Projetto di legge sull’approvvigionamento di gas (LAGas)

Dipartimento federale dell’ambiente, dei trasporti, dell’energia e delle comunicazioni DATEC

Berna, 19 settembre 2025

Legge sull’approvvigionamento di gas

Rapporto esplicativo per l’avvio della procedura di consultazione

Compendio

Ad oggi non esiste una normativa di legge specifica per il mercato del gas in Sviz- zera, a differenza del settore elettrico. L’assenza di disposizioni di legge specifiche si ripercuote sulla sicurezza dell’approvvigionamento e complica inoltre l’accesso alla rete per i consumatori di gas. Il presente progetto di legge ha lo scopo di colmare questa lacuna.

Situazione iniziale L’attacco russo all’Ucraina ha avuto pesanti conseguenze sulla sicurezza dell’ap- provvigionamento energetico in Europa, in particolare nel settore del gas. Poiché all’inizio della guerra il mercato elettrico europeo era fortemente dipendente dal gas russo, nell’arco di breve tempo l’Unione europea (UE) e la Svizzera hanno adottato una serie di misure atte a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di gas. Le attività intraprese dalla Svizzera sul fronte della gestione e della preven- zione delle crisi hanno evidenziato la necessità di una legge sull’approvvigiona- mento di gas, affinché la Svizzera possa in futuro adottare più facilmente misure a garanzia della sicurezza di approvvigionamento e attuarle nel rispetto della legi- slazione sulla concorrenza. Non essendovi una normativa di legge specifica per il settore del gas, in Svizzera mancano importanti attori istituzionali, in particolare un’autorità di regolazione – come la Commissione federale dell’energia elettrica in ambito elettrico – e un responsabile dell’area di mercato che coordini la rete di trasporto del gas – come Swissgrid per la rete di trasporto dell’energia elettrica. Grazie agli attori istituzionali è più semplice, in un quadro giuridico disciplinato da una legge specifica, adottare più facilmente e in breve tempo le misure necessa- rie ad affrontare una crisi, garantendo in tal modo la sicurezza dell’approvvigio- namento di gas. La legge del 4 ottobre 1963 sugli impianti di trasporto in condotta stabilisce per il mercato del gas niente più che un obbligo di trasporto, secondo il quale i gestori di rete sono tenuti per contratto ad assumere il trasporto per terzi nei limiti delle pos- sibilità tecniche e delle esigenze economiche dell’esercizio e purché il terzo offra una rimunerazione adeguata. In caso di divergenze, sull’obbligo di concludere un contratto e sulle condizioni contrattuali decide caso per caso l’Ufficio federale dell’energia. In alternativa, la Commissione della concorrenza può affermare il di- ritto al trasporto in forza della legge sui cartelli. In questo contesto, anche l’assenza di un’autorità di regolazione e di un attore competente per la rete di trasporto rap- presenta un problema. Come per le reti elettriche o ferroviarie, anche per i gestori della rete del gas esiste un monopolio naturale. Per tale motivo, con la liberalizzazione del trasporto ferro- viario delle merci e la parziale apertura del mercato elettrico si è provveduto a regolamentare l’accesso e l’organizzazione del mercato con una legge speciale. Essendo la rete del gas, al pari delle reti elettriche e di telecomunicazione, un’in- frastruttura critica, la legge sull’approvvigionamento di gas deve anch’essa creare le basi necessarie per il settore del gas al fine di colmare l’attuale vuoto legislativo,

Contenuto del progetto Il progetto prevede di consentire l’accesso al mercato a tutti i consumatori finali. I consumatori riforniti da terzi devono essere dotati di un contatore comunicante. Essi hanno la possibilità di scegliere liberamente da chi rifornirsi e da chi acqui- stare i servizi di misurazione. Esistono diversi tipi di contatori, per cui ogni consu- matore può scegliere il sistema più adatto alla propria situazione. Per contro, i costi legati al contatore comunicante sono fatturati individualmente. La Commissione federale dell’energia (l’attuale Commissione federale dell’energia elettrica) sorve- glierà il monopolio naturale dei gestori di rete, controllandone in particolare i co- sti, uno strumento di regolazione ormai consolidato nel diritto in materia di approv- vigionamento elettrico. L’accesso alla rete sarà attuato mediante un modello «entry-exit»; per riservare la capacità di rete dal confine nazionale (entry) sino al centro di consumo (exit), in futuro i fornitori dovranno stipulare solamente due con- tratti di utilizzazione della rete, senza dover definire una via di trasporto concreta. Inoltre esisterà soltanto un’unica zona di bilanciamento svizzera che sarà gestita da uno nuovo attore indipendente, il responsabile dell’area di mercato, a cui sarà demandata anche l’attribuzione delle capacità di trasporto. Il progetto definisce inoltre i requisiti per un approvvigionamento di gas sempre affidabile, contribuendo in tal modo alla sicurezza dell’approvvigionamento. In particolare, stabilisce che tutte le imprese che mettono in circolazione gas naturale immagazzinino ogni anno, in impianti di stoccaggio, le quantità di gas stabilite dall’autorità di regolazione, nella misura in cui ciò sia necessario al fine di garantire l’approvvigionamento di gas.

Compendio 2

1. Situazione iniziale 6

1.1. Necessità di agire e obiettivi 6

1.1.1. Garanzia della sicurezza di approvvigionamento 6

1.1.2. Creare certezza giuridica e garantire un

approvvigionamento di gas economico 8

1.1.3. Conclusioni 9

1.2. Alternative esaminate e opzione scelta 9

1.2.1. Alternativa esaminata: integrazione della legge sugli

impianti di trasporto in condotta 9

1.2.2. Modifiche rispetto al primo progetto sottoposto a

consultazione 10

1.3. Rapporto con il programma di legislatura e il piano finanziario,

nonché con le strategie del Consiglio federale 10

1.3.1. Rapporto con il programma di legislatura 10

1.3.2. Rapporto con il piano finanziario 10

1.3.3. Rapporto con altri dossier del periodo di legislatura 11

2. Diritto comparato, in particolare rapporto con il diritto europeo

2.1. I principali atti normativi dell’UE 12

2.2. Compatibilità del progetto con il diritto europeo 14

3. Punti essenziali del progetto 15

3.1. La normativa proposta 15

3.1.1. Principi dell’accesso al mercato 15

3.1.2. Sicurezza dell’approvvigionamento di gas 17

3.1.3. Regolazione della rete 18

3.1.4. Autorità di regolazione e responsabile dell’area di

mercato 26

3.1.5. Trasparenza e dati 27

3.2. Compatibilità tra compiti e finanze 29

3.3. Attuazione 29

4. Commento ai singoli articoli 30

4.1. Legge sull’approvvigionamento di gas 30

4.2. Modifica di altri atti normativi 65

4.2.1. Legge del 30 settembre 2016 sull’energia 65

4.2.2 Legge del 23 marzo 2007 sull’approvvigionamento

elettrico 65

4.2.2. Legge federale del 30 settembre 2022 sugli aiuti

finanziari concessi a titolo sussidiario per salvare le

imprese di rilevanza sistemica del settore dell’energia elettrica 66

4.2.3. Legge del 4 ottobre 1963 sugli impianti di trasporto in

condotta 67

4.2.4. Legge del 19 giugno 2015 sull’infrastruttura

finanziaria 69

4.2.5. Legge federale del 21 marzo 2025 sulla vigilanza e la

trasparenza nei mercati dell’energia all’ingrosso 69

5. Ripercussioni 69

5.1. Ripercussioni per la Confederazione 69

5.2. Ripercussioni per i Cantoni e i Comuni, per le città, gli

agglomerati e le regioni di montagna 70

5.3. Ripercussioni sull’economia 71

5.4. Ripercussioni sulla società 72

5.5. Ripercussioni sull’ambiente 72

6. Aspetti giuridici 73

6.1. Costituzionalità 73

6.2. Compatibilità con gli impegni internazionali della Svizzera 75

6.3. Forma dell’atto 76

6.4. Subordinazione al freno alle spese 76

6.5. Delega di competenze legislative 76

6.6. Protezione dei dati 77

Allegato 77

Legge federale sull’approvvigionamento di gas (legge sull’approvvigionamento di gas, LAGas) (progetto) FF 2024 …

Rapporto esplicativo

1. Situazione iniziale

L’attacco russo all’Ucraina ha avuto pesanti conseguenze sulla sicurezza dell’ap- provvigionamento energetico in Europa, in particolare nel settore del gas. I volumi di gas provenienti dalla Russia e destinati all’Europa sono calati drasticamente, tanto che a fine 2024 le forniture dalla Russia rappresentavano soltanto il 19 per cento circa delle importazioni europee, rispetto al 40 per cento di prima della guerra. A differenza del settore elettrico, ad oggi non esiste una normativa di legge specifica per il mercato del gas in Svizzera. L’unica disposizione rilevante è contenuta nella legge del 4 ottobre 1963 1 sugli impianti di trasporto in condotta (LITC) e prevede soltanto un obbligo di trasporto. L’assenza di disposizioni di legge specifiche si ri- percuote sulla sicurezza dell’approvvigionamento e complica inoltre l’accesso alla rete per i consumatori di gas.

1.1. Necessità di agire e obiettivi

1.1.1. Garanzia della sicurezza di approvvigionamento

L’infrastruttura di approvvigionamento di gas è una delle infrastrutture critiche della Svizzera 2. Secondo le Prospettive energetiche 2050+ della Confederazione (scena- rio di base), il consumo finale di gas potrebbe diminuire da 32 terawattora (TWh) nel 2015 a 23 TWh nel 2050. Fino al 2050, il fabbisogno sarà probabilmente coperto soprattutto dal biometano, ma anche dall’idrogeno e dal gas naturale. Nonostante un calo dei consumi del 30 per cento entro il 2050, il gas continuerà dunque a svol- gere un ruolo cruciale nell’approvvigionamento energetico del Paese. Il presente progetto di legge federale sull’approvvigionamento di gas (LAGas) contribuirà ad aumentare la sicurezza dell’approvvigionamento di gas in Svizzera. In primo luogo, la LAGas migliora il quadro istituzionale per il mercato del gas, il che consentirà un più efficace coordinamento in fase di gestione di una crisi. Con l’istituzione della figura del responsabile dell’area di mercato e con la nuova autorità di regolazione del mercato – la Commissione federale dell’energia elettrica (ElCom) diventerà la Commissione federale dell’energia (EnCom) – si creano attori compe- tenti per l’intero territorio nazionale. Essi potranno contribuire in particolare all’at- tuazione delle misure volte a rafforzare la sicurezza di approvvigionamento. Nell’in- verno 2022/23 tale coordinamento è avvenuto su base volontaria. Sotto l’egida dell’Associazione svizzera dell’industria del gas (ASIG), le imprese del settore hanno istituito la task force sull’approvvigionamento invernale, in cui sono rappre- sentate anche le autorità federali (Dipartimento federale dell’ambiente, dei trasporti,

1 RS 746.1 2 Strategia nazionale per la protezione delle infrastrutture critiche del 16 giugno 2023 (FF 2023 1659, pag. 25).

dell’energia e delle comunicazioni [DATEC] e Dipartimento federale dell’econo- mia, della formazione e della ricerca [DEFR]). Questa organizzazione ad hoc ha coordinato l’attuazione delle misure necessarie per rafforzare la sicurezza dell’ap- provvigionamento. Nel settore dell’energia elettrica, invece, il piano per la riserva invernale è stato allestito in maniera relativamente semplice, delegandone l’attua- zione perlopiù alla ElCom. A ciò si aggiunge il fatto che Swissgrid, quale società nazionale responsabile della rete di trasporto dell’energia elettrica, è in grado di svolgere attività di coordinamento anche in ambiti che vanno oltre la tematica delle riserve di energia elettrica. In secondo luogo, la LAGas rafforza la certezza giuridica necessaria per l’attua- zione delle misure volte a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento e crea un quadro giuridico che la legge del 17 giugno 2016 3 sull’approvvigionamento del Paese (LAP) non offre. Pur essendo state adottate misure ad hoc sulla base della LAP, infatti, il problema è che la loro validità è limitata nel tempo. Ciò compromette la certezza di pianificazione per le aziende interessate. Inoltre sono sorte alcune questioni legali inerenti sia al finanziamento che a un’attuazione conforme alla legge sui cartelli. Quest’ultimo aspetto è dovuto in particolare al fatto che, in virtù dell’ordinanza del 18 maggio 2022 4 sulla garanzia delle capacità di fornitura di gas naturale in situazioni di grave penuria, le aziende di trasporto del gas regionali (Aziende Industriali di Lugano SA, Erdgas Ostschweiz AG, Erdgas Zentralschweiz AG, Gasverbund Mittelland AG e Gaznat SA), che coprono gran parte ma non la totalità del mercato, sono state incaricate di garantire che, a partire dal 1° novem- bre 2022, negli impianti di stoccaggio vi sia una quantità di gas naturale disponibile pari ad almeno il 15 per cento del consumo medio annuo svizzero. La durata di va- lidità di questa ordinanza è stata prorogata agli inverni 2023-2024, 2024-2025 e 2025-2026. La LAGas impone a tutte le imprese che mettono in circolazione gas naturale di costituire riserve di gas, se e nella misura in cui ciò sia necessario a garantire l’approvvigionamento di gas. In questo modo si copre, ad eccezione della produzione nazionale, l’intero mercato del gas, riducendo così il rischio di sue even- tuali distorsioni. Il trasferimento dei costi delle misure ordinate dall’approvvigiona- mento economico del Paese ai consumatori finali è ora sancito dal nuovo articolo 8a della legge sull’energia 5. Questo articolo è stato ripreso integralmente nella LAGas. In terzo luogo, la LAGas permetterà di ottimizzare la sicurezza dell’approvvigiona- mento allineando le regole del mercato svizzero a quelle dell’UE, il che semplifi- cherà i reciproci scambi e le relazioni con i Paesi confinanti. La Svizzera importa praticamente tutto il gas che consuma. Nel 2023 il biometano prodotto sul territorio nazionale rappresentava soltanto l’1,5 per cento circa del consumo. Il gas naturale viene acquistato da vari Paesi e tramite diversi canali. Il gasdotto più grande è il tratto svizzero del gasdotto di transito che collega Germania, Francia e Italia e che, dal 2017/18, può funzionare in entrambe le direzioni (cosiddetto flusso inverso).

