Gazzetta n. 176 del 31 luglio 2026 -

Gazzetta n. 176 del 31 luglio 2026 (vai al sommario)

DECRETO LEGISLATIVO 3 luglio 2026, n. 136

Attuazione della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024, relativa a norme comuni per i mercati interni del gas rinnovabile, del gas naturale e dell'idrogeno, che modifica la direttiva (UE) 2023/1791 e che abroga la direttiva 2009/73/CE.

IL PRESIDENTE DELLA REPUBBLICA

Visti gli articoli 76 e 87, quinto comma, della Costituzione;
Vista la legge 23 agosto 1988, n. 400, recante «Disciplina dell'attivita' di Governo e ordinamento della Presidenza del Consiglio dei ministri» e, in particolare, l'articolo 14;
Vista la legge 24 dicembre 2012, n. 234, recante «Norme generali sulla partecipazione dell'Italia alla formazione e all'attuazione della normativa e delle politiche dell'Unione europea»;
Vista la legge 13 giugno 2025, n. 91, recante «Delega al Governo per il recepimento delle direttive europee e l'attuazione di altri atti dell'Unione europea - Legge di delegazione europea 2024» e, in particolare, l'articolo 1 e l'allegato A, numero 20);
Vista la direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, relativa a norme comuni per i mercati interni del gas rinnovabile, del gas naturale e dell'idrogeno, che modifica la direttiva (UE) 2023/1791 e che abroga la direttiva 2009/73/CE (rifusione);
Vista la direttiva 2008/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 22 ottobre 2008, concernente una procedura comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas e di energia elettrica;
Visto il regolamento (CE) n. 401/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, sull'Agenzia europea dell'ambiente e la rete europea d'informazione e di osservazione in materia ambientale;
Vista la direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale e che abroga la direttiva 2003/55/CE;
Vista la direttiva 2013/34/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2013, relativa ai bilanci d'esercizio, ai bilanci consolidati e alle relative relazioni di talune tipologie di imprese, recante modifica della direttiva 2006/43/CE del Parlamento europeo e del Consiglio e abrogazione delle direttive 78/660/CEE e 83/349/CEE del Consiglio;
Visto il regolamento (UE) 2015/703 della Commissione, del 30 aprile 2015, che istituisce un codice di rete in materia di norme di interoperabilita' e di scambio dei dati;
Vista la direttiva (UE) 2015/1535 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 9 settembre 2015, che prevede una procedura d'informazione nel settore delle regolamentazioni tecniche e delle regole relative ai servizi della societa' dell'informazione;
Visto il regolamento (UE) 2016/1952 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 ottobre 2016, relativo alle statistiche europee sui prezzi di gas naturale ed energia elettrica e che abroga la direttiva 2008/92/CE;
Visto il regolamento (UE) 2017/1938 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2017, concernente misure volte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas e che abroga il regolamento (UE) n. 994/2010;
Visto il regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla governance dell'Unione dell'energia e dell'azione per il clima che modifica i regolamenti (CE) n. 663/2009 e (CE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, le direttive 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE e 2013/30/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, le direttive del Consiglio 2009/119/CE e (UE) 2015/652 e che abroga il regolamento (UE) n. 525/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio;
Vista la direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili;
Vista la direttiva (UE) 2018/2002 del Parlamento europeo, dell'11 dicembre 2018, che modifica la direttiva 2012/27/UE sull'efficienza energetica;
Visto il regolamento (UE) 2019/942 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, che istituisce un'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione tra i regolatori nazionali dell'energia (rifusione);
Visto il regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, sul mercato interno dell'energia elettrica;
Vista la direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE;
Visto il regolamento (UE) 2021/1119 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 giugno 2021, che istituisce il quadro per il conseguimento della neutralita' climatica e che modifica il regolamento (CE) n. 401/2009 e il regolamento (UE) 2018/1999;
Visto il 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;
Vista la direttiva (UE) 2023/1791 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 settembre 2023, sull'efficienza energetica e che modifica il regolamento (UE) 2023/955;
Visto il regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, sui mercati interni del gas rinnovabile, del gas naturale e dell'idrogeno, che modifica i regolamenti (UE) n. 1227/2011, (UE) 2017/1938, (UE) 2019/942 e (UE) 2022/869 e la decisione (UE) 2017/684 e che abroga il regolamento (CE) n. 715/2009 (rifusione);
Vista la legge 14 novembre 1995, n. 481, recante «Norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilita'. Istituzione delle Autorita' di regolazione dei servizi di pubblica utilita'»;
Vista la legge 15 marzo 1997, n. 59, recante «Delega al Governo per il conferimento di funzioni e compiti alle regioni ed enti locali, per la riforma della pubblica amministrazione e per la semplificazione amministrativa»;
Visto il decreto legislativo 31 marzo 1998, n. 112, recante «Conferimento di funzioni e compiti amministrativi dello Stato alle regioni ed agli enti locali, in attuazione del capo I della legge 15 marzo 1997, n. 59»;
Visto il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, recante «Attuazione della direttiva 98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, a norma dell'articolo 41 della legge 17 maggio 1999, n. 144»;
Vista la legge 23 agosto 2004, n. 239, recante «Riordino del settore energetico, nonche' delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia»;
Visto il decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito, con modificazioni, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125, recante «Misure urgenti per l'attuazione di disposizioni comunitarie in materia di liberalizzazione dei mercati dell'energia»;
Vista la legge 23 luglio 2009, n. 99, recante «Disposizioni per lo sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonche' in materia di energia»;
Visto il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante «Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE»;
Visto il decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, recante «Attuazione delle direttive 2009/72/CE, 2009/73/CE e 2008/92/CE relative a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica, del gas naturale e ad una procedura comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas e di energia elettrica, nonche' abrogazione delle direttive 2003/54/CE e 2003/55/CE»;
Visto il decreto-legge 24 giugno 2014, n. 90, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 114, recante «Misure urgenti per la semplificazione e la trasparenza amministrativa e per l'efficienza degli uffici giudiziari»;
Visto il decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102, recante «Attuazione della direttiva 2012/27/UE sull'efficienza energetica, che modifica le direttive 2009/125/CE e 2010/30/UE e abroga le direttive 2004/8/CE e 2006/32/CE»;
Vista la legge 4 agosto 2017, n. 124, recante «Legge annuale per il mercato e la concorrenza»;
Visto il decreto legislativo 14 luglio 2020, n. 73, recante «Attuazione della direttiva (UE) 2018/2002 che modifica la direttiva 2012/27/UE sull'efficienza energetica»;
Visto il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, recante «Attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, come modificata dalla direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 ottobre 2023, che modifica la direttiva (UE) 2018/2001, il regolamento (UE) 2018/1999 e la direttiva n. 98/70/CE per quanto riguarda la promozione dell'energia da fonti rinnovabili e che abroga la direttiva (UE) 2015/652 del Consiglio»;
Visto il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 210, recante «Attuazione della direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE, nonche' recante disposizioni per l'adeguamento della normativa nazionale alle disposizioni del regolamento UE 943/2019 sul mercato interno dell'energia elettrica e del regolamento UE 941/2019 sulla preparazione ai rischi nel settore dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2005/89/CE»;
Vista la legge 30 dicembre 2024, n. 207, recante «Bilancio di previsione dello Stato per l'anno finanziario 2025 e bilancio pluriennale per il triennio 2025-2027»;
Visto il decreto legislativo 7 gennaio 2026, n. 3, recante «Attuazione della direttiva (UE) 2024/1711 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, che modifica le direttive (UE) 2018/2001 e (UE) 2019/944 per quanto riguarda il miglioramento dell'assetto del mercato dell'energia elettrica dell'Unione»;
Vista la preliminare deliberazione del Consiglio dei ministri, adottata nella riunione del 27 marzo 2026;
Acquisito il parere della Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le regioni e le province autonome di Trento e di Bolzano, espresso nella seduta dell'11 giugno 2026;
Acquisiti i pareri delle competenti Commissioni della Camera dei deputati e del Senato della Repubblica;
Vista la deliberazione del Consiglio dei ministri adottata nella riunione del 2 luglio 2026;
Sulla proposta del Ministro per gli affari europei, il PNRR e le politiche di coesione e del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, di concerto con i Ministri degli affari esteri e della cooperazione internazionale, dell'agricoltura, della sovranita' alimentare e delle foreste, dell'economia e delle finanze e della giustizia;

Emana
il seguente decreto legislativo:

Art. 1
Principi generali di organizzazione dei mercati del gas e
dell'idrogeno

1. I mercati del gas naturale e dell'idrogeno sono disciplinati e regolati in base ai principi di liberta' degli scambi transfrontalieri, integrazione e interconnessione con i mercati e le reti europei, trasparenza e dinamicita' del sistema dei prezzi, liberta' di scelta del fornitore, informazione e partecipazione attiva dei clienti finali, protezione dei clienti vulnerabili e in condizione di poverta' energetica, in conformita' alle previsioni di cui al regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, e alla direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024. L'organizzazione del mercato tiene conto, altresi', dell'esigenza di dare stabilita' agli investimenti necessari per la transizione energetica previsti dal Piano nazionale integrato energia e clima (PNIEC) e per l'aumento della capacita' di interconnessione di cui al regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, nonche' dell'esigenza di garantire priorita' al dispacciamento dei vettori da fonti rinnovabili, con particolare riferimento ai settori difficili da decarbonizzare.
2. I partecipanti al mercato interno del gas naturale e dell'idrogeno provenienti da Paesi non appartenenti all'Unione europea sono tenuti al rispetto del diritto dell'Unione e del diritto nazionale, compresa la normativa in materia di ambiente e sicurezza.

NOTE

Avvertenza:
Il testo delle note qui pubblicato e' stato redatto
dall'amministrazione competente per materia, ai sensi
dell'art. 10, comma 3, del testo unico delle disposizioni
sulla promulgazione delle leggi, sull'emanazione dei
decreti del Presidente della Repubblica e sulle
pubblicazioni ufficiali della Repubblica italiana,
approvato con D.P.R. 28 dicembre 1985, n. 1092, al solo
fine di facilitare la lettura delle disposizioni di legge
alle quali e' operato il rinvio. Restano invariati il
valore e l'efficacia degli atti legislativi qui trascritti.
Per le direttive CEE vengono forniti gli estremi di
pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale dell'Unione europea
(GUUE).
Note alle premesse:
- L'art. 76 della Costituzione stabilisce che
l'esercizio della funzione legislativa non puo' essere
delegato al Governo se non con determinazione di principi e
criteri direttivi e soltanto per tempo limitato e per
oggetti definiti.».
- L'art. 87, quinto comma, della Costituzione
conferisce al Presidente della Repubblica il potere di
promulgare le leggi ed emanare i decreti aventi valore di
legge e i regolamenti.
- Si riporta l'articolo 14 della legge 23 agosto 1988,
n. 400 (Disciplina dell'attivita' di Governo e ordinamento
della Presidenza del Consiglio dei Ministri), pubblicata
nella Gazzetta Ufficiale 12 settembre 1988, n. 214, S.O.:
«Art. 14 (Decreti legislativi). - 1. I decreti
legislativi adottati dal Governo ai sensi dell'art. 76
della Costituzione sono emanati dal Presidente della
Repubblica con la denominazione di «decreto legislativo» e
con l'indicazione, nel preambolo, della legge di
delegazione, della deliberazione del Consiglio dei ministri
e degli altri adempimenti del procedimento prescritti dalla
legge di delegazione.
2. L'emanazione del decreto legislativo deve avvenire
entro il termine fissato dalla legge di delegazione; il
testo del decreto legislativo adottato dal Governo e'
trasmesso al Presidente della Repubblica, per la
emanazione, almeno venti giorni prima della scadenza.
3. Se la delega legislativa si riferisce ad una
pluralita' di oggetti distinti suscettibili di separata
disciplina, il Governo puo' esercitarla mediante piu' atti
successivi per uno o piu' degli oggetti predetti. In
relazione al termine finale stabilito dalla legge di
delegazione, il Governo informa periodicamente le Camere
sui criteri che segue nell'organizzazione dell'esercizio
della delega.
4. In ogni caso, qualora il termine previsto per
l'esercizio della delega ecceda i due anni, il Governo e'
tenuto a richiedere il parere delle Camere sugli schemi dei
decreti delegati. Il parere e' espresso dalle Commissioni
permanenti delle due Camere competenti per materia entro
sessanta giorni, indicando specificamente le eventuali
disposizioni non ritenute corrispondenti alle direttive
della legge di delegazione. Il Governo, nei trenta giorni
successivi, esaminato il parere, ritrasmette, con le sue
osservazioni e con eventuali modificazioni, i testi alle
Commissioni per il parere definitivo che deve essere
espresso entro trenta giorni.».
- La legge 24 dicembre 2012, n. 234 (Norme generali
sulla partecipazione dell'Italia alla formazione e
all'attuazione della normativa e delle politiche
dell'Unione europea) e' pubblicata nella Gazzetta Ufficiale
del 4 gennaio 2013, n. 3.
- Si riporta l'articolo 1 l'Allegato A della legge 13
giugno 2025, n.91 (Delega al Governo per il recepimento
delle direttive europee e l'attuazione di altri atti
dell'Unione europea - Legge di delegazione europea 2024)
pubblicata nella Gazzetta Ufficiale del 25 giugno 2025, n.
145:
«Art. 1 (Delega al Governo per l'attuazione e il
recepimento degli atti normativi dell'Unione europea). - 1.
Il Governo e' delegato ad adottare, secondo i termini, le
procedure, i principi e criteri direttivi di cui agli
articoli 31 e 32 della legge 24 dicembre 2012, n. 234,
nonche' quelli specifici stabiliti dalla presente legge, i
decreti legislativi per l'attuazione e il recepimento degli
atti dell'Unione europea di cui agli articoli da 4 a 29
della presente legge e all'annesso allegato A.
2. Gli schemi dei decreti legislativi di cui al comma
1 sono trasmessi, dopo l'acquisizione degli altri pareri
previsti dalla legge, alla Camera dei deputati e al Senato
della Repubblica affinche' su di essi sia espresso il
parere dei competenti organi parlamentari.
3. Fermo restando quanto previsto agli articoli 4,
comma 2, 5, comma 2, 6, comma 2, 7, comma 2, 8, comma 3, 9,
comma 2, 10, comma 4, 11, comma 2, 12, comma 3, 13, comma
17, 14, comma 3, 15, comma 2, 16, comma 2, 18, comma 4, 19,
comma 5, 20, comma 3, 21, comma 3, 22, comma 3, 23, comma
3, 24, comma 3, 26, comma 5, 27, comma 3, 28, comma 3, e
29, comma 4, eventuali spese non contemplate da leggi
vigenti e che non riguardano l'attivita' ordinaria delle
amministrazioni statali o regionali possono essere previste
nei decreti legislativi di cui al comma 1 del presente
articolo, nei soli limiti occorrenti per l'adempimento
degli obblighi derivanti dall'esercizio delle deleghe di
cui al medesimo comma 1. Alla relativa copertura, nonche'
alla copertura delle minori entrate eventualmente derivanti
dall'attuazione delle deleghe, laddove non sia possibile
farvi fronte con i fondi gia' assegnati alle competenti
amministrazioni, si provvede mediante riduzione del fondo
per il recepimento della normativa europea, di cui
all'articolo 41-bis della citata legge n. 234 del 2012.
Qualora la dotazione del predetto fondo si rivelasse
insufficiente, i decreti legislativi dai quali derivino
nuovi o maggiori oneri sono emanati solo successivamente
all'entrata in vigore dei provvedimenti legislativi che
stanziano le occorrenti risorse finanziarie, in conformita'
all'articolo 17, comma 2, della legge 31 dicembre 2009, n.
196.».
«Allegato A (articolo 1, comma 1). - 1) Direttiva
(UE) 2022/362 del Parlamento europeo e del Consiglio, del
24 febbraio 2022, che modifica le direttive 1999/62/CE,
1999/37/CE e (UE) 2019/520 per quanto riguarda la
tassazione a carico di veicoli per l'uso di alcune
infrastrutture;
2) direttiva (UE) 2023/1791 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 13 settembre 2023, sull'efficienza
energetica e che modifica il regolamento (UE) 2023/955;
3) direttiva (UE) 2023/2226 del Consiglio, del 17
ottobre 2023, recante modifica della direttiva 2011/16/UE,
relativa alla cooperazione amministrativa nel settore
fiscale;
4) direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 18 ottobre 2023, che modifica la
direttiva (UE) 2018/2001, il regolamento (UE) 2018/1999 e
la direttiva n. 98/70/CE per quanto riguarda la promozione
dell'energia da fonti rinnovabili e che abroga la direttiva
(UE) 2015/652 del Consiglio;
5) direttiva (UE) 2023/2668 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 22 novembre 2023, che modifica la
direttiva 2009/148/CE sulla protezione dei lavoratori
contro i rischi connessi con un'esposizione all'amianto
durante il lavoro;
6) direttiva (UE) 2024/505 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 7 febbraio 2024, che modifica la
direttiva 2005/36/CE per quanto riguarda il riconoscimento
delle qualifiche professionali degli infermieri
responsabili dell'assistenza generale che hanno completato
la formazione in Romania;
7) direttiva delegata (UE) 2024/782 della
Commissione, del 4 marzo 2024, che modifica la direttiva
2005/36/CE del Parlamento europeo e del Consiglio per
quanto riguarda i requisiti minimi di formazione per le
professioni di infermiere responsabile dell'assistenza
generale, dentista e farmacista;
8) direttiva (UE) 2024/825 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 28 febbraio 2024, che modifica le
direttive 2005/29/CE e 2011/83/UE per quanto riguarda la
responsabilizzazione dei consumatori per la transizione
verde mediante il miglioramento della tutela dalle pratiche
sleali e dell'informazione;
9) direttiva delegata (UE) 2024/846 della
Commissione, del 14 marzo 2024, recante modifica della
direttiva 2006/22/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
sulle norme minime per l'applicazione dei regolamenti (CE)
n. 561/2006 e (UE) n. 165/2014 e della direttiva 2002/15/CE
relativi a disposizioni in materia sociale nel settore dei
trasporti su strada;
10) direttiva (UE) 2024/1233 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 24 aprile 2024, relativa a una procedura
unica di domanda per il rilascio di un permesso unico che
consente ai cittadini di paesi terzi di soggiornare e
lavorare nel territorio di uno Stato membro e a un insieme
comune di diritti per i lavoratori di paesi terzi che
soggiornano regolarmente in uno Stato membro;
11) direttiva (UE) 2024/1260 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 24 aprile 2024, riguardante il recupero
e la confisca dei beni;
12) direttiva delegata (UE) 2024/1262 della
Commissione, del 13 marzo 2024, che modifica la direttiva
2010/63/UE del Parlamento europeo e del Consiglio per
quanto riguarda i requisiti per gli stabilimenti e per la
cura e la sistemazione degli animali e per quanto riguarda
i metodi di soppressione degli animali;
13) direttiva (UE) 2024/1265 del Consiglio, del 29
aprile 2024, recante modifica della direttiva 2011/85/UE
relativa ai requisiti per i quadri di bilancio degli Stati
membri;
14) direttiva (UE) 2024/1385 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 14 maggio 2024, sulla lotta alla
violenza contro le donne e alla violenza domestica;
15) direttiva (UE) 2024/1438 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 14 maggio 2024, che modifica la
direttiva 2001/110/CE del Consiglio concernente il miele,
la direttiva 2001/112/CE del Consiglio concernente i succhi
di frutta e altri prodotti analoghi destinati
all'alimentazione umana, la direttiva 2001/113/CE del
Consiglio relativa alle confetture, gelatine e marmellate
di frutta e alla crema di marroni destinate
all'alimentazione umana e la direttiva 2001/114/CE del
Consiglio relativa a taluni tipi di latte conservato
parzialmente o totalmente disidratato destinato
all'alimentazione umana;
16) direttiva (UE) 2024/1499 del Consiglio, del 7
maggio 2024, sulle norme riguardanti gli organismi per la
parita' in materia di parita' di trattamento tra le persone
indipendentemente dalla razza o dall'origine etnica, tra le
persone in materia di occupazione e impiego
indipendentemente dalla religione o dalle convinzioni
personali, dalla disabilita', dall'eta' o dall'orientamento
sessuale e tra le donne e gli uomini in materia di
sicurezza sociale e per quanto riguarda l'accesso a beni e
servizi e la loro fornitura, e che modifica le direttive
2000/43/CE e 2004/113/CE;
17) direttiva (UE) 2024/1500 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 14 maggio 2024, sulle norme riguardanti
gli organismi per la parita' nel settore della parita' di
trattamento e delle pari opportunita' tra donne e uomini in
materia di occupazione e impiego, e che modifica le
direttive 2006/54/CE e 2010/41/UE;
18) direttiva (UE) 2024/1711 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 13 giugno 2024, che modifica le
direttive (UE) 2018/2001 e (UE) 2019/944 per quanto
riguarda il miglioramento dell'assetto del mercato
dell'energia elettrica dell'Unione;
19) direttiva (UE) 2024/1712 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 13 giugno 2024, che modifica la
direttiva 2011/36/UE concernente la prevenzione e la
repressione della tratta di esseri umani e la protezione
delle vittime;
20) direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 13 giugno 2024, relativa a norme comuni
per i mercati interni del gas rinnovabile, del gas naturale
e dell'idrogeno, che modifica la direttiva (UE) 2023/1791 e
che abroga la direttiva 2009/73/CE;
21) direttiva (UE) 2024/3017 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 27 novembre 2024, che modifica la
direttiva 2009/18/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
che stabilisce i principi fondamentali in materia di
inchieste sugli incidenti nel settore del trasporto
marittimo e che abroga il regolamento (UE) n. 1286/2011
della Commissione.».
- La direttiva 2024/1788/UE del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 13 giugno 2024, (relativa a norme comuni
per i mercati interni del gas rinnovabile, del gas naturale
e dell'idrogeno, che modifica la direttiva (UE) 2023/1791 e
che abroga la direttiva 2009/73/CE) e' pubblicata nella
G.U.U.E. 15 luglio 2024, Serie L.
- La direttiva 2008/92/CE del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 22 ottobre 2008, (concernente una procedura
comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore
finale industriale di gas e di energia elettrica) e'
pubblicata nella G.U.U.E. 7 novembre 2008, n. L 298.
- Il regolamento 401/2009/CE del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 23 aprile 2009, (sull'Agenzia europea
dell'ambiente e la rete europea d'informazione e di
osservazione in materia ambientale) e' pubblicato nella
G.U.U.E. 21° maggio 2009, n. L 126.
- La direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 13 luglio 2009, (relativa a norme comuni per
il mercato interno del gas naturale e che abroga la
direttiva 2003/55/CE) e' pubblicata nella G.U.U.E. 14
agosto 2009, n. L 211.
- La direttiva 2013/34/UE del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 26 giugno 2013, (relativa ai bilanci
d'esercizio, ai bilanci consolidati e alle relative
relazioni di talune tipologie di imprese, recante modifica
della direttiva 2006/43/CE del Parlamento europeo e del
Consiglio e abrogazione delle direttive 78/660/CEE e
83/349/CEE del Consiglio) e' pubblicata nella G.U.U.E. 29
giugno 2013, n. L 182.
- Il regolamento 2015/703/UE della Commissione, del 30
aprile 2015, (che istituisce un codice di rete in materia
di norme di interoperabilita' e di scambio dei dati) e'
pubblicato nella G.U.U.E. 1° maggio 2015, n. L 113.
- La direttiva 2015/1535/UE del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 9 settembre 2015, (che prevede una
procedura d'informazione nel settore delle regolamentazioni
tecniche e delle regole relative ai servizi della societa'
dell'informazione) e' pubblicata nella G.U.U.E. 17
settembre 2015, n. L 241.
- Il regolamento 2016/1952/UE del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 26 ottobre 2016, (relativo alle
statistiche europee sui prezzi di gas naturale ed energia
elettrica e che abroga la direttiva 2008/92/CE) e'
pubblicato nella G.U.U.E. 17 novembre 2016, n. L 311.
- Il regolamento 2017/1938/UE del Parlamento europeo,
del 25 ottobre 2017, (concernente misure volte a garantire
la sicurezza dell'approvvigionamento di gas e che abroga il
regolamento (UE) n. 994/2010) e' pubblicato nella G.U.U.E.
28 ottobre 2017, n. L 280.
- Il regolamento 2018/1999/UE del Parlamento europeo e
del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, (sulla governance
dell'Unione dell'energia e dell'azione per il clima che
modifica i regolamenti (CE) n. 663/2009 e (CE) n. 715/2009
del Parlamento europeo e del Consiglio, le direttive
94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE,
2012/27/UE e 2013/30/UE del Parlamento europeo e del
Consiglio, le direttive del Consiglio 2009/119/CE e (UE)
2015/652 e che abroga il regolamento (UE) n. 525/2013 del
Parlamento europeo e del Consiglio) e' pubblicato nella
G.U.U.E. 21 dicembre 2018, n. L 328.
- La direttiva 2018/2001/UE del Parlamento europeo e
del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, (sulla promozione
dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili) e' pubblicato
nella G.U.C.E. 21 dicembre 2018, n. L 328.
- La direttiva 2018/2002/UE del Parlamento europeo e
del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, (che modifica la
direttiva 2012/27/UE sull'efficienza energetica) e'
pubblicata nella G.U.C.E. del 21 dicembre 2018, Serie L.
- Il regolamento 2019/942/UE del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 5 giugno 2019, (che istituisce
un'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i
regolatori nazionali dell'energia) e' pubblicato nella
G.U.C.E. del 14 giugno 2019, Serie L.
- Il regolamento 2019/943/UE del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 5 giugno 2019, (sul mercato interno
dell'energia elettrica) e' pubblicato nella G.U.C.E. del 14
giugno 2019, Serie L.
- La direttiva 2019/944/UE del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 5 giugno 2019, (relativa a norme comuni per
il mercato interno dell'energia elettrica e che modifica la
direttiva 2012/27/UE) e' pubblicata nella G.U.C.E. del 14
giugno 2019, Serie L.
- Il regolamento 2021/1119/UE del Parlamento Europeo e
del Consiglio, del 30 giugno 2021, (che istituisce il
quadro per il conseguimento della neutralita' climatica e
che modifica il regolamento CE n. 401/2009 e il regolamento
UE n. 2018/1999 - Normativa europea sul clima) e'
pubblicato nella G.U.U.E. 9 luglio 2021, n. L 243.
- Il regolamento 2022/869/UE 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) e' pubblicato nella G.U.U.E.
3 giugno 2022, n. L 152.
- La direttiva 2023/1791/UE del Parlamento Europeo e
del Consiglio del 13 settembre 2023, (sull'efficienza
energetica e che modifica il regolamento (UE) 2023/955) e'
pubblicata nella G.U.U.E. 3 giugno 2022, n. L 152.
- Il regolamento 2024/1789/UE del Parlamento Europeo e
del Consiglio, del 13 giugno 2024, (sui mercati interni del
gas rinnovabile, del gas naturale e dell'idrogeno, che
modifica i regolamenti (UE) n. 1227/2011, (UE) 2017/1938,
(UE) 2019/942 e (UE) 2022/869 e la decisione (UE) 2017/684
e che abroga il regolamento (CE) n. 715/2009) e' pubblicato
nella G.U.U.E. 15 luglio 2024, Serie L.
- La legge 4 novembre 1995, n. 481 (Norme per la
concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica
utilita'. Istituzione delle Autorita' di regolazione dei
servizi di pubblica utilita') e' pubblicata nella Gazz.
Uff. 18 novembre 1995, n. 270, S.O..
- La legge 15 marzo 1997, n. 59 (Delega al Governo per
il conferimento di funzioni e compiti alle regioni ed enti
locali, per la riforma della pubblica amministrazione e per
la semplificazione amministrativa) e' pubblicata nella
Gazz. Uff. 17 marzo 1997, n. 63, S.O..
- Il decreto legislativo 31 marzo 1998, n. 112
(Conferimento di funzioni e compiti amministrativi dello
Stato alle regioni ed agli enti locali, in attuazione del
capo I della legge 15 marzo 1997, n. 59) e' pubblicato
nella Gazz. Uff. 21 aprile 1998, n. 92, S.O..
- Il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164
(Attuazione della direttiva 98/30/CE recante norme comuni
per il mercato interno del gas naturale, a norma
dell'articolo 41 della L. 17 maggio 1999, n. 144) e'
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale 20 giugno 2000, n. 142.
- La legge 23 agosto 2004, n. 239 (Riordino del settore
energetico, nonche' delega al Governo per il riassetto
delle disposizioni vigenti in materia di energia) e'
pubblicata nella Gazz. Uff. 13 settembre 2004, n. 215,
S.O..
- Il decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73 (Misure
urgenti per l'attuazione di disposizioni comunitarie in
materia di liberalizzazione dei mercati dell'energia.) e'
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale 18 giugno 2007, n. 139.
- La legge 23 luglio 2009, n. 99 (Disposizioni per lo
sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonche'
in materia di energia) e' pubblicata nella Gazz. Uff. 31
luglio 2009, n. 176, S.O.
- Il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28
(Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione
dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante
modifica e successiva abrogazione delle direttive
2001/77/CE e 2003/30/CE) e' pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale 28 marzo 2011, n. 71.
- Il decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93
(Attuazione delle direttive 2009/72/CE, 2009/73/CE e
2008/92/CE relative a norme comuni per il mercato interno
dell'energia elettrica, del gas naturale e ad una procedura
comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore
finale industriale di gas e di energia elettrica, nonche'
abrogazione delle direttive 2003/54/CE e 2003/55/CE), e'
pubblicato nella Gazz. Uff. 28 giugno 2011, n. 148, S.O.
- Il decreto-legge 24 giugno 2014, n. 90 (Misure
urgenti per la semplificazione e la trasparenza
amministrativa e per l'efficienza degli uffici giudiziari)
e' pubblicato nella Gazzetta Ufficiale 24 giugno 2014, n.
144.
- Il decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102
(Attuazione della direttiva 2012/27/UE sull'efficienza
energetica, che modifica le direttive 2009/125/CE e
2010/30/UE e abroga le direttive 2004/8/CE e 2006/32/CE) e'
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale 18 luglio 2014, n. 165.
- La legge 4 agosto 2017, n. 124 (recante Legge annuale
per il mercato e la concorrenza.) e' pubblicata nella
Gazzetta Ufficiale 14 agosto 2017, n. 189.
- Il decreto legislativo 14 luglio 2020, n. 73
(Attuazione della direttiva (UE) 2018/2002 che modifica la
direttiva 2012/27/UE sull'efficienza energetica) e'
pubblicato nella Gazz. Uff. 14 luglio 2020, n. 175.
- Il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199
(Attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento
europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla
promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, come
modificata dalla direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento
europeo e del Consiglio, del 18 ottobre 2023, che modifica
la direttiva (UE) 2018/2001, il regolamento (UE) 2018/1999
e la direttiva n. 98/70/CE per quanto riguarda la
promozione dell'energia da fonti rinnovabili e che abroga
la direttiva (UE) 2015/652 del Consiglio) e' pubblicato
nella Gazz. Uff. 30 novembre 2021 n.285, S.O.
- Il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 210
(Attuazione della direttiva UE 2019/944, del Parlamento
europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, relativa a
norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica
e che modifica la direttiva 2012/27/UE, nonche' recante
disposizioni per l'adeguamento della normativa nazionale
alle disposizioni del regolamento UE 943/2019 sul mercato
interno dell'energia elettrica e del regolamento UE
941/2019 sulla preparazione ai rischi nel settore
dell'energia elettrica e che abroga la direttiva
2005/89/CE) e' pubblicato nella Gazz. Uff. 11 dicembre
2021, n. 294.
- La legge 30 dicembre 2024, n. 207 (Bilancio di
previsione dello Stato per l'anno finanziario 2025 e
bilancio pluriennale per il triennio 2025-2027) e'
pubblicata nella Gazz. Uff. 31 dicembre 2024, n. 305, S.O.
- Il decreto legislativo 7 gennaio 2026, n. 3
(Attuazione della direttiva (UE) 2024/1711 del Parlamento
europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, che modifica
le direttive (UE) 2018/2001 e (UE) 2019/944 per quanto
riguarda il miglioramento dell'assetto del mercato
dell'energia elettrica dell'Unione) e' pubblicato nella
Gazz. Uff. 9 gennaio 2026, n. 6.

Note all'art. 1:
- Per i riferimenti del regolamento (UE) 2024/1789 si
veda nelle note alle premesse.
- Per i riferimenti della direttiva (UE) 2024/1788 si
veda nelle note alle premesse.
- Per i riferimenti del regolamento (UE) 2018/1999 si
veda nelle note alle premesse.

Allegato I

(articolo 7)

Requisiti minimi di fatturazione e relative informazioni
per il gas naturale e l'idrogeno

1. Informazioni minime che devono figurare sulla fattura e nelle informazioni di fatturazione per il gas naturale e l'idrogeno
1.1. Le seguenti informazioni chiave sono presentate in maniera evidente ai clienti finali sulle fatture, in una sezione chiaramente separata dalle altre parti della fattura:
a) il prezzo da pagare e, se possibile, le componenti del prezzo, con una chiara attestazione che tutte le fonti di energia possono anche beneficiare di incentivi non finanziati mediante i prelievi indicati nelle componenti del prezzo;
b) il termine entro il quale e' dovuto il pagamento.
1.2. Le seguenti informazioni chiave sono presentate in maniera evidente ai clienti finali sulle fatture e nelle informazioni di fatturazione, in una sezione chiaramente separata dalle altre parti della fattura e delle informazioni di fatturazione:
a) il consumo di gas naturale e idrogeno nel periodo di fatturazione;
b) il nome e i recapiti del fornitore, compresi un numero telefonico di assistenza ai clienti finali e l'indirizzo email;
c) la denominazione dell'offerta;
d) l'eventuale data di scadenza del contratto;
e) le informazioni inerenti alla possibilita' e al vantaggio di un passaggio ad altro fornitore;
f) il codice cliente finale per il cambio di fornitore oppure il codice unico di identificazione del punto di prelievo del cliente finale;
g) informazioni sui diritti del cliente finale per quanto concerne la risoluzione extragiudiziale delle controversie, inclusi i riferimenti del servizio per la risoluzione extragiudiziale delle controversie;
h) lo sportello per i servizi a tutela del consumatore;
i) esclusivamente per il gas naturale, un link o un riferimento a dove e' possibile accedere al portale informatico per la raccolta e la pubblicazione delle offerte vigenti sul mercato di vendita al dettaglio di energia elettrica e gas di cui all'articolo 1, comma 61, della legge 4 agosto 2017, n. 124.
1.3. Se le fatture sono basate sul consumo effettivo o su una lettura a distanza da parte dell'operatore, le fatture e i conguagli periodici mettono a disposizione dei clienti finali le seguenti informazioni, le accompagnano o rimandano a esse:
a) confronti, sotto forma di grafico, tra il consumo attuale di gas naturale e idrogeno del cliente finale e il consumo del cliente finale nello stesso periodo dell'anno precedente;
b) i recapiti, compresi i siti internet, delle organizzazioni di consumatori, delle agenzie per l'energia o di organismi analoghi da cui si possono ottenere informazioni sulle misure disponibili di miglioramento dell'efficienza energetica per le apparecchiature alimentate a energia;
c) confronti rispetto a un cliente finale medio o di riferimento della stessa categoria di utenza.
2. Frequenza di fatturazione e fornitura delle informazioni di fatturazione:
a) la fatturazione sulla base del consumo effettivo ha luogo almeno una volta l'anno;
b) se il cliente finale non dispone di un contatore che possa essere letto a distanza dal gestore o se il cliente finale ha deciso attivamente di disattivare la lettura a distanza conformemente alla disciplina vigente, gli sono fornite informazioni di fatturazione accurate e basate sul consumo effettivo a scadenza almeno semestrale, oppure trimestrale su richiesta o qualora il cliente finale abbia optato per la fatturazione elettronica;
c) se il cliente finale non dispone di un contatore che puo' essere letto a distanza dal gestore o se il cliente finale ha deciso attivamente di disattivare la lettura a distanza conformemente alla disciplina vigente, gli obblighi di cui alle lettere a) e b) possono essere soddisfatti con un sistema di autolettura periodica da parte dei clienti finali per mezzo del quale il cliente finale comunica i dati dei propri contatori al gestore; la fatturazione o le informazioni di fatturazione possono basarsi sul consumo stimato o su un importo forfettario unicamente qualora il cliente finale non abbia comunicato la lettura del contatore per un determinato periodo di fatturazione. Il consumo stimato si basa sul consumo effettuato nel corso dell'anno precedente dal cliente finale oppure sul consumo di un cliente finale comparabile;
d) se il cliente finale dispone di un contatore che puo' essere letto a distanza dal gestore, informazioni di fatturazione accurate e basate sul consumo effettivo sono fornite almeno ogni mese; tali informazioni possono altresi' essere rese disponibili via internet e sono aggiornate con la massima frequenza consentita dai dispositivi e dai sistemi di misurazione utilizzati.
3. Componenti del prezzo applicato al cliente finale
Il prezzo applicato al cliente finale e' la somma delle tre componenti seguenti: la componente relativa all'energia e all'approvvigionamento, la componente relativa alla rete (di trasporto e distribuzione) e la componente che comprende imposte, tributi, canoni e oneri. Per le tre componenti del prezzo per il cliente finale presentate nelle fatture si usano in tutta l'Unione le definizioni comuni stabilite nel regolamento (UE) 2016/1952 del Parlamento europeo e del Consiglio.
4. Accesso alle informazioni complementari sui consumi storici
Le informazioni complementari relative ai consumi storici, nella misura in cui sono disponibili, siano comunicate, su richiesta del cliente finale, al fornitore o prestatore di servizi designato dal cliente finale. Il cliente finale dotato di un contatore che puo' essere letto a distanza dal gestore deve accedere facilmente alle informazioni complementari sui consumi storici, in modo da poter controllare nel dettaglio i propri consumi. Le informazioni complementari sui consumi storici comprendono:
a) dati cumulativi relativi ad almeno i tre anni precedenti o al periodo trascorso dall'inizio del contratto di fornitura di gas, se inferiore. I dati corrispondono agli intervalli per i quali sono state fornite frequenti informazioni di fatturazione; e
b) dati dettagliati corrispondenti al tempo di utilizzazione per ogni mese e anno e, se disponibili, per ogni giorno e settimana, che sono resi disponibili al cliente finale senza indebito ritardo via internet o mediante l'interfaccia del contatore relativi al periodo che include almeno i 24 mesi precedenti o al periodo trascorso dall'inizio del contratto di fornitura di gas, se inferiore.
5. Informativa sulle fonti di energia
I fornitori specificano nelle fatture la quota di gas rinnovabili e, separatamente, di gas a basse emissioni di carbonio acquistata dal cliente finale in base al contratto di fornitura di gas naturale e idrogeno (informativa sul prodotto). Per le miscele, il fornitore presenta le stesse informazioni separatamente per le diverse categorie di gas, tra cui gas rinnovabile o a basse emissioni di carbonio. Le fatture e le informazioni di fatturazione mettono a disposizione dei clienti finali le seguenti informazioni, le accompagnano o rimandano a esse:
a) la quota di gas rinnovabile e di gas a basse emissioni di carbonio nel mix del fornitore durante l'anno precedente (a livello nazionale, vale a dire nello Stato membro in cui e' stato concluso il contratto di fornitura di gas, nonche' a livello del fornitore, se attivo in diversi Stati membri) in modo comprensibile e facilmente confrontabile;
b) le informazioni sull'impatto ambientale, almeno in termini di emissioni di biossido di carbonio risultanti dal gas naturale o dall'idrogeno forniti dal fornitore nell'anno precedente.
Con riguardo al secondo comma, lettera a), per il gas naturale e l'idrogeno ottenuti tramite una borsa del gas o importati da un'impresa situata al di fuori dell'Unione, e' possibile utilizzare i dati aggregati forniti dalla borsa o dall'impresa in questione nell'anno precedente.
Ai fini dell'informativa sulla quota di gas rinnovabili acquistata dai clienti finali si utilizzano le garanzie di origine rilasciate a norma dell'articolo 46 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199.
Se un cliente consuma gas naturale o idrogeno provenienti da una rete dell'idrogeno o una rete del gas naturale, compresi combustibili rinnovabili gassosi di origine non biologica e biometano, come dimostrato nell'offerta commerciale del fornitore, le garanzie di origine annullate corrispondano alle pertinenti caratteristiche della rete.

Allegato II

(articoli 8 e 9)

Sistemi di misurazione intelligenti
per il gas naturale e l'idrogeno

1. L'introduzione di sistemi di misurazione intelligenti avviene dopo una valutazione economica di tutti i costi e i benefici a lungo termine per il mercato e per il singolo consumatore, o di quale tipo di misurazione intelligente sia ragionevole dal punto di vista economico ed efficace in termini di costi e quale sia la tempistica fattibile per la relativa distribuzione.
2. Tale valutazione economica tiene conto dei piani di sviluppo della rete di cui all'articolo 55, in particolare al paragrafo 2, lettera c), della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, sulla dismissione delle reti.
3. La valutazione prende in considerazione la metodologia utilizzata per l'analisi dei costi e dei benefici e le funzionalita' minime dei sistemi di misurazione intelligenti previste nella raccomandazione 2012/148/UE della Commissione, del 9 marzo 2012, nella misura in cui sono applicabili al gas naturale e all'idrogeno, nonche' le migliori tecniche disponibili per assicurare il massimo livello di cibersicurezza e protezione dei dati. Al fine di contenere i costi, la valutazione tiene debitamente conto delle potenziali sinergie con l'infrastruttura di misurazione intelligente dell'energia elettrica gia' realizzata, o delle possibilita' di introduzione selettiva nei casi in cui si possono ottenere rapidamente benefici netti.

Art. 2
Certificazione del gas rinnovabile e dei combustibili a basse
emissioni di carbonio

1. Il gas rinnovabile e' certificato conformemente alle previsioni di cui agli articoli 42, 42-bis e 43 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199. I combustibili a basse emissioni di carbonio sono certificati in conformita' alle metodologie individuate sulla base delle previsioni di cui all'articolo 9 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, e del presente articolo.
2. Al fine di garantire che la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra derivante dall'uso di combustibili a basse emissioni di carbonio sia pari almeno al 70 per cento rispetto al carburante fossile di riferimento, gli operatori economici sono tenuti a dimostrare il rispetto di tale soglia e dei requisiti stabiliti nella metodologia di cui al comma 7. A tal fine, gli operatori economici utilizzano un sistema di equilibrio di massa in conformita' all'articolo 30, paragrafi 1 e 2, della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018.
3. Il sistema nazionale di certificazione della sostenibilita', istituito ai sensi dell'articolo 42, comma 16, del decreto legislativo n. 199 del 2021 e' aggiornato, secondo le modalita' ivi previste, al fine di estenderne l'ambito di applicazione ai combustibili a basse emissioni di carbonio e in conformita' alle disposizioni di cui al presente articolo.
4. Gli operatori economici appartenenti alla filiera aderiscono al sistema nazionale di certificazione al fine di garantire:
a) l'affidabilita' delle informazioni che gli operatori economici stessi forniscono in merito al rispetto della soglia di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra del 70 per cento, di cui al comma 2, e della metodologia di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra, di cui al comma 6;
b) un livello adeguato di verifica indipendente di parte terza delle informazioni fornite e per accertare che i sistemi utilizzati dagli operatori economici siano precisi, affidabili e a prova di frode.
5. Gli operatori economici sono tenuti a mettere a disposizione delle autorita' competenti, su richiesta, i dati utilizzati per fornire le informazioni di cui al comma 4.
6. Gli obblighi di cui al presente articolo si applicano a prescindere dal fatto che i combustibili a basse emissioni di carbonio siano prodotti nell'Unione europea o importati. Le informazioni sull'origine geografica e sul tipo di materie prime dei combustibili a basse emissioni di carbonio o dell'idrogeno a basse emissioni di carbonio sono messe a disposizione dei consumatori sui siti internet degli operatori, dei fornitori e del Gestore dei servizi energetici (GSE) e aggiornate su base annuale.
7. La metodologia per calcolare la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ottenuta grazie ai combustibili a basse emissioni di carbonio, diversi dai carburanti derivanti da carbonio riciclato, e' definita dal regolamento delegato (UE) 2025/2359 della Commissione europea, dell'8 luglio 2025, fatto salvo quanto previsto per i carburanti derivanti da carbonio riciclato, sottocategoria dei combustibili a basse emissioni di carbonio, per i quali si applica il regolamento delegato (UE) 2023/1185 della Commissione europea, del 10 febbraio 2023.
8. Se un operatore economico presenta prove o dati ottenuti conformemente a un sistema riconosciuto con decisione adottata dalla Commissione europea, ai sensi dell'articolo 9, paragrafo 7, della direttiva (UE) 2024/1788, l'operatore medesimo non ha l'obbligo di fornire ulteriori prove del rispetto dei criteri per i quali il sistema e' stato riconosciuto dalla Commissione europea.
9. A decorrere dalla data di entrata in vigore del presente decreto, il comitato tecnico consultivo, di cui all'articolo 33, comma 5-sexies, del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, e all'articolo 39, comma 11, del decreto legislativo n. 199 del 2021, esercita le proprie competenze anche in materia di combustibili a basse emissioni di carbonio, secondo quanto stabilito dal presente decreto.
10. Il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, anche avvalendosi del Comitato di cui al comma 9, controlla il funzionamento degli organismi di certificazione che effettuano verifiche indipendenti nell'ambito di un sistema volontario riguardante i combustibili a basse emissioni di carbonio. Gli organismi di certificazione trasmettono, su richiesta del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, tutte le informazioni pertinenti necessarie per controllare la verifica, compresa la data, l'ora e il luogo esatti dei controlli. Qualora siano accertati casi di mancata conformita', il Ministero dell'ambiente e sicurezza energetica informa senza ritardo il sistema volontario.
11. Gli operatori economici sono tenuti a inserire nella banca dati dell'Unione europea istituita a norma dell'articolo 31-bis, paragrafo 1, della direttiva (UE) 2018/2001 o nelle banche dati nazionali ad essa collegate, in conformita' all'articolo 31-bis, paragrafo 2, della medesima direttiva (UE) 2018/2001, le informazioni sulle transazioni effettuate e le caratteristiche di sostenibilita' del gas rinnovabile e dei combustibili a basse emissioni di carbonio, in linea con quanto prescritto per i combustibili rinnovabili all'articolo 31-bis della direttiva (UE) 2018/2001. Laddove siano state rilasciate garanzie di origine per la produzione di una partita di gas a basse emissioni di carbonio, queste sono soggette alle stesse norme di cui al citato articolo 31-bis della direttiva (UE) 2018/2001 per le garanzie di origine rilasciate per la produzione di gas rinnovabile.

