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REGOLAMENTO(UE) 2022/869 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del 30 maggio 2022 sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee, che modifica i regolamenti (CE) n. 715/2009, (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943 e le direttive 2009/73/CE e (UE) 2019/944, e che abroga il regolamento (UE) n. 347/2013

REGOLAMENTO(UE) 2022/869 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO

del 30 maggio 2022

sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee, che modifica i regolamenti (CE) n. 715/2009, (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943 e le direttive 2009/73/CE e (UE) 2019/944, e che abroga il regolamento (UE) n. 347/2013

Il presente regolamento è obbligatorio in tutti i suoi elementi e direttamente applicabile in ciascuno degli Stati membri.

1. Panoramica

CAPO I Disposizioni generali

CAPO II Progetti di interesse comune e progetti di interesse reciproco

CAPO III Rilascio delle autorizzazioni e partecipazione del pubblico

CAPO IV Pianificazione intersettoriale delle infrastrutture

CAPO V Reti offshore per l’integrazione delle energie rinnovabili

CAPO VI Quadro normativo

CAPO VII Finanziamenti

CAPO VIII Disposizioni finali

ALLEGATO I CORRIDOI E AREE PRIORITARI DELL’INFRASTRUTTURA ENERGETICA

ALLEGATO I

CORRIDOI E AREE PRIORITARI DELL’INFRASTRUTTURA ENERGETICA

(di cui all’articolo 1, paragrafo 1)

Il presente regolamento si applica ai corridoi e aree prioritari dell’infrastruttura energetica transeuropea seguenti:

1. CORRIDOI PRIORITARI DELL’ENERGIA ELETTRICA

1) Interconnessioni di energia elettrica nord-sud nell’Europa occidentale (NSI West Electricity): interconnessioni tra gli Stati membri della regione e con l’area del Mediterraneo, compresa la penisola iberica, in particolare per integrare l’energia elettrica proveniente da fonti di energia rinnovabili, rafforzare le infrastrutture di rete interne al fine di promuovere l’integrazione del mercato nella regione e porre fine all’isolamento dell’Irlanda, nonché garantire i necessari prolungamenti onshore delle reti offshore per l’energia rinnovabile e i necessari potenziamenti della rete nazionale al fine di garantire una rete di trasmissione adeguata e affidabile e fornire l’energia elettrica generata offshore agli Stati membri senza sbocco sul mare.

Stati membri interessati: Belgio, Danimarca, Germania, Irlanda, Spagna, Francia, Italia, Lussemburgo, Malta, Paesi Bassi, Austria e Portogallo.

2) Interconnessioni di energia elettrica nord-sud nell’Europa centro-orientale e sud-orientale (NSI East Electricity): interconnessioni e linee interne nelle direzioni nord-sud ed est-ovest per completare il mercato interno, integrare la produzione a partire da fonti di energia rinnovabili per porre fine all’isolamento di Cipro e garantire i necessari prolungamenti onshore delle reti offshore per l’energia rinnovabile e i necessari potenziamenti della rete nazionale al fine di garantire una rete di trasmissione adeguata e affidabile e fornire l’energia elettrica generata offshore agli Stati membri senza sbocco sul mare.

Stati membri interessati: Bulgaria, Cechia, Germania, Croazia, Grecia, Cipro, Italia, Ungheria, Austria, Polonia, Romania, Slovenia e Slovacchia.

3) Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico per l’energia elettrica (Baltic Energy Market Interconnection Plan – BEMIP energia elettrica): interconnessioni tra gli Stati membri e le linee interne nella regione del Baltico per promuovere l’integrazione del mercato, integrando nel contempo quote crescenti di energie rinnovabili nella regione.

Stati membri interessati: Danimarca, Germania, Estonia, Lettonia, Lituania, Polonia, Finlandia e Svezia.

2. CORRIDOI PRIORITARI DELLA RETE OFFSHORE

4) Reti offshore nei mari del Nord (Northern Seas offshore grids – NSOG): sviluppo della rete elettrica offshore, sviluppo della rete elettrica — e, se del caso, dell’idrogeno — offshore integrata e relativi interconnettori nel Mar del Nord, nel Mare d’Irlanda, nel Mar Celtico, nella Manica e nelle acque confinanti per trasportare energia elettrica o, se del caso, idrogeno dalle fonti di energia rinnovabili offshore ai centri di consumo e stoccaggio o per aumentare lo scambio transfrontaliero di energia rinnovabile.

Stati membri interessati: Belgio, Danimarca, Germania, Irlanda, Francia, Lussemburgo, Paesi Bassi e Svezia.

5) Reti del piano di interconnessione del mercato energetico offshore del Baltico (Baltic Energy Market Interconnection Plan – BEMIP offshore): sviluppo della rete elettrica offshore, sviluppo della rete elettrica — e, se del caso, l’idrogeno — offshore integrata e relativi interconnettori nel Mar Baltico e nelle acque confinanti per trasportare energia elettrica o, se del caso, idrogeno dalle fonti di energia rinnovabili offshore ai centri di consumo e stoccaggio o per aumentare lo scambio transfrontaliero di energia rinnovabile.

Stati membri interessati: Danimarca, Germania, Estonia, Lettonia, Lituania, Polonia, Finlandia e Svezia.

6) Reti offshore dell’Europa sud-occidentale (SW offshore): sviluppo della rete elettrica offshore, sviluppo della rete elettrica — e, se del caso, l’idrogeno — offshore integrata e relativi interconnettori nel Mar Mediterraneo, compreso il Golfo di Cadice, e nelle acque confinanti per trasportare energia elettrica o, se del caso, idrogeno dalle fonti di energia rinnovabili offshore ai centri di consumo e stoccaggio o per aumentare lo scambio transfrontaliero di energia rinnovabile.

Stati membri interessati: Grecia, Spagna, Francia, Italia, Malta e Portogallo.

7) Reti offshore dell’Europa sud-orientale (SE offshore): sviluppo della rete elettrica offshore, sviluppo della rete elettrica — e, se del caso, l’idrogeno — offshore integrata e relativi interconnettori nel Mar Mediterraneo, nel Mar Nero e nelle acque confinanti per trasportare energia elettrica o, se del caso, idrogeno dalle fonti di energia rinnovabili offshore ai centri di consumo e stoccaggio o per aumentare lo scambio transfrontaliero di energia rinnovabile.

Stati membri interessati: Bulgaria, Croazia, Grecia, Italia, Cipro, Romania e Slovenia.

8) Reti offshore atlantiche: sviluppo della rete elettrica offshore, sviluppo della rete elettrica offshore integrata e relativi interconnettori nelle acque dell’Oceano Atlantico settentrionale per trasportare energia elettrica dalle fonti di energia rinnovabili offshore ai centri di consumo e stoccaggio e per aumentare lo scambio transfrontaliero di energia elettrica.

Stati membri interessati: Irlanda, Spagna, Francia e Portogallo.

3. CORRIDOI PRIORITARI PER L’IDROGENO E GLI ELETTROLIZZATORI

9) Interconnessioni di idrogeno nell’Europa occidentale (HI West): infrastrutture per l’idrogeno e la riconversione delle infrastrutture del gas esistenti che consentano di costituire una dorsale integrata dell’idrogeno, direttamente o indirettamente (attraverso l’interconnessione con un paese terzo), che colleghi i paesi della regione per soddisfare le loro esigenze infrastrutturali specifiche in materia di idrogeno, sostenendo la creazione di una rete per il trasporto dell’idrogeno a livello dell’Unione e, inoltre, per quanto riguarda le isole e i sistemi insulari, riducendo l’isolamento energetico, sostenendo soluzioni innovative e di altro tipo che coinvolgano almeno due Stati membri con un impatto positivo significativo sugli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e sul suo obiettivo di raggiungere la neutralità climatica entro il 2050, e contribuendo in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico insulare e a quello dell’Unione.

Elettrolizzatori: sostenere la diffusione di applicazioni che convertono l’energia elettrica in gas volte a consentire la riduzione dei gas a effetto serra e a contribuire al funzionamento sicuro, efficiente e affidabile del sistema e all’integrazione dei sistemi energetici intelligenti e, inoltre, per quanto riguarda le isole e i sistemi insulari, sostenere soluzioni innovative e di altro tipo che coinvolgano almeno due Stati membri con un impatto positivo significativo sugli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e sul suo obiettivo di raggiungere la neutralità climatica entro il 2050, e contribuire in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico insulare e a quello dell’Unione.

Stati membri interessati: Belgio, Cechia, Danimarca, Germania, Irlanda, Spagna, Francia, Italia, Lussemburgo, Malta, Paesi Bassi, Austria e Portogallo.

