Messaggio concernente il decreto federale sul finanziamento delle centrali elettriche di riserva

1.1.1 Rischi per l’approvvigionamento energetico a partire dal 2026

I rischi per la sicurezza dell’approvvigionamento energetico in Europa e in Svizzera sono notevolmente aumentati negli ultimi anni. La situazione geopolitica è tesa e, secondo la valutazione della Commissione federale dell’energia elettrica (ElCom), l’evoluzione della situazione dell’approvvigionamento rimarrà molto incerta anche negli anni a venire. Un approvvigionamento energetico sicuro è essenziale per la popolazione e l’economia. La Svizzera deve essere in grado di garantire, sul breve e medio periodo, che in caso di penuria di elettricità in Europa ci sia la possibilità di attingere a riserve sufficienti.

Secondo le analisi dei rischi condotte dalla Confederazione, una penuria di elettricità grave comporterebbe danni ingenti, dell’ordine di miliardi, per l’economia. Il Rapporto sull’analisi nazionale dei rischi⁴ presentato dall’Ufficio federale della protezione della popolazione (UFPP) nel 2025 evidenzia che il secondo rischio maggiore per il Paese è costituito da una penuria prolungata di energia elettrica durante l’inverno. Secondo le stime dell’UFPP, una riduzione del 30 per cento dell’approvvigionamento elettrico per 12 settimane in inverno causerebbe danni complessivi per 84 miliardi di franchi.

1.1.2 Raccomandazione della ElCom

Al fine di ridurre la probabilità che si manifesti una situazione di grave penuria di elettricità, alla luce delle criticità legate all’approvvigionamento energetico vissute nell’inverno 2022/23 il Consiglio federale ha anticipato tramite ordinanza la base legale per una riserva di energia elettrica. Successivamente, il Consiglio federale e il Parlamento hanno sancito per legge la riserva di energia elettrica procedendo alla revisione della LAEl e alle modifiche degli atti normativi correlati nella legge del 23 dicembre 2011⁵ sul CO₂ e nella legge del 30 settembre 2016⁶ sull’energia (LEne)⁷. La ElCom, responsabile della definizione dei valori di riferimento della riserva di energia elettrica, ha formulato la raccomandazione⁸ di affiancare alla riserva di energia idroelettrica una capacità di riserva con una potenza continua di almeno 500 megawatt (MW) a partire dal 2030 e di 700–1400 MW a partire dal 2035 per poter affrontare situazioni critiche. La potenza di riserva raccomandata tiene conto delle incertezze relative alle future capacità di importazione transfrontaliere.

Le analisi della ElCom dimostrano che non si può fare a meno di centrali elettriche di riserva in grado di offrire un’elevata disponibilità continua. Solo le centrali elettriche di riserva possono erogare in breve tempo, all’occorrenza, potenze di varie centinaia di MW e fornire energia in modo continuo per periodi di tempo prolungati.

1.1.3 Centrali elettriche di riserva sino a fine primavera 2026

I contratti per le attuali centrali elettriche di riserva di Birr GE Vernova, Cornaux e Monthey, con una potenza totale di 336 MW, sono scaduti alla fine di aprile e alla fine di maggio 2026.

1.1.4 Centrali elettriche di riserva per un periodo di esercizio di 15 anni

Il 14 maggio 2025, sulla base dell’OREI, il DATEC ha proceduto alle aggiudicazioni per i qui esposti progetti di centrali elettriche di riserva con una potenza elettrica complessiva di 583 MW. Gli impianti in questione potranno essere pronti all’impiego nei prossimi tre–cinque anni. Ciò significa che i requisiti della ElCom in tema di capacità di riserva (almeno 500 MW) saranno soddisfatti a partire dal 2030. Per il periodo a partire dal 2035, per il quale la ElCom stima un fabbisogno di riserva tra i 700 e i 1400 MW, sarà necessario che a tempo debito la società nazionale di rete indica un ulteriore bando pubblico.

I due progetti della società Getec (Eiken-Sisslerfeld e Stein) sono stati successivamente fusi in un unico grande progetto per 57 MW a Stein nel Cantone di Argovia; sono stati perciò stipulati contratti per quattro progetti.

I 583 MW complessivi delle quattro centrali elettriche di riserva, la cui prontezza operativa è prevista intorno al 2030, sono in linea con le attuali raccomandazioni della ElCom di maggio 2025.

Tabella 1

Panoramica dei progetti aggiudicati e della rispettiva potenza elettrica

La Confederazione ha stipulato con i gestori contratti di prestazione di servizi che li vincolano a fornire una potenza elettrica concordata durante il periodo di disponibilità. La Confederazione, quindi, non costruisce e non gestisce centrali elettriche di riserva, demandando tali attività ai gestori.

I costi per l’operatività delle centrali elettriche di riserva sono remunerati attraverso un corrispettivo annuale per la disponibilità concordato contrattualmente e corrisposto a partire dal momento della messa a disposizione. La durata del contratto è di 15 anni dalla messa a diposizione. Tuttavia, secondo l’accordo contrattuale, i gestori possono chiedere acconti prima del raggiungimento della prontezza operativa per ridurre al minimo il proprio fabbisogno di capitale e quindi i costi di finanziamento per i consumatori di energia elettrica. Tali acconti sono da considerarsi quali anticipi sul corrispettivo per la disponibilità da cui sono dedotti durante la fase di esercizio. Perché la Confederazione possa versare tali acconti, devono essere soddisfatte tre condizioni:

1. la revisione della LAEl⁹ (riserva di energia elettrica) deve essere già in vigore (l’entrata in vigore è prevista per il 1° luglio 2027);

2. i crediti d’impegno e di spesa necessari devono essere stati approvati e i fondi necessari essere inseriti nel bilancio federale;

3. il gestore deve prestare garanzie finanziarie a copertura degli acconti versati in caso di fallimento.