3 RS 531 4 RS 531.82 5 Nella versione secondo l’allegato al decreto federale del 21 marzo 2025 che approva e traspone nel diritto svizzero l’Accordo tra la Svizzera, la Germania e l’Italia concernente misure di solidarietà volte a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di gas (FF 2025 1116).

Grazie alla regolamentazione dell’uso del gasdotto di transito, la Svizzera può alli- neare le proprie disposizioni a quelle dell’UE. Con la LAGas i gasdotti sono soggetti a una regolamentazione delle tariffe basata sui costi. Il nuovo scenario creatosi in seguito all’aggressione militare russa in Ucraina accentua l’importanza di una tale regolamentazione dei transiti, anche considerata la dipendenza della Svizzera dalle importazioni di gas. L’articolo 13 del regolamento UE sulla sicurezza dell’approv- vigionamento di gas 6 stabilisce che, in caso di carenza di approvvigionamento, gli Stati membri dell’UE si aiutino vicendevolmente – a condizione che le loro reti siano connesse direttamente o tramite un Paese terzo – nell’ambito di opportuni ac- cordi di solidarietà. L’allineamento della legislazione svizzera al quadro giuridico europeo attraverso la LAGas pare quanto mai opportuno in tale contesto.

1.1.2. Creare certezza giuridica e garantire un approvvigionamento

di gas economico Come per le reti elettriche o ferroviarie, anche per i gestori della rete del gas esiste un monopolio naturale. Per tale motivo, con l’apertura del mercato delle telecomu- nicazioni e la parziale liberalizzazione del settore elettrico si è provveduto a regola- mentare l’accesso alla rete e l’organizzazione del mercato con una legge speciale. La regolamentazione di un monopolio naturale consente infatti di semplificare il processo di accesso alle infrastrutture e di limitare le tariffe per il loro utilizzo. Il primo aspetto della regolamentazione di un monopolio naturale riguarda la confi- gurazione delle tariffe per l’attività monopolistica, in questo caso per l’esercizio della rete (v. allegato A.1 per una panoramica dei presupposti necessari per la crea- zione di un regime di concorrenza sul mercato del gas dal punto di vista dell’Orga- nizzazione per la cooperazione e lo sviluppo economico OCSE). Per l’utilizzo della loro infrastruttura, infatti, i gestori di rete hanno la facoltà di incassare rendite di monopolio. Il presente progetto affronta questo punto introducendo una cosiddetta regolazione «cost plus»: le tariffe si basano sui costi di rete e includono un margine fisso. Stimare in maniera realistica il valore degli impianti di rete è di fondamentale importanza in questo contesto. È importante il pagamento di tariffe di rete che ri- flettano i costi, tanto più che i costi di riscaldamento rappresentano una parte signi- ficativa delle economie domestiche. Il secondo aspetto della regolamentazione di un monopolio naturale è l’accesso alla rete. Anche se nelle fasi di acquisto, compravendita o distribuzione del gas si può avere, in linea di principio, un regime di concorrenza, questo non avviene se l’ac- cesso alla rete è limitato per il fatto che i fornitori non possono trasportare il gas ai loro clienti. Con decisione del giugno 2020, la Commissione della concorrenza

6 Regolamento (UE) 2017/1938 del Parlamento europeo e del Consiglio, del

25 ottobre 2017, concernente misure volte a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di gas e che abroga il regolamento (UE) n. 994/2010, GU L 280 del 28.10.2017, pag. 1.

(COMCO) ha completamente liberalizzato il mercato del gas nella Svizzera cen- trale 7. Si potrebbero avviare ulteriori indagini, che porterebbero a una liberalizza- zione del mercato su tutto il territorio nazionale. Nelle sue decisioni, quindi, la COMCO stabilisce soltanto principi generali, lasciando agli attori il compito di de- finirne tra loro l’attuazione. Per i consumatori di gas che desiderano cambiare for- nitore, rimane quindi ancora molta incertezza giuridica. Lo stesso dicasi per i gestori di rete, dal momento che le decisioni della COMCO possono comportare sanzioni. La LAGas introduce un quadro trasparente, con regole d’accesso alla rete che si applicano a tutti i consumatori. I piccoli consumatori che attualmente si rivolgono a fornitori terzi potranno quindi continuare a farlo anche dopo l’entrata in vigore della legge speciale. L’accesso alla rete viene semplificato: per trasportare il gas alla loro clientela, in futuro i fornitori dovranno stipulare solamente due contratti di utilizza- zione della rete con cui riservare la capacità di rete dal confine svizzero sino al cen- tro di consumo, senza l’obbligo di definire una via di trasporto concreta. L’attua- zione sarà coordinata dall’autorità di regolazione.

1.1.3. Conclusioni

Il Consiglio federale ritiene che lo status quo non fornisca una risposta soddisfacente alle sfide che la Svizzera deve affrontare sul piano dell’approvvigionamento di gas e di calore. L’adozione della LAGas, con la creazione di un responsabile dell’area di mercato e di un’autorità di regolazione nel settore del gas, è essenziale per garan- tire un efficace coordinamento delle misure strutturali volte a rafforzare la sicurezza dell’approvvigionamento nazionale. L’autorità di regolazione rivestirà inoltre un ruolo essenziale nel garantire tariffe di rete eque per i consumatori, soprattutto in considerazione del fatto che, visto il calo della domanda, la rete del gas sarà proba- bilmente sovradimensionata e dovrà essere in parte disattivata o riconvertita. Con la LAGas, inoltre, si garantisce la certezza giuridica in materia di accesso alla rete.

1.2. Alternative esaminate e opzione scelta

1.2.1. Alternativa esaminata: integrazione della legge sugli impianti

di trasporto in condotta L’Amministrazione federale ha innanzitutto valutato se una modifica parziale della LITC, in particolare dell’articolo 13 LITC, possa fornire una risposta alle sfide del mercato svizzero del gas illustrate al paragrafo 1.1 del presente rapporto esplicativo, il che ridurrebbe la mole di interventi necessari a livello normativo. La LITC, entrata in vigore nel 1964, serve a vigilare sulla costruzione e sull’esercizio dei gasdotti. La sua finalità è garantire l’esercizio sicuro della rete onde evitare impatti dannosi per

7 Decisione della Commissione della concorrenza del 25 maggio 2020, «Netzzugang

EGZ und ewl» (in tedesco), disponibile all’indirizzo www.weko.admin.ch > Prassi > Diritto e politica della concorrenza (DPC) > 2020 > DPC 2020-4b, pag. 1863–1894.

le persone e l’ambiente. Nell’articolo 13 LITC è sancito un obbligo di trasporto. Un ordinamento di mercato più articolato nella LITC non sarebbe opportuno, tanto più che il campo d’applicazione di quest’ultima non è limitato ai gasdotti. Senza una regolamentazione dettagliata delle condizioni di accesso alla rete molti interrogativi rimarrebbero irrisolti. Ciò potrebbe comportare procedimenti giudiziari in parte complessi nonché una notevole incertezza giuridica. Sarebbe inoltre pressoché im- possibile istituire la EnCom quale autorità di regolazione o un responsabile dell’area di mercato che abbia la competenza di coordinare la rete di trasporto a livello na- zionale. Di conseguenza non ci sarebbe né un modello uniforme per l’utilizzazione della rete né una zona di bilanciamento svizzera.

1.2.2. Modifiche rispetto al primo progetto posto in consultazione

Una prima versione della LAGas è stata messa in consultazione dalla fine del 2019 fino all’inizio del 2020. Il principale cambiamento rispetto alla versione messa in consultazione all’epoca è che tutti i consumatori finali sono ora liberi di scegliere il proprio fornitore. Nella prima versione, ciò non sarebbe stato possibile per i consu- matori con un consumo inferiore a 100 MWh/anno. Sono state inoltre aggiunte nuove regole sulla sicurezza dell’approvvigionamento (v. 3.1.2) e sull’obbligo di pianificazione della rete (v. 3.1.3). A seguito della consultazione sono state inoltre apportate modifiche a numerosi articoli.

1.3. Rapporto con il programma di legislatura e il piano finanziario,

nonché con le strategie del Consiglio federale

1.3.1. Rapporto con il programma di legislatura

Il progetto di legge era stato annunciato nel messaggio del 29 gennaio 2020 8 sul programma di legislatura 2019–2023 e nel decreto federale del 21 settembre 2020 9 sul programma di legislatura 2019–2023. La stesura del progetto è stata rinviata per poter tenere conto della situazione relativa alla guerra in Ucraina e alle sue ripercus- sioni sulla sicurezza dell’approvvigionamento di gas. È stato quindi nuovamente oggetto del messaggio del 24 gennaio 2024 10 sul programma di legislatura 2023– 2027 e del decreto federale del 6 giugno 2024 11 sul programma di legislatura 2023– 2027.

1.3.2. Rapporto con il piano finanziario

Le uscite di cui al paragrafo 5.1 coperte da entrate esterne al preventivo della Con- federazione non sono ancora state incluse nel piano finanziario della Confedera- zione.

8 FF 2020 1565 pag. 1649

9 FF 2020 7365 pag. 7372

10 FF 2024 525 pag. 104

11 FF 2024 1440 pag. 14

1.3.3. Rapporto con altri dossier del periodo di legislatura

È garantita la coerenza con la legge del 23 marzo 2007 12 sull’approvvigionamento elettrico (LAEl), per cui è previsto, ad esempio, che la medesima autorità di regola- zione sia competente sia per l’elettricità che per il gas. I costi di rete, inoltre, saranno valutati con la stessa metodologia e, come per l’energia elettrica, anche per il gas varrà il principio di sussidiarietà. La LAGas è inoltre compatibile con la legge federale sulla vigilanza e la trasparenza nei mercati dell’energia all’ingrosso (LVTE) 13, adottata dal Parlamento nella pri- mavera del 2025. Quest’ultima vieta la manipolazione del mercato e l’insider tra- ding, anche nel mercato all’ingrosso del gas, e prevede che la Commissione federale dell’energia elettrica, l’autorità di vigilanza, sia anche responsabile della sorve- glianza del mercato del gas, come previsto dalla LAGas.

Con la LAGas e la revisione della LAP saranno distribuite e definite chiaramente le competenze nell’ambito della sicurezza dell’approvvigionamento di gas. Le misure preventive adottate in seguito alla guerra in Ucraina (in particolare lo stoccaggio di gas) vengono recepite nella LAGas. Attualmente, infatti, sono disciplinate nella LAP, ma vista la natura sussidiaria di questa legge non possono essere prorogate a tempo indeterminato. Infine, la LAGas fornirà una nuova base per un sistema di monitoraggio della situazione dell’approvvigionamento e della sua evoluzione. Per raggiungere i propri obiettivi climatici, la Svizzera deve essere in grado di ga- rantire a lungo termine un approvvigionamento energetico senza vettori fossili. La legge federale del 30 settembre 2022 14 sugli obiettivi in materia di protezione del clima, l’innovazione e il rafforzamento della sicurezza energetica, approvata dall’elettorato il 18 giugno 2023, la legge del 23 dicembre 2011 15 sul CO 2 e la legge del 30 settembre 2016 sull’energia (LEne) costituiscono il quadro di riferimento per l’adozione delle misure necessarie in tal senso. La LAGas integra i suddetti atti nor- mativi con disposizioni specifiche per la pianificazione della rete del gas. L’Accordo sull’energia elettrica 16 tra la Svizzera e l’UE, attualmente in fase di con- sultazione, non influisce sulla LAGas, poiché è esplicitamente limitato al settore dell’elettricità. Esso contiene unicamente, all’articolo 44, una clausola evolutiva se- condo la quale le parti contraenti dichiarano la loro volontà di esaminare una coo- perazione approfondita, in particolare nei settori dei gas rinnovabili e dell’idrogeno.

12 RS 734.7 13 FF°2025°1102 14 FF 2022 2403 15 RS 641.71 16 «Accordo tra la Confederazione Svizzera e l’Unione europea sull’energia elettrica» di- sponibile all’indirizzo www.fedlex.admin.ch>Procedure di consultazione>Procedure di consultazione in corso>Procedura di consultazione 2025/47, Pacchetto «stabilizzazione e sviluppo delle relazioni Svizzera-UE».