10) Interconnessioni di idrogeno nell’Europa centro-orientale e sud-orientale (HI East): infrastrutture per l’idrogeno e la riconversione delle infrastrutture del gas esistenti che consentano di costituire una dorsale integrata dell’idrogeno, direttamente o indirettamente (attraverso l’interconnessione con un paese terzo), che colleghi i paesi della regione per soddisfare le loro esigenze infrastrutturali specifiche in materia di idrogeno, sostenendo la creazione di una rete per il trasporto dell’idrogeno a livello dell’Unione e, inoltre, per quanto riguarda le isole e i sistemi insulari, riducendo l’isolamento energetico, sostenendo soluzioni innovative e di altro tipo che coinvolgano almeno due Stati membri con un impatto positivo significativo sugli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e sul suo obiettivo di raggiungere la neutralità climatica entro il 2050, e contribuendo in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico insulare e a quello dell’Unione.

Stati membri interessati: Bulgaria, Cechia, Germania, Grecia, Croazia, Italia, Cipro, Ungheria, Austria, Polonia, Romania, Slovenia e Slovacchia.

11) Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico nell’idrogeno (BEMIP idrogeno): infrastrutture per l’idrogeno e la riconversione delle infrastrutture del gas esistenti che consentano di costituire una dorsale integrata dell’idrogeno, direttamente o indirettamente (attraverso l’interconnessione con un paese terzo), che colleghi i paesi della regione per soddisfare le loro esigenze infrastrutturali specifiche in materia di idrogeno, sostenendo la creazione di una rete per il trasporto dell’idrogeno a livello dell’Unione e, inoltre, per quanto riguarda le isole e i sistemi insulari, riducendo l’isolamento energetico, sostenendo soluzioni innovative e di altro tipo che coinvolgano almeno due Stati membri con un impatto positivo significativo sugli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e sul suo obiettivo di raggiungere la neutralità climatica entro il 2050, e contribuendo in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico insulare e a quello dell’Unione.

Stati membri interessati: Danimarca, Germania, Estonia, Lettonia, Lituania, Polonia, Finlandia e Svezia.

4. AREE TEMATICHE PRIORITARIE

12) Diffusione delle reti elettriche intelligenti: adozione delle tecnologie di rete intelligenti nell’intero territorio dell’Unione europea per integrare in maniera efficiente il comportamento e le azioni di tutti gli utenti collegati alla rete elettrica, in particolare la produzione di grandi quantità di energia elettrica a partire da fonti di energia rinnovabili o distribuite e la modulazione della domanda da parte dei consumatori, lo stoccaggio di energia, i veicoli elettrici e altre fonti di flessibilità e, inoltre, per quanto riguarda le isole e i sistemi insulari, ridurre l’isolamento energetico, sostenere soluzioni innovative e di altro tipo che coinvolgano almeno due Stati membri con un impatto positivo significativo sugli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e sul suo obiettivo di raggiungere la neutralità climatica entro il 2050, e contribuire in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico insulare e a quello dell’Unione.

Stati membri interessati: tutti.

13) Rete transfrontaliera per il trasporto di diossido di carbonio: sviluppo di un’infrastruttura di trasporto e stoccaggio del diossido di carbonio tra gli Stati membri e con i paesi terzi confinanti, per la cattura e lo stoccaggio del diossido di carbonio catturato da impianti industriali ai fini dello stoccaggio geologico permanente nonché dell’utilizzo del diossido di carbonio per gas combustibili sintetici, in modo da determinare la neutralizzazione permanente del diossido di carbonio.

Stati membri interessati: tutti.

14) Reti del gas intelligenti: adozione di tecnologie per le reti del gas intelligenti in tutta l’Unione per integrare efficacemente nella rete del gas una pluralità di fonti di gas a basso tenore di carbonio e in particolare rinnovabili, sostenere l’adozione di soluzioni innovative e digitali per la gestione della rete e facilitare l’integrazione intelligente nel settore dell’energia e la modulazione della domanda da parte dei consumatori, compresi i relativi aggiornamenti fisici se indispensabili al funzionamento delle attrezzature e degli impianti ai fini dell’integrazione di gas a basso tenore di carbonio e, in particolare, gas rinnovabili.

Stati membri interessati: tutti.

ALLEGATO II CATEGORIE DI INFRASTRUTTURE ENERGETICHE

ALLEGATO II

CATEGORIE DI INFRASTRUTTURE ENERGETICHE

Le categorie di infrastrutture energetiche da sviluppare al fine di attuare le priorità relative alle infrastrutture energetiche stabilite nell’allegato I sono le seguenti:

relativamente all’energia elettrica:

linee di trasmissione aeree ad alta e altissima tensione, transfrontaliere o interne al territorio di uno Stato membro, comprese le zone economiche esclusive, purché siano progettate per una tensione pari o superiore a 220 kV, e cavi di trasmissione sotterranei o sottomarini, purché siano progettati per una tensione pari o superiore a 150 kV. Per gli Stati membri e i piccoli sistemi isolati con un sistema di trasmissione globale di tensione inferiore, tali soglie di tensione sono pari al livello di tensione più elevato dei rispettivi sistemi elettrici;

qualsiasi attrezzatura o installazione rientrante nella categoria di infrastrutture energetiche di cui alla lettera a) che consente la trasmissione di energia elettrica generata da fonti rinnovabili offshore dai siti di produzione offshore (infrastruttura energetica per l’energia elettrica generata da fonti rinnovabili offshore);

impianti di stoccaggio di energia, di tipo individuale o aggregato, utilizzati per immagazzinare energia in maniera permanente o temporanea in un’infrastruttura o in siti geologici in superficie o sotterranei, a condizione che siano collegati direttamente a linee di trasmissione e a linee di distribuzione ad alta tensione destinate a una tensione pari o superiore a 110 kV. Per gli Stati membri e i piccoli sistemi isolati con un sistema di trasmissione globale di tensione inferiore, tali soglie di tensione sono pari al livello di tensione più elevato dei rispettivi sistemi elettrici;

qualsiasi attrezzatura o installazione essenziale per i sistemi di cui alle lettere a), b) e c) per operare in maniera sicura, protetta ed efficiente, compresi i sistemi di protezione, monitoraggio e controllo a tutti i livelli di tensione e le sottostazioni;

reti elettriche intelligenti: qualsiasi apparecchiatura o installazione, sistemi e componenti digitali che integrano le tecnologie dell’informazione e della comunicazione (TIC), attraverso piattaforme digitali operative, sistemi di controllo e tecnologie dei sensori sia a livello di trasmissione che di distribuzione a media e alta tensione, intesi a costituire una rete di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica più efficiente e intelligente, aumentando la capacità di integrare nuove forme di generazione, stoccaggio e consumo di energia e agevolando nuovi modelli commerciali e strutture di mercato, compresi gli investimenti nelle isole e nei sistemi insulari, per ridurre l’isolamento energetico, sostenere soluzioni innovative e di altro tipo che coinvolgano almeno due Stati membri con un impatto positivo significativo sugli obiettivi 2030 dell’Unione per l’energia e il clima e sul suo obiettivo di raggiungere la neutralità climatica entro il 2050, e contribuire in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico insulare e a quello dell’Unione;

qualsiasi attrezzatura o installazione che rientri nella categoria di infrastrutture energetiche di cui alla lettera a) avente doppia funzionalità: l’interconnessione e il sistema di connessione alla rete offshore dai siti di produzione da fonti rinnovabili offshore verso due o più Stati membri e paesi terzi che partecipano a progetti figuranti nell’elenco dell’Unione, compreso il prolungamento onshore di detta attrezzatura fino alla prima sottostazione del sistema di trasmissione onshore, nonché qualsiasi attrezzatura o installazione offshore adiacente essenziale per operare in modo sicuro, protetto ed efficiente, compresi i sistemi di protezione, monitoraggio e controllo, e le sottostazioni necessarie se garantiscono anche l’interoperabilità tecnologica, compresa la compatibilità tra le varie tecnologie (reti offshore per l’energia rinnovabile);

relativamente alle reti del gas intelligenti: una delle seguenti attrezzature o installazioni volte a consentire e facilitare l’integrazione di una pluralità di gas a basso tenore di carbonio e, in particolare, rinnovabili, compreso il biometano o l’idrogeno nella rete del gas: sistemi e componenti digitali che integrano le TIC, i sistemi di controllo e le tecnologie dei sensori per consentire il monitoraggio interattivo e intelligente, la misurazione, il controllo di qualità e la gestione della produzione, della trasmissione, della distribuzione, dello stoccaggio e del consumo del gas all’interno di una rete del gas. Inoltre, tali progetti possono comprendere anche attrezzature che consentano l’inversione dei flussi dalla distribuzione al livello di trasmissione, compresi i relativi aggiornamenti fisici se indispensabili al funzionamento dell’attrezzatura e delle installazioni al fine di integrare gas a basso tenore di carbonio e, in particolare, rinnovabili.

relativamente all’idrogeno:

le condotte per il trasporto, principalmente ad alta pressione, dell’idrogeno, ivi comprese le infrastrutture per il gas naturale riconvertite, che consentano l’accesso a più utenti della rete su base trasparente e non discriminatoria;

impianti di stoccaggio collegati alle condotte di idrogeno ad alta pressione di cui alla lettera a);

impianti di ricezione, stoccaggio e rigassificazione o decompressione per l’idrogeno liquefatto o l’idrogeno incorporato in altre sostanze chimiche finalizzati all’iniezione di idrogeno nella rete, se del caso;

qualsiasi attrezzatura o installazione essenziale affinché il sistema funzioni in maniera sicura, protetta ed efficiente o per predisporre la capacità bidirezionale, comprese le stazioni di compressione;

qualsiasi apparecchiatura o installazione che consenta l’uso di idrogeno o di combustibili derivati dall’idrogeno nel settore dei trasporti all’interno della rete centrale TEN-T, identificati conformemente al capo III del regolamento (UE) n. 1315/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 11 ).