Note all'art. 2:
- Si riportano gli articoli 42, 42-bis e 43, del citato
decreto legislativo n. 199, del 2021:
«Art. 42 (Criteri di sostenibilita' e di riduzione
delle emissioni di gas a effetto serra per i biocarburanti,
i bioliquidi e i combustibili da biomassa). - 1. Al fine di
contribuire al raggiungimento degli obiettivi di cui
all'articolo 3 e del soddisfacimento degli obblighi di cui
all'articolo 39, nonche' per beneficiare di regimi
sostegno, i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da
biomassa, indipendentemente dall'origine geografica della
biomassa, sono presi in considerazione solo se rispettano:
a) i criteri di sostenibilita' di cui ai commi da 6
a 11;
b) i criteri di riduzione delle emissioni di gas a
effetto serra di cui al comma 12;
c) i criteri di efficienza energetica di cui ai
commi 14 e 15.
2. I criteri di cui al comma 1, lettere a), b), c)
non si applicano con riferimento ad impianti di produzione
di energia elettrica, di riscaldamento e di raffrescamento
o di carburanti:
a) di potenza termica nominale totale inferiore a
7,5 MW che impiegano combustibili solidi da biomassa;
b) di potenza termica nominale totale inferiore a 2
MW che impiegano combustibili gassosi da biomassa;
b-bis) nel caso di impianti che producono
combustibili gassosi da biomassa con la seguente portata
media di biometano:
1) inferiore o uguale a 200 metri cubi di metano
equivalente/h misurate in condizioni standard di
temperatura e pressione, ossia zero gradi centigradi e
pressione atmosferica di 1 bar;
2) se il biogas e' composto da una miscela di
metano e di altro gas non combustibile, per la portata di
metano, la soglia di cui al numero 1) ricalcolata in
proporzione alla percentuale volumetrica di metano nella
miscela.
3. In ogni caso, l'accesso a nuovi regimi di sostegno
da parte degli impianti di cui al comma 2, e' condizionato
al rispetto di criteri tecnici che assicurano una riduzione
delle emissioni comparabile a quella prevista dal comma 12.
Tali criteri sono stabiliti dai decreti istitutivi dei
meccanismi di incentivazione. Ai fini dell'accesso ai
regimi di sostegno, gli impianti di digestione anaerobica
compresi tra quelli di cui al comma 2 garantiscono la
copertura delle vasche di digestato con sistemi di
captazione e recupero di gas.
4. I criteri di cui al comma 1, lettere a) e c) non
si applicano con riferimento a:
a) biocarburanti, bioliquidi e combustibili da
biomassa prodotti a partire da rifiuti e residui diversi
dai residui dell'agricoltura, dell'acquacoltura, della
pesca e della silvicoltura;
b) rifiuti e residui che sono stati trasformati in
un prodotto prima di essere trattati per ottenere
biocarburante, bioliquido o combustibile da biomassa.
5. I criteri di riduzione delle emissioni di gas a
effetto serra di cui alla lettera b) del comma 1 non si
applicano con riferimento all'energia elettrica, il
riscaldamento e il raffrescamento prodotti a partire da
rifiuti solidi urbani.
6. Nel caso di biocarburanti, bioliquidi e
combustibili da biomassa prodotti a partire da rifiuti e
residui provenienti da terreni agricoli, gli operatori
economici che li producono dispongono di piani di
monitoraggio o di gestione dell'impatto sulla qualita' del
suolo e sul carbonio nel suolo, redatti in base a linee
guida adottate con decreto non regolamentare del Ministero
della transizione ecologica entro novanta giorni dalla data
di pubblicazione del presente decreto, su proposta dell'
Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca
Ambientale (di seguito: ISPRA). Le informazioni relative al
rispetto di tali piani di monitoraggio e di gestione, anche
concernenti il mantenimento del contenuto del carbonio nei
suoli, sono comunicate a ISPRA, ai fini dello svolgimento
delle proprie attivita' di controllo.
7. I biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da
biomassa provenienti dall'agricoltura non devono essere
prodotti a partire da materie prime ottenute su terreni che
presentano un elevato valore in termini di biodiversita',
ossia terreni che nel gennaio 2008, ovvero successivamente,
si trovavano in una delle situazioni di seguito indicate,
indipendentemente dal fatto che abbiano o meno conservato
dette situazioni:
a) foreste primarie e altri terreni boschivi, vale
a dire foreste e altri terreni boschivi di specie native,
ove non vi sia alcun segno chiaramente visibile di
attivita' umana e nei quali i processi ecologici non siano
stati perturbati in modo significativo, boschi vetusti ai
sensi dell'articolo 3, comma 2, lettera s-bis), del testo
unico in materia di foreste e filiere forestali, di cui al
decreto legislativo 3 aprile 2018, n. 34, nonche' foreste
antiche quali definite nel Paese in cui e' situata la
foresta;
b) foreste a elevata biodiversita' e altri terreni
boschivi ricchi di specie e non degradati o la cui elevata
biodiversita' sia stata riconosciuta dall'autorita'
competente del Paese in cui le materie prime sono state
coltivate, a meno che non sia dimostrato che la produzione
delle predette materie prime non ha interferito con quelle
finalita' di protezione della natura;
c) aree designate, a meno che non sia dimostrato
che la produzione delle predette materie prime e le normali
attivita' di gestione non hanno interferito con la
finalita' di protezione della natura:
1) per scopi di protezione della natura a norma
delle leggi o dall'autorita' competente del Paese in cui le
materie prime sono state coltivate; nel caso di materie
prime coltivate in Italia, si tratta delle aree protette
individuate ai sensi della legge 6 dicembre 1991, n. 394,
delle aree marine protette di cui alla legge del 31
dicembre 1982, n. 979, e dei siti della rete Natura 2000,
di cui al decreto del Presidente della Repubblica dell'8
settembre 1997, n. 357;
2) per la protezione di ecosistemi o specie rari,
minacciati o in pericolo di estinzione riconosciuti da
accordi internazionali o inclusi in elenchi compilati da
organizzazioni intergovernative o dall'Unione
internazionale per la conservazione della natura, previo il
loro riconoscimento da parte della Commissione europea;
d) terreni erbosi naturali ad elevata biodiversita'
aventi un'estensione superiore a un ettaro, ossia:
1) terreni erbosi che rimarrebbero tali in
assenza di interventi umani e che mantengono la
composizione naturale delle specie nonche' le
caratteristiche e i processi ecologici; o
2) terreni erbosi non naturali, ossia terreni
erbosi che cesserebbero di essere tali in assenza di
interventi umani e che sono ricchi di specie e non
degradati e la cui elevata biodiversita' e' stata
riconosciuta dall'autorita' competente del paese in cui la
materia prima e' stata coltivata a meno che non sia
dimostrato che il raccolto delle materie prime e'
necessario per preservarne lo status di terreni erbosi ad
elevata biodiversita';
d-bis) brughiera.
7-bis. Le lettere a), b), d) e d-bis) del comma 7 si
applicano anche ai biocarburanti, ai bioliquidi e ai
combustibili da biomassa ottenuti a partire da biomassa
forestale che non rispettano i criteri di cui al comma 10,
lettera a), numeri 5-bis) e 5-ter).
8. I biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da
biomassa provenienti dall'agricoltura non devono essere
prodotti a partire da materie prime ottenute su terreni che
presentano elevate scorte di carbonio, ossia terreni che
nel gennaio 2008 possedevano uno degli status seguenti, nel
frattempo persi:
a) zone umide, ossia terreni coperti o saturi di
acqua in modo permanente o per una parte significativa
dell'anno;
b) zone boschive continue, ossia terreni aventi
un'estensione superiore ad un ettaro caratterizzati dalla
presenza di alberi di altezza superiore a cinque metri e da
una copertura della volta superiore al 30 per cento o di
alberi che possono raggiungere tali soglie in situ;
c) terreni aventi un'estensione superiore a un
ettaro caratterizzati dalla presenza di alberi di altezza
superiore a cinque metri e da una copertura della volta
compresa tra il 10 per cento e il 30 per cento o di alberi
che possono raggiungere queste soglie in situ, a meno che
non siano fornite prove del fatto che le scorte stock di
carbonio della superficie in questione prima e dopo la
conversione sono tali che, quando e' applicata la
metodologia di cui all'Allegato VI, parte C, sono
soddisfatte le condizioni di cui al comma 12.
8-bis. La lettera a) del comma 8 si applica anche ai
biocarburanti, ai bioliquidi e ai combustibili da biomassa
ottenuti a partire da biomassa forestale che non rispettano
i criteri di cui al comma 10, lettera a), numeri 5-bis) e
5-ter).
9. I biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da
biomassa provenienti dall'agricoltura non devono essere
prodotti a partire da materie prime ottenute su terreni che
erano torbiere nel gennaio 2008, a meno che non siano
fornite prove del fatto che la coltivazione e la raccolta
di tali materie prime non comportano drenaggio di terreno
precedentemente non drenato. Il primo periodo si applica
anche ai biocarburanti, ai bioliquidi e ai combustibili da
biomassa ottenuti a partire da biomassa forestale che non
rispettano i criteri di cui al comma 10, lettera a), numeri
5-bis) e 5-ter).
10. In conformita' con quanto disposto dal
regolamento di esecuzione (UE) 2022/2448 della Commissione,
del 13 dicembre 2022 i biocarburanti, i bioliquidi e i
combustibili da biomassa ottenuti da biomassa forestale
devono soddisfare i seguenti criteri, per ridurre al minimo
il rischio di utilizzare biomassa forestale derivante da
una produzione non sostenibile:
a) il Paese in cui e' stata raccolta la biomassa
forestale ha introdotto e attua leggi nazionali o locali
applicabili nell'ambito della raccolta, ovvero sistemi di
monitoraggio e di applicazione che garantiscono:
1) la legalita' delle operazioni di raccolta;
2) la rigenerazione forestale delle superfici
oggetto di raccolta;
3) la protezione delle aree designate, ai sensi
di leggi internazionali o nazionali o dall'autorita'
competente, per scopi di protezione della natura, comprese
le zone umide e le torbiere, allo scopo di preservare la
biodiversita' e prevenire la distruzione degli habitat;
4) la realizzazione della raccolta sia effettuata
tenendo conto del mantenimento della qualita' del suolo e
della biodiversita' secondo principi di gestione
sostenibile delle foreste con l'obiettivo di ridurre al
minimo qualsiasi eventuale impatto negativo e in modo da
evitare la raccolta di ceppi e radici, il degrado dei
boschi vetusti ai sensi dell'articolo 3, comma 2, lettera
s-bis), del testo unico di cui al decreto legislativo 3
aprile 2018, n. 34, nonche' delle foreste primarie e
antiche quali definite nel Paese in cui e' situata la
foresta o la loro conversione in piantagioni forestali e la
raccolta su suoli vulnerabili;
4-bis) la realizzazione della raccolta sia
effettuata in conformita' alle soglie massime per i grandi
tagli a raso quali definiti dalla legislazione vigente,
ovvero da quella del Paese in cui e' situata la foresta,
nonche' alle soglie di conservazione adeguate a livello
locale ed ecologico per il prelievo di legno morto e la
raccolta sia effettuata in conformita' all'obbligo di
utilizzare sistemi di abbattimento che minimizzino
qualsiasi eventuale impatto negativo sulla qualita' del
suolo, compresa la compattazione del suolo, e sulle
caratteristiche della biodiversita' e sugli habitat;
5) che la raccolta mantenga o migliori la
capacita' produttiva a lungo termine delle foreste;
5-bis) che le foreste in cui e' raccolta la
biomassa forestale non provengano da terreni che presentano
gli status di cui rispettivamente al comma 7, lettere a),
b), d) ed e), al comma 8, lettera a), e al comma 9, alle
stesse condizioni di determinazione dello status dei
terreni di cui ai suddetti commi;
5-ter) che gli impianti che producono
biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa
forestale rilascino una dichiarazione di affidabilita',
corroborata da processi interni a livello dell'impresa, ai
fini degli audit effettuati a norma dell'articolo 43, commi
1 e 2, comprovante che la biomassa forestale non proviene
dai terreni di cui al numero 6) del presente comma.
b) se non vi e' evidenza rispetto a quanto previsto
alla lettera a), sono attuati sistemi di gestione a livello
di zona di approvvigionamento forestale che garantiscono:
1) la legalita' delle operazioni di raccolta;
2) la rigenerazione forestale delle superfici
oggetto di raccolta;
3) la protezione delle aree designate, ai sensi
di leggi internazionali o nazionali o dall'autorita'
competente, per scopi di protezione della natura, comprese
le zone umide, i terreni erbosi, le brughiere e le
torbiere, allo scopo di preservare la biodiversita' e
prevenire la distruzione degli habitat, a meno che non sia
dimostrato che la raccolta di tali materie prime non ha
interferito con detti scopi di protezione della natura;
4) che la raccolta sia effettuata tenendo conto
del mantenimento della qualita' del suolo e della
biodiversita' secondo principi di gestione sostenibile
delle foreste con l'obiettivo di ridurre al minimo
qualsiasi eventuale impatto negativo e in modo da evitare
la raccolta di ceppi e radici, il degrado delle foreste
primarie e antiche quali definite nel paese in cui e'
situata la foresta o la loro conversione in piantagioni
forestali e la raccolta su suoli vulnerabili; che la
raccolta sia effettuata in conformita' delle soglie massime
per i grandi tagli a raso quali definiti nel paese in cui
e' situata la foresta e a soglie di conservazione adeguate
a livello locale ed ecologico per il prelievo di legno
morto e che la raccolta sia effettuata in conformita'
dell'obbligo di utilizzare sistemi di abbattimento che
minimizzino qualsiasi eventuale impatto negativo sulla
qualita' del suolo, compresa la compattazione del suolo, e
sulle caratteristiche della biodiversita' e sugli habitat;
5) che la raccolta mantenga o migliori la
capacita' produttiva a lungo termine delle foreste.
11. A decorrere dall'adozione di appositi atti di
esecuzione della Commissione europea, i biocarburanti, i
bioliquidi e i combustibili da biomassa ottenuti da
biomassa forestale devono rispettare i seguenti criteri
relativi alla destinazione dei suoli, al cambiamento della
destinazione dei suoli e alla silvicoltura (land-use,
land-use change and forestry - LULUCF):
a) il paese o l'organizzazione regionale di
integrazione economica in cui ha avuto origine la biomassa
forestale e' parte dell'accordo di Parigi del 12 dicembre
2015 e
1) ha presentato, nell'ambito della Convenzione
quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici, un
contributo determinato a livello nazionale (nationally
determined contribution -NDC), relativo alle emissioni e
agli assorbimenti risultanti dall'agricoltura, dalla
silvicoltura e dall'uso del suolo, che garantisce che le
variazioni di scorte di carbonio associate alla raccolta
della biomassa sono contabilizzate in vista dell'impegno
del paese di ridurre o limitare le emissioni di gas serra,
come specificato nell'NDC; oppure
2) dispone di leggi nazionali o subnazionali, in
conformita' dell'articolo 5 dell'accordo di Parigi del 12
dicembre 2015, applicabili alla zona di raccolta, per
conservare e migliorare le scorte e i pozzi di assorbimento
di carbonio, che forniscono le prove che le emissioni
registrate relativamente al settore LULUCF non superano gli
assorbimenti;
b) se non vi e' evidenza rispetto a quanto previsto
alla lettera a) devono essere in vigore sistemi di gestione
a livello di zona di approvvigionamento forestale per
garantire che i livelli di scorte e di pozzi di
assorbimento di carbonio nella foresta siano mantenuti o
rafforzati a lungo termine.
12. L'uso di biocarburanti, bioliquidi e combustibili
da biomassa assicura una riduzione delle emissioni di gas a
effetto serra, calcolata in conformita' all'articolo 44,
pari almeno:
a) al 50 per cento per i biocarburanti, il
biometano ovvero i biogas consumati nel settore del
trasporto e i bioliquidi prodotti negli impianti in
esercizio al 5 ottobre 2015 o prima di tale data;
b) al 60 per cento per i biocarburanti, il
biometano ovvero i biogas consumati nel settore del
trasporto e i bioliquidi prodotti negli impianti entrati
esercizio dal 6 ottobre 2015 al 31 dicembre 2020;
c) al 65 per cento per i biocarburanti, il
biometano ovvero i biogas consumati nel settore del
trasporto e i bioliquidi prodotti negli impianti entrati in
esercizio dal 1° gennaio 2021;
d) all'80 per cento per l'energia elettrica, il
riscaldamento e il raffrescamento da combustibili da
biomassa usati negli impianti entrati in esercizio dopo il
20 novembre 2023;
d-bis) per la produzione di energia elettrica,
riscaldamento e raffrescamento da combustibili da biomassa,
escluso il biometano, usati negli impianti con una potenza
termica nominale totale superiore a 10 MW entrati in
funzione tra il 1° gennaio 2021 e il 20 novembre 2023:
1) al 70 per cento fino al 31 dicembre 2029;
2) all'80 per cento a decorrere dal 1° gennaio
2030;
d-ter) per la produzione di energia elettrica,
riscaldamento e raffrescamento da combustibili gassosi da
biomassa, escluso il biometano, usati negli impianti con
una potenza termica nominale totale pari o inferiore a 10
MW entrati in funzione tra il 1° gennaio 2021 e il 20
novembre 2023:
1) al 70 per cento prima che gli impianti siano
stati operativi per quindici anni;
2) almeno all'80 per cento dopo che gli impianti
siano stati operativi per quindici anni;
d-quater) per la produzione di energia elettrica,
riscaldamento e raffrescamento da combustibili da biomassa,
escluso il biometano, usati in impianti con una potenza
termica nominale totale, pari o superiore, a 10 MW entrati
in funzione prima del 1° gennaio 2021, almeno all'80 per
cento dopo che gli impianti siano stati operativi per
quindici anni, non prima del 1° gennaio 2026 e non oltre il
31 dicembre 2029;
d-quinquies) per la produzione di energia
elettrica, riscaldamento e raffrescamento da combustibili
gassosi da biomassa, escluso il biometano, usati in
impianti con una potenza termica nominale totale inferiore
a 10 MW entrati in funzione prima del 1° gennaio 2021,
almeno all'80 per cento dopo che gli impianti siano stati
operativi per quindici anni e non prima del 1° gennaio
2026;
d-sexies) per la produzione di energia elettrica,
riscaldamento e raffrescamento da biometano immesso in rete
almeno all'80 per cento.
12-bis. I requisiti di cui al comma 12, fatto salvo
quanto previsto al comma 16, si applicano a decorrere da
sei mesi dalla data di entrata in vigore della presente
disposizione per l'energia elettrica e il calore prodotti
da biogas e da biomasse solide.
13. Ai fini di cui al comma 12 del presente articolo,
un impianto e' considerato in esercizio quando sono state
avviate la produzione fisica dei biocarburanti, del
biometano ovvero dei biogas consumati nel settore del
trasporto e dei bioliquidi e la produzione fisica del
riscaldamento e del raffrescamento e dell'energia elettrica
da combustibili da biomassa.
14. Gli impianti di produzione di energia elettrica
da combustibili da biomassa che sono entrati in esercizio o
che sono stati convertiti per l'utilizzo di combustibili da
biomassa dopo il 25 dicembre 2021 concorrono al
raggiungimento degli obiettivi di cui all'articolo 3, solo
se rispettano i seguenti requisiti, la soddisfazione dei
quali non costituisce condizione per accedere a eventuali
regimi di sostegno approvati entro il 25 dicembre 2021:
a) l'energia elettrica e' prodotta in impianti con
una potenza termica nominale totale inferiore a 50 MW;
b) l'energia elettrica e' prodotta da impianti con
una potenza termica nominale totale da 50 a 100 MW che
applicano una tecnologia di cogenerazione ad alto
rendimento, oppure e' prodotta da impianti per la
produzione di sola energia elettrica che sono conformi ai
livelli netti di efficienza energetica associati alle
migliori tecniche disponibili (BAT-AEEL) cosi' come
definiti nella decisione di esecuzione (UE) 2017/1442 della
Commissione;
c) l'energia elettrica e' prodotta da impianti con
una potenza termica nominale totale superiore a 100 MW
applicando una tecnologia di cogenerazione ad alto
rendimento o da impianti che producono solo energia
elettrica e che raggiungono un'efficienza energetica netta
almeno pari al 36%;
d) l'energia elettrica e' prodotta applicando la
cattura e lo stoccaggio del CO2 da biomassa.
15. Fermo restando quanto previsto al comma 14, gli
impianti per la produzione di sola energia elettrica che
sono entrati in esercizio o che sono stati convertiti per
l'utilizzo di combustibili da biomassa dopo il 25 dicembre
2021 sono presi in considerazione ai fini dell'obiettivo di
cui all'articolo 3 solo se dalla valutazione effettuata ai
sensi dell'articolo 10, comma 7, del decreto legislativo 4
luglio 2014, n. 102, emerge che non utilizzano combustibili
fossili quale combustibile principale e non vi e' un
potenziale economicamente vantaggioso nell'applicare la
tecnologia di cogenerazione ad alto rendimento.
16. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in
vigore della presente disposizione, con uno o piu' decreti
del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, di
concerto con il Ministro dell'agricoltura, della sovranita'
alimentare e delle foreste, sono definiti sistemi di
certificazione semplificati per gli impianti per produzione
di energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento con
potenza termica nominale totale compresa tra 7,5 e 20 MW.
Con i medesimi decreti di cui al primo periodo si provvede
altresi' all'istituzione del sistema nazionale di
certificazione della sostenibilita', anche al fine di
tenere conto dell'evoluzione della normativa eurounitaria
in materia. Nelle more dell'adozione dei decreti di cui al
primo periodo, e comunque non oltre il 30 giugno 2027,
l'energia elettrica e il calore prodotti da combustibili
solidi da biomassa, in impianti di potenza compresa tra 7,5
e 20 MW, rilevano ai fini del raggiungimento degli
obiettivi di cui all'articolo 3 e del soddisfacimento degli
obblighi di cui all'articolo 39 e sono ammessi ai regimi di
sostegno, senza la verifica del rispetto dei requisiti di
cui ai commi da 5 a 12 del presente articolo.
17. Le disposizioni del presente articolo, laddove
applicabili, derogano alle previsioni di cui agli articoli
7-ter e 7-quinquies del decreto legislativo 21 marzo 2005,
n. 66.225
18. L'articolo 38 del decreto legislativo 3 marzo
2011, n. 28 e' abrogato dalla data di entrata in vigore del
presente decreto.
18-bis. Con riferimento alla produzione di energia
elettrica e calore da biomasse solide e gassose, le
disposizioni di cui all'articolo 43, comma 1, si applicano
secondo quanto previsto dal decreto del Ministro
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare 14
novembre 2019, fermo restando quanto previsto dal comma 16
del presente articolo in ordine al suo aggiornamento.
18-ter. Fino al 31 dicembre 2030, l'energia prodotta
da biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa
puo' essere presa in considerazione ai fini di cui al comma
1 se ricorrono le seguenti condizioni:
a) il sostegno e' stato concesso prima del 20
novembre 2023 in conformita' ai criteri di sostenibilita' e
di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra di cui
all'articolo 29 della direttiva (UE) 2018/2001 del
Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018
nella sua versione in vigore il 29 settembre 2020;
b) il sostegno e' stato concesso sotto forma di
sostegno a lungo termine per il quale e' stato stabilito un
importo fisso all'inizio del periodo di sostegno e a
condizione che sia in vigore un meccanismo di correzione
per garantire l'assenza di sovracompensazione.».
«Art. 42-bis (Criteri di riduzione delle emissioni di
gas ad effetto serra per i combustibili rinnovabili di
origine non biologica e per i carburanti da carbonio
riciclato). - 1. L'energia da combustibili rinnovabili di
origine non biologica e' conteggiata ai fini del
raggiungimento degli obiettivi di cui all'articolo 3 e del
soddisfacimento degli obblighi di cui all'articolo 39, a
condizione che la riduzione delle emissioni di gas a
effetto serra derivante dall'uso di tali combustibili sia
pari ad almeno il 70 per cento del combustibile fossile di
riferimento.
2. L'energia da carburanti derivanti da carbonio
riciclato puo' essere contabilizzata ai fini degli obblighi
di cui all'articolo 39, a condizione che la riduzione delle
emissioni di gas a effetto serra derivante dall'uso di tali
carburanti sia pari ad almeno il 70 per cento del
carburante fossile di riferimento.
3. I commi 1 e 2 si applicano a prescindere dal fatto
che i combustibili rinnovabili di origine non biologica e i
carburanti da carbonio riciclato siano stati prodotti o
importati nell'Unione.».
«Art. 43 (Verifica della conformita' con i criteri di
sostenibilita' e di riduzione delle emissioni di gas a
effetto serra). - 1. Per garantire il rispetto di quanto
previsto agli articoli 3, 39 e 42, e' certificata ogni
partita di biocarburanti, bioliquidi, combustibili da
biomassa, combustibili rinnovabili di origine non
biologica, carburanti da carbonio riciclato. A tal fine,
tutti gli operatori economici appartenenti alla filiera di
produzione aderiscono al Sistema nazionale di
certificazione della sostenibilita' ovvero a un sistema
volontario di certificazione, che dimostri che sono stati
rispettati i criteri di sostenibilita' e di riduzione delle
emissioni di gas a effetto serra, conformemente all'atto di
esecuzione adottato a norma dell'articolo 30, paragrafo 8,
della direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 18 ottobre 2023.
2. Il Sistema di certificazione della sostenibilita'
garantisce:
a) che tutti gli operatori economici appartenenti
alla filiera di produzione forniscano le informazioni che
concorrono alla dimostrazione del rispetto dei criteri di
sostenibilita' e del criterio delle riduzioni delle
emissioni;
b) un livello adeguato di verifica indipendente da
parte terza delle informazioni presentate per:
1) accertare che i sistemi utilizzati dagli
operatori economici siano precisi, affidabili e a prova di
frode, valutando anche la frequenza e il metodo di
campionamento usati e la solidita' dei dati;
2) verificare che i materiali non siano stati
intenzionalmente modificati o scartati in modo che la
partita o parte di essa potesse diventare un rifiuto o
residuo.
3. Nel caso delle biomasse forestali, relativamente
alla dimostrazione di quanto richiesto all'articolo 42,
commi 9, lettera a), e 10, lettera a), il livello di
verifica indipendente da parte terza deve essere garantito
a partire dal primo punto di raccolta delle stesse.
4. Al fine di dimostrare che i criteri di cui al
comma 1 lettere a) e b) dell'articolo 42 e di cui ai commi
1 e 2 dell'articolo 42-bis siano mantenuti lungo tutta la
catena di consegna dei combustibili di cui al comma 1,
dalla materia prima al prodotto finito, gli operatori
economici e i fornitori utilizzano un sistema di equilibrio
di massa che:
a) consenta che partite di materie prime, di
prodotti intermedi, di prodotti finiti con caratteristiche
diverse in termini di sostenibilita' e di riduzione delle
emissioni di gas a effetto serra siano mescolate,
all'interno di un unico luogo geografico precisamente
delimitato, come un serbatoio, un'infrastruttura, un sito
di trasmissione e distribuzione o un impianto logistico o
di trattamento, la cui responsabilita' o gestione sia
riferibile ad un unico soggetto; nel caso in cui non si
verifichi la miscelazione fisica tra due o piu' partite, la
miscelazione e' comunque ammissibile purche' le partite in
questione siano miscelabili da un punto di vista
chimico-fisico;
b) imponga che le informazioni sulle
caratteristiche di sostenibilita', sulla riduzione delle
emissioni di gas a effetto serra e sul volume delle partite
di cui alla lettera a) restino associate alla miscela;
c) preveda che la somma di tutte le partite
prelevate dalla miscela sia descritta come avente le stesse
caratteristiche di sostenibilita', nelle stesse quantita',
della somma di tutte le partite aggiunte alla miscela in un
arco di tempo predefinito;
d) includa informazioni in merito al tipo di
sostegno eventualmente erogato per la produzione della
partita;
e) consenta che partite di materie prime aventi un
diverso contenuto energetico siano mescolate a fini di
ulteriore trattamento, a condizione che il volume delle
partite sia adeguato in base al loro contenuto energetico.
5. Se una partita e' trasformata, le informazioni
sulle caratteristiche di sostenibilita' e di riduzione
delle emissioni di gas a effetto serra della partita sono
adeguate e riferite al prodotto finale conformemente alle
regole seguenti:
a) quando dal trattamento di una partita di materie
prime si ottiene un unico prodotto destinato alla
produzione dei combustibili di cui al comma 1, il volume
della partita e le relative quantita' in termini di
sostenibilita' e di riduzione di emissioni di gas a effetto
serra sono adeguati applicando un fattore di conversione
pari al rapporto tra la massa del prodotto destinato a tale
produzione e la massa delle materie prime che entrano nel
processo;
b) quando dal trattamento di una partita di materie
prime si ottengono piu' prodotti destinati alla produzione
dei combustibili di cui al comma 1, per ciascun prodotto e'
applicato un distinto fattore di conversione e utilizzato
un distinto bilancio di massa.
6. Il Ministero della transizione ecologica, anche
avvalendosi del Comitato di cui all'articolo 39, comma 11,
controlla il funzionamento degli organismi di
certificazione che effettuano verifiche indipendenti
nell'ambito di un sistema volontario. Gli organismi di
certificazione trasmettono, su richiesta del Ministero
della transizione ecologica, tutte le informazioni
pertinenti necessarie per controllare il funzionamento,
compresa la data esatta, l'ora e il luogo dei controlli.
Qualora siano accertati casi di mancata conformita', il
Ministero della transizione ecologica informa senza ritardo
il sistema volontario.
7. Ai fini del riconoscimento delle maggiorazioni del
contributo energetico previste all'articolo 39, comma 6,
gli operatori economici forniscono le informazioni che
concorrono alla dimostrazione del rispetto dei criteri di
sostenibilita' e di risparmio delle emissioni di gas a
effetto serra, rispettando i seguenti criteri:
a) aderiscono al Sistema nazionale di
certificazione di cui al comma 1;
b) nel processo di produzione del biocarburante che
matura il riconoscimento alla maggiorazione, le materie
prime e il biocarburante al termine del processo produttivo
devono essere effettivamente impiegati come carburanti;
c) non e' ammessa la miscelazione tra materie prime
finalizzate alla produzione di biocarburanti che possono
beneficiare della maggiorazione con materie prime
finalizzate alla produzione di biocarburanti che non
possono beneficiare di tale maggiorazione in tutte le fasi
della filiera di produzione di biocarburanti precedenti al
perimetro individuato dal processo di trasformazione finale
di tali materie in biocarburanti.
8. Le informazioni sull'origine geografica e sul tipo
di materie prime dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei
combustibili da biomassa per fornitore di combustibile sono
messe a disposizione dei consumatori in forma facilmente
accessibile e di agevole consultazione sui siti internet
sia dei fornitori sia del GSE, nonche' aggiornate su base
annuale. Il GSE elabora le informazioni di cui al primo
periodo e le trasmette al Ministero dell'ambiente e della
sicurezza energetica ai fini del successivo inoltro alla
Commissione europea.
9. Le certificazioni di cui al comma 1 primo periodo,
rilasciate prima della data di entrata in vigore del
presente decreto, restano valide purche' le partite a cui
si riferiscono vengano immesse in consumo o utilizzate
entro dodici mesi dalla data di entrata in vigore del
presente decreto. Le certificazioni di cui al comma 1 primo
periodo, rilasciate prima dell'entrata in vigore del
presente decreto e successivamente all'entrata in vigore
della direttiva (UE) 2001/2018 che utilizzano i parametri
ivi contemplati, restano valide senza la predetta
limitazione temporale.
10. L'articolo 39 del decreto legislativo 3 marzo
2011, n. 28, e' abrogato dalla data di entrata in vigore
del presente decreto.
10-bis. I biocarburanti, i bioliquidi e i
combustibili da biomassa certificati secondo il sistema
nazionale della certificazione di sostenibilita'
nell'ambito del sistema di scambio delle quote di emissione
inquinanti (ETS 1 e 2) hanno un fattore di emissione pari a
zero. Ulteriori sistemi nazionali della certificazione di
sostenibilita' di altri Stati membri per i quali e' in
vigore un accordo di mutuo riconoscimento tra i relativi
sistemi nazionali nonche' i sistemi volontari riconosciuti
dalla Commissione Europea sono altresi' ritenuti validi per
dimostrare il rispetto della sostenibilita' di cui al
presente articolo, ai fini di cui al primo periodo e di cui
al regolamento (UE) 2023/2405 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 18 ottobre 2023 e al regolamento (UE)
2023/1805 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13
settembre 2023. Nel caso di avvalimento di incentivi o
maggiorazioni e' necessario che i biocarburanti ottenuti a
partire dalle materie prime di cui all'allegato VIII,
debbano essere prodotti in impianti situati all'interno del
territorio dell'Unione europea. A tal fine nel certificato
di sostenibilita' o in allegato ad esso deve essere
riportato il luogo di produzione e tale informazione deve
essere sottoposta a controllo da parte dei medesimi
organismi di certificazione operanti con lo schema
volontario responsabile della certificazione delle partite.
Inoltre, i biocarburanti usati nel settore marittimo devono
rispettare le medesime specifiche tecniche previste nel
caso di immissione nel settore dei trasporti stradali e
tale informazione e' sottoposta al medesimo controllo. Il
fornitore di biocarburante operante sotto il controllo
dello schema nazionale di sostenibilita', in caso di
necessita' di trattenimento del certificato di
sostenibilita', ha facolta' di produrre un certificato
sostitutivo di conformita' alla sostenibilita' per la
catena di fornitura dei biocarburanti fino alla piena
operativita' della Banca dati unionale di cui all'articolo
47-bis del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199.236
10-ter. Fermi restando gli obblighi derivanti dal
sistema EU ETS di cui alla direttiva 2003/87/CE del
Parlamento europeo e del Consiglio del 13 ottobre 2003 e
nel rispetto della normativa dell'Unione europea in materia
di monitoraggio e rendicontazione delle emissioni, per i
combustibili da biomassa derivanti da rifiuti nonche' per
il combustibile solido secondario che abbia cessato la
qualifica di rifiuto ai sensi del decreto del Ministro
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare 14
febbraio 2013, n. 22, utilizzati nei forni per la
produzione del clinker esclusivamente quale apporto termico
al relativo processo produttivo e non destinati alla
produzione di energia elettrica o termica da immettere in
rete, non si applica l'obbligo di dimostrare il risparmio
di emissioni di gas a effetto serra di cui all'articolo 42,
comma 12, ne' la relativa verifica ai fini dell'articolo
43.».
- Per i riferimenti della direttiva (UE) 2024/1788 si
veda nelle note alle premesse.
- Per i riferimenti della direttiva (UE) 2018/2001 si
veda nelle note alle premesse.
- Il regolamento delegato 2025/2359/UE della
Commissione, dell'8 luglio 2025, (che integra la direttiva
(UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio
precisando la metodologia di valutazione delle riduzioni di
emissioni di gas a effetto serra da combustibili a basse
emissioni di carbonio) e' pubblicato nella G.U.U.E. 21
novembre 2025, Serie L.
- Il regolamento delegato 2023/1185/UE della
Commissione, del 10 febbraio 2023, (che integra la
direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del
Consiglio definendo la soglia minima di riduzione delle
emissioni di gas a effetto serra dei carburanti derivanti
da carbonio riciclato e precisando la metodologia di
valutazione delle riduzioni di emissioni di gas a effetto
serra da carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di
origine non biologica per il trasporto e da carburanti
derivanti da carbonio riciclato) e' pubblicato nella
G.U.U.E. 20 giugno 2023, n. L 157.
- Si riporta il testo dell'articolo 33, comma 5-sexies,
del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 (Attuazione
della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso
dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e
successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e
2003/30/CE) pubblicato nella Gazz. Uff. 28 marzo 2011, n.
71, S.O.:
«Art. 33. (Disposizioni in materia di biocarburanti).
- (omissis)
5-sexies. A decorrere dal 1° gennaio 2013, le
competenze operative e gestionali assegnate al Ministero
delle politiche agricole, alimentari e forestali ai sensi
del provvedimento di attuazione dell'articolo 2-quater del
decreto-legge 10 gennaio 2006, n. 2, convertito, con
modificazioni, dalla legge 11 marzo 2006, n. 81, cosi' come
modificato dall'articolo 1, comma 368, della legge 27
dicembre 2006, n. 296, sono attribuite al Ministero dello
sviluppo economico che le esercita anche avvalendosi del
Gestore dei servizi energetici S.p.A. Per l'esercizio di
tali competenze e' costituito presso il Ministero dello
sviluppo economico un comitato tecnico consultivo composto
da rappresentanti del Ministero dello sviluppo economico,
del Ministero delle politiche agricole alimentari e
forestali, del Ministero dell'ambiente e della tutela del
territorio e del mare, del Ministero dell'economia e delle
finanze, e del Gestore dei servizi energetici S.p.A., con
oneri a carico dello stesso Gestore. Dall'attuazione del
presente comma non devono derivare nuovi o maggiori oneri a
carico della finanza pubblica.
(omissis).».
- Si riporta il testo dell'articolo 39, comma 11, del
citato decreto legislativo n. 199, del 2021:
«Art. 42. (Utilizzo dell'energia da fonti rinnovabili
nel settore dei trasporti). - (omissis)
11. A decorrere dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, il Comitato tecnico consultivo di cui
all'articolo 33, comma 5-sexies del decreto legislativo 3
marzo 2011, n. 28, opera presso il Ministero della
transizione ecologica nella composizione e con le
competenze di cui al medesimo comma 5-sexies, ivi incluse
quelle in materia di combustibili e combustibili da
biomassa, bioliquidi e carburanti rinnovabili liquidi e
gassosi di origine non biologica, nonche' carburanti da
carbonio riciclato, come definiti dall'articolo 2. I
componenti del comitato di cui al primo periodo sono
nominati dal Ministro della transizione ecologica.
(omissis)»

Art. 3

Diritti contrattuali di base

1. Tutti i clienti hanno il diritto di essere riforniti di gas naturale e idrogeno da un fornitore di loro scelta, ove questi lo accetti, a prescindere dallo Stato membro in cui il fornitore e' registrato, a condizione che il fornitore rispetti le norme applicabili in materia di scambi e bilanciamento e fatti salvi i requisiti in materia di sicurezza degli approvvigionamenti. I clienti finali hanno altresi' il diritto di avere piu' di un contratto di fornitura di gas naturale o di idrogeno allo stesso tempo, purche' siano stabiliti i punti di connessione e misurazione richiesti.
2. I clienti finali, ferma restando la normativa vigente relativa alla tutela dei consumatori, beneficiano dei diritti contrattuali previsti dai commi da 3 a 12, hanno il diritto a che i contratti di fornitura di gas naturale e di idrogeno indichino, in maniera chiara e agevolmente comprensibile:
a) l'identita', l'indirizzo di posta elettronica, l'indirizzo del fornitore e i contatti dell'assistenza ai consumatori;
b) i servizi forniti, le loro caratteristiche principali, i livelli di qualita' dei servizi forniti e la data di allacciamento iniziale;
c) i servizi di manutenzione offerti;
d) i mezzi disponibili per ottenere informazioni aggiornate sulle tariffe vigenti, gli addebiti per i servizi di manutenzione e i prodotti o servizi a pacchetto;
e) la durata-base del contratto, le condizioni di rinnovo e di cessazione degli effetti del contratto e dei singoli servizi da questo previsti, ivi compresi i prodotti o i servizi a pacchetto, nonche' l'eventuale facolta', per il cliente, di risolvere in anticipo il contratto senza oneri;
f) l'indennizzo e le modalita' di rimborso applicabili nel caso in cui i livelli di qualita' previsti dal contratto non siano raggiunti, ivi compresi i casi di fatturazione imprecisa o tardiva;
g) nel caso in cui l'oggetto del contratto includa prestazioni ambientali, comprese le emissioni di biossido di carbonio se applicabili, impegni chiari, oggettivi, accessibili e verificabili apportati dal fornitore e, nel caso di fornitura di gas rinnovabile e di gas a basse emissioni di carbonio, la certificazione del gas rinnovabile e del gas a basse emissioni di carbonio;
h) le forme di risoluzione stragiudiziale delle controversie e le relative modalita' procedimentali;
i) le informazioni sui diritti spettanti al cliente, ivi incluse le informazioni sulla gestione dei reclami e su tutti gli altri aspetti di cui al presente comma, le quali devono essere chiaramente indicate anche sulla fattura e sul sito internet del fornitore;
l) le informazioni sul fornitore e sul prezzo degli eventuali prodotti o servizi legati o abbinati alla fornitura di gas naturale o idrogeno, se applicabili.
3. Le condizioni contrattuali applicate ai clienti finali sono eque e comunicate in modo chiaro e comprensibile prima della conclusione del contratto anche qualora il contratto medesimo sia stipulato per il tramite di intermediari. Prima della conclusione del contratto, il cliente finale ha altresi' diritto a ricevere:
a) le informazioni sul fornitore di prodotti o servizi e sul prezzo di tali prodotti o servizi che sono legati o abbinati alla fornitura di gas;
b) un documento informativo di sintesi, delle principali condizioni contrattuali e delle ulteriori condizioni contrattuali, in maniera evidenziata e con un linguaggio semplice e conciso.
4. La violazione del comma 3, ad opera del fornitore, e' causa di nullita' del contratto di fornitura. La nullita' opera soltanto in favore del cliente finale e puo' essere rilevata anche d'ufficio dal giudice.
5. Il cliente finale ha il diritto di ricevere dal fornitore una comunicazione chiara, comprensibile e tempestiva dell'intenzione di modificare le condizioni contrattuali e della loro facolta' di recedere dal contratto. In caso di adeguamento del prezzo di fornitura, il cliente finale deve essere altresi' informato, in via diretta, dei motivi e prerequisiti dell'adeguamento e della sua entita', con un preavviso di almeno due settimane ovvero di almeno un mese qualora si tratti di un cliente civile, rispetto alla data di applicazione del medesimo adeguamento. Sono escluse dall'obbligo di comunicazione di cui al presente comma, le variazioni dei corrispettivi che derivano da indicizzazione o adeguamento automatico degli stessi non determinati dal fornitore. I clienti finali hanno altresi' il diritto a che i fornitori non modifichino unilateralmente in maniera sfavorevole le condizioni contrattuali economiche e di durata, ne' risolvano i contratti prima della scadenza.
6. Nelle ipotesi indicate dal comma 5, il cliente finale puo' recedere dal contratto, con dichiarazione inviata al fornitore, mediante lettera raccomandata con ricevuta di ritorno ovvero mediante posta elettronica, anche ordinaria, entro il termine indicato dal fornitore, comunque non inferiore a dieci giorni lavorativi, decorrente dal ricevimento della comunicazione di cui al comma 5. La comunicazione di cui al comma 5 indica gli indirizzi, ivi compreso almeno un indirizzo di posta elettronica ordinaria, ai quali la dichiarazione di recesso puo' essere trasmessa.
7. I fornitori di gas naturale e di idrogeno forniscono ai clienti finali informazioni chiare e trasparenti sui prezzi e sulle tariffe praticati, nonche' sulle condizioni contrattuali generalmente praticate per l'accesso e l'uso dei servizi, incluse, se previste, le promozioni e gli sconti. I fornitori specificano se il prezzo applicato e' di natura fissa o variabile. Le informazioni contrattuali fondamentali sono evidenziate in modo chiaro e comprensibile.
8. I fornitori offrono ai clienti finali diversi metodi di pagamento. Il metodo di pagamento prescelto dal cliente finale non puo' in ogni caso determinare indebite discriminazioni. Le eventuali differenze negli oneri relativi ai diversi metodi di pagamento e ai differenti sistemi di prepagamento devono essere oggettive, non discriminatorie e proporzionate e, in ogni caso, non possono superare i costi diretti a carico del beneficiario legati all'uso di un determinato metodo di pagamento o di un determinato sistema di prepagamento. L'accesso a sistemi di prepagamento non puo' determinare condizioni svantaggiose per i clienti.
9. I fornitori di gas naturale e di idrogeno applicano condizioni generali di fornitura eque e trasparenti, redatte in un linguaggio semplice e univoco, prive di ostacoli non contrattuali all'esercizio dei diritti dei clienti finali, quali un'eccessiva documentazione. I clienti finali sono altresi' tutelati contro pratiche di vendita sleali o ingannevoli.
10. I clienti finali hanno diritto a un buon livello di prestazione dei servizi e di gestione dei propri eventuali reclami da parte dei fornitori, in modo semplice, equo e rapido.
11. I clienti civili di gas naturale hanno diritto di essere informati in modo adeguato dai fornitori sulle misure alternative alla disconnessione del servizio, con sufficiente anticipo rispetto alla data prevista per l'interruzione della fornitura, comunque non inferiore a un mese. Le misure alternative possono consistere in fonti di sostegno, in sistemi di prepagamento, in audit energetici, in servizi di consulenza energetica, in piani di pagamento alternativi, in consulenze per la gestione dell'indebitamento e in moratorie e non comportano, in ogni caso, costi supplementari per i clienti interessati.
12. I clienti finali hanno diritto a che i fornitori non risolvano i contratti o non interrompano la fornitura per motivi che sono oggetto di un reclamo o di una risoluzione extragiudiziale delle controversie e non pregiudichino i diritti e gli obblighi contrattuali.
13. L'Autorita' di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA), con uno o piu' atti da adottare entro dodici mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, adegua la disciplina regolatoria al fine di rendere effettivi i diritti di cui al presente articolo con riferimento al settore della vendita di gas naturale. La medesima Autorita' con uno o piu' atti regolatori applica le disposizioni di cui al presente articolo al settore della vendita dell'idrogeno sulla base di criteri di gradualita' tenuto conto del livello di maturita' del relativo mercato.

Art. 4

Diritto a cambiare fornitore

1. I clienti hanno il diritto di cambiare fornitore di gas naturale e idrogeno o di cambiare partecipante al mercato del gas naturale e dell'idrogeno senza discriminazioni legate ai costi, agli oneri o ai tempi e nel piu' breve tempo possibile e, comunque, entro un termine massimo di tre settimane dalla data di ricevimento della richiesta.
2. Il processo tecnico di passaggio da un fornitore o da un partecipante al mercato all'altro non deve richiedere piu' di ventiquattro ore e deve essere possibile in qualsiasi giorno lavorativo, secondo modalita' individuate dall'ARERA.
3. Fatta eccezione per l'ipotesi prevista dal comma 4, l'esercizio del diritto di recesso da parte dei clienti civili e delle imprese che occupano meno di cinquanta dipendenti, a tempo indeterminato e a termine, e che realizzano un fatturato ovvero un totale di bilancio non superiore a 10 milioni di euro, non e' soggetto ad alcun onere per cambio fornitore, anche qualora la fornitura sia abbinata o connessa ad altri servizi o prodotti.
4. Il fornitore puo' imporre oneri di risoluzione anticipata nei contratti a tempo determinato e a prezzo fisso, qualora il cliente decida di recedere volontariamente prima della scadenza, a condizione che tale onere sia stato indicato, in maniera espressa, chiara e agevolmente comprensibile, tanto nel documento informativo comunicato prima della stipula del contratto quanto nel contratto stesso e sia stato specificamente approvato e sottoscritto dal cliente. La somma richiesta deve in ogni caso essere proporzionata e non puo' eccedere la perdita economica direttamente subita dal fornitore o dal partecipante al mercato coinvolto in un'aggregazione a seguito dello scioglimento anticipato del contratto, ivi compresi i costi legati a eventuali pacchetti di investimenti o servizi gia' forniti al cliente nell'ambito del contratto. L'onere di provare l'esistenza e l'entita' di tale perdita economica diretta grava sul fornitore.
5. I clienti civili di gas naturale e di idrogeno hanno diritto di partecipare a programmi collettivi di cambio di fornitore, alle stesse condizioni e con le medesime garanzie previste dal presente articolo per i cambi individuali, nonche' senza oneri aggiuntivi.
6. L'ARERA, con propri provvedimenti, assicura l'attuazione delle disposizioni del presente articolo, introducendo misure volte a contrastare comportamenti opportunistici di cambio del fornitore da parte dei clienti finali morosi, anche limitando la possibilita' di cambio del fornitore, salvo il caso in cui siano state attivate procedure di contestazione o conciliazione sulle bollette, e assicura che i clienti abbiano informazioni chiare sul cambio fornitore di gas naturale e idrogeno anche attraverso gli sportelli di cui all'articolo 22, comma 6, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164.

Note all'art. 4:
- Si riporta il testo dell'articolo 22, comma 6, del
citato decreto legislativo n. 164, del 2000:
«Art. 22. (Obblighi relativi al servizio pubblico e
tutela dei consumatori). - (omissis)
6. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas,
anche avvalendosi dell'Acquirente unico Spa, ai sensi
dell'articolo 27, comma 2, della legge 23 luglio 2009, n.
99, provvede affinche' siano istituiti sportelli unici al
fine di mettere a disposizione dei clienti tutte le
informazioni necessarie concernenti i loro diritti, la
normativa in vigore e le modalita' di risoluzione delle
controversie di cui dispongono.
(omissis)»

Art. 5
Diritti e tutela dei consumatori in relazione alla graduale
eliminazione del gas naturale

1. Nel caso di disconnessione degli utenti dalla rete in relazione alla graduale eliminazione del gas naturale per garantire il rispetto dell'attuazione dell'obiettivo della neutralita' climatica, l'ARERA, con uno o piu' provvedimenti, provvede affinche':
a) gli utenti della rete, i clienti finali e i soggetti interessati siano informati con adeguato anticipo della data prevista per la disconnessione, delle fasi previste e del relativo calendario;
b) i clienti finali ricevano informazioni sulle opzioni di riscaldamento sostenibili, abbiano accesso a un'adeguata consulenza e siano informati sui meccanismi di sostegno disponibili attraverso lo Sportello per il consumatore energia e ambiente e gli sportelli unici di cui all'articolo 22, comma 6, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164;
c) eventuali trasferimenti finanziari tra servizi regolamentati siano conformi alle disposizioni di cui all'articolo 5 del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024 e siano non discriminatori tra categorie di clienti e tra vettori energetici;
d) nel pianificare e realizzare la graduale eliminazione del gas naturale, si tenga debitamente conto delle esigenze specifiche dei clienti vulnerabili e dei clienti in condizioni di poverta' energetica.

Note all'art. 5:
- Per il testo dell'articolo 22, comma 6, del decreto
legislativo n. 164 del 2000, si veda nelle note
all'articolo 4.
- Per i riferimenti del regolamento (UE) 2024/1789 si
veda nelle note alle premesse.

Art. 6

Clienti attivi sul mercato del gas naturale

1. I clienti finali di gas naturale, ivi inclusi i clienti appartenenti al settore agricolo e al settore pubblico, hanno diritto di agire in qualita' di clienti attivi senza essere soggetti a procedure o oneri discriminatori o sproporzionati, ne' a oneri di rete non commisurati ai costi effettivi. Essi mantengono tutti i diritti riconosciuti ai clienti finali.
2. I clienti attivi di gas naturale:
a) possono operare individualmente sul mercato o in forma consorziata;
b) hanno il diritto di vendere sul mercato il gas rinnovabile autoprodotto attraverso il sistema del gas naturale;
c) hanno il diritto di partecipare a meccanismi di efficienza energetica;
d) possono delegare a un soggetto terzo la gestione degli impianti necessari per la loro attivita', ivi compresi l'installazione, il funzionamento, il trattamento dei dati e la manutenzione, senza che tali soggetti terzi debbano a loro volta considerarsi clienti attivi;
e) sono soggetti a oneri di rete idonei a rispettare i costi, trasparenti e non discriminatori, cosi' da garantire un contributo adeguato ed equilibrato alla ripartizione globale dei costi di sistema;
f) sono responsabili dal punto di vista finanziario degli squilibri che apportano al sistema del gas naturale ovvero delegano a un soggetto responsabile del bilanciamento, in conformita' dell'articolo 3, lettera e), del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024.
3. I clienti attivi proprietari di impianti di stoccaggio del gas naturale rinnovabile:
a) hanno diritto alla connessione alla rete entro un termine ragionevole dalla richiesta, purche' siano soddisfatte le condizioni necessarie, ivi inclusa la responsabilita' del bilanciamento;
b) non possono essere assoggettati a una duplicita' di oneri, ivi compresi gli oneri di rete, per il gas immagazzinato che rimane nella loro disponibilita';
c) non possono essere assoggettati a requisiti od oneri sproporzionati per il rilascio di atti di autorizzazione o provvedimenti a contenuto equivalente;
d) sono autorizzati a fornire diversi servizi contemporaneamente, se tecnicamente possibile.

Note all'art. 6:
- Per i riferimenti del regolamento (UE) 2024/1789 si
veda nelle note alle premesse.

Art. 7

Bollette e informazioni di fatturazione

1. I clienti finali hanno il diritto di ricevere dai propri fornitori bollette e informazioni di fatturazione accurate, facilmente comprensibili, chiare, concise, di facile consultazione e idonee a facilitare confronti con i servizi offerti da altri fornitori. I clienti finali hanno altresi' il diritto di ricevere, su loro specifica ed espressa richiesta, una spiegazione chiara e comprensibile da parte del fornitore sul modo in cui una determinata bolletta e' stata compilata. La spiegazione deve risultare particolarmente chiara e dettagliata in caso di bollette non basate sui consumi effettivi.
2. I clienti finali ricevono le bollette e le informazioni di cui al comma 1 in maniera gratuita.
3. I clienti finali possono chiedere al proprio fornitore di ricevere le bollette e le informazioni di cui al comma 1 in formato elettronico, anche mediante posta elettronica ordinaria, e hanno diritto di accedere a soluzioni flessibili per il pagamento delle bollette.
4. Nel caso in cui il contratto di fornitura preveda variazioni dei prodotti e dei servizi offerti ovvero del prezzo di fornitura, cio' e' indicato nella bolletta, unitamente alla data della prevista variazione.
5. Le bollette e le informazioni di fatturazione trasmesse soddisfano i requisiti minimi indicati nell'allegato I al presente decreto.
6. L'ARERA, con uno o piu' atti regolatori adottati entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, sentite le organizzazioni rappresentative iscritte nel Registro unico nazionale ai sensi dell'articolo 45 del codice del terzo settore di cui al decreto legislativo 3 luglio 2017, n. 117, stabilisce le misure tecniche e di dettaglio necessarie al fine di rendere effettivi i diritti di cui al presente articolo. Con i medesimi provvedimenti di cui al primo periodo possono essere altresi' previsti requisiti ulteriori rispetto a quelli indicati dal comma 5 del presente articolo.

Note all'art. 7:
- Si riporta l'articolo 45, del decreto legislativo 3
luglio 2017, n. 117 (Codice del Terzo settore, a norma
dell'articolo 1, comma 2, lettera b), della legge 6 giugno
2016, n. 106) pubblicato nella Gazz. Uff. 2 agosto 2017, n.
179, S.O.:
«Art. 45. (Registro unico nazionale del Terzo
settore). - 1. Presso il Ministero del lavoro e delle
politiche sociali e' istituito il Registro unico nazionale
del Terzo settore, operativamente gestito su base
territoriale e con modalita' informatiche in collaborazione
con ciascuna Regione e Provincia autonoma, che, a tal fine,
individua, entro centottanta giorni dalla data di entrata
in vigore del presente decreto, la struttura competente.
Presso le Regioni, la struttura di cui al periodo
precedente e' indicata come «Ufficio regionale del Registro
unico nazionale del Terzo settore». Presso le Province
autonome la stessa assume la denominazione di «Ufficio
provinciale del Registro unico nazionale del Terzo
settore». Il Ministero del lavoro e delle politiche sociali
individua nell'ambito della dotazione organica dirigenziale
non generale disponibile a legislazione vigente la propria
struttura competente di seguito indicata come «Ufficio
statale del Registro unico nazionale del Terzo settore».
2. Il registro e' pubblico ed e' reso accessibile a
tutti gli interessati in modalita' telematica.».

Art. 8

Sistemi di misurazione intelligenti del gas naturale

1. L'introduzione di sistemi di misurazione intelligenti e' effettuata solo dopo una valutazione costi-benefici, sulla base di criteri individuati dall'ARERA in conformita' dei principi di cui all'allegato II al presente decreto, che individui i benefici netti per i clienti derivanti dall'uso dei contatori intelligenti e dalla sottoscrizione di offerte basate sui contatori intelligenti. Qualora la valutazione costi-benefici abbia esito negativo, la stessa e' riesaminata in caso di mutamenti significativi delle condizioni di base o degli sviluppi tecnologici e di mercato.
2. L'ARERA fissa i requisiti funzionali e tecnici minimi dei sistemi di misurazione intelligenti, assicurandone la piena interoperabilita', in particolare con i sistemi di gestione dell'energia dei clienti finali e con le reti intelligenti, nonche' la capacita' di fornire informazioni per i sistemi di gestione energetica dei clienti finali. Tali requisiti si conformano alle pertinenti norme tecniche europee, anche in tema di interoperabilita', e alle migliori prassi e, comunque, rispettano le seguenti condizioni:
a) il consumo effettivo di gas naturale deve essere accuratamente misurato e devono essere fornite ai clienti informazioni sul tempo effettivo inclusi dati sui consumi storici convalidati, resi accessibili e visualizzabili facilmente e in modo sicuro ai clienti finali, su richiesta e senza costi aggiuntivi, nonche' i piu' recenti dati disponibili sui consumi non convalidati, anch'essi resi accessibili facilmente e in modo sicuro ai clienti finali, senza costi aggiuntivi e attraverso un'interfaccia standardizzata o mediante l'accesso a distanza, a sostegno dei programmi di efficienza energetica automatizzata e di altri servizi;
b) la sicurezza dei sistemi di misurazione intelligenti e della comunicazione dei dati e' conforme alla pertinente normativa europea, tenendo conto delle migliori tecniche disponibili per garantire il piu' alto livello di cyber-sicurezza, d'intesa con l'Agenzia per la cybersicurezza nazionale per gli aspetti di competenza, e dei costi, alla luce del principio di proporzionalita';
c) la riservatezza dei clienti finali e la protezione dei loro dati devono risultare conformi alla normativa nazionale ed europea sulla protezione e il trattamento dei dati personali;
d) se il cliente finale lo richiede, i dati sul consumo del gas naturale sono messi a disposizione, in conformita' agli atti di esecuzione emessi dalla Commissione europea ai sensi dell'articolo 23 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, attraverso un'interfaccia di comunicazione standardizzata ovvero mediante l'accesso a distanza, oppure sono comunicati a un soggetto terzo che rappresenta il cliente. I dati sono messi a disposizione in un formato facilmente comprensibile, cosi' da consentire il raffronto tra offerte comparabili. Il cliente finale ha diritto alla portabilita' dei suoi dati personali, estraendoli dal contatore e trasmettendoli a terzi senza costi aggiuntivi;
e) l'operatore, prima ovvero, al piu' tardi, al momento dell'installazione del contatore intelligente, fornisce al cliente una consulenza e informazioni adeguate, con particolare riferimento al pieno potenziale del dispositivo in termini di gestione della lettura e di monitoraggio del consumo di energia nonche' alla raccolta e al trattamento dei suoi dati personali a norma della pertinente normativa in materia di protezione dei dati;
f) i sistemi di misurazione intelligenti consentono la rilevazione dei consumi e la fatturazione dei clienti finali con una risoluzione temporale almeno pari al piu' breve periodo di regolazione previsto nel mercato nazionale;
g) l'accesso ai dati di misurazione e di consumo dei clienti finali da parte dei soggetti ammessi e per le finalita' consentite dalla legge e dai provvedimenti dell'ARERA avviene in maniera non discriminatoria.
3. L'ARERA stabilisce altresi' le modalita' di contribuzione dei clienti finali ai costi connessi all'introduzione di sistemi di misurazione intelligenti conformi ai requisiti indicati al comma 2, in modo trasparente e non discriminatorio, nonche' tenendo conto dei benefici a lungo termine per l'intera filiera. La medesima Autorita' verifica con cadenza regolare gli eventuali benefici conseguiti dai clienti finali a seguito dell'introduzione dei descritti sistemi di misurazione intelligenti.
4. Nel caso di installazione di misuratori intelligenti, i clienti ricevono informazioni chiare e comprensibili in merito ai benefici dei contatori intelligenti, anche attraverso gli sportelli unici di cui all'articolo 22, comma 6 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164. Tali informazioni:
a) includono consigli su come utilizzare i sistemi di misurazione intelligenti per migliorare la propria efficienza energetica;
b) rispondono alle esigenze specifiche dei clienti in condizioni di poverta' energetica o dei clienti vulnerabili.
5. Le disposizioni, le norme tecniche e i requisiti di cui al comma 2 si applicano unicamente agli impianti futuri e a quelli che sostituiscono gli impianti esistenti. I sistemi di misurazione intelligenti gia' installati o i cui lavori siano stati avviati prima del 4 agosto 2024 restano in funzione per l'intera durata del loro ciclo di vita. Ferma restando l'analisi costi benefici di cui al comma 1, i sistemi che non soddisfano i requisiti di cui al comma 2 e all'allegato II al presente decreto, restano operativi entro e non oltre la data del 5 agosto 2036. L'avvio dei lavori coincide con la data di inizio dei lavori di costruzione richiesti dall'investimento ovvero, se antecedente, con la data del primo fermo impegno a ordinare le attrezzature necessarie ovvero ancora con la data in cui sia stato assunto qualsiasi altro impegno tale da rendere irreversibile l'investimento. In caso di acquisizione, l'avvio dei lavori coincide con la data di acquisizione degli attivi direttamente collegati allo stabilimento acquistato. L'acquisto di un terreno e le attivita' preparatorie, quali la richiesta di permessi o autorizzazioni e la realizzazione di studi di fattibilita' non integrano l'avvio dei lavori.
6. Nel caso in cui l'analisi costi-benefici di cui al comma 1 abbia avuto esito negativo, i clienti finali hanno comunque diritto a richiedere l'installazione o l'adattamento, a proprie spese, di contatori intelligenti, a condizioni eque, ragionevoli ed efficaci, anche sul piano dei costi. Il contatore intelligente richiesto dal cliente finale e' dotato, ove tecnicamente possibile, degli stessi requisiti di cui al comma 2 e assicura l'interoperabilita' ed e' in grado di realizzare la connettivita' delle infrastrutture di misurazione con i sistemi di gestione dell'energia. Il cliente finale che abbia richiesto l'installazione o l'adattamento di un contatore intelligente ha diritto a ricevere un'offerta che espliciti, in forma chiara, le funzioni, anche in chiave di interoperabilita', e i realistici vantaggi del contatore, nonche' i costi a suo carico. Il contatore intelligente deve essere installato o adattato entro un termine ragionevole dalla richiesta, comunque non superiore a quattro mesi.
7. I clienti che ancora non dispongano di contatori intelligenti hanno diritto ad avere contatori convenzionali individuali in grado di misurare con precisione i propri consumi effettivi e facilmente leggibili.

Note all'art. 8:
- Per i riferimenti della direttiva (UE) 2024/1788 si
veda nelle note alle premesse.
- Per il testo dell'articolo 22, comma 6, del decreto
legislativo n. 164 del 2000, si veda nelle note
all'articolo 4.

Art. 9

Sistemi di misurazione intelligenti nel sistema dell'idrogeno

1. L'introduzione di sistemi di misurazione intelligenti nel sistema dell'idrogeno e' soggetta a valutazione costi-benefici secondo criteri individuati dall'ARERA in conformita' all'allegato II al presente decreto.
2. I sistemi di misurazione intelligenti sono in grado di misurare con precisione il consumo, fornire informazioni sul tempo effettivo d'uso e trasmettere e ricevere dati a fini d'informazione e controllo, utilizzando una forma di comunicazione elettronica. L'ARERA stabilisce i requisiti funzionali minimi dei sistemi di misurazione intelligenti nonche' i requisiti di interoperabilita', assicurando la sicurezza degli stessi e della comunicazione dei pertinenti dati e la riservatezza di clienti finali, in conformita' alla normativa europea nonche' l'interoperabilita' di tali sistemi e le procedure atte a garantire ai soggetti ammessi l'accesso ai dati.
3. L'ARERA stabilisce altresi' le modalita' di contribuzione dei clienti finali all'introduzione di sistemi di misurazione intelligenti nel sistema dell'idrogeno in modo trasparente e non discriminatorio, tenendo conto dei benefici a lungo termine per l'intera filiera, ivi compreso per le operazioni di rete, nel calcolare gli oneri di rete applicabili ai clienti o le tasse pagate dai medesimi.
4. Nel caso in cui l'introduzione dei sistemi di misurazione intelligenti per l'idrogeno sia stata valutata negativamente in seguito all'analisi costi-benefici di cui al comma 1, la valutazione medesima e' riveduta tenuto conto dei cambiamenti significativi delle ipotesi di base e degli sviluppi tecnologici e del mercato.

