Ufficio federale dell’energia
Ordinanza sull’approvvigionamento elettrico
Rapporto esplicativo sull’avamprogetto per la procedura di consultazione del 27 giugno 2007
Indice
I. CARATTERISTICHE FONDAMENTALI DELL’ORDINANZA SULL’APPROVVIGIONAMENTO ELETTRICO .............................................. 4
I.I SITUAZIONE INIZIALE ................................................................................... 4
I.II COOPERAZIONE E SUSSIDIARIETÀ............................................................ 4
I.III CONSEGUENZE ............................................................................................. 4
II. SPIEGAZIONI.................................................................................................. 5
Capitolo 1: Disposizioni generali ................................................................... 5
Art. 1 Campo d'applicazione........................................................................................... 5
Art. 2 Definizioni ............................................................................................................. 6
Capitolo 2: Sicurezza dell’approvvigionamento ........................................... 7
Art. 3 Allacciamento alla rete.......................................................................................... 7
Art. 4 Accesso alla rete da parte dei consumatori finali ................................................. 8
Art. 5 Tariffari adeguati per l’energia elettrica e contabilità per unità finali di imputazione nella fornitura di energia a consumatori fissi finali ........................... 8
Art. 6 Rete sicura, performante ed efficiente.................................................................. 9
Art. 7 Piani pluriennali .................................................................................................. 10
Capitolo 3: Utilizzazione della rete............................................................... 10
Sezione 1: Calcolo dei costi, metrologia e informazione ..........................................10
Art. 8 Calcolo dei costi.................................................................................................. 10
Art. 9 Metrologia e processi informativi ........................................................................ 11
Art. 10 Pubblicazione delle informazioni ........................................................................ 12
Sezione 2: Computo e traslazione dei costi di rete...................................................13
Art. 11 Costi d’esercizio computabili .............................................................................. 13
Art. 12 Costi del capitale computabili ............................................................................. 13
Art. 13 Forniture transfrontaliere .................................................................................... 14
Art. 14 Traslazione dei costi nella rete di trasporto ........................................................ 14
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Art. 15 Traslazione dei costi nella rete di distribuzione .................................................. 15
Art. 16 Tariffario per l’utilizzazione della rete [variante] ................................................. 15
Art. 17 Studi comparativi di efficienza, riduzione delle tariffe per l’utilizzazione della rete e per l’elettricità................................................................................... 16
Sezione 3: Eccezioni all’accesso alla rete e al calcolo dei costi di rete computabili..............................................................................................16
Art. 18 ............................................................................................................................ 16
Capitolo 4: Prestazioni di servizio relative al sistema e gestione del bilancio ....................................................................................... 17
Art. 19 Prestazioni di servizio relative al sistema ........................................................... 17
Art. 20 Gruppi di bilancio ................................................................................................ 17
Art. 21 Gruppo di bilancio per le energie rinnovabili ...................................................... 18
Art. 22 Energia di regolazione e di compensazione....................................................... 19
Art. 23 Procedure per far fronte alle congestioni nelle prestazioni transfrontaliere ....... 20
Capitolo 5: Disposizioni finali ...................................................................... 20
Sezione 1: Esecuzione .............................................................................................20
Art. 24 ............................................................................................................................ 20
Sezione 2: Disposizioni transitorie ............................................................................21
Art. 25 Aumento delle tariffe dell’elettricità..................................................................... 21
Art. 26 Adeguamento dei contratti esistenti ................................................................... 21
Art. 27 Modifica del diritto vigente .................................................................................. 21
Art. 28 Entrata in vigore.................................................................................................. 22
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I. Caratteristiche fondamentali dell’ordinanza sull’approvvigionamento elettrico
I.I Situazione iniziale Il 23 marzo 2007, le Camere federali hanno approvato a larga maggioranza la legge federale sull’approvvigionamento elettrico (LAEl). L’allegato della legge contiene le modifiche anche alla legge sull’energia. Il termine di referendum scade il 12 luglio 2007. È probabile che non sarà lanciato alcun referendum. L’emanazione dell’ordinanza sull’approvvigionamento elettrico e la revisione dell’ordinanza sull’energia formano un tutto, proprio come la legge sull'approvvigionamento elettrico e la revisione della legge sull'energia, e sono entrambe frutto di un compromesso politico. La liberaliz- zazione del mercato dell’energia elettrica è stata accettata a condizione che si incentivino maggior- mente le energie rinnovabili, e viceversa.
Nell’ordinanza sull’approvvigionamento elettrico ci si rifà in parte ai lavori preparatori della legislazione sul mercato dell'energia elettrica (legge sul mercato dell’energia elettrica [LMEE], ordinanza sul mer- cato dell’energia elettrica [OMEE]), in particolare nelle disposizioni relative al computo e alla traslazio- ne dei costi di rete. La legislazione sull’approvvigionamento elettrico disciplina inoltre la sicurezza dell’approvvigionamento.
I.II Cooperazione e sussidiarietà L’Associazione delle aziende elettriche svizzere (AES) ha elaborato un modello di mercato per l’Energia Elettrica Svizzera (MMEE-CH) che ingloba il modello di utilizzazione della rete (abbreviazio- ne tedesca: NNM), disposizioni tecniche sull’allacciamento, sulla gestione e sull’utilizzazione della rete di trasporto (transmission code), il concetto di gestione del bilancio (balancing concept), disposizioni tecniche sull’allacciamento, sulla gestione e sull’utilizzazione della rete di distribuzione (distribution code) nonché disposizioni tecniche sulla misurazione e sulla messa a disposizione dei dati di misura- zione (metering code).
L’ordinanza riprende, per quanto opportuno, i principi fondamentali dei succitati documenti e tiene così conto dell’articolo 3 capoverso 2 LAEl. Inoltre, come esplicitato in più punti dell’ordinanza, i gestori di rete sono tenuti a fissare le direttive necessarie per l’esecuzione. Nelle intenzioni del legislatore vi erano questi documenti.
I.III Conseguenze Come già illustrato nel messaggio relativo alla legge sull’approvvigionamento elettrico, l’istituzione della Commissione dell’energia elettrica (ElCom) ha determinate conseguenze finanziarie. Nel dise- gno relativo all’avamprogetto del Consiglio federale, il Parlamento ha introdotto nuovi elementi che, rispetto a quanto stimato nel messaggio, comportano un fabbisogno supplementare di personale
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all’interno della Confederazione (p.es. creazione di una società nazionale di rete, maggiori competen- ze del regolatore [ElCom], misure complementari di incentivazione nella legge sull’energia, tra cui le rimunerazioni per l’immissione di elettricità).
II. Spiegazioni I singoli articoli dell’ordinanza sono spiegati solo nella misura in cui ciò è necessario ad una migliore comprensione. Se utile, si fa riferimento anche alle disposizioni pertinenti.
Capitolo 1: Disposizioni generali
Art. 1 Campo d'applicazione
L’ordinanza sull’approvvigionamento elettrico si applica unicamente alla fase di apertura parziale del mercato, ovvero solo fintantoché i consumatori fissi finali non avranno diritto d'accesso alla rete. Il passaggio all’apertura totale del mercato richiederà una revisione totale dell’ordinanza.
Nel capoverso 2, il Consiglio federale esercita la sua facoltà di estendere ad altre reti elettriche il cam- po d’applicazione della legge o di singole disposizioni. Attualmente, le ferrovie svizzere non commer- ciano energia elettrica con consumatori finali in altre reti. Pertanto, la rete di trasporto delle ferrovie svizzere (con livello di tensione di 132 kV) è soggetta alla legge sull’approvvigionamento elettrico solo con riguardo alla sicurezza dell’approvvigionamento e non all'apertura del mercato (accesso alla rete da parte di terzi). Si prevede che i tratti della rete di trasporto delle Ferrovie federali svizzere FFS SA (FFS) attualmente funzionanti a un livello di tensione di 66 kV e aventi un ruolo importante nella sicu- rezza dell’approvvigionamento, saranno nei prossimi anni convertiti a 132 kV e quindi assoggettati anch’essi all’articolo 1.