Gli impianti elencati alle lettere da a) a d) possono essere di nuova costruzione o riconvertiti all’idrogeno a partire da impianti per il gas naturale o una combinazione dei due casi;

relativamente agli impianti per elettrolizzatori:

elettrolizzatori:

che hanno una capacità minima di 50 MW, fornita da un singolo elettrolizzatore o da una serie di elettrolizzatori che formano un unico progetto coordinato;

ii)

la cui produzione rispetta l’obbligo di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita del 70 % rispetto a un combustibile fossile di riferimento pari a 94 g CO2eq/MJ, come stabilito all’articolo 25, paragrafo 2, e all’allegato V della direttiva (UE) 2018/2001. La riduzione delle emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita è calcolata applicando la metodologia di cui all’articolo 28, paragrafo 5, della direttiva (UE) 2018/2001 o, in alternativa, la norma ISO 14067 o ISO 14064-1. Le emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita devono includere le emissioni indirette. Le riduzioni quantificate delle emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita sono verificate in conformità dell’articolo 30 della direttiva (UE) 2018/2001, ove applicabile, oppure da parte di terzi indipendenti; e

iii)

che hanno una funzione attinente alla rete, in particolare in vista della flessibilità e dell’efficienza generali del sistema delle reti di energia elettrica e di idrogeno;

relative attrezzature, comprese le condotte di collegamento alla rete;

relativamente al diossido di carbonio:

condotte dedicate, diverse dalla rete di condotte a monte utilizzate per trasportare il diossido di carbonio antropogenico da più fonti, ai fini dello stoccaggio geologico permanente del diossido di carbonio ai sensi della direttiva 2009/31/CE;

impianti fissi per la liquefazione, lo stoccaggio intermedio e la conversione di diossido di carbonio in vista del suo ulteriore trasporto attraverso condotte e modi di trasporto dedicati, tra cui navi, chiatte, camion e treni;

fatto salvo l’eventuale divieto di stoccaggio geologico di diossido di carbonio in uno Stato membro, gli impianti di superficie e di iniezione associati all’infrastruttura all’interno di una formazione geologica che è usata, a norma della direttiva 2009/31/CE, per lo stoccaggio geologico permanente del diossido di carbonio, laddove non comportino l’uso di diossido di carbonio per il recupero assistito di idrocarburi e siano necessari per consentire il trasporto e lo stoccaggio transfrontalieri del diossido di carbonio;

qualsiasi attrezzatura o installazione essenziale per il funzionamento corretto, sicuro ed efficiente del sistema in questione, compresi i sistemi di protezione, monitoraggio e controllo.

ALLEGATO III ELENCHI REGIONALI DI PROGETTI

ALLEGATO III

ELENCHI REGIONALI DI PROGETTI

1. NORME PER I GRUPPI

1) Per le infrastrutture energetiche di competenza delle autorità nazionali di regolamentazione, ciascun gruppo è composto da rappresentanti degli Stati membri, delle autorità nazionali di regolamentazione, dei TSO, nonché della Commissione, dell’Agenzia, dell’ente EU DSO e della ENTSO-E o della ENTSOG.

Per le altre categorie di infrastrutture energetiche, ciascun gruppo è composto dalla Commissione e da rappresentanti degli Stati membri, dei promotori del progetto interessati da ciascuna delle pertinenti priorità indicate nell’allegato I.

2) A seconda del numero di progetti candidati all’elenco dell’Unione, dei divari infrastrutturali regionali e degli sviluppi del mercato, i gruppi e gli organi decisionali dei gruppi possono suddividersi, fondersi o riunirsi in configurazioni diverse, se necessario, per discutere questioni comuni a tutti i gruppi o riguardanti unicamente determinate regioni, quali per esempio i problemi legati alla coerenza transregionale o al numero di progetti proposti e inclusi nei progetti di elenchi regionali che rischiano di diventare ingestibili.

3) Ciascun gruppo organizza il proprio lavoro in linea con le attività di cooperazione regionale conformemente all’articolo 12 del regolamento (CE) n. 715/2009, all’articolo 34 del regolamento (UE) 2019/943, all’articolo 7 della direttiva 2009/73/CE e all’articolo 61 della direttiva (UE) 2019/944 e di altre strutture per la cooperazione regionale esistenti.

4) Ciascun gruppo invita, se del caso ai fini dell’attuazione dei corridoi e delle aree prioritari dell’infrastruttura energetica pertinenti indicati nell’allegato I, i promotori di un progetto potenzialmente ammissibile alla selezione come progetto di interesse comune nonché i rappresentanti delle amministrazioni nazionali, delle autorità di regolamentazione, della società civile e dei TSO di paesi terzi. La decisione di invitare i rappresentanti di paesi terzi avviene per consenso.

5) Per i corridoi prioritari dell’infrastruttura energetica di cui all’allegato I, sezione 2, ciascun gruppo invita, se del caso, rappresentanti degli Stati membri senza sbocco sul mare, delle autorità competenti, delle autorità nazionali di regolamentazione e dei TSO.

6) Ciascun gruppo consulta le organizzazioni che rappresentano i pertinenti portatori di interessi, inclusi i rappresentanti di paesi terzi e, se lo ritiene opportuno, i portatori di interessi stessi, inclusi i produttori, i DSO, i fornitori, i consumatori, le popolazioni locali e le organizzazioni per la protezione dell’ambiente con sede nell’Unione e i rappresentanti delle popolazioni locali invitandoli a condividere le loro competenze specifiche. Ciascun gruppo organizza udienze o consultazioni laddove pertinente ai fini dell’esecuzione dei compiti a esso spettanti.

7) Per quanto riguarda le riunioni dei gruppi, la Commissione pubblica, su una piattaforma accessibile ai portatori di interessi, il regolamento interno, un elenco aggiornato delle organizzazioni aderenti, informazioni periodicamente aggiornate sull’andamento dei lavori, gli ordini del giorno delle riunioni e i verbali delle riunioni, se disponibili. Le deliberazioni degli organi decisionali dei gruppi e la graduatoria dei progetti a norma dell’articolo 4, paragrafo 5, sono riservate. Tutte le decisioni relative al funzionamento e all’attività dei gruppi regionali sono adottate per consenso tra gli Stati membri e la Commissione.

8) La Commissione, l’Agenzia e i gruppi si adoperano per garantire la coerenza tra i gruppi. A tale scopo la Commissione e l’Agenzia garantiscono, se del caso, lo scambio di informazioni tra i gruppi interessati per tutti i lavori che rappresentano un interesse interregionale.

9) La partecipazione delle autorità nazionali di regolamentazione e dell’Agenzia ai gruppi non pregiudica il conseguimento degli obiettivi e l’osservanza degli obblighi loro imposti dal presente regolamento o dal regolamento (UE) 2019/942, dagli articoli 40 e 41 della direttiva 2009/73/CE e dagli articoli 58, 59 e 60 della direttiva (UE) 2019/944.

2. PROCEDURA DI DEFINIZIONE DEGLI ELENCHI REGIONALI

1) I promotori di un progetto potenzialmente ammissibile alla selezione in quanto progetto figurante nell’elenco dell’Unione che desiderano ottenere il corrispondente status presentano al gruppo una domanda per la selezione del progetto come progetto figurante nell’elenco dell’Unione comprensiva di:

una valutazione del o dei loro progetti riguardo al loro contributo all’attuazione delle priorità enunciate nell’allegato I;

un’indicazione della pertinente categoria del progetto di cui all’allegato II;

un’analisi riguardante il soddisfacimento dei criteri pertinenti di cui all’articolo 4;

per i progetti che hanno raggiunto un grado di maturità sufficiente, un’analisi dei costi-benefici specifici del progetto coerente con le metodologie elaborate a norma dell’articolo 11;

per i progetti di interesse reciproco, le lettere di sostegno dei governi dei paesi direttamente interessati, in cui sia espresso il loro sostegno al progetto o ad altri accordi non vincolanti;

qualsiasi altra informazione pertinente per la valutazione del progetto.