Con la stipula del contratto tra il DATEC e gli offerenti sono stati aggiudicati i lavori di pianificazione fino al permesso di costruzione nonché le necessarie attività preliminari per i quattro progetti. La fase dei lavori può avere inizio solo se sono passati in giudicato i permessi di costruzione per il progetto in questione e se il Parlamento ha stanziato il credito d’impegno per la messa a disposizione delle centrali elettriche di riserva chiesto con il presente messaggio. Per la messa a disposizione delle centrali elettriche di riserva per una durata di 15 anni, con il presente messaggio si chiedono al Parlamento un credito d’impegno e un credito addizionale per un importo complessivo di circa 2,3 miliardi di franchi (credito d’impegno per il finanziamento di centrali elettriche di riserva e credito addizionale per «Pianificazione e attività preliminari centrali di riserva» [V0377.01]).

1.1.5 Soluzione transitoria fino alla messa a disposizione delle centrali elettriche di riserva

Poiché i contratti delle centrali elettriche di riserva esistenti sono scaduti già alla fine della primavera del 2026 ma le prime centrali di riserva saranno disponibili non prima dell’inverno 2029/30, per garantire la sicurezza dell’approvvigionamento della Svizzera nei mesi invernali occorre una soluzione transitoria.

Da febbraio 2027 alla fine di maggio 2030, sarà disponibile, con una potenza di 250 MW, il banco di prova per turbine a gas della società Ansaldo Energia a Birr, nel Cantone di Argovia, che verrà gestito come centrale elettrica di riserva in caso di penuria di elettricità¹⁰. Inoltre, da gennaio 2027 a fine maggio 2030 sarà disponibile come centrale di riserva anche la centrale a gas a ciclo combinato di Energie Wasser Bern (ewb) a Berna-Forsthaus, con una potenza di 50 MW. Il Parlamento ha già stanziato i crediti d’impegno per questa soluzione transitoria nel mese di dicembre 2025 (v. cap. 3.2.1).

Il contratto della centrale di riserva esistente a Cornaux (Groupe E) è stato prorogato per quattro ulteriori anni fino alla fine di maggio 2030 (v. cap. 1.2.1). Un’ulteriore proroga non è possibile, poiché l’impianto non è conforme all’ordinanza del 16 dicembre 1985¹¹ contro l’inquinamento atmosferico (OIAt) e può essere messo in funzione solo con un’autorizzazione speciale.

Il contratto della centrale di riserva esistente a Monthey (CIMO) sarà prorogato fino a quando l’impianto non sarà convertito per l’esercizio a lungo termine, operazione che dovrebbe concludersi per il 2029.

I contratti delle centrali elettriche di riserva transitorie di Ansaldo Energia a Birr e di ewb a Berna-Forsthaus potrebbero essere prorogati al massimo rispettivamente fino al 2033 e fino al 2035, se ciò fosse necessario a causa di un ritardo nella realizzazione delle centrali di riserva, ad esempio a causa di opposizioni contro il permesso di costruzione. Non sono possibili ulteriori proroghe (v. cap. 1.2.1).

La soluzione transitoria con le quattro centrali elettriche di riserva menzionate offre una potenza totale di 386 MW, leggermente meno della potenza di riserva di 400 MW che la ElCom raccomanda di raggiungere entro il 2030.

1.1.6 Altri elementi costitutivi della riserva di energia elettrica

Oltre che con la riserva di energia idroelettrica, la riserva di energia elettrica deve essere coperta principalmente attraverso centrali elettriche di riserva alimentabili con combustibili che non causano emissioni aggiuntive di CO₂ fossili. Agli impianti si affiancano gruppi elettrogeni di emergenza, impianti di cogenerazione e una riserva nel consumo. La combinazione di tutti gli elementi costitutivi della riserva rende possibile una riserva di energia elettrica robusta che offre le migliori garanzie per l’approvvigionamento elettrico della Svizzera.

La riserva idroelettrica è un sistema di accumulazione di energia: l’acqua negli invasi viene trattenuta come scorta di emergenza per coprire i mesi critici verso la fine dell’inverno. Tuttavia, la riserva idroelettrica non porta al sistema energia aggiuntiva e non consente di affrontare le situazioni di approvvigionamento critiche per tempi prolungati.

I gruppi elettrogeni di emergenza sono progettati per un impiego a breve termine, misurabile in ore o giorni. Un piano logistico generale per la fornitura di combustibile diesel può aumentare la durata di esercizio fino a tre settimane. I gruppi elettrogeni di emergenza comportano costi contenuti, ma non sono adatti a un esercizio continuo a lungo termine. Costituiscono perciò un’integrazione preziosa, ma non possono sostituirsi alle centrali elettriche di riserva. Sia i costi che l’entità dei gruppi elettrogeni di emergenza saranno determinati da Swissgrid mediante bandi pubblici periodici a partire dall’inverno 2028/29; l’entità sarà definita dalla ElCom.

