FF 2026 832
Iniziativa parlamentare. Le perdite derivanti dall’acquisto di elettricità devono essere computate nelle tariffe del servizio universale. Rapporto della Commissione dell’ambiente, della pianificazione del territorio e dell’energia del Consiglio nazionale
1 Situazione iniziale
1.1 Necessità di agire e obiettivi
Dal 1° gennaio 2025, le perdite derivanti dalle rivendite di energia elettrica sono a carico dei fornitori del servizio universale, in quanto la ElCom ritiene che l’articolo 6 della legge del 23 marzo 20071 sull’approvvigionamento elettrico (LAEI) non consenta di includere questi costi nelle tariffe del servizio universale. Le perdite risultanti dalle operazioni di bilanciamento sono aumentate considerevolmente, soprattutto a partire dal 2024, e sono diventate un problema rilevante dal 2025 a causa dell’impossibilità di computarle nelle tariffe. Nel 2024, le perdite mediane delle 21 imprese che hanno partecipato a un sondaggio (con un volume di vendita complessivo di 10 TWh) ammontavano a circa 12 500 franchi per GWh. Estrapolato all’intero servizio universale (34 TWh), questo importo corrisponde a una perdita di oltre 400 milioni di franchi. Allo stesso tempo, tuttavia, gli utili realizzati sulle rivendite non vanno a beneficio dei clienti del servizio universale.
1.2 Alternative esaminate e soluzione scelta
Partendo dai risultati ottenuti da un gruppo di lavoro istituito dall’Ufficio federale dell’energia (UFE), in cui erano rappresentati, oltre alla Commissione federale dell’energia elettrica (ElCom), diversi operatori del settore, nel corso del 2025 la problematica e le perdite milionarie menzionate sopra sono state oggetto di una discussione approfondita, la cui conclusione è stata che è opportuno chiarire la questione a livello legislativo.
Per evitare eventuali abusi, è tuttavia necessario che i fornitori del servizio universale offrano determinate garanzie: da un lato, dovranno garantire la separazione dei portafogli in base al bilancio energetico (ossia una posizione netta, prevista e definitiva, del portafoglio del servizio universale [«bilancio energetico»] che sia tracciabile e sempre nota). La posizione aperta nel portafoglio del servizio universale sarà gestita secondo una strategia di approvvigionamento precedentemente definita e documentata. Inoltre, l’energia di compensazione sarà ripartita tra i portafogli secondo il principio di causalità. Dall’altro lato, i contratti dovranno poter essere chiaramente attribuiti (separazione dei portafogli). Le operazioni economiche afferenti ai portafogli «servizio universale» e «mercato» dovranno essere mantenute separate. Gli utili e le perdite derivanti da acquisti e vendite andranno calcolati separatamente per ogni portafoglio. Non saranno ammessi trasferimenti interni tra i portafogli a fini di ottimizzazione. Infine, l’ElCom dovrà assicurare un monitoraggio o controlli a campione.
Non si ravvisano altre soluzioni alla modifica legislativa qui proposta.
2 Genesi del progetto
2.1 Decisioni della Commissione
Il 20 ottobre 2025, la CAPTE-N ha discusso una proposta in base alla quale nelle tariffe del servizio universale vanno computate le perdite che i GRD operanti come fornitori del servizio universale subiscono in seguito alla vendita delle eccedenze di elettricità derivanti dalle fluttuazioni della domanda. La proposta è stata motivata dal fatto che un’interpretazione rigorosa e letterale dell’articolo 6 capoverso 5bis lettera d numero 2 LAEI consente di computare nel calcolo dei costi delle tariffe del servizio universale soltanto i costi di acquisizione, escludendo quindi le vendite di elettricità. Questa interpretazione genera perdite crescenti per i GRD che operano nel servizio universale e non crea incentivi adeguati per l’acquisto strutturato e a lungo termine di energia elettrica in vista dell’approvvigionamento destinato alle economie domestiche.