2. Diritto comparato, in particolare rapporto con il diritto europeo

2.1. I principali atti normativi dell’UE

Dalla metà del 2007 i mercati del gas nell’UE sono stati interamente liberalizzati per tutti i consumatori finali nel quadro del secondo pacchetto sul mercato interno dell’energia UE approvato nel 2003, chiamato anche pacchetto energia. Dal 2009 al 2024 sono stati determinanti gli atti normativi del terzo pacchetto energia approvati nel 2009, nel 2024 è entrato in vigore un nuovo pacchetto per il gas rinnovabile, il gas naturale e l’idrogeno. A questo riguardo sono due le norme rilevanti: la direttiva (UE) 2024/1788 17 e il regolamento (UE) 2024/1789 18 sui mercati interni del gas rinnovabile, del gas naturale e dell’idrogeno. Sotto il profilo istituzionale vanno sottolineate la costituzione, con il regolamento (UE) 2019/942 19, dell’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (ACER) dell’UE e l’istituzione della Rete europea di gestori del sistema di trasporto del gas (European Network of Transmission System Operators for Gas: ENTSOG). L’ENTSO-G e l’ACER svolgono un ruolo fondamentale nell’elabora- zione dei cosiddetti codici di rete che, emanati dalla Commissione europea, conten- gono regole tecniche rilevanti soprattutto per i gestori delle reti di trasporto. I codici di rete emanati sinora disciplinano in particolare i seguenti aspetti: l’armonizzazione delle strutture tariffarie per il trasporto del gas 20, l’attribuzione delle capacità e la gestione delle congestioni 21, il bilanciamento 22 nonché l’interoperabilità delle reti e lo scambio di dati 23.

17 Direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, relativa a norme comuni per i mercati interni del gas rinnovabile, del gas naturale e dell’idrogeno, che modifica la direttiva (UE) 2023/1791 e che abroga la direttiva 2009/73/CE, GU. L, 2024/1788, 15.7.2024.

18 Regolamento (UE) 2024/1789 del Parlamento europeo e del Consiglio, del

13 giugno 2024, sui mercati interni del gas rinnovabile, del gas naturale e dell’idrogeno, che modifica i regolamenti (UE) n. 1227/2011, (UE) 2017/1938, (UE) 2019/942 e (UE) 2022/869 e la decisione (UE) 2017/684 e che abroga il regolamento (CE) n. 715/2009. 19 Regolamento (UE) 2019/942 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, che istituisce un’Agenzia dell’Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia, GU. L 158 del 14.6.2019, pag. 22. 20 Regolamento (UE) 2017/460 della Commissione, del 16 marzo 2017, che istituisce un codice di rete relativo a strutture tariffarie armonizzate per il trasporto del gas, GU L 72 del 17.3.2017, pag. 29. 21 Regolamento (UE) 2017/459 della Commissione, del 16 marzo 2017, che istituisce un codice di rete relativo ai meccanismi di allocazione di capacità nei sistemi di trasporto del gas e che abroga il regolamento (UE) n. 984/2013, GU L 72 del 17.3.2017, pag. 1. 22 Regolamento (UE) n. 312/2014 della Commissione, del 26 marzo 2014, che istituisce un codice di rete relativo al bilanciamento del gas nelle reti di trasporto, GU L 91 del 27.3.2014, pag. 15. 23 Regolamento (UE) 2015/703 della Commissione, del 30 aprile 2015, che istituisce un codice di rete in materia di norme di interoperabilità e di scambio dei dati, GU L 113 dell’1.5.2015, pag. 13.

A seguito dell’entrata in vigore del terzo pacchetto energia, nel 2011 è stato emanato il regolamento (UE) n. 1227/2011 24 concernente l’integrità e la trasparenza del mer- cato dell’energia all’ingrosso (il cosiddetto Regolamento REMIT). Questo regola- mento introduce sia per il mercato dell’energia elettrica sia per quello del gas il divieto di sfruttamento di informazioni privilegiate (insider trading) e di manipola- zione del mercato e obbliga gli Stati membri a prevedere le relative sanzioni. Gli operatori di mercato sono tenuti a pubblicare le informazioni riservate e a trasmet- tere determinati dati all’ACER e agli Stati membri. Rilevante in questo ambito è anche il regolamento (UE) 1938/2017 25 concernente misure volte a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di gas (regolamento Security of Supply o SoS). Questo regolamento prevede meccanismi di solidarietà, in base ai quali in caso di crisi nell’approvvigionamento gli Stati membri dell’UE si prestano aiuto reciproco. Inoltre contiene piani per la tutela dei clienti particolar- mente vulnerabili e l’obbligo per gli Stati membri di predisporre piani d’azione pre- ventivi e piani d’emergenza. Al fine di meglio coordinare l’esecuzione di questi strumenti, il regolamento prevede l’impiego di un «gruppo di coordinamento del gas». Dal quarto pacchetto energia, chiamato anche «Energia pulita per tutti gli europei» (Clean Energy Package, CEP), entrato in vigore nel 2019, che mira in particolare a garantire il raggiungimento degli obiettivi dell’Accordo di Parigi sul clima e l’ulte- riore potenziamento del mercato comune dell’energia elettrica, non risultano modi- fiche rilevanti per l’accesso alle reti del gas trattato nel presente progetto. L’obiettivo del pacchetto per il gas rinnovabile, il gas naturale e l’idrogeno del 13 giugno 2024 (direttiva (UE) 2024/1788 e regolamento (UE) 2024/1789 è creare un quadro giuridico che regolamenti lo sviluppo di un mercato dell’idrogeno e delle relative infrastrutture e promuova la decarbonizzazione del mercato del gas naturale. Il pacchetto include anche una serie di misure atte a garantire la sicurezza dell’ap- provvigionamento di gas naturale (cfr. art. 84 del regolamento (UE) 2024/1789), in particolare attraverso il rafforzamento della cooperazione regionale tra gli Stati membri e la creazione di meccanismi di solidarietà tra gli Stati membri che scattino automaticamente in caso di crisi (cfr. regolamento (UE) 2017/1938). Il pacchetto chiarisce inoltre il ruolo dei gestori di rete e delle autorità di regolazione nazionali nell’ambito della pianificazione integrata congiunta delle reti nazionali del gas e dell’energia elettrica sulla base degli scenari UE (cfr. cap. VIII della direttiva (UE) 2024/1788 e gli art. 32 e 60 del regolamento (UE) 2024/1789). Grazie a esso si potranno individuare i gasdotti utilizzati per il trasporto di metano che sono idonei a essere riconvertiti al trasporto di idrogeno, così da ridurre anche il rischio di un effetto «lock-in» e di una perdita di valori patrimoniali (cosiddetti «stranded as- sets»).

24 Regolamento (UE) n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio, del

25 ottobre 2011, concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso, GU L 326 dell’8.12.2011, pag. 1.

25 Regolamento (UE) 2017/1938 del Parlamento europeo e del Consiglio, del

25 ottobre 2017, concernente misure volte a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di gas e che abroga il regolamento (UE) n. 994/2010, GU L 280 del 28.10.2017, pag. 1.

Il pacchetto contiene anche disposizioni che consentono l’immissione di idrogeno nelle reti di trasporto del gas naturale. Presso i punti di interconnessione ai confini tra gli Stati membri i gestori delle reti di trasporto saranno tenuti ad accettare flussi di gas con una quota di idrogeno pari fino al 2 per cento (cfr. art. 21 del regolamento (UE) 2024/1789. Si dispone inoltre che negli Stati membri dell’UE non si possano stipulare contratti a lungo termine per l’approvvigionamento di gas fossile oltre il 2049, a meno che non si provveda a una compensazione delle emissioni di CO2 (cfr. art. 31 e 78 della direttiva (UE) 2024/1788). Il pacchetto di misure sancisce altresì una serie di prescrizioni per le reti dedicate specificamente all’idrogeno e mira a rimuovere gli ostacoli allo sviluppo di un’infrastruttura transfrontaliera per l’idro- geno (cfr. cap. VII della direttiva (UE) 2024/1788 nonché cap. II e cap. III del re- golamento (UE) 2024/1789).

2.2. Compatibilità del progetto con il diritto europeo

Ad oggi, in Svizzera non è prevista la stipula di un accordo settoriale con l’UE per il mercato del gas naturale. Ciononostante il progetto si orienta fortemente alle norme del diritto UE, in particolare rispetto alla libera scelta del fornitore per tutti i consumatori, alla costituzione di un’autorità di regolazione per il mercato del gas e alla parità di trattamento tra flussi di transito e flussi di gas per il mercato interno, sebbene in determinati settori sussistano delle differenze: - le disposizioni in materia di disgiunzione delle attività, in particolare a li- vello della rete di trasporto, sono meno severe rispetto a quelle previste dal diritto UE. In questo modo la LAGas tiene conto della struttura fortemente frammentata del settore del gas svizzero, frutto della sua evoluzione nel tempo. La struttura federale dello Stato ha portato infatti alla creazione di numerose aziende di approvvigionamento di gas comunali, attualmente un centinaio, perlopiù verticalmente integrate, che si occupano sia dell’eserci- zio della rete che dell’approvvigionamento di gas; - si riscontrano differenze anche nell’ambito dei poteri e dei compiti del re- golatore. La EnCom, ad esempio, non disporrà delle competenze sanziona- torie previste invece dal diritto UE. Solo l’UFE può imporre sanzioni am- ministrative per le violazioni di questa legge; - la partecipazione ai meccanismi dei regolamenti REMIT e SoS richiede- rebbe la stipula di una convenzione internazionale. Per contro la LVTE si basa sul regolamento REMIT dell’UE; - diversamente dal pacchetto sul gas e l’idrogeno rinnovabile dell’UE del 2024, non sono inclusi alcuni meccanismi di sostegno per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio. Ciò riguarda in particolare l’esenzione per i siti di produzione dalla rimunerazione per l’immissione di gas, nonché per le riduzioni di tale rimunerazione e della rimunerazione di uscita ai punti di interconnessione transfrontalieri nell’ambito del trasporto di questi gas. Il valore massimo del 2 % di idrogeno miscelato al metano nei punti di inter- connessione transfrontaliera può essere rispettato grazie alle prescrizioni

tecniche relative alla qualità del gas. La presente legge non contiene inoltre alcuna prescrizione relativa agli idrogenodotti.

3. Punti essenziali del progetto

3.1. La normativa proposta

Con la LAGas si passa da un accesso alla rete negoziato a un accesso alla rete rego- lato sotto la vigilanza della EnCom, vale a dire che i principi su cui si fonda l’ac- cesso alla rete, e che permettono quindi l’accesso al mercato, sono ora sanciti nel dettaglio dalla legge. Questo quadro giuridico, con l’istituzione di un’autorità di re- golazione e di un responsabile dell’area di mercato per il settore del gas, crea inoltre i presupposti necessari per affrontare le sfide di un approvvigionamento di gas affi- dabile. Il principio di sussidiarietà riveste un ruolo importante in questa legge, so- prattutto nell’attuazione delle sue disposizioni. Sotto la vigilanza del regolatore, le organizzazioni interessate avranno ampia discrezionalità nel chiarire molte que- stioni di dettaglio. In questo paragrafo vengono innanzitutto illustrati i principi dell’accesso al mercato e i punti cardine del nuovo ordinamento giuridico in materia di approvvigionamento di gas. A seguire si affrontano i temi della normativa sulla rete, dell’autorità di regolazione e del responsabile dell’area di mercato, per poi chiudere chiarendo alcune questioni relative alla trasparenza e allo scambio di dati.

3.1.1. Principi dell’accesso al mercato

Accesso al mercato: tutti i consumatori finali sono liberi di scegliere il proprio for- nitore di gas. I consumatori riforniti da terzi devono essere dotati di un contatore comunicante affinché essi stessi o i loro fornitori possano accedere alla rete. In caso contrario, il gestore di rete può rifiutare provvisoriamente l’accesso alla rete stessa. Non c’è un approvvigionamento regolato: la EnCom non ha alcuna competenza in materia di approvvigionamento di gas, nemmeno quando i consumatori sono rifor- niti dal loro gestore di rete locale. A questo riguardo la competenza è della Com- missione della concorrenza e del Sorvegliante dei prezzi. Sistemi di misurazione: i sistemi di misurazione rimangono di esclusiva responsa- bilità dei gestori di rete per i clienti da essi riforniti. I loro costi fanno parte dei costi d’esercizio della rete e devono essere indicati separatamente sulle fatture ai consu- matori finali. Il consumatore finale rifornito da un terzo può scegliere liberamente tale fornitore e il gestore di servizi di misurazione. Esistono diversi tipi di contatori comunicanti, per cui ogni consumatore può scegliere il sistema più adatto alla pro- pria situazione. Per contro, i costi legati al contatore sono fatturati individualmente al consumatore in questione. I gestori delle reti di distribuzione possono imporre ai consumatori riforniti da terzi l’installazione di un sistema di misurazione comunicante, pena il rifiuto temporaneo dell’accesso alla rete. I requisiti relativi al dispositivo di misurazione sono meno