Art. 10
Modifiche all'articolo 1 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n.
164

1. All'articolo 1 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 2-bis:
1) dopo le parole: «si applicano in modo non discriminatorio anche» sono inserite le seguenti: «al gas rinnovabile, al gas a basse emissioni di carbonio, al biometano» e dopo le parole: «ordine tecnico o di sicurezza» sono aggiunte le seguenti: «, al fine di realizzare mercati del gas concorrenziali, sicuri e sostenibili dal punto di vista ambientale»;
2) dopo il primo periodo e' aggiunto il seguente: «Non sono ammesse discriminazioni tra le imprese riguardo ai loro diritti o obblighi.».
b) dopo il comma 2-bis e' aggiunto il seguente:
«2-ter. Al fine di favorire la decarbonizzazione, e' sempre ammessa la stipulazione di contratti a lungo termine per i gas rinnovabili e i gas a basse emissioni di carbonio che siano pur sempre conformi alle norme sulla concorrenza dell'Unione europea. E' ammessa la stipulazione di contratti a lungo termine per la fornitura di gas di origine fossile non soggetto ad abbattimento purche' la durata non si protragga oltre il 31 dicembre 2049.».

Note all'art. 10:
- Si riporta il testo dell'articolo 1 del citato
decreto legislativo n. 164, del 2000, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 1. (Liberalizzazione del mercato interno del
gas naturale). - 1. Nei limiti delle disposizioni del
presente decreto le attivita' di importazione,
esportazione, trasporto e dispacciamento, distribuzione e
vendita di gas naturale, in qualunque sua forma e comunque
utilizzato, sono libere.
2. Resta in vigore la disciplina vigente per le
attivita' di coltivazione e di stoccaggio di gas naturale,
salvo quanto disposto dal presente decreto.
2-bis. Le norme del presente decreto relative al gas
naturale, compreso il gas naturale liquefatto, si applicano
in modo non discriminatorio anche al gas rinnovabile, al
gas a basse emissioni di carbonio, al biometano al biogas e
al gas derivante dalla biomassa o ad altri tipi di gas,
nella misura in cui i suddetti gas possono essere iniettati
nel sistema del gas naturale e trasportati attraverso tale
sistema senza porre problemi di ordine tecnico o di
sicurezza, al fine di realizzare mercati del gas
concorrenziali, sicuri e sostenibili dal punto di vista
ambientale. Non sono ammesse discriminazioni tra le imprese
riguardo ai loro diritti o obblighi.
2-ter. Al fine di favorire la decarbonizzazione, e'
sempre ammessa la stipulazione di contratti a lungo termine
per i gas rinnovabili e i gas a basse emissioni di carbonio
che siano pur sempre conformi alle norme sulla concorrenza
dell'Unione europea. E' ammessa la stipulazione di
contratti a lungo termine per la fornitura di gas di
origine fossile non soggetto ad abbattimento purche' la
durata non si protragga oltre il 31 dicembre 2049.».

Art. 11
Modifiche all'articolo 2 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n.
164

1. All'articolo 2, comma 1, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) alla lettera a), dopo le parole: «gas naturale» sono inserite le seguenti: «o idrogeno»;
b) alla lettera b), dopo le parole: «gas naturale» sono inserite le seguenti: «o idrogeno»;
c) alla lettera d), dopo le parole: «gas naturale», ovunque ricorrono, sono inserite le seguenti: «o idrogeno»;
d) alla lettera n), dopo le parole: «consegna ai clienti» sono aggiunte le seguenti: «, a esclusione della fornitura»;
e) alla lettera o) dopo le parole: «liquefatto (GNL),» sono inserite le seguenti: «o di idrogeno, anche sotto forma di vettori di idrogeno organico liquido o idrogeno liquido e di derivati dell'idrogeno tra cui l'ammoniaca o il metanolo,»;
f) la lettera r) e' abrogata;
g) la lettera v) e' sostituita dalla seguente:
«v) impresa verticalmente integrata: un'impresa di gas naturale o un gruppo di imprese di gas naturale o un'impresa di idrogeno o un gruppo di imprese di idrogeno in cui la stessa persona o le stesse persone hanno, direttamente o indirettamente, il potere di esercitare un controllo e in cui l'impresa o il gruppo di imprese svolge almeno una delle funzioni di trasporto del gas naturale, trasporto dell'idrogeno, distribuzione del gas naturale, distribuzione dell'idrogeno, gestione di terminali dell'idrogeno, rigassificazione di GNL o stoccaggio di gas naturale o di idrogeno, e almeno una delle funzioni di produzione o fornitura di gas naturale o di idrogeno;»;
h) alla lettera ee), dopo la parola: «sistema» sono inserite le seguenti: «del gas naturale»;
i) alla lettera jj), dopo le parole: «la persona fisica o giuridica che rifornisce» sono inserite le seguenti: «di gas naturale o idrogeno il sistema»;
l) alla lettera kk-ter), dopo le parole: «all'articolo 33, paragrafo 1 della medesima direttiva,» sono inserite le seguenti: «ai sensi dell'articolo 2, punto 12), della direttiva 2013/34/UE del Parlamento europeo e del Consiglio»;
m) alla lettera kk-terdecies), dopo le parole: «gas naturale» sono inserite le seguenti: «o idrogeno»;
n) alla lettera kk-quaterdecies), dopo le parole: «gas naturale» sono inserite le seguenti: «o idrogeno»;
o) alla lettera kk-sexiesdecies), dopo le parole: «gas naturale» sono inserite le seguenti: «o di idrogeno»;
p) dopo la lettera kk-septiesdecies) sono aggiunte le seguenti:
«kk-duodevicies) gas naturale: gas costituito principalmente di metano, incluso biometano, o altri tipi di gas, che puo' essere iniettato nel sistema del gas naturale e trasportato attraverso tale sistema senza porre problemi di ordine tecnico o di sicurezza;
kk-undevicies) gas rinnovabile: combustibile gassoso prodotto dalle biomasse, incluso il biogas che e' stato trasformato in biometano e i combustibili rinnovabili di origine non biologica ai sensi dell'articolo 2, comma 1, lettera ll) del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199;
kk-vicies) gas a basse emissioni di carbonio: la parte di combustibili gassosi nei carburanti derivanti da carbonio riciclato ai sensi dell'articolo 2, punto 35), della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, l'idrogeno a basse emissioni di carbonio e i combustibili sintetici gassosi il cui contenuto energetico deriva da idrogeno a basse emissioni di carbonio che rispettano una soglia di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra pari al 70 per cento rispetto al carburante fossile di riferimento per i combustibili rinnovabili di origine non biologica di cui alla metodologia adottata a norma dell'articolo 29-bis, paragrafo 3, della medesima direttiva (UE) 2018/2001;
kk-vicies semel) combustibili a basse emissioni di carbonio: i carburanti derivanti da carbonio riciclato ai sensi dell'articolo 2, punto 35), della direttiva (UE) 2018/2001, l'idrogeno a basse emissioni di carbonio e i combustibili sintetici liquidi e gassosi il cui contenuto energetico deriva da idrogeno a basse emissioni di carbonio che rispettano una soglia di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra pari al 70 per cento rispetto al carburante fossile di riferimento per i combustibili rinnovabili di origine non biologica di cui alla metodologia adottata a norma dell'articolo 29-bis, paragrafo 3, della medesima direttiva (UE) 2018/2001;
kk-vicies bis) fornitore di ultima istanza: l'esercente designato che assicura la fornitura di gas naturale ai clienti finali che rimangono senza fornitore;
kk-vicies ter) impresa di gas naturale integrata: l'impresa integrata verticalmente o orizzontalmente;
kk-vicies quater) contratto a lungo termine: il contratto di fornitura di gas di durata superiore a un anno;
kk-vicies quinquies) sistema di entrata-uscita: un modello di accesso per il gas naturale o l'idrogeno in cui gli utenti del sistema prenotano diritti di capacita' in modo indipendente ai punti di entrata e di uscita, che include il sistema di trasporto e puo' includere l'intero sistema di distribuzione o parte di esso, o le reti dell'idrogeno;
kk-vicies sexies) zona di bilanciamento: il sistema al quale si applica un dato regime di bilanciamento, che include il sistema di trasporto e puo' includere gli interi sistemi di distribuzione o parte di essi;
kk-vicies septies) punto di scambio virtuale: il punto commerciale non fisico all'interno di un sistema di entrata-uscita presso il quale il gas naturale o l'idrogeno sono scambiati tra venditore e acquirente senza bisogno di prenotare capacita';
kk-duodetricies) utente della rete: il cliente o il potenziale cliente del gestore del sistema o lo stesso gestore del sistema, nella misura in cui per tale gestore sia necessario svolgere le sue funzioni in relazione al trasporto di gas naturale o idrogeno;
kk-undetricies) punto di entrata: il punto soggetto a procedure di prenotazione da parte degli utenti della rete che da' accesso al sistema di entrata-uscita;
kk-tricies) punto di uscita: il punto soggetto a procedure di prenotazione da parte degli utenti della rete che consente il flusso di gas in uscita dal sistema di entrata-uscita;
kk-tricies semel) punto di interconnessione: il punto fisico o virtuale che collega sistemi di entrata-uscita adiacenti o che collega un sistema di entrata-uscita con un interconnettore, nella misura in cui tale punto e' soggetto a procedure di prenotazione da parte degli utenti della rete;
kk-tricies bis) punto di interconnessione virtuale: due o piu' punti di interconnessione che collegano gli stessi due sistemi adiacenti di entrata-uscita integrati tra loro al fine di fornire un unico servizio di capacita';
kk-tricies ter) partecipante al mercato: la persona fisica o giuridica che acquista, vende o produce gas naturale o idrogeno o che gestisce servizi di stoccaggio, anche attraverso la trasmissione di ordini di compravendita su uno o piu' mercati del gas naturale o dell'idrogeno, compresi i mercati di bilanciamento;
kk-tricies quater) oneri di risoluzione del contratto: qualsiasi onere o penale imposti ai clienti dai fornitori o dai partecipanti al mercato per risolvere un contratto di fornitura di gas o di servizi attinenti;
kk-tricies quinquies) oneri per cambio di fornitore: qualsiasi onere o penale imposti ai clienti dai fornitori, dai partecipanti al mercato o dai gestori di sistemi, direttamente o indirettamente, in caso di cambiamento di fornitore o di partecipante al mercato, compresi gli oneri di risoluzione del contratto;
kk-tricies sexies) informazioni di fatturazione: le informazioni fornite nella fattura al cliente finale, esclusa la richiesta di pagamento;
kk-tricies septies) contatore convenzionale: il contatore analogico o elettronico sprovvisto della capacita' di trasmettere e ricevere dati;
kk-duodequadragies) interoperabilita': nel contesto dei sistemi di misurazione intelligenti, la capacita' di due o piu' reti, sistemi, dispositivi, applicazioni o componenti nei settori dell'energia o delle comunicazioni di interagire e di scambiare e utilizzare informazioni per svolgere le funzioni richieste;
kk-undequadragies) piu' recenti disponibili: nel contesto dei sistemi di misurazione intelligenti, dati forniti in un lasso di tempo che corrisponde al piu' breve periodo di regolazione nel mercato nazionale;
kk-quadragies) migliori tecniche disponibili: nel contesto della protezione e della sicurezza dei dati in un ambiente di misurazione intelligente, le tecniche piu' efficaci, avanzate e idonee dal punto di vista pratico a fornire in via di principio le condizioni per il rispetto delle norme dell'Unione europea sulla protezione dei dati e sulla sicurezza;
kk-quadragies semel) poverta' energetica: la poverta' energetica ai sensi dell'articolo 2, punto 52), della direttiva (UE) 2023/1791 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 settembre 2023;
kk-quadragies bis) cliente attivo: il cliente finale di gas naturale o il gruppo di clienti finali consorziati di gas naturale che:
1) consuma o immagazzina il gas rinnovabile prodotto nei propri locali situati all'interno di un'area delimitata;
2) purche' le attivita' non costituiscano la principale attivita' commerciale o professionale del cliente finale e siano conformi al diritto applicabile alla produzione di gas rinnovabile, in particolare per quanto riguarda le emissioni di gas a effetto serra, alternativamente:
2.1) vende il gas rinnovabile autoprodotto attraverso il sistema del gas naturale;
2.2) partecipa a meccanismi di flessibilita' o di efficienza energetica;
kk-quadragies ter) efficienza energetica al primo posto: il principio "l'efficienza energetica al primo posto" ai sensi dell'articolo 2, punto 18), del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio dell'11 dicembre 2018;
kk-quadragies quater) riconversione: la riconversione ai sensi dell'articolo 2, punto 18), del regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 maggio 2022.».

Note all'art. 11:
- Si riporta il testo dell'articolo 2 del citato
decreto legislativo n. 164, del 2000, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 2. (Definizioni). - 1. Ai fini del presente
decreto si intende per:
a) cliente finale: il cliente che acquista gas
naturale o idrogeno per uso proprio, ivi compresi gli
impianti di distribuzione di metano per autotrazione che
sono considerati clienti finali;
b) cliente grossista: una persona fisica o
giuridica, diversa dai gestori dei sistemi di trasporto e
dai gestori dei sistemi di distribuzione, che acquista gas
naturale o idrogeno a scopo di rivendita all'interno o
all'esterno del sistema in cui e' stabilita;
c) "cliente idoneo": la persona fisica o giuridica
che ha la capacita', per effetto del presente decreto, di
stipulare contratti di fornitura, acquisto e vendita con
qualsiasi produttore, importatore, distributore o
grossista, sia in Italia che all'estero, ed ha diritto di
accesso al sistema;
d) "clienti": i clienti grossisti o finali di gas
naturale o idrogeno e le imprese di gas naturale o idrogeno
che acquistano gas naturale;
e) "codice di rete": codice contenente regole e
modalita' per la gestione e il funzionamento della rete;
f) "codice di stoccaggio": codice contenente regole
e modalita' per la gestione e il funzionamento di un
sistema di stoccaggio;
g) "cogenerazione": la produzione combinata di
energia elettrica e calore alle condizioni definite
dall'Autorita' per l'energia elettrica e il gas;
h) "coltivazione": l'estrazione di gas naturale da
giacimenti;
i) "cushion gas": quantitativo minimo
indispensabile di gas presente o inserito nei giacimenti in
fase di stoccaggio che e' necessario mantenere sempre nel
giacimento e che ha la funzione di consentire l'erogazione
dei restanti volumi senza pregiudicare nel tempo le
caratteristiche minerarie dei giacimenti di stoccaggio;
j) "dispacciamento": l'attivita' diretta ad
impartire disposizioni per l'utilizzazione e l'esercizio
coordinato degli impianti di coltivazione, di stoccaggio,
della rete di trasporto e di distribuzione e dei servizi
accessori;
k) "dispacciamento passante": l'attivita' di cui
alla lettera j), condizionata unicamente da eventuali
impedimenti o vincoli di rete;
l) "disponibilita' di punta giornaliera": quantita'
di gas naturale, espressa in Smc/g, erogabile da un sistema
di stoccaggio nell'ambito di un giorno;
m) "disponibilita' di punta oraria": quantita' di
gas naturale, espressa in Smc/g, erogabile da un sistema di
stoccaggio nell'ambito di un'ora, moltiplicata per le 24
ore;
n) "distribuzione": il trasporto di gas naturale
attraverso reti di gasdotti locali per la consegna ai
clienti, a esclusione della fornitura;
o) fornitura: la vendita, compresa la rivendita, di
gas naturale, compreso il gas naturale liquefatto (GNL), o
di idrogeno, anche sotto forma di vettori di idrogeno
organico liquido o idrogeno liquido e di derivati
dell'idrogeno tra cui l'ammoniaca o il metanolo, ai
clienti;
p) impianto di GNL: un terminale utilizzato per le
operazioni di liquefazione del gas naturale o
l'importazione, o lo scarico e la rigassificazione di GNL,
e comprendente servizi ausiliari e uno stoccaggio
provvisorio necessari per il processo di rigassificazione e
successiva consegna al sistema di trasporto ma non
comprendente eventuali serbatoi ubicati presso i terminali
non funzionali al ciclo di rigassificazione e utilizzati
per l'attivita' di stoccaggio;
q) impianto di stoccaggio: un impianto utilizzato
per lo stoccaggio di gas naturale, di proprieta' o gestito
da un'impresa di gas naturale, compresi gli impianti GNL
utilizzati per lo stoccaggio, ad esclusione della parte di
impianto utilizzata per operazioni di produzione e degli
impianti riservati esclusivamente ai gestori dei sistemi di
trasporto nello svolgimento delle loro funzioni;
r) (abrogata);
s) "impresa controllata": una impresa controllata
ai sensi dell'articolo 2359, commi 1° e 2°, del codice
civile;
t) impresa di gas naturale: ogni persona fisica o
giuridica, ad esclusione dei clienti finali che svolge
almeno una delle funzioni seguenti: produzione, trasporto,
distribuzione, fornitura, acquisto o stoccaggio di gas
naturale, compresa la rigassificazione di GNL e che e'
responsabile per i compiti commerciali, tecnici o di
manutenzione legati a queste funzioni;
u) "impresa di gas naturale integrata
orizzontalmente": un'impresa che svolge almeno una delle
attivita' di importazione, esportazione, coltivazione,
trasporto, distribuzione, stoccaggio o vendita di gas
naturale ed una attivita' che non rientra nel settore del
gas naturale;
v) impresa verticalmente integrata: un'impresa di
gas naturale o un gruppo di imprese di gas naturale o
un'impresa di idrogeno o un gruppo di imprese di idrogeno
in cui la stessa persona o le stesse persone hanno,
direttamente o indirettamente, il potere di esercitare un
controllo e in cui l'impresa o il gruppo di imprese svolge
almeno una delle funzioni di trasporto del gas naturale,
trasporto dell'idrogeno, distribuzione del gas naturale,
distribuzione dell'idrogeno, gestione di terminali
dell'idrogeno, rigassificazione di GNL o stoccaggio di gas
naturale o di idrogeno, e almeno una delle funzioni di
produzione o fornitura di gas naturale o di idrogeno;
w) "linea diretta": un gasdotto che rifornisce un
centro di consumo in modo complementare al sistema
interconnesso;
x) "periodo di punta giornaliera": il periodo
compreso tra le ore 7 e le ore 22 di ciascun giorno nel
periodo di punta stagionale;
y) "periodo di punta stagionale": il periodo
compreso tra il 15 novembre ed il 15 marzo di ciascun anno;
z) "programmazione a lungo termine":
l'individuazione degli approvvigionamenti e della capacita'
di trasporto delle imprese di gas naturale necessarie al
fine di soddisfare la domanda di gas naturale del sistema,
diversificare le fonti e assicurare l'offerta ai clienti
nel lungo termine;
aa) rete di gasdotti di coltivazione (gasdotti
upstream): ogni gasdotto o rete di gasdotti gestiti o
costruiti quale parte di un impianto di produzione di
idrocarburi liquidi o di gas naturale, oppure utilizzati
per trasportare gas naturale da uno o piu' di tali impianti
fino ad un impianto o terminale di trattamento oppure ad un
terminale costiero di approdo;
bb) "servizi accessori": i servizi necessari per la
gestione di una rete di trasporto o distribuzione quali,
esemplificativamente, i servizi di regolazione della
pressione, il bilanciamento del carico, la miscelazione;
cc) "sicurezza": la sicurezza di approvvigionamento
e di consegna ai clienti, nonche' la sicurezza tecnica;
dd) "sistema interconnesso": un insieme di sistemi
reciprocamente collegati;
ee) sistema del gas naturale: reti di trasporto,
reti di distribuzione, impianti di GNL o impianti di
stoccaggio di proprieta' o gestiti da un'impresa di gas
naturale, compresi il linepack e i relativi impianti che
forniscono servizi ausiliari nonche' quelli di imprese
collegate necessari per dare accesso al trasporto, alla
distribuzione e alla rigassificazione di GNL;
ff) "stoccaggio di modulazione": lo stoccaggio
finalizzato a soddisfare la modulazione dell'andamento
giornaliero, stagionale e di punta dei consumi;
gg) "stoccaggio minerario": lo stoccaggio
necessario per motivi tecnici ed economici a consentire lo
svolgimento ottimale della coltivazione di giacimenti di
gas naturale nel territorio italiano;
hh) "stoccaggio strategico": lo stoccaggio
finalizzato a sopperire a situazioni di mancanza o
riduzione degli approvvigionamenti o di crisi del sistema
del gas;
ii) trasporto: il trasporto di gas naturale
finalizzato alla fornitura ai clienti, attraverso una rete
che comprende soprattutto gasdotti ad alta pressione,
diversa da una rete di gasdotti di coltivazione e diversa
dalla parte dei gasdotti, anche ad alta pressione,
utilizzati principalmente nell'ambito della distribuzione
locale del gas naturale, ad esclusione della fornitura;
jj) "utente del sistema": la persona fisica o
giuridica che rifornisce di gas naturale o idrogeno il
sistema o e' rifornita dal sistema;
kk) "working gas": quantitativo di gas presente nei
giacimenti in fase di stoccaggio che puo' essere messo a
disposizione e reintegrato, per essere utilizzato ai fini
dello stoccaggio minerario, di modulazione e strategico,
compresa la parte di gas producibile, ma in tempi piu'
lunghi rispetto a quelli necessari al mercato, ma che
risulta essenziale per assicurare le prestazioni di punta
che possono essere richieste dalla variabilita' della
domanda in termini giornalieri ed orari;
kk-bis) i servizi ausiliari: tutti i servizi
necessari per l'accesso e il funzionamento delle reti di
trasporto, delle reti di distribuzione, degli impianti di
GNL o degli impianti di stoccaggio, compresi il
bilanciamento del carico, la miscelazione e l'iniezione di
gas inerti, ad esclusione dei servizi resi dagli impianti
usati solamente dai gestori dei sistemi di trasporto nello
svolgimento delle loro funzioni;
kk-ter) impresa collegata: un'impresa collegata
come definita all'articolo 41 della settima direttiva
83/349/CEE del Consiglio, del 13 giugno 1983, basata
sull'articolo 44, paragrafo 2, lettera g) del trattato e
relativa ai conti consolidati, o un'impresa associata come
definita all'articolo 33, paragrafo 1 della medesima
direttiva, ai sensi dell'articolo 2, punto 12), della
direttiva 2013/34/UE del Parlamento europeo e del Consiglio
o un'impresa appartenente agli stessi soci;
kk-quater) gestore del sistema di trasporto:
qualsiasi persona fisica o giuridica che svolge l'attivita'
di trasporto ed e' responsabile della gestione, della
manutenzione e, se necessario, dello sviluppo del sistema
di trasporto in una data zona ed, eventualmente, delle
relative interconnessioni con altri sistemi, nonche' di
assicurare la capacita' a lungo termine del sistema di
soddisfare richieste ragionevoli di trasporto di gas
naturale;
kk-quinquies) impresa maggiore di trasporto:
impresa che avendo la disponibilita' della rete nazionale
di gasdotti svolge l'attivita' di trasporto sulla maggior
parte della medesima;
kk-sexies) gestore del sistema di distribuzione:
qualsiasi persona fisica o giuridica che svolge la funzione
di distribuzione ed e' responsabile della gestione, della
manutenzione e, se necessario, dello sviluppo del sistema
di distribuzione in una data zona ed, eventualmente, delle
relative interconnessioni con altri sistemi, nonche' di
assicurare la capacita' a lungo termine del sistema di
soddisfare richieste ragionevoli di distribuzione di gas
naturale;
kk-septies) impresa fornitrice: ogni persona fisica
o giuridica che svolge funzioni di fornitura;
kk-octies) programmazione a lungo termine: la
programmazione, in un'ottica a lungo termine, della
capacita' di fornitura e di trasporto delle imprese di gas
naturale al fine di soddisfare la domanda di gas naturale
del sistema, garantire la diversificazione delle fonti ed
assicurare la fornitura ai clienti;
kk-nonies) gestore dell'impianto di stoccaggio:
qualsiasi persona fisica o giuridica che svolge l'attivita'
di stoccaggio ed e' responsabile della gestione di un
impianto di stoccaggio di gas naturale;
kk-decies) gestore di un impianto di GNL: qualsiasi
persona fisica o giuridica responsabile della liquefazione
del gas naturale o dell'importazione, o dello scarico, e
della rigassificazione di GNL, e responsabile della
gestione di un impianto di GNL;
kk-undecies) linepack: lo stoccaggio di gas
naturale mediante compressione nelle reti di trasporto e di
distribuzione del gas naturale, ad esclusione degli
impianti riservati ai gestori dei sistemi di trasporto
nello svolgimento delle loro funzioni;
kk-duodecies) interconnettore: un gasdotto di
trasporto che attraversa o si estende oltre una frontiera
tra Stati membri allo scopo di collegare i sistemi
nazionali di trasporto di tali Stati membri o un gasdotto
di trasporto tra uno Stato membro e un paese terzo fino al
territorio degli Stati membri o alle acque territoriali di
tale Stato membro;
kk-terdecies) cliente civile: un cliente che
acquista gas naturale o idrogeno per il proprio consumo
domestico;
kk-quaterdecies) cliente non civile: un cliente che
acquista gas naturale o idrogeno non destinato al proprio
uso domestico;
kk-quinquiesdecies) strumenti derivati sul gas
naturale: uno strumento finanziario di cui ai punti 5, 6 o
7 della sezione C dell'allegato I della direttiva
2004/39/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 21
aprile 2004, relativa ai mercati degli strumenti finanziari
collegato al gas naturale;
kk-sexiesdecies) contratto di fornitura: un
contratto di fornitura di gas naturale o di idrogeno ad
esclusione degli strumenti derivati sul gas naturale;
kk-septiesdecies) controllo: diritti, contratti, o
altri mezzi che conferiscono, da soli o congiuntamente, e
tenuto conto delle circostanze di fatto o di diritto, la
possibilita' di esercitare un'influenza determinante
sull'attivita' di un'impresa, in particolare attraverso:
1) diritti di proprieta' o di godimento sulla
totalita' o su parti del patrimonio di un'impresa;
2) diritti o contratti che conferiscono
un'influenza determinante sulla composizione, sulle
votazioni, sulle deliberazioni e decisioni degli organi di
un'impresa.
kk-duodevicies) gas naturale: gas costituito
principalmente di metano, incluso biometano, o altri tipi
di gas, che puo' essere iniettato nel sistema del gas
naturale e trasportato attraverso tale sistema senza porre
problemi di ordine tecnico o di sicurezza;
kk-undevicies) gas rinnovabile: combustibile
gassoso prodotto dalle biomasse, incluso il biogas che e'
stato trasformato in biometano e i combustibili rinnovabili
di origine non biologica ai sensi dell'articolo 2, comma 1,
lettera ll) del decreto legislativo 8 novembre 2021, n.
199;
kk-vicies) gas a basse emissioni di carbonio: la
parte di combustibili gassosi nei carburanti derivanti da
carbonio riciclato ai sensi dell'articolo 2, punto 35),
della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del
Consiglio, dell'11 dicembre 2018, l'idrogeno a basse
emissioni di carbonio e i combustibili sintetici gassosi il
cui contenuto energetico deriva da idrogeno a basse
emissioni di carbonio che rispettano una soglia di
riduzione delle emissioni di gas a effetto serra pari al 70
per cento rispetto al carburante fossile di riferimento per
i combustibili rinnovabili di origine non biologica di cui
alla metodologia adottata a norma dell'articolo 29 bis,
paragrafo 3, della medesima direttiva (UE) 2018/2001;
kk-vicies semel) combustibili a basse emissioni di
carbonio: i carburanti derivanti da carbonio riciclato ai
sensi dell'articolo 2, punto 35), della direttiva (UE)
2018/2001, l'idrogeno a basse emissioni di carbonio e i
combustibili sintetici liquidi e gassosi il cui contenuto
energetico deriva da idrogeno a basse emissioni di carbonio
che rispettano una soglia di riduzione delle emissioni di
gas a effetto serra pari al 70 per cento rispetto al
carburante fossile di riferimento per i combustibili
rinnovabili di origine non biologica di cui alla
metodologia adottata a norma dell'articolo 29 bis,
paragrafo 3, della medesima direttiva (UE) 2018/2001;
kk-vicies bis) fornitore di ultima istanza:
l'esercente designato che assicura la fornitura di gas
naturale ai clienti finali che rimangono senza fornitore;
kk-vicies ter) impresa di gas naturale integrata:
l'impresa integrata verticalmente o orizzontalmente;
kk-vicies quater) contratto a lungo termine: il
contratto di fornitura di gas di durata superiore a un
anno;
kk-vicies quinquies) sistema di entrata-uscita: un
modello di accesso per il gas naturale o l'idrogeno in cui
gli utenti del sistema prenotano diritti di capacita' in
modo indipendente ai punti di entrata e di uscita, che
include il sistema di trasporto e puo' includere l'intero
sistema di distribuzione o parte di esso, o le reti
dell'idrogeno;
kk-vicies sexies) zona di bilanciamento: il sistema
al quale si applica un dato regime di bilanciamento, che
include il sistema di trasporto e puo' includere gli interi
sistemi di distribuzione o parte di essi;
kk-vicies septies) punto di scambio virtuale: il
punto commerciale non fisico all'interno di un sistema di
entrata-uscita presso il quale il gas naturale o l'idrogeno
sono scambiati tra venditore e acquirente senza bisogno di
prenotare capacita';
kk-duodetricies) utente della rete: il cliente o il
potenziale cliente del gestore del sistema o lo stesso
gestore del sistema, nella misura in cui per tale gestore
sia necessario svolgere le sue funzioni in relazione al
trasporto di gas naturale o idrogeno;
kk-undetricies) punto di entrata: il punto soggetto
a procedure di prenotazione da parte degli utenti della
rete che da' accesso al sistema di entrata-uscita;
kk-tricies) punto di uscita: il punto soggetto a
procedure di prenotazione da parte degli utenti della rete
che consente il flusso di gas in uscita dal sistema di
entrata-uscita;
kk-tricies semel) punto di interconnessione: il
punto fisico o virtuale che collega sistemi di
entrata-uscita adiacenti o che collega un sistema di
entrata-uscita con un interconnettore, nella misura in cui
tale punto e' soggetto a procedure di prenotazione da parte
degli utenti della rete;
kk-tricies bis) punto di interconnessione virtuale:
due o piu' punti di interconnessione che collegano gli
stessi due sistemi adiacenti di entrata-uscita integrati
tra loro al fine di fornire un unico servizio di capacita';
kk-tricies ter) partecipante al mercato: la persona
fisica o giuridica che acquista, vende o produce gas
naturale o idrogeno o che gestisce servizi di stoccaggio,
anche attraverso la trasmissione di ordini di compravendita
su uno o piu' mercati del gas naturale o dell'idrogeno,
compresi i mercati di bilanciamento;
kk-tricies quater) oneri di risoluzione del
contratto: qualsiasi onere o penale imposti ai clienti dai
fornitori o dai partecipanti al mercato per risolvere un
contratto di fornitura di gas o di servizi attinenti;
kk-tricies quinquies) oneri per cambio di
fornitore: qualsiasi onere o penale imposti ai clienti dai
fornitori, dai partecipanti al mercato o dai gestori di
sistemi, direttamente o indirettamente, in caso di
cambiamento di fornitore o di partecipante al mercato,
compresi gli oneri di risoluzione del contratto;
kk-tricies sexies) informazioni di fatturazione: le
informazioni fornite nella fattura al cliente finale,
esclusa la richiesta di pagamento;
kk-tricies septies) contatore convenzionale: il
contatore analogico o elettronico sprovvisto della
capacita' di trasmettere e ricevere dati;
kk-duodequadragies) interoperabilita': nel contesto
dei sistemi di misurazione intelligenti, la capacita' di
due o piu' reti, sistemi, dispositivi, applicazioni o
componenti nei settori dell'energia o delle comunicazioni
di interagire e di scambiare e utilizzare informazioni per
svolgere le funzioni richieste;
kk-undequadragies) piu' recenti disponibili: nel
contesto dei sistemi di misurazione intelligenti, dati
forniti in un lasso di tempo che corrisponde al piu' breve
periodo di regolazione nel mercato nazionale;
kk-quadragies) migliori tecniche disponibili: nel
contesto della protezione e della sicurezza dei dati in un
ambiente di misurazione intelligente, le tecniche piu'
efficaci, avanzate e idonee dal punto di vista pratico a
fornire in via di principio le condizioni per il rispetto
delle norme dell'Unione europea sulla protezione dei dati e
sulla sicurezza;
kk-quadragies semel) poverta' energetica: la
poverta' energetica ai sensi dell'articolo 2, punto 52),
della direttiva (UE) 2023/1791 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 13 settembre 2023;
kk-quadragies bis) cliente attivo: il cliente
finale di gas naturale o il gruppo di clienti finali
consorziati di gas naturale che:
1) consuma o immagazzina il gas rinnovabile
prodotto nei propri locali situati all'interno di un'area
delimitata;
2) purche' le attivita' non costituiscano la
principale attivita' commerciale o professionale del
cliente finale e siano conformi al diritto applicabile alla
produzione di gas rinnovabile, in particolare per quanto
riguarda le emissioni di gas a effetto serra,
alternativamente:
2.1) vende il gas rinnovabile autoprodotto
attraverso il sistema del gas naturale;
2.2) partecipa a meccanismi di flessibilita' o di
efficienza energetica;
kk-quadragies ter) efficienza energetica al primo
posto: il principio "l'efficienza energetica al primo
posto" ai sensi dell'articolo 2, punto 18), del regolamento
(UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio
dell'11 dicembre 2018;
kk-quadragies quater) riconversione: la
riconversione ai sensi dell'articolo 2, punto 18), del
regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 30 maggio 2022.».

Art. 12
Modifiche all'articolo 6 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n.
164

1. All'articolo 6 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 4, al secondo e al terzo periodo, le parole: «direttiva 2009/73/CE, come modificata dalla direttiva 2019/692/UE» sono sostituite dalle seguenti: «direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024»;
b) dopo il comma 5 e' aggiunto il seguente:
«5-bis. Le misure relative all'accesso sono notificate alla Commissione europea.».

Note all'art. 12:
- Si riporta il testo dell'articolo 6 del citato
decreto legislativo n. 164, del 2000, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 6. (Criteri e disciplina dell'accesso alle
infrastrutture minerarie per la coltivazione). - 1. I
titolari di concessione di coltivazione di idrocarburi
danno accesso ai loro gasdotti di coltivazione, nonche'
alle relative infrastrutture minerarie e ai servizi
connessi, sia in terraferma che nel mare territoriale e
nella piattaforma continentale italiana, ad altri titolari
di concessione di coltivazione di idrocarburi, o a imprese
del gas naturale che ne facciano richiesta ai fini
dell'importazione, esportazione o trasporto del gas
naturale. L'accesso e' dovuto ove risultino verificate le
seguenti condizioni:
a) disponibilita' della relativa capacita' di
trasporto, gestione, o trattamento, tenuto conto anche dei
programmi di sviluppo futuro dei giacimenti connessi ai
gasdotti di coltivazione, compresi quelli con redditivita'
economica marginale;
b) rispetto delle norme tecniche e minerarie
vigenti in Italia;
c) compatibilita' della composizione chimica del
gas naturale e dei composti associati, e delle
caratteristiche fisico-chimiche;
d) compatibilita' con le norme di sicurezza
mineraria;
e) rispetto delle norme in materia fiscale e di
aliquote di prodotto della coltivazione dovute allo Stato.
2. Con decreto del Ministro dell'industria, del
commercio e dell'artigianato, da emanare entro sei mesi
dalla data di entrata in vigore del presente decreto, sono
stabiliti i limiti e le norme tecniche per disciplinare
l'accesso alle infrastrutture minerarie di cui al comma 1.
3. Ai fini della tutela del giacimento e della
sicurezza delle lavorazioni, l'accesso alle infrastrutture
minerarie di cui al comma 1 e' sottoposto ad autorizzazione
rilasciata dal Ministero dell'industria, del commercio e
dell'artigianato.
4. L'Autorita' di regolazione per energia reti e
ambiente e' competente a risolvere le controversie, anche
transfrontaliere, relative all'accesso alle infrastrutture
di coltivazione del gas naturale. In caso di controversie
transfrontaliere si applicano le disposizioni sulla
risoluzione delle controversie relative allo Stato membro
che ha giurisdizione sulla rete di gasdotti di coltivazione
che nega l'accesso. Se, nelle controversie
transfrontaliere, la rete interessata fa capo all'Italia e
almeno ad un altro Stato membro, l'Autorita' di regolazione
per energia reti e ambiente si consulta con le competenti
autorita' degli altri Stati membri interessati al fine di
garantire che le disposizioni della direttiva (UE)
2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13
giugno 2024, siano coerentemente applicate. Se la rete di
gasdotti di coltivazione ha origine in un paese terzo e si
collega alla rete italiana, l'Autorita' di regolazione per
energia reti e ambiente si consulta con le Autorita' di
regolazione degli Stati membri interessati e, nel caso il
primo punto di ingresso verso la rete degli Stati membri
sia in Italia, consulta il paese terzo interessato in cui
ha origine la rete di gasdotti di coltivazione al fine di
garantire, per quanto concerne la rete interessata, che la
direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 13 giugno 2024, sia coerentemente applicata
nel territorio degli Stati membri
5. Nel caso di contitolarita' della concessione,
tutti gli effetti derivanti dall'accesso di cui al comma 1
si verificano direttamente in capo ai singoli contitolari
in ragione delle diverse quote detenute, non realizzandosi
nella specie, anche ai fini fiscali, un autonomo centro di
imputazione di rapporti giuridici.
5-bis. Le misure relative all'accesso sono notificate
alla Commissione europea.».

Art. 13
Modifiche all'articolo 14 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n.
164

1. All'articolo 14 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 1:
1) dopo il primo periodo e' inserito il seguente: «I gestori del sistema di distribuzione sono responsabili nell'assicurare la capacita' a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di distribuzione di gas naturale, ivi incluso per l'iniezione del biometano, e di gestire, mantenere e sviluppare o dismettere nella sua area, a condizioni economiche accettabili, un sistema sicuro, affidabile ed efficiente, nel dovuto rispetto dell'ambiente, degli obblighi stabiliti nel regolamento (UE) 2024/1787 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024 e dell'efficienza energetica.»;
2) e' aggiunto, in fine, il seguente periodo: «Il contratto tipo deve prevedere la responsabilita' del gestore del sistema di distribuzione di assicurare una gestione efficiente della qualita' del gas nei suoi sistemi, in linea con le norme applicabili in materia di qualita' del gas, ove cio' sia necessario per la gestione del sistema a motivo dell'iniezione di gas rinnovabile e di gas a basse emissioni di carbonio.»;
b) dopo il comma 10 sono aggiunti i seguenti:
«10-bis. Con deliberazione dell'Autorita' di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) sono definiti e classificati come sistema di distribuzione chiuso i sistemi che distribuiscono gas naturale all'interno di un sito industriale, commerciale o di servizi condivisi geograficamente limitato e che, fatto salvo i casi di uso accidentale da un numero limitato di clienti civili, non rifornisce i clienti civili, purche' alternativamente:
a) per specifiche ragioni tecniche o di sicurezza, le operazioni o il processo di produzione degli utenti di tale sistema siano integrati;
b) il sistema distribuisca gas naturale principalmente al proprietario o al gestore del sistema o a imprese ad essi collegate.
10-ter. L'ARERA provvede a esentare i gestori di sistemi di distribuzione chiusi del gas naturale dall'obbligo che le tariffe o le relative metodologie di calcolo siano approvate prima della loro entrata in vigore. In tali casi di esenzione concessa da ARERA le tariffe applicabili o le relative metodologie di calcolo sono rivedute e approvate conformemente all'articolo 78 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, su richiesta di un utente del sistema di distribuzione chiuso del gas naturale. Il riconoscimento della esenzione concessa dall'ARERA non subisce pregiudizi nei casi di uso accidentale da parte di un numero limitato di clienti civili assunti dal proprietario del sistema di distribuzione, o legati a quest'ultimo da un vincolo simile, e situati nell'area servita da un sistema di distribuzione chiuso. I sistemi di distribuzione chiusi sono considerati sistemi di distribuzione.».

Note all'art. 13:
- Si riporta il testo dell'articolo 14 del citato
decreto legislativo n. 164, del 2000, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 14. (Attivita' di distribuzione). - 1.
L'attivita' di distribuzione di gas naturale e' attivita'
di servizio pubblico. I gestori del sistema di
distribuzione sono responsabili nell'assicurare la
capacita' a lungo termine del sistema di soddisfare
richieste ragionevoli di distribuzione di gas naturale, ivi
incluso per l'iniezione del biometano, e di gestire,
mantenere e sviluppare o dismettere nella sua area, a
condizioni economiche accettabili, un sistema sicuro,
affidabile ed efficiente, nel dovuto rispetto
dell'ambiente, degli obblighi stabiliti nel regolamento
(UE) 2024/1787 del Parlamento europeo e del Consiglio, del
13 giugno 2024 e dell'efficienza energetica. Il servizio e'
affidato esclusivamente mediante gara per periodi non
superiori a dodici anni. Gli enti locali che affidano il
servizio, anche in forma associata, svolgono attivita' di
indirizzo, di vigilanza, di programmazione e di controllo
sulle attivita' di distribuzione, ed i loro rapporti con il
gestore del servizio sono regolati da appositi contratti di
servizio, sulla base di un contratto tipo predisposto
dall'Autorita' per l'energia elettrica e il gas ed
approvato dal Ministero dell'industria, del commercio e
dell'artigianato entro sei mesi dalla data di entrata in
vigore del presente decreto. Il contratto tipo deve
prevedere la responsabilita' del gestore del sistema di
distribuzione di assicurare una gestione efficiente della
qualita' del gas nei suoi sistemi, in linea con le norme
applicabili in materia di qualita' del gas, ove cio' sia
necessario per la gestione del sistema a motivo
dell'iniezione di gas rinnovabile e di gas a basse
emissioni di carbonio.
2. Ai fini del presente decreto, per enti locali si
intendono comuni, unioni di comuni e comunita' montane.
3. Nell'ambito dei contratti di servizio di cui al
comma 1 sono stabiliti la durata, le modalita' di
espletamento del servizio, gli obiettivi qualitativi,
l'equa distribuzione del servizio sul territorio, gli
aspetti economici del rapporto, i diritti degli utenti, i
poteri di verifica dell'ente che affida il servizio, le
conseguenze degli inadempimenti, le condizioni del recesso
anticipato dell'ente stesso per inadempimento del gestore
del servizio.
4. Alla scadenza del periodo di affidamento del
servizio, le reti, nonche' gli impianti e le dotazioni
dichiarati reversibili, rientrano nella piena
disponibilita' dell'ente locale. Gli stessi beni, se
realizzati durante il periodo di affidamento, sono
trasferiti all'ente locale alle condizioni stabilite nel
bando di gara e nel contratto di servizio.
5. Alle gare di cui al comma 1 sono ammesse, senza
limitazioni territoriali, societa' per azioni o a
responsabilita' limitata, anche a partecipazione pubblica,
e societa' cooperative a responsabilita' limitata, sulla
base di requisiti oggettivi, proporzionati e non
discriminatori, con la sola esclusione delle societa',
delle loro controllate, controllanti e controllate da una
medesima controllante, che, in Italia e in altri Paesi
dell'Unione europea, o in Paesi non appartenenti all'Unione
europea, gestiscono di fatto, o per disposizioni di legge,
di atto amministrativo o per contratto, servizi pubblici
locali in virtu' di affidamento diretto o di una procedura
non ad evidenza pubblica. Alle gare sono ammessi inoltre i
gruppi europei di interesse economico. La esclusione di cui
al primo periodo non si applica alle societa' quotate in
mercati regolamentati e alle societa' da queste
direttamente o indirettamente controllate ai sensi
dell'articolo 2359 del codice civile, nonche' al socio
selezionato ai sensi dell'articolo 4, comma 12, del
decreto-legge 13 agosto 2011, n. 138, convertito nella
legge 14 settembre 2011, n. 148, e alle societa' a
partecipazione mista, pubblica e privata, costituite ai
sensi del medesimo comma.
6. Nel rispetto degli standard qualitativi,
quantitativi, ambientali, di equa distribuzione sul
territorio e di sicurezza, la gara e' aggiudicata sulla
base delle migliori condizioni economiche e di prestazione
del servizio, del livello di qualita' e sicurezza, dei
piani di investimento per lo sviluppo e il potenziamento
delle reti e degli impianti, per il loro rinnovo e
manutenzione, nonche' dei contenuti di innovazione
tecnologica e gestionale presentati dalle imprese
concorrenti. Tali elementi fanno parte integrante del
contratto di servizio.
7. Gli enti locali avviano la procedura di gara non
oltre un anno prima della scadenza dell'affidamento, in
modo da evitare soluzioni di continuita' nella gestione del
servizio. Il gestore uscente resta comunque obbligato a
proseguire la gestione del servizio, limitatamente
all'ordinaria amministrazione, fino alla data di decorrenza
del nuovo affidamento. Ove l'ente locale non provveda entro
il termine indicato, la regione, anche attraverso la nomina
di un commissario ad acta, avvia la procedura di gara.
7-bis. Il gestore uscente e' tenuto a fornire
all'en-te locale tutte le informazioni necessarie per
predisporre il bando di gara, entro un termine, stabilito
dallo stesso ente in funzione dell'entita' delle
informazioni richieste, comunque non superiore a sessanta
giorni. Qualora il gestore uscente, senza giustificato
motivo, ometta di fornire le informazioni richieste ovvero
fornisca informazioni inesatte o fuorvianti oppure non
fornisca le informazioni entro il termine stabilito, l'ente
locale puo' imporre una sanzione amministrativa pecuniaria,
il cui importo puo' giungere fino all'1 per cento del
fatturato totale realizzato durante l'esercizio sociale
precedente, e valutare il comportamento tenuto dal gestore
uscente ai fini dell'applicazione dell'articolo 80, comma
5, lettera c-bis), del codice dei contratti pubblici, di
cui al decreto legislativo 18 aprile 2016, n. 50. 68
8. Il nuovo gestore, con riferimento agli
investimenti realizzati sugli impianti oggetto di
trasferimento di proprieta' nei precedenti affidamenti o
concessioni, e' tenuto a subentrare nelle garanzie e nelle
obbligazioni relative ai contratti di finanziamento in
essere o ad estinguere queste ultime e a corrispondere una
somma al distributore uscente in misura pari al valore di
rimborso per gli impianti la cui proprieta' e' trasferita
dal distributore uscente al nuovo gestore. Nella situazione
a regime, al termine della durata delle nuove concessioni
di distribuzione del gas naturale affidate ai sensi del
comma 1, il valore di rimborso al gestore uscente e' pari
al valore delle immobilizzazioni nette di localita' del
servizio di distribuzione e misura, relativo agli impianti
la cui proprieta' viene trasferita dal distributore uscente
al nuovo gestore, incluse le immobilizzazioni in corso di
realizzazione, al netto dei contributi pubblici in conto
capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di
localita', calcolato secondo la metodologia della
regolazione tariffaria vigente e sulla base della
consistenza degli impianti al momento del trasferimento
della proprieta'.
9. Gli oneri gravanti sul nuovo gestore ai sensi del
comma 8 sono indicati nel bando di gara stimando il valore
di rimborso delle immobilizzazioni previste dopo
l'emissione del bando di gara. Il bando di gara riporta le
modalita' per regolare il valore di rimborso relativo a
queste ultime immobilizzazioni. Il gestore subentrante
acquisisce la disponibilita' degli impianti dalla data del
pagamento della somma corrispondente agli oneri suddetti,
ovvero dalla data di offerta reale della stessa.
10. Le imprese di gas che svolgono l'attivita' di
distribuzione sono tenute alla certificazione di bilancio a
decorrere dal 1° gennaio 2002.
10-bis. Con deliberazione dell'Autorita' di
regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) sono
definiti e classificati come sistema di distribuzione
chiuso i sistemi che distribuiscono gas naturale
all'interno di un sito industriale, commerciale o di
servizi condivisi geograficamente limitato e che, fatto
salvo i casi di uso accidentale da un numero limitato di
clienti civili, non rifornisce i clienti civili, purche'
alternativamente:
a) per specifiche ragioni tecniche o di sicurezza,
le operazioni o il processo di produzione degli utenti di
tale sistema siano integrati;
b) il sistema distribuisca gas naturale
principalmente al proprietario o al gestore del sistema o a
imprese ad essi collegate.
10-ter. L'ARERA provvede a esentare i gestori di
sistemi di distribuzione chiusi del gas naturale
dall'obbligo che le tariffe o le relative metodologie di
calcolo siano approvate prima della loro entrata in vigore.
In tali casi di esenzione concessa da ARERA le tariffe
applicabili o le relative metodologie di calcolo sono
rivedute e approvate conformemente all'articolo 78 della
direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 13 giugno 2024, su richiesta di un utente
del sistema di distribuzione chiuso del gas naturale. Il
riconoscimento della esenzione concessa dall'ARERA non
subisce pregiudizi nei casi di uso accidentale da parte di
un numero limitato di clienti civili assunti dal
proprietario del sistema di distribuzione, o legati a
quest'ultimo da un vincolo simile, e situati nell'area
servita da un sistema di distribuzione chiuso. I sistemi di
distribuzione chiusi sono considerati sistemi di
distribuzione.».

Art. 14
Modifiche all'articolo 16 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n.
164

1. All'articolo 16 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, dopo il comma 4 e' inserito il seguente:
«4-bis. Nel caso in cui un gestore del sistema di distribuzione sia responsabile del bilanciamento di quest'ultimo, le regole da esso adottate a tal fine, nonche' le regole per addebitare agli utenti del sistema lo sbilanciamento energetico, sono obiettive, trasparenti e non discriminatorie. Le condizioni di prestazione di questi servizi da parte dei gestori dei sistemi di distribuzione, comprese le regole e le tariffe, sono stabilite in modo non discriminatorio e corrispondente ai costi, secondo una metodologia compatibile con l'articolo 78, paragrafo 7, della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024 e sono oggetto di pubblicazione.».

Note all'art. 14:
- Si riporta il testo dell'articolo 16 del citato
decreto legislativo n. 164, del 2000, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 16. (Obblighi delle imprese di distribuzione).
- 1. Le imprese di distribuzione di gas naturale svolgono
anche l'attivita' di dispacciamento sulla propria rete.
2. Le imprese di distribuzione di gas naturale hanno
l'obbligo di allacciare i clienti, che ne facciano
richiesta, che abbiano sede nell'ambito dell'area
territoriale alla quale si riferisce l'affidamento sulla
base del quale esse operano, purche' esista la capacita'
del sistema di cui dispongono e le opere necessarie
all'allacciamento del cliente siano tecnicamente ed
economicamente realizzabili in base a criteri stabiliti con
delibera dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, nel rispetto degli obblighi di universalita' del
servizio pubblico.
3. In caso di rifiuto l'utente ne informa l'Autorita'
per l'energia elettrica e il gas che, sentita l'impresa che
ha espresso il rifiuto, e qualora verifichi una violazione
dei criteri di cui al comma 2, puo' imporre alla stessa
impresa di procedere all'allacciamento. Sono fatti salvi i
poteri e le attribuzioni dell'Autorita' garante della
concorrenza e del mercato.
4. Le imprese di distribuzione perseguono il
risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili.
Gli obiettivi quantitativi nazionali, definiti in coerenza
con gli impegni previsti dal protocollo di Kyoto, ed i
principi di valutazione dell'ottenimento dei risultati sono
individuati con decreto del Ministro dell'industria, del
commercio e dell'artigianato, di concerto con il Ministro
dell'ambiente, sentita la Conferenza unificata, da emanare
entro tre mesi dalla data di entrata in vigore del presente
decreto. Gli obiettivi regionali e le relative modalita' di
raggiungimento, utilizzando anche lo strumento della
remunerazione delle iniziative di cui al comma 4
dell'articolo 23, nel cui rispetto operano le imprese di
distribuzione, sono determinati con provvedimenti di
pianificazione energetica regionale, sentiti gli organismi
di raccordo regione-autonomie locali. In sede di Conferenza
unificata e' verificata annualmente la coerenza degli
obiettivi regionali con quelli nazionali.
4-bis. Nel caso in cui un gestore del sistema di
distribuzione sia responsabile del bilanciamento di
quest'ultimo, le regole da esso adottate a tal fine,
nonche' le regole per addebitare agli utenti del sistema lo
sbilanciamento energetico, sono obiettive, trasparenti e
non discriminatorie. Le condizioni di prestazione di questi
servizi da parte dei gestori dei sistemi di distribuzione,
comprese le regole e le tariffe, sono stabilite in modo non
discriminatorio e corrispondente ai costi, secondo una
metodologia compatibile con l'articolo 78, paragrafo 7,
della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 13 giugno 2024 e sono oggetto di
pubblicazione.
5. Le imprese di distribuzione di gas naturale, in
occasione di ogni nuovo allaccio alla propria rete di un
impianto di utenza non destinato a servire esclusivamente
cicli produttivi industriali o artigianali, e nel caso di
modifiche di impianti gia' allacciati, accertano attraverso
personale tecnico che gli stessi impianti siano stati
eseguiti e siano mantenuti in stato di sicuro funzionamento
nei riguardi della pubblica incolumita', negando o
sospendendo la fornitura di gas nel caso il suddetto
accertamento non sia positivo o non sia consentito.
L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas, con propria
deliberazione, provvede a definire un regolamento per lo
svolgimento di tali attivita' in regime di concorrenza, la
periodicita' delle verifiche e le modalita' di copertura
dei relativi costi.
6. Le imprese di distribuzione di gas naturale
sospendono altresi' la fornitura di gas agli impianti su
richiesta dell'ente locale competente per i controlli ai
sensi dell'articolo 31, comma 3, della legge 9 gennaio
1991, n. 10, motivata dalla riscontrata non conformita'
dell'impianto alle norme o dal reiterato rifiuto del
responsabile dell'impianto a consentire i controlli di cui
alla citata legge n. 10 del 1991.
7. Per quanto non espressamente previsto dal presente
decreto in materia di distribuzione si applicano le norme
vigenti in materia di servizi pubblici locali.».

Art. 15
Modifiche all'articolo 18 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n.
164

1. L'articolo 18 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, e' sostituito dal seguente:
«Art. 18 (Disciplina dell'attivita' di vendita). - 1. L' ARERA vigila sulla trasparenza delle condizioni contrattuali e, con proprie deliberazioni, puo' stabilire un codice di condotta commerciale in cui sono determinate le informazioni minime che i soggetti che svolgono attivita' di vendita devono fornire ai clienti.
2. I soggetti che svolgono attivita' di vendita ai clienti protetti di cui all'articolo 22, comma 2, a decorrere dal 1° ottobre 2011 forniscono agli stessi clienti il servizio di modulazione stagionale e di punta stagionale e giornaliera adeguato alla garanzia delle forniture di gas naturale ai clienti protetti ai sensi dell'articolo 6 del regolamento (UE) 2017/1938 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2017, ovvero, ove abbiano installato misuratori multiorari di gas naturale, il servizio richiesto direttamente dai clienti stessi.
3. I soggetti che svolgono l'attivita' di vendita a clienti diversi da quelli individuati al comma 2 devono fornire contestualmente agli stessi clienti la disponibilita' del servizio di modulazione stagionale e di punta stagionale, giornaliera e oraria richiesta dai clienti stessi.
4. Per i clienti finali con consumo annuo superiore a 200.000 Smc la misurazione del gas e' effettuata su base oraria a decorrere dal 1° luglio 2002. L'ARERA, con proprie deliberazioni, puo' prorogare, su specifica istanza di imprese di trasporto o di distribuzione, il suddetto termine temporale, e puo' estendere l'obbligo di misurazione su base oraria ad altre tipologie di clienti.
5. I soggetti che effettuano la vendita di gas naturale devono disporre di capacita' di trasporto in uscita dalla rete di trasporto adeguata alle forniture ai propri clienti e risorse adeguate a garantirne il servizio di modulazione e il bilanciamento.».

