Integrazione del mercato interno dell’energia elettrica Assetto giuridico complesso, ritardi, debolezze nella governance e vigilanza del mercato incompleta mettono a rischio il pieno conseguimento dell’ambizioso obiettivo

Sintesi

I Realizzare un mercato interno dell’energia elettrica pienamente integrato è da sempre una questione di primaria importanza, ma che diventa sempre più urgente a causa della crisi energetica e dell’aumento del costo della vita a cui i cittadini dell’UE devono attualmente far fronte. Un mercato interno dell’energia elettrica ben funzionante contribuisce a:

• beneficiare dei migliori prezzi per l’energia elettrica;
• garantire la sicurezza dell’approvvigionamento energetico;
• realizzare la transizione verde.

II La costruzione di un mercato interno dell’energia elettrica pienamente integrato è iniziata nel 1996, quando i monopoli nazionali dell’energia sono stati gradualmente aperti a una maggiore concorrenza, come previsto dal primo pacchetto (1996) e dal secondo (2003) pacchetto “Energia”. Il terzo pacchetto “Energia” è arrivato nel 2009. Uno degli obiettivi fondamentali era accelerare l’integrazione dei mercati dell’elettricità armonizzando le pratiche di scambio nei mercati organizzati all’ingrosso, incentivando in questo modo la concorrenza a livello transfrontaliero. Il pacchetto è stato ulteriormente completato da una serie di regolamenti di esecuzione della Commissione (orientamenti e codici di rete), necessari per specificare norme armonizzate di mercato, funzionamento della rete e regole di connessione alla rete. Un’importante integrazione del terzo pacchetto “Elettricità” è stato il regolamento concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso (Regulation on wholesale energy market integrity and transparency, REMIT), che ha definito un quadro per il monitoraggio dei mercati dell’energia elettrica all’ingrosso al fine di individuare e scoraggiare le manipolazioni del mercato.

III La Corte ha svolto il presente audit per valutare se le azioni a livello dell’UE abbiano contribuito a un’applicazione efficace, efficiente e coerente della normativa che disciplina il mercato dell’energia elettrica, contribuendo in questo modo al buon funzionamento del mercato interno dell’elettricità. L’Agenzia europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (Agency for the Co-operation of Energy Regulators, ACER) ricopre un ruolo fondamentale nel garantire il regolare funzionamento del mercato dell’elettricità dell’UE coordinando, a livello dell’Unione, le autorità nazionali di regolamentazione (ANR). Il quadro giuridico non fornisce all’Agenzia strumenti per assicurare il rispetto della normativa e, se non adeguatamente coadiuvata dalla Commissione nei suoi sforzi di convergenza, potrebbe non essere in grado di raggiungere gli obiettivi prefissati.

IV Nel presente audit, la Corte ha verificato se, a partire dal 2015, l’approccio di regolamentazione della Commissione (ossia l’utilizzo di orientamenti) e il monitoraggio svolto dall’ACER abbiano contribuito a migliorare l’integrazione e il funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica dell’UE. L’audit si è concentrato sull’uso di orientamenti e codici di rete da parte della Commissione per garantire l’integrazione del mercato interno dell’energia elettrica e sul monitoraggio attuato dall’ACER e dalla Commissione circa l’attuazione degli orientamenti e dei codici di rete nei mercati dell’energia elettrica. Ha esaminato, inoltre, la vigilanza svolta dall’ACER sugli abusi di mercato e sulla trasparenza.

V Nel complesso, la Corte ha riscontrato che la realizzazione del mercato interno dell’energia elettrica è ostacolata dalla scelta della Commissione di strumenti di regolamentazione che hanno condotto ad una complessa architettura giuridica delle norme in materia di scambi transfrontalieri e a ritardi nella loro applicazione. Inoltre, debolezze nel quadro di governance dell’UE hanno impedito la realizzazione del mercato interno dell’energia elettrica. Oltre a ciò, l’approccio di monitoraggio della Commissione e dell’ACER non ha innescato miglioramenti sufficienti del funzionamento del mercato dell’energia elettrica dell’UE. Inoltre, la vigilanza sui mercati per individuare e scoraggiare abusi e manipolazioni di mercato è stata incompleta.

VI Benché alcuni risultati significativi siano stati ottenuti negli ultimi dieci anni, i progressi dell’integrazione del mercato dell’energia elettrica sono stati lenti. Nel 2009 la scadenza era stata inizialmente fissata al 2014, ma la Corte ha rilevato che alla fine del 2021, vale a dire sette anni più tardi, nessuno degli orientamenti era stato pienamente attuato, il loro grado di attuazione variava a seconda dei mercati e dei paesi e diversi ritardi si erano accumulati. Gli orientamenti avrebbero dovuto accrescere la capacità di trasmissione transfrontaliera disponibile, favorendo in tal modo l’efficacia dell’accoppiamento dei mercati. Nonostante i maggiori sforzi di coordinamento dei gestori del sistema da parte dell’ACER, non sono stati compiuti progressi sostanziali.

VII L’obiettivo di completare il mercato interno dell’energia elettrica è stato ostacolato da valutazioni d’impatto insufficienti, dalla scelta degli strumenti di regolamentazione e dalle debolezze nel quadro di governance dell’UE. Sebbene fossero necessari per rendere operative le norme, gli orientamenti e i codici di rete della Commissione non hanno contribuito a chiarirle adeguatamente. Hanno anzi portato a un’armonizzazione complessa e tardiva delle norme in materia di scambi transfrontalieri. L’ACER ha quindi svolto un ruolo cruciale e unico nel cercare accordi vincolanti tra le ANR, i gestori della rete e operatori di mercato su dettagli tecnici (i cosiddetti termini, condizioni e metodologie (TCM) necessari per dare attuazione agli orientamenti). L’ACER ha generalmente preso decisioni puntuali per risolvere i disaccordi sui contenuti di tali dettagli tecnici.

VIII La Commissione si affida in larga misura all’ACER per il monitoraggio della coerente attuazione degli orientamenti e dei codici di rete. Tuttavia, tale monitoraggio dall’agenzia si è rivelato insufficiente, così come la comunicazione al riguardo. Ciò è stato dovuto in particolare alla carenza di informazioni e dati, alla mancanza di un follow-up, all’assenza di una strategia di monitoraggio, alle risorse limitate e allo scarso coordinamento con la Commissione per quanto riguarda il monitoraggio. L’approccio di regolamentazione della Commissione ha considerevolmente e inutilmente aumentato l’onere amministrativo, il fabbisogno di risorse e i costi per ACER, autorità nazionali di regolamentazione, gestori di sistema e operatori di mercato.

IX Nemmeno la vigilanza sui mercati, intesa a individuare e scoraggiare abusi e manipolazioni di mercato, è stata esaustiva. La vigilanza dell’ACER è pienamente operativa dalla fine del 2017, ma la raccolta dei dati non è completa e la loro valutazione ha riguardato un numero limitato di tipi di comportamenti abusivi. Inoltre, l’ACER ha destinato risorse insufficienti all’analisi dei dati raccolti, il che ne ha peraltro reso difficoltosa la valutazione. Per di più, l’ACER non è stata in grado di fornire sostegno alle indagini sul numero sempre crescente di casi di potenziali abusi di mercato transfrontalieri. Infine, l’ACER disponeva di strumenti limitati per garantire che le norme sulla vigilanza di mercato venissero applicate in maniera appropriata a livello nazionale. Per tutte le ragioni sopra elencate, alla fine la vigilanza dell’ACER non ha condotto a comminare molte sanzioni.

X L’ACER non disponeva di una adeguata struttura di governance e delle competenze necessarie per coordinare con efficacia le azioni delle autorità nazionali nel completamento di progetti di integrazione ambiziosi. Inoltre, lo strumento principale dell’ACER per la trasparenza e la rendicontazione (il suo sito) è gestito in modo inefficiente.

XI La Corte raccomanda alla Commissione di:

• razionalizzare il quadro normativo,
• rafforzare il quadro di monitoraggio per gli orientamenti di rete;
• potenziare la governance dell’ACER;
• valutare la necessità di un quadro per l’applicazione coerente delle sanzioni.

XII La Corte raccomanda all’ACER di:

• esaminare le risorse destinate al monitoraggio degli orientamenti;
• potenziare la vigilanza sull’integrità del mercato all’ingrosso dell’energia elettrica;
• migliorare la trasparenza e rendere meglio conto del proprio operato.

XIII Le prossime misure che l’UE adotterà per riformare i mercati dell’energia elettrica offrono l’opportunità alla Commissione, al Parlamento europeo e al Consiglio di affrontare le debolezze individuate nel presente audit.

Introduzione

Descrizione dell’ambito dell’audit

Contesto della politica

01 Nel febbraio 2015 la Commissione europea ha pubblicato il Pacchetto “Unione dell’energia” che comprendeva “Una strategia quadro per un’Unione dell’energia resiliente, corredata da una politica lungimirante in materia di cambiamenti climatici” e la “tabella di marcia per l’Unione dell’energia”. L’obiettivo di un’Unione dell’energia resiliente, incentrata su una politica climatica, è fornire ai consumatori dell’Unione europea, ovvero a famiglie e imprese, energia sicura, sostenibile, competitiva e a prezzi accessibili.

02 Nell’ottica della seconda dimensione, garantire il funzionamento di un mercato interno dell’energia elettrica pienamente integrato, mira a consentire il libero flusso di energia in tutta l’UE fornendo infrastrutture adeguate e senza ostacoli tecnici o normativi. La compravendita transfrontaliera dell’elettricità dovrebbe fornire a imprese e cittadini energia elettrica prodotta nel modo più economico possibile, ovunque essa si trovi nell’UE. Ad oggi l’UE dispone di norme in materia di energia stabilite a livello europeo, ma la realtà è che in pratica esistono 27 quadri normativi nazionali. Secondo la strategia UE in materia di energia del 2015,¹ un mercato dell’energia integrato è necessario per rendere il mercato più competitivo e aumentarne l’efficienza.

03 Diverse sono le sfide all’orizzonte. Raggiungere gli obiettivi climatici dell’UE richiederà di soddisfare una maggiore quota del fabbisogno dell’UE con energia da fonti rinnovabili. Una frammentata produzione di elettricità da tali fonti (attraverso i diversi consorzi di energia e i piccoli produttori), la natura intermittente delle energie rinnovabili e l’attuale assenza di soluzioni economicamente praticabili per lo stoccaggio pongono nuove sfide per la gestione delle reti elettriche e l’equilibrio tra domanda e offerta.

04 La realizzazione del mercato interno dell’energia elettrica dovrebbe apportare svariati vantaggi.

• Dovrebbe fornire ai consumatori europei l’accesso ai prezzi complessivamente migliori per l’elettricità, dal momento che sarà possibile soddisfare il fabbisogno sfruttando le risorse più economiche dell’intera UE.
• Dovrebbe accrescere la sicurezza dell’approvvigionamento energetico dell’UE, dal momento che gli Stati membri potranno condividere le risorse nel caso di interruzioni impreviste.
• Dovrebbe contribuire in modo efficiente al raggiungimento degli obiettivi della transizione verde dell’UE, migliorando la flessibilità dell’approvvigionamento energetico e garantendo agli attori del mercato di adattare le proprie posizioni basandosi sulle previsioni aggiornate di produzione dell’energia elettrica.

05 Nonostante gli sforzi dell’intera UE per integrare i mercati nazionali, permangono differenze sostanziali nei prezzi al dettaglio dell’elettricità da un paese all’altro. Tali prezzi sono ancora fortemente influenzati dagli Stati membri con imposte nazionali e oneri di rete regolamentati² piuttosto che dalla concorrenza. Cfr. figura 2.

06 Inoltre, nella seconda metà del 2021 e nella prima metà del 2022, i prezzi dell’energia elettrica nei mercati all’ingrosso in tutta Europa hanno raggiunto (al momento della finalizzazione del presente audit) picchi senza precedenti dovuti dagli elevati prezzi dei combustibili fossili, esacerbati sia dalla guerra in Ucraina che da altri fattori secondari, quali le quote di emissioni di CO₂ (cfr. figura 3). Si sono trovati particolarmente esposti gli Stati membri mal collegati alla rete elettrica dell’UE e quelli che dipendevano fortemente dal gas per la produzione di energia elettrica.

Mercati all’ingrosso dell’elettricità

07 Nei mercati all’ingrosso, i produttori vendono l’energia elettrica ai grandi clienti industriali e ai fornitori di energia elettrica. I fornitori la rivendono poi ai consumatori finali nei mercati al dettaglio. I mercati all’ingrosso dell’elettricità sono classificati in quattro tipologie (orizzonti temporali) a seconda del giorno di consegna materiale dei prodotti scambiati (come indicato nell’allegato I): mercato a termine, mercato del giorno prima, mercato infragiornaliero e mercato di bilanciamento.

08 In alcuni Stati membri l’energia elettrica è scambiata prevalentemente in borse dell’energia organizzate in cui la maggior parte dell’elettricità viene acquistata e venduta utilizzando prodotti standard secondo la tipologia del mercato del giorno prima. A livello di UE, tuttavia, la maggior parte degli scambi di energia elettrica avviene al di fuori di borse dell’energia organizzate, attraverso operazioni chiamate, per l’appunto, fuori borsa (over the counter, OTC).

Quadro normativo dell’UE

09 La responsabilità della politica energetica dell’UE è condivisa tra l’UE e gli Stati membri³. Sono stati concepiti molti strumenti dell’UE diversi per conseguire l’integrazione dei mercati dell’energia elettrica dell’UE, tra cui elementi della politica in materia di concorrenza, strumenti di regolamentazione di specifici attori e mercati, oltre a misure per fornire finanziamenti UE per investimenti sulla rete. La normativa generale vigente è costituita dalla direttiva “Energia elettrica” e dal regolamento “Energia elettrica” che, insieme, forniscono una serie di princìpi e norme comuni per l’integrazione dei mercati nazionali dell’energia elettrica, quali l’armonizzazione di aspetti dei mercati all’ingrosso che hanno implicazioni di carattere transfrontaliero.

10 Inoltre, il legislatore dell’UE ha conferito alla Commissione il diritto di attuare le norme stabilite dalla normativa attraverso l’adozione dei regolamenti di esecuzione della Commissione (orientamenti e/o codici di rete). Gli orientamenti richiedevano inoltre che accordi vincolanti chiamati termini, condizioni e metodologie (TCM) venissero adottati reciprocamente tra le autorità nazionali di regolamentazione (ANR) o che fossero approvati dall’Agenzia dell’Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (ACER).

11 Prima che l’integrazione del mercato interno dell’energia avesse inizio nel 1996, i mercati nazionali dell’energia erano dominati principalmente da monopoli che, nella prima fase dell’integrazione, sono stati gradualmente aperti a una sempre maggiore concorrenza. Tale apertura è stata il punto focale dei primi due pacchetti “Energia” (rispettivamente del 1996 e del 2003) che hanno trasformato radicalmente il quadro giuridico che disciplina i mercati dell’energia dell’UE. Tali pacchetti miravano, tra l’altro, a introdurre dal 1° luglio 2007 la libertà per i consumatori di acquistare l’energia elettrica da un qualsiasi fornitore di loro scelta.

12 Un terzo pacchetto “Energia” è entrato in vigore nel 2009. Esso conteneva ulteriori misure per promuovere l’integrazione del mercato interno dell’energia dell’UE ed istituiva l’ACER e la rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione di energia elettrica (European Network of Transmission System Operators for Electricity, ENTSO-E). L’ACER aveva inoltre il compito di coordinare l’azione delle ANR e, ove necessario, di colmare il vuoto normativo a livello dell’UE⁴.

13 Il regolamento del 2011 concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso (REMIT)⁵ va a completare il terzo pacchetto “Energia”. Affronta questioni relative all’integrità del mercato, alle informazioni privilegiate e agli abusi di mercato e introduce una base giuridica per monitorare i mercati dell’energia all’ingrosso, individuare e scoraggiare la manipolazione del mercato. REMIT affida all’ACER un ruolo di primo piano in tale ambito.

14 Il quarto pacchetto “Energia” (2019), denominato “Energia pulita per tutti gli europei”, approfondisce ulteriormente il quadro esistente per quanto riguarda le politiche dell’energia. Introduce nuove norme al fine di promuovere la concorrenza nei mercati al dettaglio dell’energia elettrica, meglio integrare nel mercato le fonti di energia rinnovabili, coordinare a livello dell’UE l’adeguatezza delle risorse di elettricità e gestire la domanda attraverso l’aggregazione e lo stoccaggio dell’energia elettrica. Inoltre, affronta alcune delle debolezze individuate nel terzo pacchetto “Energia”, quali le lacune nelle competenze dell’ACER.

La politica energetica dell’UE: chi fa cosa?

15 In seno alla Commissione europea, la direzione generale dell’Energia (DG ENER) è responsabile dello sviluppo e dell’attuazione della politica energetica dell’UE nell’ambito dell’articolo 194 del TFUE. Ciò include garantire il funzionamento del mercato dell’energia elettrica e la sicurezza dell’approvvigionamento energetico dell’UE, nonché promuovere l’interconnessione delle reti energetiche. Il ruolo della Commissione consiste nel:

1. proporre i necessari documenti/strategie relativi alla politica e le necessarie misure legislative;
2. far rispettare la normativa UE verificando che i pacchetti “Energia” vengano correttamente recepiti nell’ordinamento nazionale e applicati in modo efficace dagli Stati membri;
3. adottare orientamenti e codici di rete.

16 L’ACER è un’agenzia dell’UE che promuove il completamento dei mercati interni dell’energia elettrica e del gas e coordina l’operato delle ANR su questioni di rilevanza transfrontaliera⁶. I compiti dell’ACER includono: 1) fornire consulenza alla Commissione, all’ENTSO-E e alle ANR circa l’assetto del mercato dell’energia e la sicurezza degli approvvigionamenti, 2) individuare e prevenire abusi nella compravendita all’ingrosso di prodotti energetici e, infine, 3) monitorare in che modo, per esempio, gli orientamenti e i codici di rete trovano applicazione nei mercati dell’energia elettrica e del gas. L’ACER dispone anche di poteri esecutivi per emanare decisioni in ambiti specifici. Queste decisioni sono direttamente vincolanti per le ANR o per gli operatori di mercato a cui sono rivolte. L’organo decisionale dell’ACER, il comitato dei regolatori, è composto da rappresentanti delle ANR di ciascuno Stato membro.

17 Le ANR sono istituite dai legislatori nazionali e devono essere pienamente indipendenti dai governi nazionali. Tra i loro compiti, le ANR hanno la responsabilità di garantire la conformità dei singoli paesi agli orientamenti e ai codici di rete dell’UE. Dispongono inoltre di poteri esecutivi all’interno delle rispettive giurisdizioni, possono svolgere indagini e comminare sanzioni. Infine, hanno l’obbligo generale di promuovere il mercato interno dell’energia elettrica nell’UE.

18 I gestori dei sistemi di trasmissione (Transmission Systems Operators, TSO) sono enti nazionali regolamentati che gestiscono la sicurezza e la stabilità (mercati di bilanciamento) dei sistemi elettrici ad alta tensione e degli interconnettori a livello nazionale o zonale, e ricavano entrate dalle tariffe di rete e dalla rendita di congestione della rete. Cooperano tra loro nel quadro dell’ENTSO-E⁷, la quale deve operare al fine di istituire un mercato interno per l’energia elettrica integrato ed efficiente. L’ENTSO-E è tenuta a sviluppare e monitorare l’applicazione degli orientamenti e dei codici di rete, nonché delle piattaforme e degli strumenti di coordinamento degli operatori di sistema dell’UE sia in condizioni normali, sia in situazioni di crisi.

19 I gestori del mercato elettrico designati (Nominated Electricity Market Operators, NEMO) sono enti nazionali designati dalle ANR per garantire l’interconnessione e il buon funzionamento delle borse dell’energia dell’UE negli orizzonti temporali del giorno prima e infragiornaliero.

