02013R0347 — IT — 28.04.2022 — 007.001
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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 (Testo rilevante ai fini del SEE) (GU L 115 del 25.4.2013, pag. 39) |
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Gazzetta ufficiale |
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n. |
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REGOLAMENTO DELEGATO (UE) N. 1391/2013 DELLA COMMISSIONE del 14 ottobre 2013 |
L 349 |
28 |
21.12.2013 |
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REGOLAMENTO DELEGATO (UE) 2016/89 DELLA COMMISSIONE del 18 novembre 2015 |
L 19 |
1 |
27.1.2016 |
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REGOLAMENTO DELEGATO (UE) 2018/540 DELLA COMMISSIONE del 23 novembre 2017 |
L 90 |
38 |
6.4.2018 |
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REGOLAMENTO (UE) 2019/942 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del 5 giugno 2019 |
L 158 |
22 |
14.6.2019 |
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REGOLAMENTO (UE) 2019/943 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del 5 giugno 2019 |
L 158 |
54 |
14.6.2019 |
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REGOLAMENTO DELEGATO (UE) 2020/389 DELLA COMMISSIONE del 31 ottobre 2019 |
L 74 |
1 |
11.3.2020 |
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REGOLAMENTO DELEGATO (UE) 2022/564 DELLA COMMISSIONE del 19 novembre 2021 |
L 109 |
14 |
8.4.2022 |
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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
(Testo rilevante ai fini del SEE)
CAPO I
DISPOSIZIONI GENERALI
Articolo 1
Oggetto e ambito d’applicazione
In particolare, il presente regolamento:
riguarda l’individuazione di progetti di interesse comune necessari per la realizzazione di corridoi e aree prioritari, rientranti nelle categorie delle infrastrutture energetiche nei settori dell’elettricità, del gas, del petrolio e dell’anidride carbonica definiti nell’allegato II («categorie di infrastrutture energetiche»);
facilita l’attuazione tempestiva di progetti di interesse comune ottimizzando, coordinando più da vicino e accelerando i procedimenti di rilascio delle autorizzazioni e migliorando la partecipazione del pubblico;
fornisce norme e orientamenti per la ripartizione dei costi a livello transfrontaliero e incentivi correlati al rischio per progetti di interesse comune;
determina le condizioni per l’ammissibilità di progetti di interesse comune all’assistenza finanziaria dell’Unione.
Articolo 2
Definizioni
Ai fini del presente regolamento, oltre alle definizioni di cui alle direttive 2009/28/CE, 2009/72/CE e 2009/73/CE, e ai regolamenti (CE) n. 713/2009, (CE) n. 714/2009 e (CE) n. 715/2009, si applicano le definizioni seguenti:
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1) |
«infrastruttura energetica» : qualsiasi attrezzatura fisica o impianto rientranti nelle categorie di infrastrutture energetiche, ubicati all’interno dell’Unione o che collegano l’Unione e uno o più paesi terzi; |
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2) |
«decisione globale» : la decisione o l’insieme delle decisioni adottate da una o più autorità di uno Stato membro, esclusi i tribunali e le corti, che stabiliscono se a un promotore di progetto debba essere concessa l’autorizzazione per la costruzione dell’infrastruttura energetica che consente di realizzare un progetto, senza pregiudicare alcuna decisione adottata nell’ambito di una procedura di appello amministrativo; |
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3) |
«progetto» : una o più linee, condotte, impianti, attrezzature o installazioni rientranti nelle categorie di infrastrutture energetiche; |
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4) |
«progetto di interesse comune» : un progetto necessario per l’attuazione dei corridoi e delle aree prioritari delle infrastrutture energetiche di cui all’allegato I e che figura nell’elenco di progetti di interesse comune dell’Unione di cui all’articolo 3; |
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5) |
«strozzature nelle infrastrutture energetiche» : la limitazione dei flussi fisici di un sistema energetico dovuta a una capacità di trasmissione insufficiente, che comprende tra l’altro l’assenza di infrastruttura; |
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6) |
«promotore del progetto» :
a)
un GST, un operatore del sistema di distribuzione o un altro operatore o investitore che sviluppi un progetto di interesse comune;
b)
se sono presenti più GST, gestori di sistemi di distribuzione, altri gestori, investitori o qualsiasi gruppo degli stessi, l’organismo dotato di personalità giuridica ai sensi della legge nazionale applicabile, che è stato designato per accordo contrattuale concluso tra loro e che ha la capacità di assumere obblighi legali e la responsabilità finanziaria per conto delle parti dell’accordo contrattuale; |
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7) |
«rete intelligente» : una rete elettrica capace di integrare in maniera efficace sotto il profilo dei costi il comportamento e le azioni di tutti gli utenti a essa collegati, inclusi produttori, consumatori e coloro che insieme producono e consumano, al fine di garantire un sistema elettrico efficiente dal lato economico e sostenibile, con scarse perdite e un elevato livello di qualità, di sicurezza dell’approvvigionamento e della protezione; |
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8) |
«lavori» : l’acquisto, la fornitura e l’introduzione di componenti, sistemi e servizi, compresi i software, la realizzazione delle attività di sviluppo, costruzione e installazione relative a un progetto, il collaudo degli impianti e la messa in servizio di un progetto; |
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9) |
«studi» : le attività necessarie per preparare la realizzazione di un progetto, quali studi preparatori, di fattibilità, di valutazione, di prova e di convalida, compresi i software, e ogni altra misura di sostegno tecnico, comprese le azioni preliminari ai lavori effettuate per definire e sviluppare completamente un progetto e per decidere in merito al suo finanziamento, quali le azioni di ricognizione sui siti interessati e la preparazione del pacchetto finanziario; |
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10) |
«autorità nazionale di regolamentazione» : un’autorità nazionale di regolamentazione designata ai sensi dell’articolo 35, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE oppure ai sensi dell’articolo 39, paragrafo 1, della direttiva 2009/73/CE; |
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11) |
«messa in servizio» : la procedura di messa in funzionamento di un progetto, una volta costruito. |
CAPO II
PROGETTI DI INTERESSE COMUNE
Articolo 3
Elenco dell’Unione dei progetti di interesse comune
Quando un gruppo redige il suo elenco regionale:
ogni singola proposta per un progetto di interesse comune richiede l’approvazione degli Stati membri interessati dal progetto; se uno Stato membro non concede la sua approvazione, presenta i suoi motivi fondati al gruppo interessato;
tiene conto della consulenza della Commissione volta a disporre di un numero totale gestibile di progetti di interesse comune.
Nell’esercizio delle sue competenze, la Commissione garantisce che l’elenco dell’Unione sia istituito ogni due anni, sulla base degli elenchi regionali adottati dagli organi decisionali dei gruppi di cui all’allegato III, parte 1, punto 2, secondo la procedura di cui al paragrafo 3 del presente articolo.
Il primo elenco dell’Unione deve essere adottato entro il 30 settembre 2013.
Nell’adottare l’elenco dell’Unione sulla base degli elenchi regionali, la Commissione:
garantisce che siano inclusi solo i progetti che soddisfano i criteri di cui all’articolo 4;
garantisce una coerenza transregionale, tenendo conto del parere dell’Agenzia di cui all’allegato III, parte 2, punto 12;
tiene conto di eventuali pareri degli Stati membri di cui all’allegato III, parte 2, punto 9; nonché
garantisce che il numero totale di progetti di interesse comune sull’elenco dell’Unione sia gestibile.
Articolo 4
Criteri applicabili ai progetti di interesse comune
I progetti di interesse comune soddisfano i seguenti criteri generali:
il progetto è necessario per l’attuazione di almeno un’area e un corridoio prioritari per le infrastrutture energetiche;
i potenziali vantaggi globali del progetto, valutati conformemente ai rispettivi criteri specifici di cui al paragrafo 2, sono superiori ai suoi costi, anche in una prospettiva più a lungo termine; e
il progetto soddisfa uno dei seguenti criteri:
coinvolge almeno due Stati membri, perché attraversa direttamente la frontiera di due o più Stati membri;
è ubicato sul territorio di uno Stato membro e ha un impatto significativo a livello transfrontaliero come enunciato all’allegato IV, punto 1;
attraversa la frontiera di almeno uno Stato membro e di un paese dello Spazio economico europeo.
I seguenti criteri specifici si applicano ai progetti di interesse comune che rientrano in categorie di infrastrutture energetiche specifiche:
per quanto riguarda i progetti di trasmissione e stoccaggio di elettricità che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche stabilite all’allegato II, punto 1, lettere da a) a d), il progetto deve contribuire in misura significativa ad almeno uno dei seguenti criteri specifici:
integrazione del mercato, facendo uscire tra l’altro dall’isolamento almeno uno Stato membro e riducendo le strozzature nelle infrastrutture energetiche; concorrenza e flessibilità del sistema;
sostenibilità, inter alia tramite l’integrazione dell’energia rinnovabile nella rete e la trasmissione di energia rinnovabile ai principali centri di consumo e siti di stoccaggio;
sicurezza dell’approvvigionamento,inter alia tramite l’interoperabilità, connessioni adeguate e il funzionamento sicuro e affidabile del sistema;
per i progetti nel settore del gas che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 2, il progetto deve contribuire in modo significativo ad almeno uno dei seguenti criteri specifici:
integrazione del mercato, inter alia facendo uscire dall’isolamento almeno uno Stato membro e riducendo le strozzature nelle infrastrutture energetiche; interoperabilità e flessibilità del sistema;
sicurezza dell’approvvigionamento, inter alia tramite connessioni adeguate e la diversificazione delle fonti di approvvigionamento, controparti di fornitura e rotte;
concorrenza, inter alia tramite la diversificazione delle fonti di approvvigionamento, controparti e rotte di fornitura;
sostenibilità, inter alia riducendo le emissioni, promuovendo la produzione intermittente di energia a partire da fonti rinnovabili e aumentando la diffusione di gas rinnovabile;
per i progetti delle reti elettriche intelligenti che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1, lettera e), il progetto deve contribuire in modo significativo a tutti i seguenti criteri specifici:
integrazione e coinvolgimento degli utenti delle reti con nuovi requisiti tecnici per quanto riguarda la loro offerta e domanda di elettricità;
efficienza e interoperabilità della trasmissione e della distribuzione dell’elettricità nella gestione giornaliera delle reti;
sicurezza della rete, controllo del sistema e qualità dell’approvvigionamento;
pianificazione ottimizzata dei futuri investimenti in reti efficienti dal punto di vista dei costi;
funzionamento del mercato e servizi ai clienti;
coinvolgimento degli utenti nella gestione del loro uso dell’energia;
per i progetti sul trasporto di petrolio che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 3, il progetto deve contribuire in misura significativa a tutti i seguenti criteri specifici:
sicurezza dell’approvvigionamento riducendo la dipendenza da un’unica fonte o rotta di approvvigionamento;
uso efficiente e sostenibile delle risorse tramite l’attenuazione dei rischi ambientali;
interoperabilità;
per i progetti sul trasporto di anidride carbonica che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 4, il progetto deve contribuire in misura significativa a tutti i seguenti criteri specifici:
prevenzione delle emissioni di anidride carbonica garantendo nel contempo la sicurezza dell’approvvigionamento energetico;
aumento della resilienza e della sicurezza del trasporto di anidride carbonica;
uso efficiente delle risorse, consentendo la connessione di più fonti e siti di stoccaggio di anidride carbonica tramite un’infrastruttura comune e minimizzando l’onere e i rischi ambientali.
Nella valutazione dei progetti, ogni gruppo accorda la dovuta considerazione:
all’urgenza di ciascun progetto proposto al fine di raggiungere gli obiettivi di politica energetica dell’Unione in materia di integrazione del mercato, fra l’altro facendo uscire dall’isolamento almeno uno Stato membro, nonché in materia di concorrenza, sostenibilità e sicurezza dell’approvvigionamento;
al numero di Stati membri interessati da ciascun progetto, garantendo nel contempo pari opportunità ai progetti che coinvolgono Stati membri periferici;
al contributo di ciascun progetto alla coesione territoriale; e
alla sua complementarità riguardo ad altri progetti proposti.
Per i progetti relativi alle reti intelligenti che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1, lettera e), la classificazione è effettuata per i progetti che interessano gli stessi due Stati membri ed è accordata la dovuta considerazione al numero di utenti interessati dal progetto, al consumo di energia annuale e alla quota di generazione di energia da risorse di energia detta «non programmabile» nella zona di interesse di tali utenti.
Articolo 5
Attuazione e monitoraggio
I promotori di progetto elaborano un piano di attuazione per i progetti di interesse comune, che include un calendario per:
studi di fattibilità e progettazione;
approvazione da parte dell’autorità nazionale di regolamentazione o di qualsiasi altra autorità interessata;
esecuzione e messa in servizio;
programma di rilascio delle autorizzazioni di cui all’articolo 10, paragrafo 4, lettera b).
Entro il 31 marzo di ogni anno successivo all’anno di inclusione di un progetto di interesse comune nell’elenco dell’Unione conformemente all’articolo 3, i promotori del progetto presentano una relazione annuale, per ogni progetto che rientra nelle categorie di cui all’allegato II, punti 1 e 2, all’autorità competente di cui all’articolo 8, e all’Agenzia o, per i progetti che rientrano nelle categorie di cui all’allegato II, punti 3 e 4, al rispettivo gruppo. Tale relazione fornisce informazioni dettagliate:
sui progressi realizzati nello sviluppo, la costruzione e la messa in servizio del progetto, in particolare per quanto riguarda il rilascio delle autorizzazioni e le procedure di consultazione;
se del caso, sui ritardi rispetto al piano di attuazione, sui motivi di tali ritardi e sulle altre difficoltà riscontrate;
se del caso, su un piano riveduto volto a superare i ritardi.