severi rispetto al caso dell’energia elettrica, nel quale è necessario installare un con- tatore intelligente. Nella maggior parte dei casi, è sufficiente un contatore con tele- lettura. Già oggi, in conformità dell’accordo interassociativo 26 applicabile ai grandi consu- matori industriali e dell’accordo approvato dalla COMCO nel 2020 27 relativo all’ac- cesso alla rete per tutti i clienti della Svizzera centrale, l’installazione di un contatore con telelettura è obbligatoria quando si cambia fornitore. Questo requisito è quindi in linea con la prassi attuale. L’alternativa sarebbe un nuovo sistema con profili di carico standard. L’UFE ha commissionato uno studio 28 sui costi dei sistemi di misurazione comuni- canti (contatori con telelettura e contatori intelligenti) in un mercato aperto. Questo studio dimostra che l’obbligo di installare sistemi di misurazione comunicanti quando si cambia fornitore comporterebbe probabilmente costi aggiuntivi rispetto ai contatori non comunicanti, ma non tiene tuttavia conto dei costi aggiuntivi di un sistema alternativo che sarebbe necessario per cambiare fornitore, come lo sviluppo di profili di carico standard. I contatori con telelettura consentono di cambiare for- nitore (telelettura alla fine del contratto, previsioni possibili senza profili di carico standard); le funzioni aggiuntive dei sistemi di misurazione intelligenti (accesso lo- cale ai dati, catena di comunicazione certificata, controllo a distanza) non sono ne- cessarie a questo scopo. I costi aggiuntivi dell’installazione di contatori con telelet- tura rispetto ai contatori privi di questa funzione ammontano a 16- 53 franchi/contatore/anno se i fornitori di servizi di misurazione sono pochi e con volumi elevati, e a 132-534 franchi/contatore/anno se il mercato della misurazione è molto frammentato. La Confederazione ha diverse opzioni per ridurre i costi ag- giuntivi: «datahub», regolazione dei prezzi nel campo della misurazione o liberaliz- zazione di questo settore. Il Consiglio federale stabilirà i requisiti minimi per la progettazione tecnica delle apparecchiature di misura. Disgiunzione delle attività: sono vietati i finanziamenti trasversali tra l’esercizio della rete e le attività di altra natura, in particolare quelle sul mercato. Le imprese di approvvigionamento di gas verticalmente integrate – ossia quelle che, oltre a gestire una rete, sono attive sul mercato dell’approvvigionamento di gas – devono pertanto effettuare una separazione contabile tra i settori regolati (esercizio della rete) e le attività svolte in regime di concorrenza. Inoltre vige l’obbligo di disgiunzione delle attività informative: ad esempio gli indirizzi acquisiti dai settori di monopolio rego- lati non possono essere utilizzati per ottenere vantaggi concorrenziali sul mercato.

26 Verbaendevereinbarung.pdf (in tedesco)

27 Decisione della Commissione della concorrenza del 25 maggio 2020, «Netzzugang EGZ und ewl» (in tedesco), disponibile all’indirizzo www.weko.admin.ch > Prassi > Di- ritto e politica della concorrenza (DPC) > 2020 > DPC 2020-4b, pag. 1863–1894. 28 Legge sull’approvvigionamento di gas: analisi di due opzioni di conteggio in un contesto di mercato del gas aperto alla concorrenza; studio commissionato dall’UFE; E-Cube Stra- tegy Consultants, maggio 2025.

La disgiunzione contabile e informativa riflette la legislazione in materia di approv- vigionamento di energia elettrica. Come nel comparto elettrico, anche in questo caso la separazione proprietaria dei vari ambiti di attività non è obbligatoria.

3.1.2. Sicurezza dell’approvvigionamento di gas

Spetta in primo luogo al settore del gas e al responsabile dell’area di mercato adot- tare i provvedimenti necessari ai fini di un approvvigionamento affidabile di gas, il che presuppone i seguenti compiti e poteri. Stoccaggio stagionale del gas: tutte le imprese che mettono in circolazione gas naturale dovranno acquisire quantitativi di gas da immagazzinare negli impianti di stoccaggio stagionali dei Paesi confinanti. In Svizzera non ci sono impianti di questo tipo. I quantitativi di gas da stoccare verranno stabiliti annualmente dalla EnCom d’intesa con l’UFE. A tale proposito la Svizzera dovrebbe orientarsi alle misure adottate dai Paesi vicini, onde contribuire agli sforzi profusi a livello europeo per garantire un approvvigionamento sicuro di gas. In questo modo si assicura che le stesse condizioni si applichino tanto alle aziende svizzere quanto a quelle europee. In tale contesto va notato quanto segue: a differenza della riserva elettrica invernale, dalla quale è possibile prelevare se nella borsa dell’energia elettrica la quantità di elettricità richiesta per il giorno successivo supera l’offerta (mancata compensa- zione del mercato) 29, il gas stoccato può essere utilizzato a livello commerciale pur- ché non si scenda al di sotto di eventuali obiettivi intermedi (riserve minime durante il semestre invernale). Il Consiglio federale può emanare ulteriori prescrizioni per rafforzare la sicurezza dell’approvvigionamento, come ad esempio l’acquisto di capacità di trasporto tran- sfrontaliere. I costi di tali ulteriori misure vengono anch’essi finanziati tramite il prezzo dell’energia. Osservazione della sicurezza di approvvigionamento: come nel settore dell’elet- tricità, l’autorità di regolazione è responsabile dell’osservazione a medio-lungo ter- mine della situazione di approvvigionamento e della sorveglianza sulla cibersicu- rezza. Lo standard minimo per la sicurezza delle tecnologie dell’informazione e della comunicazione nella fornitura di gas è stabilito dal settore 30. Nelle sue analisi l’autorità si basa tra l’altro sui dati raccolti dal responsabile dell’area di mercato, ricavati ad esempio dalla gestione del bilanciamento (v. sotto) o dal sistema di mo- nitoraggio. In futuro tale attività potrà essere demandata al responsabile dell’area di mercato su ordine del Consiglio federale. Quest’ultimo analizzerà costantemente tutte le informazioni rilevanti al fine di valutare la situazione dell’approvvigiona- mento. Non appena tale figura sarà costituita, questo sistema di monitoraggio ver- rebbe finanziato tramite il corrispettivo per l’utilizzazione della rete di trasporto. I dati e le analisi derivanti dal monitoraggio saranno messi a disposizione del regola- tore. Parallelamente gli organi dell’approvvigionamento economico del Paese e

29 Cfr. art. 18 cpv. 1 dell’ordinanza del 25 gennaio 2023 sulla costituzione di una riserva di energia elettrica per l’inverno; RS 734.722

30 Disponibile all’indirizzo www.svgw.ch/media > Gas > Tutto sul gas >

Regolamentazione.

l’UFE vigilano sulla sicurezza di approvvigionamento dal loro punto di vista. Anche a essi il responsabile dell’area di mercato mette a disposizione le informazioni e i risultati delle analisi di cui necessitano per tale attività.

3.1.3. Regolazione della rete

Accesso alla rete: gli utenti della rete hanno diritto a un accesso alla rete senza discriminazioni. Tali utenti possono includere i commercianti e i fornitori. In questo contesto la nozione di fornitore include anche i consumatori finali che intendono e possono svolgere autonomamente i processi legati all’accesso alla rete (acquisto delle capacità ecc.). Ai fornitori terzi, cioè diversi dal gestore di rete locale, è garan- tito l’accesso alla rete solo se i loro clienti sono dotati di un contatore comunicante. A garanzia dell’assenza di discriminazione, con la figura del responsabile dell’area di mercato si istituisce un nuovo attore deputato al coordinamento della rete di tra- sporto, che adempie ai propri compiti indipendentemente dai gestori di tale rete. Assegnazione delle capacità in base a un «entry-exit system», sotto forma di modello a due contratti: le capacità di rete libere devono essere offerte dal respon- sabile dell’area di mercato e dai gestori delle reti di distribuzione pubblicamente e senza discriminazioni. Per la prenotazione delle capacità necessarie per il trasporto di gas viene creato un cosiddetto «entry-exit system», già esistente nei Paesi confi- nanti con la Svizzera e che rappresenta lo standard nell’UE. L’introduzione di que- sto modello mira a facilitare il commercio del gas: infatti per trasportare il gas nell’intera area di mercato servono solo due contratti, uno al punto di immissione (entry) e uno al punto di prelievo (exit), senza dover definire una via di trasporto concreta. Per l’immissione e il prelievo viene pagato un corrispettivo per l’utilizza- zione della rete. L’«entry-exit system» è strutturato come modello a due contratti (dal punto di vista del fornitore di gas). In esso i punti di prelievo (exit) all’interno dell’area di mercato sono situati presso i consumatori finali. I due contratti coprono l’intero trasporto di gas nazionale dal punto di interconnessione transfrontaliera (ad es. Wallbach) fino ai consumatori finali. I fornitori che intendono importare gas in Svizzera e traspor- tarlo fino ai consumatori finali devono quindi stipulare soltanto due contratti di uti- lizzazione della rete ovvero versare un corrispettivo per l’utilizzazione della rete solo a due livelli: la prima volta al momento della prenotazione delle capacità di immissione presso il responsabile dell’area di mercato mediante acquisto di un pro- dotto di capacità (contratto di immissione) e la seconda al momento della stipula di un contratto di utilizzazione della rete locale con il rispettivo gestore di rete (con- tratto di prelievo). Il passaggio dalla rete di trasporto alla rete di distribuzione (nel corrispondente punto di interconnessione) è regolamentato in un accordo di interconnessione stipu- lato tra il responsabile dell’area di mercato (per la tariffazione e le questioni di fi- nanziarie) e il gestore della rete di trasporto (per le questioni di ordine tecnico), da un lato, e il gestore della rete di distribuzione, dall’altro. In questo modo il gestore della rete di distribuzione prenota presso il responsabile dell’area di mercato le ca- pacità al punto di interconnessione necessarie per rifornire tutti i consumatori finali

allacciati alla sua rete. Come contropartita esso paga al gestore della rete di trasporto un corrispettivo per l’utilizzazione della rete che può riversare sui consumatori finali della sua rete. La gestione dei punti di interconnessione transfrontaliera compete al responsabile dell’area di mercato, che attribuisce le corrispondenti capacità di rete mediante di- versi prodotti di capacità da assegnare attraverso aste. L’obiettivo consiste nell’of- frire il numero più elevato possibile di prodotti di capacità senza limitazioni. Queste limitazioni possono avere un carattere territoriale, ad esempio se da un determinato punto di immissione non sono raggiungibili tutti i punti di prelievo. D’altro canto, nel caso dei cosiddetti contratti di utilizzazione della rete interrompibili, vi possono essere limitazioni nell’ambito delle quali il responsabile dell’area di mercato può interrompere l’utilizzazione della rete a determinate condizioni. Integrazione dei flussi di transito nell’«entry-exit system» svizzero: il gasdotto di transito è la spina dorsale dell’approvvigionamento di gas svizzero: circa il 70– 80 per cento del gas consumato in Svizzera è importato nel Paese attraverso questo gasdotto. Inoltre, per gran parte esso serve al transito di gas attraverso la Svizzera, principalmente dalla Germania o dalla Francia verso l’Italia, ma può anche essere utilizzato per il trasporto di gas da sud a nord. Il volume dei flussi di transito è nettamente superiore al consumo nazionale. Attualmente le capacità di transito ven- gono commercializzate in gran parte in maniera indipendente dalle forniture di gas in Svizzera. L’attività di transito non è regolamentata in modo specifico, nemmeno attraverso prescrizioni della Sorveglianza dei prezzi. Con la LAGas tutti i flussi di transito avverranno attraverso l’«entry-exit system» svizzero, per cui il corrispettivo per l’utilizzazione della rete ai fini dell’immissione e del prelievo sarà definito secondo le stesse regole di quelle applicate alla rete di trasporto. Anche il gasdotto di transito verrà integrato nel quadro normativo e rego- latorio elvetico. Vista la dipendenza della Svizzera dalle importazioni di gas, il mu- tato contesto all’indomani dell’invasione militare russa in Ucraina accentua ulte- riormente l’interesse nei confronti di tale inclusione. Una regolazione limitata all’approvvigionamento nazionale risulterebbe non compatibile con le norme UE e praticamente renderebbe impossibile la collaborazione con le autorità dei Paesi con- finanti nelle questioni relative al transito. In più, l’integrazione dei flussi di transito nell’«entry-exit system» aumenterà considerevolmente la liquidità del mercato per le capacità di trasporto nella zona di mercato svizzera, per cui le corrispondenti ca- pacità di rete potranno essere utilizzate per l’approvvigionamento nazionale oppure per il transito. Una disposizione transitoria garantisce inoltre che il responsabile dell’area di mer- cato non possa assegnare ai punti di interconnessione transfrontaliera le capacità che sono state contrattualmente prenotate prima del 30 ottobre 2019 o la cui prenota- zione è stata prorogata in virtù di opzioni convenute prima di tale data. Gestione del bilanciamento: la gestione del bilanciamento serve a compensare i flussi di gas in entrata e in uscita in modo tale da garantire la stabilità della rete. Secondo la prassi attuale, ognuna delle cosiddette società regionali è responsabile della gestione del bilanciamento sulla propria rete di trasporto. Con l’entrata in vi- gore della LAGas, in Svizzera esisterà – eccezion fatta per i comprensori isolati