20 I gestori del sistema di distribuzione (Distribution System Operators, DSO) sono enti nazionali responsabili della gestione dell’energia elettrica e della distribuzione al consumatore finale. Il loro ruolo si sta ampliando per includere l’ottimizzazione della produzione e del consumo di elettricità a livello locale.

21 Gli operatori di mercato ricoprono diverse funzioni economiche, dispongono di potere di mercato e competono nei mercati dell’energia elettrica all’ingrosso e al dettaglio. Tra gli operatori figurano i produttori di energia elettrica, i grandi consumatori finali, i fornitori di elettricità, i prestatori di servizi ausiliari a TSO e DSO e gli intermediari. I piccoli consumatori finali, ossia famiglie e altri consumatori il cui consumo energetico è inferiore ai 600 MWh/anno, acquistano l’energia elettrica dai fornitori (aziende di servizi pubblici) nei mercati al dettaglio.

Ultimi sviluppi

22 Nell’ottobre 2021, la Commissione⁸ ha proposto una serie di misure per rispondere ai prezzi eccezionalmente alti di gas ed energia elettrica registrati nell’ultimo periodo nell’UE. Tali misure includevano massimali di prezzo e meccanismi di trasferimento, per salvaguardare i consumatori vulnerabili dalla povertà energetica, e modifiche alle norme in materia di aiuti di Stato per mitigare l’impatto sull’industria di costi dell’energia elettrica elevati. Nel marzo 2022, con l’ulteriore deterioramento provocato dalla guerra in Ucraina, la Commissione ha proposto un piano d’azione⁹ con diverse misure atte a ridurre nel medio termine la dipendenza dell’UE dal gas della Russia. Tale piano è stato ulteriormente illustrato dalla Commissione nel Piano REPowerEU proposto nel maggio 2022¹⁰. La Corte dei conti ha recentemente pubblicato un parere¹¹ in merito alle modifiche proposte per includere REPowerEU nel regolamento RRF.

Estensione e approccio dell’audit

23 Nella relazione speciale 16/2015, la Corte concludeva che l’obiettivo dell’UE di completare l’integrazione del mercato interno dell’energia elettrica entro il 2014 non era stato raggiunto. Rimaneva ancora molta strada da fare prima che il terzo pacchetto “Energia” potesse essere considerato pienamente attuato¹². Questa è una delle ragioni principali per cui la Corte ha verificato se l’approccio di regolamentazione della Commissione e la vigilanza dell’ACER abbiano, dal 2015, contribuito a migliorare il funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica dell’UE. Va aggiunto che la Corte non ha mai sottoposto ad audit né il regolamento REMIT, né gli orientamenti e i codici di rete.

24 Un’altra ragione che ha portato al presente audit è da ricercare nel ruolo chiave svolto dall’ACER nel garantire il buon funzionamento del mercato dell’elettricità dell’UE attraverso il coordinamento delle ANR a livello dell’UE. Il quadro giuridico non fornisce all’Agenzia strumenti per assicurare il rispetto della normativa e, se non adeguatamente coadiuvata dalla Commissione nei suoi sforzi di convergenza, potrebbe non essere in grado di raggiungere gli obiettivi prefissati.

25 L’obiettivo della presente relazione è informare i portatori di interessi e rivolgere raccomandazioni al fine di sostenere lo sviluppo delle politiche e una maggiore integrazione del mercato dell’energia elettrica.

26 Il principale quesito di audit mirava a valutare se l’approccio di regolamentazione della Commissione e la vigilanza dell’ACER avessero contribuito all’integrazione del mercato interno dell’energia elettrica. I principali soggetti controllati sono stati l’ACER e la Commissione.

27 L’audit si è concentrato sui seguenti aspetti:

• progressi compiuti nell’integrazione del mercato interno dell’energia elettrica;
• l’uso di orientamenti e codici di rete da parte della Commissione per garantire l’integrazione del mercato interno dell’energia elettrica;
• il monitoraggio della Commissione e dell’ACER sull’applicazione di orientamenti di rete per i mercati dell’elettricità;
• la vigilanza dell’ACER sugli abusi di mercato e la trasparenza (REMIT);
• la struttura di governance e le competenze dell’ACER.

28 La Corte ha esaminato le azioni dell’UE di integrazione dei mercati dell’elettricità che riguardavano prevalentemente i mercati dell’elettricità all’ingrosso (poiché né la Commissione né l’ACER dispongono di significative competenze in materia di mercati al dettaglio e i flussi transfrontalieri vengono scambiati principalmente nei mercati all’ingrosso). In particolare, la Corte ha verificato l’attività di vigilanza dell’ACER nell’attuazione del regolamento REMIT e dei tre principali orientamenti per il mercato dell’energia elettrica: orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione (capacity allocation and congestion management, CACM)¹³, di allocazione della capacità a termine (forward capacity allocation, FCA)¹⁴ e di bilanciamento del sistema elettrico (electricity balancing, EB)¹⁵.

29 I criteri di audit sono stati tratti dalla normativa applicabile, dai documenti di programmazione dell’ACER, dalle migliori pratiche internazionali, tra cui quelle di organizzazioni internazionali come l’Organizzazione per la cooperazione e lo sviluppo economico (OCSE) e l’Agenzia internazionale per le energie rinnovabili (International Renewable Energy Agency, IRENA), e da studi e valutazioni disponibili. Ulteriori spiegazioni sui criteri impiegati sono fornite all’inizio di ogni sezione.

30 Gli elementi probatori di audit sono stati raccolti basandosi su:

• esami e analisi di tutti i documenti di riferimento, sia della Commissione che relazioni operative, orientamenti interni e documentazione per rendicontare la gestione dell’ACER, e di altri documenti pertinenti;
• analisi di relazioni di organizzazioni internazionali (Agenzia internazionale per l’energia, IRENA, OCSE), ricerche accademiche e studi disponibili per individuare esempi di buone pratiche;
• questionari, colloqui e riunioni con il personale e un esperto esterno con le necessarie competenze nel settore dell’energia elettrica, selezionato tramite una procedura di gara pubblica.

31 L’audit ha riguardato il periodo da metà 2015 a fine 2021. Di conseguenza, tutte le misure adottate in seguito per mitigare l’effetto della crisi energetica non sono rientrate nell’ambito del presente audit.

32 Il presente audit è stato incentrato sul terzo pacchetto “Energia”. La Corte non ha preso in esame gli obiettivi relativi alle energie rinnovabili, l’efficienza energetica, i mercati al dettaglio e i sistemi di distribuzione dell’energia elettrica ai consumatori finali, né le attività assegnate all’ACER a norma del regolamento TEN-E.

Osservazioni

Progressi dell’integrazione dei mercati dell’energia elettrica lenti rispetto agli ambiziosi piani iniziali

33 L’integrazione dei mercati dell’energia elettrica mira a offrire a tutti i consumatori dell’UE diverse alternative tra cui scegliere, fornire nuove opportunità commerciali e rimuovere gli ostacoli agli scambi transfrontalieri al fine di conseguire incrementi di efficienza, prezzi competitivi e migliori standard di servizio per contribuire alla sicurezza degli approvvigionamenti e alla sostenibilità. Il completamento del mercato interno dell’energia elettrica avrebbe dovuto essere realizzato entro il 2014¹⁶. Gli strumenti giuridici che l’UE ha impiegato per rimuovere gli ostacoli al commercio transfrontaliero sono il regolamento e la direttiva cosiddetti “Elettricità”, oltre ad atti di diritto derivato (cfr. paragrafi 09 - 14).

34 Per la presente sezione, la Corte ha utilizzato come criteri di audit i seguenti obiettivi riportati nella normativa (cfr. riferimenti sopra menzionati):

• promuovere l’integrazione dei mercati attraverso l’accoppiamento dei mercati di tutta l’UE (ossia con l’interconnessione delle borse dell’energia degli Stati membri);
• garantire costantemente la capacità disponibile degli interconnettori per le negoziazioni.

Entrambi questi obiettivi dovrebbero facilitare la convergenza dei prezzi nei mercati all’ingrosso dell’energia elettrica nell’UE.

35 I legislatori dell’UE hanno incaricato la Commissione di adottare codici di rete per armonizzare le norme tecniche per la gestione dell’accoppiamento dei mercati organizzati a breve termine (mercato del giorno prima, infragiornaliero e di bilanciamento). L’accoppiamento dei mercati è ritenuto un modo per accelerare l’integrazione dei mercati dell’elettricità a breve termine. Permette infatti di calcolare i prezzi di mercato e i volumi di elettricità in base agli approvvigionamenti di energia elettrica in tutta l’UE e alla capacità della trasmissione transfrontaliera. Inoltre, è stato necessario predisporre un sistema di allocazione della capacità futura di trasmissione transfrontaliera al fine di incentivare i mercati dell’energia elettrica a termine. TSO e NEMO avevano la responsabilità di attuare questo sistema attraverso diversi progetti tecnici sotto la supervisione delle ANR e con il coordinamento dell’ACER.

36 Gli Stati membri devono far sì che i TSO rendano disponibile la capacità di trasmissione e investano nelle interconnessioni conformemente agli obiettivi dell’integrazione dei mercati dell’energia elettrica dell’UE.

L’accelerazione dell’integrazione dei mercati attraverso un loro pieno accoppiamento non si è ancora concretizzata

37 Progressi importanti ma lenti sono stati compiuti negli ultimi vent’anni, grazie alle varie iniziative per l’accoppiamento delle borse europee dell’energia (cfr. allegato II). L’obiettivo del Consiglio europeo di completare l’integrazione dei mercati dell’energia elettrica entro il 2014 non era ancora stato conseguito alla fine del 2021. Nel 2015 la Commissione ha ribadito che il completamento del mercato interno dell’energia elettrica rimaneva un obiettivo fondamentale e l’ha inserito nel piano strategico 2016‑2020 della DG ENER. L’accoppiamento dei mercati, tuttavia, è stato indicato come obiettivo solo nel piano strategico 2020‑2024 della DG ENER, vale a dire con un ritardo di cinque anni. La Commissione aveva già adottato i tre orientamenti pertinenti in materia di reti tra il 2015 e il 2017 (cfr. allegato III), ma ancora alla fine del 2021, secondo le informazioni dell’ACER, nessuno di tali orientamenti era stato pienamente attuato nell’UE.

38 I progressi nei diversi mercati sono stati disomogenei, come evidenziato dalle differenze nell’utilizzo efficiente degli interconnettori nei tre segmenti di mercato che avrebbero dovuto essere accoppiati (cfr. figura 4). Inoltre, l’accoppiamento dei mercati a breve termine ha finora prodotto vantaggi sociali di almeno 1 miliardo di euro¹⁷ annui, mentre i guadagni totali ottenuti grazie all’integrazione dei mercati dell’energia elettrica nel corso dei decenni, secondo una stima dell’ACER per il 2021, sono ammontati a circa 34 miliardi di euro all’anno. Tale calcolo però era basato su uno scenario che non includeva gli scambi transfrontalieri¹⁸. Rimangono ampi margini per una maggiore integrazione dei mercati dell’energia elettrica tra le diverse regioni europee.

39 L’attuazione è stata disomogenea anche tra i diversi paesi. Nei mercati del giorno prima, la maggior parte dei vantaggi economici si sono concretizzati (circa 1 miliardo di euro annui) in seguito all’accoppiamento volontario di 19 borse dell’energia occidentali che coprono l’Europa nord-occidentale (quasi tre quarti del volume di elettricità dell’UE scambiata nelle borse dell’energia) prima del 2015. Come conseguenza degli orientamenti CACM, i progressi negli altri sette paesi sono consistiti in una serie di accoppiamenti bilaterali avvenuti tra il 2015 e il 2022. Nel 2022, tutte le borse dell’energia sono state accoppiate per questo orizzonte temporale. Tali orientamenti hanno inoltre portato a ulteriori accoppiamenti nei mercati infragiornalieri. Eppure, nonostante gli sforzi dell’ACER, alla fine del 2021 gli accoppiamenti non erano stati ultimati, sebbene la Commissione avesse previsto che lo sarebbero stati entro il 2018. La DG ENER ha fissato la nuova scadenza per il 2024 nel piano strategico 2020‑2024, senza fornire spiegazioni a proposito dei ritardi.

40 L’integrazione dei mercati di bilanciamento è stata meno marcata rispetto a quella degli altri mercati a breve termine. Circa dieci TCM previsti dagli orientamenti di rete per interconnettere i mercati di bilanciamento non erano stati adottati entro la fine del 2021. Inoltre, solo due delle quattro piattaforme di scambio transfrontaliero previste dai codici di rete erano state rese operative entro la fine del 2021. I mercati di bilanciamento sono importanti sia per accrescere la sicurezza degli approvvigionamenti, evitando in questo modo blackout nell’UE, sia per integrare nei mercati fonti di energia rinnovabili variabili (cfr. allegato I).

41 I mercati a termine sono fondamentali perché offrono sia ai produttori che ai consumatori l’opportunità di coprire il rischio di fluttuazioni estreme dei prezzi e potenzialmente permettono ai produttori di disporre di prospettive di investimento più stabili. La Commissione ha adottato orientamenti di rete che non intendevano interconnettere questi mercati, ma solo favorire l’uso efficiente della capacità delle interconnessioni transfrontaliere per negoziazioni future, attraverso una piattaforma estesa a tutta l’UE per la vendita all’asta dei diritti di trasmissione. I progressi nell’UE sono stati parziali e disomogenei: i TSO non hanno messo all’asta tali diritti per ogni frontiera interna dell’UE ¹⁹. Nel 2022, l’ACER ha anche indicato che la bassa liquidità dei mercati a termine ha limitato le opportunità di coprire l’attuale volatilità dei prezzi²⁰ e ha riconosciuto debolezze nell’assetto di tale mercato²¹.

42 Nonostante i progressi con le iniziative di accoppiamento dei mercati del giorno prima, una piena convergenza dei prezzi transfrontaliera non è stata raggiunta (cfr. figura 5). Inoltre, il livello delle divergenze dei prezzi dell’energia elettrica tra i paesi è aumentato drasticamente dalla seconda metà del 2021 a causa della crisi globale dei prezzi dell’energia e della guerra in Ucraina. Una delle ragioni principali di tale aumento è la limitata capacità di trasmissione transfrontaliera. La stagnazione degli scambi transfrontalieri di energia elettrica dopo il 2015 riflette anche la mancanza di una convergenza dei prezzi e il fatto che la maggior parte degli accoppiamenti dei mercati del giorno prima era avvenuta prima dell’adozione degli orientamenti CACM del 2015 (cfr. paragrafo 39 e allegato II).

La capacità disponibile degli interconnettori non è aumentata nonostante l’attuazione degli orientamenti di rete e gli sforzi dell’ACER

43 I TSO sono giuridicamente tenuti a rendere disponibile al mercato²² la capacità massima degli interconnettori, dal momento che questa rappresenta una condizione necessaria per una maggiore integrazione dei mercati dell’energia elettrica e una convergenza dei prezzi. La convergenza dei prezzi potrebbe non essere conseguita, anche se i mercati sono accoppiati, qualora vi fossero limitazioni agli scambi transfrontalieri dovute alla congestione a livello della rete elettrica. È possibile incrementare la capacità disponibile e mitigare la congestione tramite:

• un migliore coordinamento nel calcolo della capacità di interconnessione da parte di TSO limitrofi, con una conseguente riduzione della congestione della rete;
• investimenti negli interconnettori, con un conseguente incremento della capacità di interconnessione installata.

44 Nonostante gli orientamenti di rete fossero stati attuati, non si sono verificati progressi significativi per quanto riguarda il livello delle capacità disponibili: l’ACER ha rilevato che nel 2020 diverse regioni erano al di sotto del valore-obiettivo fissato dal legislatore dell’UE che prevede che almeno il 70 % della capacità di interconnessione installata in ogni Stato membro sia disponibile per gli scambi transfrontalieri entro il termine massimo del 2025 (cfr. tabella 1). Una situazione simile era stata registrata nel 2016²³.

Nota: La rifusione del regolamento “Energia elettrica” ha introdotto l’obbligo per tutti i TSO di rendere almeno il 70 % della loro capacità di trasmissione interzonale disponibile per il mercato, ponendo come termine per l’adempimento il 2025. Regioni elencate: Core (Austria, Belgio, Francia, Paesi Bassi e Germania/Lussemburgo, ossia CWE, e Croazia, Cechia, Polonia, Romania, Slovacchia, Slovenia e Ungheria, ossia CEE), Italy North (Austria, Francia, Italia e Slovenia), SEE (Bulgaria, Grecia e Romania), SWE (Francia, Portogallo e Spagna)

Fonte: ACER, relazione sul monitoraggio del mercato, 2020, pag. 49.

45 Ciò è in parte dovuto all’aumento di fonti variabili di energia rinnovabile, le quali non erano un obiettivo strategico dell’integrazione del mercato dell’energia elettrica e possono contribuire alla congestione di reti interne e interconnettori, aumentare i costi di gestione della congestione e ridurre la capacità di trasmissione disponibile per gli scambi transfrontalieri. I dati della piattaforma per la trasparenza dell’ENTSO-E mostrano che, tra il 2015 e il 2017, i costi degli interventi correttivi dei TSO per rimuovere la congestione della rete sono aumentati circa del 25 %, passando da 999 milioni a 1,27 miliardi di euro. In Germania, ad esempio, le compensazioni versate dai TSO ai produttori di energia rinnovabile, a causa dei tagli alla produzione (vale a dire che i produttori si sono trovati obbligati a produrre di meno), sono ammontate ad almeno metà dei costi totali²⁴.

46 Nel 2002 il Consiglio europeo aveva fissato un valore-obiettivo del 10 % di interconnessione dell’energia elettrica come percentuale della capacità di produzione che ciascuno Stato membro avrebbe dovuto raggiungere entro il 2005. La scadenza è stata estesa al 2020 e un nuovo valore-obiettivo del 15 % è stato fissato per il 2030²⁵. Nonostante le misure a livello dell’UE, le relazioni annuali di attività della Commissione indicano che i progressi degli Stati membri non sono stati significativi: nel 2011, 11 Stati membri hanno registrato una capacità di interconnessione nominale inferiore al valore-obiettivo; al 2019, la situazione non era migliorata.

La direzione verso una serie di norme armonizzate in materia di scambi transfrontalieri è fissata, ma il quadro d’intervento contiene alcune debolezze

47 Una piena integrazione dei mercati e un mercato unico dell’energia elettrica sono possibili solo con l’armonizzazione del quadro normativo in materia di scambi transfrontalieri²⁶. I colegislatori dell’UE hanno definito tale quadro attraverso strumenti giuridici diversi (cfr. paragrafi 09 - 14). Gli orientamenti e i codici di rete della Commissione sono regolamenti dell’UE miranti a specificare norme comuni di mercato, di gestione della rete e di connessione. I regolamenti dell’UE sono obbligatori in tutti i loro elementi e direttamente applicabili in ciascuno degli Stati membri²⁷. Nella presente sezione, la Corte esamina gli strumenti di regolamentazione selezionati per consentire una maggiore integrazione del mercato dell’energia elettrica.

48 Come criteri di audit, la Corte ha utilizzato i requisiti stabiliti dalle pertinenti basi giuridiche dell’UE (i trattati, il regolamento e la direttiva “Energia elettrica”, gli otto orientamenti e codici di rete) e dallo strumento della Commissione per legiferare meglio. Inoltre, ha utilizzato le migliori pratiche sulla valutazione d’impatto della regolamentazione dell’OCSE per verificare l’operato della Commissione nella valutazione ex ante delle opzioni strategiche per l’integrazione dei mercati dell’energia elettrica tramite gli orientamenti e i codici di rete. Le autorità pubbliche dovrebbero includere valutazioni d’impatto nelle prime fasi dei processi di elaborazione delle politiche, quando formulano nuove proposte normative, il che può contribuire alla coerenza delle politiche rendendo trasparenti i compromessi impliciti nelle proposte stesse²⁸.

