbisogno si fondano procedure come l’elenco dei PIC. Tuttavia, va ricordato che i progetti prioritari o importanti dal punto di vista strategico non richiedono necessariamente finanziamenti a livello dell’UE. Altre barriere non finanziarie (ad esempio il rilascio di autorizzazioni) sono spesso più importanti. Il processo dei PIC mira ad affrontare tali barriere. Se esistono ostacoli specifici correlati all’aspetto finanziario, allora si prende in considerazione il sostegno a titolo del bilancio dell’UE (ad esempio nell’ambito del meccanismo per collegare l’Europa). Questo perché in generale gli elenchi non sono elaborati al solo fine di gerarchizzare gli investimenti a carico del bilancio dell’UE.

Raccomandazione 8

La Commissione accetta parzialmente la raccomandazione.

Per quanto riguarda la gerarchizzazione, la Commissione rammenta che il miglioramento delle procedure di pianificazione si inserisce nel meccanismo di cooperazione regolare con tutte le parti interessate.

Ad esempio, la selezione dei progetti PIC mira a individuare i progetti che contribuiscono maggiormente al conseguimento degli obiettivi della politica energetica dell’UE (accessibilità, sicurezza dell’approvvigionamento, sostenibilità).

Entro la fine del 2016 sarà realizzata un’analisi più solida delle necessità, che combini sia il mercato dell’energia elettrica sia quello del gas. Cfr. la risposta della Commissione alla raccomandazione 7, punto a).

Per quanto riguarda il finanziamento, in sede di selezione delle azioni ammesse a beneficiare del sostegno finanziario, per i progetti per i quali è stata individuata la necessità di un sostegno pubblico si tiene conto anche della maturità e di altri criteri di valutazione. La Commissione lavora a stretto contatto con la BEI e le altre parti interessate per rafforzare l’assistenza tecnica allo scopo di migliorare la riserva di progetti di interesse strategico. Non sono previste, pertanto, ulteriori azioni.

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Per quanto riguarda i fondi SIE, il FESR, nell’ambito dell’obiettivo tematico di promuovere un trasporto sostenibile e di eliminare le strozzature nelle infrastrutture chiave della rete, è finalizzato a migliorare la sicurezza dell’approvvigionamento energetico sia a livello nazionale sia nei paesi limitrofi. La sicurezza dell’approvvigionamento è uno degli obiettivi del mercato interno. Le condizionalità ex ante per i fondi SIE, introdotte nel quadro regolamentare 2014-2020 al fine di garantire l’efficacia e l’efficienza degli investimenti dei fondi SIE, contribuiscono a realizzare le riforme del mercato interno e a favorire una migliore attuazione dei progetti finanziati dai fondi SIE.

Il CEF prevede già obiettivi chiari per il mercato interno dell’energia, stabiliti nell’articolo 4 del regolamento. L’articolo 17, paragrafo 6, considera il completamento del mercato interno dell’energia uno degli obiettivi prioritari da conseguire attraverso i primi due programmi di lavoro.

Tuttavia, non è possibile condizionare il finanziamento del CEF all’assenza/presenza di riforme del mercato interno dell’energia, come spiegato nella risposta della Commissione alla raccomandazione 9.

Raccomandazione 9

La Commissione non accetta la raccomandazione.

La Commissione è fermamente convinta che per garantire l’efficacia del mercato interno dell’energia sia necessario avanzare di pari passo a livello di infrastruttura e a livello di regolamentazione del mercato. Tuttavia, l’imposizione di una rigida condizionalità sarebbe troppo difficile da fare rispettare e rischia di essere pregiudizievole per lo sviluppo delle infrastrutture necessarie.

QJ-AB-15-018-IT-E    ISSN 1977-5709

Tramite questo audit, la Corte ha cercato di stabilire se l’attuazione delle politiche relative al mercato interno dell’energia e la spesa dell’UE per infrastrutture energetiche abbiano effettivamente fornito i benefici della sicurezza dell’approvvigionamento energetico. L’obiettivo dell’UE di completare il mercato interno dell’energia entro il 2014 non è stato raggiunto. Le infrastrutture energetiche in Europa non sono in genere ancora concepite per mercati completamente integrati e quindi attualmente non forniscono un’effettiva sicurezza dell’approvvigionamento energetico. Il sostegno finanziario a carico del bilancio dell’UE nel settore delle infrastrutture energetiche ha contribuito solo in maniera limitata al mercato interno dell’energia e alla sicurezza dell’approvvigionamento energetico.