(Ticino e Kreuzlingen) – una sola zona di bilanciamento, corrispondente all’area di mercato Svizzera. Essa sarà gestita dal responsabile dell’area di mercato e composta da vari gruppi di bilancio. Ogni utente della rete dovrà essere collegato a un gruppo di bilancio che a sua volta stipulerà un contratto con il responsabile dell’area di mercato. Il presente progetto della LAGas prevede un bilanciamento giornaliero dei flussi di gas. Alla fine del giorno-gas il responsabile del gruppo di bilancio deve fare in modo che il bilancio energetico del proprio gruppo sia il più possibile equilibrato; in caso di scostamenti tra le quantità di gas comunicate anticipatamente al responsabile dell’area di mercato e quelle effettivamente attribuite al termine del giorno-gas, il responsabile dell’area di mercato addebita ai responsabili dei gruppi di bilancio un corrispettivo di sbilancio. Tuttavia, per ragioni di stabilità della rete, in determinati processi di bilanciamento il responsabile dell’area di mercato può prevedere che, entro determinate tolleranze, le quantità debbano essere bilanciate ogni ora oppure che gli sia versato un corrispettivo infragiornaliero. Nel nuovo punto di scambio virtuale (una piattaforma elettronica), il gas può essere trasferito da un gruppo di bilancio ad un altro. Attraverso il punto di scambio vir- tuale, anch’esso gestito dal responsabile dell’area di mercato, da un lato i responsa- bili dei gruppi di bilancio hanno la possibilità di compensare i propri bilanci su base infragiornaliera e dall’altro viene idealmente fatta confluire maggiore liquidità sul mercato svizzero del gas. Al responsabile dell’area di mercato spetta l’utilizzo della flessibilità, soprattutto le riserve di rete e la flessibilità nello stoccaggio nonché l’acquisto di energia di rego- lazione. Nel quadro della libertà contrattuale i consumatori finali e i produttori pos- sono commercializzare a terzi il proprio potenziale di flessibilità. La gestione del bilanciamento è finanziata principalmente attraverso le entrate con- seguite dal responsabile dell’area di mercato con il corrispettivo di sbilancio e il corrispettivo infragiornaliero. I restanti costi, invece, sono coperti dal corrispettivo di neutralità per il bilanciamento versato dai gruppi di bilancio, con cui si assicura che la gestione del bilanciamento sia neutra sotto il profilo dei costi. Per l’esercizio del punto di scambio virtuale viene riscosso un corrispettivo. Ticino e Kreuzlingen: il Ticino non è direttamente collegato alla rete del gas sviz- zera, mentre la regione di Kreuzlingen (basso lago, città di Kreuzlingen, alto lago) lo è solamente attraverso una piccola condotta. Entrambe queste zone isolate ven- gono rifornite direttamente dai Paesi confinanti Italia e Germania. Trattandosi di strutture sviluppatesi nel tempo e di volumi di gas relativamente piccoli, una tra- sformazione di grande portata risulterebbe sproporzionata. Queste zone non fanno quindi parte dell’area di mercato Svizzera. È pertanto previsto che una parte delle disposizioni legali possa essere adeguata alla specifica situazione a livello di ordi- nanza. Ciò riguarda in particolare le disposizioni concernenti l’«entry-exit system», il bilanciamento e il relativo adempimento dei compiti da parte del responsabile dell’area di mercato. Sono in ogni caso applicabili le disposizioni riguardanti l’ac- cesso al mercato e la disgiunzione delle attività; si applicano altresì le disposizioni per un approvvigionamento di gas affidabile e in materia di protezione dei dati. In-

fine non cambia nulla per quanto riguarda la competenza dell’autorità di regola- zione. Il collegamento tra la rete del gas svizzera e quella del Liechtenstein, inoltre, è limitato, essendo quest’ultimo rifornito principalmente dall’Austria. Le reti del gas del Liechtenstein non rientrano nell’ambito di competenza del responsabile dell’area di mercato, come invece avviene nel settore elettrico con Swissgrid. Affidabilità delle reti del gas: i gestori di rete garantiscono un esercizio sicuro, performante ed efficiente delle loro reti e adottano le misure necessarie per proteg- gere adeguatamente i loro impianti dalle ciberminacce. Sono tenuti a collaborare tra loro e con il responsabile dell’area di mercato. Quest’ultimo assicura a sua volta la collaborazione con i gestori della rete di trasporto o con i responsabili delle aree di mercato dei Paesi confinanti. Tali obblighi sussistono anche rispetto alla pianifica- zione della rete. Nel definire regole settoriali, in particolare relative alla rete di trasporto, va tenuto conto anche delle regole vigenti nell’UE (ad es. concernenti l’assegnazione di capa- cità, la gestione delle congestioni, il bilanciamento, le tariffe per l’utilizzazione della rete, la qualità del gas e la collaborazione tra i gestori di rete). Grazie all’allinea- mento tra queste regole tecniche si eviteranno eventuali divergenze con i nostri Paesi confinanti, nonché possibili barriere all’ingresso sul mercato in fase di impor- tazione e transito di gas. Anche i consumatori finali sono coinvolti nell’elaborazione delle regole. Tariffe per l’utilizzazione della rete: al fine di determinare il corrispettivo per l’utilizzazione della rete, i gestori di rete (per il livello della rete di distribuzione) e il responsabile dell’area di mercato (per il livello della rete di trasporto) stabiliscono e pubblicano le tariffe per l’utilizzazione della rete relative a tutti i punti di immis- sione e prelievo. L’autorità di regolazione è responsabile della vigilanza sulle tariffe per l’utilizzazione della rete, comprese quelle per i sistemi di misurazione. L’am- montare delle tariffe viene fissato in base ai costi includendo un utile (regolazione «cost plus»), ossia deve trattarsi di una tariffa per l’utilizzazione della rete adeguata che copra i costi di rete computabili e preveda anche un adeguato profitto. Il tasso d’interesse calcolatorio, determinante ai fini del computo dei costi di capitale, viene fissato a livello di ordinanza. Anche sull’utilizzo dei gasdotti di transito viene applicata una tariffa basata sui co- sti. Grazie alle tariffe basate sui costi per il transito del gas, infatti, la Svizzera può garantire la compatibilità con le normative europee. Per quanto riguarda il riversamento dei costi di rete computabili sui diversi consu- matori, l’autorità di regolazione vigila sull’applicazione dei criteri elencati qui di seguito. I costi computabili devono essere per quanto possibile addebitati, secondo il principio di causalità, agli utenti che li hanno cagionati. Nel caso dei sistemi di misurazione, potrebbero essere applicate tariffe diverse ai clienti a seconda che siano dotati o meno di contatori comunicanti. Sul piano delle tariffe per l’utilizzazione della rete, tra le reti di distribuzione e la rete di trasporto sussistono alcune differenze. Le tariffe per l’utilizzazione della rete di distribuzione vengono fissate autonomamente dai gestori delle reti di distribu- zione e devono essere indipendenti dalla distanza. Quelle per l’utilizzazione della

rete di trasporto, invece, possono variare in funzione della distanza, ma devono es- sere calcolate con lo stesso metodo in tutta la Svizzera. Ciò consente tra l’altro di ripartire i costi di trasporto tra i consumatori nazionali e il transito. Spetta al respon- sabile dell’area di mercato definire questa metodologia e sottoporla al regolatore e alle altre cerchie interessate. Il responsabile dell’area di mercato stabilisce inoltre le condizioni per la vendita all’asta dei prodotti di capacità che permettono di utilizzare i punti di interconnessione transfrontaliera della rete di trasporto. Egli gestisce le entrate a livello della rete di trasporto e le versa ai relativi gestori in misura propor- zionale ai loro costi di rete computabili, previa deduzione dei propri costi che non risultano coperti da altre entrate. Attualmente è il Sorvegliante dei prezzi a verificare le tariffe del gas. Queste tariffe sono pubblicate, ma non distinguono tra i costi per l’utilizzazione della rete e i costi per la fornitura dell’energia. Sul sito web del Sorvegliante dei prezzi 31 sono pubbli- cati i confronti tra le tariffe globali in base al profilo di consumo. Poiché la maggior parte delle imprese di approvvigionamento di gas svizzere è di proprietà di Comuni e città che esercitano un determinato influsso sulla definizione dei prezzi, ai sensi dell’articolo 14 della legge del 20 dicembre 1985 32 sulla sorveglianza dei prezzi (LSPr) le tariffe del gas rientrano nelle competenze di verifica dei prezzi ammini- strati del Sorvegliante dei prezzi. Nell’ambito della sua attività, nell’ottobre 2014 il Sorvegliante dei prezzi ha siglato un accordo amichevole con cinque gestori della rete di trasporto che, rinnovato nell’ottobre 2020, era valido in un primo momento fino al 30 settembre 2024; un nuovo accordo amichevole è stato siglato e rimarrà in vigore fino al 30 settembre 2025. In esso, da un lato sono state definite determinate modalità di calcolo del corrispettivo per l’utilizzazione della rete a partire dal 2015. Dall’altro è stata prevista la costituzione di una riserva a destinazione vincolata (fondo d’investimento di 12,5 milioni di franchi all’anno fino a un massimo di 251 milioni di franchi). I costi del capitale relativi agli investimenti finanziati attra- verso questo fondo rappresentano, ai sensi dell’accordo amichevole, costi di rete computabili. Le disposizioni della LAGas rendono questa regolamentazione obso- leta; essa dovrà quindi essere abrogata. Qualora dopo lo scioglimento del fondo i mezzi ivi stanziati dovessero essere investiti nella rete del gas, essi confluiranno nella base dei costi del capitale computabili. Le tariffe relative alle reti termiche (reti di riscaldamento e raffreddamento) conti- nuano a rimanere di competenza del Sorvegliante dei prezzi principalmente perché le sinergie con i settori del gas e dell’energia elettrica sono meno significative ri- spetto a quelle tra questi due vettori energetici, essendo la decentralizzazione e l’ete- rogeneità più significative nelle reti termiche. Nel caso di queste ultime, inoltre, non c’è alcun nesso con i Paesi esteri. Ciò nonostante le reti termiche presentano anch’esse tratti tipici di un monopolio naturale, per cui sarebbe in linea di principio pensabile sottoporle a una regolamentazione basata sull’approccio «cost plus». In considerazione della diffusa povertà energetica, il Regno Unito sta ad esempio va- lutando la possibilità di regolamentare la definizione delle tariffe per le reti di ri- scaldamento, al fine di tutelare i consumatori da prezzi sproporzionatamente elevati

31 https://gaspreise.preisueberwacher.ch/web/index.asp?l=2

32 RS 942.20

frutto della posizione monopolistica dei gestori. Una delle varie opzioni è la regola- zione «cost plus» 33. In materia di reti termiche, tuttavia, le competenze della Con- federazione sono assai limitate; l’articolo 91 capoverso 2 della Costituzione fede- rale 34 (Cost.) non è applicabile in questo caso (cfr. n. 4 del rapporto del Consiglio federale del 17 dicembre 2021 «Potenziale degli impianti di teleriscaldamento e te- leraffreddamento» in adempimento del postulato 19.4051).

Costi di rete computabili: Valore della rete: le prescrizioni relative alla valutazione calcolatoria degli impianti di rete prevedono che in linea di principio ci si debba basare sui costi di acquisto e costruzione (art. 19 cpv. 3), il che è sostanzialmente in linea con le corrispondenti disposizioni della LAEl. Una valutazione sintetica è ammessa soltanto in via ecce- zionale. Per evitare discussioni come quelle avutesi dopo l’entrata in vigore della LAEl (sopravvalutazione in seguito alla valutazione sintetica), è prevista una dispo- sizione transitoria secondo la quale per gli impianti di più vecchia data si può utiliz- zare, in determinate circostanze, il valore contabile finanziario. Gli impianti di rete che fino al 14 febbraio 2020 (data di conclusione della prima consultazione concer- nente l’avamprogetto della LAGas) non erano mai stati messi a bilancio negli attivi o che entro tale data erano già stati completamente ammortizzati non vengono so- stanzialmente considerati nella valutazione (art. 44 cpv. 3). Poco dopo l’entrata in vigore della LAEl si è dovuto modificare l’ordinanza d’esecuzione – l’ordinanza del 14 marzo 2008 35 sull’approvvigionamento elettrico (OAEl) – per integrare varie di- sposizioni sulla valutazione sintetica e, in senso lato, sulla riduzione dei costi di capitale 36. Il Consiglio federale provvederà inoltre a specificare il metodo per l’ese- cuzione della valutazione sintetica. Spetta all’autorità di regolazione verificare la corretta imputazione dei costi. Naturalmente può correggere i valori calcolati dal gestore di rete. Le immobilizzazioni regolate («Regulated Asset Base RAB») della rete corrispondono al valore totale degli impianti del gestore di rete. Secondo la documentazione del settore sul calcolo delle tariffe delle reti di distribu- zione 37 e l’accordo amichevole del settembre 2024 38 tra i gestori della rete di tra- sporto e il Sorvegliante dei prezzi, i costi di acquisto e costruzione costituiscono già oggi la base per la determinazione dei costi del capitale.

33 Cfr. «Heat networks regulation – consumer protection» (in part. pag. 41 segg., in inglese) https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment data/file/1176732/heat-network-consumer-protection-consultation-document.pdf. 34 RS 101. 35 RS 734.71 36 Modifica dell’OAEl del 12 dicembre 2008, RU 2008 6467 ; cfr. comunicato stampa dell’UFE del 5 dicembre 2008 (disponibile all’indirizzo www.admin.ch > Documenta- zione > Comunicati stampa > «Nuove misure contro l’aumento delle tariffe elettriche: il Consiglio federale approva la revisione dell’ordinanza»). 37 Standard di settore per il calcolo del corrispettivo per l’utilizzazione delle reti locali del gas. (Nemo). Il documento (in tedesco e in francese) può essere consultato all’indirizzo www.ksdl-erdgas.ch>Téléchargements >Manuel Nemo. 38 Einvernehmliche Regelung mit HD-Gasnetzbertreibern betr. Netznutzungsentgelte des schweizerischen Hochdruck-Erdgasnetzes (in tedesco), consultabile all’indirizzo www.preisueberwacher.admin.ch > Documentazione > Pubblicazioni > Accordi amichevoli.