Se la messa in servizio di un progetto di interesse comune viene ritardata rispetto al piano di attuazione, per motivi che non siano motivi prioritari che sfuggono al controllo del promotore di progetto:
le autorità nazionali di regolamentazione garantiscono la realizzazione dell’investimento, nella misura in cui i provvedimenti di cui all’articolo 22, paragrafo 7, lettera a), b) o c), delle direttive 2009/72/CE e 2009/73/CE siano applicabili ai sensi delle rispettive norme nazionali;
il promotore di tale progetto seleziona un terzo per finanziare o realizzare l’intero progetto o parte di esso, qualora i provvedimenti delle autorità nazionali di regolamentazione di cui alla lettera a) non siano applicabili. Il promotore di progetto procede in tal senso prima che il ritardo rispetto alla data di messa in servizio nel piano di attuazione sia superiore ai due anni;
lo Stato membro o, qualora questi abbia così disposto, l’autorità nazionale di regolamentazione può designare entro due mesi dallo scadere del periodo di cui alla lettera b), un terzo per finanziare o realizzare il progetto, che il promotore è tenuto ad accettare, qualora non venga selezionato un terzo ai sensi della lettera b);
la Commissione, previo accordo degli Stati membri interessati e con la loro piena collaborazione, può lanciare un invito a presentare proposte aperto a qualsiasi soggetto terzo idoneo a divenire un promotore di progetto per realizzare il progetto nei tempi concordati, qualora il ritardo rispetto alla data di messa in servizio indicata nel piano di attuazione superi i due anni e due mesi;
quando si applicano le lettere c) o d), il gestore del sistema nella cui area è ubicato l’investimento fornisce ai gestori di attuazione, agli investitori o al terzo tutte le informazioni necessarie per realizzare l’investimento, collega nuovi capitali alla rete di trasmissione e, in genere, fa tutto il possibile per agevolare l’attuazione dell’investimento e il funzionamento sicuro, affidabile ed efficiente del progetto di interesse comune come pure la sua manutenzione.
Tuttavia, un progetto che non figura più nell’elenco dell’Unione, ma il cui fascicolo di domanda è stato ammesso all’esame dall’autorità competente, mantiene i diritti e gli obblighi derivanti dal capo III, salvo nel caso in cui il progetto non figuri più nell’elenco per i motivi di cui al paragrafo 8.
Articolo 6
Coordinatori europei
Il coordinatore europeo:
promuove i progetti, per i quali è stato nominato coordinatore europeo, e il dialogo transfrontaliero tra i promotori del progetto e tutte le parti interessate coinvolte;
assiste tutte le parti, in funzione delle esigenze, nella consultazione delle parti interessate e nell’ottenimento delle autorizzazioni necessarie per i progetti;
se del caso, fornisce consulenza ai promotori del progetto sul finanziamento dello stesso;
assicura che vengano forniti un sostegno adeguato e una direzione strategica da parte degli Stati membri interessati per la preparazione e l’attuazione dei progetti;
presenta ogni anno, e se del caso al termine del suo mandato, una relazione alla Commissione sui progressi dei progetti e sugli ostacoli e le difficoltà eventuali che potrebbero ritardarne in maniera considerevole la data di messa in servizio. La Commissione trasmette la relazione al Parlamento europeo e ai gruppi interessati.
CAPO III
RILASCIO DELLE AUTORIZZAZIONI E PARTECIPAZIONE DEL PUBBLICO
Articolo 7
«Status prioritario» dei progetti di interesse comune
Qualora sia chiesto il parere della Commissione conformemente alla direttiva 92/43/CEE, la Commissione e l’autorità competente di cui all’articolo 9 del presente regolamento assicurano che la decisione relativa al rilevante interesse pubblico di un progetto sia adottata entro il termine di cui all’articolo 10, paragrafo 1, del presente regolamento.
Articolo 8
Organizzazione del procedimento di rilascio delle autorizzazioni
La responsabilità dell’autorità competente di cui al paragrafo 1 e/o i compiti che ne derivano possono essere delegati a un’altra autorità o essere da questa realizzati, per progetto di interesse comune o per categoria specifica di progetti di interesse comune, a condizione che:
l’autorità competente notifichi tale delega alla Commissione e le relative informazioni siano pubblicate dall’autorità competente stessa o dal promotore del progetto sul sito internet di cui all’articolo 9, paragrafo 7;
una sola autorità sia responsabile del progetto di interesse comune, costituisca l’unico punto di contatto per il promotore del progetto nel procedimento che porta all’emissione della decisione globale per un dato progetto di interesse comune e coordini la presentazione di tutta la documentazione e le informazioni pertinenti.
L’autorità competente può mantenere la responsabilità di stabilire i termini, fatti salvi quelli di cui all’articolo 10.
Fatte salve le prescrizioni rilevanti ai sensi del diritto internazionale e dell’Unione, l’autorità competente adotta provvedimenti per facilitare l’emissione della decisione globale. La decisione globale è emessa entro il termine di cui all’articolo 10, paragrafi 1 e 2, e in base a uno dei sistemi seguenti:
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a) |
sistema integrato : la decisione globale è emessa dall’autorità competente ed è l’unica decisione legalmente vincolante derivante dalla procedura legale di rilascio dell’autorizzazione. Qualora il progetto coinvolga altre autorità, esse possono, conformemente al diritto nazionale, esprimere il loro parere quale contributo alla procedura, parere che deve essere preso in considerazione dall’autorità competente; |
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b) |
sistema coordinato : la decisione globale comprende più decisioni singole legalmente vincolanti emesse dalle varie autorità interessate, che devono essere coordinate dall’autorità competente. L’autorità competente può istituire un gruppo di lavoro in cui siano rappresentate tutte le autorità interessate per elaborare un sistema di rilascio delle autorizzazioni ai sensi dell’articolo 10, paragrafo 4, lettera b), e per monitorarne e coordinarne l’attuazione. Previa consultazione delle altre autorità interessate, l’autorità competente stabilisce, caso per caso, un termine ragionevole entro il quale sono emesse le singole decisioni, qualora applicabile conformemente al diritto nazionale e fatti salvi i termini fissati a norma dell’articolo 10. L’autorità competente può adottare una decisione singola per conto di un’altra autorità interessata, se la decisione di quest’ultima non viene emessa entro il termine stabilito e se il ritardo non può essere giustificato adeguatamente; oppure, ove disposto dal diritto nazionale e nella misura in cui è garantita la compatibilità con il diritto dell’Unione, l’autorità competente può considerare che un’altra autorità nazionale interessata abbia già espresso la sua approvazione o il suo rifiuto per il progetto, qualora la decisione della suddetta autorità non sia emessa entro il termine previsto. Ove disposto dal diritto nazionale, l’autorità competente può ignorare una decisione singola di un’altra autorità nazionale interessata se ritiene che tale decisione non sia sufficientemente suffragata da elementi probatori presentati dall’autorità nazionale interessata. Nel farlo l’autorità competente assicura che siano rispettati i requisiti pertinenti ai sensi del diritto internazionale e dell’Unione e motiva debitamente la propria decisione; |
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c) |
sistema collaborativo : la decisione globale è coordinata dall’autorità competente. Previa consultazione delle altre autorità interessate, l’autorità competente stabilisce, caso per caso, un termine ragionevole entro il quale sono emesse le singole decisioni, qualora applicabile conformemente al diritto nazionale e fatti salvi i termini fissati a norma dell’articolo 10. Essa controlla il rispetto dei termini da parte delle autorità interessate. |
Se si prevede che una decisione individuale da parte di un’autorità interessata non sarà emessa entro il termine stabilito, detta autorità ne informa immediatamente l’autorità competente allegando una motivazione per il ritardo. Successivamente l’autorità competente stabilisce un nuovo termine entro il quale la decisione singola deve essere emessa, nel rispetto dei termini generali stabiliti a norma dell’articolo 10.
Date le specificità nazionali nelle procedure di pianificazione e nei procedimenti di rilascio delle autorizzazioni, gli Stati membri possono scegliere tra i tre sistemi di cui alle lettere a), b) e c) del primo comma, per facilitare e coordinare i loro procedimenti e decidono di attuare quello più efficace. Qualora uno Stato membro scelga il sistema collaborativo, ne comunica alla Commissione i motivi. La Commissione procede a una valutazione dell’efficacia dei sistemi nella relazione di cui all’articolo 17.
Articolo 9
Trasparenza e partecipazione del pubblico
Qualora intenda introdurre modifiche significative a un concetto approvato, il promotore del progetto ne informa l’autorità competente che, a sua volta, può richiedere che siano apportate modifiche.
Il promotore del progetto redige una relazione che sintetizza i risultati delle attività relative alla partecipazione del pubblico prima della presentazione del fascicolo di domanda, comprese le attività avvenute prima dell’inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni. Il promotore del progetto presenta tale relazione insieme al fascicolo di domanda all’autorità competente. Questi risultati sono debitamente presi in considerazione nella decisione globale.
I promotori di progetto, inoltre, pubblicano le informazioni importanti attraverso altri mezzi di informazione adeguati cui il pubblico ha libero accesso.
Articolo 10
Durata e attuazione del procedimento di rilascio delle autorizzazioni
Il procedimento di rilascio delle autorizzazioni prevede due procedure:
la procedura che precede la domanda, che copre il periodo compreso tra l’inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni e l’accettazione da parte dell’autorità competente del fascicolo di domanda presentato, avviene entro un periodo indicativo di due anni.
La procedura in questione comprende la preparazione di eventuali relazioni ambientali che i promotori del progetto sono tenuti a elaborare.
Allo scopo di stabilire l’inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni, i promotori del progetto notificano per iscritto il progetto all’autorità competente degli Stati membri interessati, trasmettendo anche una descrizione ragionevolmente dettagliata del progetto. Entro al massimo tre mesi dalla ricezione della notifica, l’autorità competente, anche a nome delle altre autorità interessate, riconosce o, se ritiene che il progetto non sia abbastanza maturo per avviare il procedimento di rilascio delle autorizzazioni, respinge in forma scritta la notifica. In caso di diniego, l’autorità competente motiva la propria decisione, anche a nome delle altre autorità interessate. La data della firma del riconoscimento della notifica da parte dell’autorità competente segna l’inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni. Qualora siano coinvolti due o più Stati membri, la data di accettazione dell’ultima notifica da parte dell’autorità competente interessata è considerata come la data di inizio del procedimento di rilascio delle autorizzazioni;
la procedura legale di rilascio delle autorizzazioni, che copre il periodo a decorrere dalla data di accettazione del fascicolo di domanda presentato fino all’adozione di una decisione globale, non supera un anno e sei mesi. Gli Stati membri possono stabilire una data anteriore per il termine, se lo ritengono opportuno.
In tal caso, l’autorità competente informa il gruppo interessato e gli presenta le misure adottate o da adottare per concludere quanto prima il procedimento di rilascio dell’autorizzazione. Il gruppo può invitare l’autorità competente a riferire regolarmente in merito ai progressi realizzati a questo riguardo.
In tal caso, il periodo di proroga di cui al paragrafo 2 è ridotto a sei mesi, anche per la procedura di cui al presente paragrafo.
La procedura che precede la domanda comprende i seguenti stadi:
in sede di riconoscimento della notifica ai sensi del paragrafo 1, lettera a), l’autorità competente individua, in stretta collaborazione con le altre autorità interessate, e ove opportuno sulla base di una proposta del promotore di progetto, l’ambito di applicazione del materiale e il livello di dettaglio delle informazioni che devono essere presentate dal promotore del progetto, nell’ambito del fascicolo di domanda, per richiedere la decisione globale. La lista di controllo di cui all’allegato VI, punto 1, lettera e), funge da base per questa individuazione;
tenuti in considerazione gli esiti delle attività svolte ai sensi della lettera a), l’autorità competente elabora, in stretta cooperazione con il promotore del progetto e le altre autorità interessate, un calendario dettagliato per il procedimento di rilascio delle autorizzazioni, ai sensi degli orientamenti di cui all’allegato VI, punto 2.
Per i progetti transfrontalieri che coinvolgono due o più Stati membri, le autorità competenti degli Stati membri interessati elaborano un programma comune in cui si adoperano per adattare i loro calendari;
alla ricezione del progetto di fascicolo di domanda, l’autorità competente, se necessario, presenta, anche a nome delle altre autorità interessate, ulteriori richieste relative alle informazioni mancanti, che devono essere presentate dal promotore del progetto e possono riguardare unicamente i temi individuati nella lettera a). Entro tre mesi dalla presentazione delle informazioni mancanti, l’autorità competente ammette la domanda all’esame in forma scritta. È possibile presentare richieste di informazioni aggiuntive soltanto se giustificate da nuove circostanze.
CAPO IV
TRATTAMENTO NORMATIVO
Articolo 11
Analisi dei costi-benefici a livello di sistema energetico
Prima di presentare le rispettive metodologie, la REGST per l’elettricità e la RGST per il gas conducono un approfondito procedimento di consultazione almeno con la partecipazione delle organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate — e, se opportuno, le parti interessate —, le autorità nazionali di regolamentazione e altre autorità nazionali.
Articolo 12
Realizzazione di investimenti con impatti transfrontalieri
Se un progetto ha più promotori del progetto, le competenti autorità nazionali di regolamentazione chiedono immediatamente a tutti i promotori del progetto di presentare congiuntamente la richiesta di investimento, a norma del paragrafo 3.
Non appena un tale progetto raggiunge un grado di maturità sufficiente, i promotori del progetto, previa consultazione dei GST degli Stati membri sui quali il progetto esercita un considerevole impatto netto positivo, presentano una richiesta di investimento. Tale richiesta comprende una richiesta di ripartizione transfrontaliera dei costi ed è presentata a tutte le autorità nazionali di regolamentazione interessate, corredata di:
un’analisi dei costi-benefici specifica per progetto e coerente con la metodologia elaborata ai sensi dell’articolo 11 che prenda in considerazione i benefici oltre le frontiere dello Stato membro interessato; e
un piano aziendale di valutazione della sostenibilità finanziaria del progetto, compresa la soluzione di finanziamento scelta e, per un progetto di interesse comune che rientra nella categoria di cui all’allegato II, punto 2, i risultati della verifica di mercato;
in caso di accordo tra i promotori del progetto, una proposta dettagliata di ripartizione dei costi su base transfrontaliera.
Se un progetto è promosso da diversi promotori del progetto, questi presentano la loro richiesta di finanziamento insieme.
Per i progetti inclusi nel primo elenco dell’Unione i promotori del progetto presentano la loro richiesta di investimento entro il 31 ottobre 2013.
Una copia di ogni richiesta di investimento è trasmessa per informazione immediatamente dalle autorità nazionali di regolamentazione all’Agenzia.
Le autorità nazionali di regolamentazione e l’Agenzia mantengono la riservatezza delle informazioni sensibili a livello commerciale.
In sede di ripartizione dei costi, le autorità nazionali di regolamentazione tengono conto degli importi effettivi o stimati:
Nella decisione di ripartizione dei costi su scala transfrontaliera, è necessario prendere in considerazione i costi e i benefici economici, sociali e ambientali dei progetti negli Stati membri interessati e la possibile necessità di un sostegno finanziario.
Nella decisione di ripartizione dei costi su scala transfrontaliera, le autorità nazionali di regolamentazione pertinenti, in consultazione con i GST interessati, si adoperano per conseguire un accordo comune sulla base delle informazioni di cui al paragrafo 3, lettere a) e b), ma non limitatamente a esse.