Con l’applicazione dell’articolo 11 LAEl si auspica maggiore trasparenza nei costi legati alla sicurezza dell’approvvigionamento. L’articolo non è applicato in riferimento al calcolo del corrispettivo per l’utilizzazione della rete.
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Art. 2 Definizioni
Energia lorda, energia netta, consumo finale, consumo annuo
87 GRA Valore di misurazione
(misurazione verificata)
10 4 20 31 42 NBB P G 8 28 2 33 G L G L I II
2 3 43 P G 1 44 G L III
G: Produttore; rettangolo: consumatore finale con produzione propria; GR: Gestore di rete P: Energia di pompaggio L: Carico
2 gestori di rete, A e B, e 3 consumatori finali con energia elettrica prodotta autonomamente, nonché 2 pompe che ricevono energia di pompaggio.
Consumatore Consumatore Consumatore finale I finale II finale III (A) Energia elettrica prelevata 20 31 43 (B) Consumo annuo 28 = 20+8 33 = 31+2 44 = 43+1
Gestore di rete A Gestore di rete B (C) Energia elettrica prelevata 87 42 (D) prelievo diretto o indiretto attraverso 6 = 4 + 2* 2 reti del livello di tensione inferiore per il fabbisogno proprio di centrali elettriche o per l’azionamento di pompe in centrali di pompaggio (E) Energia netta = (C) – (D) 81=87-6 40=42-2 (F) energia elettrica immessa 13=10+3** 3 direttamente o indirettamente attraverso reti del livello di tensione inferiore (G) Energia lorda = (E) + (F) o 94 = 81+13, da 13 / 81 > 0.1 40, da 3/40 ≤ 0.1 = (E), se F/E ≤ 0.1 (H) energia elettrica prelevata diretta- 51 = 20+31 43 mente da consumatori finali
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* 2: prelievo indiretto dal gestore di rete B ** 3: immissione indiretta dal gestore di rete B
(A) energia elettrica prelevata di un consumatore finale; (B) consumo annuo di un consumatore finale; (C) energia elettrica prelevata di un gestore di rete; (D) energia elettrica prelevata direttamente o indi- rettamente attraverso reti del livello di tensione inferiore per il fabbisogno proprio di centrali elettriche o per l’azionamento di pompe in centrali di pompaggio; (E) energia netta di un gestore di rete; (F) ener- gia elettrica di un gestore di rete immessa direttamente o indirettamente attraverso reti del livello di tensione inferiore; (G) energia lorda di un gestore di rete; (H) energia elettrica prelevata direttamente dai consumatori finali di un gestore di rete.
• (A) è usato per calcolare (B) e (H) come anche nell’articolo 20 capoverso 5 e nell’articolo 21 ca- poverso 4.
• (B) è rilevante per il diritto d’accesso alla rete (articolo 4).
• (C) e (D) sono usati per calcolare (E).
• (E) e (F) sono usati per calcolare (G). La produzione di energia da parte di consumatori finali non è considerata immissione di elettricità ai sensi di (F). Le linee elettriche di piccola portata territoria- le utilizzate per la distribuzione capillare non sono considerate reti elettriche ai sensi della legge (articolo 4 capoverso 1 lettera a della legge).
• (G) è applicato per la traslazione dei costi conformemente all’articolo 14 capoverso 3 lettera a e all’articolo 15 capoverso 3 lettera a.
• (H) è impiegato per la traslazione dei costi conformemente all’articolo 14 capoverso 2 e capoverso 3 lettera a, all’articolo 15 capoverso 1 lettera a nonché per il ritiro di energie rinnovabili di cui all’articolo 20 capoverso 5 e all’articolo 21 capoverso 4.
Capitolo 2: Sicurezza dell’approvvigionamento
Art. 3 Allacciamento alla rete
Capoverso 1: il termine impianti comprende tutti gli elementi necessari per il trasporto di elettricità, tra cui linee e impianti di distribuzione.
Capoverso 2: nell’ambito degli allacciamenti alla rete, dei gestori di rete e dei livelli di tensione esiste una pluralità di combinazioni1. Ecco perché nell’ordinanza non è specificato a quali livelli di tensione sono attribuiti i consumatori finali, le imprese generatrici di energia elettrica e i gestori di rete. Una simile attribuzione rischierebbe di non tenere conto di tutti i singoli casi. La regolamentazione di que- sto settore sarà lasciata in una prima fase ai gestori di rete, secondo il principio di sussidiarietà. L’AES ha già stabilito dei principi nel distribution code. In caso di controversie, la decisione relativa all’attribuzione spetta alla ElCom.
1 Si veda al riguardo il rapporto del gruppo di lavoro sulle linee parallele: Parallelleitungen, Anschlussänderungen, Zusatzan- schlüsse, Erstanschlüsse, 28 novembre 2006, http://www.bfe.admin.ch/dokumentation/publikationen/index.html?lang=de. 003790154 7
Art. 4 Accesso alla rete da parte dei consumatori finali
Capoverso 1: vi è un’unità economica nel caso di un’impresa con strutture giuridicamente autonome (personalità giuridica propria). Non basta un libero raggruppamento di varie aziende (gruppo di clienti) allo scopo di acquistare energia elettrica. Il criterio dell’unità geografica esige che gli edifici e gli im- pianti appartenenti a un centro di consumo si trovino vicini dal punto di vista geografico. Vi rientrano anche complessi industriali dislocati su vaste aree (però non ad esempio varie filiali di un distributore grossista, nemmeno se si trovano nello stesso comprensorio).
Capoverso 2: i consumatori finali devono, entro il 31 luglio, comunicare al gestore della rete di distri- buzione nel loro comprensorio che fanno valere il loro diritto di accesso alla rete. Ai sensi dell’articolo 10, i gestori di rete sono tenuti a pubblicare entro il 30 giugno i tariffari per l’utilizzazione della rete e i tariffari dell’elettricità. In questo modo, i consumatori finali hanno almeno un mese di tempo per nego- ziare con altri fornitori.
Nei contratti scritti, negoziati individualmente, il diritto di disdetta è disciplinato in base al contratto. Il diritto di avviso dell’ordinanza non pregiudica detti contratti. I contratti scritti standardizzati possono invece essere disdetti ogni volta per il 1˚ ottobre, conformemente al capoverso 2. I consumatori finali aventi finora già avuto accesso alla rete sono esentati, poiché non possono più rinunciare al loro ac- cesso alla rete.
Art. 5 Tariffari adeguati per l’energia elettrica e contabilità per uni- tà finali di imputazione nella fornitura di energia a consuma- tori fissi finali
Durante la prima fase di apertura del mercato, i consumatori fissi finali non hanno accesso al mercato. Giusta l’articolo 6 LAEl, l’energia elettrica deve essere loro fornita a tariffe adeguate.
Il capoverso 1 obbliga i gestori di rete a indicare le basi di calcolo per la fissazione delle tariffe (p.es. sul tariffario). Ciò include le diverse possibilità di prelievo, la garanzia del prezzo di mercato (hedging) e del rischio di invenduto (p.es. a causa di previsioni errate). Eventuali investimenti non ammortizzabili non possono essere considerati nei prezzi di costo.