49 Nel periodo 2015‑2017, la Commissione ha adottato quattro orientamenti e quattro codici di rete. Tre di questi ultimi avevano l’ambito di applicazione più ampio dal momento che riguardavano i mercati dell’energia elettrica e della trasmissione di tutta l’UE in tutti gli orizzonti temporali (cfr. allegato III).

Il ricorso ai TCM ha reso complessa e tardiva l’armonizzazione delle norme in materia di scambi transfrontalieri

50 Il regolamento “Energia elettrica” prevedeva che la Commissione adottasse i codici di rete per uniformare le norme in materia di scambi transfrontalieri di energia elettrica. Al fine di adottare i codici di rete, l’ENTSO-E, la Commissione e l’ACER hanno avviato una serie di complessi procedimenti di elaborazione e consultazioni con i portatori di interessi nel periodo 2009‑2017 (cfr. figura 6), senza tuttavia discutere tutti i dettagli tecnici. La Commissione ha pertanto deciso di adottare orientamenti (invece di codici di rete) che richiedevano di specificare ulteriormente i dettagli tecnici nei TCM anziché i codici di rete per tutta la regolamentazione del mercato e di delegare la successiva adozione delle decisioni sui vari TCM alle ANR o all’ACER.

51 Di conseguenza, il quadro di regolamentazione delle norme del mercato è diventato più complesso e gli orientamenti della Commissione non hanno potuto essere applicati interamente da subito, anche se non esistevano limiti di tempo entro cui questi stessi orientamenti sarebbero pienamente entrati in vigore. Ciò ha comportato che gli orientamenti hanno spostato la maggior parte degli sviluppi normativi a fasi più avanzate, permettendo da un lato una maggiore flessibilità, ma dall’altro rallentando o complicando la loro applicazione e l’integrazione complessiva dei mercati. Inoltre i TCM, sebbene abbiano chiarito gli orientamenti, non hanno beneficiato degli stessi standard dei lavori preparatori, dal momento che non sono stati accompagnati da valutazioni d’impatto ex ante.

52 Le procedure di approvazione dei TCM sono state complesse e dispendiose in termini di tempo e hanno determinato un onere amministrativo eccessivo. La Corte ha rilevato che l’ACER e le ANR hanno approvato 161 TCM per i quattro orientamenti nel periodo 2016‑2021, la maggior parte dei quali sono stati approvati dalle ANR. Per alcuni TCM è stato necessario adottare modifiche, che hanno dovuto seguire la stessa procedura dell’approvazione iniziale (35 in totale). Alcune modifiche prevedevano che le ANR adottassero anche standard operativi a livello nazionale. Inoltre, la prossima revisione degli orientamenti CACM potrebbe far scattare una nuova serie di modifiche ai TCM²⁹.

53 L’adozione dei TCM ha avuto inizio nel 2016 e la Corte ha riscontrato che, alla fine del 2021, 11 TCM sono ancora in attesa di essere approvati. Nonostante il monitoraggio regolare dell’ACER sui ritardi e la comunicazione sistematica degli stessi alla Commissione, i TSO e le ANR non hanno rispettato le scadenze fissate negli orientamenti per quanto riguarda l’adozione di molti TCM.

54 Tra le varie ragioni, il lungo processo di adozione dei TCM è stato dovuto:

• al disaccordo tra le ANR di diversi Stati membri che perseguono i propri interessi nazionali o tra le ANR e i TSO, aggravato dall’inefficiente processo decisionale stabilito negli orientamenti. La Commissione ha reagito ad alcune delle inefficienze, ma i cambiamenti legislativi agli orientamenti di rete hanno avuto luogo in ritardo (nel 2019 e nel 2021) o non erano mai stati avviati.
• a un effetto “a cascata” sui ritardi. A causa delle interdipendenze tra i TCM, i ritardi di un TCM hanno portato all’adozione tardiva del successivo; per esempio, l’adozione in ritardo del TCM sulle regioni di calcolo della capacità ha provocato il rinvio dell’adozione della proposta di TCM sul calcolo della capacità coordinata.

55 Laddove le ANR non siano riuscite a raggiungere un accordo, su loro richiesta congiunta o nel caso di TCM di portata dell’intera UE (a partire dal 2019), l’ACER è tenuta ad adottare una decisione riguardo alla proposta di TCM consegnata entro sei mesi³⁰. L’ACER ha generalmente adottato le decisioni per tempo. L’ACER, nonostante abbia dovuto adottare decisioni per un numero crescente di TCM, ha pubblicato con un ritardo di due mesi solo due delle 50 decisioni adottate nell’intero periodo 2016‑2021.

56 Un numero relativamente elevato di decisioni sui TCM dell’ACER è stato contestato con ricorsi presentati alla Commissione di ricorso. Molte delle azioni giudiziarie riguardavano la mancanza di chiarezza a proposito delle procedure, delle competenze e dei criteri previsti dagli orientamenti.

Lacune nella valutazione d’impatto dei regolamenti di esecuzione da parte della Commissione hanno pregiudicato il quadro d’intervento

57 Come richiesto da norme interne, la Commissione ha consultato i portatori di interessi e ha redatto le valutazioni d’impatto prima dell’adozione degli orientamenti di rete³¹. Tuttavia, la Commissione ha pubblicato tali valutazioni verso la fine della procedura di consultazione, inficiandone in questo modo l’utilità. Inoltre, il Comitato per la valutazione d’impatto della Commissione non ha verificato la qualità della valutazione d’impatto degli orientamenti CACM ed FCA. Per giunta, i documenti non affrontavano alcuni aspetti fondamentali di applicazione e di governance. Ad esempio, non hanno avuto luogo valutazioni sugli oneri di attuazione e sui costi per gli attori coinvolti, né vi sono state discussioni sulle implicazioni della scelta di strumenti di regolamentazione (come i TCM) per l’applicazione degli orientamenti e il successivo monitoraggio.

58 La Corte ha inoltre constatato che le valutazioni d’impatto elencavano certi indicatori di monitoraggio degli effetti degli orientamenti ma non erano definiti in modo chiaro e non avevano portato a fissare degli obiettivi (per misurare ex post l’impatto della legislazione sui mercati e sul benessere sociale). Ciò ha potenzialmente indebolito le norme sul monitoraggio e ha reso la guida dell’ACER in questo ambito insufficiente. L’ACER ha progressivamente sviluppato i suddetti indicatori (cfr. paragrafo 80). La Commissione ha menzionato alcuni indicatori non monitorati dall’ACER, come ad esempio l’evoluzione dei prezzi di servizio infragiornalieri e di bilanciamento). La Commissione, inoltre, non ha menzionato alcuni indicatori fondamentali per il monitoraggio della performance, quali gli indicatori sulle prestazioni degli algoritmi utilizzato dai NEMO per accoppiare le borse dell’energia, che sono stati successivamente inclusi nei TCM.

59 Un altro aspetto fondamentale a non essere pienamente analizzato nella valutazione d’impatto degli orientamenti CACM ed FCA è stata la scelta dei metodi di fissazione dei prezzi per l’energia scambiata nelle borse dell’energia accoppiate e nelle zone di offerta. I metodi previsti non sono stati esaminati e discussi (per esempio il rigetto degli ordini di blocco³²), poiché i principali dettagli tecnici sono stati decisi dall’ACER tramite i TCM in una fase successiva. Ciononostante, i TCM non sono corroborati da alcuna valutazione d’impatto.

60 L’attuale crisi dell’energia evidenzia una mancanza di preparazione in termini di regolamentazione dei metodi per fissare i prezzi in situazioni di crisi in cui tali metodi possono condurre a profitti eccessivi (cfr. riquadro 1). Una delle misure di contrasto della crisi che la Commissione ha proposto per correggere simili distorsioni è la tassazione dei guadagni insperati, ma la Commissione non ha verificato gli effetti che tale misura potrebbe avere sulla concorrenza nei mercati dell’energia elettrica interni all’UE³³.

61 Un fattore non analizzato nelle valutazioni d’impatto della Commissione che permetterebbe un migliore funzionamento dei mercati dell’energia elettrica è la flessibilità della domanda di energia elettrica in risposta ai prezzi del mercato all’ingrosso. Tale flessibilità potrebbe concretizzarsi utilizzando vari strumenti, come l’aggregazione della domanda, lo stoccaggio dell’energia elettrica, il taglio remunerato della domanda e il coordinamento tra DSO e TSO. Un recente studio³⁴ della Commissione ha sottolineato le sfide sottese all’integrazione del mercato all’ingrosso a proposito della flessibilità della domanda dei piccoli consumatori. Ne costituiscono alcuni esempi il quadro di aggregazione dei dati poco chiaro e i trasferimenti dei dati tra gestori di rete e di mercato. Stime prudenti dei vantaggi sociali derivanti dalla flessibilità della domanda si collocano tra i 3 e i 5 miliardi di euro annui³⁵.

Il monitoraggio e le comunicazioni dell’UE sull’integrazione del mercato non consentono di individuare in maniera tempestiva i problemi

62 Tenuto conto della flessibilità concessa e della complessità dell’attuazione degli orientamenti di rete (come spiegato nella sezione precedente), un monitoraggio costante e sistematico da parte dell’ACER e della Commissione è un metodo di controllo essenziale per garantire un’applicazione coerente e omogenea in tutti gli Stati membri e una tempestiva individuazione di eventuali problemi. Sia la Commissione che l’ACER dispongono di competenze giuridiche in termini di applicazione degli orientamenti e dei codici di rete e dei relativi effetti economici. La Corte si è avvalsa della base giuridica e degli standard dell’OCSE per valutare il quadro di monitoraggio e rendicontazione della Commissione e dell’ACER (cfr. riquadro 2).

63 In virtù dell’assetto giuridico vigente, l’ACER ha il mandato di monitorare l’attuazione e gli effetti economici degli orientamenti e dei codici di rete dell’UE e di comunicare eventuali problemi di applicazione alla Commissione. Nella presente sezione verrà analizzato l’assetto del monitoraggio e delle comunicazioni dell’ACER in merito all’attuazione dei quadri giuridici da parte delle ANR, dei TSO e dei NEMO e agli effetti di tale attuazione sull’integrazione del mercato⁴¹.

64 La Corte ha inoltre usato, come criterio di audit, le disposizioni giuridiche secondo cui l’ACER è tenuta a garantire che vengano fornite al pubblico e a qualsiasi parte interessata, se del caso, informazioni obiettive, affidabili e facilmente accessibili, in particolare quelle riguardanti le risultanze del suo operato⁴².

65 Uno dei principali strumenti dell’ACER per valutare gli effetti dell’integrazione del mercato e per fornire consulenza alla Commissione e al legislatore dell’UE sono le relazioni annuali sul monitoraggio del mercato (Market Monitoring Reports, MMR), che controllano i mercati all’ingrosso e al dettaglio dell’energia elettrica e del gas naturale e che dovrebbero individuare eventuali ostacoli al completamento del mercato interno e adottare provvedimenti correttivi⁴³. Ne consegue che fungono anche da strumento per monitorare gli effetti degli orientamenti e dei codici di rete sull’integrazione del mercato dell’energia elettrica (cfr. anche paragrafo 63). Su tale base, l’ACER può presentare le proprie opinioni su potenziali misure per rimuovere i suddetti ostacoli.

66 Le attività di monitoraggio possono dare luogo a raccomandazioni dell’ACER alle ANR in merito al modo di attuare le norme o alla Commissione sulla modifica degli orientamenti e dei codici di rete, o condurla ad adottare misure di esecuzione contro gli Stati membri in caso di insufficiente applicazione delle norme. L’ACER non dispone di competenze esecutive, ma ha un ruolo di coordinamento generale tra le ANR nell’ambito dell’applicazione e dell’esecuzione della normativa dell’UE.

67 La Corte ha inoltre controllato in che modo la Commissione e l’ACER abbiano coordinato il monitoraggio della legislazione. La Commissione ha l’obbligo giuridico di monitorare e far rispettare l’applicazione del regolamento “Energia elettrica”, degli orientamenti e dei codici di rete in modo uniforme e puntuale a tutti gli Stati membri. Spetta alla Commissione vigilare sull’applicazione dei trattati e delle misure adottate dalle istituzioni in virtù dei trattati⁴⁴. La piena attuazione e la rigorosa applicazione della normativa vigente nel settore dell’energia e della relativa legislazione è la prima priorità per realizzare l’Unione dell’energia⁴⁵. Il ruolo della Commissione include inoltre offrire sostegno all’ACER e dare seguito alle sue raccomandazioni.

Debolezze significative nel quadro di monitoraggio e comunicazione dell’ACER

68 La legislazione dell’UE non specifica in che modo l’ACER dovrebbe monitorare l’applicazione generale degli orientamenti e dei codici di rete e i relativi effetti (per esempio la frequenza, i risultati attesi), o il modo in cui dovrebbe comunicarli alla Commissione. La Commissione non ha fornito un simile quadro delle comunicazioni (in cui stabilire, ad esempio, frequenza e contenuto delle stesse). Inoltre, l’ACER non ha adottato alcuna strategia di monitoraggio specifica.

69 A partire dal 2016, i programmi di lavoro annuali dell’ACER hanno sistematicamente menzionato che il monitoraggio rappresenta un compito essenziale. Ciononostante, i programmi di lavoro non indicano in modo sufficientemente esplicito come attuare il monitoraggio e rendicontazione, fermo restando l’obbligo dell’ACER di presentare i risultati attesi⁴⁶. Tali questioni rischiano di minare l’affidabilità dell’ACER e potrebbero rendere difficoltoso per i portatori di interessi capire di quali dati l’ACER abbia bisogno e la sua partecipazione al monitoraggio dell’attuazione.

70 La Corte ha rilevato che l’ACER si è avvalsa di vari mezzi per reperire le informazioni necessarie per le attività di monitoraggio, tra cui:

• scambi periodici con esperti delle ANR nel Gruppo di lavoro per l’energia elettrica (Electricity Working Group, EWG) e le rispettive task force.
• consultazioni con i comitati europei dei portatori di interessi⁴⁷, il Forum di Firenze⁴⁸, e il Gruppo di applicazione e monitoraggio del codice di rete (Network Code Implementation and Monitoring Group)⁴⁹;
• relazioni di monitoraggio dell’ENTSO-E⁵⁰ e altre informazioni disponibili sul sito;
• partecipazione alle riunioni dei portatori di interessi sullo stato di avanzamento dell’attuazione dei vari progetti di orientamenti e codici di rete (con portata regionale o a livello di UE);
• questionari/sondaggi sottoposti alle ANR;
• uno strumento via internet che permettesse alle ANR di comunicare e divulgare l’adozione dei TCM (dal 2019)⁵¹; tale strumento non è stato fornito a NEMO e TSO per consentire loro di adottare le proposte dei TCM.

71 Alcuni tra questi mezzi di comunicazione non sono stati pienamente efficaci e hanno ostacolato la capacità dell’ACER di ottenere informazioni tempestive e complete, pregiudicandone la facoltà di rilevare problemi. Per esempio, la partecipazione o la presenza degli esperti nazionali all’EWG sono volontarie e basate su accordi con le ANR; le autorità più piccole tendono a essere meno attive (cfr. allegato VI). La partecipazione del personale dell’ACER alle riunioni dei portatori di interessi sullo stato di avanzamento è stata sporadica a causa di risorse insufficienti⁵².

72 Le informazioni disponibili sul sito Internet dell’ACER non forniscono un inventario regolare e di facile utilizzo dei progetti e dei TCM da adottare o attuare, né mettono in relazione gli obiettivi di attuazione e le scadenze con i risultati attuali.

73 Le relazioni pubbliche dell’ACER sull’attuazione di orientamenti e codici di rete non sono la conseguenza di alcuna esplicita valutazione del rischio, né sono sistematiche in termini di redazione e di quantità. In merito ai tre orientamenti di mercato, che hanno un impatto sulla maggior parte dei portatori di interessi, solo una relazione di monitoraggio dell’attuazione (Implementation Monitoring Report, IMR) è stata pubblicata nel 2019 e non ha affrontato gli orientamenti sul bilanciamento dell’energia elettrica. Per giunta, tale relazione non conteneva nemmeno una panoramica esaustiva di tutti i TCM, né una descrizione degli stadi attuativi del progetto per ogni Stato membro. È inoltre meno chiara con riferimento alle raccomandazioni formulate. In particolare, non è chiaro quali delle raccomandazioni fossero rivolte alla Commissione. L’ACER e la Commissione hanno dato un seguito solo parziale alla relazione nel 2021.

74 Gli orientamenti concedevano alle ANR deroghe dai requisiti generali nel caso in cui le decisioni di deroga fossero debitamente giustificate. L’ACER non ha monitorato o emanato raccomandazioni alle ANR per chiarire come applicare in modo uniforme le deroghe, per cui le deroghe potrebbero diventare un modo per eludere le disposizioni normative.

75 Dal momento che l’ACER non dispone di poteri esecutivi, una sua rendicontazione sistematica avrebbe potuto accrescere una consapevolezza tempestiva, sia pubblica che della Commissione, sulle carenze dell’attuazione di orientamenti e codici di rete, accrescere la pressione tra pari esercitata dalle ANR e guidarle in modo coordinato in merito alle loro attività di monitoraggio e attuazione.

Il monitoraggio e le comunicazioni dell’ACER sono stati ostacolati da risorse limitate

76 A occuparsi del monitoraggio dell’integrazione del mercato dell’energia elettrica è il dipartimento Elettricità dell’ACER (cfr. allegato IV). I principali aumenti di personale per tale dipartimento sono stati approvati dalla Commissione nel 2019 e nel 2020 per fare fronte ai nuovi compiti disposti nel quarto pacchetto “Energia”. Nel periodo 2016‑2020, l’ACER non ha richiesto sostanziali aumenti di personale per il dipartimento.

77 Una parte molto significativa del personale assegnato al monitoraggio dell’attuazione è stata ripetutamente riassegnata per approvare i TCM, le modifiche e i ricorsi ai TCM. Ciò è stato in parte dovuto al numero inaspettatamente alto di simili procedimenti.

78 L’estensione di altre attività del dipartimento Elettricità ha subìto limitazioni a causa della mancanza di risorse. Ad esempio:

• limitazioni alla portata delle MMR (cfr. paragrafo 80);
• ritardi e limitazioni alla portata delle comunicazioni dell’ACER sul raffronto delle tariffe di rete dell’UE con parametri di riferimento ottimali.

79 La Corte ha osservato che l’ACER non ha modificato i programmi di lavoro annuali per riflettere i cambiamenti imprevisti nel carico di lavoro e nell’assegnazione delle risorse (come disposto dal regolamento finanziario della stessa ACER).

Le relazioni sul monitoraggio del mercato dell’ACER sono utili, ma sono pregiudicate dal fatto che la raccolta dei dati è difficoltosa e che non viene dato loro seguito

80 La Corte ha riscontrato che nel corso del tempo l’ACER ha reso più pertinenti le MMR con l’aggiunta di indicatori sull’integrazione dei mercati, spiegazioni delle metodologie e con una maggiore analisi degli ostacoli al completamento del mercato interno. Ha anche rilevato che occorre ancora analizzare alcune aree, quali gli investimenti nelle interconnessioni, i volumi degli scambi transfrontalieri e la convergenza dei prezzi per tutti gli orizzonti temporali. Inoltre, sette ostacoli di mercato individuati dall’ACER non sono stati monitorati (ad esempio i regimi di sostegno per le rinnovabili). L’ACER ha annunciato che non avrebbe elaborato una relazione completa nel 2022, con il rischio che non vengano rispettate le disposizioni giuridiche.