Art. 16
Modifica all'articolo 19 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n.
164

1. All'articolo 19 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, dopo il comma 7, e' aggiunto il seguente:
«7-bis. I gestori dei sistemi di distribuzione cooperano con i gestori dei sistemi di trasporto per garantire la partecipazione effettiva dei partecipanti al mercato collegati alla loro infrastruttura nei mercati al dettaglio, all'ingrosso e di bilanciamento nell'ambito del sistema di entrata-uscita cui appartiene o e' collegato il sistema di distribuzione.».

Note all'art. 16:
- Si riporta il testo dell'articolo 19 del citato
decreto legislativo n. 164 del 2000, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 19. (Norme per la tutela e lo sviluppo della
concorrenza). - 1. Alle imprese di gas naturale si
applicano le norme in materia di intese restrittive della
liberta' di concorrenza, di abuso di posizione dominante e
di operazioni di concentrazione di cui alla legge 10
ottobre 1990, n. 287.
2. A decorrere dal 1° gennaio 2003 e fino al 31
dicembre 2010, nessuna impresa del gas puo' vendere,
direttamente o a mezzo di societa' controllate,
controllanti o controllate da una medesima controllante, ai
clienti finali piu' del 50% dei consumi nazionali di gas
naturale su base annuale.
3. A decorrere dal 1° gennaio 2002 e fino al 31
dicembre 2010, nessuna impresa del gas puo' immettere gas
importato o prodotto in Italia, nella rete nazionale, al
fine della vendita in Italia, direttamente o a mezzo di
societa' controllate, controllanti o controllate da una
medesima controllante, per quantitativi superiori al 75%
dei consumi nazionali di gas naturale su base annuale. La
suddetta percentuale e' ridotta di due punti percentuali
per ciascun anno successivo al 2002 fino a raggiungere il
61%.
4. La percentuale di cui al comma 2 e' calcolata
sottraendo sia dalle quantita' vendute, sia dai consumi
nazionali al netto delle perdite, le quantita' di gas
autoconsumato direttamente dall'impresa o a mezzo di
societa' controllate, controllanti, o controllate da una
medesima controllante. La percentuale di cui al comma 3 e'
calcolata sottraendo sia dalle quantita' importate e
prodotte, sia dai consumi nazionali, le quantita' di gas
autoconsumato direttamente dall'impresa o a mezzo di
societa' controllate, controllanti, o controllate da una
medesima controllante.
5. I limiti di cui ai commi 2 e 3 si intendono
superati qualora la media delle percentuali effettivamente
conseguite da un'impresa, calcolata ogni anno con
riferimento al triennio precedente, risulti superiore alla
media delle percentuali consentite per il medesimo
triennio.
6. A decorrere dalla data di entrata in vigore del
presente decreto le norme in materia di metanizzazione del
Mezzogiorno che riservino incentivi o contributi in
qualunque forma a favore della societa' ENI, o di societa'
da essa controllate o ad essa collegate, sono applicabili a
qualunque impresa del gas, avente sede nell'Unione europea,
operante nel settore del trasporto o della distribuzione di
gas naturale.
6-bis. Per l'ammissibilita' ai contributi di cui
all'articolo 9 della legge 7 agosto 1997, n. 266, come
modificato dall'articolo 28 della legge 17 maggio 1999, n.
144, i soggetti titolari di una concessione per la
costruzione degli impianti e per la gestione del servizio
di distribuzione del gas sono tenuti a dare conferma ai
comuni dell'esecuzione della concessione stessa entro due
mesi dalla data di pubblicazione delle nuove tariffe di
distribuzione del gas determinate dall'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas ai sensi dell'articolo 23,
comma 2. Decorso tale termine, la concessione si intende
risolta e i comuni possono procedere ad una gara per
l'affidamento ad altro concessionario, fermi restando la
validita' delle domande di contributo presentate per
l'ottenimento dei benefici di cui alle leggi citate e
l'ammontare dei contributi eventualmente gia' determinati.
Nel caso di bacini di utenza non sono ammissibili rinunce
parziali da parte del concessionario. Il termine per la
presentazione delle domande di contributo e' prorogato al
30 giugno 200194 .
7. Nel caso di superamento dei limiti di cui ai commi
2 e 3, l'Autorita' garante della concorrenza e del mercato
adotta i provvedimenti di cui all'articolo 15 della legge
10 ottobre 1990, n. 287.
7-bis. I gestori dei sistemi di distribuzione
cooperano con i gestori dei sistemi di trasporto per
garantire la partecipazione effettiva dei partecipanti al
mercato collegati alla loro infrastruttura nei mercati al
dettaglio, all'ingrosso e di bilanciamento nell'ambito del
sistema di entrata-uscita cui appartiene o e' collegato il
sistema di distribuzione.».

Art. 17
Modifiche all'articolo 20 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n.
164

1. All'articolo 20, comma 5-bis, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, sono aggiunti, in fine, i seguenti periodi: «Se il gestore del sistema di trasporto, stoccaggio del gas naturale o di GNL, o il proprietario del sistema di trasporto e' parte di un'impresa verticalmente integrata, esso non divulga, in particolare, alcuna informazione commercialmente sensibile alle altre parti dell'impresa verticalmente integrata diverse dai gestori dei sistemi di trasporto, dai gestori dei sistemi di distribuzione o dai gestori delle reti dell'idrogeno, salvo che cio' risulti necessario per effettuare un'operazione commerciale. Al fine di garantire la piena osservanza delle norme sulla separazione delle informazioni, lo Stato membro assicura che il proprietario del sistema di trasporto, compreso, nel caso del gestore di un sistema combinato, il gestore del sistema di distribuzione, e le restanti parti dell'impresa che non siano gestori dei sistemi di trasporto o di distribuzione ne' gestori delle reti dell'idrogeno non utilizzino servizi comuni, quali servizi legali comuni, ad eccezione delle funzioni meramente amministrative o dei servizi informatici.».

Note all'art. 17:
- Si riporta il testo dell'articolo 20 del citato
decreto legislativo n. 164 del 2000, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 20. (Obblighi di informazione delle imprese del
gas). - 1. E' fatto obbligo alle imprese che svolgono
attivita' di trasporto e dispacciamento di gas naturale,
alle imprese che gestiscono impianti di liquefazione o
rigassificazione di GNL, e alle imprese di distribuzione e
di stoccaggio di gas naturale di fornire alle altre imprese
esercenti le stesse attivita' informazioni sufficienti per
garantire che le relative attivita' avvengano in modo
compatibile con il funzionamento sicuro ed efficiente del
sistema del gas.
2. Il contenuto minimo di informazioni di cui al
comma 1 e' stabilito con delibera dell'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas da emanare entro sei mesi
dalla data di entrata in vigore del presente decreto.
3. Fatti salvi i poteri di indagine dell'Autorita'
garante per la concorrenza e del mercato e dell'Autorita'
per l'energia elettrica e il gas e gli altri obblighi di
divulgazione delle informazioni, le imprese di cui al comma
1 mantengono il segreto sulle informazioni commercialmente
sensibili acquisite da altre imprese nel corso dello
svolgimento delle loro attivita'.
4. Le imprese di cui al comma 1 non possono
utilizzare a proprio vantaggio le informazioni
commercialmente sensibili acquisite nel corso delle loro
attivita' nell'ambito della vendita o dell'acquisto di gas
naturale, anche da parte di imprese controllate,
controllanti o collegate.
5. Le imprese di cui al comma 1 non operano
discriminazioni tra gli utenti del sistema o categorie di
utenti del sistema, in particolare a favore di imprese loro
collegate.
5-bis. Le imprese di cui al comma 1 impediscono che
le informazioni concernenti le proprie attivita', che
potrebbero essere commercialmente vantaggiose, siano
divulgate in modo discriminatorio. In particolare, le
informazioni commercialmente sensibili non sono divulgate
ad altre parti dell'impresa salvo risulti necessario per
effettuare una operazione commerciale. Il proprietario di
una impresa di trasporto e la restante parte dell'impresa
non devono utilizzare servizi comuni, quali servizi legali
comuni, ad eccezione delle funzioni meramente
amministrative o dei servizi informatici. Se il gestore del
sistema di trasporto, stoccaggio del gas naturale o di GNL,
o il proprietario del sistema di trasporto e' parte di
un'impresa verticalmente integrata, esso non divulga, in
particolare, alcuna informazione commercialmente sensibile
alle altre parti dell'impresa verticalmente integrata
diverse dai gestori dei sistemi di trasporto, dai gestori
dei sistemi di distribuzione o dai gestori delle reti
dell'idrogeno, salvo che cio' risulti necessario per
effettuare un'operazione commerciale. Al fine di garantire
la piena osservanza delle norme sulla separazione delle
informazioni, lo Stato membro assicura che il proprietario
del sistema di trasporto, compreso, nel caso del gestore di
un sistema combinato, il gestore del sistema di
distribuzione, e le restanti parti dell'impresa che non
siano gestori dei sistemi di trasporto o di distribuzione
ne' gestori delle reti dell'idrogeno non utilizzino servizi
comuni, quali servizi legali comuni, ad eccezione delle
funzioni meramente amministrative o dei servizi
informatici.
5-ter. Nel corso di operazioni di compravendita da
parte di imprese collegate, alle imprese di cui al comma 1
e' fatto divieto di abuso delle informazioni
commercialmente sensibili acquisite da terzi nel negoziare
o fornire l'accesso ai sistemi e agli impianti gestiti
dalle stesse imprese.».

Art. 18
Modifiche all'articolo 22 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n.
164

1. All'articolo 22 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) i commi 1 e 3 sono abrogati;
b) al comma 4, la lettera a) e' abrogata;
c) al comma 6, dopo le parole: «di cui dispongono» sono aggiunte le seguenti: «gli strumenti di confronto, le misure di sostegno disponibili, ivi comprese quelle destinate ai clienti vulnerabili e in poverta' energetica»;
d) il comma 7 e' sostituito dal seguente:
«7. Con decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, su proposta dell'ARERA, sono individuati i criteri e le modalita' per la fornitura, da parte di esercenti selezionati dalla societa' Acquirente unico S.p.A. all'esito di procedure a evidenza pubblica, di gas naturale nell'ambito del servizio di ultima istanza, a condizioni che incentivino la ricerca di un nuovo fornitore sul mercato, per i clienti di cui al comma 2, nonche' nelle aree geografiche nelle quali non si e' ancora sviluppato un mercato concorrenziale nell'offerta di gas naturale.»;
e) dopo il comma 7 sono aggiunti i seguenti:
«7-bis. I clienti finali trasferiti a un fornitore di ultima istanza conservano tutti i diritti riconosciuti in qualita' di clienti finali. I fornitori comunicano ai clienti, a mezzo posta elettronica certificata o, in mancanza, a mezzo raccomandata con avviso di ricevimento, i termini e le condizioni del servizio di ultima istanza e garantiscono loro la continuita' del servizio medesimo per il periodo necessario alla scelta di un nuovo fornitore e per almeno sei mesi.
7-ter. L'ARERA assicura, nell'ambito della disciplina della gestione della morosita' dei clienti finali, la tutela dei clienti vulnerabili e in condizioni di poverta' energetica dal rischio di interruzione della fornitura.».

Note all'art. 18:
- Si riporta il testo dell'articolo 22 del citato
decreto legislativo n. 164 del 2000, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 22. (Obblighi relativi al servizio pubblico e
tutela dei consumatori). - 1. (abrogato)
2. Sono considerati clienti protetti i clienti
domestici, le utenze relative ad attivita' di servizio
pubblico, tra cui ospedali, case di cura e di riposo,
carceri, scuole, e altre strutture pubbliche e private che
svolgono un'attivita' riconosciuta di assistenza nonche' i
clienti civili e non civili con consumo non superiore a
50.000 metri cubi annui. Per essi vige l'obbligo di
assicurare, col piu' alto livello di sicurezza possibile,
le forniture di gas naturale anche in momenti critici o in
situazioni di emergenza del sistema del gas naturale.
2-bis. Sono clienti vulnerabili i clienti civili:
a) che si trovano in condizioni economicamente
svantaggiate ai sensi dell'articolo 1, comma 75, della
legge 4 agosto 2017, n. 124;
b) che rientrano tra i soggetti con disabilita' ai
sensi dell'articolo 3 della legge 5 febbraio 1992, n. 104;
c) le cui utenze sono ubicate nelle isole minori
non interconnesse;
d) le cui utenze sono ubicate in strutture
abitative di emergenza a seguito di eventi calamitosi;
e) di eta' superiore ai 75 anni.
2-bis.1. A decorrere dal 10 gennaio 2024, i fornitori
e gli esercenti il servizio di fornitura di ultima istanza
sono tenuti a offrire ai clienti vulnerabili di cui al
comma 2-bis la fornitura di gas naturale a un prezzo che
rifletta il costo effettivo di approvvigionamento nel
mercato all'ingrosso, i costi efficienti del servizio di
commercializzazione e le condizioni contrattuali e di
qualita' del servizio, cosi' come definiti dall'Autorita'
di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA) con uno
o piu' provvedimenti e periodicamente aggiornati. L'ARERA
definisce altresi' le specifiche misure perequative a
favore degli esercenti il servizio di fornitura di ultima
istanza.
2-ter. Sono considerati "clienti protetti nel quadro
della solidarieta'" ai sensi del regolamento (UE)
2017/1938, i clienti civili che sono connessi ad una rete
di distribuzione del gas, inclusi i servizi sociali
essenziali diversi dai servizi di istruzione e di pubblica
amministrazione e gli impianti di teleriscaldamento che
servono clienti civili o servizi sociali essenziali diversi
dai servizi di istruzione e di pubblica amministrazione.
3. (abrogato)
4. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
provvede affinche':
a) (abrogata);
b) i clienti ricevano tutti i pertinenti dati di
consumo e a tal fine siano obbligate le societa' di
distribuzione a rendere disponibili i dati di consumo dei
clienti alle societa' di vendita, garantendo la qualita' e
la tempestivita' dell'informazione fornita;
c) qualora un cliente finale connesso alla rete di
distribuzione si trovi senza un fornitore di gas naturale e
non sussistano i requisiti per l'attivazione del fornitore
di ultima istanza, l'impresa di distribuzione
territorialmente competente garantisca il bilanciamento
della propria rete in relazione al prelievo presso tale
punto per il periodo in cui non sia possibile la sua
disalimentazione fisica, secondo modalita' e condizioni
definite dall'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
che deve altresi' garantire all'impresa di distribuzione
una adeguata remunerazione dell'attivita' svolta e la
copertura dei costi sostenuti.
5. Allo scopo di promuovere l'efficienza energetica
l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas stabilisce
criteri in base ai quali le imprese di gas naturale
ottimizzino l'utilizzo del gas naturale, anche fornendo
servizi di gestione dell'energia, sviluppando formule
tariffarie innovative, introducendo sistemi di misurazione
intelligenti o, se del caso, reti intelligenti.
6. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas,
anche avvalendosi dell'Acquirente unico Spa, ai sensi
dell'articolo 27, comma 2, della legge 23 luglio 2009, n.
99, provvede affinche' siano istituiti sportelli unici al
fine di mettere a disposizione dei clienti tutte le
informazioni necessarie concernenti i loro diritti, la
normativa in vigore e le modalita' di risoluzione delle
controversie di cui dispongono gli strumenti di confronto,
le misure di sostegno disponibili, ivi comprese quelle
destinate ai clienti vulnerabili e in poverta' energetica.
7. Con decreto del Ministro dell'ambiente e della
sicurezza energetica, su proposta dell'ARERA, sono
individuati i criteri e le modalita' per la fornitura, da
parte di esercenti selezionati dalla societa' Acquirente
unico S.p.A. all'esito di procedure a evidenza pubblica, di
gas naturale nell'ambito del servizio di ultima istanza, a
condizioni che incentivino la ricerca di un nuovo fornitore
sul mercato, per i clienti di cui al comma 2, nonche' nelle
aree geografiche nelle quali non si e' ancora sviluppato un
mercato concorrenziale nell'offerta di gas naturale;
7-bis. I clienti finali trasferiti a un fornitore di
ultima istanza conservano tutti i diritti riconosciuti in
qualita' di clienti finali. I fornitori comunicano ai
clienti, a mezzo posta elettronica certificata o, in
mancanza, a mezzo raccomandata con avviso di ricevimento, i
termini e le condizioni del servizio di ultima istanza e
garantiscono loro la continuita' del servizio medesimo per
il periodo necessario alla scelta di un nuovo fornitore e
per almeno sei mesi.
7-ter. L'ARERA assicura, nell'ambito della disciplina
della gestione della morosita' dei clienti finali, la
tutela dei clienti vulnerabili e in condizioni di poverta'
energetica dal rischio di interruzione della fornitura.».

Art. 19
Modifiche all'articolo 24 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n.
164

1. All'articolo 24 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 2 e' aggiunto, in fine, il seguente periodo: «I gestori dei sistemi di trasporto o i gestori dei sistemi di distribuzione che rifiutano l'accesso o la connessione al sistema del gas naturale per mancanza di capacita' o di connessione sono tenuti ad apportare i miglioramenti del caso, ove economicamente giustificabile o qualora un cliente potenziale sia disposto a sostenerne il costo.»;
b) dopo il comma 2 e' inserito il seguente:
«2-bis. Per il gas rinnovabile e il gas a basse emissioni di carbonio l'accesso al sistema puo' essere rifiutato solo fatti salvi gli articoli 20 e 36 del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024.»;
c) il comma 3 e' sostituito dal seguente:
«3. Il rifiuto e l'eventuale disconnessione sono manifestati con dichiarazione motivata ed e' comunicato immediatamente all'ARERA e all'Autorita' garante della concorrenza e del mercato, nonche' al Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica.»;
d) al comma 5 sono aggiunti, in fine, i seguenti periodi: «L'ARERA provvede affinche' i gestori dei sistemi di trasporto e i gestori dei sistemi di distribuzione siano autorizzati a rifiutare l'accesso o la connessione degli utenti alla rete del gas naturale, o a interrompere la fornitura, specie per garantire il rispetto dell'attuazione dell'obiettivo della neutralita' climatica di cui all'articolo 2, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2021/1119 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 giugno 2021, a condizione che:
a) il piano di sviluppo della rete istituito a norma dell'articolo 55 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024 preveda la dismissione del sistema di trasporto o di parti pertinenti dello stesso;
b) la stessa ARERA abbia approvato il piano di dismissione della rete a norma dell'articolo 57, paragrafo 3 della direttiva (UE) 2024/1788;
c) il pertinente gestore della rete di distribuzione, esentato dall'obbligo di presentare un piano di dismissione della rete, a norma dell'articolo 57, paragrafo 5, della direttiva (UE) 2024/1788, abbia informato l'ARERA della dismissione della rete di distribuzione o di parti pertinenti della stessa. Nei casi indicati al periodo precedente, con delibera dell'ARERA sono indicate le modalita' per il rifiuto dell'accesso o della connessione, o per la disconnessione, basato su criteri obiettivi, trasparenti e non discriminatori, tenuto conto degli interessi in causa, dei requisiti esistenti volti alla riduzione o all'abbandono del consumo di gas di origine fossile e dei pertinenti piani locali di riscaldamento e raffrescamento stabiliti a norma dell'articolo 25, paragrafo 6, della direttiva (UE) 2023/1791 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 settembre 2023. Sono altresi' adottate le misure adeguate per proteggere gli utenti della rete, a norma dell'articolo 13 della direttiva (UE) 2024/1788 allorche' autorizzano la disconnessione.».

Note all'art. 19:
- Si riporta il testo dell'articolo 24 del citato
decreto legislativo n. 164 del 2000, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 24. (Disciplina dei casi di rifiuto di accesso
per mancanza di capacita', per obblighi di servizio
pubblico o per gravi difficolta' economiche dovute a
contratti "take or pay"). - 1. Le imprese di gas naturale
hanno l'obbligo di permettere l'accesso al sistema a coloro
che ne facciano richiesta nel rispetto delle condizioni
tecniche di accesso e di interconnessione di cui al
presente decreto.
2. In deroga a quanto previsto al comma 1 le imprese
di gas naturale possono rifiutare l'accesso al sistema del
gas alle altre imprese o ai clienti idonei che ne facciano
richiesta solo nel caso in cui esse non dispongano della
capacita' necessaria, o nel caso in cui l'accesso al
sistema impedirebbe loro di svolgere gli obblighi di
servizio pubblico cui sono soggette, ovvero nel caso in cui
dall'accesso derivino gravi difficolta' economiche e
finanziarie ad imprese del gas naturale operanti nel
sistema, in relazione a contratti di tipo "take or pay"
sottoscritti prima dell'entrata in vigore della direttiva
98/30/CE. I gestori dei sistemi di trasporto o i gestori
dei sistemi di distribuzione che rifiutano l'accesso o la
connessione al sistema del gas naturale per mancanza di
capacita' o di connessione sono tenuti ad apportare i
miglioramenti del caso, ove economicamente giustificabile o
qualora un cliente potenziale sia disposto a sostenerne il
costo.
2-bis. Per il gas rinnovabile e il gas a basse
emissioni di carbonio l'accesso al sistema puo' essere
rifiutato solo fatti salvi gli articoli 20 e 36 del
regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 13 giugno 2024.
3. Il rifiuto e l'eventuale disconnessione sono
manifestati con dichiarazione motivata ed e' comunicato
immediatamente all'ARERA e all'Autorita' garante della
concorrenza e del mercato, nonche' al Ministero
dell'ambiente e della sicurezza energetica.
4. In nessun caso puo' essere rifiutato l'accesso
alle imprese relativamente al gas naturale prodotto nel
territorio nazionale, nel mare territoriale e nella
piattaforma continentale italiana.
5. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas, con
delibera da emanare entro sei mesi dalla data di entrata in
vigore del presente decreto, fissa i criteri atti a
garantire a tutti gli utenti della rete la liberta' di
accesso a parita' di condizioni, la massima imparzialita' e
la neutralita' del trasporto e del dispacciamento e
dell'utilizzo dei terminali di GNL in condizioni di normale
esercizio e gli obblighi dei soggetti che svolgono le
attivita' di trasporto e dispacciamento del gas e che
detengono terminali di GNL. Entro tre mesi dalla
pubblicazione della citata delibera i soggetti di cui al
comma 1 adottano il proprio codice di rete, che e'
trasmesso all'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
che ne verifica la conformita' ai suddetti criteri.
Trascorsi tre mesi dalla trasmissione senza comunicazioni
da parte dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas,
il codice di rete si intende conforme. L'ARERA provvede
affinche' i gestori dei sistemi di trasporto e i gestori
dei sistemi di distribuzione siano autorizzati a rifiutare
l'accesso o la connessione degli utenti alla rete del gas
naturale, o a interrompere la fornitura, specie per
garantire il rispetto dell'attuazione dell'obiettivo della
neutralita' climatica di cui all'articolo 2, paragrafo 1,
del regolamento (UE) 2021/1119 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 30 giugno 2021, a condizione che:
a) il piano di sviluppo della rete istituito a
norma dell'articolo 55 della direttiva (UE) 2024/1788 del
Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024
preveda la dismissione del sistema di trasporto o di parti
pertinenti dello stesso;
b) la stessa ARERA abbia approvato il piano di
dismissione della rete a norma dell'articolo 57, paragrafo
3 della direttiva (UE) 2024/1788;
c) il pertinente gestore della rete di
distribuzione, esentato dall'obbligo di presentare un piano
di dismissione della rete, a norma dell'articolo 57,
paragrafo 5, della direttiva (UE) 2024/1788, abbia
informato l'ARERA della dismissione della rete di
distribuzione o di parti pertinenti della stessa. Nei casi
indicati al periodo precedente, con delibera dell'ARERA
sono indicate le modalita' per il rifiuto dell'accesso o
della connessione, o per la disconnessione, basato su
criteri obiettivi, trasparenti e non discriminatori, tenuto
conto degli interessi in causa, dei requisiti esistenti
volti alla riduzione o all'abbandono del consumo di gas di
origine fossile e dei pertinenti piani locali di
riscaldamento e raffrescamento stabiliti a norma
dell'articolo 25, paragrafo 6, della direttiva (UE)
2023/1791 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13
settembre 2023. Sono altresi' adottate le misure adeguate
per proteggere gli utenti della rete, a norma dell'articolo
13 della direttiva (UE) 2024/1788 allorche' autorizzano la
disconnessione.».

Art. 20
Modifiche all'articolo 27 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n.
164

1. All'articolo 27 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 1, e' aggiunto, in fine, il seguente periodo: «Il decreto di cui al primo periodo e' aggiornato in conformita' alle prescrizioni di cui all'articolo 10 paragrafo 1 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024 sui criteri tecnici di sicurezza e le relative norme tecniche aggiornate necessarie.»;
b) dopo il comma 1 e' inserito il seguente:
«1-bis. I gestori dei sistemi di trasporto, dei sistemi di distribuzione e i gestori delle reti dell'idrogeno sono tenuti a pubblicare le norme tecniche in conformita' del presente articolo, in particolare riguardo alle norme di connessione alla rete, comprendenti requisiti in materia di qualita', odorizzazione e pressione del gas. I gestori dei sistemi di trasporto e di distribuzione sono altresi' tenuti a pubblicare gli oneri per la connessione del gas da fonti rinnovabili sulla base di criteri oggettivi, trasparenti e non discriminatori.».

Note all'art. 20:
- Si riporta il testo dell'articolo 27 del citato
decreto legislativo n. 164 del 2000, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 27. (Norme per garantire l'interconnessione e
l'interoperabilita' del sistema gas). - 1. Con decreto del
Ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato,
da emanare entro sei mesi dalla data di entrata in vigore
del presente decreto, sono emanate le norme tecniche sui
requisiti minimi di progettazione, costruzione ed esercizio
delle opere e impianti di trasporto, di distribuzione, di
linee dirette, di stoccaggio di gas, e degli impianti di
GNL, per la connessione al sistema del gas, nonche' le
norme tecniche sulle caratteristiche chimico-fisiche e del
contenuto di altre sostanze del gas da vettoriare, al fine
di garantire la possibilita' di interconnessione e
l'interoperabilita' dei sistemi, in modo obiettivo e non
discriminatorio, anche nei confronti degli scambi
transfrontalieri con altri Paesi dell'Unione europea. Il
decreto di cui al primo periodo e' aggiornato in
conformita' alle prescrizioni di cui all'articolo 10
paragrafo 1 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento
europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024 sui criteri
tecnici di sicurezza e le relative norme tecniche
aggiornate necessarie.
1-bis. I gestori dei sistemi di trasporto, dei
sistemi di distribuzione e i gestori delle reti
dell'idrogeno sono tenuti a pubblicare le norme tecniche in
conformita' del presente articolo, in particolare riguardo
alle norme di connessione alla rete, comprendenti requisiti
in materia di qualita', odorizzazione e pressione del gas.
I gestori dei sistemi di trasporto e di distribuzione sono
altresi' tenuti a pubblicare gli oneri per la connessione
del gas da fonti rinnovabili sulla base di criteri
oggettivi, trasparenti e non discriminatori.
2. Le norme tecniche di cui al comma 1 sono
notificate alla Commissione ai sensi dell'articolo 8 della
direttiva 98/34/CE del 28 marzo 1983, che prevede una
procedura di informazione nel settore delle norme e delle
regolamentazioni tecniche, e pubblicate nel bollettino
ufficiale degli idrocarburi e geotermia.».

Art. 21
Modifiche all'articolo 10 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n.
210

1. All'articolo 10, comma 1, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 210, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) all'alinea, dopo le parole: «dell'energia elettrica» sono inserite le seguenti: «e del gas naturale»;
b) alla lettera a), dopo la parola: «elettriche» sono inserite le seguenti: «e del gas naturale»;
c) dopo la lettera h), e' aggiunta la seguente:
«h-bis) indicazione chiara se il prezzo e' fisso o variabile e in merito alla durata del contratto.».

Note all'art. 21:
- Si riporta il testo dell'articolo 10 del citato
decreto legislativo n. 210 del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 10. (Strumenti di confronto delle offerte). -
1. Al fine di assicurare la confrontabilita' e la
trasparenza delle diverse offerte presenti sul mercato
interno dell'energia elettrica e del gas naturale, l'ARERA,
entro tre mesi dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, assicura che il portale informatico per la
raccolta e la pubblicazione delle offerte nel mercato di
vendita al dettaglio di energia elettrica e gas di cui
all'articolo 1, comma 61, della legge 4 agosto 2017, n.
124, sia conforme almeno ai seguenti requisiti:
a) indipendenza dai partecipanti al mercato e
parita' di trattamento tra le imprese elettriche e del gas
naturale nei risultati di ricerca;
b) indicazione chiara del gestore del portale
informatico e delle sue modalita' di finanziamento;
c) definizione di criteri chiari e oggettivi sui
quali basare il confronto tra le diverse offerte, compresi
i servizi;
d) utilizzo di un linguaggio semplice e privo di
ambiguita';
e) correttezza e tempestivo aggiornamento delle
informazioni pubblicate, con indicazione della data
dell'ultimo aggiornamento;
f) piena accessibilita' per le persone con
disabilita';
g) conoscibilita' ed efficacia delle procedure di
segnalazione degli eventuali errori nelle informazioni
pubblicate;
h) possibilita' di immettere dati e di eseguire
confronti tra diverse offerte, limitando i dati richiesti
al cliente a quanto strettamente necessario ai fini del
confronto.
h-bis) indicazione chiara se il prezzo e' fisso o
variabile e in merito alla durata del contratto.».

Art. 22
Modifica all'articolo 4 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93

1. All'articolo 4, comma 1, del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, dopo la parola: «salvaguardia» sono aggiunte le seguenti: «, in particolare quelle previste nel piano nazionale di emergenza e dichiarare, se del caso, uno dei livelli di crisi ai sensi dell'articolo 11 del regolamento (UE) 2017/1938 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2017».

Note all'art. 22:
- Si riporta il testo dell'articolo 4 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 4. (Misure di salvaguardia). - 1. In caso di
crisi improvvisa sul mercato dell'energia e quando e'
minacciata l'integrita' fisica o la sicurezza delle
persone, delle apparecchiature o degli impianti o
l'integrita' del sistema del gas naturale o del sistema
elettrico, il Ministero dello sviluppo economico puo'
temporaneamente adottare le necessarie misure di
salvaguardia, in particolare quelle previste nel piano
nazionale di emergenza e dichiarare, se del caso, uno dei
livelli di crisi ai sensi dell'articolo 11 del regolamento
(UE) 2017/1938 del Parlamento europeo e del Consiglio, del
25 ottobre 2017.
2. Le misure di cui al comma 1 devono causare il
minor turbamento possibile nel funzionamento del mercato
interno e non devono andare oltre la portata strettamente
indispensabile a ovviare alle difficolta' improvvise
manifestatesi.
3. Il Ministero dello sviluppo economico notifica
senza indugio le misure di cui ai commi precedenti agli
altri Stati membri interessati e alla Commissione europea.
4. Le misure di cui al comma 1 relative al sistema
del gas naturale sono indicate nel piano di emergenza di
cui all'articolo 8 ed e' fatto obbligo alle imprese del gas
naturale di rispettarle.
4-bis. Le misure relative al settore dell'energia
elettrica sono indicate nel Piano di preparazione ai rischi
di cui all'articolo 8-bis.».

Art. 23
Modifiche all'articolo 9 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 9 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 1, le parole «di cui all'articolo 9 della direttiva 2009/73/CE» sono sostituite dalle seguenti: «sulla separazione dei sistemi di trasporto e dei gestori dei sistemi di trasporto di cui all'articolo 60 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024. La certificazione avviene in conformita' ai paragrafi 4, 5 e 6 dell'articolo 71 della direttiva (UE) 2024/1788 e all'articolo 14 del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024 ed e' anteriore alla approvazione e designazione come gestore di sistema di trasporto»;
b) al comma 3, lettera b), le parole: «articolo 9 della direttiva 2009/73/CE» sono sostituite dalle seguenti: «articolo 60 della direttiva (UE) 2024/1788»;
c) al comma 5, le parole: «articolo 3 del regolamento (CE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009» sono sostituite dalle seguenti: «articolo 14 del regolamento (UE) 2024/1789.»;
d) al comma 8 le parole «articolo 9 della direttiva 2009/73/CE» sono sostituite dalle seguenti:
«articolo 60 della direttiva (UE) 2024/1788»;
e) dopo il comma 10, e' aggiunto il seguente:
«10-bis. Nei casi di cui al comma 10, qualora la certificazione sia richiesta da un proprietario del sistema di trasporto o da un gestore del sistema di trasporto che sia controllato da una persona di un paese terzo, l'Autorita' di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) lo notifica alla Commissione europea, unitamente a qualsiasi altra circostanza che abbia tale medesimo effetto. Il gestore del sistema di trasporto notifica all'ARERA qualsiasi circostanza che abbia come risultato l'acquisizione del controllo del sistema di trasporto, del gestore del sistema di trasporto, della rete di trasporto dell'idrogeno o del gestore della rete di trasporto dell'idrogeno da parte di un soggetto di un paese terzo.
L'ARERA adotta un progetto di decisione relativa alla certificazione del gestore del sistema di trasporto o del gestore della rete di trasporto dell'idrogeno entro cento giorni lavorativi a decorrere dalla data della notifica effettuata dal gestore stesso. Essa rifiuta la certificazione se non e' stato dimostrato:
a) che l'interessato ottempera agli obblighi di cui all'articolo 60 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024 e
b) che il rilascio della certificazione non mettera' a rischio la sicurezza dell'approvvigionamento energetico o gli interessi essenziali nazionali e dell'Unione europea in materia di sicurezza; nell'esaminare la questione l'ARERA, sentito il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, tiene conto:
1) dei diritti e obblighi dell'Unione europea in relazione a tali paesi terzi che discendono dal diritto internazionale, incluso un accordo concluso con uno o piu' paesi terzi di cui l'Unione europea e' parte e che tratta le questioni della sicurezza dell'approvvigionamento energetico;
2) dei diritti e obblighi in relazione a tale paese terzo che discendono da accordi conclusi con esso, nella misura in cui sono conformi al diritto dell'Unione europea;
3) della proprieta', della fornitura o di altri rapporti commerciali che potrebbero incidere negativamente sugli incentivi e sulla capacita' del proprietario del sistema di trasporto, del gestore del sistema di trasporto di consegnare gas naturale al Paese o all'Unione europea;
4) di altri fatti e circostanze specifici del caso e del paese interessato.
L'ARERA notifica tempestivamente la propria decisione preliminare alla Commissione europea, unitamente a tutte le informazioni rilevanti ai fini della decisione stessa. La decisione relativa alla certificazione e' subordinata al previo parere della Commissione europea se l'entita' interessata ottemperi alle prescrizioni di cui all'articolo 60 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024 e se il rilascio della certificazione metta a rischio la sicurezza dell'approvvigionamento energetico dell'Unione europea. L'ARERA dispone di un termine di cinquanta giorni lavorativi dalla scadenza del periodo di rilascio del parere della Commissione per adottare la decisione definitiva relativa alla certificazione. La decisione definitiva tiene nella massima considerazione il parere della Commissione. E' fatto salvo il diritto di rifiutare il rilascio della certificazione se questo mette a rischio la sicurezza del suo approvvigionamento energetico o la sicurezza dell'approvvigionamento energetico di un altro Stato membro. La decisione definitiva e' pubblicata dall'ARERA sul proprio sito internet istituzionale unitamente al parere della Commissione. Qualora la decisione definitiva differisca dal parere della Commissione, la motivazione della stessa e' resa altresi' pubblica.».

Note all'art. 23:
- Si riporta il testo dell'articolo 9 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 9. (Attivita' di trasporto e certificazione dei
gestori dei sistemi di trasporto). - 1. Entro il 3 marzo
2012 i gestori dei sistemi di trasporto devono essere
certificati dall'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
che, secondo la procedura di cui al presente articolo,
vigila sull'osservanza da parte dei gestori medesimi delle
prescrizioni sulla separazione dei sistemi di trasporto e
dei gestori dei sistemi di trasporto di cui all'articolo 60
della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del
Consiglio del 13 giugno 2024. La certificazione avviene in
conformita' ai paragrafi 4, 5 e 6 del dell'articolo 71
della direttiva (UE) 2024/1788 e all'articolo 14 del
regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del
Consiglio del 13 giugno 2024 ed e' anteriore alla
approvazione e designazione come gestore di sistema di
trasporto.
2. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
avvia, entro un mese dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, la procedura di certificazione di
ciascuna impresa proprietaria della rete di trasporto del
gas naturale che alla medesima data agisce in qualita' di
gestore di un sistema di trasporto del gas naturale.
3. Successivamente e ove necessario l'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas avvia le procedure di
certificazione:
a) nei confronti dei gestori dei sistemi di
trasporto che ne facciano richiesta;
b) di propria iniziativa quando venga a conoscenza
del fatto che la prevista modifica dei diritti o
dell'influenza nei confronti dei proprietari o dei gestori
dei sistemi di trasporto rischia di determinare una
violazione dell'articolo 60 della direttiva (UE) 2024/1788
ovvero quando ha motivo di ritenere che tale violazione si
sia gia' verificata;
c) su motivata richiesta della Commissione europea.
4. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas deve
concludere la procedura di cui al presente articolo con la
propria decisione di certificazione, entro un termine di
quattro mesi decorrenti dalla data della notificazione
effettuata dal gestore del sistema di trasporto o dalla
data della richiesta della Commissione europea. Decorso
tale termine, la certificazione si intende accordata.
5. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
notifica senza indugio alla Commissione europea la
decisione, espressa o intervenuta per silenzio-assenso, di
certificazione del gestore del sistema di trasporto,
unitamente alle informazioni rilevanti ai fini della
decisione stessa. Tale decisione acquista efficacia dopo
l'espressione del prescritto parere della Commissione
europea. La Commissione esprime parere, secondo la
procedura di cui all'articolo 14 del regolamento (UE)
2024/1789, entro due mesi dal ricevimento della notifica.
6. Entro due mesi dal ricevimento del parere della
Commissione europea l'Autorita' per l'energia elettrica e
il gas assume la decisione finale di certificazione tenendo
conto del parere stesso.
7. Le imprese proprietarie di un sistema di trasporto
certificate dall'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
sono autorizzate all'attivita' di trasporto e designate dal
Ministero dello sviluppo economico quali gestori dei
sistemi di trasporto. Tale designazione e' notificata alla
Commissione europea e pubblicata nella Gazzetta Ufficiale
dell'Unione europea.
8. I gestori di sistemi di trasporto notificano
all'Autorita' per l'energia elettrica e il gas tutte le
transazioni previste che possano richiedere un riesame
della loro osservanza delle prescrizioni di cui
all'articolo 60 della direttiva (UE) 2024/1788.
9. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas e la
Commissione europea, garantendo la segretezza delle
informazioni commercialmente sensibili, possono chiedere ai
gestori dei sistemi di trasporto ed alle imprese che
esercitano attivita' di produzione o di fornitura le
informazioni pertinenti ai fini dell'esercizio dei poteri
ad esse conferiti dal presente articolo.
10. Con decreto del Ministro dello sviluppo economico
sono stabiliti i criteri per la certificazione del gestore
di un sistema di trasporto nel caso in cui un soggetto di
un Paese non appartenente all'Unione europea ne acquisisca
il controllo, in base ai quali l'Autorita' per l'energia
elettrica e il gas e' tenuta ad adottare una decisione di
certificazione. Il predetto decreto deve garantire che il
rilascio della certificazione non metta a rischio la
sicurezza dell'approvvigionamento energetico dell'Italia e
dell'Unione europea e che siano rispettati i diritti e gli
obblighi derivanti dal diritto internazionale e da accordi
con il Paese terzo interessato purche' conformi al diritto
comunitario.
10-bis. Nei casi di cui al comma 10, qualora la
certificazione sia richiesta da un proprietario del sistema
di trasporto o da un gestore del sistema di trasporto che
sia controllato da una persona di un paese terzo,
l'Autorita' di regolazione per energia reti e ambiente
(ARERA) lo notifica alla Commissione europea, unitamente a
qualsiasi altra circostanza che abbia tale medesimo
effetto. Il gestore del sistema di trasporto notifica
all'ARERA qualsiasi circostanza che abbia come risultato
l'acquisizione del controllo del sistema di trasporto, del
gestore del sistema di trasporto, della rete di trasporto
dell'idrogeno o del gestore della rete di trasporto
dell'idrogeno da parte di un soggetto di un paese terzo.
L'ARERA adotta un progetto di decisione relativa alla
certificazione del gestore del sistema di trasporto o del
gestore della rete di trasporto dell'idrogeno entro cento
giorni lavorativi a decorrere dalla data della notifica
effettuata dal gestore stesso. Essa rifiuta la
certificazione se non e' stato dimostrato:
a) che l'interessato ottempera agli obblighi di cui
all'articolo 60 della direttiva (UE) 2024/1788 del
Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024 e
b) che il rilascio della certificazione non
mettera' a rischio la sicurezza dell'approvvigionamento
energetico o gli interessi essenziali nazionali e
dell'Unione europea in materia di sicurezza; nell'esaminare
la questione l'ARERA, sentito il Ministero dell'ambiente e
della sicurezza energetica, tiene conto:
1) dei diritti e obblighi dell'Unione europea in
relazione a tali paesi terzi che discendono dal diritto
internazionale, incluso un accordo concluso con uno o piu'
paesi terzi di cui l'Unione europea e' parte e che tratta
le questioni della sicurezza dell'approvvigionamento
energetico;
2) dei diritti e obblighi in relazione a tale
paese terzo che discendono da accordi conclusi con esso,
nella misura in cui sono conformi al diritto dell'Unione
europea;
3) della proprieta', della fornitura o di altri
rapporti commerciali che potrebbero incidere negativamente
sugli incentivi e sulla capacita' del proprietario del
sistema di trasporto, del gestore del sistema di trasporto
di consegnare gas naturale al Paese o all'Unione europea;
4) di altri fatti e circostanze specifici del
caso e del paese interessato.
L'ARERA notifica tempestivamente la propria decisione
preliminare alla Commissione europea, unitamente a tutte le
informazioni rilevanti ai fini della decisione stessa. La
decisione relativa alla certificazione e' subordinata al
previo parere della Commissione europea se l'entita'
interessata ottemperi alle prescrizioni di cui all'articolo
60 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e
del Consiglio del 13 giugno 2024 e se il rilascio della
certificazione metta a rischio la sicurezza
dell'approvvigionamento energetico dell'Unione europea.
L'ARERA dispone di un termine di cinquanta giorni
lavorativi dalla scadenza del periodo di rilascio del
parere della Commissione per adottare la decisione
definitiva relativa alla certificazione. La decisione
definitiva tiene nella massima considerazione il parere
della Commissione. E' fatto salvo il diritto di rifiutare
il rilascio della certificazione se questo mette a rischio
la sicurezza del suo approvvigionamento energetico o la
sicurezza dell'approvvigionamento energetico di un altro
Stato membro. La decisione definitiva e' pubblicata
dall'ARERA sul proprio sito internet istituzionale
unitamente al parere della Commissione. Qualora la
decisione definitiva differisca dal parere della
Commissione, la motivazione della stessa e' resa altresi'
pubblica.».

Art. 24
Modifica all'articolo 11 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 11, comma 3, del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, le parole: «articolo 1 della direttiva 68/151/CEE del Consiglio» sono sostituite dalle seguenti: «allegato II della direttiva (UE) 2017/1132 del Parlamento europeo e del Consiglio del 14 giugno 2017».

Note all'art. 24:
- Si riporta il testo dell'articolo 11 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 11. (Beni, apparecchiature, personale e
identita' del gestore di trasporto indipendente). - 1. Il
gestore della rete di trasporto di gas naturale, di seguito
anche Gestore, deve dotarsi di tutte le risorse umane,
tecniche, strumentali e finanziarie necessarie per
assolvere agli obblighi relativi all'attivita' di trasporto
di gas naturale, ed in particolare deve disporre:
a) i beni necessari per l'attivita' di trasporto di
gas naturale, compresa la rete di trasporto, che devono
essere di proprieta' del Gestore stesso;
b) il personale necessario per l'attivita' di
trasporto di gas naturale, compresa l'effettuazione di
tutti i compiti del Gestore. Tale personale deve essere
assunto dal Gestore medesimo;
c) sono vietati il leasing di personale e la
prestazione di servizi a favore o da parte di altre parti
dell'impresa verticalmente integrata. Il Gestore puo'
fornire servizi all'impresa verticalmente integrata a
condizione che la fornitura di tali servizi non determini
una discriminazione tra gli utenti del sistema e sia a
disposizione di tutti gli utenti del sistema secondo le
medesime modalita' e condizioni e non limiti, distorca o
impedisca la concorrenza in materia di produzione o di
fornitura di gas naturale; le modalita' e condizioni della
fornitura dei servizi di cui al presente comma sono
approvate dall'Autorita' per l'energia elettrica e il gas;
d) fatte salve le decisioni dell'Organo di
sorveglianza di cui all'articolo 14, le opportune risorse
finanziarie necessarie per i progetti d'investimento futuri
e per la sostituzione di beni esistenti incluse nel piano
di cui all'articolo 16 sono messe a disposizione del
Gestore a tempo debito dall'impresa verticalmente integrata
a seguito di una opportuna richiesta da parte del Gestore.
2. L'attivita' di trasporto di gas naturale include,
oltre a quelli elencati all'articolo 21, almeno i seguenti
compiti:
a) la rappresentanza del Gestore e i contatti con i
terzi e con le autorita' di regolazione nazionali ed
estere;
b) la rappresentanza del Gestore nell'ambito della
Rete europea di gestori di sistemi di trasporto del gas
naturale;
c) la concessione e la gestione dell'accesso al
sistema del gas naturale a terzi in modo trasparente e non
discriminatorio tra gli utenti o le categorie di utenti del
sistema stesso;
d) la riscossione di tutti i corrispettivi
collegati al sistema di trasporto del gas naturale,
compresi i corrispettivi per l'accesso, gli oneri di
bilanciamento, i servizi ausiliari quali il trattamento del
gas naturale e l'acquisto di servizi, tra cui i costi di
bilanciamento e di compensazione delle perdite;
e) la gestione, la manutenzione e lo sviluppo di un
sistema di trasporto del gas naturale sicuro, efficiente ed
economico;
f) la programmazione degli investimenti per
assicurare la capacita' a lungo termine del sistema del gas
naturale di soddisfare la domanda prevedibile e di
garantire la sicurezza degli approvvigionamenti;
g) la costituzione di appropriate imprese comuni,
anche con uno o piu' gestori di sistemi di trasporto, borse
dell'energia ed altri soggetti interessati, perseguendo
l'obiettivo di sviluppare la creazione di mercati regionali
interconnessi o agevolare il processo di liberalizzazione;
h) assicurare la fornitura di tutti i servizi,
compresi i servizi giuridici, la contabilita' e i servizi
informatici e informativi.
3. Il Gestore e' organizzato in una delle forme
giuridiche contemplate all'allegato II della direttiva (UE)
2017/1132 del Parlamento europeo e del Consiglio del 14
giugno 2017, in conformita' alle disposizioni del codice
civile.
4. Al Gestore e' fatto divieto di ingenerare
confusione sulla sua identita', che deve essere mantenuta
distinta da quella dell'impresa verticalmente integrata o
di una parte di essa, sulla politica di comunicazione e di
marchio nonche' sulla sede dei propri uffici. L'Autorita'
garante della concorrenza e del mercato vigila
sull'applicazione del presente comma.
5. Al Gestore e' fatto divieto di condividere sistemi
e attrezzature informatici, locali e sistemi di accesso di
sicurezza con ogni parte dell'impresa verticalmente
integrata e di utilizzare gli stessi consulenti o
contraenti esterni per sistemi e attrezzature informatici e
sistemi di accesso di sicurezza.
6. I conti del Gestore sono controllati da un
revisore contabile diverso da quello che controlla i conti
dell'impresa verticalmente integrata o parte di essa.».

Art. 25
Modifiche all'articolo 12 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 12 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 10:
1) le parole «Ministero dello sviluppo economico» sono sostituite dalle seguenti: «Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica»;
2) le parole «10 della direttiva 2009/73/CE» sono sostituite dalle seguenti: «71 della direttiva (UE) 2024/1788»;
3) le parole: «11 della direttiva 2009/73/CE» sono sostituite dalle seguenti: «72 della direttiva (UE) 2024/1788»;
b) dopo il comma 10 e' aggiunto il seguente:
«10-bis. Il gestore del sistema di trasporto rende pubbliche informazioni dettagliate riguardanti la qualita' del gas naturale trasportato nelle sue reti, sulla base degli articoli 16 e 17 del regolamento (UE) 2015/703 della Commissione.».

Note all'art. 25:
- Si riporta il testo dell'articolo 12 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 12 (Indipendenza del gestore di trasporto). -
1. Fatte salve le decisioni dell'Organo di sorveglianza di
cui all'articolo 14, il Gestore deve disporre:
a) di poteri decisionali effettivi e indipendenti
dall'impresa verticalmente integrata per quanto riguarda i
beni necessari alla gestione, alla manutenzione e allo
sviluppo del sistema di trasporto del gas naturale;
b) della capacita' di raccogliere fondi sul mercato
dei capitali, in particolare mediante operazioni di
assunzione di prestiti o di aumento di capitale.
2. Il Gestore opera in modo da assicurarsi la
disponibilita' delle risorse necessarie per svolgere
l'attivita' di trasporto in maniera corretta ed efficiente
e sviluppare e mantenere un sistema di trasporto
efficiente, sicuro ed economico.
3. Le filiali dell'impresa verticalmente integrata
aventi funzioni di produzione o di fornitura non possono
detenere una partecipazione azionaria diretta o indiretta
nel Gestore. Quest'ultimo non puo' detenere una
partecipazione azionaria diretta o indiretta in alcuna
affiliata dell'impresa verticalmente integrata avente
funzioni di produzione o di fornitura di gas naturale, ne'
ricevere dividendi o qualsiasi altro vantaggio finanziario
da tale affiliata o dall'impresa verticalmente integrata.
4. Lo Statuto, l'organizzazione, il funzionamento e
la struttura di gestione del Gestore assicurano la sua
effettiva indipendenza. L'impresa verticalmente integrata
non deve determinare, direttamente o indirettamente, il
comportamento concorrenziale del Gestore per quanto
riguarda la gestione ordinaria compresa la gestione della
rete di trasporto del gas naturale o le attivita'
necessarie per l'elaborazione del piano decennale di
sviluppo della medesima rete.
5. Nell'espletamento dei suoi compiti il Gestore non
deve operare discriminazioni tra persone o entita' diverse
ne' limitare, distorcere o impedire la concorrenza nella
produzione o nella fornitura di gas naturale.
6. Tutte le relazioni commerciali e finanziarie tra
l'impresa verticalmente integrata e il Gestore, compresi i
prestiti concessi da quest'ultimo dall'impresa
verticalmente integrata, sono conformi alle condizioni di
mercato. Il Gestore tiene registri particolareggiati di
tali relazioni commerciali e finanziarie e su richiesta li
mette a disposizione dell'Autorita' per l'energia elettrica
e il gas e dell'Organo di sorveglianza.
7. Il Gestore sottopone all'approvazione
dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas tutti gli
accordi commerciali e finanziari conclusi con l'impresa
verticalmente integrata.
8. Il Gestore informa l'Autorita' per l'energia
elettrica e il gas delle risorse finanziarie, di cui
all'articolo 11, comma 1, lettera d), disponibili per
progetti d'investimento futuri o per la sostituzione di
beni esistenti.
9. L'impresa verticalmente integrata si astiene da
qualsiasi azione che impedisca al Gestore di ottemperare
agli obblighi di cui al presente articolo o ne pregiudichi
l'operato al riguardo e non impone al Gestore l'obbligo di
richiedere autorizzazioni relative allo svolgimento dei
propri compiti.
10. Un'impresa certificata conforme ai requisiti del
presente articolo dall'Autorita' per l'energia elettrica e
il gas e' approvata e designata dal Ministero dell'ambiente
e della sicurezza energetica come gestore del sistema di
trasporto. A tal fine si applica la procedura di
certificazione di cui all'articolo 71 della direttiva (UE)
2024/1788 e di cui all'articolo 3 del regolamento (CE) n.
715/2009 o di cui all'articolo 72 della direttiva (UE)
2024/1788.
10-bis. Il gestore del sistema di trasporto rende
pubbliche informazioni dettagliate riguardanti la qualita'
del gas naturale trasportato nelle sue reti, sulla base
degli articoli 16 e 17 del regolamento (UE) 2015/703 della
Commissione.».

Art. 26
Modifiche all'articolo 15 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 15 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 8, lettera a), le parole: «regolamento (CE) n. 715/2009» sono sostituite dalle seguenti: «regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024»;
b) al comma 9, le parole: «articolo 16 della direttiva 2009/73/CE» sono sostituite dalle seguenti: «articolo 40 della direttiva (UE) n. 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024».