Il capoverso 2 specifica che gli aumenti delle tariffe devono essere motivati separatamente (p.es. sui tariffari). I consumatori finali devono sapere p.es. quali costi del portafoglio d’approvvigionamento hanno subito un aumento. Conformemente all’articolo 6 capoverso 5 LAEl, i gestori delle reti di distri- buzione hanno l’obbligo di traslare proporzionalmente sui consumatori fissi finali i vantaggi tariffari derivanti dal loro libero accesso alla rete. Ciò comporta una riduzione delle tariffe, che deve essere comunicata anche ai consumatori finali. Scopo di questa disposizione è rendere trasparenti in partico- lar modo le condizioni di fornitura dei produttori svizzeri e il loro contributo al servizio pubblico.
La facoltà dell’UFE di stabilire, conformemente al capoverso 3, una forma standard e il momento in cui deve essere effettuato il calcolo dei costi, consente un confronto tra le tariffe dell’elettricità.
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Art. 6 Rete sicura, performante ed efficiente
La regolamentazione segue la logica della necessità di adottare in primo luogo provvedimenti preven- tivi il più efficaci possibili, da disciplinare mediante opportuni accordi. I provvedimenti preventivi si basano su trattati e norme internazionali, sempre nel rispetto anche delle norme nazionali. Stipulando detti accordi, le parti contraenti si impegnano a osservare le norme sulla materia (che acquisiscono così validità contrattuale, come p.es. le norme SIA per l’edilizia e il genio civile). Gli accordi possono vertere anche su punti particolarmente cruciali e prevedere obblighi specifici (p.es. realizzare determi- nate installazioni, metterle in esercizio e gestirle). L’obiettivo sarà quello di risolvere i guasti sulla rete il più possibile attraverso processi tecnici automatici.
Nel caso di gestori di rete renitenti è data la possibilità di ingiungere la conclusione del contratto me- diante decisione della ElCom. In questo modo viene cautelato l’obbligo di stipulazione di un contratto di per sé già derivante dalla legge (articolo 20 capoverso 2 lettera c). Anche nel caso di stipulazione del contratto disposta mediante decisione possono essere concordate pene convenzionali, come per gli altri accordi. Così facendo, le parti che concludono volontariamente degli accordi e quelle cui la conclusione di un contratto è imposta, sono messe alla pari. In casi urgenti, la società nazionale di rete può richiedere di togliere l’effetto sospensivo ai sensi dell’articolo 55 della legge federale sulla procedura amministrativa del 20 dicembre 1968 (PA; RS 172.021).
Capoverso 1: la prima frase esprime un obbligo generale di tutti gli operatori del settore dell’approvvigionamento elettrico di adottare provvedimenti preliminari. Sono in ciò tenuti a "tenere conto" dei trattati, norme ecc. internazionali. "Tenere conto" non significa tuttavia che alle norme (se- gnatamente a quelle UCTE) sia conferita eo ipso obbligatorietà assoluta. Si tratta pur sempre di norme e non di disposizioni di legge.
Capoverso 2: l’obbligo di concludere accordi è qui riferito alla società nazionale di rete. Con questi accordi, le norme acquisiscono carattere contrattualmente vincolante. La società nazionale di rete può decidere da sé con chi concludere accordi. Le reti del terzo o del quarto livello di tensione possono in determinate circostanze essere indirettamente obbligate a rispettare standard specifici (se per esem- pio la società nazionale di rete si fa garantire da un gestore di rete del secondo livello di tensione che egli trasferirà gli obblighi contrattuali alle reti dei livelli di tensione inferiori). Gli accordi possono disci- plinare, oltre a quelle automatiche, anche disconnessioni manuali dalla rete e le relative condizioni come pure prevedere segnatamente pene convenzionali e disciplinare la questione della responsabili- tà.
Con il capoverso 3 si è voluto sottolineare che la ElCom può, mediante sua decisione, obbligare gli attori non cooperativi a fornire un contributo per la sicurezza dell’approvvigionamento. Nella sua deci- sione la ElCom esige l’esistenza di un contratto e non solo l’obbligo di firma dello stesso.
Capoverso 4: questa clausola specifica, per completezza, che la società nazionale di rete ha comun- que piena competenza di adottare o disporre i provvedimenti necessari in caso di minaccia all’esercizio della rete. "Disporre" non deve essere inteso come un atto "di sovranità", ma come sem- plice espressione di una posizione gerarchica della società nazionale di rete. È consuetudine anche nei rapporti giuridici di diritto privato accordare a una delle parti contraenti la facoltà di "ordinare" prov- vedimenti nei confronti dell’altra parte (si veda p.es. l’articolo 321d del Codice delle obbligazioni del 30 marzo 1911 [CO; RS 220], direttive del datore di lavoro nei confronti del lavoratore). Pure nelle dispo- sizioni di diritto pubblico vi è la possibilità di stabilire simili competenze di ordinare provvedimenti, sen- za con ciò conferire competenza decisionale (si veda p.es. l’articolo 3 dell’ordinanza del 19 dicembre
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1983 sulla prevenzione degli infortuni [RS 832.30]: "Il datore di lavoro, per garantire la sicurezza sul lavoro, deve prendere ogni disposizione, che …. "; articolo 11 della stessa ordinanza: "Il lavoratore deve osservare le istruzioni del datore di lavoro in materia di sicurezza sul lavoro …"). Competenze dispositive di questo tipo esistono anche nel settore della sicurezza tecnica, si veda p.es. l’articolo 46 capoverso 3 della nuova ordinanza del 21 dicembre 2006 sugli impianti a fune (RS 743.011): "In caso di guasti e incidenti, il capotecnico [dell’impianto a fune] … prendono le necessarie disposizioni". Inol- tre, si prevede che le disposizioni della società nazionale di rete sfocino, in caso di crisi, in atti materia- li da eseguire immediatamente, che essa adotta di sua iniziativa o “ordina” in virtù della legge. Se il destinatario della disposizione non dà seguito alla disposizione, scatta l'esecuzione forzata dell’obbligazione (si veda l’articolo 8 capoverso 5 LAEl).
Capoverso 5: ispirandosi al concetto di autodisciplina del diritto privato, tutti gli obblighi derivanti da accordi e disposizioni ai sensi dei capoversi 2-4 sono fatti valere con azione civile. Ciò vale anche per l’imputazione dei costi nel caso di misure sostitutive (capoverso 4). Solo la disposizione con la quale viene ordinata la conclusione di un contratto potrà essere impugnata come tale secondo le disposizio- ni generali relative alla giurisdizione amministrativa.
Capoverso 6: tutti i partecipanti hanno l’obbligo di tener conto delle direttive della UCTE (capoverso 1). Inoltre, tali direttive sono riprese negli accordi ai sensi del capoverso 2. Così facendo, si rispetta l’idea di base della legge, secondo cui il mercato dell’elettricità deve in primo luogo garantire la sicurezza della rete. Ai gestori di rete renitenti la ElCom può, con sua decisione, imporre l’osservanza delle nor- me (capoverso 3). Nel capoverso 6 è data, in via sussidiaria, all’Ufficio federale la possibilità di dichia- rare vincolanti le disposizioni tecniche e amministrative della UCTE.
Art. 7 Piani pluriennali
Il potenziamento delle reti di distribuzione locali e regionali non deve essere coordinato a livello nazio- nale. Il Consiglio federale esercita pertanto la sua competenza di cui all’articolo 8 capoverso 4 LAEl di esonerare i gestori di piccole reti di distribuzione dall’obbligo di allestire piani pluriennali. Sono con ciò intese le reti dei livelli di tensione da 4 a 7 secondo la definizione del gestore di rete svizzero.