81 L’ACER si è trovata ad affrontare limiti nello sviluppo di indicatori pertinenti dopo aver riscontrato difficoltà nella raccolta dei dati necessari (come nel caso dell’MMR del 2020⁵³). Per giunta, non esiste una strategia coerente in materia di dati sull’energia elettrica nell’UE che possa comportare una raccolta sui mercati dell’elettricità sistematica e completa da parte della Commissione o dell’ACER. Negli Stati Uniti esiste un’agenzia federale incaricata di raccogliere e diffondere i dati riguardo ai mercati dell’energia elettrica statunitensi⁵⁴. Eurostat, la DG ENER e l’ACER pubblicano diversi flussi di dati in serie a intervalli di tempo distinti, con accessibilità variabile e con differenti procedure di verifica, con la conseguente impossibilità di utilizzare i dati in modo sistematico.

82 Una piattaforma fondamentale per raccogliere e divulgare dati sui mercati all’ingrosso dell’energia elettrica dell’UE è la piattaforma per la trasparenza gestita dall’ENTSO-E dal 2015⁵⁵. L’ACER è uno dei principali utenti di detta piattaforma. Uno studio della Commissione del 2017 mostra come la piattaforma per la trasparenza possa potenzialmente costituire una notevole fonte di dati completi sull’energia elettrica nell’UE, ma ci sono diverse carenze nella sua attuale applicazione legate alla qualità e all’accessibilità dei dati⁵⁶. La Commissione non ha ancora dato seguito allo studio. L’ACER ha firmato un accordo di cooperazione con l’ENTSO-E sulla trasmissione dei dati per il monitoraggio degli orientamenti di rete soltanto nel 2018. Ancora nel 2021 l’ACER ha riscontrato difficoltà nell’accedere ai dati⁵⁷.

83 Informazioni insufficienti circa gli effetti degli orientamenti di rete sull’integrazione e il funzionamento dei mercati all’ingrosso potrebbero avere conseguenze sulla precisione delle comunicazioni dell’ACER alle ANR, alla Commissione e al pubblico, e avere ripercussioni sull’individuazione tempestiva di problemi di attuazione degli orientamenti e dei TCM.

84 Uno dei punti di forza principali delle MMR è la formulazione di raccomandazioni. Le MMR includono regolarmente, dal 2016, raccomandazioni o priorità per un’azione più incisiva al fine di integrare i mercati all’ingrosso dell’energia elettrica. Conformemente al regolamento “Energia elettrica”, alle raccomandazioni delle MMR possono far seguito i pareri. Tuttavia, nel periodo 2015‑2021, l’ACER non ha presentato alcun parere né alla Commissione né al Parlamento europeo⁵⁸.

85 L’inclusione delle raccomandazioni nelle MMR varia tra edizioni e volumi: non è stato seguito un approccio sistematico. Spesso le raccomandazioni ripetono semplicemente gli obiettivi delle politiche; alcune volte sono ridondanti perché ripetono gli obblighi giuridici già integrati nella legislazione dell’UE. Il loro impatto è indebolito dalla mancanza di chiarezza rispetto ai soggetti a cui sono rivolte, dall’assenza di idee chiare in merito a come rimuovere gli ostacoli di mercato individuati tramite le politiche dell’UE e dalla mancanza di scadenze. Inoltre, non esistono successive MMR che diano seguito a tali raccomandazioni e ciò le indebolisce ulteriormente. La Corte ha riscontrato simili debolezze nelle edizioni della MMR del 2019 e del 2020.

Il monitoraggio dei TSO da parte dell’ACER non ha portato a progressi sostanziali nell’interconnessione dell’infrastruttura elettrica

86 Il monitoraggio è lo strumento principale dell’ACER per promuovere una maggiore integrazione delle reti dell’energia elettrica, sebbene da solo non sia sufficiente per far sì che gli Stati membri attuino gli orientamenti e i codici di rete in modo coerente. La Corte ha esaminato tre aspetti di importanza cruciale per la promozione della capacità di rete (come spiegato nei paragrafi da 43 a 46):

• il riesame regolare della configurazione delle zone di offerta;
• il monitoraggio degli investimenti negli interconnettori;
• comunicazioni regolari sulla disponibilità di capacità di trasmissione transfrontaliera.

87 Sia gli investimenti che espandono la capacità di trasmissione transfrontaliera, sia la configurazione adeguata delle zone di offerta conducono a una massimizzazione sostenibile della disponibilità di capacità per il commercio in tutti gli orizzonti temporali. Ciò è essenziale per la crescita degli scambi transfrontalieri e l’integrazione delle rinnovabili nel mercato interno. Le differenze tra le capacità interzonali disponibili in tutta l’UE fanno sì che gli attori del mercato corrano il rischio di non trovarsi su un piano di parità in relazione all’accesso alle opportunità di scambio. In particolare, i TSO possono ridurre strutturalmente le capacità interzonali disponibili per risolvere congestioni di rete intrazonali causate da zone di offerta inadeguate.

88 L’ACER ha monitorato la configurazione delle zone di offerta dell’UE e ha fornito elementi probatori in merito all’inadeguatezza della configurazione attuale. Tuttavia, a causa degli insufficienti poteri decisionali (la decisione finale spetta agli Stati membri sulla base di una analisi dell’ENTSO-E), delle carenze metodologiche, disposizioni degli orientamenti CACM non chiare ed elementi probatori insufficienti (dovuti a una mancanza di dati), tale monitoraggio non ha condotto ad alcuna riconfigurazione delle zone di offerta o ad alcuna richiesta da parte dell’ACER di condurre un’analisi⁵⁹ (cfr. allegato V).

89 L’ACER ha monitorato, attraverso pareri con cadenza biennale, gli investimenti per la capacità di trasmissione transfrontaliera nei piani decennali di sviluppo della rete redatti dall’ENTSO-E. La Corte, tuttavia, ha rilevato che nel 2019 l’attuazione di almeno metà dei progetti di investimento pertinenti a livello transfrontaliero è stata soggetta a ritardi malgrado il monitoraggio dell’ACER⁶⁰.

90 A partire dalla prima MMR del 2012, l’ACER ha inoltre monitorato regolarmente la disponibilità di capacità di trasmissione interzonale dei TSO. I TSO hanno l’obbligo giuridico di rendere disponibile al mercato la massima capacità degli interconnettori e delle reti di trasmissione relative ai flussi transfrontalieri. Il monitoraggio dell’ACER ha rilevato un calcolo della capacità di trasmissione interzonale errato, ma l’agenzia non è stata in grado di evitare che le capacità venissero indebitamente ridotte (cfr. paragrafo 44).

91 In risposta alle debolezze nel quadro normativo individuate dall’ACER, con il nuovo regolamento “Energia elettrica” del 2019 il legislatore UE ha adottato un valore-obiettivo vincolante per il margine minimo di capacità di interconnessione disponibile per gli scambi, ossia il 70 % della capacità installata in ciascun Stato membro, entro e non oltre il 2025⁶¹.

92 Dal momento che l’applicazione del requisito del 70 % non era chiara, l’ACER ha intrapreso una serie di misure limitate per coordinare i calcoli armonizzati del margine⁶² da parte dei TSO e delle ANR. Sebbene l’ACER non abbia l’obbligo giuridico di monitorarlo⁶³ e nonostante l’ENTSO-E non concordasse con i calcoli:

• l’ACER ha emanato una raccomandazione per le ANR e i TSO per chiarire il valore-obiettivo⁶⁴;
• Dal momento che la raccomandazione non era vincolante né sufficientemente chiara, alcuni TSO e un numero limitato di ANR l’hanno disattesa decidendo di adottare un approccio differente. L’ACER ha pubblicato nel 2021 anche due relazioni sul monitoraggio del valore-obiettivo del 70 %. L’ACER non ha riscontrato miglioramenti tangibili nelle capacità disponibili a livello interzonale.

Le debolezze nel monitoraggio della Commissione rischiano di portare all’inosservanza delle norme dell’UE in materia di scambi transfrontalieri

93 Le comunicazioni dell’ACER sono state essenziali per l’attività della Commissione di monitoraggio dell’attuazione. L’ACER non ha alcun obbligo giuridico di individuare e segnalare i casi di non conformità alle norme transfrontaliere dell’UE. Nel dicembre 2021 ha adottato un quadro di monitoraggio della conformità per coordinare le misure esecutive delle ANR in merito agli organismi dell’UE (come l’ENTSO-E) e gli obblighi dei TSO riguardo agli effetti transfrontalieri. Pertanto, la Commissione si è trovata ad affrontare una lacuna nel monitoraggio, dal momento che fare affidamento sull’ACER non era sufficiente per monitorare la conformità degli Stati membri agli orientamenti e ai codici di rete e al regolamento “Energia elettrica”. Non sono stati realizzati accordi di cooperazione o tabelle di marcia tra l’ACER e la Commissione al fine di chiarire i ruoli di monitoraggio e evitare ridondanze. Le valutazioni d’impatto della Commissione sugli orientamenti di rete, dal momento che facevano riferimento solo all’ACER e all’ENTSO-E, non specificavano alcun ruolo della Commissione stessa nel quadro di monitoraggio.

94 La Commissione ha partecipato regolarmente alle riunioni degli organi direttivi e dei gruppi di lavoro dell’ACER come osservatore, così come ha partecipato alle riunioni pertinenti dei portatori di interessi, ma alla fine del 2021 non aveva pubblicato alcuna relazione di verifica dell’osservanza delle disposizioni e della conformità alle stesse.

95 Nelle relazioni annuali di attività del periodo 2016‑2020, la DG ENER ha monitorato pochi indicatori dell’integrazione del mercato (vale a dire la convergenza dei prezzi e gli obiettivi di interconnessione), senza nemmeno fissare valori-obiettivo per tale convergenza. L’ACER ha monitorato un differente indicatore di convergenza dei prezzi. Inoltre, in virtù del nuovo piano strategico 2020‑2024 della DG ENER, tali indicatori non verranno più monitorati.

96 La Commissione e l’ACER non hanno monitorato in che modo gli Stati membri abbiano recepito negli ordinamenti nazionali sanzioni adeguate e comparabili, o in che modo le ANR abbiano fatto rispettare l’applicazione degli orientamenti e dei codici di rete e di altre norme dell’UE. Il precedente regolamento “Energia elettrica” (del 2009) non specificava alcun obbligo per gli Stati membri di sanzionare l’inosservanza degli orientamenti e dei codici di rete. La direttiva 2009/72/CE (“Energia elettrica”) stabilisce le sanzioni per la non conformità “agli obblighi […] imposti dalla presente direttiva o alle pertinenti decisioni giuridicamente vincolanti dell’[ACER] o della stessa autorità di regolamentazione; o di proporre a una giurisdizione competente di imporre tali sanzioni”⁶⁵. La rifusione del regolamento “Energia elettrica” del 2019 definisce precisamente l’obbligo in capo agli Stati membri di emanare norme relative alle sanzioni applicabili in caso di violazioni dei codici di rete adottati in virtù dell’articolo 59 e degli orientamenti adottati in virtù dell’articolo 61.

97 La mancanza di una distinzione netta nei ruoli di monitoraggio tra la Commissione e l’ACER rischia di creare inefficienze in termini di controllo dell’osservanza della normativa dell’UE in materia di energia elettrica. Ciò potrebbe compromettere la convergenza delle pratiche delle ANR nel monitoraggio e l’attuazione delle norme che disciplinano il mercato dell’elettricità dell’UE e in questo modo ostacolare l’integrazione dei mercati regionali.

Dopo dieci anni, l’attuazione della vigilanza sul mercato non è ancora stata pienamente conseguita

98 Affinché la concorrenza sui mercati europei all’ingrosso dell’energia sia aperta ed equa, è fondamentale che i prezzi riflettano la domanda e l’offerta e non siano distorti da abusi di informazioni privilegiate o da altre forme di manipolazione del mercato. Tali distorsioni farebbero venir meno la fiducia degli operatori nell’integrità del mercato e porterebbero alcuni di essi ad abbandonare del tutto il mercato, compromettendo in tal modo la concorrenza. Di conseguenza, i prezzi crescerebbero, determinando alla fine un aumento delle bollette dell’energia elettrica per famiglie e imprese. I mercati dovrebbero pertanto essere disciplinati da norme che scoraggino e permettano di individuare comportamenti abusivi⁶⁶.

99 Il regolamento REMIT ha creato un quadro per il monitoraggio dei mercati all’ingrosso dell’energia elettrica, al fine di individuare e scoraggiare la manipolazione del mercato. Il regolamento di esecuzione (UE) n. 1348/2014 della Commissione sulla comunicazione dei dati REMIT specifica ulteriormente gli obblighi di segnalazione relativi alle transazioni e ai dati fondamentali. La Corte ha utilizzato i requisiti riportati dal regolamento come criteri di audit per questa sezione, al fine di valutare come è stata attuata la vigilanza sul mercato all’ingrosso dell’energia elettrica.

100 Gli operatori di mercato devono comunicare all’ACER tutte le transazioni del mercato all’ingrosso dell’energia a livello dell’UE. L’ACER analizza poi queste informazioni per individuare possibili abusi di mercato e, ove necessario, segnalarli e coordinarsi con le ANR, le quali hanno il compito di far rispettare le norme e imporre sanzioni. Per far sì che le ANR svolgano le loro attività prescritte dal regolamento REMIT in modo coerente e coordinato, l’ACER pubblica orientamenti sull’applicazione del regolamento, che però non sono vincolanti.

101 Gli Stati membri hanno la responsabilità di far sì che alle ANR siano conferiti poteri che consentono di imporre sanzioni efficaci, dissuasive e proporzionate agli operatori di mercato che violino il regolamento REMIT⁶⁷. La Commissione dovrebbe far sì che le sanzioni siano oggetto di una disciplina normativa coerente in tutti gli Stati membri, per evitare l’arbitraggio regolamentare da parte degli operatori di mercato.

La vigilanza del mercato è diventata operativa solo sei anni dopo l’approvazione del regolamento REMIT, ed è stata ostacolata dal collasso del sistema informatico

102 La Corte ha constatato che il 2017 è stato il primo anno completo in cui sono state comunicate le transazioni. Nella seconda metà del 2017 l’ACER ha iniziato a utilizzare regolarmente il proprio software di vigilanza per analizzare automaticamente i dati comunicati. La figura 7 riporta la cronologia relativa a REMIT.

103 Dopo appena due anni e mezzo di attività di vigilanza del mercato, la componente del sistema informativo di REMIT (ARIS), che inserisce le transazioni segnalate nel database della stessa ARIS, è collassata sotto il peso crescente delle transazioni comunicate e a causa della carenza cronica di investimenti. I ripetuti crash del sistema hanno causato l’indisponibilità dei dati necessari per la vigilanza del mercato da luglio del 2020 fino a marzo del 2021. Durante tale periodo non vi è stata praticamente alcuna vigilanza del mercato ed è possibile che potenziali casi di abusi di mercato siano passati inosservati. La vigilanza del mercato è ripresa gradualmente a metà del 2021, ma gli arretrati del periodo da luglio a dicembre 2020 sono stati analizzati con metodi statistici, ossia con una valutazione meno approfondita usata per le segnalazioni a bassa priorità. Il risultato di un’analisi statistica, tuttavia, non è sufficiente per poter richiedere alle ANR di avviare un’indagine.

La raccolta dei dati non è completa, non riguarda le principali aree di rischio e apporta un modesto valore aggiunto alla trasparenza del mercato

104 Il regolamento REMIT richiede che gli operatori di mercato segnalino all’ACER le transazioni sul mercato all’ingrosso dell’energia, divulghino informazioni privilegiate e dati fondamentali ai fini di trasparenza. Stabilisce inoltre che l’ACER condivida, a determinate condizioni, i dati raccolti. La Corte ha verificato se la raccolta di dati e informazioni relativi alle transazioni eseguite sul mercato fosse completa e se gli obblighi in materia di trasparenza fossero stati rispettati. Ha verificato inoltre se l’ACER avesse condiviso i dati raccolti come previsto dalla normativa e condiviso i dati raccolti non commercialmente sensibili a fini di ricerca, in modo da contribuire così a promuovere la trasparenza.

105 In base alle cifre fornite dalla DG ENER⁶⁸ e provenienti da importanti fornitori di dati, le transazioni OTC costituivano il 68 % dei volumi di energia elettrica scambiati nel 2019 e il 74 % nel 2020, mentre le transazioni OTC bilaterali rappresentavano il 44 % del totale nel 2019 e il 46 % nel 2020. La maggior parte dell’energia elettrica all’ingrosso è quindi negoziata nei mercati meno trasparenti ed è quindi maggiormente soggetta a manipolazione. La Corte ha riscontrato che l’ACER non procede in maniera sistematica alla riconciliazione dei dati REMIT relativi ai volumi annui di energia elettrica scambiata nelle borse dell’energia o attraverso transazioni OTC con i dati divulgati dalla DG ENER, da cui ne consegue che l’ACER non è in grado di accertare se il sistema informatico REMIT riesce a individuare tutti gli scambi OTC o di intervenire nel caso di discrepanze.

106 I dati comunicati all’ACER riguardo alle negoziazioni al di fuori delle borse dell’energia elettrica presentano molteplici problemi di qualità⁶⁹. Gli operatori di mercato hanno l’obbligo di comunicare i dati, ma non sono tenuti a rispettare le linee guida dell’ACER non vincolanti sulla reportistica. Pertanto l’ACER non può garantire che i dati forniti siano completi o di qualità sufficiente. Ciò impedisce all’ACER di potersi servire pienamente dei dati raccolti. Il fatto che la maggior parte del mercato all’ingrosso dell’energia elettrica non sia oggetto di un completo monitoraggio compromette l’efficacia di REMIT.

107 Le transazioni relative ai contratti per i servizi di bilanciamento devono essere comunicati solo su richiesta dell’ACER⁷⁰. Fino ad ora, l’ACER non ha mai richiesto tali informazioni⁷¹. Tuttavia, la manipolazione del mercato si verifica anche sul mercato di bilanciamento. In tre casi, l’ANR del Regno Unito ha applicato sanzioni per un totale di 50 milioni di sterline, pari al 99,3 % delle sanzioni definitive fino ad ora comminate per violazione delle disposizioni normative sul mercato all’ingrosso dell’energia elettrica (cfr. allegato VII). Queste carenze nella raccolta dei dati comportano l’impossibilità di procedere ad una valutazione, rendendo incompleta la sorveglianza del mercato operata dall’ACER.

108 L’ACER non può monitorare nuove modalità di negoziazione che si sono sviluppate negli ultimi anni. Il quadro giuridico del REMIT non è stato aggiornato dopo la sua adozione. Di conseguenza, i requisiti giuridici relativi ai dati da comunicare non sono più adeguati, il che ostacola una completa vigilanza.

109 Il regolamento REMIT⁷² dispone che gli operatori di mercato comunichino le informazioni privilegiate⁷³ e i dati fondamentali⁷⁴ ai fini della trasparenza. Il regolamento di esecuzione⁷⁵ specifica che la comunicazione di informazioni privilegiate può essere effettuata sia sul sito Internet dell’operatore di mercato, che fornisce un web feed per permettere ad ACER di raccogliere tali informazioni in modo efficace, o utilizzando piattaforme per le informazioni privilegiate (IPP) gestite da terzi.

110 L’ACER deve valutare l’operatività e la trasparenza delle varie categorie di mercati e delle varie modalità di negoziazione e renderne conto nella propria relazione annuale sulle attività nel quadro di REMIT⁷⁶. Tuttavia, la pubblicazione della relazione è stata interrotta nel 2017 (l’ultima è relativa alle attività del 2016), non appena è entrata in vigore la vigilanza prevista da REMIT.

111 Invece della relazione annuale, l’ACER ha pubblicato alcune informazioni sull’operatività e la trasparenza delle varie categorie di mercati e delle varie modalità di negoziazione nelle proprie relazioni trimestrali nel quadro di REMIT. Ciononostante, le informazioni fornite sono meno dettagliate. Ad esempio, non includono dati riguardo ai volumi degli scambi o sulla conformità dei produttori e dei TSO ai requisiti di divulgazione. Le relazioni trimestrali REMIT non includono neppure raccomandazioni, contrariamente alla prassi applicata alle relazioni annuali di attività nel quadro di REMIT pubblicate negli anni precedenti. Inoltre, nel 2018 l’ACER ha pubblicato una lettera aperta⁷⁷ in cui comunica l’esito dalla propria analisi delle attività di pubblicazione degli operatori di mercato. L’ACER concludeva ravvisando la necessità di una maggiore trasparenza per quanto riguarda la comunicazione di informazioni privilegiate.