Note all'art. 26:
- Si riporta il testo dell'articolo 15 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 15. (Programma di adempimenti e responsabile
della conformita'). - 1. Il Gestore elabora ed attua un
programma di adempimenti in cui sono esposte le misure
adottate per assicurare che sia esclusa la possibilita' di
comportamenti discriminatori, e provvede a che sia
adeguatamente controllata la conformita' a tale programma.
Il programma di adempimenti illustra gli obblighi specifici
cui devono ottemperare i dipendenti del Gestore per
raggiungere tali obiettivi. Esso e' subordinato
all'approvazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e
il gas. Il controllo indipendente della conformita', fatte
salve le competenze in materia dell'Autorita' per l'energia
elettrica e il gas, e' effettuato da un Responsabile della
conformita'.
2. Il Responsabile della conformita' e' nominato
dall'Organo di sorveglianza, fatta salva l'approvazione
dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas. La
medesima Autorita' puo' respingere la nomina del
Responsabile della conformita' solo per ragioni di mancanza
di indipendenza o per motivi di incapacita' professionale.
Il Responsabile della conformita' puo' essere una persona
fisica o una persona giuridica. Al Responsabile della
conformita' si applicano le disposizioni dell'articolo 13,
commi da 2 a 8.
3. Il Responsabile della conformita' ha i seguenti
compiti:
a) controllare l'attuazione del programma di
adempimenti;
b) redigere una relazione annuale in cui sono
presentate le misure adottate per attuare il programma di
adempimenti e trasmetterla all'Autorita' per l'energia
elettrica e il gas;
c) riferire all'Organo di sorveglianza e formulare
raccomandazioni riguardanti il programma di adempimenti e
la sua attuazione;
d) notificare all'Autorita' per l'energia elettrica
e il gas qualsiasi violazione sostanziale dell'attuazione
del programma di adempimenti;
e) riferire all'Autorita' per l'energia elettrica e
il gas in merito ad eventuali rapporti commerciali e
finanziari tra l'impresa verticalmente integrata e il
Gestore.
4. Il Responsabile della conformita' trasmette
all'Autorita' per l'energia elettrica e il gas le decisioni
proposte riguardanti il piano di investimenti o gli
investimenti autonomi nella rete di trasporto del gas
naturale. La trasmissione e' effettuata non oltre il
momento in cui il competente organo di gestione o
amministrativo del Gestore li trasmette all'Organo di
sorveglianza.
5. Qualora l'impresa verticalmente integrata, nel
corso dell'assemblea generale o tramite il voto dei membri
dell'Organo di sorveglianza da essa nominati, abbia reso
impossibile l'adozione di una decisione impedendo o
ritardando in tal modo gli investimenti che, in base al
piano decennale di sviluppo della rete, avrebbero dovuto
essere eseguiti nei tre anni successivi, il Responsabile
della conformita' informa il Ministero dello sviluppo
economico e l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas.
L'Autorita' per l'energia elettrica, il gas e il sistema
idrico adotta le misure di cui all'articolo 16.
6. Le condizioni che disciplinano il mandato o le
condizioni di impiego del Responsabile della conformita',
compresa la durata del suo mandato, sono soggette
all'approvazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e
il gas. Tali condizioni assicurano l'indipendenza del
Responsabile della conformita', fornendogli tra l'altro le
risorse necessarie per espletare i propri compiti. Nel
corso del suo mandato, il Responsabile della conformita'
non deve detenere nessun'altra posizione o responsabilita'
di natura professionale ne' interessi, direttamente o
indirettamente, in alcuna o con alcuna altra parte
dell'impresa verticalmente integrata o con i suoi azionisti
di controllo.
7. Il Responsabile della conformita' fa regolarmente
rapporto per iscritto all'Autorita' per l'energia elettrica
e il gas e ha il diritto di riferire regolarmente per
iscritto all'Organo di sorveglianza del Gestore.
8. Il Responsabile della conformita' puo' presenziare
a tutte le riunioni degli organi amministrativi di gestione
del Gestore nonche' a quelle dell'Organo di sorveglianza e
all'assemblea generale. Inoltre il Responsabile della
conformita' presenzia a tutte le riunioni riguardanti i
seguenti aspetti:
a) le condizioni di accesso alla rete, quali
definite nel regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento
europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, in particolare
per quanto riguarda le tariffe, i servizi di accesso di
terzi, l'assegnazione di capacita' e la gestione delle
congestioni, la trasparenza, il bilanciamento e i mercati
secondari;
b) i progetti avviati per gestire, mantenere e
sviluppare la rete di trasporto, compresi gli investimenti
per l'interconnessione e la connessione;
c) le operazioni di acquisto o vendita di gas
naturale di energia elettrica necessarie per la gestione
del sistema di trasporto.
9. Il Responsabile della conformita' verifica che il
Gestore ottemperi all'articolo 40 della direttiva (UE) n.
2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13
giugno 2024.
10. Il Responsabile della conformita' ha accesso a
tutti i pertinenti dati e agli uffici del Gestore, nonche'
ad ogni informazione necessaria per adempiere alle sue
mansioni.
11. Previo accordo dell'Autorita' per l'energia
elettrica e il gas, l'Organo di sorveglianza puo'
licenziare il Responsabile della conformita', in
particolare per ragioni di mancanza di indipendenza o per
motivi di incapacita' professionale, su richiesta
dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas.
12. Il Responsabile della conformita' ha accesso agli
uffici del Gestore senza necessita' di preavviso.».

Art. 27
Modifiche all'articolo 16 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. L'articolo 16 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, e' sostituito dal seguente:
«Art. 16 (Sviluppo della rete per il gas naturale e l'idrogeno e poteri decisionali in materia di investimenti). - 1. L'impresa maggiore di trasporto, anche tenendo conto degli interventi degli altri gestori della rete, trasmette ogni due anni all'Autorita' di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) e al Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica un piano decennale comune di sviluppo della rete del gas naturale e dell'idrogeno basato sulla domanda e sull'offerta esistenti e previste, che contiene misure efficaci atte a garantire l'adeguatezza del sistema e la sicurezza di approvvigionamento, tenendo conto anche dell'economicita' degli investimenti e della tutela dell'ambiente.
Il piano comune deve strutturarsi secondo modalita' chiare e trasparenti tali da consentire all'ARERA di individuare chiaramente le esigenze specifiche del settore del gas naturale e le esigenze specifiche del settore dell'idrogeno indicate nel piano. E' eseguita una modellizzazione separata per i rispettivi vettori energetici, con capitoli distinti che illustrano le mappature di rete per il gas naturale e le mappature di rete per l'idrogeno.
I gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno collaborano strettamente con i gestori dei sistemi di trasmissione dell'energia elettrica e con i gestori dei sistemi di distribuzione dell'energia elettrica, se del caso, al fine di coordinare i requisiti infrastrutturali comuni, quali l'ubicazione degli elettrolizzatori e le pertinenti infrastrutture di trasporto, e tengono nella massima considerazione il loro parere.
E' fatto salvo il coordinamento delle fasi di pianificazione del piano decennale comune di sviluppo delle reti per il gas naturale e l'idrogeno con il piano decennale di sviluppo dell'energia elettrica.
I gestori di infrastrutture, inclusi i gestori di terminali di GNL, i gestori di sistemi di stoccaggio del gas naturale, i gestori di sistemi di distribuzione, i gestori delle reti di distribuzione dell'idrogeno, i gestori di terminali dell'idrogeno, i gestori di impianti di stoccaggio dell'idrogeno, i gestori delle infrastrutture di teleriscaldamento e i gestori che operano nel settore dell'energia elettrica sono tenuti a fornire tutte le informazioni pertinenti ai gestori dei sistemi di trasporto e ai gestori delle reti di trasmissione dell'idrogeno dei piani decennali di sviluppo della rete e a scambiarle con loro. Il piano decennale comune di sviluppo deve includere misure efficaci atte a garantire l'adeguatezza del sistema del gas naturale e la sicurezza dell'approvvigionamento, in particolare la conformita' allo standard infrastrutturale di cui al regolamento (UE) 2017/1938 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2017. I piani decennali di sviluppo della rete sono pubblicati e resi accessibili sul sito internet della impresa maggiore di trasporto, unitamente all'esito della consultazione dei soggetti interessati. Il sito internet e' aggiornato regolarmente per garantire che tutti i soggetti interessati siano informati in merito ai tempi, alle modalita' e alla portata della consultazione.
2. Il piano decennale comune di sviluppo della rete gas e dell'idrogeno di cui al comma 1:
a) contiene informazioni complete e dettagliate sulla principale infrastruttura da costruire o potenziare nell'arco dei dieci anni successivi che tengono conto di eventuali rafforzamenti delle infrastrutture necessari per la connessione di impianti di gas rinnovabili e gas a basse emissioni di carbonio e che comprendono le infrastrutture sviluppate per consentire l'inversione dei flussi alla rete di trasporto;
b) contiene informazioni su tutti gli investimenti gia' decisi e individuano nuovi investimenti e soluzioni sul lato della domanda, per cui non sono necessari nuovi investimenti infrastrutturali, da realizzare nel triennio successivo;
c) include, nel caso del gas naturale, informazioni complete e dettagliate sull'infrastruttura che puo' o deve essere dismessa;
d) include, nel caso dell'idrogeno, informazioni complete e dettagliate sull'infrastruttura che puo' o deve essere riconvertita per il trasporto dell'idrogeno, in particolare per consegnare idrogeno agli utenti finali nei settori difficili da decarbonizzare, tenendo conto del potenziale di riduzione dei gas a effetto serra e dell'efficienza sotto il profilo energetico e in termini di costi rispetto ad altre opzioni;
e) prevede uno scadenzario per tutti i progetti di investimento e dismissione;
f) si basa su uno scenario comune elaborato ogni due anni dai gestori delle infrastrutture pertinenti, compresi i gestori dei pertinenti sistemi di distribuzione, almeno del gas naturale, dell'idrogeno, dell'energia elettrica e, se del caso, del teleriscaldamento;
g) nella sezione dedicata al gas naturale, deve risultare coerente con i risultati delle valutazioni comuni e nazionali del rischio a norma dell'articolo 7 del regolamento (UE) 2017/1938;
h) deve risultare in linea con il piano nazionale integrato per l'energia e il clima e i relativi aggiornamenti, tengono conto dello stato dei lavori relativi alle relazioni nazionali integrate sull'energia e il clima presentate nel quadro del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sono coerenti con gli obiettivi stabiliti dalla direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio dell'11 dicembre 2018 e sostengono l'obiettivo della neutralita' climatica sancito all'articolo 2, paragrafo 1, e all'articolo 4, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2021/1119 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 giugno 2021;
i) deve essere coerente con il piano decennale di sviluppo della rete per il gas naturale a livello dell'Unione europea di cui all'articolo 32 del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024 e con il piano decennale di sviluppo della rete per l'idrogeno a livello dell'Unione europea di cui all'articolo 60 del medesimo regolamento, a seconda dei casi;
l) tiene conto del piano di sviluppo della rete di distribuzione dell'idrogeno di cui all'articolo 33-vicies semel e dei piani di dismissione della rete del gas naturale di cui all'articolo 16-bis del presente decreto.
3. Nell'elaborare il piano comune di sviluppo delle reti, gli scenari comuni di cui alla lettera f), si fondano su stime ragionevoli dell'evoluzione in termini di produzione, fornitura e consumo, in particolare per quanto concerne le esigenze dei settori difficili da decarbonizzare, tenendo conto del potenziale di riduzione dei gas a effetto serra e dell'efficienza sotto il profilo energetico e in termini di costi rispetto ad altre opzioni, e prendono in considerazione le soluzioni sul lato della domanda per cui non sono necessari nuovi investimenti infrastrutturali. Gli scenari analizzano inoltre gli scambi transfrontalieri, anche con i Paesi terzi, e il ruolo dello stoccaggio di idrogeno e dell'integrazione dei terminali dell'idrogeno. I gestori delle infrastrutture conducono una consultazione approfondita su tali scenari aperta ai pertinenti soggetti interessati, compresi i gestori dei sistemi di distribuzione del gas naturale e dell'energia elettrica, i gestori delle reti di distribuzione dell'idrogeno, le associazioni coinvolte nei mercati dell'energia elettrica, del gas naturale e dell'idrogeno, nonche' del riscaldamento e del raffrescamento, le imprese di fornitura e di produzione, gli aggregatori indipendenti, gli operatori di gestione della domanda, le organizzazioni coinvolte nelle soluzioni di efficienza energetica, le associazioni dei consumatori di energia e i rappresentanti della societa' civile. Le consultazioni si svolgono in una fase iniziale, prima dell'elaborazione del piano decennale di sviluppo della rete, in modo aperto, inclusivo e trasparente. Tutti i documenti forniti dai gestori delle infrastrutture per facilitare le consultazioni sono resi pubblici, cosi' come l'esito della consultazione dei soggetti interessati. Il pertinente sito internet e' aggiornato tempestivamente quando tali documenti sono disponibili, in modo che i pertinenti soggetti interessati siano sufficientemente informati e possano cosi' partecipare efficacemente alla consultazione.
Gli scenari comuni sono in linea con gli scenari a livello dell'Unione europea stabiliti a norma dell'articolo 12 del regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 maggio 2022 e con il piano nazionale integrato per l'energia e il clima e i relativi aggiornamenti conformemente al regolamento (UE) 2018/1999; sostengono inoltre l'obiettivo della neutralita' climatica sancito all'articolo 2, paragrafo 1, e all'articolo 4, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2021/1119.
Tali scenari comuni sono approvati dall' ARERA, che tiene conto di eventuali pareri espressi dal Comitato consultivo scientifico europeo sui cambiamenti climatici istituito a norma dell'articolo 10-bis del regolamento (CE) n. 401/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009.
4. Nell'elaborare il piano comune decennali di sviluppo della rete, il gestore del sistema di trasporto e il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno tengono in debito conto delle potenziali alternative all'espansione del sistema, ad esempio la gestione della domanda, oltre che delle aspettative in termini di consumo in seguito all'applicazione del principio "l'efficienza energetica al primo posto" conformemente all'articolo 27 della direttiva (UE) 2023/1791 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 settembre 2023, degli scambi con altri paesi e dei piani di sviluppo della rete a livello dell'Unione europea. Ove possibile, in vista dell'integrazione del sistema energetico, il gestore del sistema di trasporto e il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno valutano come rispondere a un'esigenza con un approccio trasversale ai sistemi dell'energia elettrica, del riscaldamento, se del caso, e del gas naturale e dell'idrogeno, anche considerando informazioni sull'ubicazione e sulle dimensioni ottimali degli attivi di stoccaggio dell'energia e conversione dell'energia elettrica in gas (power-to-gas) nonche' la co-ubicazione della produzione e del consumo di idrogeno. Il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno include informazioni sull'ubicazione degli utenti finali nei settori difficili da decarbonizzare al fine di contemplare l'uso dell'idrogeno rinnovabile e a basse emissioni di carbonio in tali settori.
5. L'ARERA consulta tutti gli utenti di sistema effettivi o potenziali sul piano decennale di sviluppo della rete, secondo modalita' aperte e trasparenti. Alle persone o imprese che si dichiarano utenti potenziali di sistema puo' essere fatto obbligo di comprovare le loro affermazioni. L'ARERA rende pubblici i risultati della procedura consultiva, compresi i possibili fabbisogni in termini di investimenti, dismissione degli attivi e soluzioni sul lato della domanda per cui non sono necessari nuovi investimenti infrastrutturali.
6. L'ARERA valuta se il piano comune decennale di sviluppo della rete del gas e dell'idrogeno sia conforme ai commi 1, 2 e 3, che contempli tutti i fabbisogni in materia di investimenti individuati nel corso della procedura consultiva e, se del caso, se sia coerente con la piu' recente simulazione di scenari di interruzione a livello dell'Unione europea svolta dalla Rete europea di gestori del sistema di trasporto del gas (ENTSOG) a norma dell'articolo 7 del regolamento (UE) 2017/1938, con le valutazioni regionali e nazionali del rischio a norma dell'articolo 7 del regolamento (UE) 2017/1938 e con i piani decennali non vincolanti di sviluppo della rete a livello dell'Unione europea ("piani di sviluppo della rete a livello dell'Unione") di cui all'articolo 30, paragrafo 1, lettera b), del regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019 nonche' con gli articoli 32 e 60 del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024. Se insorgono dubbi quanto alla coerenza con i piani di sviluppo della rete a livello dell'Unione europea, l'ARERA consulta l'Agenzia per la cooperazione tra i regolatori nazionali dell'energia (ACER).
L'ARERA puo' chiedere all'impresa maggiore di trasporto di modificare il piano comune decennale di sviluppo della rete.
Il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica valuta la coerenza del piano comune decennale di sviluppo della rete con l'obiettivo della neutralita' climatica di cui all'articolo 2, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2021/1119, con il piano nazionale per l'energia e il clima e i relativi aggiornamenti nonche' con le relazioni nazionali integrate sull'energia e il clima presentate nel quadro del regolamento (UE) 2018/1999, nonche' con la strategia energetica nazionale di cui all'articolo 3, con i programmi infrastrutturali derivanti da accordi internazionali firmati dal Governo italiano e con l'esigenza di garantire, nel medio e lungo termine, la sicurezza degli approvvigionamenti di cui all'articolo 8. In caso di incoerenza, puo' fornire all'autorita' di regolazione un parere motivato che spieghi tale incoerenza, da tenere in debita considerazione.
7. L'ARERA controlla e valuta l'attuazione del piano decennale di sviluppo della rete.
8. Nei casi in cui il gestore di sistema indipendente o il gestore di trasporto indipendente, ovvero il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno integrato o il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno indipendente, per motivi che non siano motivi prioritari che sfuggono al suo controllo, non realizza un investimento che in base al piano decennale di sviluppo della rete doveva essere realizzato nel triennio successivo, l'ARERA adotta almeno uno dei seguenti provvedimenti necessari per assicurare che l'investimento in questione sia realizzato, se tale investimento risulta comunque pertinente sulla base del piu' recente piano decennale di sviluppo della rete:
a) obbliga il gestore del sistema di trasporto o il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno di realizzare l'investimento in causa entro un tempo definito;
b) indice una gara d'appalto per l'investimento in questione, aperta a tutti gli investitori;
c) obbliga il gestore del sistema di trasporto o il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno di accettare un aumento di capitale per finanziare l'investimento necessario e permettere la partecipazione di investitori indipendenti al capitale.
9. Se si e' avvalsa dei poteri di cui al comma 8, lettera b), l'ARERA puo' imporre al gestore del sistema di trasporto o al gestore della rete di trasporto dell'idrogeno di acconsentire a una o piu' delle condizioni seguenti:
a) il finanziamento da parte di terzi;
b) la costruzione, la riconversione o la dismissione ad opera di terzi;
c) la costruzione dei nuovi beni in questione a opera del gestore stesso;
d) la gestione dei nuovi beni in questione da parte del gestore stesso.
10. Il gestore del sistema di trasporto o il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno comunica agli investitori ogni informazione necessaria a realizzare l'investimento, realizza la connessione dei nuovi beni alla rete di trasporto o alla rete di trasporto dell'idrogeno e in generale fa il possibile per facilitare l'attuazione del progetto di investimento. In tali casi, le pertinenti disposizioni finanziarie sono soggette all'approvazione dell'ARERA.
11. Se l'ARERA si e' avvalsa dei poteri di cui ai commi 8 e 9, le pertinenti tariffe di accesso alla rete coprono i costi dell'investimento in questione.».
2. Dopo l'articolo 16 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93 e' aggiunto il seguente:
«Art. 16-bis (Piani di dismissione della rete per i gestori dei sistemi di distribuzione). - 1. I gestori dei sistemi di distribuzione sono tenuti a elaborare piani di dismissione della rete solo laddove si preveda una riduzione della domanda di gas naturale tale da richiedere la dismissione delle reti di distribuzione del gas naturale o di parti di esse e dove non ci siano prospettive locali per collegare gli impianti a gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio alla rete o qualora non sia tecnicamente realizzabile la riconversione delle reti esistenti per il trasporto dell'idrogeno. Tali piani sono elaborati in stretta cooperazione con i gestori delle reti di distribuzione dell'idrogeno, i gestori dei sistemi di distribuzione dell'energia elettrica e gli operatori di teleriscaldamento e teleraffrescamento, facendo in modo di garantire un'efficace integrazione del sistema energetico e tenendo conto della riduzione dell'uso di gas naturale per il riscaldamento e il raffrescamento degli edifici laddove siano disponibili alternative piu' efficienti sotto il profilo energetico e in termini di costi che includano anche l'uso dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio. L'elaborazione di tali piani e' preceduta dalla verifica circa la possibilita' di utilizzo delle reti esistenti per la distribuzione di gas rinnovabili, gas a basse emissioni di carbonio e idrogeno, nonche' dalla valutazione degli effetti economici derivanti dalla dismissione sugli utenti finali e sugli investimenti realizzati.
I gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori delle reti di distribuzione dell'idrogeno che operano nella stessa regione possono presentare richiesta di autorizzazione ARERA per elaborare un piano comune qualora parti dell'infrastruttura del gas naturale debbano essere riconvertite. In tale evenienza il piano comune deve risultare sufficientemente trasparente e chiaro da indicare le esigenze specifiche del settore del gas naturale e le esigenze specifiche del settore dell'idrogeno contemplate nel piano. A tal fine, ove applicabile, e' eseguita una modellizzazione separata per ciascun vettore energetico, con capitoli distinti che illustrano le mappature di rete per il gas naturale e le mappature di rete per l'idrogeno.
2. I piani di dismissione della rete di distribuzione si conformano ai seguenti principi:
a) si basano sui piani di riscaldamento e raffrescamento elaborati in conformita' dell'articolo 25, paragrafo 6, della direttiva (UE) 2023/1791 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 settembre 2023 e tengono debitamente conto della domanda dei settori non contemplati dai piani di riscaldamento e raffrescamento;
b) si fondano su stime ragionevoli dell'evoluzione in termini di produzione, iniezione e fornitura di gas naturale, compreso il biometano e i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, da un lato, e del consumo di gas naturale in tutti i settori a livello di distribuzione, dall'altro. Quando le stime sono ritenute ragionevoli, i piani valorizzano l'infrastruttura di distribuzione e assicurano gli interventi necessari a garantire l'iniezione dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nella rete esistente; l'ARERA garantisce la copertura tariffaria ai costi emergenti;
c) prevedono i necessari adattamenti dell'infrastruttura individuati dai gestori dei sistemi di distribuzione, riconoscendosi priorita' alle soluzioni sul lato della domanda per cui non sono necessari nuovi investimenti infrastrutturali, che includono la riconversione della rete e degli allacci previsti agli impianti di produzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, e elencano le infrastrutture da dismettere, a eccezione di quelle destinate alla riconversione di tali infrastrutture per il trasporto e la distribuzione dell'idrogeno e dei gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio; l'ARERA garantisce la copertura tariffaria ai costi emergenti derivanti dalla riconversione delle infrastrutture gas;
d) sono adottati previa procedura consultiva condotta dai gestori dei sistemi di distribuzione che sia aperta ai pertinenti soggetti interessati al fine di consentire la loro partecipazione tempestiva ed effettiva al processo di pianificazione, anche attraverso la comunicazione e lo scambio di tutte le informazioni pertinenti; i risultati della consultazione e il piano di dismissione della rete sono presentati all'autorita' nazionale competente;
e) sono pubblicati sui siti internet dei gestori dei sistemi di distribuzione e congiuntamente agli esiti della consultazione dei soggetti interessati; tali siti internet sono aggiornati periodicamente per garantire che i pertinenti soggetti interessati siano sufficientemente informati e possano cosi' partecipare efficacemente alla consultazione;
f) sono aggiornati almeno ogni quattro anni, sulla base delle piu' recenti proiezioni della domanda e dell'offerta di gas naturale nella regione interessata, e coprono un periodo di dieci anni;
g) i gestori dei sistemi di distribuzione che operano nella stessa regione possono decidere di elaborare un unico piano comune di dismissione della rete;
h) sono coerenti con il piano di sviluppo della rete per il gas naturale a livello dell'Unione di cui all'articolo 32 del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024 e con i piani decennali nazionali di sviluppo della rete elaborati conformemente all'articolo 55 della direttiva (UE) 2014/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024;
i) sono coerenti con i piani nazionali integrati per l'energia e il clima degli Stati membri, con la relazione intermedia nazionale integrata per l'energia e il clima e con la strategia a lungo termine presentati a norma del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, e sostengono l'obiettivo della neutralita' climatica sancito all'articolo 2, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2021/1119 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 giugno 2021.
3. L'ARERA e' l'autorita' competente a valutare se i piani di dismissione della rete di distribuzione rispettano i principi di cui al comma 2 e, anche previa analisi di convenienza e sostenibilita' finanziaria sulla base di specifiche valutazioni tecnico economiche, ad approvarli o respingerli o a richiedere che vi siano apportate modifiche.
4. I piani di dismissione della rete di distribuzione sono elaborati al fine di facilitare la protezione dei clienti finali in conformita' dell'articolo 13 della direttiva (UE) 2024/1788, tenendo altresi' conto dei loro diritti a norma dell'articolo 38, paragrafo 6 della medesima direttiva.
5. I gestori dei sistemi di distribuzione che riforniscono meno di 45 000 clienti allacciati entro il 4 agosto 2024 sono esentati dall'obbligo di presentare piani di dismissione della rete di distribuzione di cui ai commi 1, 2, 3 e 4, e in tal caso informano l'ARERA della dismissione delle reti di distribuzione o di parti di esse.
6. Qualora parti della rete di distribuzione del gas naturale richiedano la dismissione prima della fine del loro ciclo di vita originariamente previsto, l'ARERA, previa consultazione dei soggetti interessati, e in particolare con i gestori dei sistemi di distribuzione e gli organismi a tutela dei consumatori, elabora e adotta orientamenti per un approccio strutturale all'ammortamento di tali attivi e alla fissazione delle tariffe in conformita' all'articolo 78, paragrafo 7, della direttiva (UE) 2024/1788.».

Art. 28
Modifiche all'articolo 17 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 17 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 2, alla lettera d), le parole: «(CE) n. 715/2009» sono sostituite dalle seguenti: «(UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024» e dopo la parola: «europeo» sono inserite le seguenti: «e regionale»;
b) al comma 3 sono inseriti, all'inizio, i seguenti periodi: «Le imprese che sono state certificate dall'ARERA in quanto conformi alle disposizioni di cui all'articolo 72 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024 e al comma 2 del presente articolo sono approvate e designate come gestori di sistemi indipendenti. Si applica il procedimento di certificazione di cui all'articolo 71 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024 e all'articolo 14 del regolamento (UE) 2024/1789 o all'articolo 72 della direttiva (UE) 2024/1788.».

Note all'art. 28:
- Si riporta il testo dell'articolo 17 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 17. (Gestore di sistemi indipendente). - 1.
Entro il 3 gennaio 2012 le imprese proprietarie di reti di
trasporto del gas naturale di cui all'articolo 10, comma 1,
lettera b), ove intendano avvalersi della possibilita' ivi
indicata, rivolgono istanza al Ministero dello sviluppo
economico ai fini della designazione di un Gestore di
sistema indipendente.
2. Il Ministero dello sviluppo economico verifica che
il Gestore di sistema indipendente indicato:
a) soddisfi le condizioni di cui all'articolo 11,
comma 1, lettere b), c) e d);
b) dimostri di disporre delle risorse finanziarie,
tecniche, materiali ed umane necessarie per svolgere i
compiti di cui all'articolo 10;
c) si impegni a rispettare il piano decennale di
sviluppo della rete di cui all'articolo 16;
d) dimostri di essere in grado di ottemperare agli
obblighi impostigli dal regolamento (UE) 2024/1789 del
Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024,
anche in ordine alla cooperazione con gli altri Gestori dei
sistemi di trasporto a livello europeo e regionale;
e) dimostri che il proprietario del sistema di
trasporto sia in grado di ottemperare agli obblighi di cui
al comma 5.
3. Le imprese che sono state certificate dall'ARERA
in quanto conformi alle disposizioni di cui all'articolo 72
della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del
Consiglio del 13 giugno 2024 e al comma 2 del presente
articolo sono approvate e designate come gestori di sistemi
indipendenti. Si applica il procedimento di certificazione
di cui all'articolo 71 della direttiva (UE) 2024/1788 del
Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024 e
all'articolo 14 del regolamento (UE) 2024/1789 o
all'articolo 72 della direttiva (UE) 2024/1788. Il
Ministero dello sviluppo economico trasmette le
designazioni di cui al comma 1 alla Commissione europea per
l'approvazione.
4. Ogni Gestore di sistemi indipendente e'
responsabile della concessione e della gestione
dell'accesso dei terzi, compresa la riscossione dei
corrispettivi per l'accesso e per la gestione e soluzione
delle congestioni, ed e' altresi' responsabile del
funzionamento, del mantenimento e dello sviluppo del
sistema di trasporto, nonche' della capacita' a lungo
termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di
trasporto di gas naturale, tramite l'adeguata
programmazione degli investimenti. Nello sviluppare il
sistema di trasporto il Gestore di sistema indipendente e'
responsabile della programmazione, della progettazione e
conseguente presentazione dell'istanza di autorizzazione,
della costruzione e dell'entrata in servizio della nuova
infrastruttura. A tal fine il Gestore di sistema
indipendente agisce in qualita' di gestore di sistema di
trasporto. Il proprietario del sistema di trasporto non
deve avere alcuna responsabilita' nella concessione o nella
gestione dell'accesso dei terzi o nella programmazione
degli investimenti.
5. Il proprietario del sistema di trasporto e' tenuto
a:
a) fornire al Gestore di sistemi indipendente
cooperazione e ausilio nell'espletamento dei suoi compiti
e, in particolare, tutte le informazioni pertinenti;
b) finanziare gli investimenti decisi dal gestore
di sistemi indipendente e approvati dall'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas, ovvero dare il proprio
assenso al finanziamento ad opera di altri soggetti
interessati, compreso lo stesso gestore indipendente. I
meccanismi di finanziamento necessari a tale scopo sono
soggetti all'approvazione dell'Autorita' per l'energia
elettrica e il gas. Prima di tale approvazione, la stessa
Autorita' consulta il proprietario del sistema di trasporto
e altre parti interessate;
c) mantenere in proprio capo la responsabilita'
civile afferente le infrastrutture della rete, ad
esclusione di quella collegata all'esercizio delle
attivita' del Gestore di sistemi indipendente;
d) fornire le garanzie necessarie per facilitare il
finanziamento di eventuali espansioni di rete, ad eccezione
degli investimenti per i quali, ai sensi della lettera b),
ha dato l'assenso a finanziamenti da parte di altri
soggetti interessati, compreso il Gestore di sistemi
indipendente.
6. L'Autorita' garante della concorrenza e del
mercato, in cooperazione con l'Autorita' per l'energia
elettrica e il gas, controlla l'osservanza, da parte del
proprietario del sistema di trasporto, degli obblighi di
cui al comma 5.».

Art. 29
Modifica all'articolo 18 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 18 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, dopo il comma 1, e' inserito il seguente:
«1-bis. I proprietari del sistema di trasporto e della rete di trasporto dell'idrogeno, qualora sia stato nominato un gestore di sistema indipendente o un gestore della rete di trasporto dell'idrogeno indipendente, e i gestori del sistema di stoccaggio del gas naturale o dell'impianto di stoccaggio dell'idrogeno, che fanno parte di un'impresa verticalmente integrata, devono essere indipendenti, quantomeno sotto il profilo della forma giuridica, dell'organizzazione e del potere decisionale, dalle altre attivita' non connesse al trasporto, alla distribuzione e allo stoccaggio di gas naturale e di idrogeno.».

Note all'art. 29:
- Si riporta il testo dell'articolo 18 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 18. (Separazione dei proprietari dei sistemi di
trasporto e dei gestori dei sistemi di stoccaggio). - 1.
Qualora sia stato nominato un Gestore di sistemi
indipendente, un proprietario di un sistema di trasporto e
un gestore di un sistema di stoccaggio che fanno parte di
un'impresa verticalmente integrata devono essere
indipendenti, almeno sotto il profilo della forma
giuridica, dell'organizzazione e del potere decisionale,
dalle altre attivita' non connesse al trasporto, alla
distribuzione e allo stoccaggio.
1-bis. I proprietari del sistema di trasporto e della
rete di trasporto dell'idrogeno, qualora sia stato nominato
un gestore di sistema indipendente o un gestore della rete
di trasporto dell'idrogeno indipendente, e i gestori del
sistema di stoccaggio del gas naturale o dell'impianto di
stoccaggio dell'idrogeno, che fanno parte di un'impresa
verticalmente integrata, devono essere indipendenti,
quantomeno sotto il profilo della forma giuridica,
dell'organizzazione e del potere decisionale, dalle altre
attivita' non connesse al trasporto, alla distribuzione e
allo stoccaggio di gas naturale e di idrogeno.
2. Per garantire l'indipendenza del proprietario del
sistema di trasporto e del gestore del sistema di
stoccaggio di cui al comma 1, si applicano i seguenti
criteri minimi:
a) i responsabili della direzione dell'impresa
proprietaria del sistema di trasporto e del gestore del
sistema di stoccaggio non devono far parte di strutture
dell'impresa verticalmente integrata nel settore del gas
naturale responsabili, direttamente o indirettamente, della
gestione quotidiana delle attivita' di produzione e
fornitura di gas naturale;
b) devono essere adottate misure idonee ad
assicurare che gli interessi professionali delle persone
responsabili della direzione dell'impresa proprietaria del
sistema di trasporto e del gestore del sistema di
stoccaggio siano presi in considerazione in modo da
consentire loro di agire in maniera indipendente;
c) il gestore dei sistemi di stoccaggio deve essere
dotato di efficaci poteri decisionali, indipendenti dalle
imprese di gas naturale integrate, in relazione ai mezzi
necessari alla gestione, alla manutenzione e allo sviluppo
degli impianti di stoccaggio. Tale disposizione non osta
all'esistenza di appropriati meccanismi di coordinamento
intesi a garantire la tutela dei diritti di vigilanza
economica e amministrativa della societa' controllante per
quanto riguarda la redditivita' degli investimenti della
societa' controllata. La societa' controllante mantiene il
diritto di approvare il piano finanziario annuale, o altro
strumento equivalente, del gestore del sistema di
stoccaggio e di introdurre limiti globali ai livelli di
indebitamento della sua societa' controllata. Non e'
consentito alla societa' controllante di dare istruzioni
ne' per quanto riguarda le operazioni giornaliere, ne' in
relazione a singole decisioni concernenti la costruzione o
il miglioramento degli impianti di stoccaggio che non
eccedono i termini del piano finanziario approvato o di
altro strumento equivalente;
d) il proprietario del sistema di trasporto e il
gestore del sistema di stoccaggio predispongono un
programma di adempimenti, contenente le misure adottate per
escludere comportamenti discriminatori e garantire che ne
sia adeguatamente controllata l'osservanza. Il programma di
adempimenti illustra gli obblighi specifici cui devono
ottemperare i dipendenti per raggiungere tali obiettivi. La
persona o l'organo responsabile del controllo del programma
di adempimenti presenta ogni anno all'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas una relazione sulle misure
adottate, che viene pubblicata in forma adeguata a
garantirne la conoscenza da parte dei soggetti
interessati."

Art. 30
Modifiche all'articolo 21 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 21 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 1, alla lettera a), dopo la parola: «sviluppare» sono inserite le seguenti: «o dismettere» e dopo la parola: «ambiente» sono inserite le seguenti: «e del clima e degli obblighi stabiliti nel regolamento (UE) 2024/1787 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024»;
b) dopo il comma 1 e' inserito il seguente:
«1-bis. I gestori dei sistemi di trasporto cooperano con i gestori dei sistemi di distribuzione per garantire la partecipazione effettiva dei partecipanti al mercato collegati alla rete nei mercati al dettaglio, all'ingrosso e di bilanciamento. I gestori dei sistemi di trasporto assicurano una gestione efficiente della qualita' del gas nei propri impianti, in linea con le norme applicabili in materia di qualita' del gas.»;
c) dopo il comma 6 e' inserito il seguente:
«6-bis. I gestori dei sistemi di trasporto e stoccaggio del gas naturale e GNL cooperano, all'interno del Paese e a livello regionale, per garantire l'uso piu' efficiente delle capacita' degli impianti e le sinergie tra questi ultimi, tenendo conto dell'integrita' e del funzionamento dei sistemi ed evitando di creare vincoli per il funzionamento degli impianti GNL e di stoccaggio del gas naturale.».

Note all'art. 30:
- Si riporta il testo dell'articolo 21 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 21. (Compiti dei gestori del sistema di
trasporto, stoccaggio e GNL). - 1. Il gestore di un sistema
di trasporto, di stoccaggio o di un impianto di
rigassificazione di gas naturale liquefatto e' tenuto a:
a) gestire, mantenere e sviluppare o dismettere, a
condizioni economicamente accettabili, impianti sicuri,
affidabili ed efficienti, per garantire un mercato aperto,
nel dovuto rispetto dell'ambiente e del clima e degli
obblighi stabiliti nel regolamento (UE) 2024/1787 del
Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024,
predisponendo mezzi adeguati a rispondere agli obblighi di
servizio;
b) astenersi da discriminazioni tra gli utenti o le
categorie di utenti del sistema, in particolare a favore di
imprese ad esso collegate;
c) fornire al gestore di ogni altro sistema di
trasporto, stoccaggio o di rigassificazione di gas naturale
liquefatto o di ogni altro sistema di distribuzione
informazioni sufficienti per garantire che il trasporto e
lo stoccaggio di gas naturale possano avvenire in maniera
compatibile con il funzionamento sicuro ed efficiente del
sistema interconnesso;
d) fornire agli utenti del sistema le informazioni
necessarie ad un efficiente accesso al sistema.
1-bis. I gestori dei sistemi di trasporto cooperano
con i gestori dei sistemi di distribuzione per garantire la
partecipazione effettiva dei partecipanti al mercato
collegati alla rete nei mercati al dettaglio, all'ingrosso
e di bilanciamento. I gestori dei sistemi di trasporto
assicurano una gestione efficiente della qualita' del gas
nei propri impianti, in linea con le norme applicabili in
materia di qualita' del gas.
2. Ogni gestore del sistema di trasporto costruisce
sufficiente capacita' nei punti di connessione
transfrontaliera per integrare l'infrastruttura europea di
trasporto accogliendo tutte le richieste di capacita'
economicamente ragionevoli e tecnicamente fattibili e
tenendo conto della sicurezza degli approvvigionamenti del
gas naturale.
3. Le regole di bilanciamento del sistema di gas
naturale, adottate dai gestori del sistema di trasporto di
gas naturale, comprese le regole per addebitare agli utenti
della rete lo sbilanciamento energetico, devono essere
obiettive, trasparenti e non discriminatorie. Le condizioni
di prestazione di questi servizi da parte dei gestori del
sistema di trasporto, comprese le regole e le tariffe, sono
stabilite in modo non discriminatorio e corrispondente ai
costi, secondo criteri stabiliti dall'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas, e sono oggetto di
pubblicazione da parte dei gestori.
4. I gestori del sistema di trasporto e stoccaggio
acquisiscono il gas naturale e l'energia elettrica
utilizzata per lo svolgimento delle proprie attivita'
secondo procedure trasparenti, non discriminatorie e basate
su criteri di mercato.
5. I gestori di un sistema di trasporto, di
stoccaggio o di un impianto di rigassificazione di gas
naturale liquefatto sono tenuti al rispetto delle
disposizioni in materia di trasparenza, di non
discriminazione, di offerta dei servizi di accesso per i
terzi alle capacita' disponibili e di assegnazione delle
capacita' stesse, in particolare in regime di congestione,
di cui al regolamento (CE) n. 715/2009 del Parlamento
europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009.
6. I gestori dei gasdotti interconnessi, anche non
direttamente, con reti appartenenti ad altri Stati membri
adottano modalita' di gestione delle reti tali da
assicurare la gestione ottimale delle stesse, promuovere lo
sviluppo degli scambi di gas naturale, e l'assegnazione
congiunta delle capacita' transfrontaliere.
6-bis. I gestori dei sistemi di trasporto e
stoccaggio del gas naturale e GNL cooperano, all'interno
del Paese e a livello regionale, per garantire l'uso piu'
efficiente delle capacita' degli impianti e le sinergie tra
questi ultimi, tenendo conto dell'integrita' e del
funzionamento dei sistemi ed evitando di creare vincoli per
il funzionamento degli impianti GNL e di stoccaggio del gas
naturale.
7. Il Ministero dello sviluppo economico e
l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas promuovono la
cooperazione fra i gestori transfrontalieri nelle aree
geografiche interessate.».

Art. 31
Modifiche all'articolo 23 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 23 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, dopo il comma 4, sono aggiunti i seguenti:
«4-bis. Le imprese che possiedono o sono responsabili dei sistemi di distribuzione di gas naturale designano, sulla base di una procedura trasparente, uno o piu' gestori dei sistemi di distribuzione di gas naturale e provvedono affinche' tali gestori agiscano a norma degli articoli 44, 46, 47 e 50 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024.
4-ter. Le disposizioni di cui al comma 1 non ostano alla gestione di un sistema combinato di trasporto, stoccaggio del gas naturale o GNL o distribuzione del gas naturale, ovvero all'interno dei sistemi del gas naturale e dell'idrogeno, a condizione che il gestore ottemperi alle pertinenti disposizioni concernenti il regime di separazione gestori dei sistemi di trasporto di cui al capo IX della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024.».

Note all'art. 31:
- Si riporta il testo dell'articolo 23 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 23. (Separazione dei gestori dei sistemi di
distribuzione). - 1. Fermo restando quanto previsto
dall'articolo 21, comma 2, del decreto legislativo n. 164
del 2000, le imprese di distribuzione del gas naturale che
fanno parte di una impresa verticalmente integrata, devono
essere indipendenti, sotto il profilo dell'organizzazione e
del potere decisionale, dalle altre attivita' non connesse
alla distribuzione.
2. Nel caso le imprese di distribuzione del gas
naturale di cui al comma 1 abbiano piu' di 100.000 clienti
allacciati, si applicano i seguenti requisiti minimi:
a) i responsabili dell'amministrazione di un
gestore del sistema di distribuzione non devono far parte
di strutture societarie dell'impresa di gas naturale
verticalmente integrata responsabili, direttamente o
indirettamente, della gestione quotidiana delle attivita'
di produzione, trasporto e fornitura di gas naturale;
b) devono essere adottate misure idonee ad
assicurare che gli interessi professionali delle persone
responsabili dell'amministrazione del gestore dell'impresa
di distribuzione siano presi in considerazione in modo da
consentire loro di agire in maniera indipendente;
c) il gestore del sistema di distribuzione deve
disporre di effettivi poteri decisionali, indipendenti
dall'impresa di gas naturale integrata, in relazione ai
mezzi necessari alla gestione, alla manutenzione e allo
sviluppo della rete. Ai fini dello svolgimento di tali
attivita', il gestore del sistema di distribuzione deve
disporre delle risorse necessarie, comprese le risorse
umane, tecniche, finanziarie e materiali. Tale disposizione
non impedisce l'esistenza di idonei meccanismi di
coordinamento intesi a garantire la tutela dei diritti di
vigilanza economica e amministrativa della societa'
controllante per quanto riguarda la redditivita' degli
investimenti nella societa' controllata. E' consentito alla
societa' controllante di approvare il piano finanziario
annuale, o altro strumento equivalente, del gestore del
sistema di distribuzione e di introdurre limiti globali ai
livelli di indebitamento della societa' controllata. Non e'
consentito alla societa' controllante di dare istruzioni,
ne' per quanto riguarda le operazioni giornaliere, ne' in
relazione a singole decisioni concernenti la costruzione o
il miglioramento delle linee di distribuzione, che non
eccedano i termini del piano finanziario approvato o di
qualsiasi strumento equivalente;
d) il gestore del sistema di distribuzione deve
predisporre un programma di adempimenti, contenente le
misure adottate per escludere comportamenti discriminatori,
e garantire che ne sia adeguatamente controllata
l'osservanza. Il programma di adempimenti illustra gli
obblighi specifici cui devono ottemperare i dipendenti per
raggiungere tale obiettivo. La persona o l'organo
responsabile del controllo del programma di adempimenti, il
responsabile della conformita' del gestore del sistema di
distribuzione, presenta ogni anno all'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas una relazione sulle misure
adottate, che e' pubblicata. Il responsabile della
conformita' del gestore del sistema di distribuzione e'
pienamente indipendente e deve poter accedere, per lo
svolgimento dei suoi compiti, a tutte le informazioni
necessarie in possesso del gestore del sistema di
distribuzione e di ogni impresa collegata.
3. Ai gestori di sistemi di distribuzione
verticalmente integrati e' fatto divieto di creare
confusione, nella loro politica di comunicazione e di
marchio, circa l'identita' distinta del ramo «fornitura»
dell'impresa verticalmente integrata. A tal fine i gestori
di cui al presente comma si conformano alle disposizioni
emanate dall'Autorita' per l'energia elettrica e il gas.
4. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas puo'
adottare misure, anche tariffarie, per promuovere
l'aggregazione dei distributori di gas naturale con meno di
50.000 clienti.
4-bis. Le imprese che possiedono o sono responsabili
dei sistemi di distribuzione di gas naturale designano,
sulla base di una procedura trasparente, uno o piu' gestori
dei sistemi di distribuzione di gas naturale e provvedono
affinche' tali gestori agiscano a norma degli articoli 44,
46, 47 e 50 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento
europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024.
4-ter. Le disposizioni di cui al comma 1 non ostano
alla gestione di un sistema combinato di trasporto,
stoccaggio del gas naturale o GNL o distribuzione del gas
naturale, ovvero all'interno dei sistemi del gas naturale e
dell'idrogeno, a condizione che il gestore ottemperi alle
pertinenti disposizioni concernenti il regime di
separazione gestori dei sistemi di trasporto di cui al capo
IX della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e
del Consiglio del 13 giugno 2024.».

Art. 32
Modifica all'articolo 25 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 25 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, al comma 1, le parole: «31 della direttiva 2009/73/CE» sono sostituite dalle seguenti: «75 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024».

Note all'art. 32:
- Si riporta il testo dell'articolo 25 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 25. (Separazione della contabilita'). - 1.
Fermo restando quanto stabilito dall'articolo 21 del
decreto legislativo n. 164 del 2000, le imprese del gas
naturale sono tenute alla separazione contabile tra le
attivita' di trasporto, distribuzione, stoccaggio e
rigassificazione di gas naturale liquefatto, in base ai
criteri stabiliti dall'Autorita' per l'energia elettrica e
il gas, conformemente alle disposizioni di cui all'articolo
75 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e
del Consiglio del 13 giugno 2024.».

Art. 33
Modifiche all'articolo 26 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 26 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 1:
1) le parole: «dell'articolo 30 della direttiva 2009/73/CE» sono sostituite dalle seguenti: «di cui agli articoli 74 e 75 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024»;
2) dopo il primo periodo e' aggiunto, in fine, il seguente: «La divulgazione di tali informazioni e' consentita solo qualora cio' sia necessario per consentire alle autorita' competenti di svolgere le proprie funzioni.».

Note all'art. 33:
- Si riporta il testo dell'articolo 26 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 26. (Trasparenza della contabilita'). - 1. Le
imprese di gas naturale consentono alle autorita'
competenti di accedere alla loro contabilita' conformemente
alle disposizioni di cui agli articoli 74 e 75 della
direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del
Consiglio del 13 giugno 2024, mantenendo comunque la
riservatezza sulle informazioni commercialmente sensibili.
La divulgazione di tali informazioni e' consentita solo
qualora cio' sia necessario per consentire alle autorita'
competenti di svolgere le proprie funzioni.».

Art. 34
Inserimento del titolo II-bis al decreto legislativo 1° giugno 2011,
n. 93