Capitolo 3: Utilizzazione della rete
Sezione 1: Calcolo dei costi, metrologia e informazione
Art. 8 Calcolo dei costi
L’ordinanza non specifica volutamente i costi da fatturare individualmente agli utenti della rete. In par- ticolare, le imposte dirette possono essere o fatturate individualmente (p.es. solo agli utenti della rete di un determinato Cantone) o essere traslati su tutti gli utenti della rete conformemente agli articoli 14 e 15. I costi non possono però in nessun caso essere fatturati due volte (si veda anche l’articolo 14 capoverso 3 lettera d LAEl). Cosa che la ElCom ha la possibilità di verificare sulla base del calcolo dei costi.
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Capoversi 2 e 3: le direttive sulla trasparenza implicano per esempio che i costi fatturati individualmen- te devono essere specificati separatamente (metodo lordo):
Mandato d'investimento CHF Rendiconto degli investimenti (attivo) CHF Iscrizione all'attivo Costi della rete a bassa tensione 1'000 Impianti in Valore di acquisto rete a bassa tensione 800 Contributi ai costi della rete a bassa te -200 esecuzione Ammortamento 4 % all'anno -32
Totale costi netti 800 Totale valore corrente del riacquisto 768
Conteggio Entrata in Periodico funzione
Contributi ai costi della rete a bassa tensione secondo il metodo netto
Mandato di investimento CHF Rendiconto degli investimenti (attivo) CHF Iscrizione all'attivo Costi rete a bassa tensione 1'000 Impianti in Valore di acquisto rete a bassa tensione 1'000 esecuzione Ammortamento 4% all'anno -40
Totale costi lordi 1'000 Totale valore corrente del riacquisto 960
Mandato di investimento CHF Rendiconto degli investimenti (passivo) Iscrizione al passivo Contributi ai costi della rete a bassa tensione -200 Impianti in Contributi ai costi della rete a bassa tensione -200 esecuzione Rivalutazione 4 % all'anno 8
Totale contributi ai costi -200 Totale contributi ai costi rete a bassa tensione -192
Riassunto
Conteggio Entrata in Totale valore corrente del riacquisto 960 periodico funzione Totale contributi ai costi rete a bassa tensione -192
Saldo valore corrente del riacquisto 768
Contributi ai costi della rete a bassa tensione secondo il metodo lordo
Fonte: AES
L’UFE può disciplinare il momento e la forma in cui deve essere presentato il calcolo dei costi, ma anche altri dettagli, come p.es. stabilire che esso debba essere trasmesso in formato elettronico.
Art. 9 Metrologia e processi informativi
Il capoverso 1 disciplina la responsabilità per i processi informativi. I gestori di rete regolamentano segnatamente lo scambio dei dati necessari per la traslazione dei costi. Sono tenuti a garantirne il coordinamento mediante direttive non discriminatorie (p.es. 'metering code'). Se ritenuti capaci, a terzi deve essere data la possibilità di fornire prestazioni di servizio nel campo della metrologia e dei pro- cessi informativi. Queste prestazioni fornite da terzi sono indennizzate secondo accordo. I gestori di rete emanano inoltre, nell’ambito della legge e dell’ordinanza, direttive concernenti le procedure di rigore per il cambiamento di fornitore.
Scopo del capoverso 2 è chiarire che l’indennizzo delle prestazioni di servizio fornite nell’ambito della metrologia necessaria alla gestione della rete è già incluso nel corrispettivo per l'utilizzazione della rete e che gli utenti della rete hanno diritto a ricevere le informazioni del caso. Se i consumatori finali o i gruppi di bilancio hanno altre esigenze che esulano dalla metrologia richiesta per la gestione della rete, dette esigenze non devono essere calcolate nei corrispettivi per l’utilizzazione della rete. Vedia- mo degli esempi: in caso di sostituzione di un impianto di misurazione in seguito a cambiamento di gruppo di bilancio o in caso di elaborazione straordinaria di dati storici. L’indennizzo avviene secondo accordo tra le parti.
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Il capoverso 3 sancisce l’onere dei gestori di rete di fornire dati di misurazione ai gruppi di bilancio. Di regola, questo scambio di informazioni non crea problemi, in quanto i gestori di rete – in ragione del loro obbligo di fornitura nei confronti dei consumatori fissi finali – apparterranno comunque a un grup- po di bilancio. Dato però che anche altri gruppi di bilancio o fornitori avranno bisogno dei dati storici di singoli consumatori finali per poterli rifornire, tali dati dovranno essere resi pubblici, di comune accordo con i consumatori finali interessati.
Art. 10 Pubblicazione delle informazioni
Nell’ambito di quanto previsto dall'articolo 12 capoverso 1 LAEl, le informazioni necessarie per l’utilizz- azione della rete devono essere rese pubbliche entro il 30 giugno. Pubblicando i tariffari per l’utilizzazione della rete entro detto termine, i consumatori finali intenzionati a cambiare fornitore hanno un mese di tempo per disdire il loro contratto di fornitura di consumatori fissi finali (articolo 4). I gestori di rete sono tenuti a scambiarsi reciprocamente le informazioni ai sensi dell’articolo 10 in modo tale che tutti i tariffari per l’utilizzazione della rete siano pubblicati entro e non oltre il termine fissato. Si può ipotizzare un simile modello a cascata:
Anno H-2 Anno idrol. Jahr H-1 Anno idrol H Anno idrol. H+1 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3
E e P noti per H-2 E e P noti per H-1 E e H noti per H
Notificare la fornitura di energia ai consumatori finali P: potenza
Traslazione dei costi e pricing livello di rete 1
Traslazione dei costi e pricing livelli di rete 6+7 Calcolo e pubblicazione dei prezzi ai E: energia
Conteggio Calcolo delle
Traslazione dei costi e pricing livelli di rete 2+3
alle reti dei livelli inferiori eccedenze / deficit
consumatori finali
Traslazione dei costi e pricing livelli di rete 4+5
Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2
Anno civile T-2 Anno civile T-1 Anno civile T Anno civile T+1
Fonte: AES
Entro il 30 giugno devono essere resi noti anche la somma dei corrispettivi per l'utilizzazione della rete e il conto annuale dell’ultimo anno contabile.
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Sezione 2: Computo e traslazione dei costi di rete
Per verificare le tariffe e i corrispettivi per l’utilizzazione della rete, la ElCom svolge studi comparativi sull’efficienza (articolo 17). Sono computabili unicamente i costi d'esercizio e i costi del capitale di una rete sicura, performante ed efficiente (articolo 15 capoverso 1 LAEl).
Art. 11 Costi d’esercizio computabili
Capoverso 2: le deduzioni secondo il principio di causalità non possono tener conto di metodi di calco- lo basati su criteri diversi (p.es. secondo la solvibilità). Se una banca dati allestita in origine per la ge- stione della rete viene in seguito utilizzata anche in altri campi d’attività, i costi della banca dati devono essere ripartiti equamente tra la gestione della rete e gli altri settori.
Art. 12 Costi del capitale computabili
Capoverso 1: nel fissare la durata di utilizzazione dei singoli impianti, i gestori di rete possono preve- dere bande di oscillazione moderate. A suo tempo, in fase di elaborazione dell’ordinanza sul mercato dell’energia elettrica, fu indicata una banda di oscillazione di 5 anni.
Capoverso 2: i principi per il calcolo degli ammortamenti calcolatori sono regolamentati nel capoverso 2. Come già spiegato nel messaggio sulla LAEl (Foglio federale 2005, pagina 1653), il metodo per determinare i costi si fonda sui principi della LMEE. Con la precisazione del termine „costi di acquisto“ si vuole garantire che il prezzo pagato per gli impianti di rete al momento di un trapasso di proprietà non sia rilevante per determinare i costi del capitale. Quanto al metodo di ammortamento per i costi di allacciamento o per i contributi per i costi di rete, ai gestori di rete è volutamente lasciata libertà di continuare ad usare il metodo da loro scelto.