112 Negli orientamenti sull’applicazione REMIT del 2019, l’ACER ha raccomandato proattivamente l’uso di IIP a fini di maggiore trasparenza, indicandolo come la soluzione più efficiente⁷⁸. Dal 2020, ACER ha tenuto un registro delle IIP che soddisfano requisiti minimi di qualità per l’efficace comunicazione di informazioni privilegiate⁷⁹. L’elenco delle IIP registrate è pubblicato sul sito Internet dell’ACER. Tuttavia, gli orientamenti dell’ACER su REMIT non sono giuridicamente vincolanti⁸⁰. Gli operatori di mercato possono ancora scegliere la modalità meno efficace di comunicazione e pubblicare le informazioni privilegiate sul sito web aziendale.

113 L’ACER deve condividere le informazioni raccolte con le ANR e con le autorità competenti, come le autorità finanziarie nazionali, le autorità nazionali garanti della concorrenza, l’ESMA⁸¹, a condizione che tali autorità soddisfino determinati requisiti in materia di sicurezza per il trasferimento dei dati⁸². Attualmente l’ACER condivide i dati raccolti con dieci ANR⁸³ che soddisfano i requisiti in materia di sicurezza della connessione da essa definiti. Sono attualmente in corso lavori per creare un collegamento sicuro con altre cinque ANR⁸⁴. La condivisione di informazioni con altre istituzioni è limitata e avviene solo su base ad hoc. In particolare, non vi sono scambi sistematici con la DG COMP⁸⁵, anche se le violazioni delle disposizioni di REMIT possono costituire anche violazioni del diritto della concorrenza, ad esempio nel caso del rifiuto di capacità. Solo due autorità di regolamentazione finanziaria hanno manifestato interesse per i dati REMIT. La mancanza di interesse per l’utilizzo dei dati impedisce alle autorità competenti di trarre vantaggio dalle informazioni disponibili.

114 L’ACER deve rendere disponibile la propria banca di dati commercialmente non sensibili sugli scambi a fini di ricerca e può decidere di pubblicarla per migliorare la trasparenza del mercato⁸⁶. Tuttavia, a causa della mancanza di risorse, l’ACER⁸⁷ non ha ancora pubblicato i dati e li ha condivisi soltanto in misura molto limitata. Pubblicarli e condividerli migliorerebbe la trasparenza del mercato all’ingrosso dell’energia, perché consentirebbe a terze parti interessate di effettuare analisi di mercato, che andrebbero ad integrare l’attività di sorveglianza della stessa ACER.

115 La Corte ha constatato inoltre che, in linea generale, a causa di problemi di qualità dei dati l’ACER non è stata in grado di estrarre dalla banca dati sugli scambi informazioni utili per la stesura delle MMR, quali i volumi di energia elettrica negoziati su mercati organizzati (OMP) o OTC e ancora per orizzonte temporale. L’ACER non utilizza le informazioni che detiene, ma le riacquista dietro il pagamento di un corrispettivo da fornitori di dati esterni. La raccolta dati è quindi al momento di poca utilità per la stessa ACER, per la DG ENER o per terzi, ai fini dello svolgimento di compiti che vanno oltre l’individuazione delle manipolazioni del mercato. Secondo l’ACER, le commissioni REMIT (cfr. paragrafo 139) dovrebbero fornirle le risorse necessarie per promuovere l’uso dei dati REMIT, e aumentare quindi il loro valore⁸⁸.

La vigilanza del mercato dell’ACER non è completa

116 La Corte ha verificato se il monitoraggio delle transazioni comunicate finalizzato ad individuare i casi di manipolazione del mercato fosse completo, essendo questo un requisito essenziale per una efficace vigilanza. L’ACER utilizza un processo a due fasi per monitorare le attività di negoziazione di prodotti energetici all’ingrosso (la prima fase consiste nello screening automatico e la seconda fase nella valutazione e nelle analisi iniziali manuali, cfr. figura 8) per individuare e prevenire la manipolazione e l’abuso di informazioni privilegiate⁸⁹, ricorrendo a software di sorveglianza specializzati (SMARTS) ed equipe specializzate.

117 In base a indagini sulle attività di monitoraggio delle ANR condotte annualmente a partire dal 2016, il ruolo dell’ACER è importante in quanto le ANR possono coprire solo una piccola quota del mercato, e fanno affidamento sull’ACER per monitorare il resto.

118 L’ACER ha sviluppato un sistema di segnalazione basato su pratiche rischiose individuate che possono essere indicative di irregolarità. Nel 2017, l’ACER ha pubblicato un elenco iniziale di 20 pratiche di questo tipo che ha ritenuto necessario per un monitoraggio efficace⁹⁰. L’elenco è stato aggiornato per la prima volta nel 2021, a seguito della consultazione di esperti. La versione attuale dell’ACER contiene dettagli di 29 pratiche sospette per i mercati a contrattazione continua. L’elenco dell’ACER contiene anche i dettagli di 15 pratiche sospette per i mercati d’asta.

119 In base alla valutazione dei rischi dell’ACER, le pratiche rilevate dovrebbero essere quelle con il maggiore impatto e più alta frequenza. La Corte ha riscontrato che le segnalazioni istituite per individuare le manipolazioni coprono meno della metà delle pratiche sospette ad alto e medio rischio figuranti nell’elenco dell’ACER. Ciò significa che occorre fare di più prima che il monitoraggio dell’ACER possa essere considerato adeguatamente efficace.

120 Solo il 5,5 % del personale totale dell’ACER (108 nel 2021, cfr. tabella 4) svolge questo compito fondamentale ai fini dell’espletamento del mandato dell’ACER. Un gruppo stabile, ma con un organico insufficiente (sei analisti dal 2017 e cinque nel 2019, tra cui due capigruppo), era responsabile dell’elaborazione di un numero crescente di transazioni. È così aumentato enormemente il numero medio di segnalazioni ad alto rischio che sono trattate manualmente dagli analisti (cfr. tabella 2), con il rischio di ridurre la qualità e l’esaustività della vigilanza.

121 Data la limitatezza delle risorse umane, l’ACER ha dovuto introdurre una prioritarizzazione delle segnalazioni: solo una frazione di queste è stata oggetto di una valutazione manuale⁹¹. Il rafforzamento delle segnalazioni esistenti e lo sviluppo di altre segnalazioni (cfr. paragrafo 118) sono significativamente rallentati, compromettendo così la copertura⁹² e in definitiva l’efficacia di REMIT. Il numero potenziale di violazioni del regolamento REMIT identificate a seguito della vigilanza eseguita dall’ACER è attualmente basso (solo 20 dei 431 casi individuati erano stati rilevati dall’ACER nel periodo 2017‑2021, cfr. anche l’allegato VIII), per cui il contributo dell’ACER è limitato⁹³.

L’ACER non ha l’autorità per imporre uniformemente l’applicazione coerente delle norme a livello nazionale per prevenire gli abusi di mercato

122 La Corte ha verificato se l’ACER possieda gli strumenti adeguati per garantire l’adeguata attuazione di REMIT a livello nazionale, se sia in grado di assicurare il coordinamento e fornire sostegno alle ANR per le loro indagini; ha esaminato inoltre l’impatto della vigilanza attuata dall’ACER in termini di sanzioni applicate in caso di abusi di mercato.

123 Nell’ambito dell’attuale quadro giuridico, l’ACER non ha il potere di condurre indagini o di imporre l’applicazione delle norme contro gli abusi di mercato. Questi compiti sono di responsabilità delle ANR, nell’ambito dei rispettivi quadri giuridici⁹⁴. L’ACER notifica alle ANR eventuali casi di comportamenti sospetti individuati. Le ANR decidono allora, sulla base di una loro valutazione, se avviare un’indagine. Le ANR forniscono un riscontro all’ACER sui casi che hanno deciso di archiviare.

124 Se richiesto, l’ACER può anche chiedere formalmente alle ANR di avviare delle indagini⁹⁵; tuttavia, non può imporre loro di dar seguito a tali richieste, per cui questo strumento risulta non pienamente efficace. Nel periodo sottoposto ad audit, l’ACER non si è mai avvalsa di questa facoltà.

125 Il ruolo dell’ACER è di assicurare che le ANR svolgano i loro compiti nell’ambito di REMIT in maniera coordinata e coerente⁹⁶. A tal fine, l’ACER ha il compito di elaborare orientamenti, anche se questi non sono vincolanti⁹⁷. La Corte ha osservato che l’ACER pubblica e aggiorna regolarmente i propri orientamenti sull’applicazione del regolamento REMIT, che attualmente sono giunti alla sesta edizione. Pubblica inoltre note orientative che forniscono informazioni approfondite su specifici tipi di pratiche abusive⁹⁸. Documenti tecnici orientativi sono presentati e discussi con rappresentanti delle ANR nel corso delle riunioni periodiche del comitato permanente di monitoraggio del mercato.

126 Le sanzioni sono stabilite dai legislatori nazionali. Il regolamento REMIT fornisce solo alcuni princìpi generali; stabilisce inoltre che gli Stati membri notifichino alla Commissione le disposizioni riguardanti le sanzioni applicabili e qualsiasi modifica apportata successivamente⁹⁹. La Corte ha riscontrato che la DG ENER non ha adottato provvedimenti per garantire l’uniformità delle sanzioni applicate dagli Stati membri. Di conseguenza, le ammende possono variare da migliaia di euro a decine di milioni di euro (cfr. allegato VII).

127 Date le condizioni di applicazione poco rigorose di cui sopra e le significative differenze tra le sanzioni applicate negli Stati membri, la Corte ritiene che vi sia il rischio che gli operatori di mercato sfruttino le lacune o, peggio, che gli Stati membri facciano a gara nell’offrire un ambiente più permissivo in termini di sanzioni e di applicazione delle norme. Ciò sarebbe deleterio per l’integrità del mercato.

128 Le transazioni transfrontaliere sono passate dal 51,5 % delle transazioni totali segnalate dagli operatori di mercato nel 2017 al 69 % nel 2021. I casi di presunti abusi di mercato transfrontalieri sono anch’essi in aumento, essendo passati da 20 nel 2017 (24 % del totale dei nuovi casi) a 51 nel 2021 (47 % del totale dei nuovi casi). Anche la quantità di casi transfrontalieri arretrati è aumentata (cfr. tabella 3).

129 Molte ANR non dispongono di mezzi adeguati per analizzare mercati complessi o per tener conto di dimensioni multinazionali¹⁰⁰. A causa delle diverse priorità nazionali, i casi transfrontalieri con implicazioni per lo sviluppo del mercato interno dell’UE non sono considerati prioritari.

130 Anche se dispone di una visione d’insieme del commercio transfrontaliero, il che teoricamente rappresenta un vantaggio prezioso, l’ACER non può fornire sostegno. Secondo l’ACER¹⁰¹, tale situazione è dovuta alla mancanza di risorse. Il sostegno al coordinamento si limita di fatto all’organizzazione di riunioni per analizzare i casi (al massimo due volte all’anno) e alle discussioni in seno al comitato permanente di monitoraggio del mercato (sei all’anno). L’ACER può istituire e coordinare gruppi d’indagine per reagire alle violazioni aventi un impatto transfrontaliero. Tuttavia, l’ACER ha smesso di partecipare alle squadre investigative transfrontaliere a causa della carenza di risorse¹⁰².

131 L’impatto dell’attività dell’ACER in termini di individuazione degli abusi di mercato nel mercato all’ingrosso dell’energia e in quanto a sanzioni comminate è stato modesto. Tutte le ammende inflitte finora per manipolazione del mercato, tranne due¹⁰³, riguardano abusi di mercato in settori non monitorati dall’ACER (cfr. paragrafo 107) o violazioni anteriori all’ultimo trimestre del 2017, quando l’ACER ha iniziato l’attività di vigilanza del mercato (cfr. paragrafo 102 e allegato VII).

L’ACER ha regolarmente segnalato la scarsità delle risorse di bilancio necessarie per svolgere la vigilanza sul mercato, ma non ha assegnato le risorse in modo adeguato

132 In base al quadro giuridico, l’ACER dovrebbe disporre di risorse adeguate per lo svolgimento dei propri compiti¹⁰⁴. La Corte ha valutato se la Commissione avesse fornito all’ACER risorse adeguate e se questa le avesse a sua volta assegnate opportunamente al fine di adempiere al proprio mandato.

133 Nei documenti di programmazione per il periodo 2016‑2021, l’ACER aveva espresso preoccupazione per l’insufficienza di personale e risorse di cui disponeva, che ne metteva potenzialmente a rischio la capacità di adempiere al proprio compito. Sebbene le carenze di risorse umane e finanziarie siano state riconosciute come un fattore di rischio per la maggior parte delle attività, sono state considerate dalla Commissione e dall’ACER un rischio critico solo per le attività REMIT. Secondo l’ACER, la mancanza di risorse umane e finanziarie è stata la ragione per cui molte attività REMIT sono state considerate meno prioritarie, oltre che la causa del collasso di ARIS nel 2020 (cfr. paragrafo 103).

134 Uno studio indipendente commissionato¹⁰⁵ dal Parlamento europeo ha riscontrato che vi era una persistente discrepanza tra le richieste di fondi di bilancio dell’ACER e gli importi concessi dalla Commissione. Lo studio suggeriva che la discrepanza è dovuta ad una sottovalutazione del fabbisogno di risorse quando sono state attribuite all’ACER nuove responsabilità (ad esempio, REMIT) e alla diversa interpretazione data dalle autorità di bilancio e dall’ACER al mandato di quest’ultima.

135 Nel parere sul progetto di documenti di programmazione dell’ACER per il periodo 2017‑2021, la Commissione ha raccomandato all’ACER di far fronte ai vincoli di bilancio concentrandosi sui compiti obbligatori per legge, riducendo il personale assegnato ad attività di supporto ed aumentando quello destinato ad attività operative in prima linea.

136 Tuttavia, la Corte ha rilevato che nel periodo 2016‑2021 le dimensioni dei servizi amministrativi erano aumentate del 47 %, anche se l’ACER aveva esternalizzato molte attività orizzontali¹⁰⁶ e i servizi operavano grazie al personale interinale assunto dall’ACER. Nello stesso periodo, il personale dell’ACER era aumentato del 17 %. Le dimensioni dei due dipartimenti che si occupano di REMIT, che sono quelli con maggior carenza di risorse, sono cresciute soltanto del 14 % durante questo periodo (cfr. tabella 4).

137 Inoltre, nel dicembre 2021, il numero di equivalenti a tempo pieno (ETP) assegnati al team Attuazione della strategia e comunicazioni all’interno dell’Ufficio del direttore (sei posti ETP e due interinali) ha superato il numero di quelli assegnati al team Vigilanza del mercato (sei ETP e due tirocinanti). L’ACER riconosce che il team Vigilanza del mercato ha un organico insufficiente (cfr. paragrafo 120). La distribuzione dei posti attuata dall’ACER è in violazione dell’articolo 41, paragrafo 5, del regolamento (UE) 2019/942, che stabilisce che l’assegnazione delle risorse alle attività di comunicazione non deve pregiudicare lo svolgimento efficace delle attività principali dell’ACER.

138 In diverse occasioni, l’ACER ha segnalato che il sistema informatico per l’attuazione di REMIT non disponeva di risorse sufficienti. La Corte ha riscontrato, nel corso degli anni, che la scarsità di finanziamenti ha causato problemi in diversi settori (ad esempio, infrastrutture e software obsoleti e insufficienti, supporto agli utenti inadeguato e carenza di servizi di archiviazione dei dati a lungo termine).

139 Nel 2021, l’ACER è riuscita ad attuare con successo una decisione della Commissione¹⁰⁷ sulla riscossione delle commissioni per finanziare le attività di REMIT (“commissioni REMIT”): ha potuto così disporre di un flusso di entrate supplementari di 8,8 milioni di euro. Queste entrate supplementari, in parte compensate da un taglio di 2,5 milioni di euro nel contributo del bilancio dell’UE al bilancio dell’ACER, ha consentito di aumentare nel bilancio 2021 la dotazione per spese operative per il sistema informatico REMIT a 6,2 milioni di euro, ossia l’88 % in più rispetto al bilancio finale del 2020. Tuttavia, i riporti relativi alle spese operative per il sistema informatico REMIT nel 2021 sono state quattro volte superiori a quelli del 2020 (4,0 milioni di euro nel 2021 rispetto a 1,1 milioni di euro nel 2020). In sintesi, sebbene il tasso di esecuzione degli impegni del progetto REMIT avesse raggiunto il 97,58 %, la maggior parte del flusso di cassa generato il primo anno dalle commissioni REMIT è rimasta inutilizzata nel corso dell’anno.

140 Nel 2020 l’ACER ha evidenziato che la mancanza di finanziamenti era una delle ragioni per posticipare gli investimenti nel sistema informatico REMIT¹⁰⁸. Inoltre, l’ACER ha ritardato l’esecuzione del suo bilancio 2021 in ragione dell’incertezza relativa all’efficace riscossione delle commissioni REMIT. Il che ha, a sua volta, ritardato l’avvio di diversi progetti operativi fino al 30 aprile 2021, data fissata per la liquidazione della prima rata delle commissioni REMIT del 2021¹⁰⁹. Comunque, a fine aprile 2021 due terzi delle commissioni REMIT erano state riscosse e i settori in cui il sistema informatico REMIT necessitava miglioramenti erano noti da anni. Sarebbero quindi stati necessari una migliore pianificazione ed interventi più tempestivi.

Gli strumenti di convergenza e la struttura di governance dell’ACER non contribuiscono alla sua efficacia né al rispetto dell’obbligo di render conto

141 In base al regolamento ACER, la missione principale dell’ACER è coordinare il lavoro delle ANR per conseguire un’applicazione convergente della normativa sugli scambi transfrontalieri nei mercati dell’energia elettrica. In questa sezione, la Corte ha esaminato le competenze dell’ACER rispetto al quadro normativo dell’UE e a parametri di riferimento nell’UE, come le competenze di agenzie dell’UE simili e della Commissione. L’ACER dovrebbe disporre dei poteri necessari per svolgere le proprie funzioni di regolamentazione in maniera efficiente, trasparente, ponderata e soprattutto indipendente¹¹⁰. La Corte ha esaminato inoltre la struttura di governance dell’ACER sulla base delle raccomandazioni dell’OCSE, secondo cui le decisioni delle agenzie di regolazione dovrebbero essere adottate in modo obiettivo, imparziale e uniforme, evitando conflitti di interessi, distorsioni o influenze indebite¹¹¹. L’OCSE raccomanda inoltre che le organizzazioni e i funzionari pubblici garantiscano la trasparenza del processo per la soluzione o la gestione delle situazioni di conflitto di interessi¹¹².

142 Le istituzioni, gli organi e gli organismi dell’UE devono inoltre svolgere il proprio lavoro in maniera più trasparente possibile, al fine di promuovere il buon governo e garantire la partecipazione della società civile¹¹³. L’ACER è giuridicamente tenuta a informare il pubblico e le parti interessate in modo trasparente riguardo alle proprie attivit๹⁴. La Corte ha esaminato inoltre la trasparenza dell’informativa fornita online dall’ACER rispetto a parametri di riferimento nell’UE, come gli strumenti di agenzie dell’UE simili e della Commissione.

Gli strumenti di convergenza dell’ACER non consentono il pieno coordinamento delle ANR

143 L’accesso ai dati riservati è uno dei problemi ricorrenti incontrati dall’ACER durante le attività di monitoraggio (cfr., ad esempio, paragrafi 81 e 82). La rifusione del regolamento ACER ha conferito a questa agenzia il potere di emanare decisioni vincolanti per chiedere informazioni a ANR, TSO, ENTSO-E e NEMO (articolo 3). Tuttavia, l’ACER non ha il potere di imporre sanzioni in caso di mancato rispetto di tali decisioni. La Commissione dispone di tali poteri nel caso gli Stati membri non forniscano informazioni sufficienti¹¹⁵.