Ammortamenti straordinari: anche gli ammortamenti straordinari necessari in caso di disattivazione anticipata della rete del gas o di un suo smantellamento devono poter essere imputati ai costi di rete. Alla luce delle pianificazioni energetiche dei Comuni, delle riflessioni sulla redditività delle imprese di approvvigionamento di gas e del crescente numero di consumatori di riscaldamenti a gas che passano ad altre fonti di calore, varie città hanno già previsto di disattivare completamente o parzialmente alcune reti di gasdotti. Nel caso in cui si applichino le (attuali) direttive settoriali, che ad oggi prevedono ammortamenti fino a 50 anni, è possibile che gli impianti non siano completamente ammortizzati, almeno a livello calcolatorio, all’atto della loro definitiva disattivazione. Questo non deve essere tuttavia di osta- colo alla loro disattivazione. In linea di principio, dunque, i tratti di gasdotti da di- sattivare anticipatamente devono essere indicati nei piani di sviluppo delle reti da presentare alla EnCom. In caso di investimenti necessari per la sostituzione di una condotta, occorre determinare la probabile vita utile di quella nuova. Se questa è inferiore al normale periodo di ammortamento, dall’entrata in servizio del gasdotto è possibile prevedere ammortamenti annui superiori. In caso di disattivazione o smantellamento di un gasdotto, inoltre, possono insorgere costi diretti 39. In questo modo viene integrata la disposizione di cui all’articolo 32b LITC, secondo cui, qua- lora un impianto cessi l’esercizio, l’impresa deve smantellarlo a sue spese e ristabi- lire lo stato anteriore, nella misura in cui lo esiga l’interesse pubblico. Investimenti nella rete in vista dell’immissione di una miscela di gas rinnovabile e gas naturale fossile: gli investimenti effettuati per far sì che gli impianti di rete esi- stenti siano in grado di trasportare una miscela di gas rinnovabile e gas naturale fossile sono sostanzialmente computabili come costi di rete. Può trattarsi, ad esem- pio, di investimenti volti a garantire i flussi di gas dalla rete di distribuzione alla rete di trasporto. Se la miscela contiene idrogeno, tuttavia, gli investimenti sono compu- tabili soltanto se ritenuti irrilevanti – ad esempio per l’individuazione di perdite di idrogeno – e purché la percentuale di idrogeno nel mix di gas non sia prevalente (v. paragrafo seguente). Sistemi di condotte e compressori volti a incrementare la pres- sione dei gasdotti o la portata, invece, sono più onerosi e non valgono come costi di rete computabili. Investimenti nella rete in vista della riconversione delle condotte di metano al tra- sporto di idrogeno: gli investimenti nella riconversione delle reti per consentire il trasporto di idrogeno puro non possono essere computati ai costi della rete del gas che serve principalmente al trasporto di metano e di conseguenza non possono es- sere incorporati nel corrispettivo per l’utilizzazione della rete. L’obiettivo è impe- dire finanziamenti trasversali non trasparenti tra i clienti del metano e quelli dell’idrogeno. Se in futuro dovesse essere introdotta una normativa per una rete pu- ramente adibita al trasporto di idrogeno, si potrebbero considerare forme di finan- ziamento trasversale di questa natura, ad esempio sotto forma di trasferimenti tra settori regolati – come è previsto nell’UE. L’articolo 5 del regolamento UE 2024/1789 stabilisce che finanziamenti trasversali (trasferimenti finanziari) tra

39 Per approfondimenti, consultare lo studio sugli aspetti normativi legati alla disattivazione delle reti di gas (in tedesco). Disponibile all’indirizzo www.bfe.admin.ch > Approvvigionamento > Energie fossili > Approvvigionamento di gas > Legge sull’approvvigionamento di gas.

servizi regolamentati distinti può essere autorizzato alle seguenti condizioni: le ta- riffe di accesso alla rete sono applicate agli utenti delle RAB che beneficiano di un trasferimento finanziario, la somma dei trasferimenti finanziari e dei ricavi dei ser- vizi riscossi attraverso le tariffe di accesso alla rete non è superiore ai ricavi consen- titi o previsti, un trasferimento finanziario è approvato per un periodo di tempo li- mitato e tale periodo non supera un terzo del rimanente periodo di ammortamento dell’infrastruttura interessata. In fase di conversione delle condotte di metano ai fini del trasporto di idrogeno, la EnCom stabilirà il valore al quale gli impianti saranno scorporati dalle RAB della rete del metano. Il valore a cui gli impianti vengono scorporati deve corrispondere al loro valore residuo e dev’essere documentato in vista di un’eventuale futura regolazione della rete di idrogeno. Queste informazioni devono essere messe a disposizione del Sorvegliante dei prezzi (art. 18 LSPr). Gli investimenti, eventualmente effettuati in precedenza in vista di una riconversione e che non potevano essere imputati ai costi della rete del gas adibita principalmente al trasporto di metano, non sono inclusi in questo valore. Il valore a cui gli impianti vengono registrati nelle RAB della rete dell’idrogeno può dunque differire dal va- lore a cui sono stati scorporati dalle RAB della rete del metano.

Piano di sviluppo della rete e coordinamento con le reti di teleriscaldamento: La prospettiva della possibile disattivazione anticipata di gasdotti e il diritto di im- putare ai costi di rete i costi aggiuntivi che ne derivano rende necessario prestare particolare attenzione alla pianificazione dello sviluppo della rete. Per garantire che i clienti siano informati per tempo, che vi sia un coordinamento senza intoppi con lo sviluppo del teleriscaldamento e che i costi aggiuntivi possano essere riversati su un numero adeguato di clienti, è necessaria una visione a lungo termine. Prima si pianifica una disattivazione, maggiore sarà il periodo sul quale possono essere di- stribuiti i costi ad essa associati e più elevato sarà il numero di utenti di gas rimanenti che dovranno sostenere questi costi, mentre numerosi clienti non saranno più rifor- niti di gas. In effetti si prevede che il consumo di gas tenderà a diminuire col passare del tempo per effetto degli efficientamenti energetici degli edifici e dell’elettrifica- zione dei sistemi di produzione di calore. La LAGas impone pertanto ai gestori di rete di elaborare piani di sviluppo delle reti; a tale scopo essi si coordinano con i Comuni e i gestori delle reti termiche e valutano eventuali possibilità di decarbonizzazione. Per garantire la sicurezza dell’approvvi- gionamento di gas, i gestori della rete di trasporto si coordinano anche con i gestori delle reti di distribuzione. La loro pianificazione deve garantire la compatibilità con gli obiettivi di politica energetica e climatica per un approvvigionamento energetico senza CO 2 di origine fossile, definiti nei piani energetici dei Cantoni e dei Comuni. Questi ultimi hanno la precedenza sui piani dei gestori di rete. I gestori di rete de- vono anche tenere conto dei diversi di tipi di gas, in particolare nell’identificazione dei gasdotti che in futuro saranno dedicati al trasporto di idrogeno puro e di quelli che continueranno a essere necessari, il che implica che si possano mettere in conto anche eventuali disattivazioni di gasdotti. Il Consiglio federale può inoltre prevedere che, nella definizione dei piani di sviluppo della rete del gas, si tenga conto dello scenario di riferimento per il comparto elettrico. In futuro, infatti, aumenteranno le interazioni tra i diversi vettori energetici (tra cui sostituzione del gas con energia elettrica nella produzione di calore, idrogeno e accoppiamento settoriale).

I piani devono essere presentati all’autorità di regolazione, che potrà trasmettere ai gestori di rete una decisione di principio sulla computabilità dei costi d’investi- mento. Il Consiglio federale può anche prevedere che l’autorità di regolazione esa- mini i piani sotto il profilo della sicurezza dell’approvvigionamento in caso di di- sattivazione di gasdotti. Vale in particolare il principio secondo cui una rete a monte non può essere disattivata se non si disattiva anche quella a valle. Da ultimo, ai Cantoni e ai Comuni devono essere fornite, su richiesta, tutte le informazioni di cui necessitano per un coordinamento senza intoppi nel settore del calore di comfort.

3.1.4. Autorità di regolazione e responsabile dell’area di mercato

Autorità di regolazione: in analogia a quanto avviene nei Paesi membri dell’UE, la ElCom, sinora competente per l’esecuzione della legislazione in materia di ap- provvigionamento elettrico, nonché, in futuro, della sorveglianza dei mercati all’in- grosso dell’elettricità e del gas, dovrà avere anche la competenza dell’esecuzione della legge sull’approvvigionamento di gas, e sarà denominata «Commissione fede- rale dell’energia» (EnCom). I suoi compiti consisteranno in particolare nella vigi- lanza sulle tariffe per l’utilizzazione della rete, nel trattamento delle controversie sull’accesso alla rete e nella sorveglianza sull’attuazione delle disposizioni in mate- ria di sicurezza dell’approvvigionamento. Inoltre collaborerà con le corrispondenti autorità dei Paesi confinanti. Tra i suoi compiti rientrerà altresì – come nel settore dell’elettricità – il monitoraggio della cibersicurezza. Responsabile dell’area di mercato: a garanzia dell’assenza di discriminazione, a livello della rete di trasporto si istituisce, con la figura del responsabile dell’area di mercato, un nuovo attore che adempie ai propri compiti indipendentemente dai ge- stori della rete di trasporto. Nulla cambia, invece, sul fronte dei rapporti di proprietà nella rete. Per finanziare la propria attività (gestione delle capacità di trasporto e gestione del bilanciamento), il responsabile dell’area di mercato partecipa agli in- troiti derivanti dalle tariffe a livello di rete di trasporto, ossia si finanzia in buona parte attraverso le tariffe per l’utilizzazione della rete. Inoltre consegue entrate dalla sua attività di responsabile della zona di bilanciamento (v. par. 3.1.3 «Gestione del bilanciamento»). Tuttavia i suoi introiti devono coprire i costi, dal momento che non può conseguire utili. Il responsabile dell’area di mercato avrà la forma di una società anonima istituita dai gestori della rete di trasporto Considerato il potenziale di discriminazione legato ai compiti svolti dal responsabile dell’area di mercato per effetto del carattere di monopolio naturale della rete, esso deve essere indipendente dal settore del gas, in particolare anche sotto il profilo del personale. Il Consiglio federale approva gli sta- tuti del responsabile dell’area di mercato. L’istituzione del responsabile dell’area di mercato dovrebbe richiedere all’incirca due anni e dopo ulteriori 18 mesi la sua fun- zione dovrebbe essere pienamente operativa. È prevista pertanto un’entrata in vigore scaglionata della LAGas; le disposizioni, la cui esecuzione dipende dal responsabile dell’area di mercato, saranno valide soltanto a partire da una seconda fase. Ciò ri- guarda, nello specifico, le disposizioni sull’accesso alla rete, la messa all’asta delle capacità e la definizione di tariffe per l’utilizzazione della rete di trasporto da parte

del responsabile dell’area di mercato nonché l’esercizio e il finanziamento del mo- nitoraggio per la sorveglianza sulla sicurezza dell’approvvigionamento (v. com- mento all’art. 46 cpv. 4 qui di seguito). I Cantoni, i Comuni e le imprese del settore del gas in mani svizzere hanno un diritto di prelazione sulle azioni del responsabile dell’area di mercato. Questo consente il controllo della società da parte di interessi svizzeri. Il Consiglio federale può prevedere ulteriori requisiti inerenti all’organizzazione e all’indipen- denza del responsabile dell’area di mercato, in particolare un diritto dei Cantoni di partecipare al capitale della società e delegare propri rappresentanti nel consiglio d’amministrazione. A favore del modello del responsabile dell’area di mercato depone il principio di proporzionalità. L’istituzione di un unico gestore della rete di trasporto secondo il modello di Swissgrid SA nel comparto elettrico, infatti, sarebbe molto più invasiva a causa del trasferimento di proprietà. Nel modello standard, il diritto europeo pre- vede una separazione proprietaria («ownership unbundling»).