Durante il periodo critico invernale, gli impianti di cogenerazione esistenti in genere funzionano già a pilotaggio termico o forniscono prestazioni di servizio relative al sistema nella rete elettrica e non possono offrire un contributo significativo alla riserva di energia elettrica. Questa valutazione è stata effettuata, tra l’altro, dall’associazione di settore Powerloop.

Per quanto concerne la riserva nel consumo, dall’inverno 2027/28 potrebbe essere coperta contrattualmente attraverso un bando pubblico indetto da Swissgrid, dopo l’entrata in vigore della revisione della LAEl. Le imprese che consumano grandi quantità di elettricità si impegnano, a fronte di un’indennità, a ridurre i loro consumi in caso di imminente penuria. I dettagli e l’entità della riserva nel consumo da creare non sono stati ancora definiti. I costi e l’entità possibile saranno determinati mediante bandi pubblici; in ultima analisi sarà la ElCom a definire l’entità effettiva. Attraverso la tariffa riscossa per la riserva di energia elettrica, che è parte del corrispettivo per l’utilizzazione della rete di trasporto, i costi della riserva ricadono sui consumatori di elettricit๲.

1.3.1 Mantenimento in esercizio delle centrali elettriche di riserva esistenti

Nell’inverno 2022/23, in virtù delle disposizioni della legge del 17 giugno 2016 sull’approvvigionamento del Paese il DATEC aveva stipulato un contratto con due centrali a gas a ciclo combinato dismesse, cioè Monthey di CIMO con una potenza di 50 MW e Cornaux di Groupe E con una potenza di 36 MW. Inoltre, la società GE Vernova ha costruito una centrale di riserva temporanea da 250 MW di potenza nel comune di Birr, con turbine a gas noleggiate dalla Confederazione. I contratti erano a tempo determinato, rispettivamente fino alla fine di aprile e alla fine di maggio 2026. La Confederazione ha valutato se mantenere in esercizio questi impianti.

Per la centrale elettrica di riserva di Monthey è stato possibile realizzare la proroga, con la necessità di intervenire con ampi lavori di rinnovamento e un potenziamento per l’impiego di liquidi per proseguire l’esercizio per 15 anni.

Non è stato possibile mantenere in esercizio la centrale elettrica di riserva di GE Vernova a Birr per motivi legali: infatti, con la messa a disposizione della centrale ne era stato disposto lo smantellamento entro la fine del 2026, e la proroga dello stesso sarebbe stata possibile solo applicando il diritto di necessità. Inoltre, l’offerta di GE Vernova per il mantenimento in esercizio era più costosa rispetto alla soluzione transitoria, scelta in seguito, di avvalersi del banco di prova delle turbine di Ansaldo nella stessa località.

La centrale di riserva di Cornaux può essere utilizzata per la riserva di energia elettrica solo per un periodo limitato fino al 2030, poiché non rispetta gli attuali valori limite dell’OIAt e il suo impiego richiede perciò un’autorizzazione speciale. Un ammodernamento con un cosiddetto catalizzatore SCR (dall’inglese «selective catalytic reduction», riduzione catalitica selettiva) per ridurre gli ossidi di azoto contenuti nei gas di scarico delle turbine a gas sarebbe possibile solo con un permesso di costruzione. Tuttavia, il Cantone di Neuchâtel ha più volte confermato che un tale permesso non sarebbe stato concesso.

Il banco di prova per turbine di Ansaldo a Birr, utilizzato come centrale elettrica di riserva per la soluzione transitoria a partire dall’inverno 2026/27, può essere tenuto a disposizione per la riserva termica, se necessario, mediante proroga del contratto fino al 2033. Un’ulteriore proroga non è possibile, poiché la società GE Vernova, proprietaria dell’area, fa valere per il periodo successivo un’esigenza per fabbisogno proprio.

Anche il contratto della centrale elettrica di riserva di Berna-Forsthaus può essere prorogato. Tuttavia, poiché la città di Berna disattiverà la rete del gas, ciò sarà possibile solo fino al 2035.

1.3.2 Impiego di gruppi elettrogeni di emergenza per la riserva

La Confederazione ha sotto contratto gruppi elettrogeni di emergenza con una potenza elettrica di circa 300 MW, impiegabili per la riserva di energia elettrica. La costruzione aggiuntiva di centri di calcolo potrebbe portare in futuro a un ulteriore aumento della potenza impegnata tramite contratto.

È stato verificato quali misure sarebbero necessarie per far soddisfare ai gruppi elettrogeni di emergenza in esame i requisiti della raccomandazione della ElCom dell’8 maggio 2025 in materia di potenza continua. Vi sono tuttavia alcuni fattori limitanti che si possono risolvere solo in parte.

Lo scopo dei gruppi elettrogeni di emergenza è quello di sopperire alle interruzioni improvvise dell’approvvigionamento elettrico presso i gestori. Nella maggior parte dei casi, le interruzioni di corrente vengono risolte entro alcune ore o al più tardi entro qualche giorno. Per questo motivo, nella maggior parte dei casi la loro capacità di serbatoio è sufficiente a coprire un periodo di poche ore o pochi giorni. Un esercizio continuo richiede un periodico rifornimento dei gruppi elettrogeni di emergenza, che se impiegati in gran numero richiedono ogni giorno quantità di diesel enormi; la logistica del combustibile risulta perciò impegnativa sia in termini di autocisterne che di personale. Da accertamenti con il settore è emerso che l’approvvigionamento di gruppi elettrogeni di emergenza idonei a un esercizio continuo può essere garantito solo per un periodo di tempo limitato, e in ogni caso per non più di tre settimane.