144 L’ACER può adottare ed ha adottato pareri e raccomandazioni rivolti ad attori principali, come ENTSO-E e le ANR. Il regolamento ACER non prevede alcun obbligo per l’ACER di verificare il seguito dato a tali pareri e raccomandazioni. I destinatari (ossia ANR, Commissione e ENTSO-E) non sono tenuti a comunicare all’ACER se hanno applicato tali pareri o raccomandazioni né a spiegare le ragioni della mancata applicazione. Tale approccio (“conformità o spiegazione”) è esplicitato nel regolamento ESMA riguardo alle raccomandazioni di tale agenzia¹¹⁶.

145 Analogamente, il regolamento ACER non obbliga l’agenzia a monitorare il rispetto delle proprie decisioni vincolanti (ad esempio, le decisioni sull’adozione dei TCM). L’ACER non dispone della facoltà per imporne l’attuazione. La Commissione, inoltre, non si è mai avvalsa dei propri poteri per imporre l’applicazione dei TCM.

146 Oltre a ciò, il regolamento ACER non conferisce a tale agenzia determinati strumenti di convergenza in materia di vigilanza di cui dispongono invece altre agenzie dell’UE (come ABE ed ESMA): ad esempio, le revisioni inter pares delle ANR o le indagini sulle violazioni del diritto UE avviate di propria iniziativa. Tale prerogative potrebbero favorire l’attuazione degli orientamenti e degli atti di regolamentazione dell’ACER e l’efficacia del coordinamento delle pratiche di vigilanza delle ANR o assicurare un miglior allineamento delle attività dell’ENTSO-E agli interessi dell’UE.

147 I TSO percepiscono notevoli rendite di congestione derivanti da scambi transfrontalieri sui mercati del giorno prima (cfr. paragrafo 18). Le ANR devono verificare se i TSO investono tali rendite nella capacità di interconnessione conformemente al regolamento Energia elettrica. L’ACER non ha un mandato specifico per valutare in che modo i TSO utilizzano le rendite di congestione, né per coordinare le pratiche di vigilanza delle ANR in questo settore.

La struttura di governance dell’ACER ne ostacola l’efficacia e l’indipendenza

148 Il direttore dell’ACER è tenuto ad ottenere un parere favorevole per i principali atti di regolamentazione (ad esempio per le decisioni sull’adozione dei TCM, le migliori pratiche, le raccomandazioni e i pareri) dal comitato dei regolatori, composto da un rappresentante dell’ANR per Stato membro. Tale comitato approva inoltre la nomina del direttore dell’ACER, che sottopone all’approvazione del comitato i progetti degli atti di regolamentazione sopra citati. Anche se il comitato dei regolatori è tenuto ad agire nell’interesse esclusivo dell’UE nel suo insieme, il regolamento ACER non prevede alcuna tutela legislativa per evitare il coinvolgimento dei rappresentanti nelle decisioni del comitato che confliggono con specifiche decisioni delle ANR o con specifici interessi nazionali (eventualmente difesi dalle ANR in base al loro statuto giuridico). Questo perché la valutazione dei benefici netti in termini di welfare forniti a livello nazionale o dell’UE dagli interventi dell’ACER potrebbe divergere. A titolo di confronto, alcune salvaguardie sono incluse nella revisione del regolamento ESMA del 2019¹¹⁷.

149 Nel corso dell’audit, la Corte ha notato anche debolezze nell’attuazione delle norme interne dell’ACER¹¹⁸ sulla gestione e sulla pubblicazione delle dichiarazioni di interessi dei membri del comitato dei regolatori e del consiglio di amministrazione. Una maggiore trasparenza nei processi decisionali dei comitati/consigli e gruppi di lavoro dell’ACER potrebbe contribuire a un controllo pubblico dei conflitti di interesse (ad esempio, la pubblicazione dei verbali e dei risultati delle votazioni, cfr. allegato IX).

150 Poiché il comitato dei regolatori approva i propri pareri a maggioranza di due terzi, la Commissione ha espresso preoccupazione per il fatto che una piccola minoranza possa apporre un veto sulle proposte del direttore dell’ACER, provocando il fallimento o il ritardo di iniziative di regolamentazione e per il fatto che vi sono stati problemi ricorrenti connessi all’indipendenza delle ANR dai governi e all’adeguatezza delle loro risorse (un requisito della direttiva Energia elettrica)¹¹⁹. Tuttavia, nella rifusione del regolamento ACER non sono state incluse riforme volte ad attenuare tali problemi. Nel 2021, in un dibattito in seno al comitato dei regolatori sono state espresse preoccupazioni in merito all’indipendenza delle ANR e alla delimitazione delle responsabilità tra le ANR e i governi nazionali¹²⁰. Inoltre, le competenze esterne dell’ACER dipendono in larga misura dal coinvolgimento degli esperti delle ANR nei gruppi di lavoro e nelle task force. Anche gli esperti delle ANR possono essere soggetti ai conflitti di interessi sopra menzionati. Ciononostante, non viene loro richiesto di sottoscrivere alcuna dichiarazione sui conflitti di interessi.

151 Anche se sono state destinate ingenti risorse alla strategia e alla comunicazione, il principale strumento di comunicazione dell’ACER, ossia il suo sito Internet, non è gestito in modo efficace. Ad esempio, documenti essenziali non sono facilmente accessibili oppure non sono pubblicati affatto. Il sito manca della trasparenza necessaria a renderlo un buono strumento di governance. In alcuni casi, non è nemmeno conforme ai requisiti normativi (cfr. allegato IX).

Conclusioni e raccomandazioni

152 Il progetto complesso ed ambizioso di realizzare il mercato interno dell’energia elettrica è stato ostacolato dalla scelta, operata dalla Commissione, di strumenti normativi che conducono a una complessa architettura giuridica delle norme in materia di scambi transfrontalieri e a ritardi nella loro applicazione. È stato inoltre rallentato da debolezze nel quadro di governance dell’UE. L’approccio di regolamentazione adottato dalla Commissione e l’approccio al monitoraggio adottato sia dalla Commissione che dall’Agenzia dell’Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (ACER) non hanno sufficientemente contribuito a migliorare il funzionamento del mercato dell’energia elettrica dell’UE. Inoltre, la vigilanza sui mercati per individuare e scoraggiare abusi e manipolazioni di mercato non è stata esaustiva.

153 I progressi riguardo all’integrazione del mercato dell’energia elettrica attraverso l’accoppiamento di tutti i mercati nazionali, come previsto dagli orientamenti di rete dell’UE, sono stati lenti nel periodo 2015‑2021. Il processo di integrazione non è stato uniforme in tutti i segmenti di mercato (nei diversi orizzonti temporali) e non è stato ultimato entro la fine del 2021, ossia sette anni dopo il termine ultimo inizialmente stabilito, anche se i principali progetti di accoppiamento erano iniziati su base volontaria prima dell’adozione degli orientamenti. In realtà, nessuno di questi orientamenti è stato integralmente attuato. Rimangono ancora vantaggi economici, poco sfruttati, che derivano da una maggiore convergenza dei prezzi, la quale viene innescata da una crescita degli scambi transfrontalieri. L’efficacia dell’integrazione dei mercati dell’energia elettrica è stata ostacolata anche dagli scarsi progressi relativi alla capacità disponibile degli interconnettori interzonali (cfr. paragrafi 37 - 46).

154 Gli orientamenti e i codici di rete adottati dalla Commissione nel periodo 2015‑2017 hanno rappresentato una tappa fondamentale per il conseguimento degli obiettivi del legislatore dell’UE volti a promuovere la concorrenza transfrontaliera nella produzione di energia elettrica ed eliminare gli ostacoli normativi agli scambi transfrontalieri. Tuttavia, l’approccio di regolamentazione della Commissione, in particolare in merito alla scelta dei termini, condizioni e metodologie (TCM) che devono essere adottati dalle agenzie nazionali di regolamentazione (ANR) e dall’ACER, ha condotto ad una attuazione eccessivamente complessa e ritardata della maggior parte di tali norme.

155 Nonostante l’approvazione tempestiva da parte dell’ACER dei TCM di sua competenza, vi sono stati ritardi nell’attuazione dei codici/orientamenti, in particolare a causa dell’elevato numero di TCM, di accordi tardivi sui TCM da parte dei gestori dei sistemi di trasmissione (TSO) e delle ANR e di procedure di approvazione inefficienti stabilite negli orientamenti di rete (cfr. paragrafi 50 - 56). Nella sua valutazione d’impatto, la Commissione non ha analizzato a sufficienza l’impatto dell’assetto e della governance del mercato introdotti, in particolare degli aspetti fondamentali relativi alla delega dell’attività di regolamentazione alle ANR e all’ACER, né la coerenza dell’assetto del mercato, ad esempio le implicazioni dei metodi di determinazione dei prezzi in situazioni di crisi caratterizzate da perturbazioni sui mercati dei fattori produttivi e in considerazione della crescita delle energie rinnovabili (cfr. paragrafi 57 - 61).

Raccomandazione 1 – Razionalizzare l’attuazione del quadro normativo

La Commissione dovrebbe:

1. in sede di definizione di nuovi orientamenti e codici di rete, valutare sistematicamente i costi e i benefici di una loro successiva applicazione tramite l’adozione di termini, condizioni o metodologie, in particolare alla luce dell’onere amministrativo che potrebbero comportare per l’ACER, le ANR e le altre parti coinvolte;
2. valutare nuovamente le norme UE che disciplinano la formazione dei prezzi dell’energia elettrica all’ingrosso, alla luce dell’attuale crisi energetica e dell’aumento delle energie rinnovabili;
3. definire norme che incentivino la flessibilità della domanda.

Termine di attuazione: 2023 per 1, punti a) e b); 2025 per 1, punto c).

156 La scelta della Commissione di fare affidamento sugli orientamenti di rete e sui TCM per l’attuazione delle norme di mercato, rafforzati dalla pressione reciproca dei portatori d’interessi, ha lasciato un maggior margine di azione agli Stati membri rispetto a quanto avrebbero avuto con una regolamentazione diretta. Tale scelta ha reso a sua volta necessario un rafforzamento dei compiti di monitoraggio degli organismi UE responsabili (Commissione e ACER), per accertare che vi fossero progressi uniformi nell’attuazione in tutti gli Stati membri.

157 L’ACER e la Commissione condividono la responsabilità di coordinare l’applicazione uniforme degli orientamenti e dei codici di rete da parte delle ANR. L’ACER ha monitorato l’adozione dei TCM, ha segnalato ritardi e ha generalmente approvato i TCM di sua competenza a tempo debito (cfr. paragrafo 54). Tuttavia, non è riuscita a fare un bilancio e riferire regolarmente alla Commissione e alle ANR sull’attuazione dei requisiti previsti degli orientamenti di rete e dai TCM, a causa della mancanza di una chiara strategia di monitoraggio e in ragione dei vincoli in termini di risorse (cfr. paragrafi 68 - 78). Il monitoraggio degli effetti delle regole di mercato svolto dall’ACER è stato anche ostacolato da dati insufficienti e non ha consentito di trasmettere valide raccomandazioni per le ANR. L’ACER non ha indicato misure possibili per promuovere l’integrazione del mercato trasmettendo pareri alla Commissione ed al Parlamento (cfr. paragrafi 80 - 85).

158 La Commissione e l’ACER non disponevano di un quadro comune per monitorare i codici/gli orientamenti di rete (cfr. paragrafi 93 - 97). Il monitoraggio attuato dall’ACER non ha contribuito a far sì che le ANR adottassero misure coordinate per far rispettare tale norme. In parte a causa di disposizioni poco chiare negli orientamenti di rete o della scarsa qualità dei dati o della mancanza di dati (ad esempio, la piattaforma per la trasparenza), il monitoraggio dell’ACER non ha contribuito a far registrare progressi su aspetti fondamentali dell’attuazione, come il riesame delle zone di offerta e la massimizzazione delle capacità di interconnessione (cfr. paragrafi 86 - 92). Di conseguenza, l’ACER non ha sfruttato appieno il proprio potenziale di promuovere l’applicazione tempestiva e convergente degli orientamenti da parte delle ANR e, in ultima analisi, l’integrazione del mercato dell’energia elettrica dell’UE.

Raccomandazione 2 – Rafforzare il quadro di monitoraggio per gli orientamenti di rete

1. La Commissione e l’ACER dovrebbero chiarire la strategia per quanto riguarda il monitoraggio dell’attuazione e degli effetti degli orientamenti e dei codici di rete ed applicarla coerentemente nel tempo e negli Stati membri.
2. Con il sostegno dell’ACER, la Commissione dovrebbe esaminare le debolezze della piattaforma per la trasparenza e del quadro dell’UE in materia di dati energetici e, se necessario, adottare misure legislative correttive.

Termine di attuazione: 2023 per 2, punto a); 2025 per 2, punto b).

159 Il monitoraggio da parte dell’ACER dell’integrità dei mercati all’ingrosso dell’energia elettrica (REMIT) non è esaustivo (cfr. paragrafi 117 - 121). La raccolta dei dati non è stata completa, non ha riguardato le principali aree di rischio (cfr. paragrafi 105 - 108) e il sistema informatico REMIT ha risentito della carenza di investimenti (cfr. paragrafo 103). Inoltre, l’applicazione delle norme contro gli abusi di mercato non è stata uniforme, a causa di approcci nazionali diversi e della limitatezza dei poteri e delle risorse dell’ACER. Le ANR svolgono un ruolo decisivo per quanto riguarda gli aspetti più cruciali del processo di applicazione (cfr. paragrafi 123 - 127), e l’ACER non dispone dei mezzi per fornire un valore aggiunto in termini di coordinamento transfrontaliero delle indagini, le quali stanno diventando sempre più frequenti (cfr. paragrafi 128 - 130). La sorveglianza dell’ACER non ha portato a comminare un grande numero di sanzioni (cfr. paragrafo 131).

160 Fino ad ora, la maggior enfasi è stata posta sulla raccolta di dati di buona qualità. Si tratta di un aspetto fondamentale di REMIT, ma secondario rispetto alla finalità principale di tale regolamento, che è quella di garantire la vigilanza del mercato (cfr. paragrafo 100) e di far sì che i dati ottenuti siano utilizzati per migliorare la trasparenza del mercato (cfr. paragrafi 113 - 115).

161 A dieci anni dalla sua entrata in vigore e nonostante i progressi compiuti, il regolamento REMIT, per le ragioni sopra descritte, non ha ancora sfruttato appieno le proprie potenzialità per prevenire gli abusi di mercato e promuovere la trasparenza sul mercato all’ingrosso dell’energia elettrica. Di conseguenza, il mercato dell’energia elettrica dell’UE rischia di essere distorto da manipolazioni del mercato, a scapito dei consumatori finali (cfr. paragrafi 102 - 140).

Raccomandazione 3 – Rafforzare la vigilanza dell’ACER sull’integrità dei mercati all’ingrosso

Al fine di migliorare la vigilanza del mercato e prevenire potenziali distorsioni, l’ACER dovrebbe attuare integralmente il regolamento REMIT, ad esempio completando la copertura dei dati per la vigilanza REMIT del mercato, rafforzando la copertura dei comportamenti abusivi controllati e promuovendo la cooperazione transfrontaliera in materia di indagini attraverso l’istitituzione di gruppi investigativi.

Termine di attuazione: 2025.

162 Nel periodo 2016‑2021, l’ACER ha ripetutamente segnalato di non disporre di risorse sufficienti e che questa carenza di risorse avrebbe avuto un impatto negativo sull’adempimento del proprio mandato. L’ACER ha in effetti sofferto di carenze strutturali di risorse di bilancio (cfr. paragrafi 133 - 134); tuttavia, la Corte ha rilevato anche elementi indicanti che tali problemi sono esacerbati da una inadeguata ripartizione delle risorse umane e finanziarie da parte di ACER (cfr. paragrafi 135 - 140).

163 Nel 2021, l’ACER ha gestito con successo la riscossione delle commissioni REMIT, che ha consentito di disporre di nuove entrate pari a 8,8 milioni di euro. Tuttavia, la maggior parte del flusso di cassa generato dalle commissioni REMIT è rimasta inutilizzata nel 2021. In futuro, sarà fondamentale che l’ACER faccia il miglior uso possibile delle ingenti risorse finanziarie aggiuntive di cui dispone per risolvere tempestivamente i problemi strutturali.

Raccomandazione 4 – Utilizzare più rapidamente le commissioni REMIT per ovviare alle carenze nelle attività di vigilanza di mercato di ACER

L’ACER dovrebbe utilizzare più rapidamente le risorse finanziarie supplementari derivanti dalle commissioni REMIT per ovviare alle carenze nelle sue attività REMIT (ad esempio, sistemi informatici obsoleti, carenza di personale). L’ACER dovrebbe migliorare il monitoraggio del fabbisogno di personale nei vari dipartimenti sulla base delle priorità definite.

Termine di attuazione: entro la fine del 2023.

164 Nonostante la Commissione abbia preso l’iniziativa di aggiornare il regolamento ACER, l’agenzia continua a veder limitati i propri poteri e a non disporre della governance necessaria per promuovere una applicazione uniforme delle norme che disciplinano il mercato interno dell’energia elettrica dell’UE da parte di ANR, TSO e gestori del mercato elettrico designati (NEMO) (cfr. paragrafi 143 - 150).

Raccomandazione 5 – Rafforzare la governance dell’ACER

La Commissione dovrebbe valutare e proporre miglioramenti alla governance dell’ACER rendendola più indipendente dalle ANR e dagli interessi nazionali, rafforzando i suoi poteri esecutivi e gli strumenti di convergenza.

Termine di attuazione: 2025.

165 Il principale strumento di comunicazione dell’ACER (il suo sito Internet) è gestito in modo inefficiente. I documenti fondamentali per i portatori di interessi e per il grande pubblico non sono facilmente accessibili o non sono pubblicati affatto. Il sito manca della trasparenza necessaria a renderlo un buono strumento di comunicazione. In alcuni casi, non è nemmeno conforme ai requisiti normativi (cfr. paragrafo 151).

Raccomandazione 6 – Migliorare la trasparenza e la rendicontabilità dell’ACER

L’ACER dovrebbe migliorare la trasparenza e rendere meglio conto del proprio operato facilitando l’accesso del pubblico ai documenti e ai dati contenuti sul proprio sito Internet, garantendo la pubblicazione completa e tempestiva delle sue decisioni e dei suoi dati conformemente agli obblighi di legge e introducendo una politica ben definita in materia di trasparenza, basata sulle migliori pratiche.

Termine di attuazione: entro il 2024.

166 Le sanzioni costituiscono uno strumento importante per garantire il rispetto degli obblighi normativi stabiliti dal diritto dell’UE. Per garantire una parità di condizioni nell’UE, è essenziale far sì che le sanzioni siano uniformi in tutti gli Stati membri.

167 Né la Commissione né l’ACER hanno monitorato in che modo gli Stati membri abbiano recepito negli ordinamenti nazionali sanzioni adeguate e comparabili, o in che modo le ANR abbiano fatto rispettare l’applicazione degli orientamenti e dei codici di rete e di altre norme dell’UE. REMIT definisce solo alcuni princìpi generali, mentre le sanzioni sono stabilite dai legislatori nazionali. La Corte ha riscontrato che la Commissione non aveva assicurato l’uniformità delle sanzioni in tutti gli Stati membri né per gli orientamenti e i codici di rete, né per REMIT (cfr. paragrafi 96 - 126).