Capoverso 2: calcolare il „giusto“ tasso d’interesse sul capitale è una strategia di politica dei prezzi nel mercato dell’elettricità, poiché le infrastrutture di rete richiedono forti investimenti. Da qui, l’importanza di fissare in modo trasparente e vincolante il tasso d’interesse sul capitale, garantendone la certezza giuridica. Le disposizioni relative alla rimunerazione dei beni patrimoniali si ispirano alle disposizioni dell’avamprogetto elaborato a suo tempo per un’ordinanza sul mercato dell’energia elettrica. Il tasso d’interesse effettivo è calcolato con il metodo del costo medio del capitale (metodo WACC), che oggi è usato dalla maggior parte dei regolatori europei del settore dell’elettricità per calcolare il tasso d’interesse adeguato ai rischi. Il metodo WACC tiene conto del fatto che le aziende, per finanziarsi, impiegano sia capitale proprio sia capitale di terzi e che i tassi d’interesse per il capitale proprio e per il capitale di terzi sono di regola diversi. I calcoli si basano su un rapporto tra capitale proprio e capitale di terzi pari a 70-30 per cento, sul tasso d’interesse nazionale privo di rischio e su parametri del mer- cato azionario svizzero. In linea con la maggioranza dei regolatori europei dei mercati dell’elettricità e l’Associazione delle aziende elettriche svizzere, per calcolare il rendimento del capitale proprio ade- guato ai rischi viene impiegato il Capital Asset Pricing Model (CAPM). In questo calcolo, sono scorpo- rate le imposte dirette, che vengono o fatturate individualmente o considerate nei costi d’esercizio computabili (si vedano anche le spiegazioni relative all’articolo 8).
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I parametri sono fissati in base a quanto stabilito dal sorvegliante dei prezzi2. Il valore che si ottiene per il tasso d’interesse sul capitale risulta adeguato per i seguenti motivi:
• il metodo impiegato è solido ed è oggi utilizzato dalla maggior parte dei regolatori europei dei mercati dell’elettricità e del gas;
• i valori dei parametri sono fondati; i valori sono stati fissati tenendo conto delle disposizioni di leg- ge, della prassi regolatoria in Europa, della letteratura scientifica e delle strutture del mercato dell’elettricità svizzero;
• i valori per il WACC del ricupero d’imposta e per il WACC “vanilla” sono plausibili se confrontati con quelli dei regolatori europei del mercato dell’elettricità.
Capoverso 3: i gestori di rete sono tenuti a specificare i costi effettivi di acquisto e di costruzione. Se la contabilità degli impianti presenta delle lacune e non è possibile risalire ai costi iniziali di acquisto e di costruzione, i valori mancanti (e solo questi) possono essere ricalcolati con un metodo trasparente e uniforme basato su prezzi unitari rappresentativi. Il metodo utilizzato dai gestori di rete deve onorare il principio secondo cui il calcolo retrospettivo non deve essere fatto a vantaggio dei gestori di rete. I valori di acquisto e di costruzione così calcolati per impianto e per anno devono essere in linea con i valori reali disponibili (e anche con i giustificativi degli altri gestori di rete). Per facilitare il confronto tra i valori calcolati retroattivamente viene stabilita una data unitaria per la fissazione dei costi unitari; i gestori di rete devono utilizzare indici di rincaro il più possibile uniformi e conformi alle circostanze reali. È opportuno applicare indici calcolati sulla base di rilevamenti decennali. Potrebbe essere il caso ad esempio degli indici dei prezzi alla produzione, all’importazione e al consumo dell’Ufficio federale di statistica.
Art. 13 Forniture transfrontaliere
Le modalità di calcolo degli indennizzi per l’utilizzazione della rete di trasporto transfrontaliera sono negoziate nell’ambito del meccanismo internazionale di compensazione dei gestori di rete, il meccani- smo di “Inter-TSO Compensation (ITC)“. Con l’attuazione del regolamento CE relativo agli scambi transfrontalieri di energia elettrica (regolamento (CE) n. 1228/2003), dette negoziazioni sono condotte a livello di regolatori e Commissione europea. L’applicazione del principio sancito nell’articolo 14 ca- poverso 1 LAEl, secondo il quale i costi generati dallo scambio transfrontaliero di energia elettrica non possono essere a carico dei consumatori finali nazionali, dipende quindi in larga misura dalle modalità concordate a livello internazionale.
Con la disposizione prevista al capoverso 2 si vuole garantire che il ricavo lordo (senza calcolare i costi da indennizzare ai sensi dell’articolo 14 capoverso 1 lettera b) risultante dal meccanismo ITC sia dedotto dai costi computabili.
Art. 14 Traslazione dei costi nella rete di trasporto
L’articolo regolamenta la traslazione dei costi della rete di trasporto, che differisce dalla traslazione dei costi della rete di distribuzione soprattutto per le funzioni aggiuntive volte a garantire la stabilità del
2 Si veda al riguardo lo studio del sorvegliante dei prezzi: Netznutzungsentgelte, Ermittlung der risikogerechten Kapitalver- zinsung der schweizerischen Elektrizitätsnetzbetreiber, 1˚ versione, dicembre 2006, http://www.preisueberwacher.admin.ch 003790154 14
sistema e per il conteggio separato dell’utilizzazione transfrontaliera della rete. Come previsto nei capoversi da 1 a 3, la traslazione dei costi avviene sostanzialmente in tre modi.
Il capoverso 1 disciplina i costi fatturati individualmente. L’energia reattiva è fatturata direttamente ai gestori di rete “a valle” e ai consumatori finali dotati di contatori per l’energia reattiva. I pagamenti oc- correnti nell’ambito del meccanismo internazionale di compensazione dei gestori del sistema (mecca- nismo ITC) devono essere fatturati ai gruppi di bilancio secondo il metodo lordo, ovvero senza con- teggiare gli accrediti dall’estero, e secondo il principio di causalità. L’impiego dei ricavi derivanti dal meccanismo ITC è disciplinato nell’articolo 13 capoverso 2.
Il capoverso 2 regolamenta i costi sostenuti da tutti i gestori di rete in Svizzera (all’incirca 900) per le prestazioni di servizio relative al sistema. L’energia elettrica prelevata direttamente dai consumatori finali ai sensi dell’articolo 4 capoverso 1 lettera b LAEl non comprende l’elettricità prelevata per il fab- bisogno proprio di centrali elettriche o per azionare pompe in centrali di pompaggio (si vedano anche le spiegazioni relative all’articolo 1).
Il capoverso 3 costituisce la base per la traslazione dei costi sui (circa 40) gestori della rete di distribu- zione e consumatori finali allacciati direttamente alla rete di trasporto (tra cui il CERN). Il gestore della rete di trasporto fattura le voci di costo computate ai singoli gestori di rete e ai consumatori finali allac- ciati direttamente alla rete di trasporto, sulla base di una tariffa di utilizzazione della rete.
Art. 15 Traslazione dei costi nella rete di distribuzione
Si vedano le spiegazioni relative all’articolo 14 capoverso 3.
Capoverso 1: le prestazioni di rete sono un prodotto congiunto, i cui costi devono essere imputati ai diversi livelli rispettando, nella misura del possibile, il principio di causalità. Il capoverso 1 disciplina detta ripartizione interna dei costi. I costi sono ripartiti, secondo lo schema indicato alle lettere a e b, da un lato tra tutti i consumatori finali allacciati direttamente alla rete e dall’altro tra le reti dei livelli di tensione inferiori. Dell’immissione di elettricità ai livelli di tensione inferiori si tiene conto, conforme- mente all’articolo 15 capoverso 4 lettera b LAEl, in quanto nella componente legata alle prestazioni (lettera b) viene applicato il principio netto (si vedano anche le spiegazioni relative all’articolo 2 e il messaggio sulla LAEl, Foglio federale 2005, p. 1655).