Un altro ostacolo all’esercizio continuo è che la maggior parte dei gruppi elettrogeni di emergenza, in particolare quelli più datati, non è conforme alle disposizioni dell’OIAt che disciplinano i motori a combustione stazionari e quindi si può mettere in funzione per un massimo di 50 ore all’anno. Un ammodernamento con filtri antiparticolato e catalizzatori SCR è costoso e in molti casi non praticabile per motivi di spazio. Spesso i gruppi elettrogeni di emergenza si trovano all’interno di scantinati di edifici o di container collocati sui tetti. Una disposizione derogatoria come quella applicabile fino al 2030 in virtù dell’OREI permette di superare il limite delle ore di esercizio.

Inoltre, in diversi Cantoni vige l’obbligo che tutti i motori a combustione stazionari dispongano di un sistema di recupero del calore residuo, anche se rispettano tutte le altre prescrizioni, in particolare l’OIAt. In questi Cantoni, senza recupero del calore residuo, l’esercizio annuo è limitato a 50 ore o meno. Con un adeguamento del determinante aiuto all’esecuzione della Conferenza dei servizi cantonali dell’energia è stato possibile ottenere una deroga per quanto riguarda il recupero del calore residuo nella riserva di energia elettrica. Pertanto, in futuro questa limitazione non sarà più determinante.

Nella pratica, la limitazione all’impiego continuo e a lungo termine dei gruppi elettrogeni di emergenza nasce dalla necessità di eseguire la manutenzione periodica. In genere, i motori diesel devono essere sottoposti a manutenzione ogni 500 ore di esercizio, esclusivamente ad opera di personale specializzato del produttore o del fornitore. I servizi di assistenza dei produttori sono organizzati in modo tale da garantire, in condizioni di normalità e senza penuria di elettricità, una buona copertura delle attività di manutenzione. Non dispongono delle risorse necessarie per garantire la manutenzione in una situazione in cui un gran numero di gruppi elettrogeni di emergenza viene alimentato contemporaneamente per un lungo periodo di tempo. Dopo circa 500 ore di esercizio, cioè dopo circa tre settimane, la maggior parte dei gruppi elettrogeni di emergenza non è più disponibile. Ne consegue che i gruppi elettrogeni di emergenza non si prestano in generale a essere posti in esercizio per 10 settimane consecutive.

Tuttavia, il vincolo maggiore alla loro utilità è che i gruppi elettrogeni di emergenza sotto contratto possono essere utilizzati dai gestori per uso proprio, se necessario. Ciò significa che, in caso di penuria, a partire dalla fase di contingentamento non sarebbero disponibili per la riserva di energia elettrica, perché sarebbero utilizzati per coprire il fabbisogno proprio in caso di contingentamento e disconnessioni cicliche.

I gruppi elettrogeni di emergenza rappresentano un elemento costitutivo utile della riserva di energia elettrica, ma non si pongono come sostituto equivalente delle centrali elettriche di riserva.

1.3.3 Riserva nel consumo

Con la revisione della LAEl del 20 giugno 2025 il Parlamento ha creato la base legale per una riserva nel consumo che potrebbe essere disponibile a partire dal 2028 circa. L’UFE ha commissionato uno studio sulla configurazione della riserva nel consumo¹³, al quale ha partecipato anche un gruppo di accompagnamento composto da rappresentanti del settore. Data la sua potenza, stimata fino a 200 MW dall’associazione di settore Gruppo dei grandi clienti di energia, la riserva nel consumo può fornire un contributo significativo alla riserva di energia elettrica. Tuttavia, a causa delle ripercussioni economiche di un impiego protratto per diverse settimane e della potenza massima e continua limitata, nessun altro elemento costitutivo della riserva può essere ragionevolmente sostituito dalla riserva nel consumo.

1.3.4 Rinuncia alle centrali elettriche di riserva

Dati gli ingenti costi della riserva di energia elettrica, è stata vagliata la possibilità di rinunciare alle centrali elettriche di riserva. L’UFPP ha stimato fino a 84 miliardi di franchi i costi conseguenti a una penuria di energia elettrica protratta per 12 settimane con una riduzione del 30 per cento dell’approvvigionamento elettrico. Una penuria di elettricità di tali proporzioni sarebbe un caso estremo, ma anche una penuria meno prolungata o meno pronunciata comporterebbe costi economici indubbiamente notevoli. Le centrali elettriche di riserva, in combinazione con altre misure, possono ridurre significativamente la probabilità di trovarsi in condizioni di penuria di elettricità. Dal punto di vista dell’economia nazionale, i costi di circa 150 milioni di franchi all’anno per le centrali elettriche di riserva sono proporzionati. L’idea di rinunciare a questa garanzia di approvvigionamento è stata quindi scartata.

3.2.1 Precedenti crediti d’impegno per la riserva termica

Ai fini della costituzione di una riserva termica, il Parlamento ha stanziato crediti d’impegno e addizionali per un importo di 1,071 miliardi di franchi, da erogare in tappe a partire dal 2022. Di tale somma, 954,4 milioni di franchi sono destinati alle centrali elettriche di riserva, 66,4 milioni di franchi ai gruppi elettrogeni di emergenza e 50 milioni di franchi alla pianificazione di centrali elettriche di riserva. I più recenti crediti addizionali destinati a una soluzione transitoria fino al 2030 comprendevano 332,4 milioni di franchi per le centrali elettriche di riserva e 19,9 milioni di franchi per i gruppi elettrogeni di emergenza.