Raccomandazione 7 – Valutare la necessità di un quadro per l’applicazione coerente delle sanzioni

Per promuovere il rispetto delle norme dell’UE ed evitare l’arbitraggio normativo, la Commissione dovrebbe:

1. valutare se le sanzioni per le violazioni delle norme dell’UE sono inserite nella normativa nazionale ed applicate in modo uniforme in tutti gli Stati membri;
2. se giustificato, elaborare un quadro per definire requisiti minimi comuni in materia di sanzioni.

Termine di attuazione: 2023.

La presente relazione è stata adottata dalla Sezione IV, presieduta da Mihails Kozlovs, Membro della Corte dei conti europea, a Lussemburgo nella riunione del 13 dicembre 2022.

Allegati

Allegato I – Mercati all’ingrosso dell’energia elettrica

L’energia elettrica è una materia prima particolare che, per diverse caratteristiche, rende necessari quattro tipi di mercati all’ingrosso.

• Una volta prodotta, l’energia elettrica non può essere immagazzinata in modo economico. Inoltre, la produzione di alcune centrali elettriche può essere modificata solo lentamente, poiché occorrono diverse ore per avviarle, il che può provocare un’impennata dei prezzi che poi si ripercuote sui consumatori. È quindi necessario disporre di mercati del giorno prima, dove è possibile programmare e negoziare la produzione con un giorno di anticipo.
• Poiché vi è una crescente quota di energia elettrica da fonti rinnovabili, la capacità di produzione può cambiare rapidamente. Ad esempio, è impossibile prevedere l’effettiva quantità di energia eolica o solare che verrà prodotta e la si può conoscere solo quasi in tempo reale. Inoltre, l’energia elettrica prodotta non può essere immagazzinata, per cui le interruzioni sulla rete determinano un immediato crollo dell’approvvigionamento. Sono quindi necessari mercati in cui la domanda programmata possa essere adeguata con un breve preavviso: i mercati infragiornalieri.
• Per evitare il rischio di blackout, la domanda e l’offerta nella rete devono sempre coincidere. È quindi necessario disporre di mercati in cui i gestori dei sistemi di trasmissione (TSO) possano fornire fisicamente quasi in tempo reale l’energia necessaria per mantenere la rete in equilibrio: i mercati di bilanciamento.
• Data la volatilità dei prezzi a pronti dovuta all’impossibilità di immagazzinare l’energia elettrica, è importante che i dettaglianti e i produttori di energia coprano i loro rischi sui mercati a termine (si può trattare di anni, mesi, settimane o giorni prima della data di consegna).

Poiché le reti devono essere gestite con limiti di capacità sicuri, i gestori dei sistemi di trasmissione allocano la capacità di interconnessione a transazioni per consegna tra zone di offerta. Le zone di offerta sono quelle parti della rete che non dovrebbero essere interessate da una congestione strutturale. A seconda del tipo di mercato all’ingrosso, vengono utilizzati diversi metodi di allocazione. Sui mercati del giorno prima, i gestori del sistema di trasmissione vendono la capacità di trasmissione implicitamente, utilizzando un algoritmo che equilibra la domanda e l’offerta di energia elettrica e la capacità interzonale. Sul mercato a termine, i diritti di trasmissione sono negoziati separatamente dall’energia elettrica. I gestori dei sistemi di trasmissione possono inoltre adottare azioni correttive per la risoluzione delle congestioni non programmate (ad esempio, ri-dispacciamento e scambi compensativi).

Allegato II – Principali sviluppi riguardanti l’accoppiamento dei mercati dell’energia

Accoppiamento volontario dei mercati:

• 1996‑2000: accoppiamento dei mercati a pronti dell’energia norvegese e svedese (Nord Pool – orizzonti temporali giorno prima, infragiornaliero e bilanciamento); Finlandia e Danimarca aderiscono al Nord Pool;
• 2006: accoppiamento dei mercati di Belgio, Francia e Paesi Bassi (Trilateral Market Coupling – TMC);
• 2010: Germania e Lussemburgo aderiscono al TMC (formando il Continental Western Europe – CWE);
• 2012: accoppiamento di Cechia, Ungheria e Slovacchia;
• 2013: l’Austria aderisce al CWE;
• 2014: accoppiamento di CWE, Regno Unito, Nord Pool, Estonia, Lettonia e Lituania; accoppiamento di Spagna e Portogallo al CWE; accoppiamento tra Ungheria e Romania (formazione del 4M MC);
• 2015: accoppiamento tra Italia, Francia, Austria e Slovenia (formazione della zona MRC con 19 Stati membri accoppiati);
• 2015: CWE realizza l’accoppiamento dei mercati basato sui flussi;

Azioni obbligatorie (a seguito dell’adozione degli orientamenti per il mercato/TCM):

• 2018: accoppiamento dei mercati infragiornalieri di 15 Stati membri (CWE più altri Stati membri continentali);
• 2019: altri sette Stati membri aderiscono all’accoppiamento dei mercati infragiornalieri;
• 2020: accoppiamento dei mercati del giorno prima di Italia e Grecia;
• 2021: accoppiamento dei mercati del giorno prima di Grecia e Bulgaria; progetto di accoppiamento transitorio dei mercati del giorno prima di 4M MC e MRC; accoppiamento dei mercati del giorno prima di Romania e Bulgaria; accoppiamento dei mercati infragiornalieri di Italia e gli altri 22 Stati membri già accoppiati.

Allegato III – Principali requisiti previsti dagli orientamenti per il mercato dell’energia elettrica

Allegato IV – Organigramma di ACER

Allegato V – Monitoraggio delle zone di offerta da parte dell’ACER

Le zone di offerta sono regioni geografiche in cui gli operatori di mercato possono negoziare energia elettrica senza dover acquisire capacità di trasmissione per effettuare le proprie transazioni. Gli orientamenti CACM stabiliscono che l’allocazione delle capacità agli operatori del mercato dovrebbe essere basata sulla libera fissazione dei prezzi per la congestione della trasmissione alle frontiere tra zone di offerta. Una adeguata configurazione delle zone di offerta potrebbe potenziare la capacità di trasmissione resa negoziabile e in ultima analisi accrescere gli scambi e la concorrenza transfrontalieri. Le zone di offerta possono essere modificate suddividendo, unendo o regolando i confini delle stesse.

In base agli orientamenti CACM, l’ACER dovrebbe:

• valutare ogni tre anni l’impatto della configurazione delle zone di offerta sull’efficienza del mercato (“relazione sul mercato”) sulla base di una relazione tecnica dell’ENTSO-E;
• chiedere ai rispettivi TSO di avviare un riesame delle configurazioni esistenti delle zone di offerta nel caso vengano rilevate inefficienze del mercato.

Gli orientamenti CACM non stabiliscono la configurazione delle zone di offerta, ma consentono all’ACER, alle ANR, ai TSO e agli Stati membri in una regione di calcolo della capacità di chiedere ai rispettivi TSO di avviare un riesame delle configurazioni esistenti delle zone di offerta. Sulla base di tale esame, i TSO presenteranno una proposta comune, su cui i rispettivi Stati membri saranno chiamati a decidere.

L’ACER ha presentato due relazioni sul mercato (nel 2018 e nel 2021), come richiesto dagli orientamenti CACM. Inoltre l’ACER ha guidato un progetto pilota congiunto con l’ENTSO-E per la valutazione e l’esame delle zone di offerta (avviato nel 2012 prima dell’adozione degli orientamenti CACM e ultimato nel 2018).

Pur avendo prodotto prove delle inefficienze per tre anni (2015‑2017), come stabilito negli orientamenti, la valutazione complessiva dell’ACER per il 2018 non ha raggiunto una conclusione chiara riguardo alla necessità di modificare alcuna specifica zona di offerta. Dopo la valutazione, l’ACER non ha chiesto di procedere ad un riesame nel 2018 e ha raccomandato genericamente di procedere ad ulteriori indagini.

A giudizio della Corte, la mancanza di conclusioni chiare è dovuta a due tipi di motivi:

• l’ACER ha sostenuto che ciò era dovuto a dati e informazioni insufficienti, tra cui elementi probatori insufficienti forniti dall’ENTSO-E;
• la valutazione dell’ACER si basava sulla relazione sull’esame condotto dall’ENTSO-E nel 2018, che aveva riguardato solo alcune regioni dell’UE (richiesta dall’ACER nel quadro del progetto pilota) invece che sulla relazione tecnica ENTSO-E (presentata nell’ottobre 2018), a causa del ritardo con cui l’ENTSO-E aveva prodotto tale relazione (oltre tre mesi oltre il termine stabilito dalla normativa). /li>

Inoltre, le lacune del quadro giuridico non hanno contribuito alla chiarezza delle argomentazioni e delle conclusioni dell’ACER. Gli orientamenti CACM non definiscono il concetto di zona di offerta e non stabiliscono criteri specifici per le valutazioni delle zone di offerta eseguite dall’ACER. Non è chiaro se la relazione sul mercato abbia valutato completamente l’impatto della configurazione sull’efficienza del mercato: l’ACER non ha applicato criteri come la liquidità del mercato e il potere di mercato (benché menzionati negli orientamenti CACM, cfr. articolo 33).

l’ACER ha eseguito una seconda valutazione delle zone di offerta nel 2021 (relativa al periodo 2018‑2020). Entrambe erano inefficienti e inconcludenti. Addirittura, vi era una sovrapposizione con il riesame delle zone di offerta avviato nel 2020 e tuttora in corso, richiesto ai sensi del regolamento Energia elettrica (articolo 14). Inoltre, l’ACER ha ribadito la conclusione che, fino ad ora, le configurazioni delle zone di offerta non riflettevano le congestioni strutturali sottostanti, ma seguivano invece per lo più le frontiere nazionali. La relazione mostrava che diverse regioni avevano avuto una performance insoddisfacente in termini di efficienza del mercato. Tuttavia, ancora una volta, la seconda relazione non ha raccomandato modifiche alla configurazione, bensì studi più dettagliati.

Non esiste un obbligo giuridico che imponga all’ACER di fornire una valutazione ex post del riesame delle zone di offerta. Tuttavia, la relazione sul mercato pubblicata dall’ACER nel 2018, e la relazione sull’attuazione ed il monitoraggio sugli orientamenti CACM e FCA (2019) hanno suggerito alla Commissione di modificare il processo di riesame delle zone di offerta, sulla base degli insegnamenti tratti dal progetto pilota. I suggerimenti dell’ACER erano incisivi: il nuovo regolamento Energia elettrica (articolo 14) richiede un processo di riesame con caratteristiche più specifiche (ad esempio, fasi e scadenze più chiare, l’approvazione della metodologia da parte dell’ACER etc.). Non è tuttavia chiaro in che misura le procedure ed i criteri relativi al processo di riesame definiti negli orientamenti CACM siano tuttora applicabili, sia a questo riesame rivisto che agli altri nel prossimo futuro. Gli orientamenti CACM non sono stati modificati sulla base di questi nuovi requisiti del regolamento Energia elettrica.

Questo nuovo processo di riesame (richiesto dall’articolo 14 del regolamento Energia elettrica (rifusione) ha subito notevoli ritardi (oltre un anno) a causa delle ulteriori richieste di informazioni dell’ACER per poter decidere sulle configurazioni alternative da prendere in considerazione per il futuro riesame delle zone di offerta da parte dei TSO.

Allegato VI – Partecipazione delle ANR al gruppo di lavoro dell’ACER sull’energia elettrica (2019‑2021)

Allegato VII – Decisioni di esecuzione delle ANR su REMIT – Mercato all’ingrosso dell’elettricità (situazione al 4 giugno 2022)

Allegato VIII – Numero totale di nuovi casi di potenziali infrazioni del REMIT, per anno per ANR

Allegato IX – Sito Internet di ACER: uno strumento fondamentale per la trasparenza gestito in modo inefficiente

Il sito internet dell’ACER è al di sotto delle aspettative, se confrontato con quello della Commissione o con quello di altre agenzie dell’UE. Ad esempio:

• il sito non è di agevole consultazione. Rispetto ai siti della Commissione o dell’ESMA, lo strumento di ricerca su tutto il sito è impreciso e spesso, se si ricerca uno specifico documento, non si ottiene alcun risultato. Poiché non sono disponibili filtri di ricerca, gli utenti esterni non possono recuperare lotti di documenti sulla base di specifici criteri. Lo strumento di filtraggio che teoricamente dovrebbe consentire agli utenti esterni di cercare specifiche notifiche delle ANR relative ai TCM non funziona¹²².
• Non tutti i TCM sono disponibili al pubblico sul sito dell’ACER e non è indicato quali versioni sono in vigore e quali sono superate.
• Il sito non fornisce dettagli su come richiedere l’accesso di documenti dell’ACER che non sono direttamente accessibili.
• L’ACER non pubblica documenti sulle attività dei gruppi di lavoro, sulle task force e sui gruppi di esperti dell’ACER: ad esempio, i verbali o gli ordini del giorno delle riunioni, l’elenco dei partecipanti, i piani d’azione, relazioni o documenti prodotti. Le norme interne dell’ACER richiedono trasparenza riguardo alle riunioni con le organizzazioni e i liberi professionisti¹²³.
• I verbali delle riunioni del Comitato dei regolatori non riportano quali ANR hanno votato contro specifiche decisioni e pareri, né il motivo.
• Alcuni documenti la cui pubblicazione è obbligatoria in base alla normativa non sono pubblicati¹²⁴. Ad esempio, i documenti di riferimento per il comitato amministrativo e del comitato dei regolatori¹²⁵. Inoltre, alcune decisioni del direttore o decisioni del consiglio di amministrazione non sono disponibili¹²⁶ e nel 2022 non è stato pubblicato alcun documento ufficiale del comitato dei regolatori¹²⁷.
• I dati per ciascuna MMR, ad esempio, sono allegati alla rispettiva edizione dell’MMR, invece di creare una singola banca dati su cui possano essere effettuate ricerche utilizzando filtri, e che consenta di generare serie storiche¹²⁸.
• L’ACER non pubblica dati tratti dalla banca dati REMIT (cfr. paragrafo 114) e alcuni dati MMR non sono pubblicati¹²⁹ (senza che venga fornita al pubblico alcuna giustificazione).

Acronimi e abbreviazioni:

ACER: Agenzia dell’UE per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia

ANR: autorità nazionale di regolamentazione

CACM: orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione

DG COMP: direzione generale della Concorrenza della Commissione

DG ENER: direzione generale dell’Energia della Commissione

DSO: gestore del sistema di distribuzione

ENTSO-E: rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione di energia elettrica

ESMA: Autorità europea degli strumenti finanziari e dei mercati

EU-DSO: ente europeo dei gestori dei sistemi di distribuzione dell’UE

GST: gestore del sistema di trasmissione

IMR: relazione sull’attuazione ed il monitoraggio

NEMO: gestore del mercato elettrico designato

OCSE: Organizzazione per la cooperazione e lo sviluppo economico

REMIT: regolamento concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso

TCM: termini, condizioni e metodologie

Glossario

Borsa dell’energia elettrica: mercato virtuale per la negoziazione dell’energia elettrica all’ingrosso secondo regole formali.

Capacità di trasmissione: quantità di energia che può essere trasportata tra zone di offerta della rete elettrica.

Congestione della rete: situazione in cui la fornitura di energia elettrica supera la capacità della rete.

Gestore del sistema di trasmissione: impresa responsabile di una rete elettrica ad alta tensione nazionale.

Interconnettore: collegamento alla rete di trasmissione fisica tra due zone o paesi di offerta.

Mercato a termine: mercato in cui l’energia elettrica e i diritti di trasmissione sono negoziati giorni, settimane o mesi prima della consegna.

Mercato all’ingrosso dell’energia elettrica: mercato in cui l’energia elettrica è negoziata tra le imprese di produzione e imprese al dettaglio, su cui intervengono anche intermediari finanziari, traders di energia e grandi consumatori.

Mercato del bilanciamento: mercato per la compravendita di energia necessario per bilanciare l’offerta e la domanda nella rete elettrica in tempo reale, gestita dai gestori dei sistemi di trasmissione.

Mercato del giorno prima: mercato in cui le negoziazioni di energia elettrica e di capacità di trasmissione avvengono il giorno precedente il giorno di consegna.

Mercato infragiornaliero: mercato in cui l’energia elettrica e i diritti di trasmissione sono negoziati lo stesso giorno della consegna dell’energia elettrica.

Over the counter (fuori borsa): scambi tra operatori di mercato, bilaterali o attraverso intermediari, senza il coinvolgimento della borsa dell’energia elettrica.

Termini, condizioni e metodologie: specifiche tecniche che integrano gli orientamenti e i codici di rete e che sono necessarie per la loro attuazione.

Zona di offerta: la più grande area geografica nella quale gli operatori di mercato sono in grado di scambiare energia senza dover acquisire capacità di trasmissione.

Risposte della Commissione

https://www.eca.europa.eu/it/Pages/DocItem.aspx?did=63214

Risposte dell’ACER

https://www.eca.europa.eu/it/Pages/DocItem.aspx?did=63214

Cronologia

https://www.eca.europa.eu/it/Pages/DocItem.aspx?did=63214

Équipe di audit

Le relazioni speciali della Corte dei conti europea illustrano le risultanze degli audit espletati su politiche e programmi dell’UE o su temi relativi alla gestione concernenti specifici settori di bilancio. La Corte seleziona e pianifica detti compiti di audit in modo da massimizzarne l’impatto, tenendo conto dei rischi per la performance o la conformità, del livello delle entrate o delle spese, dei futuri sviluppi e dell’interesse pubblico e politico.

Il presente controllo di gestione è stato espletato dalla Sezione di audit IV della Corte “Regolamentazione dei mercati ed economia competitiva”, presieduta da Mihails Kozlovs, Membro della Corte. L’audit è stato diretto da Mihails Kozlovs, Membro della Corte, coadiuvato da: Edīte Dzalbe, capo di Gabinetto, e Laura Graudiņa, attaché di Gabinetto; Valeria Rota e Juan Ignacio Gonzalez Bastero, primi manager; Stefano Sturaro, capoincarico; Adrian Savin, vice capoincarico, Marc Hertgen e Satu Levelä-Ylinen, auditor. Richard Moore e Laura Mcmillan hanno fornito assistenza linguistica. Zsolt Varga ha fornito assistenza per l’analisi dei dati.

Da sinistra a destra: Adrian Savin, Stefano Sturaro, Laura Graudina, Mihails Kozlovs, Edite Dzalbe, Juan Ignacio Gonzalez Bastero.

Note

¹ Strategia UE in materia di energia (2015), pag. 3.

² Relazione della Commissione al Parlamento europeo, al Consiglio, al Comitato economico e sociale europeo e al Comitato delle regioni “Relazione 2020 sullo stato dell’Unione dell’energia in applicazione del regolamento (UE) 2018/1999 sulla governance dell’Unione dell’energia e dell’azione per il clima”, COM(2020) 950 final del 14.10.2020, pag. 10.

³ Articolo 194 del TFUE.

⁴ Regolamento (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, che istituisce un’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia.

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

⁶ https://www.acer.europa.eu/

⁷ https://www.entsoe.eu/

⁸ COM(2021) 660 final del 13 ottobre 2021: Risposta all’aumento dei prezzi dell’energia: un pacchetto di misure d’intervento e di sostegno.

⁹ COM(2022) 108 final dell’8 marzo 2022: REPowerEU: azione europea comune per un’energia più sicura, più sostenibile e a prezzi più accessibili.

¹⁰ https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/it/ip_22_3131

¹¹ Parere 04/2022 – REPowerEU.

¹² Relazione speciale n. 16/2015 della Corte, paragrafi 113 e 115.

¹³ Regolamento (UE) 2015/1222 della Commissione del 24 luglio 2015 che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione (CACM).

¹⁴ Regolamento (UE) 2016/1719 della Commissione del 26 settembre 2016 che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità a termine (FCA).

¹⁵ Regolamento (UE) 2017/2195 della Commissione del 23 novembre 2017 che stabilisce orientamenti in materia di bilanciamento del sistema elettrico.

¹⁶ Conclusioni adottate dal Consiglio europeo il 4 febbraio 2011.