Con 13 voti contro 11, il 10 novembre 2025, la CAPTE-N ha deciso di elaborare un’iniziativa di commissione (25.482) finalizzata a modificare le disposizioni relative alla definizione delle tariffe applicabili al servizio universale. Il 19 gennaio 2026, la sua omologa del Consiglio degli Stati (CAPTE-S) ha accolto la decisione all’unanimità. Il 24 febbraio 2026, la CAPTE-N ha esaminato il presente rapporto e il progetto di legge corrispondente. Conformemente al quadro legale in vigore, i GRD devono acquistare l’elettricità in anticipo, tenendo conto per quanto possibile delle variazioni dei prezzi di mercato. Ne consegue che, se si verificano eccedenze di elettricità impreviste – causate per esempio da un aumento dell’elettricità prodotta dagli impianti fotovoltaici – i GRD possono vedersi costretti a vendere l’energia in eccesso a prezzi sfavorevoli. La maggioranza della CAPTE-N ritiene che le perdite che ne derivano debbano essere compensate con eventuali utili e incluse nel calcolo delle tariffe del servizio universale, continuando comunque ad evitare qualsiasi ripercussione dei costi superflui sui consumatori finali. A tal fine, occorre disporre di previsioni affidabili su cui basare gli acquisti anticipati di elettricità. La CAPTE-N ha accolto il progetto con 17 voti contro 8.
Una minoranza della Commissione ritiene invece che le perdite risultanti dagli acquisti di elettricità non vadano computate nelle tariffe del servizio universale, temendo che, nonostante i meccanismi di controllo previsti, ai consumatori finali verrebbero comunque addossati costi superflui. Ritiene inoltre che questa misura non risolverà il problema e che sarebbe più opportuno rivedere le disposizioni legali concernenti gli acquisti strutturati.
2.2 Procedura di consultazione
Essendo retto dall’articolo 3 capoverso 1 lettera b della legge del 18 marzo 20052 sulla consultazione (LCo), il presente progetto di atto legislativo costituirebbe un «oggetto della procedura di consultazione». In virtù dell’articolo 3a capoverso 1 lettera b LCo, la Commissione ha tuttavia deciso di non indire la procedura di consultazione. La computazione dei costi è già stata analizzata in modo approfondito durante i dibattiti parlamentari condotti nel quadro delle modifiche della legge federale del 30 settembre 20163 sull’energia (LEne) e della LAEI (atto modificatore unico). L’interpretazione attuale della legge e le conseguenze negative che ne risultano, sia per le imprese che per le economie domestiche, non riflettono la volontà del legislatore. Dal punto di vista legislativo, la modifica da apportare alla legge è di modesta portata.
3 Punti essenziali del progetto
3.1 La normativa proposta
Secondo la legislazione vigente, soltanto i costi di acquisizione possono essere computati nelle tariffe del servizio universale. Per poter rispettare una strategia basata su acquisti strutturati a medio e lungo termine, i GRD garantiscono un approvvigionamento di energia sicuro e stabile. L’obiettivo è limitare le ripercussioni delle fluttuazioni dei prezzi a breve termine sulle tariffe del servizio universale. A seconda delle variazioni del consumo, sempre più marcate a causa in particolare dell’integrazione della produzione fotovoltaica variabile, le imprese devono adeguare la propria produzione rivendendo, se necessario, l’energia eccedentaria. Allo stato attuale, le perdite risultanti dalla vendita delle eccedenze non possono essere computate nelle tariffe.
La modifica legislativa proposta prevede che nelle tariffe si tenga conto dei costi netti effettivi di tutte le operazioni economiche, ossia dei costi di acquisizione e delle eventuali perdite derivanti dalla vendita necessaria delle eccedenze di energia, al netto dei possibili utili. In questo modo, perdite ed eventuali utili sarebbero ripartiti equamente e, nel lungo periodo, verrebbero garantite tariffe del servizio universale stabili e conformi al mercato.
3.2 Compatibilità tra compiti e finanze
L’esecuzione e il controllo della nuova disposizione legislativa genereranno un maggiore carico di lavoro per l’ElCom.
3.3 Attuazione
La computazione delle vendite nelle tariffe del servizio universale, secondo quanto proposto nella nuova disposizione, deve essere attuata il più rapidamente possibile.
4 Commento ai singoli articoli
4.1 Modifica della legge sull’approvvigionamento elettrico
Art. 6 cpv. 5bis lett. d n. 2
La disposizione proposta è inserita nell’articolo 6 capoverso 5bis lettera d numero 2 LAEl e rappresenta una precisazione della normativa vigente, la quale si limita a menzionare solo i costi di acquisizione in caso di contratti di acquisto. Con questa precisazione vengono menzionate anche le altre operazioni economiche necessarie, connesse al bilanciamento tra consumo e produzione, cosicché nella legge figura espressamente che i costi corrispondenti sono computabili nelle tariffe del servizio universale.
