«$$QrCode» «$$e-seal»

23.xxx Messaggio concernente la modifica della legge sull’approvvigionamento elettrico (riserva di energia elettrica) Modifica della legge sull’approvvigionamento elettrico (riserva di energia elettrica) del ...

Rapporto Onorevoli presidenti esplicativo e consiglieri, dell’avamprogetto per la procedura di consultazione Wir ......................... Text ................ Text ................ Gradite, onorevoli presidenti e consiglieri, l’espressione della nostra alta 28 giugno 2023 considerazione. … In nome del Consiglio federale svizzero: Il presidente della Confederazione, Alain Berset Il cancelliere della Confederazione, Walter Thurnherr

2023-... «%ASFF_YYYY_ID»

Compendio Le misure per il rafforzamento della sicurezza dell’approvvigionamento elettrico in Svizzera approvate sinora dal Consiglio federale e dal Parlamento sono importanti, ma non sufficienti. Specialmente per i mesi invernali, considerati i rischi per l’approvvigionamento elettrico, è fondamentale poter mettere a disposizione energia supplementare in caso di necessità. Ciò è possibile realizzando centrali termoelettriche quale parte della riserva di energia elettrica.

Situazione iniziale Il 18 giugno 2021, con la legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili, il Consiglio federale ha sottoposto all’attenzione del Parlamento misure per il rafforzamento della sicurezza dell’approvvigionamento elettrico della Svizzera. Un importante elemento di tali misure è la costituzione di una riserva di energia elettrica come garanzia in caso di situazioni straordinarie, quali congestioni o interruzioni critiche dell’approvvigionamento. La base legale necessaria è stata adottata dal Consiglio nazionale e dal Consiglio degli Stati. L’Esecutivo ipotizza che il Parlamento adotterà nella votazione finale la legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili entro la sessione autunnale del 2023. La base legale presumibilmente adottata dal Parlamento prevede la costituzione di una riserva di energia elettrica attraverso centrali idroelettriche ad accumulazione e impianti di stoccaggio nonché riduzioni del consumo. Sulla base delle esperienze dello scorso inverno e degli sviluppi previsti a livello europeo e mondiale, il Consiglio federale ritiene che questi elementi della riserva debbano essere integrati con centrali termoelettriche.

Contenuto dell’avamprogetto Per rafforzare la sicurezza dell’approvvigionamento elettrico, la Svizzera dovrà disporre di una riserva di energia elettrica. Questa consta di una riserva di energia idroelettrica, centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza, impianti di cogenerazione forza-calore (impianti di cogenerazione), impianti di stoccaggio ed eventualmente consumatori finali con una disponibilità di riduzione della domanda. La riserva di energia elettrica è una garanzia per fronteggiare le situazioni straordinarie nell’approvvigionamento elettrico, per esempio le criticità a livello di rete o di mercato elettrico. È escluso l’utilizzo della riserva di energia elettrica per il mercato elettrico; tuttavia, eccezionalmente può essere utilizzata anche in via preventiva per contrastare una futura penuria di energia elettrica, attraverso l’immissione di energia supplementare nella riserva di energia idroelettrica. Le centrali elettriche di riserva devono essere utilizzabili con almeno due diversi vettori energetici (p. es. gas e olio da riscaldamento), al fine di garantire la necessaria ridondanza anche in caso di congestione dell’approvvigionamento che interessi contemporaneamente l’energia elettrica e il gas oppure l’olio da riscaldamento.

2 / 33

Inoltre le centrali elettriche devono funzionare in modo da non gravare sul bilancio globale dei gas serra. Un ulteriore elemento dell’avamprogetto è costituito dall’inserimento nella legge sull’energia di contributi d’investimento per gli impianti di cogenerazione. La produzione di energia elettrica aggiuntiva negli impianti di cogenerazione mira a preservare la riserva di energia idroelettrica. Per beneficiare dei contributi d’investimento gli impianti devono essere alimentati con combustibili rinnovabili; in caso contrario sono tenuti a compensare le emissioni di CO2. I contributi d’investimento sono finanziati attraverso il supplemento di rete esistente. Inoltre nell’ambito della legge sull’energia, l’Ufficio federale dell’energia sarà incaricato di informare l’opinione pubblica sull’andamento attuale dell’approvvigionamento energetico in Svizzera. Per poter svolgere questo compito, all’UFE dovranno essere trasmessi i dati necessari. Infine, la Confederazione deve ottenere la possibilità di rimborsare i costi aggiuntivi sostenuti dai gestori di impianti funzionanti con più di un vettore energetico (i cosiddetti impianti bicombustibili o pluricombustibili), a cui ha ordinato la commutazione a un vettore energetico alternativo, costringendoli in tal modo ad acquistare diritti di emissione di CO2 supplementari e causando loro un pregiudizio finanziario importante, non ragionevolmente esigibile.

3 / 33

Messaggio

1 Situazione iniziale

1.1 Necessità d’intervento e obiettivi

La sicurezza dell’approvvigionamento elettrico è di fondamentale importanza per la Svizzera e pertanto rappresenta un obiettivo centrale del Consiglio federale. Il rischio di una penuria di energia elettrica è attualmente considerato il rischio più elevato per la Svizzera, ancor più di una pandemia. Oltre alle conseguenze della guerra in Ucraina, per l’Europa si profila un quadro sfavorevole dovuto, in particolare, alla ridotta capacità di esportazione dei Paesi confinanti. I rischi nell’ambito dell’approvvigionamento elettrico sono aumentati, ad esempio per la minore produzione di energia idroelettrica causata dalle condizioni climatiche o la disponibilità ridotta delle centrali nucleari francesi. La presente legge intende gettare le basi per migliorare la sicurezza dell’approvvigionamento elettrico della Svizzera in situazioni straordinarie. Già alla fine del 2021, nel proprio «Konzept Spitzenlast-Gaskraftwerke» (Piano per le centrali a gas destinate a coprire i picchi di carico) la Commissione federale dell’energia elettrica (ElCom) aveva raccomandato al Consiglio federale di avviare i lavori preparatori per l’acquisizione di 2–3 centrali elettriche di riserva con una potenza fino a 1000 MW. Per rafforzare la sicurezza dell’approvvigionamento elettrico l’Esecutivo punta su quattro elementi: il rapido potenziamento delle energie rinnovabili indigene, un incremento della produzione di energia elettrica che non gravi sul bilancio globale di gas serra e sia prelevabile in modo sicuro d’inverno, una riserva di stoccaggio quale prima garanzia al di fuori del mercato per le situazioni di penuria straordinaria e infine la costituzione di una seconda garanzia complementare attraverso una produzione aggiuntiva. I primi tre elementi sono contenuti nel progetto del 18 giugno 2021 1 relativo alla legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili, attualmente discusso in Parlamento. Considerata la situazione critica dell’approvvigionamento energetico, all’inizio del 2022 il Consiglio federale ha deciso di trattare anticipatamente tramite ordinanza il terzo e il quarto elemento, affinché siano disponibili già dall’inverno 2022/2023. L’ordinanza sulla costituzione di una riserva di energia idroelettrica, approvata il 7 settembre 2022 dal Consiglio federale ed entrata in vigore il 1° ottobre 2022 2, prevedeva che i gestori di centrali elettriche ad accumulazione trattenessero una determinata quantità di energia a titolo di riserva e dietro versamento di un compenso. Il 25 gennaio 2023 il Consiglio federale ha sottoposto questa ordinanza a una revisione totale; la versione modificata è entrata in vigore il 15 febbraio 2023 come ordinanza del 25 gennaio 2023 3 sulla costituzione di una riserva di energia elettrica per l’inverno

1 FF 2021 1667 2 RU 2022 514 3 RS 734.722

4 / 33

(ordinanza sulla riserva invernale, OREI). Nell’ambito di questa revisione sono stati inclusi nella riserva invernale anche le centrali elettriche di riserva, i gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione forza-calore (impianti di cogenerazione). Parallelamente alla revisione totale della OREI, il Consiglio federale ha incaricato il Dipartimento federale dell’ambiente, dei trasporti, dell’energia e delle comunicazioni (DATEC) di elaborare le basi giuridiche formali per lo svolgimento delle gare pubbliche per nuove centrali elettriche di riserva, cosa che si è tradotta nel presente avamprogetto. Nel suo messaggio del 18 giugno 2021 4 concernente la legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili, il Consiglio federale menziona, tra gli obiettivi: «[è] istituita una riserva strategica di energia che, in aggiunta ai meccanismi del mercato elettrico, garantisca la disponibilità di energia alla fine dell’inverno. Normalmente, grazie alla gestione delle capacità delle centrali elettriche sul mercato e allo scambio con i mercati elettrici dei Paesi confinanti, l’approvvigionamento energetico della Svizzera è sicuro e ottimizzato sotto il profilo economico. Tuttavia, in situazioni straordinarie, non prevedibili dagli operatori di mercato, la sicurezza di approvvigionamento potrebbe risultare minacciata. In questi casi la riserva di energia offre una garanzia efficace, poiché mette a disposizione energia anche nel caso in cui i meccanismi di mercato dovessero fallire («riserva intangibile») e può contribuire alla capacità di autoapprovvigionamento della Svizzera.» 5 Di seguito sono illustrati gli obiettivi principali della presente revisione. 1) Ampliamento della cerchia dei partecipanti alla riserva invernale L’avamprogetto sancisce per legge l’ampliamento della cerchia dei partecipanti alla riserva di energia elettrica per le situazioni di approvvigionamento critiche. L’articolo 8a della legge del 23 marzo 2007 6 sull’approvvigionamento elettrico (LAEl), in fase di deliberazione nel quadro della legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili, prevede che alla costituzione della riserva partecipino i gestori di grandi centrali idroelettriche ad accumulazione che costituiscono riserve di acqua, i gestori di impianti di stoccaggio nonché i grandi consumatori che dispongono di un potenziale di riduzione del carico. A seconda della criticità della situazione dell’approvvigionamento, può risultare necessario mettere a disposizione una riserva complementare costituita da centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione.

4 FF 2021 1666 5 Il termine «riserva di energia» utilizzato nel messaggio corrisponde al termine più preciso utilizzato nel presente messaggio, ossia «riserva di energia elettrica», cfr. a riguardo il punto 3.1. 6 RS 734.7

5 / 33

2) Considerazione di ulteriori costi computabili in relazione alla riserva di energia elettrica Energia di compensazione: in caso di prelievo della riserva complementare, per svariate ragioni l’impianto potrebbe non essere in grado di produrre energia. Così facendo si crea un deficit tra produzione e consumo a livello nazionale, che deve essere bilanciato mediante l’energia di regolazione (da Swissgrid), addebitata ai gruppi di bilancio come energia di compensazione. Nelle situazioni critiche questa energia di compensazione può risultare estremamente costosa. Pertanto è prevista la possibilità per il Consiglio federale di disciplinare attraverso disposizioni esecutive in quali casi i costi per l’energia di compensazione debbano essere sostenuti dal gestore della centrale elettrica e in quali invece siano da considerare tra i costi d’esercizio computabili della rete di trasporto attraverso l’indennizzo per il prelievo. Costi per la compensazione di emissioni di CO2: conformemente alla legislazione in materia di CO2 e alle disposizioni esecutive del Consiglio federale, devono essere finanziati attraverso il corrispettivo per l’utilizzazione della rete anche i costi sostenuti dai gestori di centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione per la compensazione delle emissioni di CO2 generate dal prelievo dalla riserva. Questi esborsi rientrano tra i costi d’esercizio e di conseguenza sono compensati attraverso l’indennizzo per il prelievo.