1. Al decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, dopo il titolo II e' inserito il seguente:

«Titolo II-bis - Mercato dell'idrogeno

Art. 33-bis (Definizioni). - 1. Ai fini del presente titolo, si applicano le seguenti definizioni:
a) "sistema dell'idrogeno": il sistema di infrastrutture, tra cui reti dell'idrogeno, impianti di stoccaggio dell'idrogeno e terminali dell'idrogeno, che contengono idrogeno a elevato grado di purezza;
b) "impianto di stoccaggio dell'idrogeno": l'impianto utilizzato per stoccare idrogeno a elevato grado di purezza:
1) compresa la parte del terminale dell'idrogeno utilizzata per lo stoccaggio, ma a esclusione della parte utilizzata per operazioni di produzione e degli impianti riservati esclusivamente ai gestori delle reti dell'idrogeno nello svolgimento delle loro funzioni;
2) compresi gli impianti di stoccaggio dell'idrogeno di grandi dimensioni, in particolare quelli sotterranei, ma a esclusione delle strutture piu' piccole e facilmente replicabili;
c) "gestore dell'impianto di stoccaggio dell'idrogeno": la persona fisica o giuridica che svolge la funzione di stoccaggio dell'idrogeno ed e' responsabile della gestione di un impianto di stoccaggio dell'idrogeno;
d) "linepack di idrogeno": lo stoccaggio di idrogeno a elevato grado di purezza mediante compressione nelle reti dell'idrogeno, a esclusione degli impianti riservati ai gestori delle reti dell'idrogeno nello svolgimento delle loro funzioni;
e) "terminale dell'idrogeno": l'impianto adibito allo scarico e alla trasformazione dell'idrogeno liquido o dell'ammoniaca liquida in idrogeno gassoso da iniettare nella rete dell'idrogeno o nel sistema del gas naturale o alla liquefazione dell'idrogeno gassoso e al suo carico, compresi i servizi ausiliari e lo stoccaggio provvisorio necessari per il processo di trasformazione e la successiva iniezione nella rete dell'idrogeno; sono escluse le parti del terminale dell'idrogeno utilizzate per lo stoccaggio;
f) "gestore del terminale dell'idrogeno": la persona fisica o giuridica che svolge la funzione di scarico e trasformazione dell'idrogeno liquido o dell'ammoniaca liquida in idrogeno gassoso da iniettare nella rete dell'idrogeno o nel sistema del gas naturale o di liquefazione e carico dell'idrogeno gassoso e che e' responsabile della gestione di un terminale dell'idrogeno;
g) "qualita' dell'idrogeno": la purezza dell'idrogeno e i contaminanti in esso contenuti, in linea con le norme sulla qualita' dell'idrogeno applicabili al sistema dell'idrogeno;
h) "idrogeno a basse emissioni di carbonio": l'idrogeno il cui contenuto energetico deriva da fonti non rinnovabili e che rispetta la soglia di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra pari al 70 per cento rispetto al carburante fossile di riferimento per i combustibili rinnovabili di origine non biologica di cui alla metodologia per valutare la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ottenuta grazie ai combustibili rinnovabili di origine non biologica e ai carburanti derivanti da carbonio riciclato, adottata a norma dell'articolo 29-bis, comma 3, della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018;
i) "gas a basse emissioni di carbonio": la parte di combustibili gassosi nei carburanti derivanti da carbonio riciclato ai sensi dell'articolo 2, punto 35), della direttiva (UE) 2018/2001, l'idrogeno a basse emissioni di carbonio e i combustibili sintetici gassosi il cui contenuto energetico deriva da idrogeno a basse emissioni di carbonio che rispettano una soglia di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra pari al 70 per cento rispetto al carburante fossile di riferimento per i combustibili rinnovabili di origine non biologica di cui alla metodologia adottata a norma dell'articolo 29-bis, comma 3, della direttiva (UE) 2018/2001;
l) "combustibili a basse emissioni di carbonio": i carburanti derivanti da carbonio riciclato ai sensi dell'articolo 2, punto 35), della direttiva (UE) 2018/2001, l'idrogeno a basse emissioni di carbonio e i combustibili sintetici liquidi e gassosi il cui contenuto energetico deriva da idrogeno a basse emissioni di carbonio che rispettano una soglia di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra pari al 70 per cento rispetto al carburante fossile di riferimento per i combustibili rinnovabili di origine non biologica di cui alla metodologia adottata a norma dell'articolo 29-bis, comma 3, della direttiva (UE) 2018/2001;
m) "impresa di idrogeno": ogni persona fisica o giuridica, a esclusione dei clienti finali, che svolge almeno una delle funzioni seguenti: produzione, trasporto, fornitura, acquisto o stoccaggio di idrogeno o gestione di un terminale dell'idrogeno, e che e' responsabile per i compiti commerciali, tecnici o di manutenzione legati a queste funzioni;
n) "impresa di gas naturale": ogni persona fisica o giuridica, ad esclusione dei clienti finali che svolge almeno una delle funzioni seguenti: produzione, trasporto, distribuzione, fornitura, acquisto o stoccaggio di gas naturale, compresa la rigassificazione di GNL e che e' responsabile per i compiti commerciali, tecnici o di manutenzione legati a queste funzioni;
o) "trasporto": il trasporto di gas naturale finalizzato alla fornitura ai clienti, attraverso una rete che comprende soprattutto gasdotti ad alta pressione, diversa da una rete di gasdotti di coltivazione e diversa dalla parte dei gasdotti, anche ad alta pressione, utilizzati principalmente nell'ambito della distribuzione locale del gas naturale, ad esclusione della fornitura;
p) "gestore del sistema di trasporto": qualsiasi persona fisica o giuridica che svolge l'attivita' di trasporto ed e' responsabile della gestione, della manutenzione e, se necessario, dello sviluppo del sistema di trasporto in una data zona e, eventualmente, delle relative interconnessioni con altri sistemi, nonche' di assicurare la capacita' a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di trasporto di gas naturale;
q) "distribuzione": il trasporto di gas naturale attraverso reti di gasdotti locali per la consegna ai clienti, a esclusione della fornitura;
r) "gestore del sistema di distribuzione": qualsiasi persona fisica o giuridica che svolge la funzione di distribuzione ed e' responsabile della gestione, della manutenzione e, se necessario, dello sviluppo del sistema di distribuzione in una data zona ed, eventualmente, delle relative interconnessioni con altri sistemi, nonche' di assicurare la capacita' a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di distribuzione di gas naturale;
s) "rete dell'idrogeno": la rete di condotte onshore e offshore usate per il trasporto di idrogeno a elevato grado di purezza finalizzato alla consegna ai clienti, a esclusione della fornitura;
t) "trasporto dell'idrogeno": il trasporto o la distribuzione di idrogeno finalizzato alla consegna ai clienti attraverso una rete dell'idrogeno, a esclusione della fornitura;
u) "rete di trasporto dell'idrogeno": la rete di condotte per il trasporto dell'idrogeno a elevato grado di purezza, in particolare una rete che comprende gli interconnettori di idrogeno o che e' direttamente collegata agli impianti di stoccaggio dell'idrogeno, ai terminali dell'idrogeno o a due o piu' interconnettori di idrogeno o che serve in primo luogo a trasportare l'idrogeno verso altre reti dell'idrogeno, verso gli impianti di stoccaggio dell'idrogeno o verso i terminali dell'idrogeno, senza escludere la possibilita' che tali reti siano finalizzate all'approvvigionamento diretto dei clienti allacciati;
v) "rete di distribuzione dell'idrogeno": la rete di condotte per il trasporto locale o regionale di idrogeno a elevato grado di purezza, finalizzata in primo luogo all'approvvigionamento diretto dei clienti allacciati, che non comprende gli interconnettori di idrogeno e che non e' direttamente collegata ne' agli impianti di stoccaggio dell'idrogeno ne' ai terminali dell'idrogeno, a meno che la rete in questione non fosse un sistema di distribuzione del gas naturale al 4 agosto 2024 e sia stata parzialmente o totalmente riconvertita per il trasporto di idrogeno, ne' a due o piu' interconnettori di idrogeno;
z) "gestore della rete dell'idrogeno": ogni persona fisica o giuridica che svolge la funzione di trasporto dell'idrogeno ed e' responsabile della gestione, della manutenzione e, se necessario, dello sviluppo della rete dell'idrogeno in una data zona ed, eventualmente, delle relative interconnessioni con altre reti dell'idrogeno, e di assicurare la capacita' a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di trasporto di idrogeno;
aa) "gestore della rete di trasporto dell'idrogeno": ogni persona fisica o giuridica responsabile della gestione, della manutenzione e, se necessario, dello sviluppo di una rete di trasporto dell'idrogeno in una data zona ed, eventualmente, delle relative interconnessioni con altre reti dell'idrogeno, e di assicurare la capacita' a lungo termine della rete di soddisfare richieste ragionevoli di trasporto di idrogeno;
bb) "gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno": ogni persona fisica o giuridica responsabile della gestione, della manutenzione e, se necessario, dello sviluppo di una rete di distribuzione dell'idrogeno in una data zona e, eventualmente, delle relative interconnessioni con altre reti dell'idrogeno, e di assicurare la capacita' a lungo termine della rete di soddisfare richieste ragionevoli di trasporto di idrogeno;
cc) "fornitura": la vendita ai clienti, compresa la rivendita, di gas naturale, compreso il gas naturale liquefatto (GNL), o di idrogeno, anche sotto forma di vettori di idrogeno organico liquido o idrogeno liquido e di derivati dell'idrogeno tra cui l'ammoniaca o il metanolo;
dd) "impresa fornitrice": ogni persona fisica o giuridica che svolge funzioni di fornitura;
ee) "fornitore di ultima istanza": l'esercente designato che assicura la fornitura di gas naturale ai clienti finali che rimangono senza fornitore;
ff) "sistema interconnesso": un insieme di sistemi reciprocamente collegati;
gg) "interconnettore di idrogeno": la rete dell'idrogeno che attraversa o si estende oltre una frontiera tra Stati membri allo scopo di collegare le reti nazionali dell'idrogeno di tali Stati membri o una rete dell'idrogeno tra uno Stato membro e un paese terzo fino al territorio degli Stati membri o alle acque territoriali di tale Stato membro;
hh) "impresa verticalmente integrata": un'impresa di gas naturale o un gruppo di imprese di gas naturale o un'impresa di idrogeno o un gruppo di imprese di idrogeno nelle quali la stessa persona o le stesse persone, fisiche o giuridiche hanno, direttamente o indirettamente, il potere di esercitare il controllo, e in cui l'impresa o il gruppo di imprese svolge almeno una delle funzioni di trasporto del gas naturale, trasporto dell'idrogeno, distribuzione del gas naturale, distribuzione dell'idrogeno, gestione di terminali dell'idrogeno, rigassificazione di GNL o stoccaggio di gas naturale o di idrogeno, e almeno una delle funzioni di produzione o fornitura di gas naturale o di idrogeno;
ii) "utente del sistema": ogni persona fisica o giuridica che rifornisce di gas naturale o idrogeno o e' rifornita dal sistema;
ll) "clienti": i clienti grossisti o finali di gas naturale o di idrogeno e le imprese di gas naturale o di idrogeno che acquistano gas naturale o idrogeno;
mm) "cliente civile": un cliente che acquista gas naturale o idrogeno per il proprio consumo domestico;
nn) "cliente non civile": un cliente che acquista gas naturale o idrogeno non destinato al proprio uso domestico;
oo) "cliente finale": il cliente che acquista gas naturale o idrogeno per uso proprio, ivi compresi gli impianti di distribuzione di metano per autotrazione che sono considerati clienti finali;
pp) "cliente grossista": una persona fisica o giuridica, diversa dai gestori dei sistemi di trasporto e dai gestori dei sistemi di distribuzione, che acquista gas naturale o idrogeno a scopo di rivendita all'interno o all'esterno del sistema in cui e' stabilita;
qq) "contratto di fornitura di gas": il contratto di fornitura di gas naturale o di idrogeno, a esclusione degli strumenti derivati sul gas naturale;
rr) "controllo": diritti, contratti, o altri mezzi che conferiscono, da soli o congiuntamente, e tenuto conto delle circostanze di fatto o di diritto, la possibilita' di esercitare un'influenza determinante sull'attivita' di un'impresa, in particolare attraverso:
1) diritti di proprieta' o di godimento sulla totalita' o su parti del patrimonio di un'impresa;
2) diritti o contratti che conferiscono un'influenza determinante sulla composizione, sulle votazioni, sulle deliberazioni e decisioni degli organi di un'impresa.
ss) "contratto a lungo termine": il contratto di fornitura di gas di durata superiore a un anno;
tt) "sistema di entrata-uscita": un modello di accesso per il gas naturale o l'idrogeno in cui gli utenti del sistema prenotano diritti di capacita' in modo indipendente ai punti di entrata e di uscita, che include il sistema di trasporto e puo' includere l'intero sistema di distribuzione o parte di esso, o le reti dell'idrogeno;
uu) "zona di bilanciamento": il sistema al quale si applica un dato regime di bilanciamento, che include il sistema di trasporto e puo' includere gli interi sistemi di distribuzione o parte di essi;
vv) "punto di scambio virtuale": il punto commerciale non fisico all'interno di un sistema di entrata-uscita presso il quale il gas naturale o l'idrogeno sono scambiati tra venditore e acquirente senza bisogno di prenotare capacita';
zz) "utente della rete": il cliente o il potenziale cliente del gestore del sistema o lo stesso gestore del sistema, nella misura in cui per tale gestore sia necessario svolgere le sue funzioni in relazione al trasporto di gas naturale o idrogeno;
aaa) "punto di entrata": il punto soggetto a procedure di prenotazione da parte degli utenti della rete che da' accesso al sistema di entrata-uscita;
bbb) "punto di uscita": il punto soggetto a procedure di prenotazione da parte degli utenti della rete che consente il flusso di gas in uscita dal sistema di entrata-uscita;
ccc) "punto di interconnessione": il punto fisico o virtuale che collega sistemi di entrata-uscita adiacenti o che collega un sistema di entrata-uscita con un interconnettore, nella misura in cui tale punto e' soggetto a procedure di prenotazione da parte degli utenti della rete;
ddd) "punto di interconnessione virtuale": due o piu' punti di interconnessione che collegano gli stessi due sistemi adiacenti di entrata-uscita integrati tra loro al fine di fornire un unico servizio di capacita';
eee) "partecipante al mercato": la persona fisica o giuridica che acquista, vende o produce gas naturale o idrogeno o che gestisce servizi di stoccaggio, anche attraverso la trasmissione di ordini di compravendita su uno o piu' mercati del gas naturale o dell'idrogeno, compresi i mercati di bilanciamento;
fff) "oneri di risoluzione del contratto": qualsiasi onere o penale imposti ai clienti dai fornitori o dai partecipanti al mercato per risolvere un contratto di fornitura di gas o di servizi attinenti;
ggg) "oneri per cambio di fornitore": qualsiasi onere o penale imposti ai clienti dai fornitori, dai partecipanti al mercato o dai gestori di sistemi, direttamente o indirettamente, in caso di cambiamento di fornitore o di partecipante al mercato, compresi gli oneri di risoluzione del contratto;
hhh) "informazioni di fatturazione": le informazioni fornite nella fattura al cliente finale, esclusa la richiesta di pagamento;
iii) "contatore convenzionale": il contatore analogico o elettronico sprovvisto della capacita' di trasmettere e ricevere dati;
lll) "sistema di misurazione intelligente": un sistema elettronico in grado di misurare il consumo di energia fornendo maggiori informazioni rispetto ad un dispositivo convenzionale, e di trasmettere e ricevere dati utilizzando una forma di comunicazione elettronica;
mmm) "interoperabilita'": nel contesto dei sistemi di misurazione intelligenti, la capacita' di due o piu' reti, sistemi, dispositivi, applicazioni o componenti nei settori dell'energia o delle comunicazioni di interagire e di scambiare e utilizzare informazioni per svolgere le funzioni richieste;
nnn) "piu' recenti disponibili": nel contesto dei sistemi di misurazione intelligenti, dati forniti in un lasso di tempo che corrisponde al piu' breve periodo di regolazione nel mercato nazionale;
ooo) "migliori tecniche disponibili": nel contesto della protezione e della sicurezza dei dati in un ambiente di misurazione intelligente, le tecniche piu' efficaci, avanzate e idonee dal punto di vista pratico a fornire in via di principio le condizioni per il rispetto delle norme dell'Unione europea sulla protezione dei dati e sulla sicurezza;
ppp) "poverta' energetica": la poverta' energetica ai sensi dell'articolo 2, punto 52), della direttiva (UE) 2023/1791 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 settembre 2023;
qqq) "cliente attivo": il cliente finale di gas naturale o il gruppo di clienti finali consorziati di gas naturale che:
1) consuma o immagazzina il gas rinnovabile prodotto:
1.1) nei propri locali situati all'interno di un'area delimitata;
1.2) in altri locali;
2) purche' le attivita' non costituiscano la principale attivita' commerciale o professionale del cliente finale e siano conformi al diritto applicabile alla produzione di gas rinnovabile, in particolare per quanto riguarda le emissioni di gas a effetto serra alternativamente:
2.1) vende il gas rinnovabile autoprodotto attraverso il sistema del gas naturale;
2.2) partecipa a meccanismi di flessibilita' o di efficienza energetica;
rrr) "efficienza energetica al primo posto": il principio "l'efficienza energetica al primo posto" ai sensi dell'articolo 2, punto 18), del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018;
sss) "riconversione": la riconversione ai sensi dell'articolo 2, punto 18), del regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 maggio 2022.
Art. 33-ter (Mercato dell'idrogeno competitivo, incentrato sui clienti, flessibile e non discriminatorio). - 1. I clienti sono liberi di acquistare idrogeno dal fornitore di loro scelta e di stipulare, contemporaneamente, piu' di un contratto di fornitura di idrogeno, purche' siano stabiliti i punti di connessione e misurazione richiesti.
2. E' vietato ostacolare indebitamente gli scambi transfrontalieri di idrogeno, l'emergere e il funzionamento di scambi liquidi dell'idrogeno, la partecipazione dei consumatori, gli investimenti, in particolare nel gas rinnovabile e nel gas a basse emissioni di carbonio, o lo stoccaggio di energia. La formazione dei prezzi dell'idrogeno deve avvenire secondo criteri di mercato, in coerenza con le condizioni effettive della domanda e dell'offerta.
3. Nel mercato dell'idrogeno e' vietato introdurre barriere ingiustificate all'ingresso e all'uscita, nonche' agli scambi e alle attivita' all'interno dello stesso.
4. Le imprese che operano nel settore dell'idrogeno sono soggette a norme, a oneri e a un trattamento trasparenti, proporzionati e non discriminatori, in particolare per quanto riguarda la connessione alla rete, l'accesso ai mercati all'ingrosso, l'accesso ai dati, le procedure di cambio di fornitore e i regimi di fatturazione e, ove applicabile, la concessione di licenze.
5. Le imprese provenienti da paesi terzi che operano nel mercato interno dell'idrogeno sono tenute al rispetto della vigente disciplina nazionale ed eurounitaria, anche in materia di ambiente e sicurezza.
6. Nel mercato dell'idrogeno e' garantito un approccio incentrato sui clienti ed efficiente sotto il profilo energetico. L'uso dell'idrogeno e' rivolto ai clienti in settori difficili da decarbonizzare che presentano un elevato potenziale di riduzione dei gas a effetto serra e per i quali non sono disponibili opzioni piu' efficienti sotto il profilo energetico e in termini di costi.
7. E' garantita l'integrazione del sistema energetico senza discriminare indebitamente soluzioni piu' efficienti sotto il profilo energetico, come l'elettrificazione diretta, in linea con il principio "l'efficienza energetica al primo posto".
Art. 33-quater (Prezzi di fornitura basati sul mercato). - 1. I fornitori hanno la facolta' di determinare il prezzo della fornitura di idrogeno ai clienti. L'ARERA adotta i provvedimenti opportuni per assicurare un'effettiva concorrenza tra i fornitori e garantire prezzi ragionevoli per i clienti finali.
2. I fornitori garantiscono la protezione dei clienti in condizioni di poverta' energetica e dei clienti civili vulnerabili con politiche sociali o mezzi diversi dagli interventi pubblici di fissazione dei prezzi per la fornitura di idrogeno, in ogni caso nell'ambito degli strumenti di sostegno e delle risorse disponibili a legislazione vigente.
3. Ogni due anni, nell'ambito delle relazioni intermedie nazionali integrate sull'energia e il clima, e' riportato:
a) lo stato di attuazione del presente articolo;
b) la valutazione dell'opportunita' e della proporzionalita' degli interventi pubblici a norma del presente articolo;
c) una valutazione dei progressi compiuti nella creazione di una concorrenza effettiva tra i fornitori e nella transizione verso prezzi basati sul mercato.
Art. 33-quinquies (Obblighi di servizio pubblico). - 1. Fatto salvo quanto previsto dal comma 2, le imprese di idrogeno operano secondo i principi del presente decreto al fine di realizzare un mercato dell'idrogeno concorrenziale, sicuro e sostenibile dal punto di vista ambientale. E' vietata qualsiasi discriminazione tra tali imprese riguardo ai loro diritti o obblighi.
2. A norma dell'articolo 106 del Trattato sul funzionamento dell'Unione europea (TFUE), nell'interesse economico generale, alle imprese di idrogeno possono essere imposti obblighi di servizio pubblico concernenti la sicurezza, compresa la sicurezza dell'approvvigionamento, la regolarita' e la qualita' delle forniture, nonche' la tutela dell'ambiente, ivi inclusa l'efficienza energetica, l'energia da fonti rinnovabili e la protezione del clima. In fase di attuazione, l'ARERA definisce tali obblighi in modo chiaro, trasparente, non discriminatorio e verificabile e garantisce alle imprese di idrogeno dell'Unione europea parita' di accesso ai consumatori nazionali.
3. Eventuali compensazioni finanziarie o altre forme di compensazione per l'adempimento degli obblighi di cui al presente articolo, sono concesse dall'ARERA in modo trasparente e non discriminatorio, senza nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica.
4. L'ARERA comunica alla Commissione europea tutte le misure adottate per adempiere agli obblighi di servizio pubblico, ivi comprese le misure relative alla tutela dei consumatori e dell'ambiente, nonche' ai loro possibili effetti sulla concorrenza nazionale e internazionale, a prescindere dall'eventuale necessita' di una deroga alla direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024. Ogni due anni, l'ARERA comunica alla Commissione europea eventuali modifiche apportate a dette misure.
5. Nell'imporre obblighi di servizio pubblico a norma del comma 2, i soggetti interessati sono consultati nella fase iniziale in modo aperto, inclusivo e trasparente. Tutti i documenti ufficiali relativi alle consultazioni e i documenti utilizzati per l'elaborazione degli obblighi di servizio pubblico sono resi pubblici, pur mantenendo la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili e la protezione dei dati.
Art. 33-sexies (Norme tecniche). - 1. Con decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, da adottare entro sei mesi dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, sono definiti i criteri tecnici di sicurezza e sono elaborate e rese pubbliche norme tecniche che stabiliscono i requisiti tecnici minimi di progettazione e di funzionamento per la connessione al sistema degli impianti di trasporto, distribuzione, linee di trasporto e stoccaggio dell'idrogeno. Tali norme tecniche garantiscono l'interoperabilita' dei sistemi e sono obiettive e non discriminatorie. Le norme tecniche sono notificate alla Commissione europea a norma dell'articolo 5 della direttiva (UE) 2015/1535 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 9 settembre 2015.
2. I gestori dei sistemi di trasporto, i gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori delle reti dell'idrogeno sono tenuti a pubblicare le norme tecniche di cui al comma 1, in particolare con riferimento alle norme di connessione alla rete, comprendenti requisiti in materia di qualita' e pressione dell'idrogeno sulla base di criteri oggettivi, trasparenti e non discriminatori.
Art. 33-septies (Accesso del gas rinnovabile e del gas a basse emissioni di carbonio al mercato). - 1. E' consentito l'accesso del gas rinnovabile e del gas a basse emissioni di carbonio al mercato e alle infrastrutture a prescindere dal fatto che gli impianti di produzione di tali gas siano connessi a reti di distribuzione o di trasporto, tenendo conto delle stime dell'evoluzione della produzione, della fornitura e del consumo di gas naturale in conformita' all'articolo 16 del presente decreto.
Art. 33-octies (Accesso dei terzi alle reti di idrogeno). - 1. L'accesso dei terzi alle reti dell'idrogeno e' regolato e disciplinato mediante tariffe pubblicate dall'ARERA, applicate in modo oggettivo e non discriminatorio tra gli utenti della rete.
2. Le tariffe e le metodologie per l'accesso reti dell'idrogeno di cui al comma 1 sono approvate e pubblicate dall'ARERA prima della loro entrata in vigore secondo quanto previsto dall'articolo 33-tricies quater del presente decreto.
3. I gestori delle reti dell'idrogeno, ove necessario al fine di svolgere le loro funzioni, anche in relazione al trasporto transfrontaliero dell'idrogeno nella rete, hanno il diritto di accesso alla rete di altri gestori.
Art. 33-novies (Accesso dei terzi ai terminali dell'idrogeno). - 1. L'accesso dei terzi ai terminali dell'idrogeno e' basato su un sistema di accesso negoziato nel rispetto di criteri oggettivi, trasparenti e non discriminatori. L'ARERA adotta le misure necessarie affinche' gli utenti dei terminali dell'idrogeno siano in grado di negoziare l'accesso ai medesimi terminali. Le parti hanno l'obbligo di negoziare l'accesso in buona fede.
2. L'ARERA monitora le condizioni di accesso dei terzi ai terminali dell'idrogeno e il relativo impatto sul mercato dell'idrogeno e, ove necessario al fine di preservare la concorrenza, adotta misure tese a migliorare l'accesso nel rispetto dei criteri di cui al comma 1.
Art. 33-decies (Accesso allo stoccaggio dell'idrogeno). - 1. L'accesso dei terzi allo stoccaggio dell'idrogeno e, ove tecnicamente ed economicamente necessario al fine di assicurare un accesso efficiente al sistema per rifornire i clienti, al linepack, nonche' l'accesso dei terzi ai servizi ausiliari e' basato su un sistema di accesso regolato, con tariffe pubblicate e applicate in modo obiettivo e non discriminatorio tra gli utenti del sistema dell'idrogeno. Le tariffe o le relative metodologie di calcolo sono approvate dall'ARERA prima della loro entrata in vigore a norma dell'articolo 33-tricies quater.
Art. 33-undecies (Rifiuto dell'accesso e della connessione). - 1. I gestori delle reti dell'idrogeno operanti sul territorio nazionale possono rifiutare l'accesso o la connessione al sistema dell'idrogeno qualora non dispongano della capacita' necessaria o della connessione.
2. Fatti salvi gli obiettivi di decarbonizzazione dell'Unione europea e nazionali e i requisiti vigenti volti alla riduzione o all'abbandono del consumo di gas di origine fossile, i gestori delle reti dell'idrogeno che rifiutano l'accesso o la connessione al sistema dell'idrogeno per mancanza di capacita' o di connessione provvedono a realizzare i necessari interventi di miglioramento, ove economicamente giustificabile o qualora un potenziale cliente sia disposto a sostenerne il costo.
3. Per il gas rinnovabile e il gas a basse emissioni di carbonio l'accesso al sistema puo' essere rifiutato solo fatti salvi gli articoli 20 e 36 del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024.
4. Il rifiuto di accesso o connessione a norma dei commi 1 e 2 del presente articolo deve essere debitamente motivato e tempestivamente comunicato all'ARERA e all'Autorita' garante della concorrenza e del mercato, nonche' al Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica.
Art. 33-duodecies (Poteri decisionali in materia di connessione di impianti di produzione di gas rinnovabile e di gas a basse emissioni di carbonio al sistema di trasporto). - 1. Il gestore del sistema di trasporto instaura e rende pubbliche procedure trasparenti ed efficienti per la connessione non discriminatoria di impianti di produzione di gas rinnovabile e di gas a basse emissioni di carbonio, in linea con le capacita' individuate nel piano decennale di sviluppo della rete di cui all'articolo 16. Tali procedure sono soggette all'approvazione dell'ARERA. Per gli impianti di produzione di biometano si applica quanto disposto dall'articolo 20 del decreto legislativo 24 gennaio 2011, n. 28.
2. Il gestore del sistema di trasporto non puo' rifiutare le richieste di connessione economicamente ragionevoli e tecnicamente fattibili da parte di un nuovo impianto di produzione di gas rinnovabile e di gas a basse emissioni di carbonio, o di un impianto esistente ma non ancora connesso, salvo quanto previsto dall'articolo 33-undecies.
Art. 33-terdecies (Poteri decisionali in materia di connessione alla rete di trasporto dell'idrogeno). - 1. Il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno stabilisce e rende pubbliche procedure e tariffe trasparenti ed efficienti per la connessione non discriminatoria degli impianti di stoccaggio di idrogeno, dei terminali dell'idrogeno e dei clienti industriali alla rete di trasporto dell'idrogeno. Tali procedure sono soggette all'approvazione dell'ARERA.
2. Il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno non puo' rifiutare la connessione di un nuovo impianto di stoccaggio di idrogeno, terminale dell'idrogeno o cliente industriale a causa di eventuali future limitazioni delle capacita' di rete disponibili o di costi supplementari derivanti dalla necessita' di aumentare la capacita'. Il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno assicura una capacita' d'entrata e d'uscita sufficiente per la nuova connessione.
Art. 33-quaterdecies (Designazione dei gestori dei sistemi di distribuzione e dei gestori delle reti di distribuzione dell'idrogeno). - 1. Le imprese che possiedono o sono responsabili delle reti di distribuzione dell'idrogeno designano, sulla base di una procedura trasparente, per un periodo di tempo di dieci anni, uno o piu' gestori delle reti di distribuzione dell'idrogeno e provvedono affinche' tali gestori agiscano a norma degli articoli 33-quinquiesdecies e 33-sexiesdecies del presente decreto.
Art. 33-quinquiesdecies (Separazione dei gestori dei sistemi di distribuzione e dei gestori della rete di distribuzione dell'idrogeno). - 1. Il gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno, qualora faccia parte di un'impresa verticalmente integrata, deve essere indipendente, quantomeno sotto il profilo della forma giuridica, dell'organizzazione e del potere decisionale, da altre attivita' non connesse alla distribuzione o alla distribuzione dell'idrogeno. La presente disposizione non comporta l'obbligo di separare la proprieta' dei mezzi del sistema di distribuzione o della rete di distribuzione dell'idrogeno dall'impresa verticalmente integrata. I gestori delle reti di distribuzione dell'idrogeno hanno la facolta' di prendere in locazione o in leasing attivi della rete dell'idrogeno da altri proprietari di sistemi di distribuzione, gestori dei sistemi di distribuzione o gestori delle reti di distribuzione dell'idrogeno all'interno della stessa impresa. Tale locazione o leasing non comporta sussidi incrociati tra operatori diversi.
2. Il gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno, qualora sia parte di un'impresa verticalmente integrata, e' indipendente da altre attivita' non connesse alla distribuzione dell'idrogeno per quanto riguarda l'organizzazione e l'adozione di decisioni. Al fine di conseguire tale indipendenza, si applicano i seguenti criteri minimi:
a) l'amministrazione del gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno non fa parte di strutture societarie dell'impresa verticalmente integrata responsabili, direttamente o indirettamente, della gestione ordinaria delle attivita' di produzione, trasporto e fornitura di idrogeno;
b) sono adottate misure idonee ad assicurare che gli interessi professionali delle persone responsabili dell'amministrazione del gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno siano presi in considerazione in modo da consentire loro di agire in maniera indipendente;
c) il gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno dispone di effettivi poteri decisionali, indipendenti o dall'impresa verticalmente integrata, in relazione ai mezzi necessari alla gestione, alla manutenzione o allo sviluppo della rete; ai fini dello svolgimento di tali compiti, il gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno dispone delle risorse necessarie, comprese le risorse umane, tecniche, finanziarie e materiali; cio' non osta all'esistenza di appropriati meccanismi di coordinamento intesi a garantire la tutela dei diritti di vigilanza economica e amministrativa della societa' madre per quanto riguarda la redditivita' degli investimenti disciplinata indirettamente ai sensi dell'articolo 78, paragrafo 7, della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, in una societa' controllata; cio' consente in particolare alla societa' madre di approvare il piano finanziario annuale, o qualsiasi strumento equivalente, del gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno e di introdurre limiti globali ai livelli di indebitamento della sua societa' controllata; non e' consentito alla societa' madre dare istruzioni, ne' per quanto riguarda le attivita' di gestione ordinaria, ne' in relazione a singole decisioni concernenti la costruzione o il miglioramento delle linee di distribuzione, che non eccedano i termini del piano finanziario approvato o di qualsiasi strumento equivalente;
d) il gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno predispone un programma di adempimenti contenente le misure adottate per escludere comportamenti discriminatori e garantisce che ne sia adeguatamente controllata l'osservanza. Il programma di adempimenti illustra gli obblighi specifici cui devono ottemperare i dipendenti per raggiungere questo obiettivo. La persona o l'organo responsabile del controllo del programma di adempimenti, o il responsabile della conformita' del gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno presenta ogni anno all'ARERA una relazione sulle misure adottate e la rende pubblica. Il responsabile della conformita' del gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno e' pienamente indipendente e deve poter accedere, per lo svolgimento della sua missione, a tutte le informazioni necessarie in possesso del gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno e di ogni impresa collegata.
3. Qualora il gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno faccia parte di un'impresa verticalmente integrata, le rispettive attivita' sono controllate dall'ARERA affinche' il gestore in questione non possa trarre vantaggio dalla sua integrazione verticale per falsare la concorrenza. In particolare, ai gestori delle reti di distribuzione dell'idrogeno verticalmente integrati e' fatto divieto di creare confusione, nella loro politica di comunicazione e di marchio, circa l'identita' distinta del ramo "fornitura" dell'impresa verticalmente integrata.
4. I commi 1, 2 e 3 non si applicano ai gestori di sistemi di distribuzione appartenenti a un'impresa di gas naturale integrata che rifornisce meno di 100.000 clienti allacciati. Qualora il gestore del sistema di distribuzione benefici di una deroga ai sensi del comma 1 alla data del 4 agosto 2024, non si applicano i commi 1, 2 e 3 anche al gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno facente parte della medesima impresa, a condizione che il numero combinato di clienti allacciati del gestore del sistema di distribuzione e del gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno rimanga inferiore a 100.000.
Art. 33-sexiesdecies (Compiti dei gestori delle reti, dello stoccaggio e dei terminali dell'idrogeno). - 1. Il gestore della rete dell'idrogeno, dello stoccaggio di idrogeno o del terminale dell'idrogeno ha la responsabilita' di:
a) gestire, mantenere e sviluppare, compresa la riconversione, a condizioni economiche accettabili, un'infrastruttura sicura e affidabile per il trasporto o lo stoccaggio di idrogeno, nel dovuto rispetto dell'ambiente, in stretta collaborazione con i gestori delle reti dell'idrogeno connesse e limitrofe, al fine di ottimizzare la co-ubicazione della produzione e dell'uso dell'idrogeno e sulla base del piano decennale di sviluppo della rete di cui all'articolo 16;
b) assicurare la capacita' a lungo termine del sistema dell'idrogeno di soddisfare richieste ragionevoli individuate per il trasporto e lo stoccaggio di idrogeno conformemente al piano decennale di sviluppo della rete di cui all'articolo 16;
c) garantire mezzi adeguati ad adempiere ai propri obblighi;
d) fornire al gestore di altre reti o altri sistemi interconnessi con il proprio informazioni sufficienti, anche sulla qualita' dell'idrogeno, per garantire il funzionamento sicuro ed efficiente, lo sviluppo coordinato e l'interoperabilita' del sistema interconnesso;
e) non operare discriminazioni tra gli utenti del sistema dell'idrogeno o le categorie di utenti dell'infrastruttura, nello specifico a favore di imprese ad essi collegate;
f) fornire agli utenti del sistema dell'idrogeno le informazioni necessarie a un efficiente accesso all'infrastruttura;
g) adottare tutte le misure ragionevoli disponibili per evitare e ridurre al minimo le emissioni di idrogeno delle proprie operazioni e sottoporre periodicamente a ispezione tutti i componenti pertinenti sotto la propria responsabilita' al fine di rilevare e riparare eventuali perdite di idrogeno;
h) presentare all'ARERA una relazione periodica, secondo le modalita' definite dalla stessa ARERA, sul rilevamento delle perdite di idrogeno e, ove opportuno, un programma di riparazione o sostituzione delle stesse, rendendo pubbliche, su base annuale, informazioni statistiche riguardanti il rilevamento e la riparazione delle perdite di idrogeno.
2. I gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno assicurano sufficiente capacita' transfrontaliera per integrare l'infrastruttura europea dell'idrogeno, accogliendo tutte le richieste di capacita' economicamente ragionevoli e tecnicamente fattibili, individuate nel piano decennale di sviluppo della rete di cui all'articolo 16 e tenendo conto della sicurezza degli approvvigionamenti di gas. Ricevuta la certificazione a norma dell'articolo 33-vicies septies, il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica affida a uno o a un numero limitato di gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno la responsabilita' di assicurare la capacita' transfrontaliera.
3. Ove opportuno per la gestione del sistema e per gli utenti finali, l'ARERA affida ai gestori delle reti dell'idrogeno la responsabilita' di assicurare una gestione efficiente della qualita' dell'idrogeno e una qualita' stabile dell'idrogeno nelle loro reti, in conformita' alle norme applicabili in materia di qualita' dell'idrogeno.
4. I gestori delle reti dell'idrogeno sono responsabili del bilanciamento delle rispettive reti a decorrere dal 1° gennaio 2033 o da una data anteriore se cosi' disposto dall'ARERA. Le regole di bilanciamento della rete dell'idrogeno adottate dai gestori delle reti dell'idrogeno, comprese le regole per addebitare agli utenti della loro rete lo sbilanciamento energetico sono obiettive, trasparenti e non discriminatorie.
Art. 33-septiesdecies (Reti dell'idrogeno esistenti). - 1. L'ARERA puo' concedere una deroga alle disposizioni di cui agli articoli 33-octies, 33-quinquiesdecies, 33-vicies quater, 33-vicies quinquies, 33-vicies sexies e 33-vicies septies del presente decreto, nonche' agli articoli 7 e 65 del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, in favore delle reti dell'idrogeno che alla data del 4 agosto 2024 appartenevano a un'impresa verticalmente integrata.
2. Le deroghe concesse a norma del comma 1 decadono al verificarsi di almeno una delle seguenti condizioni:
a) quando l'ARERA, su richiesta dell'impresa verticalmente integrata, decide di porre fine alla deroga;
b) quando la rete dell'idrogeno che beneficia della deroga viene collegata a un'altra rete dell'idrogeno;
c) quando la rete dell'idrogeno che beneficia della deroga viene ampliata o se e' aumentata la sua capacita' di oltre il 5 per cento in termini di lunghezza o capacita' rispetto a quella posseduta alla data del 4 agosto 2024;
d) quando l'ARERA conclude, mediante decisione, che l'applicazione continuativa della deroga comporterebbe il rischio di ostacolare la concorrenza o di incidere negativamente sull'efficace realizzazione dell'infrastruttura dell'idrogeno o sullo sviluppo e sul funzionamento del mercato dell'idrogeno nazionale o nell'Unione europea.
3. Ogni sette anni a decorrere dalla data di concessione di una deroga a norma del comma 1, l'ARERA pubblica una valutazione dell'impatto della deroga sulla concorrenza, sull'infrastruttura dell'idrogeno e sullo sviluppo e sul funzionamento del mercato dell'idrogeno nazionale o nell'Unione europea.
4. L'ARERA puo' chiedere ai gestori delle reti dell'idrogeno esistenti di fornire loro tutte le informazioni necessarie per l'esecuzione dei loro compiti.
Art. 33-duodevicies (Reti dell'idrogeno geograficamente limitate). - 1. L'ARERA puo' concedere una deroga agli articoli 33-vicies quater e 33-vicies septies o all'articolo 33-quinquiesdecies per le reti dell'idrogeno che trasportano idrogeno all'interno di una zona industriale o commerciale geograficamente limitata. Per la durata della deroga, tali reti devono soddisfare tutte le seguenti condizioni:
a) non comprendono gli interconnettori di idrogeno;
b) non dispongono di connessioni dirette agli impianti di stoccaggio dell'idrogeno o ai terminali dell'idrogeno, a meno che tali impianti di stoccaggio o terminali siano anch'essi collegati a una rete dell'idrogeno che non beneficia di una deroga concessa a norma del presente articolo o dell'articolo 33-septiesdecies;
c) servono in primo luogo allo scopo di fornire idrogeno ai clienti direttamente collegati alla rete stessa;
d) non sono collegate a nessun'altra rete dell'idrogeno, ad eccezione delle reti che beneficiano anch'esse di una deroga concessa a norma del presente articolo e sono gestite dallo stesso gestore della rete dell'idrogeno.
2. L'ARERA revoca la deroga di cui al comma 1 qualora accerti che l'applicazione continuativa della deroga comporterebbe il rischio di ostacolare la concorrenza o di incidere negativamente sull'efficace realizzazione dell'infrastruttura dell'idrogeno o sullo sviluppo e sul funzionamento del mercato dell'idrogeno nazionale o nell'Unione europea, ovvero laddove non sia piu' soddisfatta una qualsiasi delle condizioni elencate nel comma 1. Ogni sette anni a decorrere dalla concessione di una deroga a norma del comma 1, l'ARERA pubblica una valutazione dell'impatto della deroga sulla concorrenza, sull'infrastruttura dell'idrogeno e sullo sviluppo e sul funzionamento del mercato dell'idrogeno nazionale o nell'Unione europea. Le domande di accesso dei produttori di idrogeno e le domande di connessione dei clienti industriali sono notificate all'ARERA, rese pubbliche e trattate a norma dell'articolo 33-terdecies. La pubblicazione delle domande di accesso deve avvenire nel rispetto della riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.
Art. 33-undevicies (Interconnettori di idrogeno con paesi terzi). - 1. La realizzazione e la messa in funzione di ciascun interconnettore di idrogeno tra Stati membri e paesi terzi avviene nel rispetto di un accordo internazionale a norma dell'articolo 218 TFUE con i paesi terzi connessi interessati, qualora cio' sia ritenuto necessario per garantire coerenza e uniformita' rispetto alle norme applicabili alle reti di idrogeno di cui al presente decreto e al regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024. Un accordo internazionale non e' ritenuto necessario qualora sia stato concluso un accordo intergovernativo con i paesi terzi connessi interessati, conformemente all'articolo 46-quater del presente decreto, nel quale sono definite norme di funzionamento per l'interconnettore di idrogeno in questione al fine di garantire coerenza e uniformita' rispetto alle norme applicabili alle reti dell'idrogeno di cui al presente decreto e al regolamento (UE) 2024/1789.
2. Il comma 1 del presente articolo lascia impregiudicato quanto disciplinato dall'articolo 33-tricies quinquies nonche' la ripartizione delle competenze con l'Unione europea.
3. Il comma 1 non osta alla possibilita', nel rispetto delle rispettive competenze con l'Unione europea e delle procedure applicabili, di avviare dialoghi con paesi terzi connessi, anche per instaurare una cooperazione su questioni pertinenti per la produzione di idrogeno, quali le questioni sociali e ambientali.
Art. 33-vicies (Riservatezza per i gestori delle reti dell'idrogeno, degli impianti di stoccaggio dell'idrogeno e dei terminali dell'idrogeno). - 1. Fatti salvi gli obblighi di legge in tema di trasparenza, ciascun gestore della rete dell'idrogeno, di un impianto di stoccaggio dell'idrogeno o di un terminale dell'idrogeno e ciascun proprietario della rete dell'idrogeno mantiene la riservatezza sulle informazioni commercialmente sensibili acquisite nel corso della sua attivita' e impedisce che le informazioni concernenti le proprie attivita' che potrebbero essere commercialmente vantaggiose vengano divulgate in modo discriminatorio. In particolare, se il gestore della rete dell'idrogeno, dell'impianto di stoccaggio dell'idrogeno o del terminale dell'idrogeno o il proprietario della rete dell'idrogeno fa parte di un'impresa verticalmente integrata, non puo' divulgare alcuna informazione commercialmente sensibile alle altre parti dell'impresa verticalmente integrata diverse dai gestori dei sistemi di trasporto, dai gestori dei sistemi di distribuzione o dai gestori delle reti dell'idrogeno, salvo che cio' risulti necessario per effettuare un'operazione commerciale.
2. Nell'ambito di operazioni di compravendita di idrogeno da parte di imprese collegate, e' fatto divieto al gestore della rete dell'idrogeno, dell'impianto di stoccaggio dell'idrogeno o del terminale dell'idrogeno di fare uso abusivo delle informazioni commercialmente sensibili acquisite da terzi nel fornire o nel negoziare l'accesso al sistema.
3. Le informazioni necessarie per un'effettiva concorrenza e l'efficiente funzionamento del mercato sono rese pubbliche. Tale obbligo non pregiudica la tutela delle informazioni commercialmente sensibili.
Art. 33-vicies semel (Piano di sviluppo della rete di distribuzione dell'idrogeno). - 1. I gestori delle reti di distribuzione dell'idrogeno presentano ogni quattro anni all'ARERA un piano volto a illustrare l'infrastruttura di rete dell'idrogeno che intendono sviluppare. Il piano e' elaborato in stretta cooperazione con i gestori dei sistemi di distribuzione del gas naturale e dell'energia elettrica, nonche', ove opportuno, con gli operatori di teleriscaldamento e teleraffrescamento, al fine di garantire un'efficace integrazione del sistema energetico e tenendo nella massima considerazione il loro parere. I gestori delle reti di distribuzione dell'idrogeno, a norma del presente articolo, e i gestori dei sistemi di distribuzione, a norma dell'articolo 16-bis, che operano nella stessa regione possono elaborare un piano comune previa autorizzazione dell'ARERA. L'ARERA, in sede autorizzativa, accerta che il piano comune sia sufficientemente trasparente da individuare chiaramente le esigenze specifiche del settore del gas naturale e le esigenze specifiche del settore dell'idrogeno affrontate. Il piano comune prevede una modellizzazione separata per ciascun vettore energetico e con capitoli distinti che illustrano le mappature di rete per il gas naturale e le mappature di rete per l'idrogeno. In caso di elaborazione di piani distinti per il gas naturale e l'idrogeno, i gestori dei sistemi di distribuzione e i gestori delle reti di distribuzione dell'idrogeno collaborano strettamente, qualora sia necessario prendere decisioni per garantire l'efficienza del sistema per tutti i vettori energetici, compresa, a titolo esemplificativo, la riconversione.
2. In particolare, il piano di sviluppo della rete di distribuzione dell'idrogeno:
a) include informazioni sul fabbisogno di capacita', in termini sia di volume che di durata, negoziato tra gli utenti delle reti di distribuzione dell'idrogeno e i gestori delle reti di distribuzione dell'idrogeno, sulla fornitura di idrogeno e sul fabbisogno di capacita', in termini sia di volume che di durata, dei potenziali futuri utenti finali difficili da decarbonizzare e di quelli esistenti, tenendo conto del potenziale di riduzione dei gas a effetto serra e dell'efficienza sotto il profilo energetico e in termini di costi rispetto ad altre opzioni, come anche dell'ubicazione di tali utenti finali, al fine di contemplare l'uso dell'idrogeno rinnovabile e a basse emissioni di carbonio in tali settori;
b) tiene conto dei piani di riscaldamento e raffrescamento stabiliti a norma dell'articolo 25, paragrafo 6, della direttiva (UE) 2023/1791 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 settembre 2023, e della domanda dei settori non contemplati dai piani di riscaldamento e raffrescamento, e valuta in che modo sia rispettato il principio «l'efficienza energetica al primo posto» di cui all'articolo 27 della medesima direttiva (UE) 2023/1791, quando si prende in considerazione l'espansione della rete di distribuzione dell'idrogeno in settori in cui sono disponibili alternative piu' efficienti sotto il profilo energetico;
c) include informazioni sulla misura in cui per trasportare idrogeno si debbano utilizzare gasdotti del gas naturale riconvertiti, nonche' sulla misura in cui tale riconversione sia necessaria per soddisfare il fabbisogno di capacita' stabilito in conformita' alla lettera a);
d) si basa su una procedura consultiva che e' aperta ai pertinenti soggetti interessati al fine di consentire la loro partecipazione tempestiva ed effettiva al processo di pianificazione, anche attraverso la comunicazione e lo scambio di tutte le informazioni pertinenti;
e) e' pubblicato nel sito internet del gestore della rete di distribuzione dell'idrogeno contestualmente all'esito della consultazione dei soggetti interessati ed e' trasmesso all'ARERA, unitamente all'esito della consultazione dei soggetti interessati. Il sito internet e' aggiornato periodicamente in modo che i pertinenti soggetti interessati siano sufficientemente informati e possano cosi' partecipare efficacemente alla consultazione;
f) e' in linea con il piano nazionale integrato per l'energia e il clima e i relativi aggiornamenti e con le relazioni nazionali integrate sull'energia e il clima presentate nel quadro del regolamento (UE) 2018/1999 e sostiene l'obiettivo della neutralita' climatica di cui all'articolo 2, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2021/1119;
g) e' coerente con il piano di sviluppo della rete per l'idrogeno a livello dell'Unione di cui all'articolo 60 del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, e con i piani decennali nazionali di sviluppo della rete elaborati conformemente all'articolo 16 del presente decreto.
3. I gestori delle reti di distribuzione dell'idrogeno scambiano tutte le informazioni pertinenti che sono necessarie all'elaborazione del piano con altri gestori delle reti dell'idrogeno, compresi quelli situati in Stati membri confinanti qualora vi sia una connessione diretta.
4. L'ARERA valuta se il piano di sviluppo della rete di distribuzione dell'idrogeno sia conforme al comma 1, esamina il piano e puo' richiederne modifiche in linea con la valutazione. Nel farlo tiene conto della necessita' energetica ed economica globale della rete dell'idrogeno nonche' del quadro di scenari comuni elaborato a norma dell'articolo 16, comma 2, lettera f). Nel caso di piani presentati in relazione alle reti dell'idrogeno che beneficiano di una deroga a norma dell'articolo 33-septiesdecies o 33-duodevicies, l'ARERA puo' astenersi dall'esaminare il piano medesimo e formulare raccomandazioni di modifica.
5. Nell'approvare gli oneri specifici ai sensi dell'articolo 5 del regolamento (UE) 2024/1789, l'ARERA tiene conto dell'esame del piano di sviluppo della rete di distribuzione dell'idrogeno.
Art. 33-vicies bis (Finanziamento dell'infrastruttura transfrontaliera dell'idrogeno). - 1. Nel caso di progetti di interconnessione di idrogeno non classificati come progetti di interesse comune di cui al capo II e all'allegato I, punto 3, del regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 maggio 2022, i gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno adiacenti e interessate sostengono i costi del progetto e possono includerli nei rispettivi sistemi tariffari, previa approvazione dell'ARERA. I gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno, se individuano un divario sostanziale tra benefici e costi, possono elaborare un piano di progetto, ivi compresa una richiesta di ripartizione transfrontaliera dei costi, e presentarlo congiuntamente all'ARERA per l'approvazione.
2. Qualora i gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno presentino il piano di progetto di cui al comma 1, il piano e la domanda di ripartizione transfrontaliera dei costi sono corredati di un'analisi costi-benefici specifica per progetto, che prenda in considerazione i benefici oltre le frontiere degli Stati membri dell'Unione europea interessati, nonche' di un piano aziendale di valutazione della sostenibilita' finanziaria del progetto, che contenga una soluzione di finanziamento e indichi se i gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno coinvolti concordano su una proposta dettagliata di ripartizione transfrontaliera dei costi. Le autorita' di regolazione competenti, previa consultazione dei gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno, adottano una decisione congiunta in merito alla ripartizione dei costi di investimento a carico di ciascun gestore della rete di trasporto dell'idrogeno per il progetto.
3. A decorrere dal 1° gennaio 2033 tutti i gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno interessati negoziano un sistema di compensazione finanziaria al fine di garantire il finanziamento dell'infrastruttura transfrontaliera dell'idrogeno, nel caso in cui non siano applicate tariffe per l'accesso alle reti di trasporto dell'idrogeno nei punti di interconnessione tra Stati membri dell'Unione europea a norma dell'articolo 7, paragrafo 8, del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024. Nello sviluppo di tale sistema i gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno conducono un processo di consultazione ad ampio raggio coinvolgendo tutti i pertinenti partecipanti al mercato.
4. I gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno coinvolti concordano un sistema di compensazione finanziaria entro il 31 dicembre 2035 e lo sottopongono all'approvazione congiunta dell'ARERA e delle rispettive autorita' di regolazione competenti. Se entro tale termine non e' stato raggiunto un accordo, l'ARERA e le rispettive autorita' di regolazione competenti prendono una decisione congiunta entro due anni. Qualora non si raggiunga un accordo sulla decisione congiunta entro due anni, spetta all'ACER adottare una decisione secondo la procedura di cui all'articolo 6, paragrafo 10, del regolamento (UE) 2019/942 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019.
5. Il sistema di compensazione finanziaria e' attuato conformemente all'articolo 43.
6. Nel contesto della transizione a un sistema di compensazione finanziaria, il meccanismo istituito non pregiudica i contratti di capacita' esistenti.
7. Gli ulteriori dettagli necessari ai fini dell'attuazione del procedimento disciplinato dal presente articolo, segnatamente le procedure e le tempistiche richieste nonche' la procedura di revisione e, ove opportuno, di modifica del sistema di compensazione finanziaria al fine di tenere conto dell'evolversi delle tariffe e dello sviluppo delle reti dell'idrogeno, sono definiti in un codice di rete redatto a norma dell'articolo 72 del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024.
Art. 33-vicies ter (Separazione dei proprietari dei sistemi di trasporto, dei proprietari della rete di trasporto dell'idrogeno, dei gestori dei sistemi di stoccaggio del gas naturale e dei gestori degli impianti di stoccaggio dell'idrogeno). - 1. I proprietari del sistema di trasporto e della rete di trasporto dell'idrogeno, qualora sia stato nominato un gestore del sistema indipendente o un gestore della rete di trasporto dell'idrogeno indipendente, nonche' i gestori dell'impianto di stoccaggio dell'idrogeno che fanno parte di un'impresa verticalmente integrata, sono indipendenti, almeno sotto il profilo della forma giuridica, dell'organizzazione e del potere decisionale, dalle altre attivita' non connesse al trasporto, alla distribuzione e allo stoccaggio dell'idrogeno.
2. Al fine di garantire l'indipendenza del proprietario della rete di trasporto dell'idrogeno e del gestore dell'impianto di stoccaggio dell'idrogeno di cui al comma 1, si applicano i seguenti criteri minimi:
a) i responsabili della direzione dell'impresa proprietaria della rete di trasporto dell'idrogeno e del gestore dell'impianto di stoccaggio dell'idrogeno non devono far parte di strutture dell'impresa di gas naturale integrata responsabili, direttamente o indirettamente, della gestione quotidiana delle attivita' di produzione e fornitura di gas naturale e di idrogeno;
b) devono essere adottate misure idonee ad assicurare che gli interessi professionali delle persone responsabili della direzione dell'impresa proprietaria della rete di trasporto dell'idrogeno e del gestore dell'impianto di stoccaggio dell'idrogeno siano presi in considerazione al fine di consentire loro di agire in modo indipendente;
c) il gestore dell'impianto di stoccaggio dell'idrogeno e' dotato di efficaci poteri decisionali, indipendenti dalle imprese di gas naturale integrate, in relazione ai mezzi necessari alla gestione, alla manutenzione e allo sviluppo degli impianti di stoccaggio di idrogeno; cio' non osta all'esistenza di appropriati meccanismi di coordinamento volti a garantire la tutela dei diritti di vigilanza economica e amministrativa della societa' controllante con riferimento alla redditivita' degli investimenti della societa' controllata ai sensi dell'articolo 43, comma 4-bis; cio' consente, in particolare, alla societa' controllante di approvare il piano finanziario annuale, o qualsiasi strumento equivalente, del gestore dell'impianto di stoccaggio dell'idrogeno e di introdurre limiti globali ai livelli di indebitamento della sua societa' controllata; non e' consentito alla societa' controllante madre impartire istruzioni relative alle attivita' di gestione ordinaria, ne' in relazione a singole decisioni concernenti la costruzione o il miglioramento degli impianti di stoccaggio dell'idrogeno che non eccedono i termini del piano finanziario approvato o di qualsiasi strumento equivalente;
d) il proprietario della rete di trasporto dell'idrogeno e il gestore dell'impianto di stoccaggio dell'idrogeno predispongono un programma di adempimenti, contenente le misure adottate per escludere comportamenti discriminatori e garantire che ne sia adeguatamente controllata l'osservanza. Il programma di adempimenti illustra anche gli obblighi specifici cui devono ottemperare i dipendenti per raggiungere tali obiettivi. La persona o l'organo responsabile del controllo del programma di adempimenti presenta ogni anno all'ARERA una relazione sulle misure adottate che viene pubblicata in forma adeguata a garantirne la conoscenza da parte dei soggetti interessati.
3. Ai fini della piena ed effettiva osservanza del comma 2 del presente articolo, il proprietario del sistema di trasporto o della rete di trasporto dell'idrogeno e il gestore dell'impianto di stoccaggio dell'idrogeno sono tenuti a conformarsi agli orientamenti adottati dalla Commissione europea ai sensi dell'articolo 90 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024.
Art. 33-vicies quater (Separazione dei gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno). - 1. A decorrere dal 5 agosto 2026, i gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno sono separati conformemente alle norme per i gestori dei sistemi di trasporto del gas naturale di cui all'articolo 19.
2. Ai fini del presente articolo nonche' degli articoli 33-quinquiesdecies e 19, si intende per:
a) «produzione o fornitura», anche la produzione e la fornitura di idrogeno;
b) «trasporto», anche il trasporto di idrogeno.
3. In alternativa a quanto previsto dal comma 1, qualora le reti di trasporto dell'idrogeno appartengano a un'impresa verticalmente integrata, puo' essere designato un gestore della rete di trasporto dell'idrogeno indipendente separato. I gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno e i gestori dei sistemi di trasporto del gas naturale separati conformemente all'articolo 19, possono agire in qualita' di gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno indipendenti, purche' rispettino le prescrizioni dell'articolo 33-vicies quinquies.
4. In alternativa a quanto previsto dal comma 1, se una rete di trasporto dell'idrogeno appartiene a uno o piu' gestori dei sistemi di trasporto del gas naturale certificati, ovvero se al 4 agosto 2024 una rete di trasporto dell'idrogeno appartiene a un'impresa verticalmente integrata attiva nella produzione o nella fornitura di idrogeno, puo' essere designato un soggetto sotto il controllo esclusivo del gestore del sistema di trasporto o il controllo congiunto di due o piu' gestori dei sistemi di trasporto, o sotto il controllo esclusivo dell'impresa verticalmente integrata attiva nella produzione o nella fornitura di idrogeno, come un gestore della rete di trasporto dell'idrogeno integrato separato conformemente alle norme relative ai gestori del trasporto di gas naturale indipendenti di cui al presente titolo. In deroga al primo periodo, qualora sia stata concessa una deroga ai sensi dell'articolo 33-vicies quinquies, comma 2, e una rete di trasporto dell'idrogeno appartenga a uno o piu' gestori dei sistemi di trasporto del gas naturale certificati e separati conformemente alle norme relative ai gestori del trasporto di gas naturale indipendenti di cui al presente titolo, puo' essere designato tale soggetto ovvero un soggetto sotto il controllo congiunto di due o piu' gestori dei sistemi di trasporto quale gestore della rete di trasporto dell'idrogeno integrato separato conformemente alle norme relative ai gestori del trasporto di gas naturale indipendenti di cui al presente titolo.
5. L'impresa che comprenda un gestore del sistema di trasporto separato conformemente all'articolo 19 e un gestore della rete di trasporto dell'idrogeno integrato puo' essere attiva nella produzione o nella fornitura di idrogeno, ma non nella produzione o nella fornitura di gas naturale o di energia elettrica. Qualora tale impresa operi nel settore della produzione o della fornitura di idrogeno, il gestore del sistema di trasporto del gas naturale si conforma ai requisiti di cui al presente titolo, e l'impresa e tutte le sue parti non prenotano ne' utilizzano diritti di capacita' per l'iniezione di idrogeno in un sistema di trasporto o di distribuzione del gas naturale gestito dall'impresa medesima.
6. Ai gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno si applicano le norme applicabili ai gestori dei sistemi di trasporto di cui all'articolo 33-duodetricies.
Art. 33-vicies quinquies (Separazione orizzontale dei gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno). - 1. Il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno, qualora faccia parte di un'impresa attiva nel trasporto o nella distribuzione di gas naturale ovvero nel settore dell'energia elettrica, deve essere indipendente almeno sotto il profilo della forma giuridica.
2. Il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, sulla base di un'analisi costi-benefici positiva pubblicamente disponibile, puo' concedere ai gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno deroghe ai requisiti di cui al comma 1, previa valutazione positiva da parte dell'ARERA conformemente a quanto disposto dal comma 4.
3. Le deroghe concesse a norma del comma 2 sono pubblicate e notificate alla Commissione europea, corredate della relativa valutazione di cui al comma 4, nel rispetto della riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.
4. Al momento della concessione di una deroga a norma del comma 2, e successivamente almeno ogni sette anni, oppure su richiesta motivata della Commissione, l'ARERA pubblica una valutazione dell'impatto della deroga sulla trasparenza, sui sussidi incrociati, sulle tariffe di rete e sugli scambi transfrontalieri. Tale valutazione comprende almeno il calendario dei trasferimenti di attivi previsti dal settore del gas naturale al settore dell'idrogeno. Se, sulla base di una valutazione, l'ARERA conclude che l'applicazione continuativa della deroga avrebbe un impatto negativo sulla trasparenza, sui sussidi incrociati, sulle tariffe di rete e sugli scambi transfrontalieri, o una volta concluso il trasferimento di attivi dal settore del gas naturale al settore dell'idrogeno, il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica revoca la deroga.
Art. 33-vicies sexies (Separazione della contabilita' dei gestori delle reti dell'idrogeno). - 1. La contabilita' dei gestori delle reti dell'idrogeno e' tenuta a norma dell'articolo 25 del presente decreto.
Art. 33-vicies septies (Designazione e certificazione dei gestori dei sistemi di trasporto e dei gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno). - 1. Un'impresa, prima di essere approvata e designata come gestore delle reti di trasporto dell'idrogeno, e' certificata conformemente ai commi 4, 5 e 6 del presente articolo e all'articolo 14 del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024.
2. Le imprese che sono state certificate dall'ARERA come imprese che hanno rispettato le prescrizioni di cui all'articolo 19 o all'articolo 33-vicies quater, secondo la procedura di certificazione, sono approvate e designate dal Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica quali gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno. La designazione dei gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno e' notificata alla Commissione europea, ai fini della pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale dell'Unione europea.
3. Le imprese certificate di cui al comma 1 notificano all'ARERA tutte le transazioni previste che possano richiedere un riesame della loro osservanza delle prescrizioni di cui all'articolo 19 o all'articolo 33-vicies quater.
4. L'ARERA vigila sulla costante osservanza delle disposizioni di cui all'articolo 19 e all'articolo 33-vicies quater da parte delle imprese certificate. Al fine di assicurare tale rispetto avvia una procedura di certificazione:
a) quando riceve notifica dall'impresa certificata a norma del comma 3;
b) di propria iniziativa, quando venga a conoscenza del fatto che la prevista modifica dei diritti o dell'influenza nei confronti delle imprese certificate o dei proprietari dei sistemi di trasporto dell'idrogeno rischia di concretare una violazione dell'articolo 19 o dell'articolo 33-vicies quater ovvero quando ha motivo di ritenere che tale violazione si sia gia' verificata; oppure
c) su richiesta motivata della Commissione europea.
5. L'ARERA adotta una decisione in merito alla certificazione del gestore della rete di trasporto dell'idrogeno entro cento giorni lavorativi a decorrere dalla data della notificazione effettuata dal gestore stesso o dalla data della richiesta della Commissione europea. Decorso tale termine, la certificazione si intende accordata. La decisione espressa o tacita dell'ARERA acquista efficacia solo a seguito della conclusione della procedura di cui al comma 6.
6. L'ARERA notifica tempestivamente alla Commissione europea la decisione espressa ovvero intervenuta per silenzio-assenso in merito alla certificazione, unitamente alle informazioni rilevanti per la decisione stessa, ai fini dell'articolo 14 del regolamento (UE) 2024/1789.
7. L'ARERA puo' chiedere ai gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno e alle imprese che esercitano attivita' di produzione o di fornitura di idrogeno le informazioni pertinenti ai fini dell'espletamento dei compiti ad esse conferiti dal presente articolo.
8. L'ARERA garantisce la segretezza delle informazioni commercialmente sensibili.
Art. 33-duodetricies (Certificazione in relazione ai paesi terzi). - 1. Qualora la certificazione sia richiesta da un gestore della rete di trasporto dell'idrogeno o da un proprietario della rete di trasporto dell'idrogeno che sia controllato da un soggetto di un paese terzo, l'ARERA lo notifica alla Commissione europea. L'ARERA notifica tempestivamente alla Commissione europea qualsiasi circostanza che abbia come risultato l'acquisizione del controllo di una rete di trasporto dell'idrogeno o di un gestore della rete di trasporto dell'idrogeno da parte di un soggetto di un paese terzo.
2. Il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno notifica all'ARERA qualsiasi circostanza che abbia come risultato l'acquisizione del controllo, della rete di trasporto dell'idrogeno o del gestore della rete di trasporto dell'idrogeno da parte di un soggetto di un paese terzo.
3. L'ARERA adotta un progetto di decisione relativa alla certificazione del gestore della rete di trasporto dell'idrogeno entro cento giorni lavorativi a decorrere dalla data della notifica effettuata dal gestore stesso. Essa rifiuta la certificazione se non e' stato dimostrato cumulativamente:
a) che la persona fisica o giuridica interessata ottemperi agli obblighi di cui all'articolo 19 o all'articolo 33-vicies quater;
b) che il rilascio della certificazione non mettera' a rischio la sicurezza dell'approvvigionamento energetico o gli interessi essenziali nazionali e dell'Unione europea in materia di sicurezza; nell'esaminare la questione l'ARERA, sentito il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, tiene conto:
1) dei diritti e obblighi dell'Unione europea in relazione a tali paesi terzi che discendono dal diritto internazionale, incluso un accordo concluso con uno o piu' paesi terzi, di cui l'Unione europea e' parte e che tratta le questioni della sicurezza dell'approvvigionamento energetico;
2) dei diritti e obblighi in relazione a tale paese terzo che discendono da accordi conclusi con esso, nella misura in cui sono conformi al diritto dell'Unione europea;
3) della proprieta', della fornitura o di altri rapporti commerciali che potrebbero incidere negativamente sugli incentivi e sulla capacita' del proprietario della rete di trasporto dell'idrogeno o del gestore della rete di trasporto dell'idrogeno di consegnare idrogeno allo Stato o all'Unione europea;
4) di altri fatti e circostanze specifici del caso e del paese interessato.
4. L'ARERA notifica tempestivamente la propria decisione preliminare alla Commissione europea, unitamente a tutte le informazioni rilevanti ai fini della decisione stessa.
5. L'ARERA, prima di adottare una decisione relativa alla certificazione, chiede un parere alla Commissione europea in merito a:
a) se la persona fisica o giuridica interessata ottemperi alle prescrizioni dei cui all'articolo 68;
b) se il rilascio della certificazione metta a rischio la sicurezza dell'approvvigionamento energetico dell'Unione europea.
6. L'ARERA trasmette alla Commissione europea la richiesta di parere di cui al comma 5. Il parere e' reso secondo i termini e le modalita' previsti dall'articolo 72 della direttiva (UE) 2024/1788. Qualora il parere non sia reso entro i termini previsti, si intende che non vi siano obiezioni alla decisione dell'ARERA.
7. L'ARERA dispone di un termine di cinquanta giorni lavorativi dalla scadenza del periodo di cui al comma 6 per adottare la decisione definitiva relativa alla certificazione. Nell'adottare la decisione definitiva, l'ARERA tiene nella massima considerazione il parere della Commissione europea. In ogni caso resta fermo il diritto di rifiutare il rilascio della certificazione se questo mette a rischio la sicurezza dell'approvvigionamento energetico nazionale o la sicurezza dell'approvvigionamento energetico di un altro Stato membro. La decisione definitiva dell'ARERA e il parere della Commissione europea sono pubblicati congiuntamente. Qualora la decisione definitiva differisca dal parere della Commissione europea, e' resa pubblica, unitamente a detta decisione, la motivazione della stessa.
Art. 33-undetricies (Designazione dei gestori di impianti di stoccaggio dell'idrogeno e terminali dell'idrogeno). - 1. Le imprese dell'idrogeno che possiedono impianti di stoccaggio dell'idrogeno e terminali dell'idrogeno designano, per un periodo di tempo di determinato dall'ARERA e tenendo conto degli aspetti di efficienza ed equilibrio economico, uno o piu' gestori per tali infrastrutture.
2. L'ARERA vigila affinche' i gestori di cui al comma 1 operino nel rispetto dei principi di obiettivita', di trasparenza e di non discriminazione.
Art. 33-tricies (Diritto di accesso alla contabilita'). - 1. Le autorita' competenti, compresa l'ARERA e le autorita' competenti per la risoluzione delle controversie di cui all'articolo 6 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, hanno il diritto di accedere alla contabilita' delle imprese di idrogeno nella misura necessaria per lo svolgimento delle loro funzioni conformemente all'articolo 25.
2. Le autorita' competenti di cui al comma 1 mantengono la riservatezza sulle informazioni commercialmente sensibili. La divulgazione di tali informazioni e' ammessa solo qualora sia necessario per consentire alle autorita' stesse di svolgere le proprie funzioni.
Art. 33-tricies semel (Separazione della contabilita'). - 1. Le imprese di idrogeno, indipendentemente dal regime di proprieta' o dalla forma giuridica, redigono, sottopongono a revisione e pubblicano i conti annuali secondo la vigente disciplina sui conti annuali delle societa' di capitali, di cui al decreto legislativo 18 agosto 2015, n. 139. Le imprese che non sono per legge tenute a pubblicare i conti annuali ne devono tenere una copia a disposizione del pubblico presso la propria sede sociale.
2. Nella contabilita' interna, le imprese devono tenere conti separati per ciascuna attivita' di trasporto dell'idrogeno, distribuzione, terminale dell'idrogeno e stoccaggio di idrogeno come se ciascuna attivita' fosse svolta da imprese separate, al fine di evitare discriminazioni, sussidi incrociati tra settori e distorsioni della concorrenza. Gli attivi infrastrutturali delle imprese sono assegnati ai conti pertinenti e alla regulatory asset base separatamente per gli attivi di idrogeno e tale assegnazione e' resa trasparente. Le imprese tengono inoltre conti, che possono essere consolidati, per le altre attivita' non riguardanti, i terminali dell'idrogeno, lo stoccaggio di idrogeno o il trasporto dell'idrogeno. Nella contabilita' e' precisato il reddito proveniente dalla proprieta' della rete dell'idrogeno. Le imprese tengono eventualmente conti consolidati per altre attivita' non riguardanti il settore dell'idrogeno. La contabilita' interna comprende uno stato patrimoniale e un conto profitti e perdite per ciascuna attivita'. La separazione della contabilita' e' sottoposta a revisione conformemente alle norme di cui al comma 1 ed e' comunicata all'ARERA.
3. La revisione contabile di cui al comma 1 verifica, in particolare, che sia rispettato l'obbligo di evitare le discriminazioni e i sussidi incrociati di cui al comma 2. Fatto salvo quanto previsto dall'articolo 5 del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, non devono verificarsi sussidi incrociati tra gli utenti del sistema del gas naturale e gli utenti della rete idrogeno.
4. Le imprese specificano nella contabilita' interna le norme di ripartizione dell'attivo e del passivo e dei costi e dei ricavi, nonche' le norme di ammortamento, fatte salve le norme vigenti relative alla contabilita', applicate nella redazione dei conti separati di cui al comma 2. Tali norme interne possono essere modificate solo in casi eccezionali. Le modifiche sono notificate all'ARERA e debitamente motivate.
5. Nell'allegato ai conti annuali le imprese devono indicare ogni operazione di rilevante entita' effettuata con imprese ad esse collegate.
Art. 33-tricies bis (Designazione dell'autorita' di regolazione per l'idrogeno ai sensi della direttiva (UE) 2024/1788). - 1. Le funzioni di autorita' di regolazione nazionale in materia di idrogeno, ai sensi della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, sono attribuite all'Autorita' di regolazione per energia reti e ambiente, di seguito "ARERA", con i medesimi poteri e nel quadro dei principi, delle finalita' e delle attribuzioni, anche di natura sanzionatoria, stabiliti dalla legge 14 novembre 1995, n. 481.
2. In ragione delle competenze attribuite all'ARERA ai sensi del comma 1, la pianta organica dell'Autorita' medesima e' incrementata di dodici unita' di ruolo, appartenenti alla carriera dei funzionari FIII livello base, da assumere in conformita' a quanto previsto dall'articolo 22 del decreto-legge 24 giugno 2014, n. 90, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 114, anche in deroga all'articolo 1, comma 829, della legge 30 dicembre 2024, n. 207, fermo restando quanto previsto all'articolo 1, comma 834, della medesima legge n. 207 del 2024.
3. Agli oneri derivanti dal comma 2, pari a euro 646.692 per l'anno 2026, a euro 1.293.384 per l'anno 2027, a euro 1.329.306 per l'anno 2028, a euro 1.366.305 per l'anno 2029, a euro 1.404.414 per l'anno 2030, a euro 1.443.667 per l'anno 2031, a euro 1.484.097 per l'anno 2032, a euro 1.525.739 per l'anno 2033, a euro 1.568.632 per l'anno 2034, a euro 1.612.811 per l'anno 2035 e ad euro 1.658.315 annui a decorrere dall'anno 2036, si provvede a valere sul bilancio di ARERA anche ai sensi di quanto previsto dal comma 4.
4. Il contributo di cui all'articolo 2, comma 38, lettera b), della legge 14 novembre 1995, n. 481, e all'articolo 1, comma 68-bis, della legge 23 dicembre 2005, n. 266, e' posto anche a carico dei soggetti operanti nel settore dell'idrogeno, per un importo non superiore all'1 per mille dei ricavi dell'ultimo esercizio di ciascuno dei medesimi soggetti.
Art. 33-tricies ter (Applicazione della disciplina dell'autorita' di regolazione al settore dell'idrogeno). - 1. Ai fini del presente titolo, all'ARERA si applicano, in quanto compatibili, le disposizioni del titolo IV.
2. Le disposizioni di cui al comma 1 si applicano ai gestori delle reti di trasporto e di distribuzione dell'idrogeno, ai gestori degli impianti di stoccaggio dell'idrogeno e ai gestori dei terminali dell'idrogeno.
3. L'ARERA, nell'esercizio dei poteri di cui al titolo IV, puo' adottare atti di regolazione e provvedimenti attuativi volti a disciplinare le modalita' di applicazione delle predette disposizioni al settore dell'idrogeno, tenendo conto delle relative specificita' tecniche, economiche e infrastrutturali.
4. Fermo restando quanto previsto dal titolo IV, i compiti e le competenze dell'ARERA sono integrati come stabilito dall'articolo 33-tricies quater.
Art. 33-tricies quater (Ulteriori compiti e competenze dell'autorita' di regolazione). - 1. Fatto salvo quanto disposto dal titolo IV, i compiti e le competenze dell'ARERA sono integrati come segue:
a) stabilire o approvare, in base a criteri trasparenti, le tariffe di accesso alla rete dell'idrogeno e le rispettive metodologie di calcolo;
b) tenere conto dell'esame e della valutazione dei piani di sviluppo dell'infrastruttura di trasporto dell'idrogeno presentati dai gestori delle reti dell'idrogeno a norma degli articoli 16 e 33-vicies semel, nell'approvare gli oneri specifici ai sensi dell'articolo 5 del regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024;
c) vigilare sull'applicazione delle norme che disciplinano funzioni e responsabilita' dei gestori dei sistemi di trasporto, dei gestori dei sistemi di distribuzione, dei gestori delle reti dell'idrogeno, dei fornitori, dei clienti e di altri partecipanti al mercato a norma del regolamento (UE) 2024/1789;
d) approvare e modificare i piani di sviluppo della rete di cui agli articoli 16 e 16-bis;
e) procedere all'esame e, ove opportuno, chiedere modifiche del piano di sviluppo della rete di distribuzione dell'idrogeno di cui all'articolo 33-vicies semel, comma 4.
2. Pur mantenendo la propria autonomia, fatte salve le proprie competenze specifiche e in conformita' ai principi in materia di miglioramento della regolamentazione, l'ARERA si consulta, ove opportuno, con i gestori delle reti dell'idrogeno e, se del caso, coopera strettamente nello svolgimento dei compiti di cui al comma 1 con altre autorita' nazionali pertinenti.
3. Oltre ai compiti ad essa conferiti dalla normativa vigente, qualora sia stato designato un gestore di sistema indipendente o un gestore della rete di trasporto dell'idrogeno indipendente a norma dall'articolo 17 o dell'articolo 33-vicies quater, l'ARERA:
a) controlla l'osservanza, da parte del proprietario del sistema di trasporto e del gestore di sistema indipendente o del proprietario della rete di trasporto dell'idrogeno e del gestore della rete di trasporto dell'idrogeno indipendente, degli obblighi che ad essi incombono a norma del presente decreto e irroga sanzioni in caso di inosservanza di tali obblighi;
b) controlla le relazioni e le comunicazioni tra il gestore di sistema indipendente e il proprietario del sistema di trasporto o tra il proprietario della rete di trasporto dell'idrogeno e il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno indipendente in modo da assicurare che il gestore di sistema indipendente o il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno indipendente ottemperi agli obblighi che ad esso incombono e, in particolare, approva i contratti e agisce in qualita' di organo per la risoluzione delle controversie sorte tra il gestore di sistema indipendente e il proprietario del sistema di trasporto o tra il proprietario della rete di trasporto dell'idrogeno e il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno indipendente in seguito a eventuali reclami presentati da uno di essi ai sensi dell'articolo 44, comma 2;
c) fatto salvo quanto previsto dall'articolo 17, comma 2, per il primo piano decennale di sviluppo della rete, approva la programmazione degli investimenti e il piano pluriennale di sviluppo della rete presentato annualmente dal gestore di sistema indipendente o dal gestore della rete di trasporto dell'idrogeno indipendente;
d) provvede affinche' le tariffe per l'accesso alla rete riscosse dal gestore di sistema indipendente o dal gestore della rete dell'idrogeno indipendente comprendano un corrispettivo per il proprietario della rete o per i proprietari della rete che consenta un compenso adeguato all'utilizzo degli attivi della rete e di eventuali nuovi investimenti in essa effettuati, purche' sostenuti secondo principi di economia ed efficienza;
e) esercita poteri ispettivi, anche senza preavviso, presso i locali del proprietario del sistema di trasporto e del gestore di sistema indipendente o del proprietario della rete di trasporto dell'idrogeno e del gestore della rete di trasporto dell'idrogeno indipendente.
4. All'ARERA e' conferito il potere di adottare decisioni vincolanti per le imprese di idrogeno.
5. Oltre ai compiti e alle competenze ad essa conferiti dalla normativa vigente, qualora sia stato designato un gestore di trasporto indipendente o un gestore della rete di trasporto dell'idrogeno integrato a norma degli articoli 11 e 15, all'ARERA sono conferiti i seguenti poteri:
a) irrogare sanzioni per comportamenti discriminatori a favore dell'impresa verticalmente integrata;
b) controllare le comunicazioni tra il gestore del sistema di trasporto o il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno integrato e l'impresa verticalmente integrata in modo da assicurare che il gestore del sistema di trasporto o il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno integrato ottemperi agli obblighi ad esso incombenti;
c) agire in qualita' di organo di risoluzione delle controversie sorte tra l'impresa verticalmente integrata e il gestore del sistema di trasporto o il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno integrato in seguito a eventuali reclami presentati dagli stessi;
d) controllare le relazioni commerciali e finanziarie, compresi i prestiti, tra l'impresa verticalmente integrata e il gestore del sistema di trasporto o il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno integrato;
e) approvare gli accordi commerciali e finanziari tra l'impresa verticalmente integrata e il gestore del sistema di trasporto o il gestore della rete di trasporto dell'idrogeno integrato, verificando che siano conformi alle condizioni di mercato;
f) richiedere all'impresa verticalmente integrata, in caso di notifica da parte del responsabile della conformita' a norma dell'articolo 15, comma 4, ogni informazione necessaria, ivi inclusa la prova che non si sono verificati comportamenti discriminatori a favore dell'impresa verticalmente integrata;
g) esercitare poteri ispettivi, anche senza preavviso, presso i locali dell'impresa verticalmente integrata e del gestore del sistema di trasporto o del gestore della rete di trasporto dell'idrogeno integrato;
h) attribuire, in tutto o in parte, i compiti specifici del gestore del sistema di trasporto o del gestore della rete di trasporto dell'idrogeno integrato a un gestore di sistema indipendente o a un gestore della rete di trasporto dell'idrogeno indipendente designato a norma dell'articolo 33-vicies quater in caso di reiterata violazione, da parte del gestore del sistema di trasporto o del gestore della rete dell'idrogeno integrato, degli obblighi gravanti su di esso a norma del presente decreto, in particolare in caso di comportamenti discriminatori ripetuti a favore dell'impresa verticalmente integrata.
6. L'ARERA ha il compito di fissare o approvare, con sufficiente anticipo rispetto alla loro entrata in vigore, quantomeno le metodologie usate per calcolare o stabilire le condizioni per determinare la connessione e l'accesso alle reti nazionali dell'idrogeno, comprese le tariffe di rete dell'idrogeno, ove opportuno, e le condizioni e le tariffe per l'accesso allo stoccaggio di idrogeno e ai terminali dell'idrogeno.
Art. 33-tricies quinquies (Accordi tecnici relativi all'esercizio delle linee di condotte per l'idrogeno da e verso paesi terzi). - 1. Il presente decreto lascia impregiudicata, per i gestori dei sistemi di trasporto dell'idrogeno, i gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno o altri operatori economici, la facolta' di mantenere in vigore o concludere accordi tecnici su questioni relative all'esercizio delle condotte con paesi terzi, nella misura in cui tali accordi siano compatibili con il diritto dell'Unione europea e con le pertinenti decisioni delle autorita' di regolazione degli Stati membri interessati. Tali accordi sono notificati alle autorita' di regolazione degli Stati membri interessati.».