Il gestore di rete fattura i costi traslati sulla totalità dei consumatori finali ai singoli consumatori finali, sulla base di una tariffa di utilizzazione della rete (si veda l’articolo 16).
Capoverso 2: il meccanismo di traslazione dei costi di cui al capoverso 1 non si applica al rapporto tra reti collegate galvanicamente tra di loro. In questo caso, spetta ai gestori di rete disciplinare la trasla- zione dei costi.
Art. 16 Tariffario per l’utilizzazione della rete [variante]
Il presente articolo è posto in consultazione come variante.
Scopo di questa disposizione è far sì che le tariffe per l’utilizzazione della rete tengano conto degli obiettivi di un impiego efficiente dell’energia elettrica (articolo 14 capoverso 3 lettera e LAEl). Le tariffe dell’energia elettrica non sono oggetto di questa regolamentazione. Le tariffe per l’utilizzazione della
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rete non devono diminuire all’aumentare del consumo di elettricità, poiché ciò creerebbe uno stimolo a consumare più energia elettrica.
La tariffa per l’utilizzazione della rete può includere diverse componenti, per esempio una tariffa in base alla potenza, una tariffa per il lavoro e una tariffa di base. Non si esclude in questo modo un’impostazione differenziata delle tariffe, per esempio tariffe alte e tariffe basse. Il dieci per cento della tariffa può essere una tariffa in base alla potenza o una tariffa di base.
I consumatori finali con misurazione della potenza hanno spesso un profilo di consumo con forti oscil- lazioni. Anche in futuro devono essere incentivati a orientare le loro abitudini di consumo in base al mercato. Deve esistere la possibilità di prevedere una componente legata alla potenza che sia supe- riore al dieci per cento.
Art. 17 Studi comparativi di efficienza, riduzione delle tariffe per l’utilizzazione della rete e per l’elettricità
La ElCom, in virtù dei principi del diritto generale di procedura amministrativa, può disporre misure preventive. In caso di guadagni ingiustificati può disporre che le tariffe per l’utilizzazione della rete o le tariffe dell’elettricità siano in futuro abbassate e che i guadagni ingiustificati conseguiti in passato sia- no compensati. Nel valutare l’efficienza di una rete occorre tenere conto in particolare dei costi per gli impianti ridondanti che, conformemente all’articolo 8 capoverso 2 lettera c, devono essere documenta- ti in modo trasparente nel calcolo dei costi.
Sezione 3: Eccezioni all’accesso alla rete e al calcolo dei costi di rete computabili
Art. 18
Il regolamento CE n. 1228/2003 ammette eccezioni unicamente per l’accesso alla rete di terzi nel caso di nuove prestazioni transfrontaliere. Nel formulare l’articolo 17 capoverso 6 della legge, il legislatore ha voluto assicurarsi che le capacità transfrontaliere (Sils-San Fiorano, Mendrisio-Cagno, Campocolo- gno-Tirano e Sils-Verderioi) entrate in esercizio dopo il 1˚ maggio 2005 e in ogni caso prima dell’entrata in vigore della legge, non fossero in alcun caso penalizzate dall’introduzione di disposizioni d’eccezione. Alla luce dei molteplici e in parte ancora irrisolti problemi legati alle 'merchant lines', non è attualmente opportuno definire nell’ordinanza le linee e le modalità concrete.
Nel capoverso 2, la competenza del Consiglio federale di ammettere eccezioni è delegata alla ElCom.
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Capitolo 4: Prestazioni di servizio relative al sistema e ge- stione del bilancio
Art. 19 Prestazioni di servizio relative al sistema
La società nazionale di rete è un committente ai sensi dell’articolo 2 capoverso 2 della legge federale sugli acquisti pubblici (RS 172.056.1) in relazione con l’articolo 2a capoverso 1 lettera b e capoverso 2 lettera c dell’ordinanza sugli acquisti pubblici (RS 172.056.11).
Scopo del capoverso 1 è garantire che le prestazioni di servizio relative al sistema siano fornite nella maniera più efficiente e meno costosa possibile. Dato che la società nazionale di rete non dispone di centrali elettriche proprie, deve rifornirsi dai gruppi di bilancio per quanto riguarda ad esempio la com- pensazione delle perdite di potenza, la fornitura di energia reattiva o ancora la messa a disposizione di energia di regolazione.
Se si rendono necessari potenziamenti della rete conformemente al capoverso 2, il gestore della rete di distribuzione in questione allestisce i documenti relativi al progetto e chiede alla ElCom di approvar- ne il rimborso dei costi. Basandosi sull’approvazione della ElCom, il gestore di rete può fare domanda alla società nazionale di rete di rimborsare i costi.
Nel rapporto da elaborare conformemente al capoverso 5 deve essere specificato con trasparenza quali prestazioni di servizio relative al sistema sono state effettivamente fornite, da chi e a quali condi- zioni. La trasparenza è la massima garanzia di vera concorrenza in questo settore di semi-monopolio.
Art. 20 Gruppi di bilancio
La necessità di creare gruppi di bilancio nasce dalla separazione tra fornitura di energia elettrica e gestione della rete, assicurando al contempo un approvvigionamento elettrico affidabile. Un sistema di approvvigionamento elettrico è affidabile solo se la quantità di energia elettrica immessa nella rete è pari a quella prelevata simultaneamente dai consumatori finali. A questo scopo, attualmente – prima dell’entrata in vigore della LAEl – nelle zone di bilancio di Atel, BKW, CKW, EGL, EOS, EWZ e NOK, l’impiego delle centrali elettriche e l’acquisto di energia elettrica al di fuori delle zone di bilancio sono pianificati e gestiti dalle stesse aziende. Con l’apertura del mercato, fornitori e consumatori finali senza vincoli potranno concordare liberamente i contratti di fornitura, tenuto conto che i primi saranno tenuti ad immettere contemporaneamente una quantità di energia elettrica corrispondente alla potenza forni- ta ai loro partner contrattuali, in modo da mantenere costante la frequenza della rete di 50 Hertz. I consumatori finali hanno in genere un determinato profilo di consumo (profilo di carico, per esempio in kilowatt e secondo il momento della giornata, il giorno della settimana e il periodo dell’anno). Som- mando tutti i profili di carico dei consumatori finali che hanno stipulato un contratto di fornitura con un dato fornitore, questi ne ricava un piano previsionale di produzione in base al quale far funzionare le centrali elettriche. Detti piani previsionali sono elaborati con un certo anticipo (p.es. 24 ore). Natural- mente, tra il piano previsionale di un fornitore e il consumo reale di energia elettrica da parte dei suoi clienti possono esserci degli scarti in ragione di variazioni imprevedibili del profilo di carico (p.es. fred- do improvviso, interruzione d’esercizio ecc.). Per mantenere costante la frequenza della rete, questi scarti devono essere compensati dal gestore della rete di trasporto, vale a dire dalla società nazionale
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di rete, con l’impiego di energia di regolazione ed essere fatturati ai gruppi di bilancio come energia di compensazione.
Un gruppo di bilancio è un raggruppamento giuridicamente riconosciuto di partecipanti al mercato dell’energia elettrica, i quali sono liberi di decidere come disciplinare i diritti e gli obblighi reciproci, se per esempio in contratti bilaterali o in un contratto di società. Il responsabile del gruppo di bilancio rappresenta il gruppo dinanzi a terzi e può p.es. concludere un contratto di gruppo di bilancio con la società nazionale di rete.
Il capoverso 1 disciplina l’attribuzione dei punti di misurazione ai gruppi di bilancio. Può succedere, e accadrà, che in un gruppo di bilancio non rientrino punti di immissione né di prelievo. Si tratterà quindi di un gruppo di bilancio meramente commerciale.