Se un progetto di interesse comune attenua le esternalità negative, come i flussi di riciclo, ed è attuato nello Stato membro che ha generato l’esternalità negativa, l’attenuazione non è considerata un beneficio transfrontaliero e, pertanto, non costituisce la base per la ripartizione dei costi ai GST degli Stati membri interessati dalle esternalità negative in parola.
La decisione di ripartizione dei costi è notificata tempestivamente dalle autorità nazionali di regolamentazione all’Agenzia, insieme a tutte le informazioni pertinenti relative alla decisione. In particolare, le informazioni contengono i motivi dettagliati in base ai quali i costi sono stati ripartiti fra gli Stati membri, come per esempio:
una valutazione degli effetti individuati, compreso in merito alle tariffe di rete, su ciascuno degli Stati membri interessati;
una valutazione del piano aziendale di cui al paragrafo 3, lettera b);
esternalità positive regionali o a livello di Unione generate dal progetto;
il risultato della consultazione dei promotori del progetto interessati.
La decisione di ripartizione dei costi è pubblicata.
In tal caso o su richiesta congiunta delle autorità nazionali di regolamentazione interessate, la decisione sulla richiesta di investimento comprensiva della ripartizione transfrontaliera dei costi di cui al paragrafo 3, nonché del modo in cui il costo degli investimenti si ripercuote sulle tariffe, è adottata dall’Agenzia entro tre mesi della data del rinvio alla stessa.
Prima di adottare una decisione di questo tipo, l’Agenzia consulta le autorità nazionali di regolamentazione interessate e i promotori del progetto. Il periodo di tre mesi indicato nel secondo comma può essere prorogato di un periodo supplementare di due mesi qualora l’Agenzia richieda ulteriori informazioni. Tale periodo supplementare inizia il giorno successivo alla ricezione delle informazioni complete.
La decisione di ripartizione dei costi è pubblicata. Si applicano gli articoli 19 e 20 del regolamento (CE) n. 713/2009.
Il presente articolo non si applica ai progetti di interesse comune che hanno beneficiato di:
una deroga agli articoli 32, 33, 34 e all’articolo 41, paragrafi 6, 8 e 10, della direttiva 2009/73/CE ai sensi dell’articolo 36 della direttiva 2009/73/CE;
una deroga all’articolo 16, paragrafo 6, del regolamento (CE) n. 714/2009 o una deroga all’articolo 32 e all’articolo 37, paragrafi 6 e 10, della direttiva 2009/72/CE ai sensi dell’articolo 17 del regolamento (CE) n. 714/2009;
una deroga ai sensi dell’articolo 22 della direttiva 2003/55/CE ( 1 ); oppure
una deroga ai sensi dell’articolo 7 del regolamento (CE) n. 1228/2003 ( 2 ).
Articolo 13
Incentivi
Il primo comma non si applica se il progetto di interesse comune ha ottenuto:
una deroga agli articoli 32, 33, 34 e all’articolo 41, paragrafi 6, 8 e 10, della direttiva 2009/73/CE ai sensi dell’articolo 36 della direttiva 2009/73/CE;
una deroga all’articolo 16, paragrafo 6, del regolamento (CE) n. 714/2009 o una deroga all’articolo 32 e all’articolo 37, paragrafi 6 e 10, della direttiva 2009/72/CE ai sensi dell’articolo 17 del regolamento (CE) n. 714/2009;
una deroga ai sensi dell’articolo 22 della direttiva 2003/55/CE; oppure
una deroga ai sensi dell’articolo 7 del regolamento (CE) n. 1228/2003.
L’incentivo concesso dalla decisione tiene conto della natura specifica del rischio corso e può riguardare, tra l’altro:
le norme per investimenti a fronte della previsione di necessità future (anticipatory investment);
le norme per il riconoscimento dei costi sostenuti efficientemente prima della messa in servizio del progetto;
le norme per ottenere una remunerazione aggiuntiva del capitale investito per il progetto; o
qualunque altra misura ritenuta necessaria e adeguata.
Entro il 31 dicembre 2013, tenendo debitamente conto delle informazioni ricevute a norma del paragrafo 4 del presente articolo, l’Agenzia facilita la condivisione delle buone prassi e formula raccomandazioni a norma dell’articolo 7, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 713/2009 riguardanti:
gli incentivi di cui al paragrafo 1, sulla base di una valutazione comparativa delle migliori prassi da parte delle autorità nazionali di regolamentazione;
una metodologia comune per valutare i maggiori rischi connessi agli investimenti nei progetti infrastrutturali per l’elettricità e il gas.
CAPO V
FINANZIAMENTO
Articolo 14
Ammissibilità dei progetti all’assistenza finanziaria dell’Unione
I progetti di interesse comune che rientrano nelle categorie di cui all’allegato II, punto 1, lettere da a) a d), e all’allegato II, punto 2, a eccezione dei progetti di stoccaggio dell’elettricità mediante pompaggio, sono ammissibili anche per l’assistenza finanziaria dell’Unione sotto forma di sovvenzioni per lavori se soddisfano tutti i seguenti criteri:
l’analisi dei costi-benefici specifici del progetto ai sensi dell’articolo 12, paragrafo 3, lettera a), apporta elementi che comprovano l’esistenza di esternalità positive rilevanti, quali la sicurezza dell’approvvigionamento, la solidarietà o l’innovazione;
il progetto è stato oggetto di una decisione sulla ripartizione transfrontaliera dei costi ai sensi dell’articolo 12, o, per i progetti di interesse comune che rientrano nella categoria di cui all’allegato II, punto 1, lettera c), e che pertanto non sono oggetto di una decisione sulla ripartizione transfrontaliera dei costi, il progetto mira a fornire servizi su scala transfrontaliera, introdurre innovazioni tecnologiche e garantire la sicurezza del funzionamento della rete a livello transfrontaliero;
il progetto non è commercialmente sostenibile secondo il piano aziendale e altre valutazioni svolte, in particolare da parte di potenziali investitori o creditori o dell’autorità nazionale di regolamentazione. Nella valutazione della sostenibilità del progetto viene presa in considerazione la decisione sugli incentivi e sulla loro giustificazione, di cui all’articolo 13, paragrafo 2.
Articolo 15
Orientamenti per i criteri di concessione dell’assistenza finanziaria dell’Unione
I criteri specifici di cui all’articolo 4, paragrafo 2, e i parametri di cui all’articolo 4, paragrafo 4, fungono anche da obiettivi allo scopo di definire i criteri per la concessione dell’assistenza finanziaria dell’Unione nel pertinente regolamento concernente un meccanismo per collegare l’Europa.
Articolo 16
Esercizio della delega
CAPO VI
DISPOSIZIONI FINALI
Articolo 17
Relazioni e valutazione
Entro il 2017 la Commissione pubblica una relazione sull’attuazione dei progetti di interesse comune e la trasmette al Parlamento europeo e al Consiglio. Questa relazione fornisce una valutazione in merito a:
i progressi realizzati per la pianificazione, lo sviluppo, l’esecuzione e la messa in servizio di progetti di interesse comune selezionati ai sensi dell’articolo 3 e, se opportuno, i ritardi nell’attuazione e altre difficoltà riscontrate;
i fondi impegnati ed erogati dall’Unione per progetti di interesse comune rispetto al valore totale dei progetti di interesse comune finanziati;
per i settori dell’elettricità e del gas, l’evoluzione del livello di interconnessione tra gli Stati membri, l’evoluzione corrispondente dei prezzi dell’energia e il numero di disfunzioni sistemiche delle reti, le loro cause e il costo economico correlato;
per il rilascio delle autorizzazioni e la partecipazione del pubblico, in particolare:
la durata totale media e massima dei procedimenti di rilascio delle autorizzazioni per i progetti di interesse comune, compresa la durata di ogni fase della procedura che precede la domanda, rispetto ai tempi previsti per gli aspetti principali iniziali di cui all’articolo 10, paragrafo 4;
il livello di opposizione incontrato dai progetti di interesse comune (in particolare il numero delle obiezioni scritte durante il procedimento di consultazione pubblica, il numero delle azioni legali di ricorso);
una panoramica delle prassi migliori e innovative per quanto concerne il coinvolgimento delle parti interessate e l’attenuazione dell’impatto ambientale durante il procedimento di rilascio delle autorizzazioni e nel corso dell’attuazione dei progetti;
l’efficacia dei sistemi di cui all’articolo 8, paragrafo 3, in relazione al rispetto delle scadenze stabilite a norma dell’articolo 10;
per il trattamento normativo, in particolare:
il numero dei progetti di interesse comune oggetto di una decisione di ripartizione dei costi transfrontaliera ai sensi dell’articolo 12;
il numero e il tipo di progetti di interesse comune che hanno ricevuto incentivi specifici ai sensi dell’articolo 13;
l’efficacia del presente regolamento nel contribuire al conseguimento degli obiettivi in materia di integrazione del mercato entro il 2014 e il 2015 e degli obiettivi energetici e climatici entro il 2020, nonché, più a lungo termine, all’avanzamento verso un’economia a basse emissioni di carbonio entro il 2050.
Articolo 18
Informazione e pubblicità
La Commissione istituisce, entro sei mesi dalla data di adozione del primo elenco dell’Unione, una piattaforma per la trasparenza delle infrastrutture facilmente accessibile al grande pubblico, anche su internet. Questa piattaforma contiene le seguenti informazioni:
informazioni generali, aggiornate, comprensive di informazioni geografiche, per ogni progetto di interesse comune;
il piano di attuazione, quale definito all’articolo 5, paragrafo 1, per ogni progetto di interesse comune;
i risultati principali dell’analisi dei costi-benefici in base alla metodologia elaborata ai sensi dell’articolo 11 per i progetti di interesse comune coinvolti, a eccezione delle informazioni sensibili a livello commerciale;
l’elenco dell’Unione;
i fondi assegnati ed erogati dall’Unione per ciascun progetto di interesse comune.
Articolo 19
Disposizioni transitorie
Il presente regolamento non influisce sulla concessione, sulla continuazione o sulla modifica dell’assistenza finanziaria concessa dalla Commissione, in base a inviti a presentare proposte indetti ai sensi del regolamento (CE) n. 680/2007 del Parlamento europeo e del Consiglio del Parlamento europeo e del Consiglio, del 20 giugno 2007, che stabilisce i principi generali per la concessione di un contributo finanziario della Comunità nel settore delle reti transeuropee dei trasporti e dell’energia ( 3 ), ai progetti elencati negli allegati I e III della decisione n. 1364/2006/CE o in vista degli obiettivi, in base alle categorie di spesa pertinenti per le RTE-E, come indicato nel regolamento (CE) n. 1083/2006 del Consiglio, dell’ 11 luglio 2006, recante disposizioni generali sul Fondo europeo di sviluppo regionale, sul Fondo sociale europeo e sul Fondo di coesione ( 4 ).
Le disposizioni del capo III non si applicano ai i progetti di interesse comune nel procedimento di rilascio delle autorizzazioni per cui un promotore di progetto abbia presentato un fascicolo di domanda prima del 16 novembre 2013.
▼M4 —————
▼M5 —————
Articolo 22
Modifiche del regolamento (CE) n. 715/2009
Il regolamento (CE) n. 715/2009 è così modificato:
all’articolo 8, paragrafo 10, la lettera a) è sostituita dalla seguente:
si basa sui piani di investimento nazionali, tenendo conto dei piani di investimento regionali di cui all’articolo 12, paragrafo 1, e, se del caso, degli aspetti a livello di Unione della pianificazione di rete di cui al regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 17 aprile 2013, sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee ( *1 ); esso è sottoposto all’analisi dei costi-benefici utilizzando la metodologia definita all’articolo 11 di detto regolamento;
l’articolo 11 è sostituito dal seguente:
«Articolo 11
Costi
I costi relativi alle attività della REGST del gas di cui agli articoli da 4 a 12 del presente regolamento, nonché all’articolo 11 del regolamento (UE) n. 347/2013, sono a carico dei gestori dei sistemi di trasporto e sono presi in considerazione ai fini del calcolo delle tariffe. Le autorità di regolamentazione approvano tali costi solo se ragionevoli e adeguati.»
Articolo 23
Abrogazione
La decisione n. 1364/2006/CE è abrogata con effetto dal 1o gennaio 2014. Ai sensi del presente regolamento non sussiste alcun diritto per i progetti elencati negli allegati I e III della decisione n. 1364/2006/CE.
Articolo 24
Entrata in vigore
Il presente regolamento entra in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea.
Esso si applica a partire dal 1o giugno 2013 a eccezione degli articoli 14 e 15, che si applicano a decorrere dalla data di applicazione del pertinente regolamento concernente un meccanismo per collegare l’Europa.
Il presente regolamento è obbligatorio in tutti i suoi elementi e direttamente applicabile in ciascuno degli Stati membri.
ALLEGATO I
CORRIDOI E AREE PRIORITARI DELL’INFRASTRUTTURA ENERGETICA
Il presente regolamento si applica ai seguenti corridoi e aree transeuropei prioritari dell’infrastruttura energetica:
1. CORRIDOI PRIORITARI DELL’ELETTRICITÀ
1) Rete offshore nei mari del Nord («Northern Seas offshore grid, NSOG»): sviluppo della rete elettrica offshore integrata e relativi interconnettori nel Mar del Nord, nel Mare d’Irlanda, nella Manica, nel Mar Baltico e nelle acque confinanti per trasportare elettricità dalle fonti di energia rinnovabili offshore ai centri di consumo e stoccaggio e per aumentare lo scambio di elettricità transfrontaliero.
Stati membri interessati: Belgio, Danimarca, Francia, Germania, Irlanda, Lussemburgo, Paesi Bassi, Regno Unito, Svezia.
2) Interconnessioni di elettricità nord-sud nell’Europa occidentale (NSI West Electricity): interconnessioni tra gli Stati membri della regione e con l’area del Mediterraneo, compresa la Penisola Iberica, in particolare per integrare l’elettricità proveniente da fonti di energia rinnovabili e consolidare le infrastrutture di rete interne al fine di promuovere l’integrazione del mercato nella regione.
Stati membri interessati: Austria, Belgio, Francia, Germania, Irlanda, Italia, Lussemburgo, Malta, Paesi Bassi, Portogallo, Spagna, Regno Unito.
3) Interconnessioni di elettricità nord-sud nell’Europa centro-orientale e sud-orientale (NSI East Electricity): interconnessioni e linee interne nelle direzioni nord-sud ed est-ovest per completare il mercato interno e integrare la produzione a partire da fonti di energia rinnovabili.