¹⁷ ACER, MMR, 2013, paragrafo 288.

¹⁸ Valutazione finale dell’ACER dell’assetto del mercato dell’energia elettrica all’ingrosso dell’UE, aprile 2022, pag. 22.

¹⁹ ACER Market Monitoring Report 2020 – Electricity Wholesale Market, pag. 53.

²⁰ Valutazione finale dell’ACER dell’assetto del mercato dell’energia elettrica all’ingrosso dell’UE (2022), pagg. 37 e 44.

²¹ https://www.ceer.eu/documents/104400/-/-/8fca26ef-8791-7da0-1fa2-e64518b4ebf8

²² Articolo 16, paragrafo 3 del precedente regolamento “Energia elettrica” e del paragrafo 1.7 dell’allegato I; articolo 16, paragrafo 4 dell’attuale regolamento “Energia elettrica”.

²³ ACER, relazione sul monitoraggio del mercato, 2016.

²⁴ https://eepublicdownloads.entsoe.eu/clean-documents/Publications/ENTSO-E general publications/ENTSO-E_PowerFacts_2019.pdf

²⁵ Conclusioni del Consiglio europeo del 15 e 16 marzo 2002 e del 23 e 24 ottobre 2014.

²⁶ Considerando 74 del regolamento “Energia elettrica”.

²⁷ Articolo 288 del TFUE.

²⁸ OCSE, Recommendation of the Council on Regulatory Policy and Governance, 2012.

²⁹ https://www.acer.europa.eu/events-and-engagement/news/acer-provides-recommendation-reasoned-amendments-capacity-allocation-and congestion management regulation

³⁰ Cfr., per esempio, articolo 9, paragrafo 11 degli orientamenti CACM.

³¹ Commissione, Better regulation toolbox.

³² IRENA, Adapting market design to high shares of variable renewable energy, 2017, sezione 2.2.

³³ REPowerEU: azione europea comune per un’energia più sicura, più sostenibile e a prezzi più accessibili (COM(2022) 108 final).

³⁴ https://op.europa.eu/it/publication-detail/-/publication/38fbccf2-35de-11eb-b27b-01aa75ed71a1

³⁵ ACER, relazione sul monitoraggio del mercato 2013, paragrafo 237.

³⁶ https://documents.acer.europa.eu/en/The_agency/Organisation/Documents/ Energy Prices_Final.pdf

³⁷ Investment perspectives in electricity markets (SWD(2015) 142).

³⁸ https://op.europa.eu/it/publication-detail/-/publication/be5268ba-3609-11ec-bd8e-01aa75ed71a1

³⁹ OCSE, Best Practice Principles for Regulatory Enforcement and Inspections, 2014.

⁴⁰ OCSE, Recommendation of the Council on Regulatory Policy and Governance, 2012.

⁴¹ Articolo 5, paragrafo 1, lettera e), del regolamento “ACER” (UE) 2019/942 e articolo 6, paragrafo 6, del precedente regolamento “ACER” (CE) 713/2009.

⁴² Articolo 14, paragrafo 2, del regolamento “ACER” (UE) 2019/942 e articolo 10, paragrafo 2, del precedente regolamento “ACER” (CE) 713/2009.

⁴³ Articolo 11 del precedente regolamento “Energia elettrica” e articolo 15 del regolamento “Energia elettrica” vigente.

⁴⁴ Articolo 17 del TUE.

⁴⁵ COM(2015) 80 final.

⁴⁶ Articolo 32 della Decision 8/2019 of the Administrative Board on the Financial Regulation of ACER.

⁴⁷ I comitati europei dei portatori di interessi (European Stakeholder Committees, ESC) sono stati istituiti per consultare e informare le parti interessate in merito ai requisiti inclusi negli orientamenti e nei codici della rete elettrica nel corso del periodo di attuazione. L’ACER e l’ENTSO-E hanno organizzato congiuntamente tre comitati dei portatori di interessi dal 2015, uno per ogni gruppo di codici (mercato, funzionamento del sistema, connessione alla rete).

⁴⁸ https://commission.europa.eu/events/european-electricity-regulatory-forum-florence-forum-2020-02-27_it

⁴⁹ https://www.entsoe.eu/network_codes/esc/#network-code-implementation-and-monitoring-group

⁵⁰ L’ENTSO-E pubblica relazioni annuali sull’attuazione degli orientamenti CACM ed FCA chiamate “Relazioni di mercato” (2016‑2021) e ha pubblicato due relazioni sugli orientamenti in materia di mercati di bilanciamento (2020, 2022): https://www.entsoe.eu/network_codes/monitoring/

⁵¹ https://surveys.acer.europa.eu/eusurvey/runner/ACERnotification

⁵² Cfr. paragrafo 123 della relazione dell’ACER sull’attuazione degli orientamenti CAMC ed FCA: A causa della mancanza di risorse, l’ACER non ha potuto seguire attivamente tutte le discussioni in tutte le regioni di calcolo della capacità.

⁵³ MMR – wholesale electricity markets 2020, pag. 15 (tabelle i e ii).

⁵⁴ https://www.eia.gov/

⁵⁵ A norma del Regolamento (UE) n. 543/2013 della Commissione.

⁵⁶ A review of the ENTSO-E Transparency Platform – Output 1 (2017).

⁵⁷ ACER report on the result of monitoring the margin available for cross-zonal electricity trade in the EU in the second half of 2020.

⁵⁸ Articolo 11, paragrafo 3, del precedente regolamento “Energia elettrica” e articolo 15, paragrafo 3, del nuovo regolamento “Energia elettrica”.

⁵⁹ Articolo 34, paragrafo 7, degli orientamenti CACM.

⁶⁰ Parere 6/2019 dell’ACER.

⁶¹ Articolo 16 del regolamento “Energia elettrica” (rifusione).

⁶² Raccomandazione 1/2019 dell’ACER sull’applicazione del margine minimo disponibile per gli scambi interzonali a norma dell’articolo 16, paragrafo 8, del regolamento (UE) 2019/943 (ACER Recommendation 1/2019 on the implementation of the minimum margin available for cross-zonal trade pursuant to Article 16(8) of Regulation (EU) 2019/943); due relazioni dell’ACER sui risultati del monitoraggio del margine disponibile per gli scambi interzonali di energia elettrica nell’UE (ACER Reports on the result of monitoring the margin available for cross-zonal electricity trade in the EU) (pubblicate nel 2020 e nel 2021).

⁶³ L’articolo 15 del regolamento “Energia elettrica” (rifusione) prevede che solo i TSO presentino le valutazioni annuali di conformità e i piani di conformità all’ACER.

⁶⁴ Raccomandazione 1/2019 dell’ACER sull’applicazione del margine minimo disponibile per gli scambi interzonali in virtù dell’articolo 16, paragrafo 8, del regolamento (UE) 2019/943 (ACER Recommendation 1/2019 on the implementation of the minimum margin available for cross-zonal trade pursuant to Article 16(8) of Regulation (EU) 2019/943).

⁶⁵ Articolo 37, paragrafo 4, lettera d), della direttiva (UE) 2009/72/CE.

⁶⁶ Regolamento (UE) n. 1227/2011, considerando 1, 2 e 3.

⁶⁷ Articolo 18 del regolamento REMIT.

⁶⁸ Relazione trimestrale sui mercati europei dell’energia elettrica – quarto trimestre 2020.

⁶⁹ Relazione trimestrale REMIT, secondo trimestre 2022; 6^o Forum ACER REMIT, slide 86.

⁷⁰ Articolo 4 del regolamento di esecuzione (UE) n. 1348/2014 della Commissione.

⁷¹ LettereNo-action relief del 7 gennaio 2015 (ACER-VZ-pp 2015-3), del 15 dicembre 2016 (ACER-VZ-MG-mm-up-201 6-662) e del 14 dicembre 2017 (ACER-VZ-MG-tl-653). Dal 2018, la pratica di inviare queste lettere è stata abbandonata, anche se la politica è stata mantenuta. Tali attestazioni sono state semplicemente aggiunte al documento di programmazione (DP), ad esempio nella sezione 2.10 a pag. 115 del DP del 2019. “Inoltre, l’Agenzia non richiederà la comunicazione dei contratti da segnalare su richiesta dell’Agenzia a norma dell’articolo 4, paragrafo 1, del regolamento di esecuzione (UE) n. 1348/2014 della Commissione nel 2019”. (trad. della Corte).

⁷² Articolo 4 del regolamento (UE) n. 1227/2011.

⁷³ Articolo 2, paragrafo 1, del regolamento (UE) n. 1227/2011.

⁷⁴ Ad esempio, informazioni relative alla capacità e all’utilizzo di dispositivi di produzione, immagazzinamento, consumo o trasmissione di energia elettrica, compresa l’indisponibilità pianificata o non pianificata di tali dispositivi.

⁷⁵ Articolo 10 del regolamento di esecuzione (UE) n. 1348/2014 della Commissione.

⁷⁶ Articolo 7, paragrafo 3, del regolamento (UE) n. 1227/2011.

⁷⁷ Open Letter on Inside Information disclosure and the use of Inside Information Platforms (IIPs) del 30 maggio 2018 – ACER-VZ-az-jws-tl-2018-266.

⁷⁸ ACER Guidance on the application of Regulation (EU) 1227/2011 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2011 on wholesale energy market integrity and transparency, 6^a edizione, sezione 4.2.1.

⁷⁹ https://www.acer-remit.eu/portal/list-inside-platforms

⁸⁰ Articolo 16, paragrafo 1, del regolamento (UE) n. 1227/2011.

⁸¹ Articolo 10 del regolamento (UE) n. 1227/2011.

⁸² Articolo 12, paragrafo 1, del regolamento (UE) n. 1227/2011.

⁸³ AT, FR, SL, DK, DE, SE, NL HU, FI, BE.

⁸⁴ IT, LT, RO, LV, CZ – Presentazione ACER del 4 marzo 2021.

⁸⁵ REMIT Forum 2021 – Special session: REMIT data and technology – REMIT data features – slide 3.

⁸⁶ Articolo 12, paragrafo 2, del regolamento (UE) n. 1227/2011.

⁸⁷ ACER Programming Document 2020‑2022, pag. 79.

⁸⁸ REMIT Forum 2021, sessione speciale REMIT data and technology – Information Management and Technology, slide 7.

⁸⁹ Relazione annuale dell’ACER per il 2015 sulle attività nel quadro del REMIT, pag. 25.

⁹⁰ Relazione annuale di attività dell’ACER 2017, pag. 8.

⁹¹ Relazione annuale di attività dell’ACER 2020, pag. 34.

⁹² Relazione annuale di attività dell’ACER 2020, pag. 33.

⁹³ La vigilanza del mercato da parte dell’ACER è iniziata nell’ultimo trimestre del 2017.

⁹⁴ Articolo 13 del regolamento (UE) n. 1227/2011.

⁹⁵ Articolo 16, paragrafo 4, del regolamento (UE) n. 1227/2011.

⁹⁶ Articolo 16, paragrafo 1, del regolamento (UE) n. 1227/2011.

⁹⁷ Articolo 16, paragrafo 4, del regolamento (UE) n. 1227/2011.

⁹⁸ Guidance Note 1/2017 - Wash Trades; Guidance Note 1/2018 – Transmission Capacity Hoarding; Guidance Note 1/2019 – Layering and Spoofing.

⁹⁹ Articolo 18 del regolamento (UE) n. 1227/2011.

¹⁰⁰ In base al Council of Europeans Regulators Monitoring NRAs Independence Report dell’aprile 2021, pag. 7, un terzo delle ANR ha segnalato una scarsità di risorse (finanziamenti), il che, a loro avviso, non è coerente con i princìpi di indipendenza delle ANR.

¹⁰¹ Relazione annuale di attività dell’ACER 2020, pag. 17.

¹⁰² Relazione annuale di attività dell’ACER 2020, pag. 33.

¹⁰³ Decisioni della BNETZ (ANR tedesca) del 30 settembre 2021 contro Energy Denmark A/S (Danimarca) per 200 000 euro e Optimax Energy GmbH (Germania) per 175 000 euro.

¹⁰⁴ Regolamento (UE) 2019/942 (rifusione), considerando 37.

¹⁰⁵ Budget and staffing needs for the Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER), PE 658.177, novembre 2020.

¹⁰⁶ Dal settembre 2010 l’ACER ha esternalizzato il calcolo delle retribuzioni e dei diritti del personale all’Ufficio di gestione e liquidazione dei diritti individuali (PMO) e, dal settembre 2017, la contabilità alla DG BUDG. Il supporto, la manutenzione e lo sviluppo IT sono stati affidati a contraenti esterni [software e infrastruttura ARIS] e alla Commissione [ABAC, ARES, SYSPER].

¹⁰⁷ Decisione di esecuzione (UE) 2020/2152 della Commissione del 17 dicembre 2020.

¹⁰⁸ Relazione annuale di attività dell’ACER 2020.

¹⁰⁹ Relazione annuale di attività dell’ACER 2021, pag. 84.

¹¹⁰ Regolamento (UE) 2019/942 su ACER, considerando 33.

¹¹¹ OCSE,Recommendation of the Council on Regulatory Policy and Governance, 2012.

¹¹² OCSE,Recommendation of the Council on OECD Guidelines for Managing Conflict of Interest in the Public Service, 2003.

¹¹³ Articolo 15 del TFUE.

¹¹⁴ Articolo 14, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2019/942 (rifusione regolamento ACER).

¹¹⁵ Articolo 22, del precedente regolamento “Energia elettrica” e articolo 66 del nuovo regolamento “Energia elettrica”.

¹¹⁶ Regolamento (UE) n. 1095/2010 che istituisce l’Autorità europea di vigilanza (Autorità europea degli strumenti finanziari e dei mercati), articoli 14, 15 e 16. Disposizioni analoghe sono contenute nei regolamenti di ABE e EIOPA.

¹¹⁷ Ad esempio, le ANR non possono più votare nell’ambito dei gruppi di esperti sui casi di violazione del diritto dell’Unione che riguardano i rispettivi paesi (articolo 41 del regolamento ESMA).

¹¹⁸ Decisione 02/2015 del consiglio di amministrazione dell’ACER.

¹¹⁹ Cfr. anche Commission Evaluation of the third energy package, SWD(2016) 412 final, sezione 7.1.1.

¹²⁰ https://documents.acer.europa.eu/Official_documents/BoR/Meeting_Docs/A21-BoR-98-02.pdf

¹²¹ La capacità netta di trasmissione rappresenta la quantità massima di energia calcolata ex ante che può essere trasferita mediante un interconnettore in una data direzione, meno il margine di affidabilità (ossia il fattore di sicurezza).

¹²² https://surveys.acer.europa.eu/eusurvey/publication/ACERnotification

¹²³ Director Decision 2017-35 on the publication of information on meetings with organisations or self-employed individuals.

¹²⁴ Articolo 14, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2019/942 e articolo 10, paragrafo 4 del precedente regolamento (CE) n. 713/2009.

¹²⁵ Ad esempio, la relazione dell’ACER sull’utilizzo delle entrate della gestione delle congestioni 2020.

¹²⁶ Ad esempio, non è stata pubblicata nessuna decisione del direttore sull’istituzione del comitato REMIT.

¹²⁷ https://acer.europa.eu/the-agency/organisation-and-bodies/board-of-regulators/bor-official-documents

¹²⁸ Ad esempio, https://ec.europa.eu/energy/data-analysis/energy-union-indicators/scoreboard_en

¹²⁹ MMR – wholesale electricity markets 2020, pag. 15 (dati per tabelle i e ii).

Per contattare la Corte

CORTE DEI CONTI EUROPEA
12, rue Alcide De Gasperi
1615 Luxembourg
LUXEMBOURG

Tel. +352 4398-1
Modulo di contatto: eca.europa.eu/it/Pages/ContactForm.aspx
Sito Internet: eca.europa.eu
Twitter: @EUAuditors

Numerose altre informazioni sull’Unione europea sono disponibili su Internet consultando il portale Europa (https://europa.eu).

Lussemburgo: Ufficio delle pubblicazioni dell’Unione europea, 2023

PDF	ISBN 978-92-847-9322-8	ISSN 1977-5709	doi:10.2865/31882	QJ-AB-23-003-IT-N
HTML	ISBN 978-92-847-9357-0	ISSN 1977-5709	doi:10.2865/953558	QJ-AB-23-003-IT-Q

DIRITTI D’AUTORE

© Unione europea, 2023

La politica di riutilizzo della Corte dei conti europea è stabilita dalla decisione della Corte n. 6-2019 sulla politica di apertura dei dati e sul riutilizzo dei documenti.

Salvo indicazione contraria (ad esempio, in singoli avvisi sui diritti d’autore), il contenuto dei documenti della Corte di proprietà dell’UE è soggetto a licenza Creative Commons Attribuzione 4.0 Internazionale (CC BY 4.0). Ciò significa che, in linea generale, ne è consentito il riutilizzo, a condizione di citare la fonte in maniera appropriata e di indicare le eventuali modifiche. Chiunque riutilizzi materiale della Corte non deve distorcerne il significato o il messaggio originari. La Corte dei conti europea non è responsabile delle eventuali conseguenze derivanti dal riutilizzo del proprio materiale.

Nel caso un contenuto specifico permetta di identificare privati cittadini, ad esempio nelle foto che ritraggono personale della Corte, o includa lavori di terzi, occorre richiedere una autorizzazione aggiuntiva.

Ove concessa, tale autorizzazione annulla quella generale sopra menzionata e indica chiaramente ogni eventuale restrizione dell’uso.

Per utilizzare o riprodurre contenuti non di proprietà dell’UE, può essere necessario richiedere un’autorizzazione direttamente ai titolari dei diritti.

Figura riquadro 1: © Next Kraftwerke GmbH.

Il software o i documenti coperti da diritti di proprietà industriale, come brevetti, marchi, disegni e modelli, loghi e nomi registrati, sono esclusi dalla politica di riutilizzo della Corte.

I siti Internet istituzionali dell’Unione europea, nell’ambito del dominio europa.eu, contengono link verso siti di terzi. Poiché esulano dal controllo della Corte, si consiglia di prender atto delle relative informative sulla privacy e sui diritti d’autore.

Uso del logo della Corte dei conti europea

Il logo della Corte dei conti europea non deve essere usato senza previo consenso della stessa.

PER CONTATTARE L’UE

Di persona
I centri Europe Direct sono centinaia, disseminati in tutta l’Unione europea. Potete trovare online l’indirizzo del centro più vicino (european-union.europa.eu/contact-eu/meet-us_it).

Telefonicamente o scrivendo
Europe Direct è un servizio che risponde alle vostre domande sull’Unione europea. Il servizio è accessibile:

• al numero verde: 00 800 6 7 8 9 10 11 (presso alcuni operatori le chiamate possono essere a pagamento),
• al numero +32 22999696, oppure
• tramite il form seguente: european-union.europa.eu/contact-eu/write-us_it

PER INFORMARSI SULL’UE

Online
Il portale Europa contiene informazioni sull’Unione europea in tutte le lingue ufficiali (european-union.europa.eu).

Pubblicazioni dell’UE
È possibile consultare o ordinare le pubblicazioni dell’UE su op.europa.eu/it/publications. Le pubblicazioni gratuite possono essere richieste in più copie rivolgendosi a un centro locale Europe Direct o a un centro di documentazione europea (european-union.europa.eu/contact-eu/meet-us_it).

Legislazione dell’UE e documenti correlati
EUR-Lex dà accesso all'informazione sul diritto dell'Unione europea e contiene la totalità della legislazione UE a partire dal 1951, in tutte le versioni linguistiche ufficiali (eur-lex.europa.eu).

Open Data dell’UE
Il portale data.europa.eu dà accesso alle serie di dati aperti prodotti dalle istituzioni, dagli organi e organismi dell’UE. I dati possono essere liberamente scaricati e riutilizzati per fini commerciali e non commerciali. Il portale dà inoltre accesso a una quantità di serie di dati prodotti dai paesi europei.