Capoverso 2, seconda frase: l’Ufficio federale elabora l’elenco degli obblighi che deve adempiere il responsabile del gruppo di bilancio per le energie rinnovabili. Possono essere criteri di scelta del re- sponsabile del gruppo di bilancio l’indipendenza, l’esperienza maturata nella gestione del portafoglio, il sistema pianificato per il rispetto dei piani previsionali o ancora l’entità dei costi di esecuzione. Il re- sponsabile del gruppo di bilancio è solo amministratore e non commercia energia elettrica, compito che può quindi essere assolto anche dalla società di rete nazionale.
Il capoverso 3 sancisce l’obbligo per la società nazionale di rete di elaborare le regole generali e tec- niche per la conclusione del contratto di gruppo di bilancio. Nell’ambito dei requisiti minimi fissati per il gruppo di bilancio per le energie rinnovabili, la società nazionale di rete stabilisce in particolare le esi- genze specifiche per la notifica dei piani revisionali. Gli interessi dei piccoli gruppi di bilancio sono tenuti in considerazione soprattutto dando la possibilità di comunicare i piani previsionali sulla base dei valori per quarto d’ora e in kilowatt.
Capoverso 4: il contratto di gruppo di bilancio concluso tra la società nazionale di rete e i responsabili dei gruppi di bilancio è la base per la notifica del piano previsionale. In esso sono regolamentati in particolare l’adempimento dei requisiti minimi, le modalità di gestione dei piani previsionali (con quanto anticipo devono essere notificati, come regolare le differenze e gestire le variazioni ecc.), i requisiti relativi alla sicurezza della rete (equilibrio di un gruppo di bilancio, comportamento in caso di conge- stioni e guasti) e anche disposizioni concernenti i corrispettivi nell’ambito della gestione del bilancio (energia di compensazione).
Capoverso 5: l’obbligo di notifica è di particolare importanza per l’attribuzione dell’energia elettrica ai sensi dell’articolo 21 capoverso 4.
Art. 21 Gruppo di bilancio per le energie rinnovabili
I principi consacrati nell’articolo 20 in riferimento ai gruppi di bilancio si applicano anche al gruppo di bilancio per le energie rinnovabili.
Il capoverso 1 sancisce la nozione di gruppo di bilancio per le energie rinnovabili, concepito per rileva- re e indennizzare centralmente l’energia immessa conformemente agli articoli 7a e 28a della legge sull’energia. Vengono in questo modo sgravati i gestori di rete che hanno finora ritirato, rimunerato e fatturato l’energia immessa. Essi continuano a ritirare l’elettricità, ma solo fisicamente. Se solo una parte della produzione complessiva di un impianto è elettricità generata a partire da energie rinnovabili (p.es. nel caso degli impianti di incenerimento dei rifiuti), solo detta parte di energia è attribuita al gruppo di bilancio per le energie rinnovabili. 003790154 18
Il capoverso 2 prevede l’elaborazione di regole per l’immissione dell’elettricità, nelle quali sono da specificare in particolare i profili di produzione standard, la responsabilità delle previsioni e le modalità di conteggio.
Capoverso 3: affinché i produttori riuniti in questo gruppo di bilancio siano stimolati ad immettere elet- tricità in una forma adeguata alla rete conformemente all’articolo 7a capoverso 1 della legge sull’energia (cooperando in primo luogo per rispettare i piani previsionali), essi sono rimunerati solo se rispettano le regole in vigore.
Capoverso 4: i gruppi di bilancio sono tenuti a ritirare tutta l’elettricità del gruppo di bilancio per le e- nergie rinnovabili e non solo la quantità annunciata nel piano previsionale. In questo modo, gli altri gruppi di bilancio devono rispondere degli errori di previsione, ossia pagare l’energia di compensazio- ne. Il responsabile del gruppo di bilancio per le energie rinnovabili comunica però ai responsabili degli altri gruppi di bilancio, a intervalli adeguati (p.es. 1 mese, 1 settimana, 3, 2, 1 giorno prima dell’esecuzione), una previsione il più possibile attendibile del piano previsionale del proprio gruppo di bilancio. Il vantaggio di ripartire l’energia tra gli altri gruppi di bilancio è dato dai costi minimi di transa- zione del gruppo di bilancio per le energie rinnovabili, in ragione del fatto che tutta la quantità di ener- gia è già venduta ai gruppi di bilancio al prezzo di mercato. Lo svantaggio è invece l’ingerenza di mer- cato negli altri gruppi di bilancio, i quali possono anticipare la quantità di energia loro attribuita solo condizionatamente. Inoltre, il responsabile del gruppo di bilancio per le energie rinnovabili non è sti- molato a ridurre i costi per l’energia di compensazione.
I gruppi di bilancio devono rimborsare il prezzo di mercato non al gruppo di bilancio per le energie rinnovabili, bensì alla società nazionale di rete. Questo perché si vuole evitare che il gruppo di bilancio per le energie rinnovabili riceva informazioni sul consumo finale negli altri gruppi di bilancio e trasmet- ta i dati a terzi, ad esempio alla società madre, con possibili distorsioni della concorrenza.
Capoverso 5: i costi di esecuzione del gruppo di bilancio per le energie rinnovabili possono includere un utile adeguato.
Art. 22 Energia di regolazione e di compensazione
Ai sensi del capoverso 1, quale energia di regolazione viene impiegata prioritariamente elettricità ge- nerata da energia rinnovabile. L’energia prodotta nelle centrali idroelettriche svizzere continuerà ad essere anche in futuro la colonna portante che garantirà la stabilità del sistema. Un sistema basato su una quota di energia idroelettrica pari al 55 per cento della produzione nazionale risulta essere soste- nibile anche dal punto di vista economico. Tuttavia, questa disposizione limiterà il mercato dell’energia di regolazione, con una conseguente tendenza al rincaro del prezzo delle prestazioni di servizio relati- ve al sistema. Si tratta qui di somme sostanziose: gli standard internazionali impongono riserve di entità pari a quella della maggiore unità di produzione (la centrale nucleare di Leibstadt ha una poten- za di 1165 MW).
La regola dell’impiego prioritario, quale energia di regolazione, di elettricità generata da energie rinno- vabili si applica parimenti all’energia di riserva transfrontaliera ai sensi del capoverso 2.
Il capoverso 3 sancisce i principi per la fissazione dei prezzi dell’energia di compensazione. La dispo- sizione lascia sufficiente margine di libertà in merito al momento in cui deve essere fissato il prezzo dell’energia di compensazione, agli intervalli di tempo per i quali prevedere prezzi legati al lavoro e/o prezzi legati alla potenza, o ancora sulla questione se rimunerare o meno i gruppi di bilancio con uno scarto che va a stabilizzare quello della zona di regolazione. 003790154 19
Art. 23 Procedure per far fronte alle congestioni nelle prestazioni transfrontaliere
La posizione di priorità dei consumatori nazionali nelle aste pubbliche transfrontaliere è oggetto delle trattative bilaterali con l’UE.
In virtù dell’articolo 22 capoverso 2 lettera c LAEl, la decisione sull’impiego delle entrate giusta l’articolo 17 capoverso 5 LAEl spetta alla ElCom. Nel rapporto all’attenzione della ElCom di cui al ca- poverso 1 devono essere specificati la procedura e le condizioni concrete per far valere un diritto di priorità nonché l’ordine di priorità dei contratti. La domanda della società nazionale di rete relativa all’impiego delle entrate secondo l’articolo 17 capoverso 5 LAEl dovrebbe contenere spiegazioni sulle conseguenze tecniche e d’esercizio, tra cui – a titolo d’esempio – l’efficienza dei provvedimenti volti a massimizzare la capacità disponibile, specialmente per quanto riguarda l’impiego delle entrate per garantire la disponibilità della capacità attribuita ai sensi dell’articolo 17 capoverso 5 lettera a LAEl (redispatch).