3) Promozione degli impianti di cogenerazione forza-calore (impianti di cogenerazione) Il 3 maggio 2023 il Consiglio nazionale ha accolto la mozione 23.3022 «Garantire l’approvvigionamento elettrico in inverno con impianti di cogenerazione forza- calore» presentata dalla Commissione dell’ambiente, della pianificazione del territorio e dell’energia del Consiglio nazionale (CAPTE-N). La mozione incarica il Consiglio federale di inserire nel presente avamprogetto di legge misure di promozione degli impianti di cogenerazione. La produzione invernale di energia elettrica aggiuntiva a cui mirano queste misure di promozione serve a preservare i livelli attuali dei bacini d’acqua. Gli impianti che beneficiano della promozione, tuttavia, analogamente all’articolo 7 capoverso 3 OREI non possono contemporaneamente partecipare alla riserva.

1.2 Alternative esaminate e soluzione scelta

Nel «Konzept Spitzenlast-Gaskraftwerk zur Sicherstellung der Netzsicherheit in ausserordentlichen Notsituationen» del 30 novembre 2021 la ElCom presenta diverse soluzioni alternative alle centrali elettriche di riserva (capitolo 3). Sebbene tali alternative possano ridurre in parte i rischi, la Commissione ritiene indispensabile predisporre delle centrali elettriche di riserva. Il Consiglio federale chiede pertanto un ampliamento e una modifica degli articoli 8a, 15 e 15a LAEl e l’aggiunta del nuovo articolo 8b.

6 / 33

Inoltre nella legge del 23 dicembre 2011 7 sul CO2 vengono aggiunti i due nuovi articoli 19b e 49b, l’articolo 32a è modificato e sono abrogati i precedenti articoli 31a e 32b. Nella legge del 30 settembre 2016 8 sull’energia (LEne) sono aggiunti i nuovi articoli 34a e 55a e modificati gli articoli 35, 36, 38 e 56.

1.3 Rapporto con il programma di legislatura e con la

pianificazione finanziaria nonché con le strategie del Consiglio federale Sebbene non indicato nel programma di legislatura 2019–2023, il presente avamprogetto contribuisce in particolare al raggiungimento dell’obiettivo 16 (approvvigionamento energetico durevole nonché ininterrotto e uso rispettoso delle risorse naturali) e dell’obiettivo 23 (garanzia di un approvvigionamento energetico sicuro e stabile e promozione dello sviluppo della produzione interna di energie rinnovabili). L’avamprogetto non è incluso nel preventivo 2023 con piano integrato dei compiti e delle finanze (PICF) 2024–2026, in quanto non era ancora previsto al momento della sua approvazione. L’avamprogetto integra la riserva di energia elettrica prevista dalla legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili. Questa contribuisce a mantenere un’elevata sicurezza dell’approvvigionamento elettrico in Svizzera, uno degli obiettivi della Strategia energetica 2050.

2 Diritto comparato e rapporto con il diritto europeo

La norma proposta integra la riserva di energia elettrica esistente, costituita al fine di prevenire congestioni critiche dell’approvvigionamento in inverno, con nuovi elementi (centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione). A causa del mancato accordo sull’energia elettrica, la normativa UE in materia non è applicabile in Svizzera. In linea di principio le misure proposte rientrano tuttavia nel quadro delle prescrizioni legali UE, in quanto le riserve strategiche costituite e gestite al di fuori del mercato elettrico usuale sono considerate uno strumento prioritario per prevenire le situazioni di approvvigionamento critiche anche secondo l’articolo 21 capoverso 3 del regolamento (UE) 2019/943 9. Per quanto riguarda il dimensionamento della riserva di energia elettrica, occorre tenere in debita considerazione le analisi del fabbisogno anche dei Paesi limitrofi, ad esempio gli studi condotti nel quadro della collaborazione con il Forum energetico pentalaterale (Penta-

7 RS 641.71 8 RS 730.0 9 Regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, sul mercato interno dell’energia elettrica, GU L 158 del 14.6.2019, pag. 54.

7 / 33

Forum). Un esame approfondito della struttura e del dimensionamento sarebbe pertanto oggetto dei negoziati, qualora vengano ripresi.

3 Punti essenziali dell’avamprogetto

3.1 La nuova normativa proposta

3.1.1 Riserva di energia elettrica

Nel quadro della legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili, nella LAEl è aggiunto il nuovo articolo 8a. Questa disposizione prevede che, come garanzia in caso di situazioni straordinarie, quali criticità a livello di rete o di mercato elettrico, sia costituita annualmente una riserva di energia elettrica (cpv. 1). Secondo la decisione del Consiglio degli Stati del 1° giugno 2023, a partire da una capacità di stoccaggio di 10 GWh i gestori di grandi centrali idroelettriche ad accumulazione che costituiscono riserve di acqua sono tenuti a partecipare alla costituzione della riserva di energia elettrica, mentre i gestori di impianti di stoccaggio e i grandi consumatori che dispongono di un potenziale di riduzione del carico possono parteciparvi mediante gare pubbliche, ricevendo un compenso per la detenzione di energia o per la messa a disposizione della riduzione del carico (cpv. 2). Il Consiglio federale mira a un ampliamento della riserva di energia elettrica per le congestioni critiche dell’approvvigionamento che comprenda centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione. Sono previste disposizioni riguardanti l’impiego e il prelievo delle riserve nonché l’ordine di prelievo e la quantità di energia utilizzata. In un’istruzione 10 basata sulla OREI la ElCom ha determinato l’interazione tra le parti della riserva e il momento in cui le riserve devono essere pronte all’impiego operativo. In quest’ambito sono determinanti le caratteristiche della possibile situazione di penuria e la disponibilità delle diverse riserve di energia elettrica. Per il dimensionamento delle singole parti della riserva complementare il Consiglio federale può proporre dei valori obiettivo. Spetta poi alla ElCom a stabilire il dimensionamento concreto. Le dimensioni della riserva di energia elettrica devono essere stabilite in modo separato: da un lato per la riserva di energia idroelettrica e dall’altro per la riserva complementare. Quest’ultima è formata da centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione. Nella OREI attuale è stata stabilita una riserva complementare fino a 1000 MW, mentre le dimensioni della riserva di energia elettrica possono essere adattate in base agli sviluppi della situazione. Il DATEC prevede pertanto una procedura a tappe per poter tenere conto degli sviluppi in atto e adeguare il dimensionamento. Si evita così di costituire una riserva troppo grande e troppo costosa.

10 Cfr. Istruzione 2/2023 della ElCom «Ordine di prelievo delle centrali elettriche della riserva invernale» (consultabile su www.elcom.admin.ch > Documentazione > Istruzioni).

8 / 33

Inoltre, si prevede, in via eccezionale, che la riserva complementare possa essere impiegata anche preventivamente per scongiurare l’eventuale penuria di energia elettrica apportando energia supplementare alla riserva di energia idroelettrica (cfr. art. 8a cpv. 6 lett. e P-LAEl e art. 19 cpv. 3 OREI). Questo può rivelarsi necessario se il mercato effettivamente è ancora compensato ma si prospetta un’insufficienza di energia per l’approvvigionamento di energia elettrica fino alla fine dell’inverno. La totalità delle misure già adottate o da adottare in futuro per la costituzione della riserva di energia elettrica deve essere coordinata con le misure attuate o da attuare in virtù della LAP. In caso di una situazione di grave penuria di energia elettrica o di una sua imminente minaccia, non gestibile dall’economia con i mezzi a sua disposizione, per garantire l’approvvigionamento il Consiglio federale può adottare misure secondo la LAP, che funge da base legale per un’ampia gamma di misure diverse. In linea di massima gli strumenti della riserva di energia elettrica e dell’approvvigionamento economico del Paese sono in linea di principio complementari e pertanto non si escludono a vicenda. Con il presente avamprogetto il Consiglio federale ha la possibilità di coordinare al meglio i diversi strumenti.

Riserva di energia idroelettrica Allo stato attuale delle deliberazioni sulla legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili, i gestori di centrali idroelettriche ad accumulazione partecipano obbligatoriamente e dietro pagamento di un indennizzo forfettario moderato alla costituzione della riserva di energia idroelettrica. Pertanto in futuro non si svolgeranno più gare pubbliche per la riserva di energia idroelettrica; la società nazionale di rete stipulerà accordi direttamente con i gestori. In linea di principio la ElCom stabilisce le dimensioni della riserva di energia idroelettrica in modo tale da poter fronteggiare alcuni giorni di scarsità, in particolare verso la fine dell’inverno.

Centrali elettriche di riserva Finora le centrali elettriche di riserva sono previste solamente nella OREI; non sono menzionate nella LAEl e nemmeno nella sua revisione. Mentre attraverso la riserva di energia idroelettrica si detiene semplicemente l’energia nei bacini di accumulazione, le centrali elettriche di riserva, in quanto parte della cosiddetta «riserva complementare», apportano potenza ed energia supplementari nel sistema elettrico. Possono partecipare come centrali elettriche di riserva le centrali elettriche alimentate a gas o ad altri vettori energetici. Gli impianti sono impiegati solo per la riserva e non producono elettricità per il mercato. Nel mese di marzo 2023 a Birr (AG) è stato messo in funzione un impianto temporaneo di General Electric (GE) con una potenza di 250 MW. Inoltre la Confederazione ha sottoscritto un contratto per la centrale termoelettrica di Groupe E a Cornaux (NE) con una potenza fino a 36 MW. Come nel caso di Birr, anche questa centrale è utilizzabile come impianto bicombustibile (gas naturale oppure olio da riscaldamento extraleggero). È stato anche concluso un contratto sino alla primavera del 2026 con una terza centrale elettrica di

9 / 33

riserva: si tratta della centrale a gas naturale a ciclo combinato di CIMO (Compagnie industrielle de Monthey SA) con una potenza fino a 50 MW. Infine le nuove centrali elettriche di riserva saranno oggetto di gara pubblica per individuare le ubicazioni e i gestori più adeguati e procurarsi la potenza necessaria della centrale con il miglior rapporto costi/benefici. Nel lungo periodo il fatto che le centrali elettriche di riserva sono indicate come parte della riserva solamente nella OREI risulta problematico, poiché questa ordinanza rimarrà in vigore soltanto fino al 31 dicembre 2026 (art. 30 OREI). Alla luce della situazione odierna ciò significa che, a partire da tale data, decadranno la base legale e il finanziamento delle centrali elettriche di riserva esistenti e pertanto in caso di fabbisogno aggiuntivo in un prossimo inverno il parco di centrali elettriche non potrà essere integrato con nuove centrali elettriche di riserva. In particolare nel caso di nuove centrali elettriche di riserva si tratta di progetti di grande rilevanza sotto il profilo finanziario, della pianificazione del territorio e del diritto in materia ambientale. Una normativa esplicita è auspicabile anche nell’ottica della sicurezza degli investimenti.

Gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione forza-calore (impianti di cogenerazione) Anche i gruppi elettrogeni di emergenza e i piccoli impianti di cogenerazione non sono ancora menzionati nella LAEl (o nella sua revisione) ma sono finora previsti soltanto nella OREI. Con il termine «gruppi elettrogeni di emergenza» (o generatori elettrici di sicurezza) s’intendono i motori a combustione stazionari per la produzione di energia elettrica. Secondo l’ordinanza del 16 dicembre 1985 11 contro l’inquinamento atmosferico (OIAt) i gruppi elettrogeni di emergenza possono funzionare al massimo per 50 ore all’anno. Dati questi tempi d’esercizio limitati, ai gruppi elettrogeni di emergenza si applicano requisiti meno severi rispetto ai motori a combustione stazionari che restano in funzione per più di 50 ore all’anno. Se possibile i gruppi elettrogeni di emergenza che partecipano alla riserva di energia elettrica dovrebbero essere dotati di motori stazionari. Ciò richiede un adattamento tecnico a livello di motore a combustione stazionario secondo l’allegato 2 numero 82 OIAt. I gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione possono contribuire a rafforzare la sicurezza dell’approvvigionamento elettrico: a tal fine vengono raggruppati in un pool. Sinora la Confederazione ha stipulato contratti con Axpo, CKW e BKW. Su mandato della Confederazione queste tre società, in qualità di aggregatori, costituiscono una centrale elettrica di riserva nazionale virtuale, formata da gruppi elettrogeni di emergenza messi volontariamente a disposizione dai proprietari dietro compenso. Questa possibilità di annunciarsi agli aggregatori è offerta ai proprietari sin dall’autunno 2022. L’obiettivo consiste nello stipulare

11 RS 814.318.142.1

10 / 33

contratti con i gruppi elettrogeni di emergenza per una potenza complessiva di 280 MW (come parte della riserva complementare, fino a 1000 MW). La validità limitata della OREI è problematica anche sotto il profilo dei gruppi elettrogeni di emergenza e degli impianti di cogenerazione.

Riserva di consumo La riserva di consumo è già prevista dall’articolo 8a del progetto di revisione della LAEl attualmente dibattuto in Parlamento. Nel quadro della procedura di consultazione sulla OREI svolta nell’autunno 2022, è stato chiesto di valutare se, anziché la garanzia mediante centrali elettriche di riserva, non fosse più conveniente ricorrere ad aste per la riduzione della domanda e se tale soluzione alternativa potesse essere avviata in vista dell’inverno 2023/2024. Da più parti è stato chiesto di ricorrere ai carichi interrompibili come riserva di consumo. Dall’esame successivo è emerso che le norme necessarie a tal fine sarebbero molto complesse, in particolare se si vogliono escludere interazioni negative con misure di risparmio volontarie e prodotti di mercato. Inoltre potrebbero verificarsi interazioni negative anche con le misure di efficienza e le misure previste dalla legge federale sull’approvvigionamento economico del Paese. Secondo il Consiglio federale un approccio più efficiente prevede che il settore dell’energia elettrica offra tali prodotti sul mercato. A tal fine, la legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili prevede anche norme corrispondenti (semplificazioni per le tariffe dinamiche, condizioni quadro per la regolazione della flessibilità). Per questo motivo, attualmente il Consiglio federale rinuncia a inserire una riserva di consumo nella OREI.

Agevolazioni rispetto alle prescrizioni d’ordinanza in materia di inquinamento atmosferico e alle prescrizioni d’esercizio cantonali per centrali elettriche di riserva e gruppi elettrogeni di emergenza Dalle prime esperienze maturate nella costituzione di una riserva sotto il profilo produttivo per l’inverno 2022/2023 sono emersi diversi elementi del diritto federale e cantonale che ostacolano una tempestiva messa a disposizione dell’energia elettrica. Perlopiù le centrali termoelettriche di riserva (attualmente tre: Birr, Cornaux e Monthey) non rispettano a medio termine tutti i requisiti concernenti i valori limite per i gas di scarico e il rumore. Per esempio, la centrale elettrica di riserva di Birr (AG) non rispetta determinati valori limite d’emissione previsti dall’ordinanza del 16 dicembre 1985 12 contro l’inquinamento atmosferico (OIAt). Pertanto, nel quadro di una ponderazione degli interessi a favore della prontezza d’impiego, il 22 dicembre 2022 il DATEC ha rilasciato una licenza d’esercizio modificando i valori limite in deroga alla OIAt.

12 RS 814.318.142.1

11 / 33

Vi è poi un’ulteriore problematica: la OIAt pone per i gruppi elettrogeni di emergenza un limite generale di funzionamento di al massimo 50 ore all’anno. Questa durata massima d’esercizio è stata inoltre ulteriormente ridotta da diverse disposizioni cantonali. Affinché i gruppi elettrogeni di emergenza partecipanti alla riserva complementare possano comunque funzionare in caso d’emergenza, questo limite massimo dell’attività è stato abrogato a livello sia federale sia cantonale nell’ordinanza del 21 dicembre 2022 13 sull’esercizio di centrali di riserva e gruppi elettrogeni di emergenza in presenza di una situazione di penuria già sopraggiunta o imminente (non più in vigore). Entrambi questi esempi dimostrano come, per garantire l’approvvigionamento elettrico, il Consiglio federale necessiti di strumenti giuridici che consentano l’esercizio di centrali elettriche di riserva e gruppi elettrogeni di emergenza. In precedenza, le deroghe necessarie si basavano sull’articolo 32 capoversi 1 e 2 lettera a e sull’articolo 34 LAP. In futuro, grazie al nuovo articolo 8b capoverso 4 lettera f LAEl, il Consiglio federale potrà contare su una norma settoriale, specifica per le centrali elettriche di riserva, i gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione partecipanti alla riserva di energia elettrica, a cui tuttavia dovrà ricorrere con moderazione e in maniera temporanea.

3.1.2 Promozione degli impianti di cogenerazione

Gli impianti di cogenerazione possono contribuire alla produzione di energia elettrica durante la stagione invernale. Pertanto occorre promuoverne il potenziamento attraverso i contributi d’investimento per un ammontare annuo massimo di 20 milioni di franchi al fine di preservare la riserva di energia idroelettrica attraverso la produzione di energia elettrica aggiuntiva negli impianti di cogenerazione. Per beneficiare dei contributi d’investimento gli impianti devono funzionare con combustibili rinnovabili climatico oppure compensare le emissioni di CO2. Questi contributi d’investimento sono finanziati attraverso il Fondo per il supplemento rete, precisamente utilizzando 0.04 ct./kWh su 2.3 ct./kWh, senza alcun aumento del supplemento rete. Poiché gli impianti di cogenerazione producono contemporaneamente anche calore, la promozione proposta prevede tassativamente che tale calore sia utilizzato o ritirato. Ciò implica quindi che gli impianti funzionino a pilotaggio termico; l’impianto soddisfa così esclusivamente il fabbisogno termico dei consumatori. L’energia elettrica prodotta in questo modo viene immessa nella rete pubblica oppure utilizzata per coprire il fabbisogno proprio di elettricità. Diversa la situazione degli impianti di cogenerazione utilizzati come centrali elettriche di riserva, che devono invece funzionare a pilotaggio elettrico. In questo caso l’impianto di cogenerazione funziona in base ai valori relativi al fabbisogno elettrico. Così facendo è possibile anche un utilizzo al servizio della rete, come per esempio la partecipazione al mercato dell’energia di regolazione o la detenzione come centrale elettrica di riserva.

13 RS 531.66

12 / 33

Nell’ambito della promozione degli impianti di cogenerazione si è rinunciato ad approfondire un possibile impiego delle tecnologie per catturare e sequestrare il CO2 «Carbon Capture and Storage» (CCS). In futuro tali impianti dovrebbero essere impiegati quando non è possibile evitare totalmente le emissioni di CO2, per esempio negli impianti di incenerimento dei rifiuti urbani (IIRU). Tuttavia, attualmente questa tecnologia non ha ancora raggiunto la maturità di mercato. L’Associazione svizzera dei dirigenti e gestori degli impianti di trattamento dei rifiuti (ASIR) ha sottoscritto con la Confederazione un accordo di settore per esonerare questi impianti dalla partecipazione al sistema di scambio di quote di emissioni (SSQE) e obbligarli a investire entro il 2030 nelle tecnologie CCS. Normalmente gli IIRU immettono il calore prodotto nelle reti di teleriscaldamento, le quali comprendono anche caldaie fossili per il carico di punta. Queste ultime, grazie alla promozione proposta, potranno essere sostituite dagli impianti di cogenerazione, che non gravano sul bilancio globale dei gas serra.

3.1.3 Informazione dell’opinione pubblica sulla situazione

attuale dell’approvvigionamento energetico Attraverso un’ulteriore modifica della LEne, l’UFE è incaricato di informare l’opinione pubblica sulla situazione attuale e sull’evoluzione temporale dell’approvvigionamento energetico in Svizzera. L’UFE fornisce in particolare informazioni sui principali indicatori della sicurezza dell’approvvigionamento, quali il consumo e la produzione di energia. In questo modo la popolazione e l’economia sono costantemente informate sulla situazione generale dell’approvvigionamento energetico in Svizzera e sulla sua evoluzione, e sensibilizzate verso le necessarie misure di risparmio energetico. Per poter svolgere questa attività informativa l’UFE deve ottenere un ampio accesso ai relativi dati. Inoltre disporre di una base di dati adeguata è fondamentale anche per individuare tempestivamente le situazioni di crisi e fronteggiarle una volta intervenute. Infine questi dati consentono al Consiglio federale e all’Amministrazione federale di valutare con cognizione di causa la situazione dell’approvvigionamento, l’efficacia delle misure adottate e l’eventuale necessità di interventi aggiuntivi e di illustrare infine alla popolazione e all’economia gli effetti degli sforzi intrapresi. Attualmente le basi legali per l’accesso ai dati sono scarse e l’UFE necessita della collaborazione volontaria dei diversi soggetti interessati. Che l’attuale situazione non favorisca un accesso rapido ed efficiente ai dati essenziali è stato dimostrato, tra l’altro, dai lavori per il Dashboard sull’energia Svizzera 14.