Tabella 3

Crediti d’impegno stanziati finora per la riserva termica

3.2.2 Crediti d’impegno o addizionali da richiedere

Per garantire ulteriormente la riserva termica dalle centrali elettriche di riserva, con il presente messaggio vengono sottoposti all’approvazione del Parlamento tre crediti d’impegno:

• – un nuovo credito d’impegno di 2,180 miliardi di franchi a partire dal 2027 per la messa a disposizione di centrali elettriche di riserva con una durata d’esercizio a lungo termine di 15 anni, che saranno pronte all’impiego a partire dal 2030 circa (n. 3.2.1);

• – un credito addizionale (V0377.01) di 100 milioni di franchi a partire dal 2027 per la pianificazione e le attività preliminari riguardanti le centrali elettriche di riserva; nel complesso non vi è una necessità maggiore di fondi quanto piuttosto il bisogno di effettuare gli investimenti anticipatamente, così da evitare ritardi ed eventuali costi aggiuntivi nel corso del progetto (n. 3.2.2);

• – un credito addizionale (V0377.00) di 31,3 milioni di franchi dal 2028 in aggiunta al credito d’impegno «Riserva invernale complementare, centrali elettriche di riserva OREI» per il mantenimento in esercizio della centrale di riserva di Monthey; anche in questo caso non si tratta di costi aggiuntivi ma di uscite anticipate, segnatamente in riferimento alla revisione della turbina a gas, originariamente prevista nell’ambito del contratto a lungo termine. In compenso i costi dei lavori di ristrutturazione per la soluzione a lungo termine diminuiranno a partire dall’estate del 2028 (n. 3.2.3).

Le basi legali per i crediti d’impegno in questione sono esposte nel capitolo 5.

3.2.3 Credito d’impegno per il finanziamento di centrali elettriche di riserva

I contratti di servizio per le quattro centrali elettriche di riserva hanno una durata di 15 anni a decorrere dalla data in cui devono essere pronte all’impiego (ca. 2030). I gestori ricevono un corrispettivo annuale per la disponibilità concordato contrattualmente, a copertura di tutti i costi legati all’operatività delle centrali elettriche di riserva, compreso l’ammortamento degli investimenti. I contratti possono essere disdetti dalla Confederazione in qualsiasi momento, con addossamento delle spese. In caso di risoluzione contrattuale non imputabile al gestore, i costi conseguenti alla risoluzione dovrebbero essere sostenuti dalla Confederazione. Può trattarsi di importi notevoli a dipendenza del momento in cui il contratto in questione viene disdetto, dato che per costruire le centrali elettriche di riserva i gestori effettuano investimenti significativi che devono essere compensati anche in caso di risoluzione. In ogni caso, il costo di una risoluzione ammonta al massimo alla somma di tutti i compensi per la disponibilità ancora dovuti (per un massimo di 15 anni).

Il costo totale per la messa a disposizione delle centrali elettriche di riserva con una potenza totale di 583 MW e la garanzia della loro disponibilità per 15 anni ammonta a 1,880 miliardi di franchi. A ciò si aggiunge una riserva di pianificazione di 300 milioni di franchi, costituita in previsione degli aumenti dei costi cagionati da eventuali ritardi nelle procedure di pianificazione o approvazione. L’ammontare della riserva di pianificazione si basa su indici di prezzo specifici del settore. Il sufficiente dimensionamento della riserva di pianificazione rispecchia il grado delle possibili incognite. Invece, la riserva di pianificazione non include le modifiche relative all’IVA e le deviazioni dalle stime concernenti il rincaro calcolate (0,8 %).

Il nuovo credito d’impegno richiesto, per un importo di 2,180 miliardi di franchi (incl. riserva di pianificazione e IVA), è ripartito tra le singole centrali elettriche di riserva come indicato nella tabella seguente:

Tabella 4

Nuovo credito d’impegno per centrali elettriche di riserva (IVA incl.)

Il credito richiesto comprende esclusivamente le uscite attinenti alla costruzione e alla prontezza operativa delle centrali elettriche di riserva. Non sono incluse le uscite aggiuntive che in un’eventuale situazione di penuria di elettricità comporterebbe l’effettivo prelievo da dette centrali (costi del combustibile ed eventuali costi di compensazione dell’energia). L’entità delle uscite da sostenere in un caso del genere dipende fortemente dallo specifico scenario e non può essere quantificata in maniera attendibile, benché si possa immaginare che in questo caso i prezzi del combustibile sarebbero molto elevati. Queste uscite saranno conteggiate direttamente da Swissgrid con il gestore e imputate alla tariffa per la riserva di energia elettrica. La Confederazione intende giungere a un accordo in tal senso con Swissgrid; fino a quel momento, rimane responsabile del pagamento dei costi che insorgono rapidamente e dovrebbe richiedere i relativi crediti (v. anche n. 3.2.11). Di conseguenza, neppure queste uscite sono incluse tra le ripercussioni sulla tariffa per la riserva di energia elettrica (v. n. 4.1). Tuttavia, a queste uscite si contrappongono le entrate generate dall’elettricità prodotta, che eccedono i costi quando i prezzi dell’elettricità sono elevati.