Capoverso 5bis lettera d: dal punto di vista materiale, continua a essere applicato il metodo basato sui costi di produzione («cost plus»). I costi di acquisizione vanno considerati in senso lato e sono costi netti: non riguardano quindi soltanto i contratti di acquisto in senso stretto, ma anche tutte le operazioni economiche necessarie per compensare gli scostamenti tra domanda e offerta nel breve periodo.
La fornitura di energia elettrica ai consumatori finali del servizio universale richiede una strategia basata su acquisti strutturati e a lungo termine. I GRD devono cioè assicurarsi determinate quantità di elettricità sul mercato dei derivati o riservare capacità proprie con diversi anni in anticipo, basandosi sulle previsioni relative al consumo, alla produzione e alle immissioni di produttori terzi. A seconda dell’orizzonte temporale, sono disponibili contratti annuali o trimestrali. Tuttavia, tali contratti non corrispondono necessariamente all’andamento effettivo dei consumi e i GRD possono acquistare o vendere contratti mensili, settimanali, giornalieri od orari solo in un momento successivo, in modo da allineare l’offerta alla domanda. Questo approccio, che garantisce una gestione ottimale dei rischi e un approvvigionamento efficiente, è utilizzato dalla maggior parte dei GRD in Svizzera e in Europa.
Il problema di fondo, ovvero l’impossibilità di prevedere con precisione il consumo ora per ora e la conseguente inevitabilità di acquisti e vendite a breve termine, è in alcuni casi notevolmente aggravato dalla crescente immissione di elettricità fotovoltaica. I GRD sono obbligati a ritirare questa elettricità, il che accentua gli squilibri strutturali in inverno (aumento dei consumi) e in estate (offerta superiore alla domanda). La disposizione proposta riguarda, per esempio, anche gli acquisti sul mercato spot o le rivendite di quantità di energia già contrattate, e lo fa su base netta (i fornitori del servizio universale possono computare le perdite derivanti dalle rivendite legate agli acquisti strutturati, ma devono anche tenere conto degli eventuali utili realizzati).
Previsioni affidabili sulla futura domanda di elettricità sono importanti per valutare se determinate operazioni economiche possano essere considerate «necessarie». In assenza di previsioni adeguate, i costi delle operazioni effettuate potrebbero essere classificati come «non necessari» e quindi non essere computabili. L’Associazione delle aziende elettriche svizzere (AES) ha elaborato la seguente proposta nell’ambito del gruppo di lavoro dell’UFE menzionato al numero 1.2, per garantire che l’approvvigionamento e le operazioni di acquisto e vendita ad esso associate siano effettuati correttamente, comunicati in modo trasparente alla ElCom e che si possano escludere abusi. Questi requisiti minimi devono includere le garanzie necessarie per prevenire pratiche abusive e saranno oggetto di controllo da parte della ElCom:
– I fornitori del servizio universale definiscono in anticipo una strategia di approvvigionamento (procedura, quantità, tempi di aggiornamento delle previsioni e gestione) e la documentano.
– Gli acquisti e le vendite relativi al servizio universale si basano sulla suddetta strategia e sono anch’essi documentati. Le operazioni economiche sono attribuite direttamente al servizio universale.
– L’energia di compensazione è fatturata per quanto possibile secondo il principio di causalità; l’energia proveniente dal mercato libero non deve essere computata al servizio universale.
4.2 Entrata in vigore
La presente modifica deve entrare in vigore il più rapidamente possibile.
5 Ripercussioni
5.1 Ripercussioni per la Confederazione
La modifica proposta non ha alcuna ripercussione per la Confederazione, in quanto la nuova disposizione concerne soltanto la determinazione delle tariffe dei GRD.
5.2 Ripercussioni per i Cantoni e i Comuni, per le Città, gli agglomerati e le regioni di montagna
Il progetto di legge non ha ripercussioni dirette per Cantoni, Comuni, Città, agglomerati e regioni di montagna, perché l’attuazione è di competenza della Confederazione.
5.3 Ripercussioni sulle imprese e sull’economia nel suo complesso
In linea di principio, sono interessati tutti i fornitori del servizio universale (ma non le imprese attive sul mercato libero), compresi quelli che affidano interamente la procedura di acquisto a un prestatore di servizi. Questi ultimi fornitori sono interessati almeno indirettamente, in quanto versano al prestatore di servizi premi di rischio elevati per i rischi di prezzo che il prestatore sostiene al posto loro nel servizio universale. Tali premi possono essere computati nel servizio universale. L’entità delle ripercussioni varia da impresa a impresa e dipende da diversi fattori, come la quota di produzione propria ampliata e volatile e la quota di domanda fluttuante.