3.1.5. Trasparenza e dati

Trasparenza: le informazioni necessarie agli utenti della rete per avere una pano- ramica sulle capacità di rete offerte, sulle regole applicabili alla gestione del bilan- ciamento e sulle tariffe per l’utilizzazione della rete saranno pubblicate dai gestori di rete o eventualmente dal responsabile dell’area di mercato. Le tariffe per l’utiliz- zazione della rete devono essere pubblicate annualmente. Sulla fattura del fornitore dovranno essere presentati separatamente i costi energetici, i corrispettivi per l’uti- lizzazione della rete, i compensi per la misurazione, i tributi e le prestazioni agli enti pubblici. I gestori di rete pubblicheranno il loro conto annuale. Il Consiglio federale può anche prevedere che abbiano l’obbligo di pubblicare i piani di sviluppo delle reti. Scambio di dati, processi informativi e ruolo di una piattaforma centrale di dati: in caso di cambio del fornitore è necessario mettere a disposizione del nuovo fornitore i dati e le informazioni necessarie. In futuro tale passaggio dovrebbe av- venire sostanzialmente per via elettronica: il Consiglio federale può prevedere che i gestori delle reti del gas si colleghino alla piattaforma centrale dei dati («datahub») prevista per il settore elettrico (art. 17g segg. LAEl) e forniscano in questo modo tutti i dati ai clienti interessati. Una soluzione specifica per il settore dell’approvvi- gionamento di gas non pare essere economicamente sensata. Data la crescente complessità dei processi e le nuove possibilità offerte dalla digi- talizzazione, attualmente nel panorama internazionale una soluzione di questo tipo risulta essere vantaggiosa ai fini di uno scambio di dati efficace e di qualità. Poter contare su un accesso a dati e informazioni organizzato in maniera efficiente, infatti, è fondamentale per il buon funzionamento della concorrenza. Per evitare che ope- ratori di mercato vengano discriminati o che venga impedito loro l’ingresso sul mer- cato, occorre che lo scambio di dati e i processi informativi necessari tra i gestori di rete e gli altri attori del mercato siano chiaramente regolamentati, standardizzati al

meglio e organizzati in maniera semplice. È indispensabile che i dati e le informa- zioni richiesti per il disbrigo dei processi tecnici di approvvigionamento e in parti- colare delle procedure di cambio del fornitore siano messi a disposizione in maniera tempestiva, automatizzata e con un alto livello di qualità. Va altresì garantito che terzi autorizzati (ad es. i titolari dei dati) abbiano accesso ai dati. In fase di imple- mentazione è importante mantenere bassi i costi delle transazioni. Anche le infor- mazioni necessarie per il bilanciamento, l’assegnazione di capacità e la tariffazione devono essere fornite dai responsabili in maniera tempestiva, gratuita e con un alto livello di qualità ai soggetti che ne fanno richiesta. Le piattaforme combinate energia elettrica/gas consentono di realizzare economie di scala e sfruttare sinergie, ridurre i costi, favorire i servizi digitali e permettono sempre più ai consumatori di partecipare al mercato elettrico e del gas. Infine sem- plificano il coordinamento tra un numero crescente di attori. Poiché le infrastrutture adibite all’approvvigionamento dell’energia elettrica e del gas sono ritenute critiche, occorre prestare particolare attenzione alla sicurezza delle informazioni sulla base di quanto stabilito dalla Strategia nazionale per la protezione della Svizzera contro i ciber-rischi (SNPC), approvata dal Consiglio federale nella sua seduta del 5 aprile 2023 e dai Cantoni durante l’assemblea plenaria della Conferenza delle di- rettrici e dei direttori dei dipartimenti cantonali di giustizia e polizia (CDDGP) del 13 aprile 2023.

3.1.6 Delimitazione delle competenze tra EnCom, Commissione della con-

correnza e Sorvegliante dei prezzi Con la EnCom viene istituita un’autorità di regolazione che, nel settore del gas, sorveglia il rispetto della legge ed emana decisioni (art. 34). Nei settori regolamen- tati dalla LAGas e per i quali la EnCom è l’autorità di vigilanza competente in caso di controversia o d’ufficio, la competenza della Commissione della concorrenza (COMCO) e del Sorvegliante dei prezzi viene a cadere. Ciò riguarda in particolare il controllo dei corrispettivi e delle tariffe per l’utilizzazione della rete, la garanzia di accesso alla rete, il sistema di misurazione dei gestori di rete e le disposizioni sulla sicurezza dell’approvvigionamento.

Nel settore dell’approvvigionamento di gas, la COMCO può intervenire contro un fornitore di gas o un gestore di servizi di misurazione sul mercato libero se quest’ul- timo ha una posizione dominante (cfr. art. 4 cpv. 2 della legge federale del 6 otto- bre 1995 sui cartelli e altre restrizioni della concorrenza [LCart, RS 251]) e abusano di tale posizione ostacolando i concorrenti o sfruttando i partner commerciali (cfr. art. 7 cpv. 1 LCart). Inoltre, la COMCO combatte in particolare gli accordi in ma- teria di concorrenza in questi settori (art. 5 LCart). La EnCom non ha competenza nei settori menzionati. In caso di cambio di fornitore, entrambe le autorità sono competenti, ciascuna per gli aspetti che le riguardano: rete o accesso alla rete (En- Com) ed energia (COMCO).

Secondo la legge federale del 20 dicembre 1985 sulla sorveglianza dei prezzi (LSPr, RS 942.20), il Sorvegliante dei prezzi osserva l’evoluzione dei prezzi e impedisce o

elimina l’aumento abusivo di prezzi e il mantenimento di prezzi abusivi. Resta ri- servato il diritto di altre autorità di sorvegliare determinati prezzi (art. 4 e 15 LSPr). Se il livello dei prezzi delle forniture di gas o dei servizi di misurazione nel mercato libero è oggetto di discussione in un singolo caso, le autorità garanti della concor- renza comunicano l’un l’altra la propria posizione e raggiungono un accordo per decidere se il caso deve essere seguito dal Sorvegliante dei prezzi o dalla COMCO (art. 3 cpv. 3 LCart).

3.2. Compatibilità tra compiti e finanze

Con la LAGas viene creato un quadro giuridico sul cui rispetto veglia un’autorità di regolazione statale. La prevista trasformazione nel settore del gas comporta un onere una tantum per l’adeguamento delle strutture e dei processi. A queste spese supplementari si con- trappongono diversi vantaggi: un guadagno per l’economia nazionale, risparmi e possibilità di scelta per i consumatori finali, possibilità innovative per i fornitori, una maggiore certezza giuridica nonché il rafforzamento della sicurezza dell’ap- provvigionamento di gas.

3.3. Attuazione

Il principio di sussidiarietà è fondamentale nell’attuazione della LAGas: esso rap- presenta una condizione sine qua non affinché un mercato dipendente da un’infra- struttura di rete a monopolio regolato funzioni senza una regolamentazione ecces- siva. Questo punto di vista si riflette nell’articolo 42, secondo cui il Consiglio federale emana le disposizioni d’esecuzione e le organizzazioni interessate emanano le direttive tecniche e amministrative necessarie per l’esecuzione. Tuttavia le auto- rità federali rimangono responsabili dell’esecuzione anche se vengono coinvolte or- ganizzazioni private; la competenza in materia di vigilanza non può essere trasferita a terzi. Se le organizzazioni interessate non adempiono ai loro obblighi o lo fanno in modo inadeguato, le autorità federali devono intervenire. La partecipazione delle cerchie direttamente interessate mira a garantire che le direttive non contengano re- gole discriminatorie. Il settore del gas deve mantenere il necessario margine di manovra e allo stesso tempo elaborare nel quadro dato proposte e piani per l’attuazione della LAGas am- piamente accettati. Ciò è importante sul piano pratico in particolare per quanto ri- guarda l’attuazione dell’accesso al mercato e dell’«entry-exit system». Le organiz- zazioni interessate devono sviluppare soluzioni volte a concedere e garantire un accesso non discriminatorio alla rete. Nel fare ciò bisogna vigilare affinché l’ac- cesso alla rete non sia eccessivamente complicato da ostacoli amministrativi, tecnici o legati ai costi e che i fornitori che hanno appena fatto il loro ingresso sul mercato non siano svantaggiati.

In merito agli oggetti della LAGas, alla EnCom sono assegnati gli stessi compiti e le stesse competenze previsti dalla LAEl per il settore elettrico, tenendo conto della revisione della suddetta legge del 29 settembre 2023 40.

4. Commento ai singoli articoli

4.1. Legge sull’approvvigionamento di gas

Capitolo 1: Disposizioni generali

Art. 1 Scopo La legge persegue un duplice scopo: in primo luogo garantisce un approvvigiona- mento di gas affidabile. Tra le misure atte a rafforzare la sicurezza dell’approvvi- gionamento vanno evidenziate, in particolare, le prescrizioni sullo stoccaggio di quantitativi di gas durante il semestre invernale (art. 10). Queste misure settoriali integrano gli strumenti dell’approvvigionamento economico del Paese. Un tema di- stinto dalla sicurezza dell’approvvigionamento è la sicurezza dell’esercizio della rete: i requisiti necessari per la protezione di persone, beni e ambiente sono conte- nute nella LITC. In secondo luogo, garantendo l’accesso alla rete (art. 16), la legge assicura un mercato libero funzionante e di conseguenza un approvvigionamento di gas economico.

Art. 2 Oggetto e campo d’applicazione In linea di principio il campo d’applicazione della legge si estende a tutte le reti del gas (cpv. 1 e 3). In primo piano vi è l’utilizzazione della rete. La legge non disciplina gli obblighi di allacciamento e l’assunzione dei costi per allacciamento alla rete di impianti di produzione e centri di consumo (cpv. 2). Il finanziamento delle condotte di allacciamento alla rete rimane quindi di competenza cantonale e comunale, ana- logamente a quanto previsto dalla legislazione sull’approvvigionamento elettrico. La legge non tange la molteplicità di soluzioni che si è sviluppata nella pratica e si limita a imporre un divieto di doppio addebito dei costi (art. 8, rispetto del principio di causalità). Non stabilisce neanche un diritto all’allacciamento alla rete. Per con- tro, non sono esclusi eventuali diritti previsti dalla legislazione cantonale o comu- nale. L’eventuale miscelazione di gas rinnovabile non ostacola l’applicazione della legge, a condizione che, ai sensi del capoverso 4, si trasporti prevalentemente metano (gas naturale e biometano). Oltre al biometano, i gas rinnovabili comprendono anche metano o idrogeno prodotti sinteticamente. Sono pertanto escluse dal campo d’ap- plicazione della legge, in particolare, le reti del gas che trasportano principalmente idrogeno, misurato in metri cubi (cfr. in merito anche art. 22 cpv. 2). Il 14 dicem- bre 2024 il Consiglio federale ha adottato la strategia nazionale per l’idrogeno, e ha

40 FF 2023 2301

dichiarato che la regolamentazione del mercato delle reti per la distribuzione di idro- geno dovrà essere inclusa nella LAGas solo una volta dimostrata la necessità di realizzare idrogenodotti, cosa che attualmente non avviene ancora. Il capoverso 5 riguarda i comprensori isolati (Ticino e regione di Kreuzlingen) che non appartengono all’area di mercato Svizzera (art. 3 lett. h). Il Consiglio federale potrà prevedere soluzioni adeguate alla situazione, in particolare per quanto riguarda la gestione del bilanciamento e delle capacità del punto di interconnessione tran- sfrontaliera di Bizzarone in Ticino. La norma di delega lascia un ampio margine di manovra al Consiglio federale, che tuttavia può stabilire eccezioni o deroghe sol- tanto per le tariffe per l’utilizzazione della rete, il bilanciamento e gli impianti di stoccaggio. In ogni caso il diritto d’accesso alla rete (art. 16) va assicurato anche nei comprensori isolati.

Art. 3 Definizioni Le definizioni della legge riprendono la terminologia utilizzata nella legislazione in materia di approvvigionamento elettrico, anche se per ragioni tecniche alcuni ter- mini hanno un significato leggermente diverso; per questo motivo non tutte le defi- nizioni giuridiche vengono spiegate. A differenza della LAEl, non sono previste attribuzioni di comprensori a livello cantonale. Affinché sia comunque chiaro chi deve essere considerato gestore di rete, la lettera b fa riferimento alle autorizzazioni d’esercizio rilasciate dalla Confedera- zione ai sensi della LITC (art. 30 cpv. 1 LITC) e dai Cantoni (art. 42 cpv. 1 LITC). È utente della rete (lett. c) qualunque persona fisica o giuridica che immette gas in una rete, ne preleva o ve ne fa trasportare. Rientrano in questa definizione, in parti- colare, i fornitori e quindi anche i gestori di rete nel loro ruolo di fornitori, in quanto riforniscono direttamente i clienti finali di gas, oltre che gli intermediari e gli attori di transito. Gli utenti finali, invece, agiscono di norma soltanto come utenti allacciati alla rete e non al contempo come utenti della rete, a meno che non si occupino per- sonalmente del loro approvvigionamento. Per quanto riguarda i gestori di impianti di produzione, di rigassificazione e di stoccaggio (art. 29), è opportuno distinguere tra coloro che stipulano direttamente i propri contratti di immissione o di prelievo e coloro che delegano tale compito a terzi. Per fornitore terzo (lett. d) si intende qual- siasi fornitore di gas che rifornisce di gas consumatori finali e che non è gestore della rete di distribuzione che utilizza per effettuare la fornitura a tali consumatori. Questa definizione è direttamente collegata alla libera scelta del fornitore di cui all’articolo 9 capoverso 1 e al diritto del gestore della rete di distribuzione di negare l’accesso alla propria rete di cui all’articolo 16 capoverso 3. La rete di trasporto (lett. f) – definita nel diritto UE «sistema di trasporto» – è costi- tuita dagli impianti di rete gestiti perlopiù con livelli di pressione superiori (> 5 bar), comprendenti in particolare anche il gasdotto di transito. Attualmente la rete di tra- sporto include gli impianti di rete delle seguenti società: Transitgas AG, Swis- sgas AG, Gaznat SA, Gasverbund Mittelland (GVM) AG, Erdgas Ostschweiz (EGO) AG, Erdgas Zentralschweiz (EGZ) AG, Unigaz SA e le Aziende industriali di Lugano (AIL) SA. Nella definizione giuridica sono evidenziate le caratteristiche