3.2.4 Credito addizionale per pianificazione e attività preliminari

L’attuale credito d’impegno di 50 milioni di franchi per i lavori di pianificazione e le attività preliminari concernenti centrali elettriche di riserva prima del rilascio di un permesso di costruzione sarà aumentato di 100 milioni di franchi a un importo complessivo di 150 milioni di franchi. Nel complesso non vi è una maggiore necessità di fondi quanto piuttosto il bisogno di effettuare gli investimenti anticipatamente, così da evitare ritardi ed eventuali costi aggiuntivi nel corso del progetto.

I due progetti Eiken-Sisslerfeld di Sidewinder e Stein di Getec devono avere la possibilità di effettuare ordini consistenti prima di ottenere il permesso di costruzione, altrimenti rischiano ritardi progettuali e quindi costi supplementari. Sidewinder prevede di garantire per l’inizio del 2027 il contratto per la realizzazione con acconti al produttore della centrale elettrica («EPC contractor») e di pre-ordinare parti dell’impianto con tempi di consegna molto lunghi. Anche Getec ordinerà nel 2027 componenti che prevedono tempi di consegna lunghi (segnatamente il trasformatore). È importante che i due progetti non subiscano ritardi, pena il procrastinarsi della prontezza operativa oltre il 2033.

Affinché il credito addizionale «Pianificazione e attività preliminari centrali di riserva» sia disponibile in tempo utile per l’inizio del 2027, è urgente che il Parlamento discuta del messaggio onde evitare ritardi dovuti alla mancanza di credito per i due progetti Eiken-Sisslerfeld e Stein. È importante che il messaggio sia discusso dal Parlamento nella sessione autunnale e invernale del 2026 e che il decreto federale sia approvato alla fine del 2026. Se così non fosse, soprattutto Sidewinder non sarà in grado di effettuare gli ordini necessari, il che potrebbe comportare notevoli ritardi e costi aggiuntivi se non anche l’interruzione del progetto.

Non essendo prevedibile quando sarà disponibile un permesso di costruzione passato in giudicato, è stata costituita una riserva di pianificazione consistente per coprire eventuali costi aggiuntivi dovuti a uno slittamento dei termini.

Tabella 5

Credito addizionale necessario per pianificazione e attività preliminari (V0377.01)

3.2.5 Credito addizionale per la «Riserva invernale complementare, centrali elettriche di riserva OREI» per il finanziamento della soluzione transitoria per la centrale elettrica di riserva di Monthey

L’attuale credito d’impegno «Riserva invernale complementare, centrali elettriche di riserva OREI» per il finanziamento della soluzione transitoria per la centrale elettrica di riserva di Monthey deve essere aumentato di 31,3 milioni di franchi per gli anni dal 2028 al 2030.

Tabella 6

Credito addizionale necessario per la «Riserva invernale complementare, centrali elettriche di riserva OREI» per il finanziamento della soluzione transitoria per la centrale elettrica di riserva di Monthey

Una disponibilità ininterrotta della centrale elettrica di riserva di Monthey presuppone che nel periodo della soluzione transitoria si effettui la revisione della turbina a gas. Non si tratta di costi aggiuntivi ma di uscite anticipate, dato che la revisione della turbina a gas era originariamente prevista nell’ambito del contratto a lungo termine. Il credito addizionale deve altresì coprire il corrispettivo per la disponibilità per due ulteriori periodi invernali, e cioè 2027/28 e 2028/29. In compenso i costi dei lavori di ristrutturazione per la soluzione a lungo termine diminuiranno a partire dall’estate del 2029.

3.2.6 Panoramica dei crediti d’impegno

Tabella 7

Panoramica dei crediti d’impegno

3.2.7 Rinuncia a una subordinazione all’approvazione del preventivo nei contratti a partire dalla fase di costruzione

Le centrali elettriche di riserva saranno costruite da zero o, nel caso di Monthey, convertite dagli offerenti in vista di un loro utilizzo esclusivo per la riserva di energia elettrica. L’indennità di importo fisso per 15 anni di esercizio copre l’ammortamento degli investimenti, gli oneri per garantire la prontezza operativa e profitti congrui. Una subordinazione all’approvazione del preventivo nei contratti contrasterebbe con il regime di indennità fissato per tutta la durata contrattuale. I gestori si sono opposti all’inserimento nei contratti di una subordinazione all’approvazione del preventivo, poiché ciò comporterebbe rischi finanziari per loro insostenibili. Dato che una subordinazione all’approvazione del preventivo precluderebbe la conclusione dei contratti di servizio con i gestori, si è rinunciato a prevederla.

Una volta passato in giudicato il permesso di costruzione, gli offerenti necessitano del nullaosta di costruzione scritto del DATEC prima di poter avviare i lavori di costruzione delle centrali elettriche di riserva. Il DATEC può rilasciare il nullaosta di costruzione solo se il credito d’impegno necessario è stato stanziato dal Parlamento. Una corrispondente riserva in materia di credito d’impegno è contenuta nei contratti. Con il presente messaggio il Parlamento viene informato che nei contratti non è contenuta alcuna clausola di subordinazione all’approvazione del preventivo.