Obiettivo del capoverso 2 è garantire che con la regola delle priorità di cui all’articolo 13 capoverso 3 LAEl sia data priorità esclusivamente ai contratti d’importazione per il rifornimento di energia elettrica ai consumatori fissi finali in Svizzera. Occorre escludere la possibilità che gli importatori dichiarino tutte le forniture come energia elettrica destinata a consumatori finali e che approfittino così ingiustam- ente del diritto di priorità. Le restrizioni previste in questo capoverso riducono a casi eccezionali l’applicazione di questa regola del diritto di priorità. È difficile dimostrare l’inadempibilità dell’obbligo di fornitura senza il ricorso alle importazioni. Come prova si potrebbero ipotizzare quotazioni dei prezzi chiaramente troppo elevate per la Svizzera rispetto ai mercati limitrofi nello stesso periodo di tempo.
Le quantità attribuite e i ricavi di cui al capoverso 3 sono pubblicati in maniera aggregata, p.es. per limite e prodotto (p.es. fascia mensile). Le quantità prioritarie devono essere documentate separata- mente.
Capitolo 5: Disposizioni finali
Sezione 1: Esecuzione
Art. 24
Settori importanti dell’esecuzione sono attribuiti alla ElCom dalla legge e dall’ordinanza. L’esecuzione dei rimanenti ambiti è di competenza dell’Ufficio federale. Si tratta in particolare dell’emanazione di disposizioni esecutive, della nomina del responsabile del gruppo di bilancio per le energie rinnovabili (articolo 20 capoverso 2) e dell’approvazione delle regole relative all’immissione di elettricità all’interno di questo gruppo di bilancio (articolo 21 capoverso 2).
Come in altre politiche settoriali, l’efficacia delle misure amministrative deve essere verificata periodi- camente.
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Sezione 2: Disposizioni transitorie
Art. 25 Aumento delle tariffe dell’elettricità
Nella prima fase di apertura del mercato, i consumatori fissi finali non hanno diritto d’accesso alla rete. Non entrando qui ancora in gioco le forze di mercato, i consumatori devono essere tutelati.
Bisogna evitare che il passaggio al nuovo sistema diventi l'occasione per aumentare le tariffe. La LAEl e la relativa ordinanza non producono nessuna reale spinta al rialzo dei costi. Eventuali costi supple- mentari legati alla gestione del sistema di misurazione e di informazione possono essere finanziati con gli utili accumulati negli ultimi anni in questo settore grazie alla situazione di monopolio. Senza contare poi che con l’apertura del mercato si creano nuove opportunità di acquistare l’energia a prezzi inferiori. Le tariffe dell’elettricità in vigore subito prima dell'entrata in vigore dell'articolo 5 e le tariffe integrate possono pertanto essere aumentate solo previa autorizzazione da parte della ElCom. Le aziende di approvvigionamento elettrico sono per l’83 per cento di proprietà della mano pubblica ed è quindi ad essa che spetta la responsabilità di scongiurare rialzi tariffari precauzionali in vista dell’entrata in vigo- re della LAEl. Se le tariffe dovessero nonostante ciò subire aumenti, la legge sulla sorveglianza dei prezzi prevede alcuni provvedimenti che è possibile adottare prima dell’entrata in vigore della LAEl.
Le tariffe dell’elettricità devono essere rese note conformemente all’articolo 10.
Art. 26 Adeguamento dei contratti esistenti
Questa disposizione non riguarda i contratti di fornitura di corrente elettrica (si veda in merito anche il messaggio sulla LAEl, foglio federale 2005, p. 1677), né tanto meno i contratti con i consumatori fissi finali, i quali non hanno diritto d’accesso alla rete.
Capoverso 1: i contratti o singole disposizioni contrattuali in contraddizione con le regole sull’accesso alla rete o sul corrispettivo per l’utilizzazione della rete sarebbero annullati dalla LAEl e non saranno quindi più validi dopo l’entrata in vigore degli articoli di legge sull’accesso alla rete e sul corrispettivo per l’utilizzazione della rete. Nell’ambito dell’attribuzione di capacità nella rete, è data priorità esclusi- vamente alle forniture previste esplicitamente negli articoli 13 capoverso 3 e 17 capoverso 2 LAEl e non invece ai contratti che non rientrano in queste categorie.
Capoverso 2: se un contraente che non è anche proprietario ha effettuato investimenti nella rete e se in cambio gli è stato accordato p.es. il diritto di utilizzare gratuitamente la rete, il venir meno degli ac- cordi può comportare un danno sproporzionato. Con l'adeguamento del contratto, al posto dell’utilizzazione gratuita della rete può essere prevista p.es. una partecipazione al corrispettivo per l’utilizzazione della rete.
Art. 27 Modifica del diritto vigente
Ordinanza del 22 novembre 2006 sugli emolumenti e sulle tasse di vigilanza dell’Ufficio federale dell’energia
L’Ufficio federale può, a copertura dei costi necessari occasionati dalla collaborazione con autorità
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estere, emettere fattura direttamente alla società nazionale di rete (articolo 28 LAEl), la quale, a sua volta, fattura i costi ai gruppi di bilancio (articolo 14 capoverso 1 lettera b).
Art. 28 Entrata in vigore
La questione dell’entrata in vigore dalla legislazione in materia di approvvigionamento elettrico e della revisione della legge sull’energia è stata ampiamente discussa con le cerchie interessate.
A favore dell’accelerazione dell’entrata in vigore vi è il fatto che rinviare ulteriormente l’apertura del mercato non è più politicamente sostenibile. Al momento vi è forte incertezza giuridica in merito alle condizioni quadro dell’accesso alla rete e questo frena gli investimenti. Optare per una rapida entrata in vigore è una scelta importante anche per la collaborazione internazionale. La ElCom e la società nazionale di rete devono poter inserirsi negli organi internazionali. Va accelerata anche l’entrata in vigore dell’articolo 6.
Nell’ambito della legislazione sull’energia si devono attuare il più velocemente possibile i nuovi incen- tivi alle energie rinnovabili.
Sono questi i motivi che fanno propendere per un’entrata in vigore fissata al 1˚ gennaio 2008. Il 1˚ gennaio 2008 dovrebbero entrare in vigore segnatamente le disposizioni dell'ordinanza sull'approvvi- gionamento elettrico e le rispettive disposizioni di legge sulla sicurezza dell’approvvigionamento, sul calcolo dei costi, sull’informazione e sulla metrologia e sulle forniture transfrontaliere.
Per poter garantire l’accesso alla rete da parte di terzi, è prevista tra le altre cose l’introduzione di un modello di gruppo di bilancio. I processi informativi e la metrologia necessari a tal fine sono solo in fase di costruzione e non saranno pronti per il 1˚ gennaio 2008. I numerosi progetti informatici non potranno essere implementati in così poco tempo. Le disposizioni sul calcolo e sulla traslazione dei costi nonché sulla gestione del bilancio dovrebbero pertanto entrare in vigore di principio non prima del 1˚ ottobre 2008, come del resto anche le rispettive disposizioni della LAEl, segnatamente gli artico- li 13-15 LAEl.
Dato che anche il nuovo meccanismo di retribuzione per l’elettricità generata da energie rinnovabili sarà gestito attraverso il sistema dei gruppi di bilancio, anche la revisione dell’ordinanza sull’energia e le rispettive disposizioni di legge potranno entrare in vigore solo il 1˚ ottobre 2008.
I nuovi requisiti per le lampade domestiche (allegato 2.3 dell’ordinanza sull’energia) dovrebbero invece entrare in vigore già il 1˚ gennaio 2008.
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