Stati membri interessati: Austria, Bulgaria, Cipro, Croazia ( 5 ), Germania, Grecia, Italia, Polonia, Repubblica ceca, Romania, Slovacchia, Slovenia, Ungheria.
4) Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico nell’elettricità (Baltic Energy Market Interconnection Plan, «BEMIP elettricità»): interconnessioni tra gli Stati membri nella regione del Baltico e consolidamento delle infrastrutture di rete interne di conseguenza, per porre fine all’isolamento degli Stati baltici e promuovere l’integrazione del mercato adoperandosi, tra l’altro, per l’integrazione dell’energia rinnovabile nella regione.
Stati membri interessati: Danimarca, Estonia, Finlandia, Germania, Lettonia, Lituania, Polonia, Svezia.
2. CORRIDOI PRIORITARI DEL GAS
5) Interconnessioni del gas nord-sud nell’Europa occidentale («NSI West Gas»): infrastruttura del gas per i flussi del gas nord-sud nell’Europa occidentale, al fine di diversificare ulteriormente le rotte di approvvigionamento, e per aumentare l’erogabilità del gas a breve termine.
Stati membri interessati: Belgio, Danimarca, Francia, Germania, Irlanda, Italia, Lussemburgo, Malta, Paesi Bassi, Portogallo, Regno Unito, Spagna.
6) Interconnessioni del gas nord-sud nell’Europa centro-orientale e sud-orientale («NSI East Gas»): infrastruttura del gas per i collegamenti regionali tra la regione del Mar Baltico, l’Adriatico e il Mar Egeo, il Mediterraneo orientale e il Mar Nero e al loro interno, nonché per aumentare la diversificazione e la sicurezza dell’approvvigionamento di gas.
Stati membri interessati: Austria, Bulgaria, Cipro, Croazia (5) , Germania, Grecia, Italia, Polonia, Repubblica ceca, Romania, Slovacchia, Slovenia, Ungheria.
7) Corridoio meridionale del gas (Southern Gas Corridor, «SGC»): infrastruttura per la trasmissione del gas dal Bacino del Mar Caspio, dall’Asia Centrale, dal Medio Oriente e dal Bacino del Mediterraneo orientale all’Unione europea per aumentare la diversificazione dell’approvvigionamento di gas.
Stati membri interessati: Austria, Bulgaria, Cipro, Croazia ( 6 ), Francia, Germania, Grecia, Italia, Polonia, Repubblica ceca, Romania, Slovacchia, Slovenia, Ungheria.
8) Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico nel gas («BEMIP gas»): infrastruttura del gas per porre termine all’isolamento dei tre Stati baltici e della Finlandia e alla loro dipendenza da un unico fornitore, per consolidare le infrastrutture di rete interne di conseguenza e per aumentare la diversificazione e la sicurezza degli approvvigionamenti nella regione del Mar Baltico.
Stati membri interessati: Danimarca, Estonia, Finlandia, Germania, Lettonia, Lituania, Polonia, Svezia.
3. CORRIDOIO PRIORITARIO DEL PETROLIO
9) Connessioni di approvvigionamento del petrolio nell’Europa centro-orientale (Oil supply connections, «OSC»): interoperabilità della rete di oleodotti in Europa centro-orientale per aumentare la sicurezza dell’approvvigionamento e ridurre i rischi ambientali.
Stati membri interessati: Austria, Croazia (6) , Germania, Polonia, Repubblica ceca, Slovacchia, Ungheria.
4. AREE TEMATICHE PRIORITARIE
10) Sviluppo di reti intelligenti: adozione delle tecnologie di rete intelligenti nell’intero territorio dell’Unione europea per integrare in maniera efficiente il comportamento e le azioni di tutti gli utenti collegati alla rete elettrica, in particolare la produzione di grandi quantità di elettricità a partire da fonti di energia rinnovabili o distribuite e la risposta alla domanda dei consumatori.
Stati membri interessati: tutti.
11) Autostrade elettriche: prime autostrade elettriche entro il 2020, in vista della costruzione di un sistema di autostrade elettriche in tutta l’Unione europea in grado di:
integrare il surplus di produzione eolica in continua crescita nel Mare del Nord e nel Mar Baltico e nelle zone circostanti e accrescere la produzione di energia rinnovabile in Europa orientale e meridionale nonché nell’Africa settentrionale;
collegare questi nuovi centri di produzione con le principali capacità di stoccaggio nei paesi nordici, nelle Alpi e in altre regioni e con i principali centri di consumo; nonché
far fronte a un’offerta di elettricità sempre più variabile e decentrata e a una domanda sempre più flessibile.
Stati membri interessati: tutti.
12) Rete transfrontaliera per il trasporto di biossido di carbonio: sviluppo di un’infrastruttura di trasporto del biossido di carbonio tra gli Stati membri e con i paesi terzi confinanti in vista della realizzazione della cattura e dello stoccaggio del biossido di carbonio.
Stati membri interessati: tutti.
ALLEGATO II
CATEGORIE DI INFRASTRUTTURE ENERGETICHE
Le categorie di infrastrutture energetiche da sviluppare al fine di attuare le priorità di infrastruttura energetica elencate nell’allegato I sono:
relativamente all’elettricità:
linee di trasmissione aeree ad alta tensione, purché siano progettate per una tensione di 220 kV o più e cavi di trasmissione sotterranei o sottomarini, purché siano progettati per una tensione di 150 kV o più;
per quanto riguarda in particolare le autostrade elettriche: qualunque attrezzatura fisica destinata a consentire il trasporto di elettricità a livello di alta e altissima tensione in vista del collegamento di grandi quantità di elettricità prodotta o stoccata in uno o più Stati membri o paesi terzi a un consumo di elettricità su vasta scala in uno o più Stati membri diversi;
impianti di stoccaggio di elettricità utilizzati per immagazzinare elettricità in maniera permanente o temporanea in un’infrastruttura o in siti geologici in superficie o sotterranei, a condizione che siano collegati direttamente a linee di trasmissione ad alta tensione destinate a una tensione pari o superiore a 110 kV;
qualsiasi attrezzatura o installazione essenziale per i sistemi di cui alle lettere da a) a c) per operare in maniera sicura ed efficace, compresi i sistemi di protezione, monitoraggio e controllo a tutti i livelli di tensione e le sottostazioni;
qualsiasi attrezzatura o installazione, a livello di trasmissione e distribuzione a media tensione, destinata alla comunicazione digitale bidirezionale, in tempo reale o quasi reale, al controllo e alla gestione interattivi e intelligenti della produzione, trasmissione, distribuzione e del consumo di elettricità all’interno di una rete elettrica in vista dello sviluppo di una rete che integri in maniera efficace il comportamento e le azioni di tutti gli utenti collegati a essa (produttori, consumatori e produttori-consumatori) al fine di garantire un sistema elettrico efficiente dal lato economico e sostenibile con scarse perdite e un’elevata qualità e sicurezza dell’approvvigionamento e della protezione;
relativamente al gas:
condotte di trasmissione per il trasporto del gas naturale e del biogas facenti parte di una rete costituita principalmente da condotte ad alta pressione, escluse le condotte ad alta pressione utilizzate per la distribuzione a monte o la distribuzione locale del gas naturale;
impianti di stoccaggio sotterranei collegati alle suddette condotte di gas ad alta pressione;
impianti di ricevimento, stoccaggio e rigassificazione o decompressione per il gas naturale liquefatto (GNL) o il gas naturale compresso (CNG);
qualsiasi apparecchiatura o installazione essenziale affinché il sistema funzioni in maniera sicura, protetta ed efficiente o per installare la capacità bidirezionale, comprese le stazioni di compressione;
relativamente al petrolio:
oleodotti utilizzati per trasportare il petrolio grezzo;
stazioni di pompaggio e impianti di stoccaggio necessari per il funzionamento degli oleodotti per petrolio grezzo;
qualsiasi apparecchiatura o installazione essenziale affinché il sistema in questione funzioni in maniera corretta, sicura ed efficiente, compresi i sistemi di protezione, monitoraggio e controllo e i dispositivi di inversione dei flussi;
relativamente all’anidride carbonica:
condotte dedicate, diverse dalla rete di condotte a monte utilizzate per trasportare l’anidride carbonica antropogenica da più fonti, a esempio installazioni industriali (comprese le centrali elettriche) che producono anidride carbonica attraverso la combustione o altre reazioni chimiche che comportano composti contenenti carbonio fossile o non fossile, ai fini dello stoccaggio geologico permanente dell’anidride carbonica ai sensi della direttiva 2009/31/CE del Parlamento europeo e del Consiglio ( 7 );
impianti per la liquefazione e lo stoccaggio intermedio dell’anidride carbonica in vista del suo ulteriore trasporto. Non comprendono l’infrastruttura all’interno di una formazione geologica usata per lo stoccaggio geologico permanente dell’anidride carbonica ai sensi della direttiva 2009/31/CE e gli impianti associati di superficie e di iniezione;
qualsiasi apparecchiatura o installazione essenziale per il funzionamento corretto, sicuro ed efficiente del sistema in questione, compresi i sistemi di protezione, monitoraggio e controllo.
ALLEGATO III
ELENCHI REGIONALI DI PROGETTI DI INTERESSE COMUNE
1. NORME PER I GRUPPI REGIONALI
1) Per i progetti elettrici che rientrano nelle categorie di cui al punto 1 dell’allegato II, ogni gruppo è composto da rappresentanti degli Stati membri, delle autorità di regolamentazione nazionali, dei TSO, oltre che dalla Commissione, dall’Agenzia e dalla REGST per l’elettricità.
Per i progetti nel settore del gas che rientrano nelle categorie di cui all’allegato II, punto 2, ogni gruppo è composto da rappresentanti degli Stati membri, delle autorità di regolamentazione nazionali e dei TSO, oltre che dalla Commissione, dall’Agenzia e dalla REGST per il gas.
Per i progetti nel settore del trasporto di petrolio e anidride carbonica che rientrano nelle categorie di cui all’allegato II, punti 3 e 4, ogni gruppo è composto da rappresentanti degli Stati membri, dai promotori del progetto interessati da ciascuna delle priorità rilevanti designate nell’allegato I e dalla Commissione.
2) Gli organi decisionali dei gruppi possono fondersi. I gruppi o gli organi decisionali si riuniscono nella loro totalità, ove opportuno, per discutere di questioni comuni a tutti i gruppi, a esempio problemi legati alla coerenza transregionale o al numero di progetti proposti e inclusi nei progetti di elenchi regionali che rischiano di diventare ingestibili.
3) Ogni gruppo organizza il proprio lavoro in linea con le attività di cooperazione regionale conformemente all’articolo 6 della direttiva 2009/72/CE, all’articolo 7 della direttiva 2009/73/CE, all’articolo 12 del regolamento (CE) n. 714/2009 e all’articolo 12 del regolamento (CE) n. 715/2009 e ad altre strutture per la cooperazione regionale esistenti.
4) Ogni gruppo invita, per quanto necessario per l’attuazione della priorità rilevante designata nell’allegato I, i promotori di un progetto potenzialmente ammissibile alla selezione in quanto progetto di interesse comune, i rappresentanti degli amministratori nazionali e delle autorità di regolamentazione, i TSO provenienti dai paesi candidati e candidati potenziali all’adesione all’Unione europea, i paesi membri dello Spazio economico europeo e dell’Associazione europea di libero scambio, i rappresentanti delle istituzioni e degli organismi della Comunità dell’energia, i paesi interessati dalla politica europea di vicinato e i paesi con cui l’Unione ha stabilito una cooperazione specifica in materia di energia. La decisione di invitare rappresentanti di paesi terzi è basata sul consenso.
5) Ogni gruppo consulta le organizzazioni che rappresentano le parti interessate e, se lo ritiene opportuno, le parti interessate stesse, inclusi i produttori, i gestori del sistema di distribuzione, i fornitori, i consumatori e le organizzazioni per la tutela dell’ambiente. Il gruppo può organizzare udienze o consultazioni laddove pertinente ai fini dell’esecuzione dei compiti a esso spettanti.
6) La Commissione pubblica sulla piattaforma per la trasparenza di cui all’articolo 18 il regolamento interno, un elenco aggiornato delle organizzazioni aderenti, informazioni periodicamente aggiornate sullo stato di avanzamento dei lavori, gli ordini del giorno delle riunioni nonché le conclusioni e le decisioni finali di ciascun gruppo.
7) La Commissione, l’Agenzia e i gruppi si adoperano per garantire la coerenza tra i diversi gruppi. A tale scopo la Commissione e l’Agenzia garantiscono, se del caso, lo scambio di informazioni tra i gruppi interessati per tutti i lavori che rappresentano un interesse interregionale.
La partecipazione delle autorità nazionali di regolamentazione e dell’Agenzia ai gruppi non pregiudica il conseguimento degli obiettivi e l’osservanza degli obblighi loro imposti dal presente regolamento o dagli articoli 36 e 37 della direttiva 2009/72/CE e dagli articoli 40 e 41 della direttiva 2009/73/CE ovvero dal regolamento (CE) n. 713/2009.
2. PROCEDIMENTO DI DEFINIZIONE DEGLI ELENCHI REGIONALI
1) I promotori di un progetto potenzialmente ammissibile alla selezione in quanto progetto di interesse comune che desiderano ottenere il corrispondente status presentano al gruppo una domanda per la selezione del progetto come progetto di interesse comune comprensiva di:
2) Tutti i destinatari tutelano la riservatezza delle informazioni sensibili dal punto di vista commerciale.
3) A seguito dell’adozione del primo elenco dell’Unione, per tutti i successivi elenchi a livello di Unione adottati i progetti proposti riguardanti i settori della trasmissione e dello stoccaggio dell’energia elettrica che rientrano nelle categorie di cui all’allegato II, punto 1, lettere a), b) e d), devono essere parte integrante dell’ultimo piano decennale disponibile per lo sviluppo delle reti nel settore dell’energia elettrica, elaborato dalla REGST per l’elettricità conformemente all’articolo 8 del regolamento (CE) n. 714/2009.
4) A seguito dell’adozione del primo elenco dell’Unione, per tutti i successivi elenchi a livello di Unione adottati i progetti proposti riguardanti infrastrutture del gas che rientrano nelle categorie di cui all’allegato II, punto 2, devono essere parte integrante dell’ultimo piano decennale di sviluppo delle reti del gas, elaborato dalla REGST per il gas conformemente all’articolo 8 del regolamento (CE) n. 715/2009.