2) Tutti i destinatari garantiscono la riservatezza delle informazioni sensibili dal punto di vista commerciale.

3) I progetti di interesse comune proposti per la trasmissione e lo stoccaggio di energia elettrica che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettere a), b), c), d) ed f), del presente regolamento sono progetti che rientrano nel più recente piano decennale di sviluppo della rete per l’energia elettrica a livello dell’Unione, elaborato dalla ENTSO-E a norma dell’articolo 30 del regolamento (UE) 2019/943. I progetti di interesse comune proposti per la trasmissione di energia elettrica che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettere b) ed f), del presente regolamento, sono progetti che derivano dallo sviluppo della rete offshore integrata e dai potenziamenti della rete di cui all’articolo 14, paragrafo 2, del presente regolamento, e sono coerenti con essi.

4) Dal 1o gennaio 2024 i progetti di interesse comune proposti per l’idrogeno che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 3), del presente regolamento, sono progetti che rientrano nel più recente piano decennale di sviluppo della rete per il gas a livello della Comunità, elaborato dalla ENTSOG a norma dell’articolo 8 del regolamento (CE) n. 715/2009.

5) Entro il 30 giugno 2022 e successivamente, per ciascun piano decennale di sviluppo della rete a livello dell’Unione, la ENTSO-E e la ENTSOG emanano orientamenti aggiornati per l’inclusione dei progetti nei rispettivi piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione, di cui ai punti 3) e 4), al fine di garantire la parità di trattamento e la trasparenza della procedura. Per tutti i progetti figuranti nell’elenco dell’Unione in vigore all’epoca, gli orientamenti definiscono una procedura semplificata di inclusione nei piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione, tenendo conto della documentazione e dei dati già presentati nel corso della precedente procedura di definizione dei piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione, a condizione che la documentazione e i dati già presentati siano tuttora validi.

La ENTSO-E e la ENTSOG consultano la Commissione e l’Agenzia in merito alle rispettive bozze di orientamenti per l’inclusione dei progetti nei piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione e tengono debitamente conto delle raccomandazioni formulate dalla Commissione e dall’Agenzia prima della pubblicazione degli orientamenti definitivi.

6) I progetti proposti riguardanti il trasporto e lo stoccaggio di diossido di carbonio che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 5), vengono presentati come parte di un piano, elaborato da almeno due Stati membri, per lo sviluppo delle infrastrutture per lo stoccaggio e il trasporto di diossido di carbonio a livello transfrontaliero, e vengono presentati alla Commissione da parte degli Stati membri o delle entità designate da tali Stati membri.

7) La ENTSO-E e la ENTSOG forniscono informazioni ai gruppi sul modo in cui hanno applicato gli orientamenti per valutare l’inclusione nei piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione.

8) Per i progetti che rientrano nelle loro competenze, le autorità nazionali di regolamentazione e, se necessario, l’Agenzia, ove possibile nel contesto della cooperazione regionale a norma dell’articolo 7 della direttiva 2009/73/CE e dell’articolo 61 della direttiva (UE) 2019/944, verificano che i criteri e la metodologia basata sull’analisi dei costi-benefici siano applicati in maniera coerente e ne valutano la rilevanza transfrontaliera per poi presentare la loro valutazione al gruppo. La Commissione garantisce che i criteri e le metodologie di cui all’articolo 4 del presente regolamento e all’allegato IV siano applicati in modo armonizzato per garantire la coerenza tra i gruppi regionali.

9) Per tutti i progetti non contemplati al punto 8) del presente allegato, la Commissione valuta l’applicazione dei criteri di cui all’articolo 4 del presente regolamento. La Commissione tiene altresì conto della possibilità di una futura estensione per includere altri Stati membri. La Commissione presenta la sua valutazione al gruppo. Per i progetti che richiedono lo status di progetto di interesse reciproco, i rappresentanti dei paesi terzi e le autorità di regolamentazione sono invitati alla presentazione della valutazione.

10) I singoli Stati membri possono presentare al gruppo un parere per esprimere le loro preoccupazioni in relazione a progetti proposti che, pur non riguardando il loro territorio, possono potenzialmente avere un impatto positivo netto oppure ripercussioni significative per esempio sull’ambiente o sul funzionamento delle infrastrutture energetiche all’interno del loro territorio.

11) Il gruppo esamina, su richiesta di uno Stato membro del gruppo, i fondati motivi addotti da uno Stato membro a norma dell’articolo 3, paragrafo 3, per rifiutare l’approvazione di un progetto riguardante il suo territorio.

12) Il gruppo valuta se il principio dell’«efficienza energetica al primo posto» sia applicato per quanto riguarda la determinazione dei fabbisogni infrastrutturali regionali e per quanto riguarda ciascuno dei progetti candidati. Il gruppo valuta, in particolare, soluzioni quali la gestione della domanda, le soluzioni basate su accordi di mercato, l’attuazione di soluzioni digitali e la ristrutturazione di edifici come soluzioni prioritarie se giudicate più efficienti in termini di costi in una prospettiva a livello di sistema rispetto alla costruzione di nuove infrastrutture sul versante dell’offerta.

13) Il gruppo si riunisce per esaminare e classificare i progetti proposti sulla base di una valutazione trasparente dei progetti e utilizzando i criteri di cui all’articolo 4, tenendo conto della valutazione delle autorità nazionali di regolamentazione oppure della valutazione della Commissione per i progetti che non rientrano nelle competenze delle autorità nazionali di regolamentazione.

14) I progetti di elenchi regionali di progetti proposti che rientrano nelle competenze delle autorità nazionali di regolamentazione elaborati dai gruppi sono presentati all’Agenzia, unitamente agli eventuali pareri di cui al punto 10) della presente sezione, sei mesi prima della data di adozione dell’elenco dell’Unione. I progetti di elenchi regionali e i pareri acclusi sono valutati dall’Agenzia entro tre mesi dalla data di ricezione. L’Agenzia fornisce un parere sui progetti di elenchi regionali riguardante, in particolare, la coerenza nell’applicazione dei criteri e nell’analisi dei costi-benefici tra le varie regioni. Il parere dell’Agenzia è adottato secondo la procedura di cui all’articolo 22, paragrafo 5, del regolamento (UE) 2019/942.

15) Entro un mese dalla data di ricezione del parere dell’Agenzia, l’organo decisionale di ciascun gruppo adotta il proprio elenco regionale definitivo di progetti proposti, nel rispetto delle disposizioni di cui all’articolo 3, paragrafo 3, sulla base della proposta dei gruppi e tenendo conto del parere dell’Agenzia nonché della valutazione delle autorità nazionali di regolamentazione presentata a norma del punto 8), oppure della valutazione proposta dalla Commissione a norma del punto 9) per progetti che non rientrano nelle competenze delle autorità nazionali di regolamentazione, nonché del parere della Commissione volto a garantire un numero totale di progetti figuranti nell’elenco dell’Unione che sia gestibile, soprattutto alle frontiere, in relazione ai progetti concorrenti o potenzialmente concorrenti. Gli organi decisionali dei gruppi presentano gli elenchi regionali definitivi alla Commissione, unitamente agli eventuali pareri di cui al punto 10).

16) Laddove, sulla base dei progetti di elenchi regionali e tenuto conto del parere dell’Agenzia, il numero complessivo di proposte di progetto che figurerebbero nell’elenco dell’Unione risulti superiore al quantitativo gestibile, la Commissione consiglia ai singoli gruppi interessati di non includere nell’elenco regionale i progetti che occupano gli ultimi posti nella classificazione realizzata dal gruppo di riferimento a norma dell’articolo 4, paragrafo 5.