3.1.4 Indennità a copertura dei costi per l’acquisto di

diritti di emissione di CO2 supplementari Infine, l’avamprogetto prevede per la Confederazione la possibilità di indennizzare i costi aggiuntivi sostenuti dai gestori di impianti commutabili da un vettore energetico

14 www.energiedashboard.admin.ch

13 / 33

a un altro (i cosiddetti impianti bicombustibili o pluricombustibili), a cui ha ordinato la commutazione al vettore energetico alternativo, costringendoli in tal modo ad acquistare diritti di emissione di CO2 supplementari e causando loro un pregiudizio finanziario importante, non ragionevolmente esigibile. Questa possibilità è particolarmente rilevante nel caso della commutazione dal gas all’olio da riscaldamento.

3.2 Compatibilità tra compiti e finanze

Se consideriamo i costi di una situazione di penuria di energia elettrica previsti dall’Ufficio federale della protezione della popolazione (v. punto 5.5) l’onere per il presente processo legislativo nonché l’attuazione delle nuove disposizioni di legge e i conseguenti costi per la popolazione e l’economia sono sostenibili.

3.3 Attuazione

Per quanto riguarda le disposizioni d’esecuzione relative alla riserva di energia elettrica si può fare riferimento alle OREI vigente. Le relative disposizioni dovranno tuttavia essere aggiornate nel momento in cui entreranno in vigore la revisione della LAEl e il presente avamprogetto.

4 Commento ai singoli articoli

4.1 Legge sull’approvvigionamento elettrico

Sostituzione di un termine L’articolo 8a LAEl contiene il termine «riserva di energia» che nel presente avamprogetto è sostituito con il termine più preciso di «riserva di energia elettrica». Quest’ultimo è già presente nella OREI e di conseguenza utilizzato anche nella prassi (in particolare da Swissgrid). La modifica è di natura puramente redazionale.

Art. 8a cpv. 2 lett. b, 2bis, 2ter, 3 e cpv. 6 lett. h L’articolo 8a contiene le principali disposizioni riguardanti la riserva di energia elettrica. Inizialmente costituita da una riserva di energia idroelettrica, una riserva di stoccaggio e una riserva di consumo, con la modifica del capoverso 2 lettera b la riserva di energia elettrica è integrata con ulteriori elementi, ossia le centrali elettriche di riserva, i gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione (numero 2). Il capoverso 2bis precisa che la riserva di consumo entra a far parte della riserva di energia elettrica non obbligatoriamente, bensì solo in via opzionale, su decisione del Consiglio federale.

14 / 33

Fatta eccezione per la riserva di energia idroelettrica obbligatoria (cpv. 2 lett. a) la selezione dei partecipanti di cui alla lettera b avviene fondamentalmente mediante gare pubbliche. Tuttavia, a riguardo il nuovo articolo 8b prevede due eccezioni: il DATEC può, in determinate situazioni, imporre la partecipazione ai gestori di centrali elettriche di riserva (cpv. 2) e il Consiglio federale può determinare i partecipanti alla riserva mediante una procedura diversa (cpv. 4 lett. b). Cionondimeno, il Consiglio federale può naturalmente precisare le modalità di svolgimento delle gare pubbliche. Si pensi alla gestione delle gare pubbliche: per esempio può risultare opportuno svolgere una gara pubblica comune per le centrali elettriche di riserva e i grandi impianti di cogenerazione da un lato e i gruppi elettrogeni di emergenza e i piccoli impianti di cogenerazione dall’altro. Il Consiglio federale mirerà per principio a una gara pubblica possibilmente aperta sotto il profilo tecnologico. Il capoverso 2ter prevede un compenso per la partecipazione alla riserva complementare, diversamente dalla partecipazione obbligatoria alla riserva di energia idroelettrica per la quale è riconosciuto semplicemente un indennizzo forfettario moderato (cpv. 6 lett. c). Mentre ai gestori di centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione spetta un compenso per la disponibilità, i gestori degli impianti di stoccaggio ricevono un compenso per il mantenimento della riserva e i partecipanti a un’eventuale riserva di consumo un compenso per la prontezza d’impiego. Normalmente questo compenso, nelle tre forme previste, è determinato mediante gare pubbliche; gestito e finanziato in via preliminare dalla società nazionale di rete viene infine rifinanziato attraverso i costi d’esercizio computabili della rete di trasporto. Tale compenso copre in un certo senso i costi della partecipazione alla riserva di energia elettrica indipendenti dall’impiego. Altra cosa è invece l’indennizzo per il prelievo secondo il capoverso 6 lettera e. La modifica del capoverso 3 è di natura puramente redazionale e dovuta al trasferimento della riserva di consumo nel nuovo capoverso 2bis. Il capoverso 6 lettera h attribuisce all’autorità che emana l’ordinanza la facoltà di coordinare il prelievo della riserva di energia elettrica con le misure dell’approvvigionamento economico del Paese. Nell’ambito di tale coordinamento non è tuttavia possibile stabilire l’esatta sequenza temporale con cui applicare i singoli strumenti. Per quanto riguarda la riserva di energia elettrica tale sequenza si basa sull’ordine di prelievo stabilito dalla ElCom (cfr. art. 8a cpv. 5 secondo periodo). Le misure dell’approvvigionamento economico del Paese invece sono emanate dal Consiglio federale su richiesta dei delegati dell’Approvvigionamento economico del Paese e pertanto non prevedono un iter predefinito. Queste misure vengono ordinate dopo aver esaminato la situazione specifica e sono inasprite o attenuate in base agli sviluppi e alla valutazione della stessa. Ai sensi della lettera h il Consiglio federale potrebbe tuttavia prevedere, perlomeno nel caso specifico, che lo strumento sia scelto nel rispetto del principio di proporzionalità in base all’intensità d’intervento, ossia optando per quello con le minori ripercussioni sull’ambiente, l’economia e i privati coinvolti. In caso di grave penuria di energia elettrica, l’impiego delle riserve di energia elettrica si imporrà per evitare le misure di gestione della domanda previste dalla LAP (tra cui

15 / 33

limitazioni e divieti di utilizzo, contingentamento o disattivazione della rete) o per minimizzarne le ripercussioni. Precedentemente potrebbe rivelarsi utile in particolare il cosiddetto prelievo anticipato della riserva (cfr. art. 8a cpv. 6 lett. e P-LAEl e art. 19 cpv. 3 OREI). Nei casi estremi di forte penuria nell’approvvigionamento elettrico, attraverso una cosiddetta gestione centralizzata dell’offerta nel quadro dell’approvvigionamento economico del Paese, l’Organizzazione per l’approvvigionamento elettrico in situazioni straordinarie (OSTRAL) potrebbe gestire (anche) parti della riserva di energia elettrica. In questo caso Swissgrid, in qualità di centrale operativa della gestione dell’offerta OSTRAL, otterrebbe l’accesso diretto alla riserva, a prescindere dall’ordine di prelievo stabilito dalla ElCom. Allo stesso tempo, fondamentalmente è possibile intervenire nella gestione della riserva di consumo con misure di contingentamento del consumo.

Art. 8b Disposizioni concernenti la partecipazione alla riserva di energia elettrica di centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione Il capoverso 1 contiene due norme fondamentali per la partecipazione delle centrali elettriche di riserva. Innanzitutto è vietato ai gestori di centrali elettriche produrre elettricità direttamente per il mercato; così facendo si riducono al minimo le ripercussioni sull’ambiente dovute all’utilizzo di vettori energetici fossili. Non è escluso un impiego dei generatori al servizio della rete per il mantenimento della tensione, purché ciò non limiti la disponibilità della riserva. Inoltre i gestori devono garantire la massima disponibilità o la sicura prontezza d’impiego delle proprie centrali elettriche. Ciò contribuisce nel contempo ad aumentare la resilienza della riserva di energia elettrica. È molto probabile, infatti, che in una situazione critica di approvvigionamento di energia elettrica si verifichino contemporaneamente anche problemi nell’approvvigionamento di gas. Sulla base di tale disposizione, il Consiglio federale, nel rispetto del principio della neutralità tecnologica, può stabilire requisiti più dettagliati per la possibilità di commutazione a vettori energetici alternativi (p. es. olio da riscaldamento, idrogeno, legna) secondo l’articolo 8a capoverso 2 lettera b numero 2. Va inoltre sottolineato che, ai sensi della disposizione contenuta nell’articolo 6 capoverso 2 lettera b OREI, si può parlare di «disponibilità elevata» solamente se la centrale elettrica è allacciata alla rete elettrica nella zona di regolazione svizzera. Fondamentalmente i partecipanti alla riserva sono determinati mediante gare pubbliche. Il capoverso 2 attribuisce al DATEC la possibilità di imporre, mediante decisione, la partecipazione alla riserva di energia elettrica ai gestori di centrali elettriche di riserva idonee. Il DATEC stabilisce la durata della partecipazione e il compenso per la disponibilità spettante al gestore. Va da sé, tuttavia, che il DATEC dovrebbe fare uso di tale potere con moderazione, soltanto se l’auspicato dimensionamento della riserva di energia elettrica (cfr. art. 8a cpv. 3) non è raggiunto (in tempo utile) oppure se i costi delle offerte pervenute nell’ambito della gara pubblica non sono adeguati. Si tratta di una disposizione potestativa. Il capoverso 3 impone ai gestori degli impianti di trasporto in condotta di stabilire condizioni trasparenti e adeguate per l’utilizzo delle condotte da parte delle centrali

16 / 33

elettriche di riserva. Questa disposizione è necessaria poiché, per il trasporto del gas, il corrispettivo per l’utilizzazione della rete può rappresentare un fattore di costo rilevante (cfr. anche art. 12 OREI). Poiché le centrali elettriche di riserva sono utilizzate solo in casi eccezionali, i gestori devono poter contare su prodotti a breve termine adeguati. In caso di divergenze, conformemente all’obbligo di trasporto di cui all’articolo 13 della legge del 4 ottobre 1963 15 sugli impianti di trasporto in condotta, le condizioni per l’utilizzazione della rete sono decise dall’UFE. Il capoverso 4 si pronuncia sulla necessità di specificare i dettagli a livello di ordinanza. La lettera a costituisce la base delle disposizioni contenute nell’articolo 6 capoversi 1 e 3 lett. A OREI. Lettera b: fondamentalmente le centrali elettriche di riserva, i gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione partecipanti alla riserva di energia elettrica sono determinati mediante gare pubbliche, svolte dalla società nazionale di rete (cfr. art. 8a cpv. 2 lett. b). Secondo la lettera b il Consiglio federale può prevedere delle eccezioni, anche solo per alcune categorie di partecipanti alla riserva (p. es. i piccoli impianti di cogenerazione). In primo luogo l’Esecutivo può affidare lo svolgimento delle gare pubbliche anche al DATEC, che a sua volta, nel quadro dell’organizzazione amministrativa, può delegare tale compito all’UFE. In secondo luogo, per la determinazione dei partecipanti alla riserva il Consiglio federale può stabilire anche una procedura alternativa, incluso il relativo ordinamento delle competenze. Fondamentalmente si tratta di gare pubbliche, ma nei casi in cui risulti opportuno in termini (anche) di efficienza dei costi, si potrebbe svolgere per esempio anche una procedura mediante invito. In particolare nel caso dei gruppi elettrogeni di emergenza sono ipotizzabili dei prodotti standard predefiniti e la possibilità di reagire per le cerchie interessate. Lettera c: per i gruppi elettrogeni di emergenza, gli impianti di cogenerazione e i consumatori finali il Consiglio federale può prescrivere, in base a questa disposizione e per ragioni pratiche di esecuzione, che quale elemento di congiunzione tra la società nazionale di rete cui compete il prelievo della riserva e i singoli partecipanti alla riserva intervengano degli aggregatori, altrimenti detti «responsabili del pooling» (cfr. art. 7 cpv. 1 OREI). A riguardo, nell’ambito delle disposizioni esecutive è possibile stabilire che siano gli aggregatori a partecipare alla gara pubblica. Lettera d: il Consiglio federale può definire ulteriori condizioni di partecipazione alla riserva di energia elettrica per i gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione. Per esempio l’articolo 7 capoverso 3 OREI pone agli impianti di cogenerazione le condizioni seguenti: offrire una capacità di produzione di elettricità supplementare, mettere a disposizione la propria potenza di produzione durante il periodo di disponibilità esclusivamente per la riserva di energia elettrica e non aver già beneficiato di sostegni finanziari pubblici per la produzione di energia elettrica (p. es. i contributi d’investimento) (cfr. a riguardo anche le nuove disposizioni nell’art. 34a LEne). Nell’articolo 7 capoverso 2 OREI invece sono riportate le condizioni supplementari poste ai gruppi elettrogeni di emergenza.