In particolare a partire dal 2024 le perdite sono aumentate in modo significativo e sono diventate un problema rilevante. Le perdite dei GRD che operano come fornitori del servizio universale sono state stimate nell’ambito di un sondaggio condotto dall’AES e possono raggiungere i 456 milioni di franchi all’anno. La tabella riportata di seguito fornisce una panoramica degli importi in funzione della quota rappresentata dal servizio universale. Le perdite sono espresse in franchi svizzeri per GWh ed estrapolate al volume del servizio universale in Svizzera (34 TWh).
Tabella 1
Perdite dei fornitori del servizio universale, dal 2024 al 2026
(sulla base del sondaggio)
Perdite | Estrapolazione | Mediana per | 3°
quartile per |
|---|---|---|---|
20245 (cifre reali) | 456 mio. fr. | 12 500 fr. | 22 822 fr. |
20256 (previsione) | 296 mio. fr. | 8831 fr. | 14 528 fr. |
20267 (previsione) | 314 mio. fr. | 9273 fr. | 16 968 fr. |
Fonte: AES
Per quantificare il problema attuale, è stato condotto un sondaggio ad hoc in un breve periodo. Hanno partecipato rispettivamente 20 e 21 imprese. Il volume di vendite nel servizio universale delle imprese partecipanti ammonta complessivamente a circa 10 TWh, pari a circa il 30 per cento dell’intero servizio universale, ed è quindi rappresentativo.
I costi delle operazioni economiche effettuate nel contesto degli acquisti per il servizio universale sono trasferiti ai consumatori finali attraverso l’impostazione tariffale dei GRD.
5.4 Ripercussioni sull’ambiente
La modifica proposta non ha ripercussioni sull’ambiente.
6 Aspetti giuridici
6.1 Rapporto con il diritto europeo
La Svizzera non è vincolata da alcun obbligo internazionale per quanto riguarda la regolamentazione del servizio universale. Secondo l’Accordo sull’energia elettrica con l’Unione europea, attualmente in fase di ratifica, la Svizzera è libera di regolamentare i prezzi del servizio universale.
6.2 Costituzionalità
Il presente progetto, retto dall’articolo 91 della Costituzione federale (Cost.)7, non introduce alcuna regola fondamentalmente nuova, quanto piuttosto nuove modalità nell’ambito del sistema esistente.
6.3 Compatibilità con gli impegni internazionali della Svizzera
Il progetto riguarda solo un aspetto delle misure tecniche volte a tenere conto delle perdite sostenute dai GRD nella rivendita di energia elettrica. La Svizzera non è vincolata da alcun obbligo internazionale in questo senso.
6.4 Forma dell’atto
Il progetto prevede disposizioni importanti che contengono norme di diritto. Conformemente all’articolo 164 capoverso 1 Cost., queste vanno emanate sotto forma di legge federale. Il progetto è sottoposto a referendum facoltativo (art. 141 cpv. 1 lett. a Cost.).
6.5 Subordinazione al freno alle spese
Il progetto non contiene né nuove disposizioni in materia di sussidi né prevede nuovi crediti d’impegno o limiti di spesa. Non sottostà pertanto al freno alle spese (art. 159 cpv. 3 lett. b Cost.).
6.6 Rispetto del principio di sussidiarietà e del principio dell’equivalenza fiscale
Il progetto non riguarda né la ripartizione dei compiti né l’adempimento degli stessi da parte della Confederazione e dei Cantoni.
6.7 Delega di competenze normative
Il progetto non prevede alcuna norma di delega per il Consiglio federale. Quest’ultimo può tuttavia emanare disposizioni d’esecuzione (art. 30 cpv. 2 LAEI; art. 182 cpv. 2 Cost.). La precisazione apportata all’articolo 6 LAEI deve entrare in vigore rapidamente. Il tenore della disposizione e il presente rapporto esplicativo forniscono linee guida chiare, cosicché la legge può essere applicata direttamente. Qualora si rendessero necessarie disposizioni d’esecuzione, esse potranno entrare in vigore con un leggero ritardo.
6.8 Protezione dei dati
La modifica proposta non presenta implicazioni dal punto di vista della protezione dei dati.