ALLEGATO IV NORME E INDICATORI RELATIVI AI CRITERI PER I PROGETTI

ALLEGATO IV

NORME E INDICATORI RELATIVI AI CRITERI PER I PROGETTI

1) Un progetto di interesse comune con un significativo impatto transfrontaliero è un progetto realizzato sul territorio di uno Stato membro e soddisfa le condizioni seguenti:

per la trasmissione di energia elettrica, il progetto incrementa la capacità di trasferimento della rete oppure la capacità disponibile per i flussi commerciali, al confine di tale Stato membro con uno o più altri Stati membri, con conseguente aumento della capacità di trasferimento della rete transfrontaliera, al confine di tale Stato membro con uno o più altri Stati membri, di almeno 500 megawatt (MW) rispetto alla situazione senza messa in servizio del progetto, oppure il progetto riduce l’isolamento energetico di sistemi non interconnessi in uno o più Stati membri e incrementa la capacità di trasferimento della rete transfrontaliera al confine tra due Stati membri di almeno 200 MW;

per lo stoccaggio di energia elettrica, il progetto fornisce una capacità installata di almeno 225 MW ed è caratterizzato da una capacità di stoccaggio che consente una produzione annuale netta di elettricità di almeno 250 GWh/anno;

per le reti elettriche intelligenti, il progetto è destinato alle attrezzature e alle installazioni ad alta e media tensione e coinvolge i TSO, i TSO e i DSO o i DSO di almeno due Stati membri. Il progetto può coinvolgere solamente DSO, purché provengano da almeno due Stati membri e purché sia garantita l’interoperabilità. Il progetto soddisfa almeno due dei criteri seguenti: coinvolge 50 000 utenti, generatori, consumatori o prosumatori di energia elettrica, cattura un’area di consumo di almeno 300 GWh/anno, almeno il 20 % del consumo di energia elettrica connesso al progetto proviene da risorse rinnovabili variabili o riduce l’isolamento energetico dei sistemi non interconnessi in uno o più Stati membri. Il progetto non comporta necessariamente una frontiera fisica comune. Per i progetti relativi a piccoli sistemi isolati quali definiti all’articolo 2, punto 42), della direttiva (UE) 2019/944, comprese le isole, tali livelli di tensione sono pari al livello di tensione più elevato nel pertinente sistema elettrico;

per il trasporto dell’idrogeno, il progetto consente il trasporto dell’idrogeno attraverso le frontiere degli Stati membri interessati o aumenta la capacità di trasporto transfrontaliero dell’idrogeno esistente a un confine tra due Stati membri di almeno il 10 % rispetto alla situazione precedente alla messa in servizio del progetto, e il progetto dimostra in modo sufficiente che si tratta di una parte essenziale di una rete transfrontaliera di idrogeno pianificata e fornisce prove sufficienti dei piani esistenti e della cooperazione con i paesi vicini e i gestori delle reti o, per i progetti che riducono l’isolamento energetico di sistemi non interconnessi in uno o più Stati membri, il progetto mira a rifornire direttamente o indirettamente almeno due Stati membri;

per gli impianti di stoccaggio o di ricezione dell’idrogeno di cui all’allegato II, punto 3), il progetto mira a rifornire direttamente o indirettamente almeno due Stati membri;

per gli elettrolizzatori, il progetto fornisce almeno 50 MW di capacità installata fornita da un singolo elettrolizzatore o da una serie di elettrolizzatori che formano un unico progetto coordinato e apporta benefici diretti o indiretti ad almeno due Stati membri e, in particolare, per quanto riguarda i progetti sulle isole e i sistemi insulari, sostiene soluzioni innovative e di altro tipo che coinvolgono almeno due Stati membri con un impatto positivo significativo sugli obiettivi dell’Unione per il 2030 in materia di energia e clima e sul suo obiettivo di neutralità climatica per il 2050, e contribuisce in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico insulare e di quello dell’Unione;

per le reti del gas intelligenti, il progetto coinvolge i TSO, i TSO e i DSO, o i DSO di almeno due Stati membri. I DSO possono essere coinvolti, ma solo con il sostegno dei TSO di almeno due Stati membri che siano strettamente associati al progetto e garantiscano l’interoperabilità;

per la trasmissione di energia elettrica rinnovabile prodotta offshore, il progetto è concepito per trasferire energia elettrica da siti di produzione offshore con una capacità di almeno 500 MW e consente la trasmissione di energia elettrica alla rete onshore di uno specifico Stato membro, aumentando il volume di energia elettrica rinnovabile disponibile sul mercato interno. Il progetto è sviluppato nelle zone a bassa penetrazione di energia elettrica rinnovabile offshore e dimostra un impatto positivo significativo sugli obiettivi 2030 dell’Unione in materia di energia e clima e sul suo obiettivo della neutralità climatica entro il 2050 e contribuisce in modo significativo alla sostenibilità del sistema energetico e all’integrazione del mercato, senza ostacolare le capacità e i flussi transfrontalieri;

per i progetti relativi al diossido di carbonio, il progetto è utilizzato per trasportare e, se del caso, stoccare diossido di carbonio di origine antropica proveniente da almeno due Stati membri.

2) Un progetto di interesse reciproco con un significativo impatto transfrontaliero è un progetto che soddisfa le condizioni seguenti:

per i progetti di interesse reciproco della categoria di cui all’allegato II, punto 1), lettere a) ed e), il progetto aumenta la capacità di trasferimento della rete, o la capacità disponibile per i flussi commerciali, alla frontiera di tale Stato membro con uno o più paesi terzi e apporta vantaggi significativi, direttamente o indirettamente (attraverso l’interconnessione con un paese terzo), in base ai criteri specifici di cui all’articolo 4, paragrafo 3, a livello dell’Unione. Il calcolo dei benefici per gli Stati membri è effettuato e pubblicato dal ENTSO-E nel quadro del piano decennale di sviluppo della rete a livello dell’Unione;

per i progetti di interesse reciproco nella categoria di cui all’allegato II, punto 3), il progetto relativo all’idrogeno consente il trasporto dell’idrogeno attraverso il confine di uno Stato membro con uno o più paesi terzi e dimostra di apportare benefici significativi, direttamente o indirettamente (attraverso l’interconnessione con un paese terzo), in base ai criteri specifici di cui all’articolo 4, paragrafo 3, a livello dell’Unione. Il calcolo dei benefici per gli Stati membri è effettuato e pubblicato dalla ENTSOG nel quadro del piano decennale di sviluppo della rete a livello dell’Unione;

per i progetti di interesse reciproco della categoria di cui all’allegato II, punto 5), il progetto può essere utilizzato per il trasporto e lo stoccaggio di diossido di carbonio di origine antropica da parte di almeno due Stati membri e di un paese terzo.

3) Per quanto riguarda i progetti che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettere a), b), c), d) ed f), i criteri elencati nell’articolo 4 sono valutati nel modo seguente:

la trasmissione dell’energia rinnovabile verso i principali centri di consumo e i siti di stoccaggio misurata in linea con l’analisi effettuata nell’ultimo piano decennale di sviluppo della rete nel settore dell’energia elettrica disponibile, in particolare:

per la trasmissione di energia elettrica, confrontando la quantità di capacità di produzione a partire da fonti di energia rinnovabili (per tecnologia, in MW) collegata e trasmessa grazie al progetto, con la quantità di capacità di produzione totale pianificata a partire da detti tipi di fonti di energia rinnovabili nello Stato membro interessato nel 2030 secondo i piani d’azione nazionali per l’energia e il clima presentati dagli Stati membri in conformità del regolamento (UE) 2018/1999;

ii)

per lo stoccaggio di energia, confrontando la nuova capacità fornita dal progetto con la capacità totale esistente per la stessa tecnologia di stoccaggio nella zona di analisi di cui all’allegato V;

l’integrazione nel mercato, la concorrenza e la flessibilità del sistema vengono misurate in linea con l’analisi effettuata nell’ultimo piano decennale di sviluppo della rete nel settore dell’energia elettrica a livello dell’Unione, in particolare:

calcolando, per i progetti transfrontalieri, compresi i progetti di reinvestimento, l’impatto sulla capacità di trasferimento della rete in entrambe le direzioni di flusso, misurata in termini di quantità di energia (in MW), e il contributo dei progetti stessi ai fini del raggiungimento dell’obiettivo di interconnessione minima pari al 15 %, e per progetti con un forte impatto transfrontaliero, l’impatto sulla capacità di trasferimento della rete alle frontiere tra gli Stati membri interessati, tra gli Stati membri pertinenti e i paesi terzi oppure all’interno degli Stati membri pertinenti, nonché sul bilanciamento tra domanda-offerta e sulle operazioni di rete negli Stati membri pertinenti;

ii)

valutando l’impatto, per la zona di analisi di cui all’allegato V, in termini di costi di produzione e trasmissione dell’energia a livello di sistema e di evoluzione nonché di convergenza dei prezzi di mercato secondo diversi scenari di pianificazione, in particolare prendendo in considerazione le variazioni verificatesi nell’ordine di merito;

la sicurezza dell’approvvigionamento, l’interoperabilità e il funzionamento sicuro del sistema misurati in linea con l’analisi effettuata nell’ultimo piano decennale di sviluppo della rete a livello dell’Unione nel settore dell’energia elettrica disponibile, valutando in particolare l’impatto del progetto sulla previsione di perdita di carico per la zona di analisi di cui all’allegato V, in termini di adeguatezza della produzione e della trasmissione per una serie di periodi di carico caratteristici, tenendo conto dei cambiamenti attesi negli eventi climatici estremi e il loro impatto sulla resilienza dell’infrastruttura. Se del caso viene quantificato l’impatto del progetto sull’indipendenza e l’affidabilità dei controlli sul funzionamento e i servizi del sistema.