5) Le proposte di progetto presentate ai fini dell’inclusione nel primo elenco dell’Unione non precedentemente valutate a norma dell’articolo 8 del regolamento (CE) n. 714/2009 sono valutate a livello di sistema dell’Unione:
Entro il 16 gennaio 2014, la Commissione definisce orientamenti sui criteri che la REGST per l’elettricità e la REGST per il gas sono tenute ad applicare in sede di elaborazione dei rispettivi piani decennali di sviluppo delle reti di cui ai punti 3 e 4, al fine di garantire la parità di trattamento e la trasparenza del procedimento.
6) I progetti proposti riguardanti il trasporto di anidride carbonica che rientrano nelle categorie di cui all’allegato II, punto 4, vengono presentati come parte di un piano, elaborato da almeno due Stati membri, per lo sviluppo delle infrastrutture per lo stoccaggio e il trasporto di anidride carbonica a livello transfrontaliero, e vengono presentati alla Commissione da parte degli Stati membri o delle entità designate da tali Stati membri.
7) Per i progetti proposti che rientrano nelle categorie di cui all’allegato II, punti 1 e 2, le autorità nazionali di regolamentazione e, se necessario, l’Agenzia, ove possibile nel contesto della cooperazione regionale (articolo 6 della direttiva 2009/72/CE e articolo 7 della direttiva 2009/73/CE), verificano che la metodologia basata sui criteri/sull’analisi dei costi-benefici sia applicata in maniera coerente e ne valutano la rilevanza transfrontaliera per poi presentare la loro valutazione al gruppo.
8) Per i progetti nel settore del trasporto di petrolio e anidride carbonica proposti che rientrano nelle categorie di cui all’allegato II, punti 3 e 4, la Commissione valuta l’applicazione dei criteri di cui all’articolo 4. Per i progetti relativi all’anidride carbonica proposti che rientrano nella categoria di cui all’allegato II, punto 4, la Commissione tiene in considerazione anche il futuro potenziale di ampliamento e quindi di inclusione di Stati membri aggiuntivi. La Commissione presenta la sua valutazione al gruppo.
9) I singoli Stati membri possono presentare al gruppo un parere per esprimere le loro preoccupazioni in relazione a progetti proposti che, pur non riguardando il loro territorio, possono potenzialmente avere un impatto positivo netto oppure ripercussioni significative a esempio sull’ambiente o sul funzionamento delle infrastrutture energetiche all’interno del loro territorio.
10) L’organo decisionale del gruppo esamina, su richiesta di uno Stato membro del gruppo, i fondati motivi addotti da uno Stato membro a norma dell’articolo 3, paragrafo 3, per rifiutare l’approvazione di un progetto di interesse comune riguardante il suo territorio.
11) Il gruppo si riunisce per esaminare e classificare i progetti proposti tenendo conto della valutazione dei regolatori ovvero della valutazione della Commissione per i progetti nel settore del trasporto di petrolio e anidride carbonica.
12) I progetti di elenchi regionali di progetti proposti che rientrano nelle categorie di cui all’allegato II, punti 1 e 2 elaborati dai gruppi sono presentati all’Agenzia, unitamente agli eventuali pareri di cui al punto 9, sei mesi prima della data di adozione dell’elenco dell’Unione. I progetti di elenchi regionali e i pareri acclusi sono valutati dall’Agenzia entro tre mesi dalla data di ricezione. L’Agenzia fornisce un parere sui progetti di elenchi regionali riguardante, in particolare, la coerenza nell’applicazione dei criteri e nell’analisi dei costi-benefici tra le varie regioni. Il parere dell’Agenzia è adottato secondo la procedura di cui all’articolo 15, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 713/2009.
13) Entro un mese dalla data di ricezione del parere dell’Agenzia, l’organo decisionale di ciascun gruppo adotta il proprio elenco regionale definitivo, nel rispetto delle disposizioni di cui all’articolo 3, paragrafo 3, sulla base della proposta dei gruppi e tenendo conto del parere dell’Agenzia nonché della valutazione delle autorità nazionali di regolamentazione presentata a norma del punto 7, ovvero della valutazione proposta dalla Commissione a norma del punto 8 per i progetti nel settore del trasporto di petrolio e anidride carbonica proposti. I gruppi presentano gli elenchi regionali definitivi alla Commissione, unitamente agli eventuali pareri di cui al punto 9.
14) Nel caso in cui dagli elenchi regionali ricevuti emerga un numero complessivo di progetti di interesse comune proposti da inserire nell’elenco dell’Unione superiore al quantitativo gestibile, anche in considerazione del parere dell’Agenzia, la Commissione valuta l’opportunità di non includere nell’elenco dell’Unione, previa consultazione dei singoli gruppi interessati, i progetti che occupano gli ultimi posti nella classificazione realizzata dal gruppo di riferimento a norma dell’articolo 4, paragrafo 4.
ALLEGATO IV
NORME E INDICATORI RELATIVI AI CRITERI PER I PROGETTI DI INTERESSE COMUNE
1) Un progetto con un notevole impatto transfrontaliero è un progetto sul territorio di uno Stato membro, che soddisfa le seguenti condizioni:
per la trasmissione di elettricità, il progetto incrementa la capacità di trasferimento della rete ovvero la capacità disponibile per i flussi commerciali al confine di tale Stato membro con uno o più altri Stati membri o su qualunque altra sezione trasversale rilevante dello stesso corridoio di trasmissione con conseguente aumento della capacità di trasferimento della rete transfrontaliera interessata di almeno 500 MW rispetto alla situazione senza messa in servizio del progetto;
per lo stoccaggio di elettricità, il progetto fornisce una capacità installata di almeno 225 MW ed è caratterizzato da una capacità di stoccaggio che consente una produzione annuale netta di elettricità di almeno 250 gigawattora/anno;
per la trasmissione del gas, il progetto riguarda un investimento in capacità di flusso bidirezionale o modifica la possibilità di trasmissione del gas attraverso le frontiere degli Stati membri interessati almeno del 10 % rispetto alla situazione precedente alla messa in servizio del progetto;
per lo stoccaggio del gas o del gas naturale liquefatto/compresso, il progetto mira a rifornire direttamente o indirettamente almeno due Stati membri o a soddisfare lo standard di infrastruttura (norma N-1) a livello regionale, a norma dell’articolo 6, paragrafo 3, del regolamento (UE) n. 994/2010 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 8 );
per le reti intelligenti, il progetto è destinato alle attrezzature e alle installazioni ad alta e media tensione progettate per una tensione di almeno 10 kV. Coinvolge gestori di sistemi di trasmissione e di distribuzione di almeno due Stati membri, che coprono almeno 50 000 utenti che producono e/o consumano elettricità in un’area di consumo di almeno 300 gigawattora/anno, di cui almeno il 20 % proviene da risorse rinnovabili variabili in natura.
2) Per quanto riguarda i progetti che rientrano nelle categorie di cui all’allegato II, punto 1, lettere da a) a d), i criteri elencati nell’articolo 4 sono valutati nel seguente modo:
l’integrazione nel mercato, la concorrenza e la flessibilità del sistema vengono misurate in linea con l’analisi effettuata nell’ultimo piano decennale di sviluppo della rete nel settore dell’elettricità a livello di Unione, in particolare:
la trasmissione dell’energia rinnovabile verso i principali centri di consumo e i siti di stoccaggio viene misurata in linea con l’analisi effettuata nell’ultimo piano decennale di sviluppo della rete nel settore dell’elettricità disponibile, in particolare:
la sicurezza dell’approvvigionamento, l’interoperabilità e il funzionamento sicuro del sistema sono misurati in linea con l’analisi effettuata nell’ultimo piano decennale di sviluppo della rete nel settore dell’elettricità disponibile, valutando in particolare l’impatto del progetto sulla previsione di perdita di carico per la zona di analisi di cui all’allegato V, punto 10, in termini di adeguatezza della produzione e della trasmissione per una serie di periodi di carico caratteristici, tenendo conto dei cambiamenti attesi negli eventi climatici estremi e il loro effetto sulla resilienza dell’infrastruttura. Se dal caso viene quantificato l’impatto del progetto sull’indipendenza e l’affidabilità dei controlli sul funzionamento e i servizi del sistema.
3) Per quanto riguarda i progetti che rientrano nelle categorie di cui all’allegato II, punto 2, i criteri elencati nell’articolo 4 sono valutati nel seguente modo:
l’integrazione e l’interoperabilità del mercato sono misurate calcolando il valore aggiunto del progetto per l’integrazione delle aree di mercato e la convergenza dei prezzi, la flessibilità generale del sistema, compreso il livello di capacità offerto per l’inversione dei flussi in diverse situazioni;
la concorrenza è misurata in base alla diversificazione, in particolare l’agevolazione dell’accesso alle fonti di approvvigionamento locali, prendendo in considerazione, nell’ordine: la diversificazione delle fonti, la diversificazione dei partner, la diversificazione delle rotte, l’impatto della nuova capacità sull’indice Herfindahl-Hirschmann (HHI) calcolato a livello di capacità per la zona di analisi di cui all’allegato V, punto 10;
la sicurezza dell’approvvigionamento di gas è misurata calcolando il valore aggiunto del progetto per la resilienza a breve e a lungo termine del sistema del gas dell’Unione e per migliorare la restante flessibilità del sistema per far fronte alle interruzioni della fornitura agli Stati membri in varie situazioni, nonché la capacità supplementare fornita dal progetto misurata in relazione allo standard dell’infrastruttura (norma N-1) a livello regionale, a norma dell’articolo 6, paragrafo 3, del regolamento (UE) n. 994/2010;
la sostenibilità è misurata considerando il contributo di un progetto alla riduzione delle emissioni, alla produzione di supporto di elettricità rinnovabile o al trasporto di gas ottenuto dall’elettricità e di biogas, tenendo conto dei cambiamenti previsti nelle condizioni climatiche.
4) Per quanto riguarda i progetti che rientrano nella categoria di cui all’allegato II, punto 1, lettera e), ogni funzione elencata nell’articolo 4 viene valutata in base ai seguenti criteri:
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a) |
livello di sostenibilità : il criterio è misurato valutando la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra e l’impatto ambientale dell’infrastruttura della rete elettrica; |
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b) |
capacità delle reti di trasmissione e di distribuzione di collegare e di trasportare l’elettricità da e agli utenti : il criterio è misurato stimando la capacità installata delle risorse energetiche distribuite nelle reti di distribuzione, l’iniezione massima consentita di elettricità senza rischi di congestione nelle reti di trasmissione e l’energia non estratta dalle fonti rinnovabili a causa della congestione o di rischi per la sicurezza; |
|
c) |
connettività di rete e accesso a tutte le categorie di utenti della rete : il criterio è misurato esaminando i metodi adottati per calcolare gli oneri e le tariffe, nonché la loro struttura, per i produttori, i consumatori e i produttori-consumatori, e la flessibilità operativa fornita per il bilanciamento dinamico dell’elettricità nella rete; |
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d) |
sicurezza e qualità dell’approvvigionamento : il criterio è misurato stimando il rapporto della capacità di produzione disponibile in maniera affidabile e i picchi della domanda, la parte di elettricità prodotta a partire da fonti rinnovabili, la stabilità del sistema elettrico, la durata e la frequenza delle interruzioni per cliente, comprese quelle dovute alle condizioni climatiche, e le prestazioni qualitative di tensione; |
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e) |
efficienza e qualità del servizio nella fornitura di elettricità e nel funzionamento della rete : il criterio è misurato valutando il livello delle perdite nelle reti di trasmissione e di distribuzione, il rapporto tra la domanda di elettricità minima e massima nel corso di un determinato periodo, la partecipazione dal lato della domanda ai mercati dell’elettricità e alle misure di efficienza energetica, la percentuale di utilizzo (ovvero il carico medio) dei componenti della rete elettrica, la disponibilità dei componenti della rete (in relazione alla manutenzione pianificata e non pianificata) e il relativo effetto sulle prestazioni di rete nonché l’effettiva disponibilità della capacità di rete in relazione al suo valore standard; |
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f) |
contributo ai mercati transfrontalieri dell’elettricità tramite controllo dei flussi di carico per attenuare i flussi di ricircolo e aumentare le capacità di interconnessione : il criterio è stimato valutando il rapporto tra la capacità di interconnessione di uno Stato membro e la relativa domanda di elettricità, lo sfruttamento delle capacità di interconnessione e le entrate provenienti dalla gestione della congestione a livello delle interconnessioni. |
5) Per quanto riguarda i progetti nel settore del trasporto del petrolio che rientrano nelle categorie di cui all’allegato II, punto 3, i criteri elencati nell’articolo 4 vengono valutati come segue:
la sicurezza dell’approvvigionamento di petrolio è misurata valutando il valore aggiunto della nuova capacità offerta da un progetto per la resilienza del sistema a breve e a lungo termine e per la flessibilità rimanente per far fronte alle interruzioni di approvvigionamento nell’ambito di vari scenari;
l’interoperabilità è misurata valutando in che misura il progetto migliora il funzionamento della rete del petrolio, in particolare fornendo la possibilità d’inversione dei flussi;
l’utilizzo efficiente e sostenibile delle risorse è misurato stimando in che misura il progetto utilizza l’infrastruttura già esistente e contribuisce a ridurre al minimo l’onere e i rischi per l’ambiente e i cambiamenti climatici.
ALLEGATO V
ANALISI DEI COSTI-BENEFICI A LIVELLO DI SISTEMA ENERGETICO
La metodologia per un’analisi armonizzata dei costi-benefici a livello di sistema energetico per i progetti di interesse comune soddisfa i seguenti principi stabiliti nel presente allegato.