15 RS 746.1

17 / 33

La lettera e costituisce la base per le disposizioni di cui all’articolo 7 capoverso 4 OREI nonché agli articoli 41 capoversi 1ter e 3 e 146w dell’ordinanza del 30 novembre 2012 16 sul CO2. Secondo tali disposizioni tutte le centrali elettriche di riserva partecipano obbligatoriamente al sistema di scambio di quote di emissioni (SSQE). I gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione devono partecipare all’SSQE oppure compensare tutte le emissioni di CO2 generate dal prelievo dalla riserva di energia elettrica mediante attestati internazionali (art. 41 cpv. 1 ordinanza sul CO2 in combinato disposto con l’art. 7 cpv. 4). Lettera f: come già accennato nel capitolo 3, dalle prime esperienze nella costituzione di una riserva sotto il profilo produttivo per l’inverno 2022/2023 sono emersi diversi elementi del diritto federale e cantonale che possono ostacolare una tempestiva messa a disposizione dell’energia elettrica. La norma di delega alla lettera f è una sorta di soluzione di garanzia per gli eventi difficilmente prevedibili che richiedono l’adozione tempestiva di misure a termine. Diversamente da quanto accadde al momento dell’emanazione dell’ordinanza del 21 dicembre 2022 17 sull’esercizio di centrali di riserva e gruppi elettrogeni di emergenza in presenza di una situazione di penuria già sopraggiunta o imminente, per gli inverni futuri ci sarà più tempo per approntare misure di protezione dell’ambiente. Viste le condizioni restrittive di cui ai numeri 1 e 2, la lettera f costituisce quindi un’ultima ratio: a livello di disposizioni d’esecuzione e nell’applicazione concreta del diritto bisognerà assicurare un ricorso moderato a tale norma, soltanto nella misura in cui risulti indispensabile per la sicurezza dell’approvvigionamento elettrico. Inoltre il campo d’applicazione della norma di delega è limitato alla OIAt e alle prescrizioni d’esercizio cantonali; nel quadro della protezione fonica il diritto vigente offre già un sufficiente margine di manovra. Le agevolazioni concesse a seconda del caso devono essere proporzionate e a termine. Lettera g: ai sensi di questa norma di delega l’autorità che emana l’ordinanza può stabilire condizioni per lo smantellamento di centrali elettriche di riserva (p. es. il ripristino dello stato originario dell’ubicazione) e prevedere che anche questi costi siano finanziati attraverso il corrispettivo per l’utilizzazione della rete di trasporto. Nell’ambito delle disposizioni d’esecuzione secondo il capoverso 5 tali prescrizioni possono riguardare anche le centrali elettriche di riserva già esistenti al momento dell’entrata in vigore delle nuove disposizioni di legge, se tali centrali rimangono parte della riserva anche con la nuova normativa. Lettera h: soprattutto per le centrali elettriche di riserva l’energia di compensazione (art. 4 cpv. 1 lett. eter) può rappresentare un ulteriore fattore di costo rilevante. Essendo queste centrali utilizzate solo in via eccezionale, al momento della messa in esercizio possono verificarsi dei ritardi e conseguenti deviazioni dal programma previsionale. Alla luce di ciò, il Consiglio federale può disciplinare in quali casi, analogamente agli ulteriori costi della riserva di energia elettrica (cfr. art. 15a cpv. 1 lett. c), l’energia di compensazione sia finanziata attraverso il corrispettivo per l’utilizzazione della rete

16 RS 641.711 17 RS 531.66

18 / 33

di trasporto (mediante l’indennizzo per il prelievo, cfr. art. 20 cpv. 3 OREI) e in quali casi invece i relativi costi debbano ricadere sul gestore della centrale elettrica. Capoverso 5: le centrali elettriche di riserva di Birr (AG), Cornaux (NE) e Monthey (VS) come pure quelle da inserire nella riserva di energia elettrica mediante gara pubblica ai sensi della OREI, si potranno utilizzare fino al 31 maggio 2026 (cfr. art. 6 cpv. 4 OREI). In base al capoverso 5 il Consiglio federale dispone di un margine decisionale per stabilire se e a quali condizioni gli impianti in questione saranno parte della riserva di energia elettrica anche in futuro.

Art. 15 cpv. 2 La computabilità dei costi della riserva di energia elettrica è ora disciplinata nell’articolo 15a capoverso 1 lettera c.

Art. 15a cpv. 1 lett. c Capoverso 1 lettera c: in linea di principio tutti i costi della riserva di energia elettrica sono finanziati attraverso il corrispettivo per l’utilizzazione della rete di trasporto. Come noto, tale corrispettivo è traslato sulla totalità dei consumatori di energia elettrica. Come espressamente menzionato al numero 1, questi costi comprendono in particolare il compenso spettante agli operatori per la partecipazione alla riserva di energia elettrica. Per quanto riguarda l’indennizzo per il prelievo si effettua una distinzione: se il prelievo è effettuato a seguito di uno squilibrio del mercato (cfr. art. 8a cpv. 5), ossia il caso normale di prelievo della riserva, i relativi costi sono addebitati mediante un corrispondente supplemento ai gruppi di bilancio che hanno deciso di ricorrere al prelievo (cfr. art. 8a cpv. 6 lett. f). Nei restanti casi invece il prelievo è finanziato attraverso Swissgrid mediante il corrispettivo per l’utilizzazione della rete. Tra gli ulteriori costi finanziati attraverso il corrispettivo per l’utilizzazione della rete figurano anche gli importi forfettari per i servizi prestati dagli aggregatori (cfr. art. 22 cpv. 1 lett. d OREI) nell’ambito del raggruppamento di gruppi elettrogeni di emergenza, impianti di cogenerazione e partecipanti alla riserva di consumo nonché i costi sostenuti dalle centrali elettriche di riserva, dai gruppi elettrogeni di emergenza e dagli impianti di cogenerazione per la tassa sul CO2, i diritti di emissione e gli attestati che i gestori degli impianti devono acquistare conformemente alla normativa in materia di CO2 e alle disposizioni esecutive emanate ai sensi dell’articolo 8b capoverso 4 lettera e. Al numero 1 sono espressamente menzionati i costi di esecuzione, in particolare della società nazionale di rete. I costi di attuazione della ElCom invece sono coperti dal bilancio della Commissione. Secondo il numero 2 la Confederazione può, per esempio, disciplinare l’assunzione dei costi in relazione a eventuali compensi per i Comuni di ubicazione di centrali elettriche di riserva, menzionati nell’articolo 23 capoverso 4 OREI.

19 / 33

4.2 Modifica di altri atti normativi: legge sul CO2

Art. 19b Indennità per l’obbligo di utilizzare un determinato vettore energetico Nell’ambito dei processi in cui si utilizzano, per esempio, gas naturale oppure olio da riscaldamento, il Consiglio federale ha la facoltà di ordinare la commutazione da un vettore energetico all’altro. La commutazione dal gas all’olio da riscaldamento genera maggiori emissioni di CO2. Di conseguenza i gestori degli impianti assoggettati al sistema di scambio di quote di emissioni (SSQE) devono consegnare un numero maggiore di diritti di emissione. Solo così possono adempiere ai propri obblighi nell’ambito dell’SSQE, il che, tuttavia, potrebbe generare costi aggiuntivi. Su richiesta e nel quadro dei crediti approvati, la Confederazione può indennizzare ai gestori di impianti partecipanti all’SSQE i costi dei diritti di emissione se la commutazione a un altro vettore energetico causi loro un pregiudizio finanziario importante, non ragionevolmente esigibile (cpv. 1); essa valuta in ogni singolo caso il sussistere di tale condizione. L’ammontare dei contributi si basa sul prezzo medio dei diritti di emissione sul mercato secondario nell’Unione europea nel momento in cui la commutazione è ordinata (cpv. 2). Il Consiglio federale disciplina i dettagli, quali i criteri per determinare un pregiudizio finanziario importante, non ragionevolmente esigibile, in base, per esempio, al rapporto tra costi aggiuntivi e creazione di valore lordo (cpv. 3).

Art. 31a Quando è stata introdotta la restituzione della tassa sul CO2 ai gestori di impianti di cogenerazione, l’articolo 31a concedeva anche ai gestori di impianti di cogenerazione che avevano preso un impegno di riduzione la possibilità di svincolare l’impianto dall’impegno di riduzione e assoggettarlo all’obbligo di investimento. In questo modo si garantiva la parità di trattamento durante il periodo corrente di assoggettamento all’impegno. Ciò non è stato messo in discussione e nel 2021 e 2022 i gestori hanno avuto la possibilità di porre fine al proprio impegno di riduzione. Così facendo è stata garantita la parità di trattamento; di conseguenza la norma non è più necessaria e viene abrogata.

Art. 32a Nell’avamprogetto la tassa sul CO2 applicata ai combustibili impiegati comprovatamente per la produzione di elettricità è restituita totalmente e non più solo parzialmente (cpv. 1). La restituzione ha luogo se il gestore dell’impianto di cogenerazione ha consegnato nel Registro svizzero dello scambio di quote di emissioni attestati per la riduzione delle emissioni in Svizzera oppure attestati internazionali per l’ammontare delle emissioni di gas serra causate dalla produzione di elettricità (lett. c). Nell’ordinanza il Consiglio federale disciplina i dettagli, quali i limiti di potenza, le esigenze minime nonché le indicazioni contenute nella domanda,

20 / 33

per esempio i rapporti sulle emissioni di gas serra generate con la produzione di energia elettrica (cpv. 2).

Art. 32b Nell’avamprogetto la restituzione ai gestori di impianti di cogenerazione è disciplinata nell’articolo 32a; l’articolo 32b pertanto è abrogato.