3.2.8 Risparmi ottenuti con le trattative dirette

Il bando pubblico, indetto nell’estate del 2023, ha fatto pervenire in totale cinque offerte per centrali elettriche di riserva per una potenza totale di 591 MW. In seguito alla rettifica delle offerte, i costi ammontavano complessivamente a 2,711 miliardi di franchi per 15 anni di operatività della potenza di riserva. Trattandosi di costi molto elevati, il DATEC ha deciso di non dare seguito al bando pubblico prediligendo il ricorso a trattative dirette con gli offerenti e numerosi altri fornitori possibili per determinare il potenziale di risparmio sui costi.

È quindi emerso che i costi elevati erano dovuti principalmente a due fattori. Il primo riguarda i costi del capitale: i gestori costruiscono le centrali elettriche di riserva per una finalità ben precisa e investono ingenti somme che possono ammortizzare nel corso dei 15 anni di durata del contratto. Per tale periodo il capitale investito deve essere remunerato, il che comporta costi molto elevati. È stata allora creata la possibilità per gli offerenti di richiedere acconti. Il capitale necessario viene acquisito da Swissgrid attraverso il supplemento rete e messo a disposizione dei gestori senza interessi. I gestori devono fornire adeguate garanzie finanziarie in modo da escludere una perdita del capitale.

In secondo luogo, inizialmente le pene convenzionali per i promotori di progetti erano molto elevate e avevano il carattere di risarcimenti danni. Quando le centrali elettriche di riserva sono in esercizio, in caso di disallineamento tra la potenza erogata e quella concordata (piano previsionale) possono insorgere costi davvero elevati per l’energia di compensazione, che per una centrale di riserva di grandi dimensioni potrebbero superare i 100 milioni di franchi già entro 24 ore. Di conseguenza, gli offerenti hanno dovuto includere nei loro conteggi accantonamenti significativi a copertura dei rischi. È stata perciò effettuata una rimodulazione delle penali per giungere a importi sufficienti a far operare i gestori con il massimo impegno per mantenere l’impianto pronto all’impiego e ad alti livelli di disponibilità. Ora un giorno di indisponibilità può comportare sanzioni fino a circa 700 000 franchi.

Attraverso gli acconti e la riduzione delle penali, i costi del progetto sono stati ridotti di circa 950 milioni di franchi a 1,762 miliardi di franchi. Questo confronto dei costi si intende al netto dell’IVA e non include i costi del primo riempimento dei serbatoi di combustibile.

L’aggiudicazione si è basata su cinque criteri, dando la ponderazione maggiore al prezzo (40 % della valutazione complessiva). Il secondo criterio di aggiudicazione (20 %) era costituito dalle emissioni specifiche di CO₂. L’uso di olio vegetale idrogenato (hydrotreated vegetable oil, HVO) come combustibile ha permesso a tutti i progetti di raggiungere il punteggio massimo per questo criterio. Il terzo criterio di aggiudicazione (10 %) riguardava la fattibilità degli allacciamenti alla rete, che influiscono parecchio sul quadro dei costi e dei termini. Il quarto criterio (anch’esso 10 %) premiava la durata più breve possibile del progetto, sapendo peraltro che periodi di oltre 60 mesi avrebbero comportato l’esclusione dalla gara, essendo questo un limite fissato come criterio di idoneità. Il quinto criterio di aggiudicazione (20 %) premiava con un punteggio maggiore la qualità del progetto e dell’offerente. La valutazione complessiva e quindi la sequenza di aggiudicazione sono stati determinati dalla somma dei punteggi dei singoli criteri di aggiudicazione.

La plausibilità dei costi di progetto risultanti dalle offerte è stata verificata attingendo a cifre provenienti da studi accessibili al pubblico.

3.2.9 Rischi per i progetti

Al fine di mettere a disposizione le centrali elettriche di riserva per la riserva di energia termica, la Confederazione ha stipulato contratti di servizio con i rispettivi gestori. Pertanto, i rischi associati alla costruzione e all’esercizio delle centrali elettriche di riserva sono sostanzialmente a carico dei gestori.

Tuttavia, ci sono alcuni rischi per la Confederazione che potrebbero comportare ritardi o ripercuotersi sui costi. Per coprire i rischi è prevista una riserva di pianificazione di 300 milioni di franchi.

I crediti necessari per la durata di 15 anni vengono richiesti con il presente messaggio. Attualmente sono disponibili soltanto i fondi per la fase di pianificazione fino al permesso di costruzione. Con la firma dei contratti di servizio per la messa a disposizione delle centrali elettriche di riserva, l’UFE ha quindi autorizzato solo la pianificazione fino al passaggio in giudicato del permesso di costruzione. Perciò, i gestori delle future centrali elettriche di riserva non hanno ancora potuto stipulare contratti vincolanti con i loro mandatari e fornitori per procedere alla loro realizzazione. Ciò significa che nemmeno la determinazione dei costi è definitiva. Una volta ottenuto il permesso di costruzione, i gestori aggiorneranno le loro offerte. Nel contratto sono stati concordati valori obiettivo basati su indici per riflettere l’evoluzione dei costi. In caso di superamento di tali valori, l’UFE ha il diritto di revocare il contratto al gestore e di trasferirlo a terzi. A prescindere da ciò, la Confederazione ha sempre il diritto di disdire il contratto di servizio in qualsiasi momento. In tal caso, tuttavia, al promotore del progetto andrebbero rimborsati i costi attestati sostenuti per la pianificazione e le attività preliminari.