1) La metodologia si basa su una serie di dati di input comuni che rappresentano i sistemi dell’elettricità e del gas dell’Unione negli anni n + 5, n + 10, n + 15 e n + 20, dove «n» è l’anno in cui l’analisi viene effettuata. Detta serie di dati comprende almeno:
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a) |
nel settore dell’elettricità : scenari relativi alla domanda, capacità di produzione per tipo di combustibile (biomassa, geotermale, idroelettrica, gas, nucleare, petrolio, combustibili solidi, energia eolica, solare fotovoltaico, solare concentrato, altre tecnologie rinnovabili) e rispettiva posizione geografica, prezzi dei combustibili (compresa biomassa, carbone, gas e petrolio), prezzi dell’anidride carbonica, composizione della rete di trasmissione e, se pertinente, di distribuzione e sua evoluzione, prendendo in considerazione tutti i nuovi progetti importanti in materia di produzione (compresa la capacità per la cattura dell’anidride carbonica), progetti di stoccaggio e trasmissione per i quali è stata adottata una decisione finale di investimento e che devono essere messi in servizio entro la fine dell’anno n + 5; |
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b) |
nel settore del gas: : scenari relativi alla domanda, importazioni, prezzi del combustibile (compresi carbone, gas e petrolio), prezzi dell’anidride carbonica, composizione della rete di trasmissione e sua evoluzione, prendendo in considerazione tutti i nuovi progetti per i quali è stata adottata una decisione finale di investimento e che devono essere messi in servizio entro la fine dell’anno n + 5. |
2) La serie di dati descritta riflette il diritto dell’Unione e nazionale in vigore al momento dell’analisi. Le serie di dati utilizzate rispettivamente per l’elettricità e il gas sono compatibili, in particolare per quanto concerne le ipotesi relative ai prezzi e ai volumi in ciascun mercato. La serie di dati è elaborata previa consultazione ufficiale degli Stati membri e delle organizzazioni che rappresentano tutte le pertinenti parti interessate. La Commissione e l’Agenzia garantiscono l’accesso ai dati commerciali di terzi qualora opportuno.
3) La metodologia fornisce orientamenti per lo sviluppo e l’uso della modellizzazione della rete e del mercato necessaria per l’analisi dei costi-benefici.
4) L’analisi dei costi-benefici si basa su una valutazione armonizzata dei costi e dei benefici per le diverse categorie di progetto analizzate e copre almeno il periodo indicato al punto 1.
5) L’analisi dei costi-benefici prende in considerazione almeno i seguenti costi: spesa in conto capitale, spese operative e per la manutenzione durante il ciclo di vita tecnico del progetto nonché costi per lo smantellamento e la gestione dei rifiuti, qualora pertinente. La metodologia fornisce orientamenti sui tassi di sconto da utilizzare per i calcoli.
6) Per la trasmissione e lo stoccaggio di elettricità, l’analisi dei costi-benefici prende in considerazione almeno l’impatto e le compensazioni derivanti dall’applicazione dell’articolo 13 del regolamento (CE) n. 714/2009, gli impatti sugli indicatori definiti nell’allegato IV e i seguenti impatti:
emissioni di gas a effetto serra e perdite legate alla trasmissione durante il ciclo di vita tecnico del progetto;
costi futuri dei nuovi investimenti nella produzione e trasmissione durante il ciclo di vita tecnico del progetto;
flessibilità operativa, compresa l’ottimizzazione dell’energia regolatrice e dei servizi accessori;
resilienza del sistema, compresa la resilienza ai disastri e agli effetti del clima e sicurezza del sistema, in particolare per le infrastrutture critiche europee definite nella direttiva 2008/114/CE.
7) Per il gas, l’analisi dei costi-benefici prende in considerazione almeno i risultati della verifica di mercato, gli effetti sugli indicatori definiti nell’allegato IV e i seguenti impatti:
resilienza ai disastri e ai cambiamenti climatici e sicurezza del sistema, in particolare per le infrastrutture critiche europee, definite nella direttiva 2008/114/CE;
congestione nella rete del gas.
8) Per le reti intelligenti, l’analisi dei costi-benefici prende in considerazione gli effetti sugli indicatori definiti nell’allegato IV.
9) Il metodo dettagliato impiegato per prendere in considerazione gli indicatori di cui ai punti da 6 a 8 viene elaborato previa consultazione ufficiale degli Stati membri e delle organizzazioni che rappresentano tutte le parti interessate rilevanti.
10) La metodologia definisce l’analisi da eseguire, in base alla pertinente serie di dati iniziali, mediante determinazione degli impatti in caso di realizzazione e di non realizzazione di ciascun progetto. L’ambito per l’analisi di un singolo progetto riguarderà tutti gli Stati membri e i paesi terzi sul cui territorio sarà sviluppato il progetto stesso, tutti gli Stati membri limitrofi e tutti gli altri Stati membri sui quali il progetto avrà un impatto significativo.
11) L’analisi individua gli Stati membri su cui il progetto ha effetti positivi netti (beneficiari) e gli Stati membri su cui il progetto ha un effetto negativo netto (sostenitori dei costi). Ogni analisi dei costi-benefici comprende analisi della sensibilità relative alla serie di dati iniziali, alla data di messa in servizio dei diversi progetti nella stessa area di analisi e ad altri parametri pertinenti.
12) I gestori di sistemi di trasmissione, di stoccaggio e di terminal per il gas naturale liquefatto/compresso nonché di distribuzione scambiano le informazioni necessarie per l’elaborazione della metodologia, anche per quanto concerne la modellizzazione della rete e del mercato. Qualunque gestore di sistemi di trasmissione o distribuzione che raccolga informazioni per conto di altri gestori di sistemi di trasmissione o distribuzione è tenuto a fornire ai gestori di sistemi di trasmissione e distribuzione partecipanti i risultati della raccolta dei dati.
13) Per il mercato comune dell’elettricità e del gas e il modello di rete indicato all’articolo 11, paragrafo 8, la serie di dati iniziali di cui al punto 1 copre gli anni n + 10, n + 20 e n + 30; inoltre il modello consente una valutazione completa degli impatti economici, sociali e ambientali, ivi compresi in particolare i costi esterni come quelli correlati alle emissioni di gas a effetto serra e di sostanze inquinanti dell’aria convenzionali ovvero alla sicurezza dell’approvvigionamento.
ALLEGATO VI
ORIENTAMENTI PER LA TRASPARENZA E LA PARTECIPAZIONE DEL PUBBLICO
1) Il manuale delle procedure di cui all’articolo 9, paragrafo 1, specifica almeno:
il diritto pertinente su cui si basano le decisioni e i pareri per i diversi tipi di progetti rilevanti di interesse comune, compresa la normativa in materia ambientale;
le decisioni e i pareri pertinenti da raccogliere;
i nomi e le informazioni di contatto dell’autorità competente, di altre autorità e delle principali parti interessate;
il flusso di lavoro, che descrive ogni fase del procedimento, compresi un calendario indicativo e in sintesi, il processo decisionale;
informazioni sull’ambito di applicazione, sulla struttura e sul livello di dettaglio dei documenti da presentare insieme alla domanda di decisioni, compresa una lista di controllo;
le fasi e i mezzi di partecipazione del grande pubblico al procedimento.
2) Il calendario dettagliato di cui all’articolo 10, paragrafo 4, lettera b), specifica almeno quanto segue:
le decisioni e i pareri che devono essere ottenuti;
le autorità, le parti interessate e il pubblico potenzialmente coinvolti;
le singole fasi della procedura e la relativa durata;
le tappe principali e le rispettive scadenze da rispettare in vista della decisione globale da adottare;
le risorse pianificate dalle autorità e le possibili esigenze in termini di risorse aggiuntive.
3) Per aumentare la partecipazione del pubblico al procedimento di rilascio delle autorizzazioni e garantire preventivamente l’informazione del pubblico e un dialogo con lo stesso è necessario applicare i seguenti principi:
le parti interessate, coinvolte in un progetto di interesse comune, comprese le autorità nazionali, regionali e locali interessate, i proprietari terrieri e i cittadini che vivono nelle vicinanze del sito del progetto, il grande pubblico e le loro associazioni, organizzazioni o gruppi, vengono ampiamente informati e consultati in una fase precoce, quando le eventuali preoccupazioni del pubblico possono ancora essere prese in considerazione, in maniera aperta e trasparente. Qualora opportuno, l’autorità competente sostiene attivamente le attività intraprese dal promotore del progetto;
le autorità competenti assicurano che le procedure di consultazione pubblica per i progetti di interesse comune siano, ove possibile, raggruppate. Ogni consultazione pubblica riguarda tutti i temi relativi alla fase specifica della procedura, mentre un tema relativo a una fase particolare della procedura sarà trattato in un’unica consultazione pubblica; tuttavia, una singola consultazione pubblica può avvenire in più di un’area geografica. I temi trattati da una consultazione pubblica sono indicati chiaramente nella notifica della consultazione pubblica stessa;
le osservazioni e le obiezioni sono ammesse soltanto dall’inizio della consultazione pubblica fino alla scadenza del termine.
4) Il concetto di «partecipazione» del pubblico comprende almeno le informazioni su:
le parti interessate coinvolte e interpellate;
le misure previste, incluse le date e i luoghi indicativi proposti per lo svolgimento delle apposite riunioni;
la tempistica;
le risorse umane destinate ai singoli compiti.
5) Nell’ambito della consultazione pubblica da svolgere prima della presentazione del fascicolo della domanda, le parti interessate devono almeno:
pubblicare, prima dell’inizio della consultazione, un opuscolo informativo di 15 pagine al massimo che presenti in maniera chiara e concisa lo scopo e il calendario preliminare del progetto, il piano nazionale di sviluppo delle reti, le rotte alternative considerate, gli impatti previsti, anche di tipo transfrontaliero, e le possibili misure di attenuazione; l’opuscolo informativo contiene altresì un elenco degli indirizzi web della piattaforma per la trasparenza di cui all’articolo 18 e del manuale delle procedure di cui al punto 1;
informare tutte le parti interessate coinvolte nel progetto attraverso il sito internet di cui all’articolo 9, paragrafo 7, e altri mezzi di informazione adeguati;
invitare in forma scritta le parti interessate coinvolte ad apposite riunioni dedicate alla trattazione delle questioni fonte di preoccupazione.
6) Il sito internet del progetto mette a disposizione almeno le seguenti informazioni:
l’opuscolo informativo di cui al punto 5;
una sintesi non tecnica e regolarmente aggiornata di 50 pagine al massimo sullo stato di avanzamento del progetto che indichi chiaramente, in caso di aggiornamenti, le modifiche alle versioni precedenti;
la pianificazione del progetto e della consultazione pubblica, con la chiara indicazione delle date e dei luoghi per le consultazioni e le audizioni pubbliche nonché i temi previsti per queste ultime;
le informazioni di contatto per procurarsi l’insieme dei documenti relativi alla domanda;
le informazioni di contatto da utilizzare per trasmettere osservazioni e obiezioni durante le consultazioni pubbliche.
ALLEGATO VII
ELENCO UNIONALE DEI PROGETTI DI INTERESSE COMUNE («ELENCO UNIONALE»),
di cui all’articolo 3, paragrafo 4
A. PRINCIPI APPLICATI NELLA STESURA DELL’ELENCO UNIONALE
(1) Cluster di progetti di interesse comune (PIC)
Alcuni PIC formano un cluster a causa della loro natura interdipendente e concorrenziale o potenzialmente tale. Sono istituiti i seguenti tipi:
cluster di PIC interdipendenti, definito «cluster X che comprende i seguenti PIC»; raggruppa i PIC necessari ad affrontare una strozzatura comune a diversi paesi e la cui realizzazione simultanea crea sinergie. In questa fattispecie, per conseguire benefici a livello unionale è necessario che siano realizzati tutti i PIC;
cluster di PIC potenzialmente concorrenziali, definito «cluster X che comprende uno o più dei seguenti PIC»; rispecchia l’incertezza circa l’entità della strozzatura comune a più paesi. In questa fattispecie non è necessario che siano realizzati tutti i PIC inclusi nel cluster. È il mercato che determina se devono essere realizzati tutti, alcuni o un unico PIC, posto che siano in possesso delle dovute approvazioni a livello di pianificazione, autorizzazione e conformità regolamentare. Il numero di PIC necessari, anche in termini di fabbisogno di capacità, è valutato nuovamente nel successivo processo di individuazione dei PIC, e
cluster di PIC concorrenziali, definito «cluster X che comprende uno dei seguenti PIC»; affronta la stessa strozzatura, la cui entità è tuttavia più chiara rispetto al caso del cluster di PIC potenzialmente concorrenziali e perciò la realizzazione di un solo PIC funge allo scopo. È il mercato che determina quale PIC deve essere realizzato, posto che siano in possesso delle dovute approvazioni a livello di pianificazione, autorizzazione e conformità regolamentare. Se del caso, il numero di PIC necessari è valutato nuovamente nel successivo processo di individuazione dei PIC.
Tutti i PIC beneficiano degli stessi diritti e rispettano gli stessi obblighi sanciti dal regolamento (UE) n. 347/2013.
(2) Trattamento delle sottostazioni e delle stazioni di compressione
Le sottostazioni e le stazioni back-to-back per l’energia elettrica nonché le stazioni di compressione per il gas sono ritenute parte dei PIC se ubicate geograficamente lungo le linee di trasmissione/trasporto. Le sottostazioni, le stazioni back-to-back e le stazioni di compressione sono considerate PIC a sé stanti e figurano esplicitamente nell’elenco unionale se la loro ubicazione geografica è diversa dalle linee di trasmissione/trasporto. Esse beneficiano degli stessi diritti e rispettano gli stessi obblighi sanciti dal regolamento (UE) n. 347/2013.
(3) Progetti non più considerati PIC e progetti entrati a far parte di altri PIC
Diversi progetti inclusi negli elenchi unionali istituiti dai regolamenti delegati (UE) n. 1391/2013, (UE) 2016/89, (UE) 2018/540 e (UE) 2020/389 non sono più considerati PIC per uno o più dei seguenti motivi:
Tali progetti (tranne quelli già messi in servizio o che lo saranno entro marzo 2022) possono essere considerati atti a figurare nel prossimo elenco unionale se vengono meno i motivi dell’esclusione dall’attuale elenco.
Tali progetti non sono PIC ma per motivi di trasparenza e di chiarezza sono elencati con il loro numero PIC originario nell’allegato VII, punto C, come «Progetti non più considerati PIC».
Inoltre, alcuni progetti inclusi negli elenchi unionali istituiti dai regolamenti delegati (UE) n. 1391/2013 e (UE) 2016/89 durante il loro processo di attuazione sono diventati parte integrante di altri (cluster di) PIC.
Tali progetti non sono più considerati PIC indipendenti, ma per motivi di trasparenza e di chiarezza sono elencati con il loro numero PIC originario nell’allegato VII, punto C, come «Progetti che sono ora parte integrante di altri PIC».