4) Per quanto riguarda i progetti che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 1), lettera e), i criteri elencati nell’articolo 4 sono valutati nel modo seguente:

il livello di sostenibilità, misurato valutando la portata della capacità delle reti di collegare e trasportare l’energia da fonti rinnovabili variabili;

la sicurezza dell’approvvigionamento, misurata valutando il livello di perdite nelle reti di distribuzione, di trasmissione o entrambe, alla percentuale di utilizzo (ossia carico medio) dei componenti della rete elettrica, alla disponibilità di componenti della rete (relativi alla manutenzione programmata e non programmata) e al suo impatto sulle prestazioni della rete e sulla durata e la frequenza delle interruzioni, comprese le perturbazioni legate al clima;

l’integrazione del mercato, misurata valutando l’adozione di soluzioni innovative nella gestione, la riduzione dell’isolamento energetico e l’interconnessione del sistema, nonché il livello di integrazione di altri settori e l’agevolazione di nuovi modelli commerciali e strutture di mercato;

sicurezza della rete, flessibilità e qualità dell’approvvigionamento, misurate valutando l’approccio innovativo alla flessibilità del sistema, alla cibersicurezza, all’efficiente operabilità tra TSO e DSO, la capacità di includere la modulazione dal lato della domanda, lo stoccaggio, le misure di efficienza energetica, l’uso efficiente in termini di costi degli strumenti digitali e delle TIC a fini di monitoraggio e controllo, la stabilità del sistema elettrico e le prestazioni di qualità della tensione.

5) Per quanto riguarda i progetti che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 3), i criteri elencati nell’articolo 4 sono valutati nel modo seguente:

sostenibilità, misurata come contributo di un progetto alla riduzione delle emissioni di gas a effetto serra in diverse applicazioni finali in settori in cui le emissioni sono difficili da abbattere, quali l’industria o i trasporti; alla flessibilità e alle opzioni di stoccaggio stagionale per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili; o all’integrazione dell’idrogeno rinnovabile e a basse emissioni di carbonio al fine di considerare le esigenze del mercato e promuovere l’idrogeno rinnovabile;

integrazione e interoperabilità del mercato, misurate calcolando il valore aggiunto del progetto per l’integrazione delle aree di mercato e la convergenza dei prezzi, la flessibilità generale del sistema;

sicurezza dell’approvvigionamento e flessibilità, misurate calcolando il valore aggiuntivo del progetto in termini di resilienza, diversità e flessibilità dell’approvvigionamento di idrogeno;

concorrenza, misurata valutando il contributo del progetto alla diversificazione dell’offerta, compresa l’agevolazione dell’accesso alle fonti locali di approvvigionamento di idrogeno.

6) Per quanto riguarda i progetti relativi alle reti del gas intelligenti che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 2), i criteri elencati nell’articolo 4 sono valutati nel modo seguente:

livello di sostenibilità, misurato valutando la quota di gas rinnovabili e a basso tenore di carbonio integrati nella rete del gas, la relativa riduzione delle emissioni di gas a effetto serra verso la decarbonizzazione totale del sistema e l’individuazione adeguata delle perdite;

qualità e sicurezza dell’approvvigionamento, misurate valutando il rapporto tra approvvigionamento di gas disponibile in modo affidabile e domanda di picco, la quota delle importazioni sostituita da gas locali rinnovabili e a basso tenore di carbonio, la stabilità del funzionamento del sistema, la durata e la frequenza delle interruzioni per cliente;

promozione dei servizi di flessibilità quali la modulazione della domanda e lo stoccaggio mediante l’agevolazione dell’integrazione del settore dell’energia intelligente attraverso la creazione di collegamenti ad altri vettori e settori energetici, misurata valutando i risparmi di costi realizzabili nei settori e nei sistemi energetici connessi, quali il sistema di energia elettrica e termica, i trasporti e l’industria.

7) Per quanto riguarda i progetti di elettrolizzatori che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 4), i criteri elencati nell’articolo 4 sono valutati nel modo seguente:

sostenibilità, misurata valutando la quota di idrogeno, o idrogeno rinnovabile, o idrogeno a basse emissioni di carbonio, in particolare da fonti rinnovabili, che soddisfa i criteri di cui all’allegato II, punto 4), lettera a), punto ii), integrata nella rete o stimando, quantificandola, la diffusione dei carburanti sintetici di questa origine e la corrispondente riduzione delle emissioni di gas a effetto serra;

sicurezza dell’approvvigionamento, misurata valutando il suo contributo alla sicurezza, alla stabilità e all’efficienza del funzionamento della rete, anche attraverso la valutazione dell’evitata riduzione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili;

realizzazione di servizi di flessibilità quali la modulazione dal lato della domanda e lo stoccaggio attraverso l’agevolazione dell’integrazione del settore dell’energia intelligente tramite la creazione di collegamenti ad altri vettori e settori energetici, misurata valutando i risparmi di costi generati nei settori e nei sistemi energetici connessi, quali le reti di gas, idrogeno, energia elettrica e di distribuzione di calore, i trasporti e l’industria.

8) Per quanto riguarda le infrastrutture relative al diossido di carbonio che rientrano nelle categorie di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 5), i criteri elencati nell’articolo 4 sono valutati nel modo seguente:

sostenibilità, misurata valutando le riduzioni totali previste dei gas a effetto serra durante il ciclo di vita del progetto e l’assenza di soluzioni tecnologiche alternative quali, ma non solo, l’efficienza energetica, l’elettrificazione che integra le fonti rinnovabili, per conseguire lo stesso livello di riduzione dei gas a effetto serra della quantità di diossido di carbonio da catturare negli impianti industriali connessi a un costo comparabile entro un termine comparabile, tenendo conto delle emissioni di gas a effetto serra derivanti dall’energia necessaria per la cattura, il trasporto e lo stoccaggio del diossido di carbonio, a seconda dei casi, tenendo conto dell’infrastruttura, compresi, se del caso, altri potenziali usi futuri;

la resilienza e la sicurezza misurate valutando la sicurezza delle infrastrutture;

mitigazione degli oneri e dei rischi ambientali attraverso la neutralizzazione permanente del diossido di carbonio.

ALLEGATO V ANALISI DEI COSTI-BENEFICI A LIVELLO DI SISTEMA ENERGETICO

ALLEGATO V

ANALISI DEI COSTI-BENEFICI A LIVELLO DI SISTEMA ENERGETICO

Le metodologie di analisi dei costi-benefici elaborate dalla ENTSO-E e dalla ENTSOG sono coerenti tra loro, pur tenendo conto delle specificità settoriali. Le metodologie per un’analisi armonizzata e trasparente dei costi-benefici a livello di sistema energetico per i progetti figuranti nell’elenco dell’Unione sono uniformi per tutte le categorie di infrastrutture, a meno che non siano giustificate divergenze specifiche. Le metodologie riguardano i costi in senso lato, comprese le esternalità, in considerazione degli obiettivi dell’Unione in materia di clima ed energia per il 2030 e il suo obiettivo della neutralità climatica entro il 2050 e soddisfano i principi seguenti:

l’ambito per l’analisi di un singolo progetto riguarderà tutti gli Stati membri e i paesi terzi sul cui territorio è ubicato il progetto stesso, tutti gli Stati membri limitrofi e tutti gli altri Stati membri nei quali il progetto ha un impatto significativo. A tal fine, la ENTSO-E e la ENTSOG cooperano con tutti i pertinenti gestori di sistema nei paesi terzi interessati. Nel caso di progetti che rientrano nella categoria di infrastrutture energetiche di cui all’allegato II, punto 3), la ENTSO-E e la ENTSOG cooperano con il promotore del progetto, anche quando quest’ultimo non è un gestore del sistema;

ogni analisi dei costi-benefici comprende analisi della sensibilità relative alla serie di dati iniziali, inclusi i costi relativi alla produzione e ai gas a effetto serra nonché l’evoluzione prevista della domanda e dell’offerta, anche per quanto concerne le fonti di energia rinnovabili, compresa la rispettiva flessibilità, e la disponibilità a livello di stoccaggio, alla data di messa in servizio dei diversi progetti nella stessa area di analisi, agli effetti climatici e ad altri parametri pertinenti;

stabiliscono l’analisi da eseguire, in base alla pertinente serie di dati multisettoriali di input, determinando l’impatto in caso di realizzazione e di non realizzazione di ciascun progetto e comprendono le pertinenti interdipendenze con altri progetti;

forniscono orientamenti per lo sviluppo e l’uso della modellizzazione della rete e del mercato dell’energia necessaria per l’analisi dei costi-benefici. La modellizzazione consente una valutazione completa dei vantaggi economici (comprese l’integrazione del mercato, la sicurezza dell’approvvigionamento e la concorrenza, nonché l’uscita dall’isolamento energetico), degli effetti sociali e ambientali e di quelli climatici, compresi gli effetti intersettoriali. La metodologia è pienamente trasparente e include informazioni dettagliate su perché, che cosa e come è calcolato ciascuno dei benefici e dei costi;