Se il permesso di costruzione per una delle centrali elettriche di riserva previste non potesse essere concesso anche se il promotore del progetto avesse fornito l’idonea documentazione e non avesse colpa, il progetto in questione verrebbe meno. A seconda dell’ubicazione, prima della concessione del permesso di costruzione potrebbero essere necessari un’iscrizione nel piano direttore cantonale e un adeguamento del regolamento edilizio e di utilizzazione, il che richiede tempo e comporta un ulteriore rischio procedurale per la realizzazione del progetto corrispondente. La mancata realizzabilità di un progetto di centrale elettrica di riserva comporterebbe, oltre alla perdita dei costi di pianificazione accumulati, anche l’impossibilità di garantire nella misura prevista la capacità di produzione di energia elettrica. Dovrebbe essere indetto un nuovo bando pubblico per poter acquistare la potenza di riserva mancante.

Inoltre, la valutazione della ElCom sul fabbisogno di riserva potrebbe ridursi nel corso del tempo, con la conseguenza che sarebbero stati stipulati contratti per una potenza eccessiva, la cui riduzione avrebbe comunque alcune ripercussioni sui costi. L’entità dell’impatto sui costi dipenderebbe dal momento della disdetta del contratto e quindi non può essere indicata in modo forfettario. La ElCom ha tenuto conto di questa situazione nelle sue riflessioni sul dimensionamento.

I costi delle centrali elettriche di riserva aumenterebbero anche se venisse innalzata l’aliquota IVA. Si creerebbero costi aggiuntivi anche se il rincaro fosse maggiore dello 0,8 per cento utilizzato per i calcoli, benché tali costi dovrebbero essere coperti dalla riserva di pianificazione. Infine, nei contratti l’UFE si impegna a farsi carico dei costi aggiuntivi per i gestori derivanti da modifiche imprevedibili delle basi legali.

3.2.10 Considerazione delle carenze di combustibile

L’esercizio delle centrali elettriche di riserva presuppone l’uso di grandi quantità di combustibile. Le situazioni di penuria di elettricità possono essere correlate a quelle di penuria di gas. È anche possibile che sviluppi sullo scacchiere internazionale o eventi bellici inducano una contrazione dell’approvvigionamento di petrolio e altri combustibili liquidi. Sono state adottate varie precauzioni affinché le centrali elettriche di riserva siano disponibili anche in tali frangenti. Le centrali di riserva sono alimentate con combustibili liquidi per eliminare la dipendenza dalla fornitura di gas. I gestori sono tenuti a immagazzinare il combustibile necessario a coprire 16 giorni di esercizio e a garantirne il rifornimento, compresa la logistica, per 10 settimane.

3.2.11 Trasferimento dei contratti a Swissgrid dal 2028/29

I contratti per le centrali elettriche di riserva, che la Confederazione ha stipulato prima dell’entrata in vigore della revisione della LAEl per la riserva di energia elettrica, saranno trasferiti alla società nazionale di rete Swissgrid a partire dal 2028/29 in virtù di una base legale nella LAEl che deve essere ancora creata. Dal momento del trasferimento del contratto, il finanziamento delle centrali elettriche di riserva spetta alla società nazionale di rete Swissgrid. Poiché al momento attuale è la Confederazione ad assumere tutti gli impegni, l’intero credito d’impegno viene comunque sottoposto al Parlamento per approvazione, nonostante il previsto trasferimento.

3.2.12 Crediti di spesa

Al fine di garantire i piani di progetto per la realizzazione delle centrali elettriche di riserva, i primi pagamenti ai fornitori devono essere effettuati già nel corso del 2027. Pertanto, i crediti di spesa necessari tra i crediti d’impegno e addizionali di cui sopra vengono sottoposti separatamente al Parlamento già con il messaggio sul preventivo 2027. Eventuali crediti a preventivo stanziati sottostanno all’approvazione dei crediti d’impegno e addizionali qui richiesti. Le uscite non incidono sul bilancio della Confederazione, essendo fatturate alla società nazionale di rete Swissgrid e addossate ai consumatori di energia elettrica attraverso il corrispettivo per l’utilizzazione della rete.

3.2.13 Mezzi per il prelievo

Qualora risulti imminente una situazione di penuria di elettricità, Swissgrid avvia il prelievo dalle centrali elettriche di riserva e dai gruppi elettrogeni di emergenza. I gestori sono direttamente responsabili dell’acquisto dei combustibili necessari (gas naturale, HVO o diesel); i costi variabili che ne derivano vengono loro rimborsati.

L’ammontare di questi costi dipende principalmente dalla durata di utilizzo degli impianti e dai prezzi del combustibile. I costi di un prelievo sono finanziati tramite il corrispettivo per l’utilizzazione della rete. Ai costi d’esercizio si contrappongono i ricavi ottenuti con la vendita di elettricità. Se i prezzi dell’elettricità superano i 200 franchi circa per MWh, si hanno contributi di copertura positivi con i quali si vanno a ridurre i costi complessivi. La Confederazione punta a una gestione diretta della fatturazione tra i gestori e la società nazionale di rete Swissgrid. Si rinuncia alla richiesta preventiva di crediti corrispondenti, non essendo possibile offrire una stima anticipata affidabile né della durata né della frequenza di impiego delle centrali elettriche di riserva e dei gruppi elettrogeni di emergenza. Le misure precauzionali per il caso di prelievo vengono prese al di fuori del presente affare, non essendo possibile richiedere un credito a preventivo se vi è una scarsa probabilità che i fondi risultino effettivamente necessari.