Art. 49b Disposizione transitoria Ipotizzando l’entrata in vigore della disposizione il 1° gennaio 2025, la domanda di restituzione del 60 per cento della tassa sul CO2 per il 2024 secondo l’articolo 98b dell’ordinanza sul CO2 può essere presentata all’UFAM entro il 30 giugno 2025. La restituzione del restante 40 per cento della tassa sul CO2 per il 2024 di cui all’articolo 32b capoverso 2, secondo il diritto vigente può essere richiesta al più tardi entro la fine del 2027, purché si dimostri alla Confederazione che, per l’ammontare di tali risorse, sono state adottate misure volte ad aumentare la propria efficienza energetica o l’efficienza energetica di impianti che prelevano elettricità o calore dall’impianto di cogenerazione.

4.3 Modifica di altri atti normativi: legge sull’energia

Art 34a Contributo d’investimento per gli impianti di cogenerazione forza- calore Il capoverso 1 prevede contributi d’investimento per gli impianti di cogenerazione. A questi contributi d’investimento si applicano le norme del capitolo 5 della legge sull’energia, sempreché l’articolo 34a non contenga una norma di diverso tenore. È possibile beneficiare di un contributo d’investimento di cui al capoverso 1 se sono soddisfatte le condizioni elencate nel capoverso 2. Lettera a: poiché gli impianti di cogenerazione producono contemporaneamente anche calore, la promozione prevede tassativamente che tale calore sia utilizzato o ritirato. Ciò implica quindi che gli impianti funzionino a pilotaggio termico ed esclusivamente in funzione del fabbisogno termico dei consumatori. L’energia elettrica prodotta in questo modo viene immessa nella rete pubblica oppure utilizzata per soddisfare il fabbisogno proprio di elettricità. Inoltre gli impianti devono essere integrati in una nuova rete termica che utilizzi energia rinnovabile quale fonte energetica primaria e che sia indicata nella pianificazione energetica del territorio per le energie rinnovabili dell’ente pubblico competente (Cantone, Comune) oppure, se vengono inseriti in una rete termica esistente, devono sostituire una caldaia per il carico di punta a energia fossile per coprire la domanda di calore. Lettera b: rientrano nel campo d’applicazione dell’articolo 34a LEne gli impianti di cogenerazione in funzione prevalentemente in inverno, poiché con la promozione si intende aumentare la produzione invernale di elettricità.

21 / 33

Lettera c: per ragioni di politica climatica, gli impianti di cogenerazione sono alimentati con combustibili rinnovabili. Se non è possibile, l’impianto di cogenerazione deve partecipare al sistema di scambio di quote di emissioni oppure compensare le emissioni acquistando attestati (cfr. modifica dell’art. 32a legge sul CO2). Il contributo d’investimento ammonta al massimo al 60 per cento dei costi dell’impianto relativi alla parte elettrica. La parte dell’impianto che serve alla produzione di calore non può beneficiare del contributo (cpv. 3).

Art. 35 cpv. 2 lett. hter I contributi d’investimento per gli impianti di cogenerazione sono finanziati attraverso il supplemento rete, che non viene aumentato.

Art. 36 cpv. 1 lett. d Le risorse per i contributi d’investimento agli impianti di cogenerazione sono limitate a 20 milioni di franchi all’anno. Ciò corrisponde a un ulteriore aggravio del Fondo per il supplemento rete di 0.04 ct./kWh; non è ancora chiaro tuttavia se l’importo massimo annuo della promozione verrà interamente utilizzato. A fronte di un contributo d’investimento al massimo del 60 per cento dei costi d’investimento computabili, si dovrebbero quindi generare complessivamente investimenti per quasi 40 milioni di franchi. In questo modo si può ottenere un incremento annuo di circa 20 MW di potenza elettrica da impianti di cogenerazione o 40 GWh di energia elettrica invernale; tale potenza aggiuntiva corrisponde al carico termico medio di quattro grandi reti di teleriscaldamento.

Art. 38 cpv. 1 lett. c I nuovi impianti di cogenerazione possono ottenere i contributi d’investimento per una durata di dieci anni.

Art. 55a Informazione dell’opinione pubblica Secondo la nuova disposizione l’UFE, quale autorità competente in materia di approvvigionamento energetico e uso dell’energia (cfr. art. 9 dell’ordinanza del 6 dicembre 1999 18 sull’organizzazione del Dipartimento federale dell’ambiente, dei trasporti, dell’energia e delle comunicazioni), informa l’opinione pubblica sulla situazione dell’approvvigionamento energetico del Paese e in particolare rende noti eventi rilevanti e risultati. Tale attività d’informazione consiste principalmente nel diffondere stime sulla sicurezza dell’approvvigionamento a medio-lungo termine, ma anche nel sensibilizzare la popolazione al tema dell’efficienza energetica e delle energie rinnovabili. Nell’ambito di queste tematiche, l’UFE dispone di una determinata libertà per quanto concerne la scelta degli oggetti del monitoraggio, la determinazione dei dati necessari e la frequenza della trasmissione dei dati. Per

18 RS 172.217.1

22 / 33

l’opinione pubblica sono pubblicati dati aggregati oppure i principali indicatori; non è invece prevista né da questa esigenza di informazione né dalla base legale la pubblicazione di dati individuali economicamente sensibili. Per esempio, secondo la lettera f non devono in particolare essere pubblicati calcoli o informazioni sui prezzi di prodotti fuori borsa, la cui divulgazione potrebbe portare ad accordi sui prezzi oppure generare altre distorsioni del mercato.

Art. 56 cpv. 1 frase introduttiva, lett. ebis e k e cpv. 2 Affinché l’UFE possa svolgere l’attività informativa di cui all’articolo 55a, il campo d’applicazione del capoverso 1 è ampliato sotto due aspetti. La disposizione proposta comprende anche tutti i dati di cui l’UFE necessita per svolgere l’attività di informazione dell’opinione pubblica. Devono essere trasmessi i dati di persone fisiche e giuridiche, se disponibili, al fine di poter effettuare stime e affermazioni sull’attuale consumo di energia di singoli settori con la necessaria granularità. Ovviamente i dati personali possono essere pubblicati esclusivamente previa autorizzazione degli interessati. Nell’elenco delle autorità e delle imprese nonché degli enti tenuti a trasmettere dati già disponibili sono inseriti anche l’Ufficio federale per l’approvvigionamento economico del Paese (UFAE) e i gruppi di bilancio. L’UFAE dispone dei dati ricavati dal sistema di monitoraggio nei settori dell’elettricità e del gas applicato in forza del proprio mandato e che serve a valutare la sicurezza dell’approvvigionamento a breve termine. I gruppi di bilancio possono mettere a disposizione i dati tratti dalla gestione del bilancio. Tali dati sono importanti in quanto consentono di accedere a dati aggregati concernenti il consumo, le cosiddette normalizzazioni e gli scostamenti. In base a questi si possono trarre conclusioni circa la sicurezza dell’approvvigionamento. Nel settore del gas ciò permette in particolare di fornire informazioni circa le interrelazioni tra consumo e pianificazione dell’importazione. In questo contesto, tuttavia è utile conoscere anche l’entità degli scostamenti rispetto ai valori originariamente previsti. Inoltre l’elenco non è più esaustivo; secondo il capoverso 2 il Consiglio federale può ampliarlo in funzione delle esigenze derivanti dall’interesse pubblico che, come si può notare, è in continuo mutamento.

5 Ripercussioni

5.1 Ripercussioni per la Confederazione

5.1.1 Ripercussioni finanziarie e sul personale

Quanto meno nella prima fase di costituzione della riserva di energia elettrica, a livello di Confederazione occorre mettere in conto un onere maggiore in termini di risorse economiche e di personale per l’esecuzione delle norme previste. Gli oneri aggiuntivi gravano soprattutto sulla ElCom, che determina i relativi valori di riferimento per le riserve e le relative gare pubbliche, sorveglia la riserva, decide l’ordine di prelievo e redige i rapporti periodici. Anche in seno all’UFE aumenta l’onere per l’esecuzione. Esso comprende gli accordi stipulati con i gestori o gli aggregatori, la determinazione

23 / 33

dei requisiti tecnici di esercizio per le centrali elettriche di riserva, i gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione, l’individuazione dei gestori nonché lo svolgimento delle gare pubbliche. Il maggiore fabbisogno finanziario (credito per beni e servizi) può essere compensato internamente. Per la ElCom e l’UFE si prevede un fabbisogno maggiore anche in termini di personale. Il compenso per la disponibilità e l’indennizzo per il prelievo destinati alle centrali elettriche di riserva sono sostenuti dai consumatori di elettricità o dai gruppi di bilancio, sotto forma di corrispettivo per l’utilizzazione della rete di trasporto. In tal modo non si grava sulle casse della Confederazione. Anche le spese sostenute dalla Confederazione affinché, da febbraio 2023, le centrali di riserva abbiano potuto essere operative e i gruppi elettrogeni di emergenza partecipare alla riserva complementare, vengono restituite alla Confederazione, senza corresponsione di interessi, tramite il corrispettivo per l’utilizzazione della rete (art. 23 cpv. 1 OREI). Le indennità in caso di commutazione ordinata a un altro vettore energetico previste nell’articolo 19b legge sul CO2 sono versate su richiesta. Attualmente non è possibile stimare se e in quale misura tale disposizione comporterà dei pagamenti e quindi avrà ripercussioni sul bilancio federale. La nuova norma nell’articolo 32a legge sul CO2 che prevede la restituzione completa della tassa sul CO2 può essere attuata senza incidere sul bilancio. È vero che da un lato diminuiscono gli introiti derivanti dalla tassa sul CO2, poiché una parte viene restituita. Tuttavia, si tratta di una tassa a destinazione vincolata: a fronte di minori introiti si riducono nella stessa misura anche le spese (restituzione e incentivi al Programma Edifici). La nuova disposizione della LEne sull’informazione dell’opinione pubblica circa la situazione attuale dell’approvvigionamento energetico può essere attuata nel quadro delle risorse finanziarie disponibili.

5.1.2 Ripercussioni sul Fondo per il supplemento rete e

altre ripercussioni La promozione aggiuntiva degli impianti di cogenerazione è finanziata attraverso il supplemento rete per la promozione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili pari a 2.3 ct./kWh. Il finanziamento della promozione degli impianti di cogenerazione grava sul Fondo per il supplemento rete per ulteriori 0.04 ct./kWh. Il supplemento rete non subisce alcun aumento. L’onere aggiuntivo in termini di personale può essere soddisfatto attraverso le risorse disponibili.