Art. 35
Modifiche all'articolo 42 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 42, comma 1, del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) all'alinea, dopo le parole: «dalla legge 14 novembre 1995, n. 481» sono aggiunte le seguenti: «, in stretta consultazione con le altre autorita' nazionali competenti, inclusa l'Autorita' garante della concorrenza e del mercato e, se del caso, le pertinenti autorita' degli Stati membri limitrofi e dei paesi limitrofi, fatte salve le rispettive competenze»;
b) la lettera a) e' sostituita dalla seguente:
«a) promuovere, in stretta cooperazione con l'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia - ACER, con le autorita' di regolamentazione degli altri Stati membri e con la Commissione europea, mercati interni dell'energia elettrica e del gas naturale, dei gas rinnovabili, dei gas a basse emissioni di carbonio e dell'idrogeno concorrenziali, flessibili, sicuri e ecologicamente sostenibili nell'Unione europea, nonche' l'efficace apertura del mercato per tutti i clienti e i fornitori dell'Unione europea, oltre a garantire condizioni appropriate per il funzionamento efficace e affidabile delle reti del gas naturale e dell'idrogeno e far avanzare l'integrazione del sistema energetico, tenendo conto degli obiettivi a lungo termine e contribuendo in tal modo all'applicazione coerente, efficiente ed efficace del diritto dell'Unione europea al fine di conseguire gli obiettivi dell'Unione europea in materia di clima ed energia;»;
c) la lettera a-ter) e' sostituita dalla seguente:
«a-ter) eliminare le restrizioni agli scambi di energia elettrica, gas naturale e idrogeno tra gli Stati membri, gas naturale e idrogeno e sviluppare adeguate capacita' di trasmissione transfrontaliere, per soddisfare la domanda e migliorare l'integrazione dei mercati nazionali, nonche' al fine di agevolare la circolazione dell'energia elettrica all'interno dell'Unione europea;»;
d) la lettera c) e' sostituita dalla seguente:
«c) contribuire a conseguire, nel modo piu' efficace sotto il profilo dei costi e tenendo conto del principio "l'efficienza energetica al primo posto", lo sviluppo di sistemi non discriminatori sicuri, affidabili ed efficienti orientati al consumatore e promuovere l'adeguatezza dei sistemi e, in linea con agli obiettivi generali in materia di politica energetica e climatica, l'efficienza energetica nonche' l'integrazione della produzione su larga scala e su scala ridotta di energia elettrica e di gas da fonti rinnovabili e la produzione decentrata nelle reti di trasporto, di trasmissione e distribuzione, agevolandone il funzionamento in relazione ad altre reti energetiche dell'energia elettrica e del riscaldamento;»;
e) la lettera d) e' sostituita dalla seguente:
«d) agevolare la connessione e l'accesso alla rete di nuove capacita' di produzione e di generazione, in particolare eliminando gli ostacoli che potrebbero impedire la connessione e l'accesso di nuovi operatori nei mercati e l'immissione dell'energia elettrica e del gas e idrogeno da fonti di rinnovabili;»;
f) alla lettera d-bis), dopo le parole: «di trasmissione dell'energia elettrica» sono inserite le seguenti: «, del gas e idrogeno da fonti rinnovabili»;
g) alla lettera e), dopo le parole: «tutela dei consumatori» sono aggiunte le seguenti: «in stretto coordinamento con le pertinenti autorita' di tutela dei consumatori e in consultazione con i pertinenti organismi dei consumatori».

Note all'art. 35:
- Si riporta il testo dell'articolo 42 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 42. (Obiettivi dell'Autorita' per l'energia
elettrica e il gas). - 1. Nel quadro dei compiti e delle
funzioni attribuiti dalla vigente normativa, l'Autorita'
per l'energia elettrica e il gas adotta tutte le misure
ragionevoli e idonee al perseguimento delle seguenti
finalita', che integrano quelle previste dalla legge 14
novembre 1995, n. 481, in stretta consultazione con le
altre autorita' nazionali competenti, inclusa l'Autorita'
garante della concorrenza e del mercato e, se del caso, le
pertinenti autorita' degli Stati membri limitrofi e dei
paesi limitrofi, fatte salve le rispettive competenze:
a) promuovere, in stretta cooperazione con
l'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali
dell'energia - ACER, con le autorita' di regolamentazione
degli altri Stati membri e con la Commissione europea,
mercati interni dell'energia elettrica e del gas naturale,
dei gas rinnovabili, dei gas a basse emissioni di carbonio
e dell'idrogeno concorrenziali, flessibili, sicuri e
ecologicamente sostenibili nell'Unione europea, nonche'
l'efficace apertura del mercato per tutti i clienti e i
fornitori dell'Unione europea, oltre a garantire condizioni
appropriate per il funzionamento efficace e affidabile
delle reti del gas naturale e dell'idrogeno e far avanzare
l'integrazione del sistema energetico, tenendo conto degli
obiettivi a lungo termine e contribuendo in tal modo
all'applicazione coerente, efficiente ed efficace del
diritto dell'Unione europea al fine di conseguire gli
obiettivi dell'Unione europea in materia di clima ed
energia;
a-bis) sviluppare mercati regionali
transfrontalieri concorrenziali e adeguatamente funzionanti
all'interno dell'Unione europea, allo scopo di conseguire
gli obiettivi di cui alla precedente lettera a);
a-ter) eliminare le restrizioni agli scambi di
energia elettrica, gas naturale e idrogeno tra gli Stati
membri, gas naturale e idrogeno e sviluppare adeguate
capacita' di trasmissione transfrontaliere, per soddisfare
la domanda e migliorare l'integrazione dei mercati
nazionali, nonche' al fine di agevolare la circolazione
dell'energia elettrica all'interno dell'Unione europea;
b) assicurare condizioni regolatorie appropriate
per il funzionamento efficace e affidabile delle reti
dell'elettricita' e del gas, tenendo conto degli obiettivi
a lungo termine;
c) contribuire a conseguire, nel modo piu' efficace
sotto il profilo dei costi e tenendo conto del principio
«l'efficienza energetica al primo posto», lo sviluppo di
sistemi non discriminatori sicuri, affidabili ed efficienti
orientati al consumatore e promuovere l'adeguatezza dei
sistemi e, in linea con agli obiettivi generali in materia
di politica energetica e climatica, l'efficienza energetica
nonche' l'integrazione della produzione su larga scala e su
scala ridotta di energia elettrica e di gas da fonti
rinnovabili e la produzione decentrata nelle reti di
trasporto, di trasmissione e distribuzione, agevolandone il
funzionamento in relazione ad altre reti energetiche
dell'energia elettrica e del riscaldamento;
d) agevolare la connessione e l'accesso alla rete
di nuove capacita' di produzione e di generazione, in
particolare eliminando gli ostacoli che potrebbero impedire
la connessione e l'accesso di nuovi operatori nei mercati e
l'immissione dell'energia elettrica e del gas e idrogeno da
fonti di rinnovabili;
d-bis) assicurare che ai gestori e agli utenti dei
sistemi di distribuzione e di trasmissione dell'energia
elettrica, del gas e idrogeno da fonti rinnovabili siano
offerti incentivi adeguati, a breve e a lungo termine, per
migliorare l'efficienza, e soprattutto l'efficienza
energetica, delle prestazioni dei sistemi, promuovendo
l'integrazione dei mercati;
e) provvedere affinche' i clienti beneficino del
funzionamento efficiente del mercato nazionale, promuovere
una concorrenza effettiva e contribuire a garantire la
tutela dei consumatori in stretto coordinamento con le
pertinenti autorita' di tutela dei consumatori e in
consultazione con i pertinenti organismi dei consumatori;
f) contribuire a conseguire un servizio pubblico di
elevata qualita' nei settori dell'energia elettrica e del
gas naturale, contribuire alla tutela dei clienti
vulnerabili anche in termini di condizioni economiche di
fornitura di gas naturale loro applicate e alla
compatibilita' dei processi di scambio dei dati necessari
per il cambio di fornitore da parte degli utenti;
f-bis) contribuire a definire, nel rispetto dei
principi di economicita', trasparenza e di massima
salvaguardia dei clienti idonei, la copertura economica
degli accordi di solidarieta' previsti nel piano di
emergenza in attuazione degli articoli 8 e 13 del
regolamento (UE) 2017/1938, comprese le disposizioni che
consentono il calcolo dell'equa compensazione di almeno
tutti i costi pertinenti e ragionevoli sostenuti nel
prestare solidarieta', come previsto dall'articolo 13,
paragrafo 10, del medesimo regolamento.».

Art. 36
Modifiche all'articolo 43 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 43 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 2:
1) alla lettera a), le parole: «delle direttive 2009/72/CE e 2009/73/CE» sono sostituite dalle seguenti: «alla direttiva 2009/72/CE e alla direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, in particolare, valutando l'esistenza di ostacoli che impediscano ai clienti di esercitare i loro diritti, quali il cambio di fornitore, la risoluzione del contratto e l'accesso a meccanismi di risoluzione extragiudiziale delle controversie»;
2) alla lettera b), le parole «delle direttive 2009/72/CE e 2009/73/CE» sono sostituite dalle seguenti: «alla direttiva 2009/72/CE e alla direttiva (UE) 2024/1788»;
3) la lettera c) e' sostituita dalla seguente:
«c) garantisce che i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione e, se necessario, i proprietari dei rispettivi sistemi e i gestori delle reti dell'idrogeno, nonche' qualsiasi impresa elettrica o di gas naturale o altro partecipante al mercato dell'energia, ottemperino agli obblighi che ad essi incombono ai sensi della normativa nazionale vigente, dei regolamenti (UE) 2024/1789 e 2019/943 e del regolamento (CE) n. 715/2009/, dei codici di rete e degli orientamenti adottati a norma degli articoli 58, 60 e 61 del regolamento (UE) 2019/943 e degli articoli 70, 71 e 72 del regolamento (UE) 2024/1789, del regolamento (UE) 2017/1938, nonche' di tutte le altre disposizioni di diritto dell'Unione europea, anche per quanto riguarda le questioni transfrontaliere, nonche' in forza delle decisioni dell'Agenzia per la cooperazione tra i regolatori nazionali dell'energia (ACER);»;
4) la lettera c-ter) e' sostituita dalla seguente:
«c-ter) in stretto coordinamento con le altre autorita' di regolazione nazionali, garantisce che la rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione per l'energia elettrica (ENTSO-E), il gas (ENTSO-G), l'idrogeno (ENNOH) e l'ente europeo dei gestori dei sistemi di distribuzione dell'UE (EU DSO) ottemperino agli obblighi che ad essi incombono alla stregua della normativa nazionale vigente, del regolamento (UE) 2024/1789, dei codici di rete e degli orientamenti adottati a norma degli articoli da 70 a 74 del regolamento (UE) 2024/1789 e delle pertinenti disposizioni di diritto dell'Unione europea, anche per quanto riguarda le questioni transfrontaliere, nonche' in forza delle decisioni assunte dall'ACER;»;
5) la lettera c-quater) e' sostituita dalla seguente:
«c-quater) individua congiuntamente alle altre autorita' di regolazione europee l'inadempimento, da parte dell'ENTSO-E, di ENTSOG, dell'EU DSO e dell'ENNOH, dei rispettivi obblighi, tenuto conto che se le autorita' di regolazione non sono in grado di raggiungere un accordo entro un termine di quattro mesi dall'inizio delle consultazioni al fine di individuare congiuntamente l'inadempimento, la questione e' deferita all'ACER per una decisione, a norma dell'articolo 6, paragrafo 10, del regolamento (UE) 2019/942;»;
6) alla lettera c-quinquies), le parole: «58, 60 e 61 del regolamento (UE) 2019/943» sono sostituite dalle seguenti: «70 a 74 del regolamento (UE) 2024/1789»;
7) la lettera c-duodecies) e' sostituita dalla seguente:
«c-duodecies) assicura che ai gestori dei sistemi, compresi i gestori delle reti dell'idrogeno, e agli utenti del sistema siano offerti incentivi adeguati per migliorare l'efficienza energetica delle prestazioni del sistema e promuovere l'integrazione del mercato e la sicurezza dell'approvvigionamento e sostenere le attivita' di ricerca correlate;»;
8) dopo la lettera c-terdecies) sono aggiunte le seguenti:
«c-quaterdecies) garantisce un processo aperto, trasparente, efficace ed inclusivo per predisporre il piano nazionale di sviluppo della rete in linea con le prescrizioni dell'articolo 55 della direttiva (UE) 2027/1788 il piano di sviluppo della rete di distribuzione dell'idrogeno in linea con le prescrizioni dell'articolo 56 e, se del caso, il piano di dismissione della rete in linea con le prescrizioni dell'articolo 57 della medesima direttiva;
c-quinquiesdecies) approva e modifica i piani di sviluppo della rete di cui all'articolo 55 e, se del caso, all'articolo 57 della direttiva (UE) 2024/1788;
c-sexiesdecies) procede all'esame e, se del caso, chiede modifiche del piano di sviluppo della rete di distribuzione dell'idrogeno di cui all'articolo 56, paragrafo 4, della direttiva (UE) 2024/1788;
c-septiesdecies) definisce gli orientamenti di cui all'articolo 57, paragrafo 6, della direttiva (UE) 2024/1788 che forniscono criteri e metodologie per un approccio strutturale alla dismissione di parti della rete di distribuzione del gas naturale, tenendo conto dei costi di dismissione e del caso specifico degli attivi che potrebbero comportare la dismissione prima della fine del loro ciclo di vita originariamente previsto, nonche' fornire orientamenti per quanto riguarda la fissazione delle tariffe in tali casi;
c-duodevicies) monitora l'eliminazione degli ostacoli e delle restrizioni ingiustificati allo sviluppo del consumo di gas naturale rinnovabile autoprodotto;
c-undevicies) svolge qualsiasi altro compito conferito a norma della direttiva (UE) 2024/1788 e del regolamento (UE) 2024/1789;
c-vicies) esercita i poteri seguenti:
1) fissa e approva, con sufficiente anticipo rispetto alla loro entrata in vigore, quantomeno le metodologie usate per calcolare o stabilire le condizioni per la prestazione di servizi di bilanciamento, che devono essere svolti nel modo piu' economico, fornisce incentivi adeguati agli utenti della rete per bilanciare l'immissione e il prelievo di energia, in modo equo e non discriminatorio, e basarsi su criteri obiettivi;
2) approva e monitora gli oneri specifici ai sensi dell'articolo 5 del regolamento (UE) 2024/1789;
c-vicies semel) controlla la gestione della congestione all'interno delle reti di trasporto e delle reti di trasporto dell'idrogeno nazionali, compresi gli interconnettori e gli interconnettori di idrogeno, e l'attuazione delle norme di gestione della congestione. A tal fine, i gestori dei sistemi di trasporto, i gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno o gli operatori di mercato presentano all'autorita' le loro procedure di gestione della congestione, inclusa l'allocazione della capacita', che se del caso puo' chiedere la modifica di tali regole.»;
b) dopo il comma 2-bis e' inserito il seguente:
«2-ter. L'Autorita' approva gli scenari comuni per il piano decennale comune di sviluppo della rete del gas e dell'idrogeno conformemente all'articolo 55, paragrafo 2, lettera f), della direttiva (UE) 2024/1788.»;
c) al comma 3:
1) alla lettera a), dopo le parole: «sistemi di trasporto» sono aggiunte le seguenti: «e dei gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno, e fornisce, nella relazione annuale, un'analisi dei programmi di investimento dei gestori dei sistemi di trasporto e dei gestori delle reti di trasporto dell'idrogeno sotto il profilo della loro conformita' con i piani di sviluppo della rete a livello dell'Unione europea di cui agli articoli 32 e 60 del regolamento (UE) 2024/1789, comprendente le raccomandazioni per la modifica di tali programmi di investimento»;
2) dopo la lettera c) e' aggiunta la seguente:
«c-bis) sul tempo impiegato dai gestori dei sistemi di trasporto e distribuzione del gas naturale o dai gestori delle reti dell'idrogeno per effettuare connessioni e riparazioni, comprese le richieste di connessione alla rete da parte degli impianti di produzione di biometano.»;
d) al comma 4:
1) la lettera a) e' sostituita dalla seguente:
«a) il grado e l'efficacia di apertura dei mercati all'ingrosso e al dettaglio, compresi le borse dell'energia elettrica e del gas naturale e dell'idrogeno, i prezzi fatturati ai clienti civili inclusi i sistemi di prepagamento e gli anticipi, la percentuale dei clienti che cambiano fornitore, la percentuale delle disattivazioni, le spese per i servizi di manutenzione e per la loro esecuzione; la trasparenza delle offerte, le impennate dei prezzi e il loro impatto sui prezzi al dettaglio e al consumo, il rapporto tra i prezzi per i clienti civili e i prezzi all'ingrosso, i reclami dei clienti civili e le eventuali distorsioni o restrizioni della concorrenza, comunicando in particolare ogni informazione pertinente all'attenzione delle autorita' garanti della concorrenza e deferendo alle stesse tutti i casi che essa ritenga di loro competenza, in particolare per quanto riguarda i clienti vulnerabili e i clienti in condizioni di poverta' energetica;»;
2) alla lettera b) sono aggiunte, in fine, le seguenti parole: «, e, se del caso, informare l'Autorita' garante della concorrenza e del mercato (AGCM) in merito a tali pratiche»;
3) dopo la lettera c) sono aggiunte le seguenti:
«c-bis) l'evoluzione della qualita' del gas e della relativa gestione a opera dei gestori dei sistemi di trasporto e, se del caso, dei gestori dei sistemi di distribuzione, ivi compreso il monitoraggio dell'andamento dei costi connessi alla gestione della qualita' del gas a opera dei gestori dei sistemi e gli sviluppi legati alla miscelazione e alla demiscelazione di idrogeno nel sistema del gas naturale a opera dei gestori dei sistemi di stoccaggio del gas naturale e dei gestori degli impianti GNL;
c-ter) l'evoluzione della qualita' dell'idrogeno e della relativa gestione a opera dei gestori delle reti dell'idrogeno, se del caso, come previsto all'articolo 50, ivi compreso il monitoraggio dell'andamento dei costi connessi alla gestione della qualita' dell'idrogeno;
c-quater) affinche' sia rispettata la liberta' contrattuale per quanto concerne i contratti a lungo termine, a condizione che siano conformi al diritto dell'Unione europea, siano coerenti con le politiche dell'Unione europea e contribuiscano al conseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione, purche' per la fornitura di gas di origine fossile non soggetto ad abbattimento non siano stipulati contratti a lungo termine la cui durata si protragga oltre il 31 dicembre 2049;
c-quinquies) sul livello di trasparenza, anche dei prezzi all'ingrosso, e garantisce l'osservanza, da parte delle imprese di gas naturale e di idrogeno, degli obblighi in materia di trasparenza.»;
e) dopo il comma 4-bis e' inserito il seguente:
«4-ter. L'ARERA provvede affinche' siano esclusi i sussidi incrociati fra attivita' di trasporto, distribuzione, trasporto dell'idrogeno, stoccaggio di gas naturale e idrogeno, terminali di idrogeno e GNL e fornitura di gas naturale e idrogeno, fermo restando l'articolo 5, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2024/1789»;
f) al comma 5, le parole: «Autorita' per l'energia elettrica e il gas puo' effettuare indagini sul funzionamento dei mercati dell'energia elettrica e del gas naturale» sono sostituite dalle seguenti: «ARERA puo' effettuare indagini sul funzionamento dei mercati dell'energia elettrica, del gas naturale e dell'idrogeno».

Note all'art. 36:
- Si riporta il testo dell'articolo 43 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 43. (Ulteriori compiti e poteri dell'Autorita'
per l'energia elettrica e il gas). - 1. Ferme restando le
competenze attribuite all'Autorita' per l'energia elettrica
e il gas ai sensi della normativa vigente, l'Autorita'
medesima svolge altresi' i compiti e le funzioni indicati
ai commi successivi.
2. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
garantisce:
a) l'applicazione effettiva, da parte degli
esercenti i servizi, delle misure di tutela dei
consumatori, incluse quelle indicate all'Allegato I alla
direttiva 2009/72/CE e alla direttiva (UE) 2024/1788 del
Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, in
particolare, valutando l'esistenza di ostacoli che
impediscano ai clienti di esercitare i loro diritti, quali
il cambio di fornitore, la risoluzione del contratto e
l'accesso a meccanismi di risoluzione extragiudiziale delle
controversie;
b) l'accesso ai dati del consumo dei clienti, la
messa a disposizione di un formato armonizzato facilmente
comprensibile per i dati relativi ai consumi e il rapido
accesso di tutti i clienti ai dati di cui al paragrafo 1,
lettera h), dell'Allegato I alla direttiva 2009/72/CE e
alla direttiva (UE) 2024/1788;
c) garantisce che i gestori dei sistemi di
trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione e, se
necessario, i proprietari dei rispettivi sistemi e i
gestori delle reti dell'idrogeno, nonche' qualsiasi impresa
elettrica o di gas naturale o altro partecipante al mercato
dell'energia, ottemperino agli obblighi che ad essi
incombono ai sensi della normativa nazionale vigente, dei
regolamenti (UE) 2024/1789 e 2019/943 e del regolamento
(CE) n. 715/2009/, dei codici di rete e degli orientamenti
adottati a norma degli articoli 58, 60 e 61 del regolamento
(UE) 2019/943 e degli articoli 70, 71 e 72 del regolamento
(UE) 2024/1789, del regolamento (UE) 2017/1938, nonche' di
tutte le altre disposizioni di diritto dell'Unione europea,
anche per quanto riguarda le questioni transfrontaliere,
nonche' in forza delle decisioni dell'Agenzia per la
cooperazione tra i regolatori nazionali dell'energia
(ACER);
c-bis) disciplina la deroga all'obbligo di
ridispacciamento degli impianti di generazione, dello
stoccaggio dell'energia e della gestione della domanda, in
base al criterio di mercato di cui all'articolo 13,
paragrafo 3, del regolamento (UE) 2019/943;
c-ter) in stretto coordinamento con le altre
autorita' di regolazione nazionali, garantisce che la rete
europea dei gestori dei sistemi di trasmissione per
l'energia elettrica (ENTSO-E), il gas (ENTSO-G), l'idrogeno
(ENNOH) e l'ente europeo dei gestori dei sistemi di
distribuzione dell'UE (EU DSO) ottemperino agli obblighi
che ad essi incombono alla stregua della normativa
nazionale vigente, del regolamento (UE) 2024/1789, dei
codici di rete e degli orientamenti adottati a norma degli
articoli da 70 a 74 del regolamento (UE) 2024/1789 e delle
pertinenti disposizioni di diritto dell'Unione europea,
anche per quanto riguarda le questioni transfrontaliere,
nonche' in forza delle decisioni assunte dall'ACER;
c-quater) individua congiuntamente alle altre
autorita' di regolazione europee l'inadempimento, da parte
dell'ENTSO-E, di ENTSOG, dell'EU DSO e dell'ENNOH, dei
rispettivi obblighi, tenuto conto che se le autorita' di
regolazione non sono in grado di raggiungere un accordo
entro un termine di quattro mesi dall'inizio delle
consultazioni al fine di individuare congiuntamente
l'inadempimento, la questione e' deferita all'ACER per una
decisione, a norma dell'articolo 6, paragrafo 10, del
regolamento (UE) 2019/942;
c-quinquies) disciplina l'applicazione dei codici
di rete e degli orientamenti adottati a norma degli
articoli 70 a 74 del regolamento (UE) 2024/1789, mediante
misure nazionali o, se richiesto, adottando misure
coordinate a livello regionale o di Unione europea;
c-sexies) coopera con le autorita' di regolazione
degli Stati membri interessati, nonche' con l'ACER, sulle
questioni transfrontaliere, in particolare attraverso la
partecipazione ai lavori del comitato dei regolatori
dell'ACER, ai sensi dell'articolo 21 del regolamento (UE)
2019/942;
c-septies) osserva e attua le pertinenti decisioni
giuridicamente vincolanti della Commissione europea e
dell'ACER;
c-octies) provvede affinche' i gestori dei sistemi
di trasmissione mettano a disposizione le capacita' di
interconnessione nella misura massima, a norma
dell'articolo 16 del regolamento (UE) 2019/943;72
c-novies) congiuntamente alle altre autorita' di
regolazione nazionali interessate:
1. approva i costi connessi alle attivita' dei
Centri di coordinamento regionali che sono a carico dei
gestori dei sistemi di trasmissione, purche' tali costi
siano ragionevoli e appropriati, assicurandosi che i Centri
di coordinamento regionali dispongano di tutte le risorse
umane, tecniche, materiali e finanziarie necessarie per
assolvere gli obblighi derivanti dalla legge e per svolgere
i loro compiti in modo indipendente e imparziale;
2. propone eventuali compiti e poteri
supplementari da attribuire ai Centri di coordinamento
regionali;
3. individua l'inadempimento, da parte dei centri
di coordinamento regionali, dei rispettivi obblighi,
adottando decisioni vincolanti per gli stessi; se le
autorita' di regolazione non sono in grado di raggiungere
un accordo entro un termine di quattro mesi dall'inizio
delle consultazioni con le altre autorita', al fine di
individuare congiuntamente l'inadempimento, la questione e'
deferita all'ACER per la decisione a norma dell'articolo 6,
paragrafo 10, del regolamento (UE) 2019/942;
4. controlla l'esecuzione dei compiti di
coordinamento e ne riferisce annualmente all'ACER,
conformemente all'articolo 46 del regolamento (UE)
2019/943;
5. puo' richiedere, anche come iniziativa
autonoma, informazioni ai centri di coordinamento
regionali;
c-decies) monitora e valuta le prestazioni dei
Gestori dei sistemi di trasmissione e dei Gestori dei
sistemi di distribuzione in relazione allo sviluppo di una
rete intelligente funzionale all'integrazione di energia da
fonti rinnovabili per il perseguimento degli obiettivi
definiti nel PNIEC, sulla base di una serie limitata di
indicatori e pubblica ogni due anni una relazione nazionale
che contenga raccomandazioni;
c-undecies) monitora l'eliminazione degli ostacoli
e delle restrizioni ingiustificati allo sviluppo del
consumo di energia elettrica autoprodotta, della
condivisione dell'energia, delle comunita' di energia
rinnovabile e delle comunita' energetiche dei cittadini,
compresi gli ostacoli e le restrizioni che impediscono la
connessione di sistemi di generazione dell'energia
distribuita flessibili entro un termine ragionevole;
c-duodecies) assicura che ai gestori dei sistemi,
compresi i gestori delle reti dell'idrogeno, e agli utenti
del sistema siano offerti incentivi adeguati per migliorare
l'efficienza energetica delle prestazioni del sistema e
promuovere l'integrazione del mercato e la sicurezza
dell'approvvigionamento e sostenere le attivita' di ricerca
correlate;
c-terdecies) pubblica e aggiorna con continuita' le
previsioni di fabbisogno di medio e lungo termine relative
alle tariffe applicate agli utenti di energia elettrica e
gas, con particolare riguardo agli oneri di rete e di
dispacciamento.
c-quaterdecies) garantisce un processo aperto,
trasparente, efficace ed inclusivo per predisporre il piano
nazionale di sviluppo della rete in linea con le
prescrizioni dell'articolo 55 della direttiva (UE)
2027/1788 il piano di sviluppo della rete di distribuzione
dell'idrogeno in linea con le prescrizioni dell'articolo 56
e, se del caso, il piano di dismissione della rete in linea
con le prescrizioni dell'articolo 57 della medesima
direttiva;
c-quinquiesdecies) approva e modifica i piani di
sviluppo della rete di cui all'articolo 55 e, se del caso,
all'articolo 57 della direttiva (UE) 2024/1788;
c-sexiesdecies) procede all'esame e, se del caso,
chiede modifiche del piano di sviluppo della rete di
distribuzione dell'idrogeno di cui all'articolo 56,
paragrafo 4, della direttiva (UE) 2024/1788;
c-septiesdecies) definisce gli orientamenti di cui
all'articolo 57, paragrafo 6, della direttiva (UE)
2024/1788 che forniscono criteri e metodologie per un
approccio strutturale alla dismissione di parti della rete
di distribuzione del gas naturale, tenendo conto dei costi
di dismissione e del caso specifico degli attivi che
potrebbero comportare la dismissione prima della fine del
loro ciclo di vita originariamente previsto, nonche'
fornire orientamenti per quanto riguarda la fissazione
delle tariffe in tali casi;
c-duodevicies) monitora l'eliminazione degli
ostacoli e delle restrizioni ingiustificati allo sviluppo
del consumo di gas naturale rinnovabile autoprodotto;
c-undevicies) svolge qualsiasi altro compito
conferito a norma della direttiva (UE) 2024/1788 e del
regolamento (UE) 2024/1789;
c-vicies) esercita i poteri seguenti:
1) fissa e approva, con sufficiente anticipo
rispetto alla loro entrata in vigore, quantomeno le
metodologie usate per calcolare o stabilire le condizioni
per la prestazione di servizi di bilanciamento, che devono
essere svolti nel modo piu' economico, fornisce incentivi
adeguati agli utenti della rete per bilanciare l'immissione
e il prelievo di energia, in modo equo e non
discriminatorio, e basarsi su criteri obiettivi;
2) approva e monitora gli oneri specifici ai
sensi dell'articolo 5 del regolamento (UE) 2024/1789;
c-vicies semel) controlla la gestione della
congestione all'interno delle reti di trasporto e delle
reti di trasporto dell'idrogeno nazionali, compresi gli
interconnettori e gli interconnettori di idrogeno, e
l'attuazione delle norme di gestione della congestione. A
tal fine, i gestori dei sistemi di trasporto, i gestori
delle reti di trasporto dell'idrogeno o gli operatori di
mercato presentano all'autorita' le loro procedure di
gestione della congestione, inclusa l'allocazione della
capacita', che se del caso puo' chiedere la modifica di
tali regole.
2-bis. In attuazione dell'allegato I, punto 1,
lettera j), della direttiva 2009/72/CE e della direttiva
2009/73/CE, i consumatori ricevono un conguaglio definitivo
a seguito di un eventuale cambio del fornitore di energia
elettrica o di gas naturale non oltre sei settimane dopo
aver effettuato il cambio di fornitore.
2-ter. L'Autorita' approva gli scenari comuni per il
piano decennale comune di sviluppo della rete del gas e
dell'idrogeno conformemente all'articolo 55, paragrafo 2,
lettera f), della direttiva (UE) 2024/1788.
3. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
vigila:
a) sui programmi di investimento dei gestori dei
sistemi di trasmissione e dei gestori dei sistemi di
trasporto e dei gestori delle reti di trasporto
dell'idrogeno, e fornisce, nella relazione annuale,
un'analisi dei programmi di investimento dei gestori dei
sistemi di trasporto e dei gestori delle reti di trasporto
dell'idrogeno sotto il profilo della loro conformita' con i
piani di sviluppo della rete a livello dell'Unione europea
di cui agli articoli 32 e 60 del regolamento (UE)
2024/1789, comprendente le raccomandazioni per la modifica
di tali programmi di investimento;
b) sull'applicazione delle norme che disciplinano
funzioni e responsabilita' dei gestori dei sistemi di
trasmissione, dei gestori dei sistemi di trasporto, dei
gestori dei sistemi di distribuzione, dei fornitori, dei
clienti e di altri soggetti partecipanti al mercato ai
sensi del regolamento (CE) n. 714/2009 e del regolamento
(CE) n. 715/2009;
c) sull'applicazione, da parte degli operatori,
delle misure di salvaguardia adottate dal Ministero dello
sviluppo economico di cui all'articolo 42 della direttiva
2009/72/CE e di cui all'articolo 46 della direttiva
2009/73/CE.
c-bis) sul tempo impiegato dai gestori dei sistemi
di trasporto e distribuzione del gas naturale o dai gestori
delle reti dell'idrogeno per effettuare connessioni e
riparazioni, comprese le richieste di connessione alla rete
da parte degli impianti di produzione di biometano.
4. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
monitora:
a) il grado e l'efficacia di apertura dei mercati
all'ingrosso e al dettaglio, compresi le borse dell'energia
elettrica e del gas naturale e dell'idrogeno, i prezzi
fatturati ai clienti civili inclusi i sistemi di
prepagamento e gli anticipi, la percentuale dei clienti che
cambiano fornitore, la percentuale delle disattivazioni, le
spese per i servizi di manutenzione e per la loro
esecuzione; la trasparenza delle offerte, le impennate dei
prezzi e il loro impatto sui prezzi al dettaglio e al
consumo, il rapporto tra i prezzi per i clienti civili e i
prezzi all'ingrosso, i reclami dei clienti civili e le
eventuali distorsioni o restrizioni della concorrenza,
comunicando in particolare ogni informazione pertinente
all'attenzione delle autorita' garanti della concorrenza e
deferendo alle stesse tutti i casi che essa ritenga di loro
competenza, in particolare per quanto riguarda i clienti
vulnerabili e i clienti in condizioni di poverta'
energetica;
b) la sussistenza di pratiche contrattuali
restrittive, comprese le clausole di esclusiva, che possono
impedire ai grandi clienti non civili di impegnarsi
simultaneamente con piu' di un fornitore o limitare la loro
scelta in tal senso, e, se del caso, informare l'Autorita'
garante della concorrenza e del mercato (AGCM) in merito a
tali pratiche;
c) la cooperazione tecnica tra operatori dei
sistemi di trasmissione degli Stati membri dell'Unione
europea, nonche' dei Paesi terzi.
c-bis) l'evoluzione della qualita' del gas e della
relativa gestione a opera dei gestori dei sistemi di
trasporto e, se del caso, dei gestori dei sistemi di
distribuzione, ivi compreso il monitoraggio dell'andamento
dei costi connessi alla gestione della qualita' del gas a
opera dei gestori dei sistemi e gli sviluppi legati alla
miscelazione e alla demiscelazione di idrogeno nel sistema
del gas naturale a opera dei gestori dei sistemi di
stoccaggio del gas naturale e dei gestori degli impianti
GNL;
c-ter) l'evoluzione della qualita' dell'idrogeno e
della relativa gestione a opera dei gestori delle reti
dell'idrogeno, se del caso, come previsto all'articolo 50,
ivi compreso il monitoraggio dell'andamento dei costi
connessi alla gestione della qualita' dell'idrogeno;
c-quater) affinche' sia rispettata la liberta'
contrattuale per quanto concerne i contratti a lungo
termine, a condizione che siano conformi al diritto
dell'Unione europea, siano coerenti con le politiche
dell'Unione europea e contribuiscano al conseguimento degli
obiettivi di decarbonizzazione, purche' per la fornitura di
gas di origine fossile non soggetto ad abbattimento non
siano stipulati contratti a lungo termine la cui durata si
protragga oltre il 31 dicembre 2049;
c-quinquies) sul livello di trasparenza, anche dei
prezzi all'ingrosso, e garantisce l'osservanza, da parte
delle imprese di gas naturale e di idrogeno, degli obblighi
in materia di trasparenza.
4-bis. Nelle ipotesi in cui la legge prevede un
potere dell'ARERA di verificare le tariffe ovvero le
metodologie di calcolo delle tariffe richieste dal gestore
della distribuzione ovvero dal gestore della rete di
trasmissione nazionale, la medesima Autorita' puo' fissare,
in caso di ritardo, tariffe o metodologie provvisorie,
pubblicandole sul proprio sito web e prevedendo misure
compensatorie nell'ipotesi in cui le tariffe ovvero le
metodologie definitivamente stabilite dal gestore della
distribuzione o della trasmissione si discostino da quelle
stabilite in via provvisoria.
4-ter. L'ARERA provvede affinche' siano esclusi i
sussidi incrociati fra attivita' di trasporto,
distribuzione, trasporto dell'idrogeno, stoccaggio di gas
naturale e idrogeno, terminali di idrogeno e GNL e
fornitura di gas naturale e idrogeno, fermo restando
l'articolo 5, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2024/1789.
5. Al fine dell'efficace svolgimento dei propri
compiti, ivi compresi quelli operativi, ispettivi, di
vigilanza e monitoraggio, l'ARERA puo' effettuare indagini
sul funzionamento dei mercati dell'energia elettrica, del
gas naturale e dell'idrogeno, nonche' adottare e imporre i
provvedimenti opportuni, necessari e proporzionati per
promuovere una concorrenza effettiva e garantire il buon
funzionamento dei mercati. In funzione della promozione
della concorrenza, l'Autorita' puo' in particolare adottare
misure temporanee di regolazione asimmetrica.
6. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
trasmette alle Autorita' di regolazione competenti degli
Stati membri dell'Unione europea, all'ACER e alla
Commissione europea la relazione annuale di cui
all'articolo 2, comma 12, lettera i), della legge 14
novembre 1995, n. 481. Nella relazione annuale medesima,
l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas, oltre a
descrivere le iniziative assunte e i risultati conseguiti
in ordine ai propri compiti, fornisce un'analisi dei
programmi di investimento dei gestori dei sistemi di
trasmissione e di trasporto sotto il profilo della loro
conformita' di sviluppo della rete a livello comunitario di
cui all'articolo 8, paragrafo 3, lettera b), del
regolamento (CE) n. 714/2009 e del regolamento (CE) n.
715/2009. Tale analisi puo' includere raccomandazioni per
la modifica dei predetti piani di investimento.
7. All'attuazione del presente articolo l'Autorita'
per l'energia elettrica e il gas provvede con le risorse
umane, strumentali e finanziarie disponibili a legislazione
vigente.».

Art. 37
Modifiche all'articolo 44 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 44 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, il comma 1 e' sostituito dal seguente:
«1. L'Autorita' di regolazione per energia reti e ambiente decide sui reclami presentati contro un gestore di un sistema di trasmissione, di trasporto, di stoccaggio di gas naturale, di un sistema GNL o di distribuzione, nonche' ai gestori degli impianti di stoccaggio e dei terminali dell'idrogeno e ai gestori delle reti dell'idrogeno, per quanto concerne gli obblighi a tali gestori imposti in attuazione delle direttive comunitarie sui mercati interni dell'energia elettrica e del gas naturale e dell'idrogeno. Se necessario, l'Autorita' puo' chiedere ai gestori dei sistemi di trasporto del gas naturale, di stoccaggio del gas naturale, di GNL e di distribuzione, nonche' ai gestori degli impianti di stoccaggio e dei terminali dell'idrogeno e ai gestori delle reti dell'idrogeno, di modificare le condizioni e le modalita', comprese le tariffe e le metodologie di calcolo, in modo che queste siano proporzionate e che siano applicate in modo non discriminatorio.».