B. ELENCO UNIONALE DEI PROGETTI DI INTERESSE COMUNE
(1) Corridoio prioritario «Rete offshore nei mari del Nord» (Northern Seas offshore grid, «NSOG»)
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N. |
Definizione |
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1.6 |
Interconnessione Francia — Irlanda fra La Martyre (FR) e Great Island o Knockraha (IE) [attualmente denominata «Celtic Interconnector»] |
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1.19 |
Uno o più hub nel Mare del Nord collegato/i mediante interconnettori ai paesi affacciati sul Mare del Nord (Danimarca, Germania, Paesi Bassi) [attualmente denominato «North Sea Wind Power Hub»] |
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1.21 |
Hub per idrogeno verde con sistema di accumulo ad aria compressa («Green Hydrogen Hub Compressed Air Storage», DK) |
(2) Corridoio prioritario «Interconnessioni di energia elettrica nord-sud nell’Europa occidentale» («NSI West Electricity»)
|
N. |
Definizione |
|
2.4 |
Interconnessione fra Codrongianos (IT), Lucciana (Corsica, FR) e Suvereto (IT) [attualmente denominata «SACOI 3»] |
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2.7 |
Interconnessione fra l’Aquitania (FR) e i Paesi baschi (ES) [attualmente denominata «Golfo di Biscaglia»] |
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2.9 |
Linea interna fra Osterath e Philippsburg (DE) per aumentare la capacità alle frontiere occidentali [attualmente denominata «Ultranet»] |
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2.10 |
Linea interna fra Brunsbüttel/Wilster e Grοβgartach/Bergrheinfeld-West (DE) per aumentare la capacità alle frontiere settentrionali e meridionali [attualmente denominata «Suedlink»] |
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2.14 |
Interconnessione fra Thusis/Sils (CH) e Verderio Inferiore (IT) [attualmente denominata «Greenconnector»] |
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2.16 |
Cluster di linee interne in Portogallo, che comprende i seguenti PIC: 2.16.1 Linea interna fra Pedralva e Sobrado (PT), precedentemente Pedralva e Alfena (PT) 2.16.3 Linea interna fra Vieira do Minho, Ribeira de Pena e Feira (PT), precedentemente Frades B, Ribeira de Pena e Feira (PT) |
|
2.17 |
Interconnessione Portogallo — Spagna fra Beariz — Fontefría (ES), Fontefría (ES) — Ponte de Lima (PT) (già Vila Fria/Viana do Castelo) e Ponte de Lima — Vila Nova de Famalicão (PT) (già Vila do Conde) (PT), che comprende le sottostazioni di Beariz (ES), Fontefría (ES) e Ponte de Lima (PT) |
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2.18 |
Aumento della capacità di stoccaggio di energia elettrica mediante pompaggio a Kaunertal, Tirolo (AT) |
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2.23 |
Linee interne alla frontiera belga settentrionale fra Zandvliet e Lillo-Liefkenshoek (BE) e fra Liefkenshoek e Mercator, che comprende una sottostazione a Lillo (BE) [attualmente denominate «BRABO II + III»] |
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2.27 |
2.27.1 Interconnessione fra l’Aragona (ES) e i Pirenei atlantici (FR) [attualmente denominata «Pyrenean crossing 2»] 2.27.2 Interconnessione fra la Navarra (ES) e le Landes (FR) [attualmente denominata «Pyrenean crossing 1»] |
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2.28 |
2.28.2 Stoccaggio di energia elettrica mediante pompaggio, Navaleo (ES) 2.28.5 Depurazione – Stoccaggio di energia elettrica mediante pompaggio, Velilla del Río Carrión (ES) |
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2.29 |
Centrale idroelettrica, Silvermines (IE) |
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2.30 |
Stoccaggio di energia elettrica mediante pompaggio, Riedl (DE) |
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2.31 |
Cluster di linee interne in Germania, che comprende i seguenti PIC: 2.31.1 Linea interna tra Emden-est e Osterath per aumentare la capacità dalla Germania settentrionale alla Renania 2.31.2 Linee interne tra Heide-ovest e Polsum per aumentare la capacità dalla Germania settentrionale alla regione della Ruhr 2.31.3 Linee interne tra Wilhelmshaven e Uentrop per aumentare la capacità dalla Germania settentrionale alla regione della Ruhr |
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2.32 |
Interconnessione fra Lonny (FR) e Gramme (BE) |
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2.33 |
Interconnessione fra la Sicilia (IT) e la Tunisia (TU) [attualmente denominata «ELMED»] (N. 3.27 nel quarto elenco dei PIC) |
(3) Corridoio prioritario «Interconnessioni di energia elettrica nord-sud nell’Europa centrorientale e sudorientale» («NSI East Electricity»)
|
N. |
Definizione |
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3.1 |
Cluster Austria — Germania, che comprende i seguenti PIC: 3.1.1 Interconnessione fra St. Peter (AT) e l’Isar (DE) 3.1.2 Linea interna fra St. Peter e Tauern (AT) 3.1.4 Linea interna fra il Tirolo occidentale e Zell-Ziller (AT) |
|
3.10 |
Cluster Israele — Cipro — Grecia [attualmente denominato «Interconnettore EUROASIA»], che comprende i seguenti PIC: 3.10.1 Interconnessione fra Hadera (IL) e Kofinou (CY) 3.10.2 Interconnessione fra Kofinou (CY) e Korakia, Creta (EL) |
|
3.11 |
Cluster di linee interne in Cechia, che comprende i seguenti PIC: 3.11.1 Linea interna fra Vernerov e Vitkov (CZ) 3.11.2 Linea interna fra Vitkov e Prestice (CZ) 3.11.3 Linea interna fra Prestice e Kocin (CZ) 3.11.4 Linea interna fra Kocin e Mirovka (CZ) |
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3.12 |
Linea interna in Germania fra Wolmirstedt e l’Isar per aumentare la capacità di trasmissione interna nord-sud [attualmente denominata SuedOstLink] |
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3.14 |
Potenziamenti interni in Polonia [parte del cluster attualmente denominato «GerPol Power Bridge»], che comprendono i seguenti PIC: 3.14.2 Linea interna fra Krajnik e Baczyna (PL) 3.14.3 Linea interna fra Mikułowa e Świebodzice (PL) 3.14.4 Linea interna fra Baczyna e Plewiska (PL) |
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3.22 |
Cluster Romania — Serbia [attualmente denominato «Mid Continental East Corridor»], che comprende i seguenti PIC: 3.22.1 Interconnessione fra Resita (RO) e Pancevo (RS) 3.22.2 Linea interna fra Portile de Fier e Resita (RO) 3.22.3 Linea interna fra Resita e Timisoara/Sacalaz (RO) 3.22.4 Linea interna fra Arad e Timisoara/Sacalaz (RO) |
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3.24 |
Stoccaggio di energia elettrica mediante pompaggio ad Amfilochia (EL) |
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3.28 |
Linea interna in Austria tra Lienz e Obersielach |
(4) Corridoio prioritario «Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico» (Baltic Energy Market Interconnection Plan, «BEMIP energia elettrica»)
|
N. |
Definizione |
|
4.4 |
4.4.2 Linea interna fra Ekhyddan e Nybro/Hemsjö (SE) |
|
4.5 |
4.5.2 Linea interna fra Stanisławów e Ostrołęka (PL) |
|
4.6 |
Stoccaggio di energia elettrica mediante pompaggio in Estonia |
|
4.8 |
Integrazione e sincronizzazione del sistema elettrico degli Stati baltici con le reti europee, che comprendono i seguenti PIC: 4.8.1 Interconnessione fra Tartu (EE) e Valmiera (LV) 4.8.2 Linea interna fra Balti e Tartu (EE) 4.8.3 Interconnessione fra Tsirguliina (EE) e Valmiera (LV) 4.8.4 Linea interna fra Viru e Tsirguliina (EE) 4.8.7 Linea interna fra Paide e Sindi (EE) 4.8.8 Linea interna fra Vilnius e Neris (LT) 4.8.9 Ulteriori aspetti infrastrutturali della sincronizzazione del sistema elettrico degli Stati baltici con la rete continentale europea 4.8.10 Interconnessione fra Lituania e Polonia [attualmente denominata «Harmony Link»] 4.8.13 Nuova sottostazione da 330 kV a Mūša (LT) 4.8.14 Linea interna fra Bitenai e KHAE (LT) 4.8.15 Nuova sottostazione da 330 kV a Darbėnai (LT) 4.8.16 Linea interna fra Darbėnai e Bitenai (LT) 4.8.18 Linea interna fra Dunowo e Żydowo Kierzkowo (PL) 4.8.19 Linea interna fra Piła Krzewina e Żydowo Kierzkowo (PL) 4.8.20 Linea interna fra Krajnik e Morzyczyn (PL) 4.8.21 Linea interna fra Morzyczyn-Dunowo-Słupsk-Żarnowiec (PL) 4.8.22 Linea interna fra Żarnowiec-Danzica/Danzica Przyjaźń-Danzica Błonia (PL) 4.8.23 Condensatori sincroni che forniscono inerzia, stabilità della tensione e della frequenza e potenza di corto circuito in Lituania, Lettonia ed Estonia |
|
4.10 |
Cluster Finlandia — Svezia [attualmente denominato «Terza interconnessione Finlandia — Svezia»], che comprende i seguenti PIC: 4.10.1 Interconnessione tra la Finlandia settentrionale e la Svezia settentrionale 4.10.2 Linea interna fra Keminmaa e Pyhänselkä (FI) |
|
4.11 |
Interconnessione tra Lettonia e Svezia via Gotland [attualmente denominata «LaSGo Link»] |
(5) Corridoio prioritario «Interconnessioni del gas nord-sud nell’Europa occidentale» («NSI West Gas»)
|
N. |
Definizione |
|
5.19 |
Connessione di Malta alla rete europea del gas — gasdotto di interconnessione con l’Italia (Gela) |
(6) Corridoio prioritario «Interconnessioni del gas nord-sud nell’Europa centrorientale e sudorientale» («NSI East Gas»)
|
N. |
Definizione |
|
6.2 |
6.2.13 Sviluppo e potenziamento della capacità di trasporto dell’interconnettore Slovacchia — Ungheria |
|
6.8 |
Cluster di infrastrutture che consentono lo sviluppo e il potenziamento dell’hub del gas balcanico, che comprende i seguenti PIC: 6.8.1 Interconnessione Grecia — Bulgaria [attualmente denominata «IGB»] fra Komotini (EL) e Stara Zagora (BG) e stazione di compressione a Kipi (EL) 6.8.2 Ripristino, ammodernamento e ampliamento del sistema di trasporto bulgaro 6.8.3 PIC Interconnessione gasiera Bulgaria — Serbia [attualmente denominata «IBS»] |
|
6.20 |
Cluster per aumentare la capacità di stoccaggio nell’Europa sudorientale, che comprende uno o più dei seguenti PIC: 6.20.2 Ampliamento del deposito sotterraneo di gas di Chiren (BG) 6.20.3 Deposito sotterraneo di gas a sud di Kavala e stazione di misura e regolazione (EL) e uno dei seguenti PIC: 6.20.4 Progetto «Depomures» in Romania 6.20.7 Deposito sotterraneo di gas di Bilciuresti |
|
6.24 |
Aumento della capacità di trasporto tra Romania e Ungheria (attualmente denominato «ROHU/BRUA») per consentire una capacità bidirezionale di 4,4 miliardi di m3 annui, comprese nuove risorse provenienti dal Mar Nero: 6.24.4 ROHU/BRUA – 2a fase, comprendente: — ampliamento della capacità di trasporto in Romania verso l’Ungheria, da Recas a Horia, fino a 4,4 miliardi di m3 annui e ampliamento delle stazioni di compressione a Podisor, Bibesti e Jupa — gasdotto sponde del Mar Nero — Podișor (RO), per trasportare il gas del Mar Nero — inversione del flusso tra Romania e Ungheria: tratto ungherese, 2a fase, stazione di compressione a Csanádpalota (HU) |
|
6.26 |
6.26.1 Cluster Croazia — Slovenia a Rogatec, comprendente: — interconnessione Croazia — Slovenia (Lučko — Zabok - Rogatec) — stazione di compressione a Kidričevo, 2a fase dell’ammodernamento (SI) — ammodernamento dell’interconnessione a Rogatec |
|
6.27 |
GNL a Danzica (PL) |
(7) Corridoio prioritario «Corridoio meridionale del gas» (Southern Gas Corridor, «SGC»)
|
N. |
Definizione |
|
7.3 |
Cluster di infrastrutture per portare nuovo gas da giacimenti di gas del Mediterraneo orientale, che comprende: 7.3.1 Gasdotto dai giacimenti di gas del Mediterraneo orientale alla Grecia continentale via Cipro e Creta [attualmente denominato «EastMed Pipeline»], con stazione di misura e regolazione a Megalopoli e in subordine i seguenti PIC: 7.3.3 Gasdotto offshore dalla Grecia all’Italia [attualmente denominato «Gasdotto Poseidon»] 7.3.4 Potenziamento delle capacità di trasporto interno in Italia, comprendente il potenziamento delle capacità di trasporto interno sud-nord [attualmente denominato «Adriatica Line»] e quello delle capacità di trasporto interno in Puglia (gasdotto Matagiola-Massafra) |
|
7.5 |
Sviluppo di infrastrutture per il gas a Cipro [attualmente denominato «Cipro Gas2EU»] |
(8) Corridoio prioritario «Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico (gas)» (Baltic Energy Market Interconnection Plan, «BEMIP gas»)
|
N. |
Definizione |
|
8.2 |
Cluster per l’ammodernamento delle infrastrutture nella regione del mar Baltico orientale, che comprende i seguenti PIC: 8.2.1 Potenziamento dell’interconnessione Lettonia — Lituania 8.2.4 Potenziamento del deposito sotterraneo di gas di Inčukalns (LV) |
|
8.3 |
Cluster di infrastrutture, che comprende i seguenti PIC [attualmente denominato «Baltic Pipe»]: 8.3.1 Potenziamento dell’interconnessione Nybro — Polonia/Danimarca 8.3.2 Interconnessione Polonia-Danimarca |
(9) Corridoio prioritario «Connessioni di approvvigionamento del petrolio nell’Europa centrorientale» (Oil Supply Connections, «OSC»)
Non sono stati presentati progetti nel settore del petrolio per l’elenco dei progetti di interesse comune.