5.2 Ripercussioni sui Comuni e sui Cantoni nonché sulle

città, gli agglomerati e le regioni di montagna Le centrali elettriche di riserva comportano ripercussioni in particolare per il territorio e l’ambiente. Pertanto, risultano toccati soprattutto i Cantoni e i Comuni nei quali

24 / 33

sorgono le centrali elettriche di riserva. La Confederazione ha già contattato o contatterà questi Cantoni e Comuni. Dal punto di vista economico e del personale, le ripercussioni sono contenute; una parte può essere coperta dalle attuali ordinanze in materia di emolumenti. A breve termine, per le autorità dei Comuni sui cui territori sorgeranno le riserve, la mole di lavoro aumenterà. Poiché per beneficiare della promozione gli impianti di cogenerazione devono essere integrati in una rete termica esistente o indicata nella pianificazione territoriale, l’onere aggiuntivo per i Comuni sarà trascurabile. Infine grazie al Dashboard sull’energia anche i Cantoni e i Comuni dispongono di una migliore base d’informazione per quanto riguarda i propri compiti correnti e in periodi di crisi.

5.3 Ripercussioni sui consumatori finali (in particolare

sulle economie domestiche e sui grandi consumatori) Per le centrali elettriche di riserva esistenti, compresi i gruppi elettrogeni di emergenza, le stime totali dei costi dal 2023 ad aprile 2026 si aggirano intorno ai 790 milioni di franchi. Questo importo corrisponde a un aumento medio del corrispettivo per l’utilizzazione della rete pari a circa 0.5 ct. per chilowattora nel periodo 2024–

2026 (le tariffe per il 2023 sono già stata fissate).

Per costituire la riserva necessaria, tra il 2026 e il 2040 (la durata d’esercizio è di 15 anni) saranno necessari investimenti per la realizzazione di nuove centrali elettriche di riserva nonché nuovi impianti di cogenerazione e gruppi elettrogeni di emergenza. L’ammontare di tali investimenti potrebbe raggiungere la somma di 1,1 miliardi di franchi (nell’ipotesi di diverse centrali elettriche costruite ex-novo con una potenza complessiva sino a 1000 MW). Per tale periodo si devono mettere in conto costi annui pari a 180 milioni di franchi per ammortamenti, interessi nonché costi d’esercizio e di manutenzione. Ciò implica per i consumatori finali costi aggiuntivi nell’ordine di

0.28 centesimi per chilowattora (a fronte di un consumo annuo medio di 65 TWh),

corrispondenti per un’economia domestica media con un consumo annuo di 4500 kWh a poco meno di 60 franchi all’anno. Nel dashboard sull’energia le imprese e le economie domestiche possono seguire gli aggiornamenti sull’attuale situazione dell’approvvigionamento e sull’efficacia delle diverse misure adottate (tra cui p. es. l’esercizio delle centrali elettriche di riserva). Queste informazioni possono contribuire ad accrescere le conoscenze dei consumatori e sensibilizzarli verso un utilizzo efficiente dell’energia.

25 / 33

5.4 Ripercussioni sull’economia nazionale

5.4.1 Stima delle ripercussioni in relazione al

raggiungimento dell’obiettivo «saldo netto pari a zero» A prescindere dalla tecnologia utilizzata nell’esercizio di prova e nella fase dell’effettivo prelievo, le centrali elettriche di riserva provocano emissioni di CO2. Gli impianti saranno però utilizzati in maniera tale da non gravare sul bilancio globale dei gas serra. Per quanto riguarda le altre ripercussioni (protezione dell’aria), occorre allentare temporaneamente le relative prescrizioni per gli impianti di riserva, nell’interesse superiore della sicurezza dell’approvvigionamento. Con l’ordinanza del 21 dicembre 2022 19 sull’esercizio di centrali di riserva e gruppi elettrogeni di emergenza in presenza di una situazione di penuria già sopraggiunta o imminente, in via eccezionale il Consiglio federale ha dichiarato temporaneamente non applicabili in particolare i valori limite per l’inquinamento atmosferico e il calore residuo nonché le limitazioni dell’orario d’esercizio. Gli impianti di cogenerazione che, ai sensi dell’articolo 34a LEne beneficiano di una promozione, sono alimentati con combustibili rinnovabili o neutrali sotto il profilo climatico oppure compensano interamente le emissioni di CO2 generate. Se gli impianti non partecipano già all’SSQE, tendenzialmente ciò comporterà un aumento dei costi d’esercizio.

5.4.2 Ripercussioni sull’occupazione ed effetti distributivi

La costituzione di una riserva di energia elettrica incide solo marginalmente sull’occupazione e sugli effetti distributivi.

5.4.3 Ripercussioni sui settori

Con la costituzione di una riserva di energia elettrica i settori industriali vengono sollecitati maggiormente: ordinazione di materiali, fabbisogno di ingegneri, utilizzo della logistica di approvvigionamento o collegamento dei siti di produzione dell’energia elettrica di riserva alla rete elettrica e del gas. Tuttavia, queste diverse sollecitazioni determinano anche un aumento del valore aggiunto nei settori interessati. Con un’adeguata configurazione, il dashboard sull’energia è in grado di mostrare il consumo energetico dei settori e quindi evidenziare gli eventuali sforzi volti al risparmio e l’efficacia delle misure adottate. Anche in questo caso il dashboard

19 RS 531.66

26 / 33

contribuisce ad un utilizzo più efficiente dell’energia, soprattutto nell’ottica della prevenzione delle situazioni di crisi.

5.5 Ripercussioni sulla società e sull’ambiente

A prescindere dalla tecnologia utilizzata, l’impiego di centrali elettriche di riserva aumenta la sicurezza dell’approvvigionamento elettrico per le aziende e le economie domestiche in Svizzera. L’obiettivo è di scongiurare una situazione di penuria di energia o di mitigarla il più possibile. A seconda dell’intensità e della durata, una tale situazione può avere ripercussioni pesanti per l’economia e la popolazione, con conseguenti costi elevati. Secondo l’Ufficio federale della protezione della popolazione una situazione di penuria di energia elettrica provocherebbe costi per

185 miliardi di franchi 20.

Le ripercussioni dell’avamprogetto in termini di emissioni di gas serra sono illustrate al punto 5.5.1. Allo stesso tempo le centrali elettriche di riserva, i gruppi elettrogeni d’emergenza e gli impianti di cogenerazione producono ripercussioni negative sul territorio e sull’ambiente.

6 Aspetti giuridici

6.1 Costituzionalità

6.1.1 Basi legali

Le modifiche previste della LAEl poggiano principalmente sull’articolo 91 capoverso 1 Cost. che accorda alla Confederazione un’ampia competenza legislativa in materia di trasporto ed erogazione di energia elettrica, che riguarda in particolare anche le regolazioni del mercato e i provvedimenti per mantenere la sicurezza di approvvigionamento. 21 La possibilità di imporre la partecipazione alla riserva di energia elettrica ai gestori di centrali elettriche di riserva idonee poggia invece sull’articolo 102 Cost. riguardante l’approvvigionamento economico del Paese. Si tratta di una misura cautelare ai sensi del capoverso 1 secondo periodo di questa disposizione. Le modifiche proposte della LEne per la promozione degli impianti di cogenerazione mirano principalmente a un consumo energetico parsimonioso e razionale e pertanto poggiano sia sull’articolo riguardante la politica energetica (art. 89 cpv. 2 Cost.) che sull’articolo relativo alla protezione dell’ambiente (art. 74 Cost.). Già nel suo messaggio del 4 settembre 2013 22 sul primo pacchetto di misure della Strategia energetica il Consiglio federale aveva fatto presente che l’articolo 74 Cost. dà alla

20 Ufficio federale della protezione della popolazione, Rapporto sull’analisi nazionale dei rischi, 2020.

21 FF 2022 1183, numero 7.1

22 FF 2013 6489, 6669

27 / 33

Confederazione l’ampia competenza di adottare tutte le misure necessarie per raggiungere gli obiettivi di protezione dell’ambiente. Poiché l’impiego parsimonioso dell’energia e la promozione delle energie rinnovabili contribuiscono a ridurre l’inquinamento ambientale, l’articolo sull’ambiente conferisce alla Confederazione importanti possibilità di intervento e pilotaggio in campo energetico. L’articolo 74 Cost. costituisce quindi la base costituzionale per tutte le disposizioni contenute nella legge sull’energia, finalizzate in ultima analisi a evitare o ridurre le emissioni nocive per gli esseri umani e l’ambiente. Con gli impianti di cogenerazione che beneficiano di una promozione vengono innanzitutto sostituite le caldaie esistenti per il carico di punta puramente a combustibili fossili, presenti nelle zone urbane, che producono esclusivamente calore da immettere nelle reti di teleriscaldamento. Oltre che calore, gli impianti di cogenerazione producono anche energia elettrica. In questo modo a livello di consumo l’energia primaria in questi impianti viene utilizzata due volte, il che rispetto alle centrali elettriche a gas costituisce un consumo energetico parsimonioso e razionale. Le disposizioni di cui all’articolo 34 capoverso 2 lettera c LEne (partecipazione all’SSQE, compensazione) considerano questi combustibili neutrali sotto il profilo climatico, conformemente alla legge sul CO2. Sull’articolo riguardante la protezione dell’ambiente poggiano inoltre le modifiche della legge sul CO2. La nuova disposizione sull’informazione dell’opinione pubblica (art. 55a LEne) poggia sugli articoli 89 e 102 Cost.

6.1.2 Compatibilità con i diritti fondamentali

Il progetto garantisce i diritti fondamentali costituzionali, in particolare la garanzia della proprietà (art. 26 Cost.) e la libertà economica (art. 27 Cost.); inoltre non contiene prescrizioni contrarie alla concorrenza. Non influendo in alcun modo sulla produzione (regolare) di energia elettrica, la riserva di energia elettrica non incide sui meccanismi di mercato e nei periodi di approvvigionamento normale nemmeno sulla distribuzione di elettricità. Per quanto riguarda i consumatori gli effetti percepiti riguardano solamente i costi che possono essere considerati come una sorta di assicurazione contro le situazioni di penuria di energia elettrica. Nell’ambito della riserva complementare, i partecipanti alla riserva di energia elettrica sono selezionati in linea di principio mediante gare pubbliche aperte a tutti gli interessati. Vi sarebbe un’ingerenza nella garanzia della proprietà e nella libertà economica se il DATEC obbligasse il gestore di una centrale elettrica di riserva a partecipare alla riserva di energia elettrica perché altrimenti non sarebbe possibile costituire la riserva nella misura auspicata e a fronte di corrispettivi adeguati. Ai sensi dell’articolo 36 Cost. questa eventuale ingerenza nei diritti fondamentali è ammissibile. Con la presente legge federale è data la necessaria sede normativa (base legale formale), è chiaramente presente un interesse pubblico verso una riserva di energia elettrica di dimensioni appropriate e a costi adeguati ed è garantito altresì il rispetto del principio di proporzionalità. Considerate le condizioni restrittive di cui

28 / 33

all’articolo 8b capoverso 2 LAEl, un obbligo di partecipazione alla riserva di energia elettrica risulta necessario e opportuno per disporre di una riserva complementare di dimensioni appropriate e a costi adeguati e non costituisce un provvedimento sproporzionato rispetto allo scopo da raggiungere. Infine l’avamprogetto non tange i diritti fondamentali nella loro essenza, tanto più che la partecipazione alla riserva di energia elettrica non ha una durata eccessiva. La promozione degli impianti di cogenerazione nella LEne assicura a questi impianti l’opportunità di partecipare al mercato dell’energia elettrica.