Note all'art. 37:
- Si riporta il testo dell'articolo 44 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 44. (Reclami).- 1. L'Autorita' di regolazione
per energia reti e ambiente decide sui reclami presentati
contro un gestore di un sistema di trasmissione, di
trasporto, di stoccaggio di gas naturale, di un sistema GNL
o di distribuzione, nonche' ai gestori degli impianti di
stoccaggio e dei terminali dell'idrogeno e ai gestori delle
reti dell'idrogeno, per quanto concerne gli obblighi a tali
gestori imposti in attuazione delle direttive comunitarie
sui mercati interni dell'energia elettrica e del gas
naturale e dell'idrogeno. Se necessario, l'Autorita' puo'
chiedere ai gestori dei sistemi di trasporto del gas
naturale, di stoccaggio del gas naturale, di GNL e di
distribuzione, nonche' ai gestori degli impianti di
stoccaggio e dei terminali dell'idrogeno e ai gestori delle
reti dell'idrogeno, di modificare le condizioni e le
modalita', comprese le tariffe e le metodologie di calcolo,
in modo che queste siano proporzionate e che siano
applicate in modo non discriminatorio.
2. La decisione sui reclami di cui al comma 1 deve
essere adottata entro due mesi dalla ricezione del reclamo.
Tale termine puo' essere prorogato di non oltre due mesi
qualora l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
richieda ulteriori informazioni alle parti interessate. Con
il consenso del soggetto che ha presentato il reclamo, il
termine medesimo puo' essere ulteriormente prorogato, in
ogni caso, per un periodo non piu' lungo di ulteriori due
mesi.
2-bis. Nei casi in cui la legge attribuisce all'ARERA
il potere di valutare le tariffe o le metodologie di
calcolo delle tariffe richieste dal gestore della
distribuzione ovvero dal gestore della rete di trasmissione
nazionale, i partecipanti al mercato possono proporre
reclamo avverso le relative decisioni dinanzi all'Autorita'
stessa, entro trenta giorni dalla pubblicazione della
decisione ovvero della proposta di decisione. L'Autorita'
decide il reclamo entro trenta giorni dal ricevimento del
reclamo. Il reclamo non produce alcun effetto sospensivo.
2-ter. Le decisioni sui reclami di cui ai due commi
precedenti sono pubblicate in un'apposita sezione del sito
web dell'ARERA, ferma la riservatezza delle informazioni
commercialmente sensibili.
3. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas emana
specifiche direttive per la disciplina, ai sensi
dell'articolo 2, comma 24, lettera b), della legge 14
novembre 1995, n. 481, delle procedure di risoluzione delle
controversie di cui al comma precedente. La partecipazione
delle imprese elettriche alle procedure di risoluzione
delle controversie di cui al presente comma e'
obbligatoria.
4. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
assicura il trattamento efficace dei reclami e delle
procedure di conciliazione dei clienti finali nei confronti
dei venditori e dei distributori di gas naturale ed energia
elettrica avvalendosi dell'Acquirente unico Spa e vigila
affinche' siano applicati i principi in materia di tutela
dei consumatori di cui all'Allegato I delle direttive
2009/72/CE e 2009/73/CE.».

Art. 38
Modifiche all'articolo 45 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 45, comma 1, del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, all'alinea, dopo la parola: «pecuniarie» sono inserite le seguenti: «alle imprese di gas naturale e di idrogeno» e dopo la parola: «previsti» sono inserite le seguenti: «dalla direttiva (UE) 2024/1788, dal regolamento (UE) 2024/1789 e».

Note all'art. 38:
- Si riporta il testo dell'articolo 45 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 45. (Poteri sanzionatori). - 1. Fermo restando
quanto previsto dalla legge 14 novembre 1995, n. 481,
l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas irroga
sanzioni amministrative pecuniarie alle imprese di gas
naturale e di idrogeno in caso di inosservanza delle
prescrizioni e degli obblighi previsti dalla direttiva (UE)
2024/1788, dal regolamento (UE) 2024/1789 e dalle seguenti
disposizioni:
a) articoli 13, 14, 15, 16 e 20 e allegato I del
regolamento (CE) n. 714/2009 e degli articoli 36, comma 3,
38, commi 1 e 2, e 41 del presente decreto;
b) articoli 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21 e 22
e allegato I del regolamento (CE) n. 715/2009 e degli
articoli 4, 8, commi 4 e 5, dell'articolo 10, commi 1 e 3,
e degli articoli 11, 12, 13, 14, 15, 16, comma 8, 17, commi
4 e 5, 18, 19, 23 e 26 del presente decreto, nonche'
l'articolo 20, commi 5-bis e 5-ter del decreto legislativo
n. 164 del 2000, e l'articolo 7, comma 5, del decreto-legge
21 marzo 2022, n. 21.
2. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
irroga altresi' sanzioni amministrative pecuniarie in caso
di mancato rispetto delle decisioni giuridicamente
vincolanti dell'ACER o dell'Autorita' medesima.
3. Entro trenta giorni dalla notifica dell'atto di
avvio del procedimento sanzionatorio, l'impresa
destinataria puo' presentare all'Autorita' per l'energia
elettrica e il gas impegni utili al piu' efficace
perseguimento degli interessi tutelati dalle norme o dai
provvedimenti violati. L'Autorita' medesima, valutata
l'idoneita' di tali impegni, puo' renderli obbligatori per
l'impresa proponente e concludere il procedimento
sanzionatorio senza accertare l'infrazione. Qualora il
procedimento sia stato avviato per accertare violazioni di
decisioni dell'ACER, l'Autorita' valuta l'idoneita' degli
eventuali impegni, sentita l'ACER. L'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas puo' riavviare il procedimento
sanzionatorio qualora l'impresa contravvenga agli impegni
assunti o la decisione si fondi su informazioni incomplete,
inesatte o fuorvianti. In questi casi l'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas puo' irrogare una sanzione
amministrativa pecuniaria aumentata fino al doppio di
quella che sarebbe stata irrogata in assenza di impegni.
4. Le sanzioni amministrative pecuniarie irrogate
dall'Autorita' per l'energia elettrica, il gas e il sistema
idrico per violazioni delle disposizioni del presente
decreto non possono essere inferiori, nel minimo, a 2.500
euro e non possono superare il 10 per cento del fatturato
realizzato dall'impresa verticalmente integrata, o dal
gestore di trasmissione, nell'ultimo esercizio chiuso prima
dell'avvio del procedimento sanzionatorio.
5. Ai procedimenti sanzionatori dell'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas non si applica l'articolo 26
della legge 24 novembre 1981, n. 689. Per i procedimenti
medesimi, il termine per la notifica degli estremi della
violazione agli interessati residenti nel territorio della
Repubblica, di cui all'articolo 14, comma 2, della legge 24
novembre 1981, n. 689, e' di centottanta giorni.
6. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
disciplina, con proprio regolamento, nel rispetto della
legislazione vigente in materia, da adottare entro novanta
giorni dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, i procedimenti sanzionatori di sua competenza, in
modo da assicurare agli interessati la piena conoscenza
degli atti istruttori, il contraddittorio in forma scritta
e orale, la verbalizzazione e la separazione tra funzioni
istruttorie e funzioni decisorie. Il regolamento disciplina
altresi' le modalita' procedurali per la valutazione degli
impegni di cui al comma 3 del presente articolo, nonche', i
casi in cui, con l'accordo dell'impresa destinataria
dell'atto di avvio del procedimento sanzionatorio, possono
essere adottate modalita' procedurali semplificate di
irrogazione delle sanzioni amministrative pecuniarie.
6-bis. Nei casi di particolare urgenza l'Autorita'
per l'energia elettrica e il gas puo', d'ufficio,
deliberare, con atto motivato, l'adozione di misure
cautelari che assicurino il piu' utile e tempestivo
perseguimento degli interessi tutelati, anche prima
dell'avvio del procedimento sanzionatorio avvalendosi, ove
necessario, delle facolta' disciplinate dall'articolo 2,
comma 20, della legge 14 novembre 1995, n. 481.
7. Le disposizioni di cui al presente articolo si
applicano ai procedimenti sanzionatori di competenza
dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas avviati
successivamente all'entrata in vigore del presente decreto.
7-bis. In caso di violazione persistente da parte del
Gestore degli obblighi su di esso incombenti ai sensi della
direttiva 2009/73/CE, l'Autorita' per l'energia elettrica,
il gas e il sistema idrico assegna a un gestore di
trasporto indipendente tutti o alcuni specifici compiti del
Gestore.».

Art. 39
Modifiche all'articolo 46 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93

1. All'articolo 46 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 1, dopo le parole: «dei mercati dell'energia elettrica e del gas naturale» sono aggiunte le seguenti: «e dell'idrogeno»;
b) al comma 2, e' aggiunto, in fine, il seguente periodo: «L'autorita' che riceve le informazioni garantisce ad esse lo stesso grado di riservatezza prescritto dall'autorita' che le comunica.»;
c) al comma 6, dopo la lettera c) e' aggiunta la seguente:
«c-bis) assicurare l'osservanza della normativa da parte dei soggetti giuridici che espletano i compiti dei gestori di trasporto e dei gestori delle reti a livello transfrontaliero o regionale.»;
d) il comma 7-bis e' sostituito dal seguente:
«7-bis. L'Autorita' di regolazione per energia reti e ambiente puo' consultare le pertinenti autorita' dei paesi terzi, segnatamente quelle delle parti contraenti della Comunita' dell'energia, dopo aver consultato le autorita' di regolazione degli altri Stati membri interessati, e cooperare con esse relativamente all'esercizio dell'infrastruttura del gas e dell'idrogeno da e verso i paesi terzi al fine di garantire, per quanto concerne l'infrastruttura interessata, la coerente applicazione della direttiva (UE) 2024/1788, nel territorio e nelle acque territoriali italiane.».

Note all'art. 39:
- Si riporta il testo dell'articolo 46 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 46. (Disposizioni in materia di rapporti
istituzionali). - 1. Nell'osservanza delle rispettive
competenze, l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas e
l'Autorita' garante della concorrenza e del mercato
collaborano tra loro e si prestano reciproca assistenza,
anche al fine di assicurare la piu' efficace regolazione
dei mercati dell'energia elettrica e del gas naturale e
dell'idrogeno in funzione della loro competitivita' e della
tutela degli utenti.
2. I rapporti tra l'Autorita' per l'energia elettrica
e il gas e l'Autorita' garante della concorrenza e del
mercato sono informati al principio della leale
cooperazione e si svolgono, in particolare, mediante
istruttorie congiunte, segnalazioni e scambi di
informazioni. Nello svolgimento di tali rapporti di
reciproca collaborazione, non e' opponibile il segreto
d'ufficio. L'autorita' che riceve le informazioni
garantisce ad esse lo stesso grado di riservatezza
prescritto dall'autorita' che le comunica.
3. Al fine dello svolgimento efficace e coordinato
delle attivita' e delle funzioni di cui ai commi 1 e 2,
l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas e l'Autorita'
garante della concorrenza e del mercato stipulano tra loro
appositi protocolli d'intesa.
4. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
coopera con l'ACER, con le autorita' di regolazione degli
altri Stati membri e con la Commissione europea al fine di
promuovere mercati interni dell'energia elettrica e del gas
naturale concorrenziali, sicuri e ecologicamente
sostenibili, nonche' l'efficace apertura dei mercati per
tutti i clienti e i fornitori, e garantire condizioni
appropriate per il funzionamento efficace e affidabile
delle reti energetiche.
5. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
coopera con le autorita' di regolazione e le
Amministrazioni competenti degli altri Stati membri,
nonche' con l'ACER in ordine alle questioni
transfrontaliere.
6. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
coopera con le autorita' di regolazione degli altri Stati
membri dell'Unione europea, in particolare al fine di:
a) promuovere soluzioni pratiche intese a
consentire una gestione ottimale delle reti, promuovere le
borse dell'energia elettrica e del gas naturale e
l'assegnazione di capacita' transfrontaliere, nonche'
consentire un adeguato livello minimo di capacita' di
interconnessione, anche attraverso nuove interconnessioni,
per rendere possibile lo sviluppo di una concorrenza
effettiva e il miglioramento della sicurezza
dell'approvvigionamento, senza discriminazioni tra le
imprese fornitrici nei diversi Stati membri;
b) coordinare lo sviluppo di tutti i codici di rete
per i gestori dei sistemi di trasporto interessati e gli
altri operatori di mercato;
c) coordinare lo sviluppo delle norme che
disciplinano la gestione delle congestioni.
c-bis) assicurare l'osservanza della normativa da
parte dei soggetti giuridici che espletano i compiti dei
gestori di trasporto e dei gestori delle reti a livello
transfrontaliero o regionale.
7. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
promuove la stipula di accordi di collaborazione con le
altre autorita' nazionali di regolamentazione, al fine di
promuovere la cooperazione in ambito regolamentare.
7-bis. L'Autorita' di regolazione per energia reti e
ambiente puo' consultare le pertinenti autorita' dei paesi
terzi, segnatamente quelle delle parti contraenti della
Comunita' dell'energia, dopo aver consultato le autorita'
di regolazione degli altri Stati membri interessati, e
cooperare con esse relativamente all'esercizio
dell'infrastruttura del gas e dell'idrogeno da e verso i
paesi terzi al fine di garantire, per quanto concerne
l'infrastruttura interessata, la coerente applicazione
della direttiva (UE) 2024/1788, nel territorio e nelle
acque territoriali italiane.».

Art. 40
Modifiche all'articolo 46-quater del decreto legislativo 1° giugno
2011, n. 93

1. All'articolo 46-quater del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 2, le parole: «direttiva 2009/73/CE, come modificata dalla direttiva 2019/692/UE» sono sostituite dalle seguenti: «direttiva (UE) 2024/1788» e le parole: «di cui all'articolo 49-ter, paragrafi da 3 a 10 della direttiva 2009/73/CE, come modificata dalla direttiva 2019/692/UE» sono sostituite dalle seguenti: «di cui all'articolo 89, paragrafi da 3 a 15, della direttiva (UE) 2024/1788»;
b) al comma 3, le parole: «di cui ai paragrafi 12 e 13 dell'articolo 49-ter della direttiva 2009/73/CE, come modificata dalla direttiva 2019/692/UE,» sono sostituite dalle seguenti: «di cui all'articolo 89 della direttiva (UE) 2024/1788,».

Note all'art. 40:
- Si riporta il testo dell'articolo 46-quater del
citato decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato
dal presente decreto:
«Art. 46-quater (Procedura di abilitazione). - 1.
Fatta salva la ripartizione della competenza tra l'Unione
europea e gli Stati membri, gli accordi esistenti relativi
all'esercizio di un interconnettore o di una rete di
gasdotti di coltivazione conclusi tra l'Italia e un paese
terzo sono mantenuti in vigore fino all'entrata in vigore
di un accordo tra l'Unione e lo stesso paese terzo o fino
all'applicazione della procedura di cui ai commi
successivi.
2. Fatta salva la ripartizione della competenza tra
l'Unione europea e gli Stati membri, qualora l'Italia
intenda avviare un negoziato con un paese terzo per
modificare, prorogare, adattare, rinnovare o concludere un
accordo relativo all'esercizio di un interconnettore con un
paese terzo su questioni che rientrano, in tutto o in
parte, nell'ambito di applicazione della direttiva (UE)
2024/1788, il Ministero dello sviluppo economico notifica
tale intendimento alla Commissione, allegando la
documentazione pertinente e indicando le disposizioni che
saranno oggetto dei negoziati o da rinegoziare, gli
obiettivi dei negoziati, nonche' qualsiasi altra
informazione pertinente, almeno cinque mesi prima
dell'avvio dei negoziati, ai fini della valutazione di cui
all'articolo 89, paragrafi da 3 a 15, della direttiva (UE)
2024/1788;
3. Una volta ricevuta l'autorizzazione ad avviare i
negoziati da parte della Commissione europea a seguito
della notifica di cui al comma 2, il Ministero dello
sviluppo economico avvia i negoziati per modificare,
prorogare, adattare, rinnovare o concludere un accordo con
un paese terzo e tiene conto di eventuali orientamenti
forniti dalla Commissione e di eventuali richieste di
inserimento di clausole nell'accordo. Il Ministero dello
sviluppo economico notifica alla Commissione europea i
risultati del negoziato e trasmette il testo dell'accordo
ai fini della autorizzazione alla firma e, qualora
acquisita tale autorizzazione nei termini di cui
all'articolo 89 della direttiva (UE) 2024/1788, notifica
alla Commissione la conclusione e l'entrata in vigore
dell'accordo, nonche' ogni successiva modifica allo status
di tale accordo.».

Art. 41
Modifiche all'articolo 20 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28

1. All'articolo 20, comma 3, del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, dopo la lettera m) sono aggiunte le seguenti:
«m-bis) stabiliscono che i costi e gli oneri di connessione tengano conto del principio "l'efficienza energetica al primo posto" applicabile allo sviluppo della rete a norma dell'articolo 3 e dell'articolo 27, paragrafo 2, della direttiva (UE) 2023/1791;
m-ter) stabiliscono che i costi e gli oneri di connessione siano pubblicati nell'ambito delle procedure per la connessione di nuovi impianti di produzione di gas rinnovabile e di gas a basse emissioni di carbonio al sistema di trasporto e distribuzione di cui agli articoli 41 e 45 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, e a norma dell'articolo 20, paragrafo 2, della direttiva (UE) 2018/2001;
m-quater) tengono conto dei principi di trasparenza e non discriminazione, della necessita' di quadri finanziari stabili per gli investimenti esistenti, dello stato di avanzamento della diffusione del gas rinnovabile e del gas a basse emissioni di carbonio e dell'esistenza di meccanismi di sostegno alternativi per potenziare l'uso del gas rinnovabile o del gas a basse emissioni di carbonio, se del caso.».

Note all'art. 41:
- Si riporta il testo dell'articolo 20 del citato
decreto legislativo n. 28 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 20. (Collegamento degli impianti di produzione
di biometano alla rete del gas naturale). - 1. Le imprese
che svolgono attivita' di trasporto e distribuzione di gas
naturale sono tenute ad allacciare alla propria rete sia
gli impianti di produzione di biometano realizzati ex novo
sia quelli risultanti dalla riqualificazione di
preesistenti impianti di produzione di biogas, secondo le
regole stabilite dall'Autorita' di regolazione per energia
reti e ambienti (ARERA).
2. Entro quarantacinque giorni dalla data di entrata
in vigore della presente disposizione, l'ARERA aggiorna la
propria regolazione relativamente alle condizioni tecniche
ed economiche per l'erogazione del servizio di connessione
di impianti di produzione di biometano alle reti del gas
naturale i cui gestori hanno obbligo di connessione di
terzi ai sensi del comma 1.
3. Gli atti di regolazione di cui al comma 2, nel
rispetto delle esigenze di sicurezza fisica e di
funzionamento del sistema di trasporto e distribuzione di
gas:
a) stabiliscono le caratteristiche chimiche e
fisiche minime del biometano, con particolare riguardo alla
qualita', l'odorizzazione e la pressione del gas,
necessarie per l'immissione nelle reti;
b) prevedono la realizzazione, anche congiunta fra
diversi operatori se ritenuto maggiormente efficiente sotto
il profilo tecnico ovvero economico, dei necessari
interventi di potenziamento della rete gas esistente per
una maggiore integrazione tra le reti di trasporto e di
distribuzione, tramite l'impiego di tecnologie per il
superamento degli attuali limiti infrastrutturali di
accettabilita' del biometano nelle reti per favorire un
ampio utilizzo del biometano; a tal fine, l'allacciamento
non discriminatorio alla rete degli impianti di produzione
di biometano di cui al comma 1 dovra' risultare coerente
con criteri di fattibilita' tecnici ed economici ed essere
compatibile con le norme tecniche e le esigenze di
sicurezza, fermo restando che i costi associati allo
sviluppo e all'adeguamento della rete esistente restano a
carico degli operatori di rete;
c) definiscono le modalita' di ripartizione dei
costi, tra tutti i produttori che ne beneficiano, delle
opere di connessione degli impianti di produzione di
biometano alla rete gas; le modalita' di ripartizione,
basate su criteri oggettivi, trasparenti e non
discriminatori, tengono conto dei benefici che i produttori
gia' connessi e quelli collegatisi successivamente traggono
dalle connessioni;
d) stabiliscono, ai fini del perseguimento degli
obiettivi legati alla transizione energetica individuati
dal Piano nazionale integrato per l'energia e il clima
(PNIEC), che una quota pari al 70 per cento dei costi degli
investimenti di connessione alle reti di trasporto o di
distribuzione e al 100 per cento dei costi relativi ai
sistemi di misura di cui alla lettera h) e dei costi
relativi alla compressione, siano attribuiti ai gestori dei
sistemi di trasporto o di distribuzione in relazione alla
soluzione di connessione individuata, mentre la restante
parte, pari al 30 per cento, dei costi degli investimenti
di connessione ricada in capo ai produttori;
e) prevedono la pubblicazione, da parte dei gestori
di rete, degli standard tecnici per il collegamento alla
rete del gas naturale degli impianti di produzione di
biometano;
f) fissano le procedure, i tempi e i criteri per la
determinazione dei costi per l'espletamento di tutte le
fasi istruttorie necessarie per l'individuazione e la
realizzazione della soluzione definitiva di allacciamento;
g) sottopongono a termini perentori le attivita'
poste a carico dei gestori di rete, individuando sanzioni e
procedure sostitutive in caso di inerzia;
h) definiscono un assetto dei sistemi di misura e
di controllo della qualita' funzionale a minimizzare i
costi complessivi degli interventi da realizzare,
garantendo il rispetto delle norme tecniche e delle
esigenze di sicurezza delle reti di trasporto e di
distribuzione;
i) prevedono la pubblicazione, da parte dei gestori
di rete, delle condizioni tecniche ed economiche necessarie
per la realizzazione delle eventuali opere di adeguamento
delle infrastrutture di rete per l'allacciamento di nuovi
impianti;
l) prevedono procedure di risoluzione delle
controversie insorte fra produttori e gestori di rete con
decisioni, adottate dalla stessa ARERA, vincolanti fra le
parti;
m) stabiliscono le misure necessarie affinche'
l'imposizione tariffaria dei corrispettivi posti a carico
del soggetto che immette in rete il biometano sia
improntata al criterio di allocazione dei costi su scala
nazionale.
m-bis) stabiliscono che i costi e gli oneri di
connessione tengano conto del principio "l'efficienza
energetica al primo posto" applicabile allo sviluppo della
rete a norma dell'articolo 3 e dell'articolo 27, paragrafo
2, della direttiva (UE) 2023/1791;
m-ter) stabiliscono che i costi e gli oneri di
connessione siano pubblicati nell'ambito delle procedure
per la connessione di nuovi impianti di produzione di gas
rinnovabile e di gas a basse emissioni di carbonio al
sistema di trasporto e distribuzione di cui agli articoli
41 e 45 della direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento
europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, e a norma
dell'articolo 20, paragrafo 2, della direttiva (UE)
2018/2001;
m-quater) tengono conto dei principi di trasparenza
e non discriminazione, della necessita' di quadri
finanziari stabili per gli investimenti esistenti, dello
stato di avanzamento della diffusione del gas rinnovabile e
del gas a basse emissioni di carbonio e dell'esistenza di
meccanismi di sostegno alternativi per potenziare l'uso del
gas rinnovabile o del gas a basse emissioni di carbonio, se
del caso.».

Art. 42
Modifiche all'articolo 2 del decreto legislativo 4 luglio 2014, n.
102

1. All'articolo 2, comma 2, del decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102, la lettera pp) e' sostituita dalla seguente:
«pp) sistema di misurazione intelligente: un sistema elettronico in grado di misurare il gas naturale o l'idrogeno immesso nella rete o il gas naturale o l'idrogeno consumato e il consumo di energia in generale fornendo maggiori informazioni rispetto ad un dispositivo convenzionale, e di trasmettere e ricevere dati utilizzando una forma di comunicazione elettronica a fini d'informazione, sorveglianza e controllo;».

Note all'art. 42:
- Si riporta il testo dell'articolo 2 del citato
decreto legislativo n. 102 del 2014, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 2. (Definizioni). - 1. Ai fini del presente
decreto, fatte salve le abrogazioni previste all'articolo
18, comma 1, lettera a), si applicano le definizioni di
cui:
a) all'articolo 2 del decreto legislativo 30 maggio
2008, n. 115 e successive modificazioni;
b) all'articolo 2 del decreto legislativo 8
febbraio 2007, n. 20 e successive modificazioni;
c) all'articolo 2, commi 1 e 2, del decreto
legislativo 19 agosto 2005, n. 192 e successive
modificazioni;
d) al decreto legislativo 18 aprile 2016, n. 50; 14
d-bis) al decreto legislativo 1° giugno 2011, n.
93.
2. Si applicano inoltre le seguenti definizioni:
a) Accredia: organismo nazionale italiano di
accreditamento, designato ai sensi del decreto del Ministro
dello sviluppo economico 22 dicembre 2009, pubblicato nella
Gazzetta Ufficiale n. 20 del 26 gennaio 2010;
a-bis) aggregatore: un fornitore di servizi che, su
richiesta, accorpa una pluralita' di unita' di consumo,
ovvero di unita' di consumo e di unita' di produzione, per
venderli o metterli all'asta in mercati organizzati
dell'energia;
b) ammodernamento sostanziale di un impianto: un
ammodernamento il cui costo di investimento e' superiore al
50% dei costi di investimento di una nuova analoga unita';
b-bis) audit energetico o diagnosi energetica:
procedura sistematica finalizzata a ottenere un'adeguata
conoscenza del profilo di consumo energetico di un edificio
o gruppo di edifici, di una attivita' o impianto
industriale o commerciale o di servizi pubblici o privati,
a individuare e quantificare le opportunita' di risparmio
energetico sotto il profilo costi-benefici e a riferire in
merito ai risultati;
c) esperto in Gestione dell'energia (EGE): persona
fisica certificata secondo la norma UNI CEI 11339
rilasciata da organismo accreditato che, tra l'altro,
esegue diagnosi energetiche conformi alle norme UNI CEI EN
16247;
c-bis) auditor energetico: figura coincidente con
quella dell'EGE per le attivita' previste dal presente
decreto in relazione all'esecuzione di diagnosi
energetiche;
d) CEI: comitato elettrotecnico italiano;
d-bis) cliente finale: cliente che acquista
energia, anche sotto forma di vettore energetico, per uso
proprio;
e) coefficiente di edificazione: rapporto tra la
superficie lorda coperta degli immobili e la superficie del
terreno di un determinato territorio;
f) condominio: edificio con almeno due unita'
immobiliari, di proprieta' in via esclusiva di soggetti che
sono anche comproprietari delle parti comuni;
g) consumo di energia finale: tutta l'energia
fornita per l'industria, i trasporti, le famiglie, i
servizi e l'agricoltura, con esclusione delle forniture al
settore della trasformazione dell'energia e alle industrie
energetiche stesse;
h) consumo di energia primaria: il consumo interno
lordo di energia, ad esclusione degli usi non energetici;
i) contatore di fornitura: apparecchiatura di
misura dell'energia consegnata. Il contatore di fornitura
puo' essere individuale, nel caso in cui misuri il consumo
di energia della singola unita' immobiliare, o
condominiale, nel caso in cui misuri l'energia, con
l'esclusione di quella elettrica, consumata da una
pluralita' di unita' immobiliari, come nel caso di un
condominio o di un edificio polifunzionale;
l) contatore divisionale o individuale:
apparecchiatura di misura del consumo di energia del
singolo cliente finale;
m) conto termico: sistema di incentivazione della
produzione di energia termica da fonti rinnovabili ed
interventi di efficienza energetica di piccole dimensioni
di cui al decreto del Ministro dello sviluppo economico 28
dicembre 2012, di concerto con il Ministro dell'ambiente e
della tutela del territorio e del mare e il Ministro delle
politiche agricole alimentari e forestali, pubblicato nel
supplemento ordinario alla Gazzetta Ufficiale n. 1 del 2
gennaio 2013;
n) contratto di rendimento energetico o di
prestazione energetica (EPC): accordo contrattuale tra il
beneficiario o chi per esso esercita il potere negoziale e
il fornitore di una misura di miglioramento dell'efficienza
energetica, verificata e monitorata durante l'intera durata
del contratto, dove gli investimenti (lavori, forniture o
servizi) realizzati sono pagati in funzione del livello di
miglioramento dell'efficienza energetica stabilito
contrattualmente o di altri criteri di prestazione
energetica concordati, quali i risparmi finanziari;
o) criteri ambientali minimi (CAM): criteri
ambientali minimi per categorie di prodotto, adottati con
decreto del Ministro dell'ambiente ai sensi del PAN GPP;
p) edificio polifunzionale: edificio destinato a
scopi diversi e occupato da almeno due soggetti che devono
ripartire tra loro la fattura dell'energia acquistata;
q) ENEA: Agenzia nazionale per le nuove tecnologie,
l'energia e lo sviluppo economico sostenibile;
r) energia termica: calore per riscaldamento e/o
raffreddamento, sia per uso industriale che civile;
s) energia: tutte le forme di prodotti energetici,
combustibili, energia termica, energia rinnovabile, energia
elettrica o qualsiasi altra forma di energia, come definiti
all'articolo 2, lettera d), del regolamento (CE) n.
1099/2008 del Parlamento e del Consiglio del 22 ottobre
2008;
t) esercente l'attivita' di misura del gas
naturale: soggetto che eroga l'attivita' di misura di cui
all'articolo 4, comma 17 della deliberazione dell'Autorita'
per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico n. 11
del 2007, e successive modificazioni;
u) esercente l'attivita' di misura dell'energia
elettrica: soggetto che eroga l'attivita' di misura di cui
all'articolo 4, comma 6 della deliberazione dell'Autorita'
per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico n. 11
del 2007, e successive modificazioni;
v) grande impresa: ogni entita', a prescindere
dalla forma giuridica, che eserciti un'attivita' economica
con piu' di 250 occupati e con un fatturato annuo che
superi i 50 milioni di euro, oppure il cui totale di
bilancio annuo superi i 43 milioni di euro, i cui effettivi
e soglie finanziarie sono calcolabili secondo i criteri e i
principi stabiliti dalla raccomandazione 2003/362/CE della
Commissione europea del 6 maggio 2003;
z) GSE: Gestore dei servizi energetici S.p.A.;
aa) immobili della pubblica amministrazione
centrale: edifici o parti di edifici di proprieta' della
pubblica amministrazione centrale, e da essa occupati;
bb) interfaccia di comunicazione: dispositivo
fisico o virtuale che permette la comunicazione fra due o
piu' entita' di tipo diverso;
cc) microimpresa, piccola impresa e media impresa o
PMI: impresa che occupa meno di 250 persone, il cui
fatturato annuo non supera i 50 milioni di euro o il cui
totale di bilancio annuo non supera i 43 milioni di euro.
Per le imprese per le quali non e' stato approvato il primo
bilancio ovvero, nel caso di imprese esonerate dalla tenuta
della contabilita' ordinaria o dalla redazione del
bilancio, o per le quali non e' stata presentata la prima
dichiarazione dei redditi, sono considerati esclusivamente
il numero degli occupati ed il totale dell'attivo
patrimoniale risultanti alla stessa data;
dd) Piano d'azione nazionale per l'efficienza
energetica (PAEE): documento redatto ai sensi dell'articolo
17 che individua gli orientamenti nazionali per il
raggiungimento degli obiettivi di miglioramento
dell'efficienza energetica e dei servizi energetici;
ee) Piano d'azione per la sostenibilita' ambientale
dei consumi nel settore della pubblica amministrazione (PAN
GPP): Piano predisposto ai sensi dell'articolo 1, comma
1126, della legge 27 dicembre 2006 n. 296, e approvato con
decreto del Ministro dell'ambiente e della tutela del
territorio e del mare, di concerto con i Ministri
dell'economia e delle finanze e dello sviluppo economico 11
aprile 2008, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 107
dell'8 maggio 2008, cosi' come modificato dal decreto del
Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del
mare, 10 aprile 2013, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale
n. 102 del 3 maggio 2013;
ee-bis) Piano nazionale integrato per l'energia e
il clima (PNIEC): Piano predisposto dall'Italia ai sensi
degli articoli 3 e da 7 a 12 del regolamento (UE) 2018/1999
e notificato alla Commissione europea; 18
ff) pubblica amministrazione centrale: le autorita'
governative centrali di cui all'allegato III del decreto
legislativo 18 aprile 2016, n. 50, nonche' gli organi
costituzionali;
gg) rete di teleriscaldamento e teleraffreddamento
(o teleraffrescamento): qualsiasi infrastruttura di
trasporto dell'energia termica da una o piu' fonti di
produzione verso una pluralita' di edifici o siti di
utilizzazione, realizzata prevalentemente su suolo
pubblico, finalizzata a consentire a chiunque interessato,
nei limiti consentiti dall'estensione della rete, di
collegarsi alla medesima per l'approvvigionamento di
energia termica per il riscaldamento o il raffreddamento di
spazi, per processi di lavorazione e per la copertura del
fabbisogno di acqua calda sanitaria;
hh) ripartizione regionale della quota minima di
energia da produrre mediante energie rinnovabili (Burden
Sharing): suddivisione tra Regioni degli impegni per
raggiungere una quota minima di energia rinnovabile di cui
al decreto 15 marzo 2012 del Ministro dello sviluppo
economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e
della tutela del territorio e del mare, d'intesa con la
Conferenza Unificata, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale,
n. 78 del 2 aprile 2012;
ii) riscaldamento e raffreddamento efficienti:
un'opzione di riscaldamento e raffreddamento che, rispetto
a uno scenario di riferimento che rispecchia le condizioni
abituali, riduce in modo misurabile l'apporto di energia
primaria necessaria per rifornire un'unita' di energia il
50 per cento di calore di scarto; erogata nell'ambito di
una pertinente delimitazione di sistema in modo efficiente
in termini di costi, come valutato nell'analisi
costi-benefici di cui al presente decreto, tenendo conto
dell'energia richiesta per l'estrazione, la conversione, il
trasporto e la distribuzione;
ll) riscaldamento e raffreddamento individuali
efficienti: un'opzione di fornitura individuale di
riscaldamento e raffreddamento che, rispetto al
teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti, riduce
in modo misurabile l'apporto di energia primaria non
rinnovabile necessaria per rifornire un'unita' di energia
erogata nell'ambito di una pertinente delimitazione di
sistema o richiede lo stesso apporto di energia primaria
non rinnovabile ma a costo inferiore, tenendo conto
dell'energia richiesta per l'estrazione, la conversione, il
trasporto e la distribuzione;
mm) servizio energetico: la prestazione materiale,
l'utilita' o il vantaggio derivante dalla combinazione di
energia con tecnologie ovvero con operazioni che utilizzano
efficacemente l'energia, che possono includere le attivita'
di gestione, di manutenzione e di controllo necessarie alla
prestazione del servizio, la cui fornitura e' effettuata
sulla base di un contratto e che in circostanze normali ha
dimostrato di portare a miglioramenti dell'efficienza
energetica e a risparmi energetici primari verificabili e
misurabili o stimabili;
nn) sistema di contabilizzazione: sistema tecnico
che consente la misurazione dell'energia termica o
frigorifera fornita alle singole unita' immobiliari
(utenze) servite da un impianto termico centralizzato o da
teleriscaldamento o teleraffreddamento, ai fini della
proporzionale suddivisione delle relative spese. Sono
ricompresi nei sistemi di contabilizzazione i dispositivi
atti alla contabilizzazione indiretta del calore, quali i
ripartitori dei costi di riscaldamento e i totalizzatori;
oo) sistema di gestione dell'energia: insieme di
elementi che interagiscono o sono intercorrelati
all'interno di un piano che stabilisce un obiettivo di
efficienza energetica e una strategia atta a conseguirlo;
pp) sistema di misurazione intelligente: un sistema
elettronico in grado di misurare il gas naturale o
l'idrogeno immesso nella rete o il gas naturale o
l'idrogeno consumato e il consumo di energia in generale
fornendo maggiori informazioni rispetto ad un dispositivo
convenzionale, e di trasmettere e ricevere dati utilizzando
una forma di comunicazione elettronica a fini
d'informazione, sorveglianza e controllo;
qq) sistema di termoregolazione: sistema tecnico
che consente all'utente di regolare la temperatura
desiderata, entro i limiti previsti dalla normativa
vigente, per ogni unita' immobiliare, zona o ambiente;
qq-bis) sotto-contatore: contatore dell'energia,
con l'esclusione di quella elettrica, che e' posto a valle
del contatore di fornitura di una pluralita' di unita'
immobiliari per la misura dei consumi individuali o di
edifici, a loro volta formati da una pluralita' di unita'
immobiliari, ed e' atto a misurare l'energia consumata
dalla singola unita' immobiliare o dal singolo edificio;
rr) Strategia energetica nazionale (SEN): documento
di analisi e strategia energetica approvato con decreto 8
marzo 2013 del Ministro dello sviluppo economico e del
Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del
mare, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, n. 73 del 27
marzo 2013;
ss) superficie coperta utile totale: la superficie
coperta di un immobile o di parte di un immobile in cui
l'energia e' utilizzata per il condizionamento del clima
degli ambienti interni;
tt) teleriscaldamento e teleraffreddamento
efficienti: sistema di teleriscaldamento o
teleraffreddamento che usa, in alternativa, almeno:
a) il 50 per cento di energia derivante da fonti
rinnovabili;
b) il 50 per cento di calore di scarto;
c) il 75 per cento di calore cogenerato;
d) il 50 per cento di una combinazione delle
precedenti;
uu) tonnellata equivalente di petrolio (Tep):
unita' di misura dell'energia pari all'energia rilasciata
dalla combustione di una tonnellata di petrolio grezzo, il
cui valore e' fissato convenzionalmente pari a 41,86 GJ;
vv) UNI: Ente nazionale italiano di unificazione.».

Art. 43

Abrogazioni

1. All'articolo 30 della legge 23 luglio 2009, n. 99, i commi 5 e 8 sono abrogati.

Note all'art. 43:
- Si riporta il testo dell'articolo 30 della citata
legge 23 luglio 2009, n. 99, come modificato dal presente
decreto:
«Art. 30. (Misure per l'efficienza del settore
energetico). - 1. La gestione economica del mercato del gas
naturale e' affidata in esclusiva al Gestore del mercato
elettrico di cui all'articolo 5 del decreto legislativo 16
marzo 1999, n. 79. Il Gestore organizza il mercato del gas
naturale secondo criteri di neutralita', trasparenza,
obiettivita', nonche' di concorrenza. La disciplina del
mercato del gas naturale, predisposta dal Gestore, e'
approvata con decreto del Ministro dello sviluppo
economico, sentite le competenti Commissioni parlamentari e
l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas.
2. Il Gestore del mercato elettrico, entro sei mesi
dalla data di entrata in vigore della presente legge,
assume la gestione delle offerte di acquisto e di vendita
del gas naturale e di tutti i servizi connessi secondo
criteri di merito economico.
3. Le garanzie a copertura delle obbligazioni assunte
dagli operatori ammessi ai mercati organizzati e gestiti
dal Gestore del mercato elettrico, in qualunque forma
prestate, non possono essere distratte dalla destinazione
prevista, ne' essere soggette ad azioni ordinarie,
cautelari o conservative da parte dei creditori dei singoli
partecipanti o del Gestore del mercato elettrico, anche in
caso di apertura di procedure concorsuali. Non opera, nei
confronti dell'ammontare garantito, la compensazione legale
e giudiziale e non puo' essere pattuita la compensazione
volontaria.
4. Il Gestore del mercato elettrico definisce le
modalita' e i tempi di escussione delle garanzie prestate
nonche' il momento in cui i contratti conclusi sui mercati,
la compensazione e i conseguenti pagamenti diventano
vincolanti tra i partecipanti ai mercati organizzati e
gestiti dal Gestore e, nel caso di apertura di una
procedura concorsuale nei confronti di un partecipante,
opponibili ai terzi, compresi gli organi preposti alla
procedura medesima. Nessuna azione, compresa quella di
nullita', puo' pregiudicare la definitivita' di cui al
periodo precedente. Le societa' di gestione di sistemi di
garanzia di cui agli articoli 69 e 70 del testo unico delle
disposizioni in materia di intermediazione finanziaria, di
cui al decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58, e
successive modificazioni, possono svolgere i servizi di
compensazione, garanzia e liquidazione anche con
riferimento ai contratti conclusi nelle piattaforme di
mercato organizzate e gestite dal Gestore ai sensi del
presente comma.
5. (abrogato)
6. Al fine di garantire la competitivita' dei clienti
industriali finali dei settori dell'industria
manifatturiera italiana caratterizzati da elevato e
costante utilizzo di gas, il Governo e' delegato ad
adottare, entro un anno dalla data di entrata in vigore
della presente legge, un decreto legislativo nel rispetto
dei seguenti principi e criteri direttivi:
a) procedere alla revisione delle norme previste ai
commi 2 e 3 dell'articolo 19 del decreto legislativo 23
maggio 2000, n. 164, al fine di rendere il mercato del gas
naturale maggiormente concorrenziale;
b) definire misure che promuovano l'incontro della
domanda di gas dei clienti finali industriali e di loro
aggregazioni con l'offerta, al fine di garantire
l'effettivo trasferimento dei benefici della
concorrenzialita' del mercato anche agli stessi clienti
finali industriali.
7. Entro nove mesi dalla data di entrata in vigore
della presente legge, lo schema del decreto legislativo di
cui al comma 6 e' trasmesso alle Camere per l'espressione
del parere da parte delle competenti Commissioni
parlamentari. In caso di ritardo nella trasmissione, il
termine per l'esercizio della delega e' differito di un
periodo corrispondente al ritardo medesimo, comunque non
eccedente i tre mesi dalla scadenza del termine di cui al
comma 6. Le competenti Commissioni parlamentari esprimono
il parere entro sessanta giorni dalla data di trasmissione.
Qualora il termine per l'espressione del parere decorra
inutilmente, il decreto legislativo puo' comunque essere
emanato.
8. (abrogato)
9. Al fine di elevare il livello di concorrenza del
mercato elettrico nella regione Sardegna, l'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas, entro trenta giorni dalla
data di entrata in vigore della presente legge e sulla base
di indirizzi emanati dal Ministro dello sviluppo economico,
adotta misure temporanee finalizzate ad ampliare l'offerta
di energia nella medesima regione mediante l'individuazione
di un meccanismo di mercato che consenta l'acquisizione e
la cessione di capacita' produttiva virtuale sino alla
completa realizzazione delle infrastrutture energetiche di
integrazione con la rete nazionale.
10. Trascorsi novanta giorni dall'avvio del
meccanismo di cui al comma 9, l'Autorita' per l'energia
elettrica e il gas determina le modalita' per la
cessazione, entro il 31 dicembre 2009, dell'applicazione
delle condizioni tariffarie per le forniture di energia
elettrica di cui ai commi 11 e 12 dell'articolo 11 del
decreto-legge 14 marzo 2005, n. 35, convertito, con
modificazioni, dalla legge 14 maggio 2005, n. 80.
11. Il regime di sostegno previsto per la
cogenerazione ad alto rendimento di cui al secondo periodo
del comma 1 dell'articolo 6 del decreto legislativo 8
febbraio 2007, n. 20, e' riconosciuto per un periodo non
inferiore a dieci anni, limitatamente alla nuova potenza
entrata in esercizio dopo la data di entrata in vigore del
medesimo decreto legislativo, a seguito di nuova
costruzione o rifacimento nonche' limitatamente ai
rifacimenti di impianti esistenti. Il medesimo regime di
sostegno e' riconosciuto sulla base del risparmio di
energia primaria, anche con riguardo all'energia
autoconsumata sul sito di produzione, assicurando che il
valore economico dello stesso regime di sostegno sia in
linea con quello riconosciuto nei principali Stati membri
dell'Unione europea al fine di perseguire l'obiettivo
dell'armonizzazione ed evitare distorsioni della
concorrenza. Con decreto del Ministro dello sviluppo
economico, da emanare entro sei mesi dalla data di entrata
in vigore della presente legge, sono definiti i criteri e
le modalita' per il riconoscimento dei benefici di cui al
presente comma, nonche', con decreto del Ministro dello
sviluppo economico, di concerto con il Ministro
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, da
adottare entro la medesima data, dei benefici di cui
all'articolo 14 del decreto legislativo 8 febbraio 2007, n.
20, garantendo la non cumulabilita' delle forme
incentivanti.95
12. Sono prorogati di un anno i termini previsti
dall'articolo 14, comma 1, lettere b) e c), del decreto
legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, per l'entrata in
esercizio degli impianti di cogenerazione, al fine di
salvaguardare i diritti acquisiti ai sensi dell'articolo 1,
comma 71, della legge 23 agosto 2004, n. 239. Per effetto
di detta proroga, i diritti acquisiti da soggetti titolari
di impianti realizzati, o in fase di realizzazione, in
attuazione dell'articolo 1, comma 71, della legge 23 agosto
2004, n. 239, nel testo vigente al 31 dicembre 2006, sono
fatti salvi purche' i medesimi impianti:
a) siano gia' entrati in esercizio nel periodo
intercorrente tra la data di entrata in vigore della legge
23 agosto 2004, n. 239, e la data del 31 dicembre 2006;
b) siano stati autorizzati dopo la data di entrata
in vigore della legge 23 agosto 2004, n. 239, e prima della
data del 31 dicembre 2006 ed entrino in esercizio entro il
31 dicembre 2009;
c) entrino in esercizio entro il 31 dicembre 2009,
purche' i lavori di realizzazione siano stati
effettivamente iniziati prima della data del 31 dicembre
2006.
13. All'articolo 2, comma 152, della legge 24
dicembre 2007, n. 244, sono aggiunte, in fine, le seguenti
parole: «assegnati dopo il 31 dicembre 2007». All'articolo
2, comma 173, della medesima legge n. 244 del 2007, dopo le
parole: «enti locali» sono inserite le seguenti: «o
regioni».
14. Alla lettera d) del numero 1 della sezione 4
della parte II dell'allegato X alla Parte quinta del
decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, dopo le parole:
«esclusivamente meccanica» sono inserite le seguenti: «e
dal trattamento con aria, vapore o acqua anche
surriscaldata».
15. In conformita' a quanto previsto dall'articolo 2,
comma 141, della legge 24 dicembre 2007, n. 244, a
decorrere dall'anno 2009, con decreto del Ministro dello
sviluppo economico, su proposta dell'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas, e' aggiornato trimestralmente
il valore della componente del costo evitato di
combustibile di cui al provvedimento del Comitato
interministeriale dei prezzi n. 6/92 del 29 aprile 1992,
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 109 del 12 marzo
1992, da riconoscere in acconto fino alla fissazione del
valore annuale di conguaglio. Tali aggiornamenti sono
effettuati sulla base di periodi trimestrali di
registrazione delle quotazioni dei prodotti del paniere di
riferimento della componente convenzionale relativa al
valore del gas naturale di cui al punto 3 della
deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il
gas n. 154/08 del 21 ottobre 2008 per tener conto delle
dinamiche di prezzo dei prodotti petroliferi, tenendo
altresi' conto dell'evoluzione dell'efficienza di
conversione e fermi restando i criteri di calcolo del costo
evitato di combustibile di cui alla deliberazione della
medesima Autorita' n. 249/06 del 15 novembre 2006.
16. Per gli impianti di microcogenerazione ad alto
rendimento ai sensi della normativa vigente, con decreto
del Ministro dell'economia e delle finanze, di concerto con
il Ministro dello sviluppo economico, sono stabilite norme
per la semplificazione degli adempimenti relativi
all'installazione dei dispositivi e alle misure di
carattere fiscale e per la definizione di procedure
semplificate in materia di versamento delle accise e degli
altri oneri tributari e fiscali.
17. Il decreto di cui al comma 16 non deve comportare
minori entrate o maggiori oneri a carico del bilancio dello
Stato.
18. Anche in deroga alle disposizioni di cui
all'articolo 32, comma 8, l'Autorita' di regolazione per
energia, reti e ambiente definisce i criteri e le modalita'
per l'assegnazione delle risorse interrompibili, da
assegnare con procedure di gara a ribasso, sulla base dei
criteri tecnici definiti dalla societa' Terna S.p.A.
coerenti con le esigenze di immediatezza del servizio e nel
rispetto dei principi di neutralita' tecnologica, cui
partecipano utenti finali e accumuli.
19. I clienti finali che prestano servizi di
interrompibilita' istantanea o di emergenza sono esentati,
relativamente ai prelievi di energia elettrica nei siti che
hanno contrattualizzato una potenza interrompibile non
inferiore a 40 MW per sito e solo per la quota parte
sottesa alla potenza interrompibile, dall'applicazione dei
corrispettivi di cui agli articoli 44, 45, 48 e 73
dell'allegato A della deliberazione dell'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas n. 111/06 del 9 giugno 2006.
20. Entro novanta giorni dalla data di entrata in
vigore della presente legge, l'Autorita' per l'energia
elettrica e il gas propone al Ministro dello sviluppo
economico adeguati meccanismi per la risoluzione anticipata
delle convenzioni CIP 6/92, da disporre con decreti del
medesimo Ministro, con i produttori che volontariamente
aderiscono a detti meccanismi. Gli oneri derivanti dalla
risoluzione anticipata da liquidare ai produttori aderenti
devono essere inferiori a quelli che si realizzerebbero nei
casi in cui non si risolvano le convenzioni.
21. La validita' temporale dei bolli metrici e della
marcatura «CE» apposti sui misuratori di gas con portata
massima fino a 10 metri cubi/h e' di quindici anni,
decorrenti dall'anno della loro apposizione, in sede di
verificazione o accertamento della conformita' prima della
loro immissione in commercio.
22. Con proprio decreto di natura non regolamentare
il Ministro dello sviluppo economico, sentita l'Autorita'
per l'energia elettrica e il gas, puo' stabilire una
maggiore validita' temporale rispetto a quella di cui al
comma 21, comunque non superiore a venti anni, per
particolari tipologie di misuratori di gas che assicurano
maggiori efficienza e garanzie per i consumatori rispetto a
quelli attualmente installati in prevalenza.
23. Non puo' essere apposto un nuovo bollo recante
l'anno di verificazione o di fabbricazione o di apposizione
della marcatura «CE» ai misuratori di gas sottoposti a
verificazione dopo la loro riparazione o rimozione.
24. Con decreto di natura non regolamentare, il
Ministro dello sviluppo economico stabilisce, con
riferimento alle diverse tipologie di misuratori e alla
relativa normativa nazionale e comunitaria, le modalita' di
individuazione dell'anno di apposizione dei bolli metrici e
della marcatura «CE».
25. Ai fini di una graduale applicazione della
prescrizione sul limite temporale dei bolli metrici,
l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas stabilisce,
con proprio provvedimento, le modalita' e i tempi per
procedere alla sostituzione dei misuratori volumetrici di
gas a pareti deformabili soggetti a rimozione, assicurando
che i costi dei misuratori da sostituire non vengano posti
a carico dei consumatori ne' direttamente ne'
indirettamente. Al fine di consentire l'innovazione
tecnologica del parco contatori gas, l'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas potra' prevedere la
sostituzione dei misuratori volumetrici di gas a pareti
deformabili mediante contatori elettronici che adottino
soluzioni tecnologicamente avanzate quali la telelettura e
la telegestione, che assicurino vantaggi ai consumatori
finali quali una maggiore informazione al cliente circa
l'andamento reale dei propri consumi nonche' riduzioni
tariffarie conseguenti ai minori costi sostenuti dalle
imprese. Con il medesimo provvedimento sono determinate le
sanzioni amministrative pecuniarie che l'Autorita' puo'
irrogare in caso di violazioni, nella misura minima e
massima di cui all'articolo 2, comma 20, lettera c), della
legge 14 novembre 1995, n. 481.
26. Al comma 1 dell'articolo 23 bis del decreto-legge
25 giugno 2008, n. 112, convertito, con modificazioni,
dalla legge 6 agosto 2008, n. 133, sono aggiunte, in fine,
le seguenti parole: «Sono fatte salve le disposizioni del
decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, e dell'articolo
46-bis del decreto-legge 1º ottobre 2007, n. 159,
convertito, con modificazioni, dalla legge 29 novembre
2007, n. 222, in materia di distribuzione di gas naturale.
Gli ambiti territoriali minimi di cui al comma 2 del citato
articolo 46-bis sono determinati dal Ministro dello
sviluppo economico, di concerto con il Ministro per i
rapporti con le regioni, sentite la Conferenza unificata di
cui all'articolo 8 del decreto legislativo 28 agosto 1997,
n. 281, e successive modificazioni, e l'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas, tenendo anche conto delle
interconnessioni degli impianti di distribuzione e con
riferimento alle specificita' territoriali e al numero dei
clienti finali. In ogni caso l'ambito non puo' essere
inferiore al territorio comunale».
27. Al fine di garantire e migliorare la qualita' del
servizio elettrico ai clienti finali collegati, attraverso
reti private con eventuale produzione interna, al sistema
elettrico nazionale di cui all'articolo 2 del decreto
legislativo 16 marzo 1999, n. 79, il Ministero dello
sviluppo economico determina, entro centoventi giorni dalla
data di entrata in vigore della presente legge, nuovi
criteri per la definizione dei rapporti intercorrenti fra
il gestore della rete, le societa' di distribuzione in
concessione, il proprietario delle reti private ed il
cliente finale collegato a tali reti. L'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas e' incaricata dell'attuazione
dei suddetti criteri al fine del contemperamento e della
salvaguardia dei diritti acquisiti, anche con riferimento
alla necessita' di un razionale utilizzo delle risorse
esistenti.
28. Il comma 1 dell'articolo 8 del decreto
legislativo 30 maggio 2005, n. 128, e' sostituito dal
seguente: «1. Le miscele combustibili diesel-biodiesel con
contenuto in biodiesel inferiore o uguale al 7 per cento,
che rispettano le caratteristiche del combustibile diesel
previste dalla norma CEN prEN 590 - Settembre 2008, possono
essere immesse in consumo sia presso utenti extra rete che
in rete. Le miscele con contenuto in biodiesel in misura
superiore al 7 per cento possono essere avviate al consumo
solo presso utenti extra rete e impiegate esclusivamente in
veicoli omologati per l'utilizzo di tali miscele».
29. Nel regolamento di cui al decreto del Ministro
dell'economia e delle finanze 3 settembre 2008, n. 156,
recante la disciplina per l'applicazione dell'accisa
agevolata sul bio-diesel, il limite del 5 per cento del
contenuto sul biodiesel di cui agli articoli 7 e 9 e'
elevato al 7 per cento.».

Art. 44

Clausola di invarianza finanziaria

1. Fatta eccezione per quanto previsto dall'articolo 34, comma 1, capoverso articolo 33-tricies bis, le amministrazioni pubbliche interessate provvedono all'attuazione del presente decreto con le risorse umane, strumentali e finanziarie disponibili a legislazione vigente e, comunque, senza nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica.
Il presente decreto, munito del sigillo dello Stato, sara' inserito nella Raccolta ufficiale degli atti normativi della Repubblica italiana. E' fatto obbligo a chiunque spetti di osservarlo e di farlo osservare.
Dato a Roma, addi' 3 luglio 2026

MATTARELLA

Meloni, Presidente del Consiglio
dei ministri

Foti, Ministro per gli affari
europei, il PNRR e le politiche di
coesione

Pichetto Fratin, Ministro
dell'ambiente e della sicurezza
energetica

Tajani, Ministro degli affari
esteri e della cooperazione
internazionale

Lollobrigida, Ministro
dell'agricoltura, della sovranita'
alimentare e delle foreste

Giorgetti, Ministro dell'economia e
delle finanze

Nordio, Ministro della giustizia
Visto, il Guardasigilli: Nordio