includono una spiegazione del modo in cui il principio dell’«efficienza energetica al primo posto» è attuato in tutte le fasi dei piani decennali di sviluppo della rete a livello dell’Unione;

spiegano che lo sviluppo e la diffusione delle energie rinnovabili non saranno ostacolati dal progetto;

assicurano l’individuazione degli Stati membri su cui il progetto ha un impatto positivo netto (beneficiari), degli Stati membri su cui il progetto ha un impatto negativo netto e dei sostenitori dei costi, che potrebbero essere Stati membri diversi da quelli sul cui territorio è costruita l’infrastruttura;

come minimo, prendono in considerazione: la spesa in conto capitale, le spese operative e i costi di manutenzione, come pure i costi imputabili al relativo sistema, durante l’intero ciclo di vita tecnico del progetto, per esempio i costi di smantellamento e di gestione dei rifiuti, compresi i costi esterni. Le metodologie forniscono indicazioni sui tassi di attualizzazione, la durata tecnica e il valore residuo da utilizzare per i calcoli dei costi e dei benefici. Includono inoltre una metodologia obbligatoria per il calcolo del rapporto ricavi-costi e del valore attuale netto, nonché una differenziazione dei ricavi in base al livello di affidabilità dei loro metodi di stima. Sono altresì presi in considerazione i metodi per calcolare gli effetti climatici e ambientali dei progetti e il loro contributo agli obiettivi dell’Unione in materia di energia, quali la penetrazione delle energie rinnovabili, l’efficienza energetica e gli obiettivi di interconnessione;

assicurano che le misure di adattamento ai cambiamenti climatici adottate per ciascun progetto siano valutate e riflettano il costo delle emissioni di gas a effetto serra e che la valutazione sia solida e coerente rispetto alle altre politiche dell’Unione, al fine di consentire il confronto con altre soluzioni che non richiedono nuove infrastrutture.

ALLEGATO VI ORIENTAMENTI PER LA TRASPARENZA E LA PARTECIPAZIONE DEL PUBBLICO

ALLEGATO VI

ORIENTAMENTI PER LA TRASPARENZA E LA PARTECIPAZIONE DEL PUBBLICO

1) Il manuale delle procedure di cui all’articolo 9, paragrafo 1, contiene almeno:

precisazioni sui pertinenti atti legislativi su cui si basano le decisioni e i pareri per i diversi tipi di progetti rilevanti di interesse comune, compresa la normativa in materia ambientale;

l’elenco delle decisioni e dei pareri pertinenti che devono essere ottenuti;

i nomi e le informazioni di contatto dell’autorità competente, di altre autorità interessate e dei principali portatori di interessi coinvolti;

il flusso di lavoro, che descrive ogni fase del procedimento, compresi un calendario indicativo e una sintesi del processo decisionale per i diversi tipi di progetti rilevanti di interesse comune;

informazioni sull’ambito di applicazione, sulla struttura e sul livello di dettaglio dei documenti da presentare insieme alla domanda di decisioni, compresa una lista di controllo;

le fasi e i mezzi di partecipazione del pubblico al procedimento;

le modalità con cui l’autorità competente, le altre autorità interessate e il promotore del progetto dimostrano che i pareri espressi nella consultazione pubblica sono stati presi in considerazione, per esempio indicando le modifiche apportate all’ubicazione e alla concezione del progetto o indicando i motivi per cui tali pareri non sono stati presi in considerazione;

nella misura del possibile, le traduzioni del suo contenuto in tutte le lingue degli Stati membri confinanti da realizzarsi di concerto con i pertinenti Stati membri limitrofi.

2) Il calendario dettagliato di cui all’articolo 10, paragrafo 6, lettera b), specifica almeno quanto segue:

le decisioni e i pareri che devono essere ottenuti;

le autorità, i portatori di interessi e il pubblico potenzialmente coinvolti;

le singole fasi della procedura e la relativa durata;

le tappe principali e le rispettive scadenze da rispettare in vista della decisione globale da adottare;

le risorse pianificate dalle autorità e l’eventuale fabbisogno di risorse aggiuntive.

3) Fatti salvi gli obblighi di consultazione pubblica stabiliti dal diritto ambientale, per aumentare la partecipazione del pubblico al procedimento di rilascio delle autorizzazioni e garantire preventivamente l’informazione del pubblico e un dialogo con lo stesso è necessario applicare i principi seguenti:

i portatori di interessi, coinvolti in un progetto di interesse comune, comprese le autorità nazionali, regionali e locali interessate, i proprietari terrieri e i cittadini che vivono nelle vicinanze del sito del progetto, il grande pubblico e le loro associazioni, organizzazioni o gruppi, vengono ampiamente informati e consultati in una fase precoce, in modo inclusivo, quando le eventuali preoccupazioni del pubblico possono ancora essere prese in considerazione, in maniera aperta e trasparente. Qualora opportuno, l’autorità competente sostiene attivamente le attività intraprese dal promotore del progetto;

le autorità competenti assicurano che le procedure di consultazione pubblica per i progetti di interesse comune siano, ove possibile, raggruppate, comprese le consultazioni pubbliche già stabilite dal diritto ambientale. Ogni consultazione pubblica riguarda tutti i temi relativi alla fase specifica della procedura, mentre un tema relativo a una fase particolare della procedura sarà trattato in un’unica consultazione pubblica; tuttavia, una singola consultazione pubblica può avvenire in più di un’area geografica. I temi trattati da una consultazione pubblica sono indicati chiaramente nella notifica della consultazione pubblica stessa;

le osservazioni e le obiezioni sono ammesse soltanto dall’inizio della consultazione pubblica fino alla scadenza del termine;

i promotori del progetto provvedono affinché le consultazioni si svolgano in un periodo che consenta una partecipazione pubblica aperta e inclusiva.

4) Il concetto di «partecipazione» del pubblico comprende almeno le informazioni su:

i portatori di interessi coinvolti e interpellati;

le misure previste, incluse le date e i luoghi indicativi proposti per lo svolgimento delle apposite riunioni;

la tempistica;

le risorse umane destinate ai diversi compiti.

5) Nell’ambito della consultazione pubblica da svolgere prima della presentazione del fascicolo della domanda, i portatori di interessi devono almeno:

pubblicare, in formato elettronico e, se opportuno, cartaceo, un opuscolo informativo non più lungo di 15 pagine, che fornisca, in modo chiaro e conciso, una panoramica della descrizione, della finalità e del calendario preliminare delle fasi di sviluppo del progetto, del piano nazionale di sviluppo della rete, delle rotte alternative considerate, dei tipi e delle caratteristiche del potenziale impatto, anche transfrontaliero, e delle eventuali misure di mitigazione. Tale opuscolo informativo sarà pubblicato prima dell’avvio della consultazione ed elencherà gli indirizzi web del sito web del progetto di interesse comune di cui all’articolo 9, paragrafo 7, della piattaforma per la trasparenza di cui all’articolo 23 e del manuale delle procedure di cui al punto 1) del presente allegato;

pubblicare le informazioni relative alla consultazione sul sito web del progetto di interesse comune di cui all’articolo 9, paragrafo 7, sulle bacheche degli uffici delle amministrazioni locali e almeno in uno o, se del caso, due organi di informazione locali;

invitare in forma scritta o elettronica i pertinenti portatori di interessi, associazioni, organizzazioni e gruppi coinvolti ad apposite riunioni dedicate alla trattazione delle questioni fonte di preoccupazione.

6) Il sito web del progetto di cui all’articolo 9, paragrafo 7, pubblica almeno le informazioni seguenti:

la data in cui il sito web del progetto è stato aggiornato per l’ultima volta;

le traduzioni del suo contenuto in tutte le lingue degli Stati membri interessati dal progetto o sui quali il progetto ha un impatto transfrontaliero significativo conformemente all’allegato IV, al punto 1);

l’opuscolo informativo di cui al punto 5), aggiornato con gli ultimi dati relativi al progetto;

una sintesi non tecnica e periodicamente aggiornata sull’attuale stato di avanzamento del progetto, comprese informazioni geografiche, che indichi chiaramente, in caso di aggiornamenti, le modifiche apportate alle versioni precedenti;

il piano di attuazione di cui all’articolo 5, paragrafo 1, aggiornato con i dati più recenti relativi al progetto;

i fondi assegnati ed erogati dall’Unione per il progetto;

la pianificazione del progetto e della consultazione pubblica, con la chiara indicazione delle date e dei luoghi per le consultazioni e le audizioni pubbliche nonché i temi previsti per queste ultime;

le informazioni di contatto da utilizzare per ottenere ulteriori informazioni o documenti;

le informazioni di contatto da utilizzare per trasmettere osservazioni e obiezioni durante le consultazioni pubbliche.