6.2 Compatibilità con gli impegni internazionali della

Svizzera Nel diritto commerciale internazionale l’energia elettrica è considerata un comune bene commerciale. I principi dell’accordo del 15 aprile 1994 23 che istituisce l’Organizzazione mondiale del commercio e dell’Accordo generale del 30 ottobre 1947 24 sulle tariffe doganali e sul commercio (GATT) si applicano pertanto anche al commercio di energia elettrica. I compiti con carattere di servizio sono assoggettati all’Accordo generale sugli scambi di servizi. La gestione degli aiuti statali si basa invece sull’Accordo sulle sovvenzioni e sulle misure compensative (SCM; allegato 1A.13 GATT). L’introduzione di prescrizioni tecniche e di standard sottostà alle disposizioni dell’Accordo del 12 aprile 1979 25 sugli ostacoli tecnici agli scambi. Nei confronti dell’UE e degli Stati AELS trovano inoltre applicazione l’Accordo del 22 luglio 1972 26 tra la Confederazione Svizzera e la Comunità economica europea nonché la Convenzione istitutiva del 4 gennaio 1960 dell’Associazione europea di libero scambio (AELS). Il presente avamprogetto tiene conto di questi obblighi internazionali. Essendo la riserva di energia elettrica costituita e gestita al di fuori del mercato, la sua integrazione con centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione non genera ripercussioni sulla concorrenza. I contributi d’investimento previsti dalla LEne per la costruzione di nuovi impianti di cogenerazione sono considerati sovvenzioni a sensi dell’SCM.

6.3 Forma dell’atto

L’avamprogetto include disposizioni importanti contenenti norme di diritto le quali, conformemente all’articolo 164 capoverso 1 Cost., devono essere emanate sotto

23 RS 0.632.20 24 RS 0.632.21 25 RS 0.632.231.41 26 RS 0.632.401

29 / 33

forma di legge federale. La revisione della LAEl, della legge sul CO2 e della LEne segue quindi la procedura legislativa normale.

6.4 Subordinazione al freno alle spese

Ai sensi dell’articolo 159 capoverso 3 lettera b Cost., le disposizioni in materia di sussidi nonché i crediti d’impegno e le dotazioni finanziarie implicanti nuove spese uniche di oltre 20 milioni di franchi o nuove spese ricorrenti di oltre 2 milioni di franchi richiedono il consenso della maggioranza dei membri di ciascuna Camera federale. Le modifiche della LAEl non comportano nuove spese per la Confederazione, dato che i costi della riserva di energia elettrica sono finanziati attraverso il corrispettivo per l’utilizzazione della rete e determinati costi possono anche essere addebitati ai gruppi di bilancio (cfr. art. 15a LAEl). Fatti salvi i costi di esecuzione della ElCom, che non possono essere totalmente coperti attraverso gli emolumenti, il finanziamento della riserva di energia elettrica non incide sulle finanze federali. Secondo il nuovo articolo 19b della legge sul CO2 la Confederazione può rimborsare i costi aggiuntivi sostenuti per l’acquisto di diritti di emissione per le emissioni di CO2 dai gestori di impianti bicombustibili o pluricomustibili a seguito della commutazione a un vettore energetico fossile ordinata dall’autorità, subendo un pregiudizio finanziario importante, non ragionevolmente esigibile. Poiché grava sulle finanze federali, questo rimborso genera nuove spese per la Confederazione, il cui ammontare dipende dalla durata del periodo di commutazione, dai costi dei vettori energetici e dei diritti di emissione nonché dalla situazione economica individuale dell’azienda. Seppur difficilmente stimabili, questi esborsi non dovrebbero superare i 5 milioni di franchi all’anno. L’articolo 19b sottostà al freno alle spese Nella revisione della LEne ciò interessa le misure di cui all’articolo 34a (potenziamento degli impianti di cogenerazione) che pertanto sottostanno al freno alle spese di cui all’articolo 159 capoverso 3 lettera b Cost. (cfr. spiegazioni nel messaggio del 4 settembre 2013 27 concernente il primo pacchetto di misure della Strategia energetica 2050). Poiché il presente avamprogetto non comporta un aumento del supplemento rete, l’articolo 34a non produce ripercussioni nel quadro del freno all’indebitamento.

6.5 Conformità alla legge sui sussidi

Ai sensi dell’articolo 5 della legge del 5 ottobre 1990 28 sui sussidi (LSu) il Consiglio federale deve verificare periodicamente gli aiuti finanziari e le indennità concesse

27 FF 2013 6489, 6675 28 RS 616.1

30 / 33

dalla Confederazione. Nel suo rapporto 2008 concernente i sussidi il Consiglio federale ha stabilito il principio secondo cui i sussidi, la cui base legale deve essere creata o riveduta durante il periodo del riesame, vengono riesaminati sistematicamente nell’ambito del pertinente messaggio. Ciò viene fatto con il presente messaggio. È stato verificato se gli aiuti finanziari e le indennità sono giustificati da un interesse federale sufficiente, se raggiungono il rispettivo scopo in modo economico ed efficace e se vengono erogati in modo uniforme e giusto. Occorre pure verificare se gli aiuti finanziari e le indennità sono concepiti tenendo conto delle esigenze della politica finanziaria e se corrispondono a una giudiziosa ripartizione dei compiti e degli oneri tra Confederazione e Cantoni. Le modifiche proposte della LAEl non introducono nell’ambito della riserva di energia elettrica novità rilevanti per quanto concerne gli aiuti finanziari o le indennità ai sensi della LSu. I meccanismi di finanziamento della presente riserva complementare si basano su quanto già previsto per la riserva esistente nella legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili e nella OREI. Diverso è il discorso per le modifiche della LEne che prevedono sovvenzioni sotto forma di contributi d’investimento per i nuovi impianti di cogenerazione. I nuovi impianti di cogenerazione, se in particolare vanno a sostituire le caldaie per il carico di punta a energia fossile nelle reti di teleriscaldamento, producono elettricità aggiuntiva nel semestre invernale. Considerate le previsioni a lungo termine riguardanti i prezzi dell’energia elettrica e la conseguente scarsa redditività di questi impianti, è necessario predisporre una loro promozione. I sussidi sono concessi nel quadro della procedura snella per i contributi d’investimento prevista nel capitolo 5 LEne. L’effetto dei sussidi viene valutato regolarmente sulla base dell’articolo 55 LEne. La promozione proposta ha una durata di dieci anni. In assenza del sussidio previsto dall’articolo 19b legge sul CO2 per le imprese partecipanti all’SSQE, in caso di imminente penuria di gas la commutazione ordinata dal gas all’olio da riscaldamento non verrebbe attuata oppure richiederebbe tempi eccessivamente lunghi. Tali sussidi sono pertanto sufficientemente giustificati.

6.6 Delega di competenze legislative

L’avamprogetto contiene, in particolare nell’articolo 8b capoversi 4 e 5 LAEl, alcune norme di delega che attribuiscono al Consiglio federale competenze legislative per quanto riguarda la riserva di energia elettrica sotto il profilo produttivo (centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione). Competenze normative possono essere delegate mediante legge federale, sempreché la Costituzione non lo escluda (art. 164 cpv. 2 Cost.). Secondo l’articolo 164 capoverso 1 Cost. e la relativa giurisprudenza vige in particolare il limite generale secondo cui disposizioni importanti che contengono norme di diritto sono emanate sotto forma di legge federale. Le norme di delega proposte si basano sul contenuto

31 / 33

normativo della OREI. Sono di natura indicativa. Al termine della consultazione l’amministrazione le esaminerà nell’ottica della densità e del livello normativo. Per quanto riguarda l’articolo 8b capoverso 4 l’entità e la portata della delega alle lettere a, b e c risulta inequivocabilmente dal testo della norma. Per quanto riguarda le altre lettere va osservato quanto segue:

- la lettera d riguarda soprattutto i requisiti tecnici come previsti dall’articolo 7 capoversi 2 e 3 OREI; - secondo la lettera e è possibile in generale obbligare i gestori di alcuni o di tutti gli impianti della riserva sotto il profilo produttivo a partecipare al sistema di scambio di quote di emissioni al fine di preservare il bilancio globale dei gas serra (cfr. art. 41 cpv. 1ter ordinanza sul CO2); - la lettera f costituisce la base per agevolazioni temporanee rispetto da un lato alle prescrizioni d’ordinanza in materia di inquinamento atmosferico a livello federale e, dall’altro, alle prescrizioni d’esercizio cantonali. Questa delega attribuisce al Consiglio federale un margine di manovra relativamente ampio. Tuttavia, va osservato che, l’Esecutivo può avvalersene solo con grande moderazione nel senso di una ultima ratio. Va inoltre sottolineato che tali agevolazioni devono essere concesse solo a titolo individuale e non devono costituire eccezioni generali; - ai sensi della lettera g il Consiglio federale può emanare prescrizioni concernenti lo smantellamento di centrali elettriche di riserva e il relativo finanziamento. In particolare può prevedere che nell’area in questione sia ripristinata la situazione originaria e che anche questi costi siano indennizzati attraverso il corrispettivo per l’utilizzazione della rete di trasporto; - di regola i costi per l’energia di compensazione sono addebitati al gruppo di bilancio che ha notificato il programma previsionale dell’impianto in questione. Tuttavia, per quanto riguarda le centrali elettriche partecipanti alla riserva di energia elettrica, in linea di principio tutti i costi d’esercizio sono coperti mediante il corrispettivo per l’utilizzazione della rete di trasporto (cfr. art. 15a lett. c). Secondo la lettera h l’Esecutivo può stabilire in alcuni casi che i costi per l’energia di compensazione debbano essere assunti dallo stesso gestore della centrale elettrica. Secondo l’articolo 8b capoverso 5 il Consiglio federale può determinare nelle disposizioni esecutive se, in che misura e a quali condizioni le centrali elettriche già considerate di riserva al momento dell’entrata in vigore delle nuove disposizioni di legge possano continuare a far parte della riserva di energia elettrica complementare nel quadro del nuovo regime. Come l’articolo 8b capoverso 4 lettera f anche questa norma di delega attribuisce al Consiglio federale un margine di manovra relativamente ampio. Infine il secondo periodo dell’articolo 56 capoverso 2 LEne autorizza il Consiglio federale a includere nell’elenco di cui al capoverso 1 altri servizi tenuti a trasmettere dati all’UFE.

32 / 33

6.7 Protezione dei dati

L’avamprogetto non implica processi di trattamento dei dati di rilievo. Per quanto riguarda l’informazione dell’opinione pubblica circa l’approvvigionamento energetico (art. 55a LEne), gli eventuali dati personali possono essere divulgati solamente in forma anonimizzata. Così facendo l’attività informativa (in particolare sul dashboard sull’energia Svizzera) rispetta le disposizioni in materia di protezione dei dati.

33 / 33