(10) Area tematica prioritaria «Sviluppo di reti intelligenti»
|
N. |
Definizione |
|
10.4 |
ACON (Again COnnected Networks) (CZ, SK): promuove l’integrazione dei mercati dell’energia elettrica della Repubblica ceca e della Repubblica slovacca, migliorando l’efficienza delle reti di distribuzione e aumentando nel contempo la capacità transfrontaliera a livello dei gestori dei sistemi di distribuzione. |
|
10.7 |
Danube InGrid (HU, SK): migliora il coordinamento transfrontaliero nella gestione della rete elettrica, concentrandosi su modalità più intelligenti di raccolta e scambio dei dati |
|
10.10 |
Carmen (HU, RO): migliora l’efficienza di gestione della rete di distribuzione e la qualità dei servizi e consente la sicurezza dei flussi di energia elettrica da nuove fonti rinnovabili. |
|
10.11 |
Gabreta (CZ, DE): migliora l’ottimizzazione del sistema recuperando e scambiando informazioni in tempo reale, migliorando la misurazione e il monitoraggio della rete e aumentando la flessibilità e la capacità di hosting per accogliere energia generata da fonti rinnovabili. |
|
10.12 |
Green Switch (AT, HR, SI): ottimizza l’utilizzo delle infrastrutture esistenti e integra efficacemente le nuove tecnologie per aumentare la capacità di hosting, integrare efficacemente i nuovi carichi e migliorare la qualità e la sicurezza dell’approvvigionamento. |
(11) Area tematica prioritaria «Autostrade elettriche»
A nessun progetto è stata assegnata anche una seconda etichetta per definirlo progetto di interesse comune appartenente all’area «autostrade elettriche».
(12) Area tematica prioritaria «Rete transfrontaliera per il trasporto di biossido di carbonio»
|
N. |
Definizione |
|
12.3 |
CO2 TransPorts è volto alla creazione di infrastrutture che agevolino la cattura, il trasporto e lo stoccaggio su larga scala di CO2 da Rotterdam, Anversa e dai porti gestiti da North Sea Port. |
|
12.4 |
Northern Lights è un progetto commerciale per il trasporto transfrontaliero di CO2 che collega diverse iniziative europee di cattura (Regno Unito, Irlanda, Belgio, Paesi Bassi, Francia, Svezia) e provvede al trasporto per nave del CO2 catturato fino a un sito di stoccaggio sulla piattaforma continentale norvegese |
|
12.5 |
Il progetto Athos propone un’infrastruttura per trasportare CO2 dalle zone industriali dei Paesi Bassi ed è disposto a ricevere ulteriore CO2 da altre fonti, ad esempio l’Irlanda e la Germania. L’idea è sviluppare una struttura transfrontaliera, interoperabile e ad accesso aperto per il trasporto di grandi volumi. |
|
12.7 |
Aramis è un progetto transfrontaliero per trasporto e stoccaggio di CO2 (prelevato dagli emettitori nell’entroterra della zona portuale di Rotterdam e stoccato sulla piattaforma continentale dei Paesi Bassi) |
|
12.8 |
Dartagnan è un hub multimodale per l’esportazione di CO2 da Dunkerque e dal suo entroterra (emettitori del polo industriale nella zona di Dunkerque, Francia, con stoccaggio, ove disponibile, nei territori del Mare del Nord) |
|
12.9 |
Polonia - Interconnettore CCS UE (emettitori del polo industriale attorno a Danzica, Polonia, con stoccaggio, ove disponibile, nei territori del Mare del Nord) |
C. ELENCHI DEI PROGETTI «NON PIÙ CONSIDERATI PIC» E DEI PROGETTI «CHE SONO ORA PARTE INTEGRANTE DI ALTRI PIC»
(1) Corridoio prioritario «Rete offshore nei mari del Nord» (Northern Seas offshore grid, «NSOG»)
|
Numero PIC dei progetti non più considerati PIC |
|
1.1.1 |
|
1.1.2 |
|
1.1.3 |
|
1.2 |
|
1.3.1 |
|
1.3.2 |
|
1.4.1 |
|
1.4.2 |
|
1.4.3 |
|
1.5 |
|
1.7.1 |
|
1.7.2 |
|
1.7.3 |
|
1.7.4 |
|
1.7.5 |
|
1.8 |
|
1.9.1 |
|
1.9.2 |
|
1.9.3 |
|
1.9.4 |
|
1.9.5 |
|
1.9.6 |
|
1.10.1 |
|
1.10.2 |
|
1.11.1 |
|
1.11.2 |
|
1.11.3 |
|
1.11.4 |
|
1.12.1 |
|
1.12.2 |
|
1.12.3 |
|
1.12.4 |
|
1.12.5 |
|
1.13 |
|
1.14 |
|
1.15 |
|
1.16 |
|
1.17 |
|
1.18 |
|
1.20 |
(2) Corridoio prioritario «Interconnessioni di energia elettrica nord-sud nell’Europa occidentale» («NSI West Electricity»)
|
Numero PIC dei progetti non più considerati PIC |
|
2.1 |
|
2.2.1 |
|
2.2.2 |
|
2.2.3 |
|
2.3.1 |
|
2.3.2 |
|
2.5.1 |
|
2.5.2 |
|
2.6 |
|
2.8 |
|
2.11.1 |
|
2.11.2 |
|
2.11.3 |
|
2.12 |
|
2.13.1 |
|
2.13.2 |
|
2.14 |
|
2.15.1 |
|
2.15.2 |
|
2.15.3 |
|
2.15.4 |
|
2.16.2 |
|
2.19 |
|
2.20 |
|
2.21 |
|
2.22 |
|
2.24 |
|
2.25.1 |
|
2.25.2 |
|
2.26 |
|
2.28.3 |
|
2.28.4. |
|
Progetti che sono ora parte integrante di altri PIC |
|
|
Numero PIC originario del progetto |
Numero del PIC in cui il progetto è ora integrato |
|
2.1 |
3.1.4 |
(3) Corridoio prioritario «Interconnessioni di energia elettrica nord-sud nell’Europa centrorientale e sudorientale» («NSI East Electricity»)
|
Numero PIC dei progetti non più considerati PIC |
|
3.1.3 |
|
3.2.1 |
|
3.2.3 |
|
3.3 |
|
3.4 |
|
3.5.1 |
|
3.5.2 |
|
3.6.1 |
|
3.6.2 |
|
3.7 |
|
3.8 |
|
3.9 |
|
3.11.5 |
|
3.13 |
|
3.14.1 |
|
3.15.1 |
|
3.15.2 |
|
3.16 |
|
3.17 |
|
3.18.1 |
|
3.18.2 |
|
3.19.2 |
|
3.19.3 |
|
3.20.1 |
|
3.20.2 |
|
3.21 |
|
3.23 |
|
3.25 |
|
3.26 |
|
Progetti che sono ora parte integrante di altri PIC |
|
|
Numero PIC originario del progetto |
Numero del PIC in cui il progetto è ora integrato |
|
3.27 |
2.33 |
(4) Corridoio prioritario «Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico» (Baltic Energy Market Interconnection Plan, «BEMIP energia elettrica»)
|
Numero PIC dei progetti non più considerati PIC |
|
4.1 |
|
4.2 |
|
4.4.1 |
|
4.5.1 |
|
4.5.3 |
|
4.5.4 |
|
4.5.5 |
|
4.7 |
|
4.8.6 |
|
4.8.11 |
|
4.8.12 |
|
4.8.17 |
|
Progetti che sono ora parte integrante di altri PIC |
|
|
Numero PIC originario del progetto |
Numero del PIC in cui il progetto è ora integrato |
|
4.3 |
4.8.9 |
|
4.9 |
4.8.9 |
(5) Corridoio prioritario «Interconnessioni del gas nord-sud nell’Europa occidentale» («NSI West Gas»)
|
Numero PIC dei progetti non più considerati PIC |
|
5.1.1 |
|
5.1.2 |
|
5.1.3 |
|
5.2 |
|
5.3 |
|
5.4.1 |
|
5.4.2 |
|
5.5.1 |
|
5.5.2 |
|
5.6 |
|
5.7.1 |
|
5.7.2 |
|
5.9 |
|
5.12 |
|
5.13 |
|
5.14 |
|
5.15.1 |
|
5.15.2 |
|
5.15.3 |
|
5.15.4 |
|
5.15.5 |
|
5.16 |
|
5.17.1 |
|
5.17.2 |
|
5.18 |
|
5.20 |
|
5.21 |
|
Progetti che sono ora parte integrante di altri PIC |
|
|
Numero PIC originario del progetto |
Numero del PIC in cui il progetto è ora integrato |
|
5.8.1 |
5.5.2 |
|
5.8.2 |
5.5.2 |
(6) Corridoio prioritario «Interconnessioni del gas nord-sud nell’Europa centrorientale e sudorientale» («NSI East Gas»)
|
Numero PIC dei progetti non più considerati PIC |
|
6.2.1 |
|
6.2.2 |
|
6.3 |
|
6.5.1 |
|
6.5.3 |
|
6.5.4 |
|
6.5.5 |
|
6.7 |
|
6.8.3 |
|
6.9.1 |
|
6.9.2 |
|
6.9.3 |
|
6.11 |
|
6.12 |
|
6.16 |
|
6.17 |
|
6.19 |
|
6.20.1 |
|
6.20.5 |
|
6.20.6 |
|
6.21 |
|
6.22.1 |
|
6.22.2 |
|
6.23 |
|
6.24.1 |
|
6.25.2 |
|
Progetti che sono ora parte integrante di altri PIC |
|
|
Numero PIC originario del progetto |
Numero del PIC in cui il progetto è ora integrato |
|
6.1.1 |
6.2.10 |
|
6.1.2 |
6.2.11 |
|
6.1.3 |
6.2.11 |
|
6.1.4 |
6.2.11 |
|
6.1.5 |
6.2.11 |
|
6.1.6 |
6.2.11 |
|
6.1.7 |
6.2.11 |
|
6.1.8 |
6.2.2 |
|
6.1.9 |
6.2.11 |
|
6.1.10 |
6.2.2 |
|
6.1.11 |
6.2.2 |
|
6.1.12 |
6.2.12 |
|
6.2.3 |
6.2.2 |
|
6.2.4 |
6.2.2 |
|
6.2.5 |
6.2.2 |
|
6.2.6 |
6.2.2 |
|
6.2.7 |
6.2.2 |
|
6.2.8 |
6.2.2 |
|
6.2.9 |
6.2.2 |
|
6.5.2 |
6.5.6 |
|
6.6 |
6.26.1 |
|
6.8.4 |
6.25.4 |
|
6.13.1 |
6.24.4 |
|
6.13.2 |
6.24.4 |
|
6.13.3 |
6.24.4 |
|
6.14 |
6.24.1 |
|
6.15.1 |
6.24.10 |
|
6.15.2 |
6.24.10 |
|
6.18 |
7.3.4 |
|
6.24.2 |
6.24.1 |
|
6.24.3 |
6.24.1 |
|
6.24.5 |
6.24.4 |
|
6.24.6 |
6.24.4 |
|
6.24.7 |
6.24.4 |
|
6.24.8 |
6.24.4 |
|
6.24.9 |
6.24.4 |
|
6.25.3 |
6.24.10 |
|
6.26.2 |
6.26.1 |
|
6.26.3 |
6.26.1 |
|
6.26.4 |
6.26.1 |
|
6.26.5 |
6.26.1 |
|
6.26.6 |
6.26.1 |
(7) Corridoio prioritario «Corridoio meridionale del gas» (Southern Gas Corridor, «SGC»)
|
Numero PIC dei progetti non più considerati PIC |
|
7.1.1 |
|
7.1.2 |
|
7.1.3 |
|
7.1.5 |
|
7.1.7 |
|
7.2.1 |
|
7.2.2 |
|
7.2.3 |
|
7.4.1 |
|
7.4.2 |
|
Progetti che sono ora parte integrante di altri PIC |
|
|
Numero PIC originario del progetto |
Numero del PIC in cui il progetto è ora integrato |
|
7.1.6 |
7.1.3 |
|
7.1.4 |
7.3.3 |
|
7.3.2 |
7.5 |
(8) Corridoio prioritario «Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico (gas)» (Baltic Energy Market Interconnection Plan, «BEMIP gas»)
|
Numero PIC dei progetti non più considerati PIC |
|
8.1.2.1 |
|
8.1.2.2 |
|
8.1.2.3 |
|
8.1.2.4 |
|
8.2.3 |
|
8.4 |
|
8.5 |
|
8.6 |
|
8.8 |
(9) Corridoio prioritario «Connessioni di approvvigionamento del petrolio nell’Europa centrorientale» (Oil Supply Connections, «OSC»)
|
Numero PIC dei progetti non più considerati PIC |
|
9.1 |
|
9.2 |
|
9.3 |
|
9.4 |
|
9.5 |
|
9.6 |
(10) Area tematica prioritaria «Sviluppo di reti intelligenti»
|
Numero PIC dei progetti non più considerati PIC |
|
10.1 |
|
10.2 |
|
10.3 |
|
10.5 |
|
10.6 |
|
10.8 |
|
10.9 |
(11) Area tematica prioritaria «Autostrade elettriche»
|
Numero PIC dei progetti non più considerati PIC |
|
1.3 |
|
1.5 |
|
1.6 |
|
1.7 |
|
1.8 |
|
1.10 |
|
1.14 |
|
1.15 |
|
1.16 |
|
1.20 |
|
2.13 |
(12) Area tematica prioritaria «Rete transfrontaliera per il trasporto di biossido di carbonio»
|
Numero PIC dei progetti non più considerati PIC |
|
12.1 |
|
12.2 |
|
12.6 |
Dichiarazione della Commissione europea riguardo all’ammissibilità dei progetti di interesse comune ai fini dell’assistenza finanziaria dell’UE nell’ambito delle infrastrutture energetiche transeuropee [capitolo V del regolamento UE n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 9 )]
La Commissione sottolinea che ritiene importante che il sostegno, proveniente dall’UE e da fonti nazionali, si estenda a sovvenzioni per lavori al fine di consentire l’attuazione dei progetti di interesse comune che potenziano la diversificazione delle fonti, delle rotte e delle controparti dell’approvvigionamento energetico. La Commissione si riserva il diritto di formulare proposte in tal senso fondate sull’esperienza maturata con il monitoraggio dell’attuazione dei progetti di interesse comune nell’ambito della relazione di cui all’articolo 17 del regolamento sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee.
( 1 ) Direttiva 2003/55/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale (GU L 176 del 15.7.2003, pag. 57).
( 2 ) Regolamento (CE) n. 1228/2003 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica (GU L 176 del 15.7.2003, pag. 1).
( 3 ) GU L 162 del 22.6.2007, pag. 1.
( 4 ) GU L 210 del 31.7.2006, pag. 25.
( *1 ) GU L 115 del 25.4.2013, pag. 39.»
( 5 ) Con riserva dell’adesione della Croazia e a partire da tale data.
( 6 ) Con riserva dell’adesione della Croazia e a partire da tale data.
( 7 ) GU L 140 del 5.6.2009, pag. 114.
( 8 ) GU L 295 del 12.11.2010, pag. 1.
( 9 ) Cfr. pag. 39 della presente Gazzetta ufficiale.