ALLEGATO VII ELENCO DELL’UNIONE DEI PROGETTI DI INTERESSE COMUNE E DEI PROGETTI DI INTERESSE RECIPROCO («ELENCO DELL’UNIONE»)

ALLEGATO VII

ELENCO DELL’UNIONE DEI PROGETTI DI INTERESSE COMUNE E DEI PROGETTI DI INTERESSE RECIPROCO («ELENCO DELL’UNIONE»)

(di cui all’articolo 3, paragrafo 4)

A. PRINCIPI APPLICATI NELLA STESURA DELL’ELENCO DELL’UNIONE

1) Cluster di progetti di interesse comune (PIC) e di progetti di interesse reciproco (PIR)

Alcuni PIC/PIR sono parte di un cluster perché interdipendenti, potenzialmente concorrenti o concorrenti. Sono stati definiti i tipi di cluster di PIC/PIR seguenti:

cluster di PIC/PIR interdipendenti, definito «cluster X costituito dai seguenti PIC/PIR:», raggruppa tutti i PIC/PIR necessari a eliminare una strozzatura comune a diversi paesi, la cui realizzazione simultanea crea sinergie. In questa fattispecie, per conseguire benefici a livello unionale è necessario che siano realizzati tutti i PIC/PIR;

cluster di PIC/PIR potenzialmente concorrenti, definito «cluster X costituito da uno o più dei seguenti PIC/PIR:», rispecchia l’incertezza circa l’entità della strozzatura comune a più paesi. In questa fattispecie non è necessario che siano realizzati tutti i PIC/PIR inclusi nel cluster. È il mercato che determina se devono essere realizzati tutti, alcuni o un unico PIC/PIR, posto che siano debitamente approvati a livello di pianificazione, autorizzazione e conformità regolamentare. La necessità dei progetti, anche in termini di fabbisogno di capacità, è valutata nuovamente nel successivo processo di individuazione dei PIC/PIR;

cluster di PIC/PIR concorrenti, definito «cluster X costituito da uno dei seguenti PIC/PIR:», affronta la stessa strozzatura, la cui entità è tuttavia più chiara rispetto al caso del cluster di PIC/PIR potenzialmente concorrenti e perciò la realizzazione di un solo PIC/PIR funge allo scopo. È il mercato che determina quale PIC/PIR deve essere realizzato, posto che sia debitamente approvato a livello di pianificazione, autorizzazione e conformità regolamentare. Se del caso, la necessità dei progetti è valutata nuovamente nel successivo processo di individuazione dei PIC/PIR.

Tutti i PIC/PIR beneficiano dei diritti e rispettano gli obblighi sanciti dal regolamento (UE) 2022/869.

2) Trattamento delle sottostazioni e delle stazioni di compressione

Le sottostazioni, le stazioni back-to-back per l’energia elettrica e le stazioni di compressione sono considerate parte dei PIC/PIR se ubicate geograficamente lungo le linee di trasmissione oppure accanto ai gasdotti, secondo i casi. Le sottostazioni, le stazioni back-to-back e le stazioni di compressione sono considerate PIC a sé stanti e figurano esplicitamente nell’elenco dell’Unione se non sono ubicate lungo le linee di trasmissione o accanto ai gasdotti, secondo i casi. Esse beneficiano dei diritti e rispettano gli obblighi sanciti dal regolamento (UE) 2022/869.

3) Progetti che non sono più considerati PIC o PIR e progetti che sono diventati parte di altri PIC o PIR

Diversi progetti che figuravano nel primo elenco dell’Unione non sono più considerati PIC o PIR per uno o più dei motivi seguenti:

il progetto è già stato messo in servizio o lo sarà entro marzo 2026 e non beneficerebbe pertanto delle disposizioni del regolamento (UE) 2022/869;

in base a nuovi dati il progetto non soddisfa i criteri generali;

il progetto non è stato ricandidato come PIC/PIR;

uno Stato membro il cui territorio è interessato dal progetto non ha concesso l’approvazione; oppure

nel processo di selezione il progetto ha ricevuto un punteggio inferiore rispetto ad altri PIC/PIR candidati.

Questi progetti (tranne quelli già messi in servizio o che lo saranno entro marzo 2026) possono essere considerati ai fini dell’inclusione nel prossimo elenco dell’Unione se non sussistono più i motivi della loro esclusione dall’elenco attuale.

Essi non sono PIC o PIR ma, a fini di trasparenza e chiarezza, sono elencati nella parte C del presente allegato con il loro numero PIC o PIR originario come «Progetti non più considerati PIC o PIR».

Alcuni progetti che figuravano nel primo elenco dell’Unione sono diventati, nel corso della loro realizzazione, parte integrante di altri (cluster di) PIC o PIR.

Essi non sono più considerati PIC o PIR a sé stanti ma, a fini di trasparenza e chiarezza, sono elencati nella parte C del presente allegato con il loro numero PIC o PIR originario come «Progetti che sono parte integrante di altri PIC o PIR».

4) Parti non ammissibili dei PIC/PIR

In alcuni PIC/PIR figurano uno o più investimenti non ammissibili; gli investimenti elencati di seguito non devono essere considerati parte dell’elenco dell’Unione:

opere di potenziamento interno del progetto MEDLINK (parte del PIR 1.35), in particolare la linea di trasmissione in CA tra Annaba e Tougourt in Algeria, e la linea di trasmissione in CA tra De Jebil e Marsa Dhib in Tunisia;

opere di potenziamento interno dell’interconnettore tra Subotica (RS) e Sándorfalva (HU) (parte del PIR 2.12), in particolare la linea di trasmissione aerea tra Novi Sad 3 e Sombor 3, la linea di trasmissione aerea tra Srbobran e Sremska Mitrovica 2, e la ricostruzione della sottostazione Subotica 3;

opere di potenziamento interno dell’interconnettore tra Wadi El Natroon (EG) e Mesogeia/Agios Stefanos (EL) [attualmente denominato «GREGY Interconnector»] (parte del PIR 2.13) – tratti interni in EG;

opere di potenziamento interno dell’interconnessione tra Bobov Dol (BG) e Leskovac 2 (RS) [attualmente denominata «Central Balkan Corridor»] (parte del PIR 2.26), in particolare il potenziamento della linea di trasmissione aerea tra Nis 2 e Krusevac 1, il potenziamento della sottostazione Krusevac 1, il potenziamento della linea di trasmissione aerea tra Krusevac 1 e Kraljevo 3, il potenziamento della linea di trasmissione aerea tra Kraljevo e Pozega, la nuova sottostazione Pozega, la nuova linea di trasmissione aerea tra Jagodina e Pozarevac, il potenziamento della linea di trasmissione aerea tra Pozega e Vardiste, e la nuova sottostazione a Pozarevac 3;

tratti interni della dorsale spagnola (parte del PIC 9.1.3): Coruña-Zamora, Huelva-Algeciras, Castilla y León (tra Zamora e Haro), Guitiriz-Zamora e connessione Castilla La Mancha-Madrid;

tratto interno Friburgo-Offenbach in Germania (parte del PIC 9.2.1);

tratto nell’area del Limburgo e relativa connessione alla dorsale nord-sud nei Paesi Bassi orientali (parte del PIC 9.6)

tratto interno in Germania che inizia in prossimità di Brema e si sviluppa verso Hannover (parte del PIC 9.7.4);

tratto interno in Francia da Port-de-la-Nouvelle via Barbaira (parte del PIC 9.27.2);

tratto interno in Francia tra Bordeaux e Lussagnet (parte del PIC 9.27.3);

tratto interno in Germania che inizia in prossimità di Brema e si sviluppa verso sud (parte del PIC 9.28);

tratto interno nel Regno Unito da Bacton alla rete britannica interna dell’idrogeno (parte del PIR 9.35);

tratti interni in Tunisia del corridoio nordafricano dell’idrogeno (parte del PIR 10.12);

tratto interno in Svezia tra Kiruna e Luleå dell’interconnettore Nordic Hydrogen Route-Bothnian Bay (parte del PIC 11.1);

tratti interni in Finlandia (riferimenti geografici forniti solo a titolo indicativo): Mäntsälä, Imatra, Kouvola, Kotka; linea interna del Nordic-Baltic Hydrogen Corridor in Lituania che lo collega a Klaipėda (parte del PIC 11.2);

tratto Svezia-Finlandia e connessione del Baltic Sea Hydrogen Collector all’isola di Gotland (parte del PIC 11.3).

5) Numerazione dei progetti che figurano nell’elenco dell’Unione

I progetti che figuravano nel primo elenco dell’Unione e sono ora inclusi nell’elenco attuale devono mantenere il numero PIC/PIR originario. Ai progetti che sono inseriti per la prima volta nell’elenco attuale dell’Unione deve essere assegnato un nuovo numero unico PIC/PIR.

B. ELENCO DELL’UNIONE DEI PROGETTI DI INTERESSE COMUNE E DEI PROGETTI DI INTERESSE RECIPROCO

1) Interconnessioni di energia elettrica nord-sud nell’Europa occidentale (NSI West Electricity)