principali della rete di trasporto; in alcuni casi, tuttavia, ci sono anche grandi con- sumatori che sono direttamente allacciati alla rete di trasporto e vengono riforniti tramite essa. La rete di distribuzione (lett. g) comprende gli impianti di rete più piccoli con livelli di pressione inferiori, non strutturati per il trasporto su lunghe distanze, ma utilizzati prevalentemente per rifornire i consumatori finali. In questa tipologia rientra anche la rete di trasporto locale, che si trova a monte della rete di distribuzione vera e propria, a cui i consumatori finali non sono allacciati. Le condotte di allacciamento – che collegano il punto di allacciamento domestico al punto di allacciamento alla rete – sono parte della rispettiva rete di trasporto o di distribuzione. In caso di con- troversia in merito all’attribuzione di un impianto di rete alla rete di trasporto o alla rete di distribuzione decide la EnCom. Le stazioni di misurazione e di riduzione della pressione dovrebbero essere attribuite in modo unitario, perlomeno a livello regionale, alla rete di trasporto o alla rete di distribuzione. Per delimitare i confini del sistema (gasdotto di transito e restante rete di trasporto, rete di trasporto locale e restante rete di distribuzione, condotte di allacciamento alla rete ecc.), potrebbero essere emanate prescrizioni d’esecuzione se e nella misura in cui, nel quadro del principio di sussidiarietà, non vengano sviluppati in merito standard di settore ade- guati (cfr. art. 42 cpv. 3). All’area di mercato locale (lett. h) appartengono tutti gli impianti di rete nazionali ad eccezione delle reti di gas isolate (lett. j). L’area di mercato è limitata dai punti di interconnessione transfrontaliera nonché dai punti di immissione e di prelievo verso i clienti finali, i produttori e gli impianti di stoccaggio. Ai sensi dell’articolo 2 capoverso 5, le reti del gas isolate possono essere assoggettate a un regime di rego- lazione speciale. L’area di mercato è caratterizzata soprattutto da due elementi: in- nanzitutto costituisce una zona di bilanciamento con regole di bilanciamento unita- rie (art. 26-28). Secondariamente nell’area di mercato gli utenti della rete, in forza di un contratto di utilizzazione della rete, possono far trasportare quantità di gas da un punto di immissione a un qualsiasi punto di prelievo senza definire una via di trasporto concreta e in linea di principio senza limitazioni geografiche (il cosiddetto modello a due contratti, art. 17). I punti di immissione e di prelievo (lett. j e k) definiscono i limiti dell’area di mer- cato (o delle reti isolate). La loro utilizzazione è regolamentata dai contratti di uti- lizzazione della rete (art. 17 cpv. 1) e da essa scaturisce il versamento del corrispet- tivo per l’utilizzazione della rete (art. 18 cpv. 1). Di particolare rilevanza sono i punti di interconnessione transfrontaliera (lett. l) della rete di trasporto, attraverso i quali l’area di mercato locale è collegata alle aree di mercato dei Paesi confinanti. Per la loro utilizzazione il responsabile dell’area di mercato offre in vendita prodotti di capacità (art. 17 cpv. 2). L’unione degli utenti della rete in un gruppo di bilancio consente ai grandi consu- matori di effettuare acquisti aggregati nell’intera area di mercato (lett. n). La definizione di sistema di misurazione comunicante (lett. o) si scosta dal concetto di sistema di misurazione intelligente riferita al settore elettrico. La ragione della diversa designazione nei due ambiti è che occorre tenere conto delle differenze tra

un sistema di misurazione intelligente e un sistema di misurazione che consente solo la telelettura. Un sistema di misurazione intelligente (lett. p) è un sistema di misurazione comu- nicante che consente la trasmissione di dati bidirezionale. Questa capacità può es- sere vantaggiosa per la misurazione e il controllo dei centri di consumo più grandi e di impianti di produzione e stoccaggio, e quindi per la stabilità e il bilanciamento della rete (cfr. anche art 23). Capoverso 2: come nel diritto relativo all’approvvigionamento elettrico, i termini possono essere definiti in modo più dettagliato a livello di ordinanza (ad es. distin- zione tra i livelli di rete e differenziazione tra rete del gas e condotte di allaccia- mento). Sempre a livello di ordinanza possono essere aggiunte ulteriori definizioni giuridiche, ad esempio per termini non utilizzati o non utilizzati di frequente nella legge e che quindi occupano più spazio a livello di ordinanza (ad es. energia di re- golazione, prestazioni di servizio relative al sistema).

Capitolo 2: Approvvigionamento di gas

Sezione 1: Compiti e obblighi generali del settore del gas

Art. 4 Compiti dei gestori di rete L’obbligo sancito alla lettera a è da considerare, a livello di rete, come un obiettivo fondamentale nell’adempimento di tutti i compiti. Se la stabilità dell’esercizio della rete è minacciata, i gestori sono autorizzati e tenuti ad adottare i provvedimenti ne- cessari. I relativi poteri vengono sanciti, in particolare, nei contratti di allacciamento alla rete e nei contratti di utilizzazione della rete. Sono soprattutto le prestazioni di servizio relative al sistema che contribuiscono alla stabilità della rete. Esse rientrano in parte nella sfera di competenza del responsabile dell’area di mercato (acquisto e utilizzo dell’energia di regolazione e gestione delle congestioni a livello della rete di trasporto), mentre per il resto vanno garantite dai gestori di rete. Nello specifico si tratta, ad esempio, della regolazione della quantità e della pressione, della gestione delle congestioni a livello della rete di distribuzione e della verifica della qualità del gas (composizione e potenza calorifica del gas, cfr. art. 16 cpv. 2 lett. a). La stabilità dell’esercizio della rete, che in questo caso è di interesse primario, va distinta dalla sicurezza dell’esercizio della rete necessaria a garantire la protezione di persone, beni o diritti importanti (cfr. art. 4 lett. a LAGas e art. 31 LITC). Lettere b e c: i requisiti relativi all’allestimento di piani per lo sviluppo delle reti sono disciplinati all’articolo 5, quelli relativi alla concessione dell’accesso alla rete all’articolo 16.

Art. 5 Piani di sviluppo delle reti Analogamente a quanto previsto dalla legislazione sull’approvvigionamento elet- trico i gestori di rete sono tenuti a effettuare una pianificazione dello sviluppo delle reti. Rispetto alla suddetta legislazione le prescrizioni sono più snelle – non è previ- sto, ad esempio, uno scenario di riferimento specifico per il gas (cfr. art. 9a LAEl).

Anziché un ulteriore ampliamento della rete, soprattutto di quella di trasporto, l’obiettivo prioritario in tal caso è la trasformazione dell’infrastruttura in vista di un maggiore utilizzo di gas rinnovabili o il passaggio a sistemi di approvvigionamento energetico alternativi. Ciò riguarda in particolare il livello della rete di distribuzione. I piani di sviluppo delle reti devono essere orientati in primo luogo alla decarboniz- zazione dell’approvvigionamento energetico (cpv. 1), il che comporta eventual- mente anche la necessità di pianificare una disattivazione delle reti. Un altro possi- bile intervento è la riconversione delle reti di gas convenzionali, al fine di consentire l’aggiunta o persino il trasporto esclusivo di idrogeno (cfr. in merito art. 2 cpv. 4 e art. 22 cpv. 1). Come sistemi di approvvigionamento energetico alternativi vanno considerate, oltre a quelle per il trasporto di idrogeno, soprattutto le reti termiche (teleriscaldamento). In caso di disattivazioni, in particolare, è fondamentale definire una pianificazione a lungo termine d’intesa con gli enti pubblici locali, onde evitare brusche impennate delle tariffe. Capoverso 2: i piani di sviluppo delle reti devono essere presentati alla EnCom, cosicché essa possa influire sulla pianificazione e sui costi legati allo sviluppo delle reti. La facoltà o meno dei gestori di rete di valutare la probabile computabilità dei costi si basa sui principi generali del diritto amministrativo (soprattutto art. 25 cpv. 2 della legge del 20 dicembre 1968 41 sulla procedura amministrativa). La EnCom può vincolare il proprio giudizio a determinate condizioni e prerogative. A tale proposito va precisato che le competenze della EnCom rispetto alla disattivazione di reti sono essenzialmente limitate a una verifica dell’efficienza di tale intervento e della cor- retta imputazione matematica dei costi. La disattivazione in sé è una decisione im- prenditoriale da prendere nel quadro della pianificazione energetica degli enti pub- blici interessati. Essendo la stragrande maggioranza dei gestori delle reti di distribuzione nelle mani dei Comuni locali, questi ultimi possono influire sullo svi- luppo delle reti anche attraverso il loro ruolo nella compagine gestionale delle im- prese. Capoverso 3: nelle prescrizioni d’esecuzione il Consiglio federale preciserà i requi- siti relativi al contenuto della pianificazione delle reti, fermo restando che i mede- simi possono differire tra rete di trasporto e reti di distribuzione. Il Consiglio fede- rale può ad esempio prevedere che si debba considerare lo scenario di riferimento dell’UFE di cui all’articolo 9ater capoverso 1 LAEl, nella misura in cui sia rilevante per l’approvvigionamento di gas (ad es. in caso di accoppiamento settoriale). Nell’ordinanza, inoltre, potrebbe essere definita con maggiore dettaglio anche la verifica della possibilità di miscelazione dell’idrogeno. Possono essere altresì san- citi specifici obblighi di coordinamento, anche rispetto a fornitori di sistemi di ap- provvigionamento energetico alternativi (ad es. reti termiche) e gestori esteri delle reti di trasporto di Paesi confinanti. Nell’ambito di tale obbligo di coordinamento, i gestori di rete, analogamente a quanto previsto al numero 10.4 capoverso 3 dei mo- delli di prescrizioni energetiche dei Cantoni, possono anche essere tenuti a fornire ai Comuni le informazioni di cui essi necessitano ai fini della pianificazione ener- getica (ad es. dati sulla vetustà di singoli tratti di condotte e sui reinvestimenti pre- visti).

41 RS 172.021

In combinato disposto con l’articolo 36 capoverso 1 il Consiglio federale potrebbe inoltre prevedere che i piani di sviluppo delle reti debbano essere resi pubblici, come già avviene in ambito elettrico (cfr. art. 9d cpv. 4 LAEl), salvo in caso di segreti professionali, commerciali o di fabbricazione e di altri interessi prevalenti che ne precludano la pubblicazione (ad es. sicurezza interna o esterna della Svizzera).

Art. 6 Disgiunzione delle attività Il capoverso 1 vieta a un’azienda di approvvigionamento di gas di effettuare sov- venzioni trasversali tra i settori di attività regolati e i settori in regime di concor- renza. Le attività regolate comprendono l’esercizio della rete. Per quanto riguarda la misurazione, ai sensi dell’articolo 23 capoversi 1 e 2 si deve distinguere tra i con- tatori di gas utilizzati per la fornitura di gas da parte del gestore di rete stesso e quelli utilizzati per la fornitura di gas da parte di fornitori terzi. Questi ultimi devono essere attribuiti all’ambito aperto alla concorrenza. Inoltre fa parte delle attività regolate anche l’esercizio degli impianti di stoccaggio utilizzati ai sensi dell’articolo 29 ca- poverso 1 lettera b, tanto più che essi devono essere considerati parte integrante della rete alla quale sono allacciati (art. 29 cpv. 3). Il divieto di sovvenzioni trasver- sali esige innanzitutto che le entrate e le uscite derivanti dal settore regolato siano separate da quelle dei settori di attività in regime di concorrenza. Ciò avviene attra- verso la disgiunzione contabile (cpv. 3). È pertanto vietato assegnare le uscite dei settori di attività in regime di concorrenza ai settori di attività regolati e trasferire le entrate dei settori di attività regolati ai settori di attività in regime di concorrenza. Il capoverso 2 sancisce l’obbligo di disgiunzione delle informazioni. Tra gli obbli- ghi di trasparenza previsti dalla legge rientrano in particolare quelli sanciti agli ar- ticoli 36 e 37. Va precisato che non c’è violazione dell’obbligo di riservatezza se le informazioni vengono pubblicate in maniera non discriminatoria e sono quindi ac- cessibili a tutti gli operatori di mercato. Questo può essere rilevante, ad esempio, per le informazioni messe a disposizione a fini di ricerca, i cui risultati vengono pubblicati. Non è invece prevista esplicitamente una disgiunzione a livello di per- sonale, sebbene al fine di assicurare la separazione delle informazioni sia necessario adottare determinati provvedimenti organizzativi. Le informazioni sensibili dal punto di vista commerciale non costituiscono dati personali degni di particolare pro- tezione ai sensi dell’articolo 5 lettera c della legge federale sulla protezione dei dati 42 (LPD). Per far sì che venga rispettato il divieto di sovvenzioni trasversali di cui al capo- verso 1, i gestori di rete devono prevedere una disgiunzione contabile (cpv. 3). Ciò significa che per ogni rete del gas occorre tenere un conto annuale e una contabilità analitica (riferita all’anno del gas), in cui i settori di attività regolati sono rappresen- tati singolarmente e separatamente dagli altri settori di attività (il cosiddetto conto settoriale o per segmenti). Devono essere rappresentati separatamente l’esercizio della rete e le misurazioni, dato che i rispettivi costi devono essere presentati sepa- ratamente in fattura (art. 7 lett. c). Concretamente, per quanto riguarda le misura- zioni occorre distinguere tra i costi dei contatori di gas utilizzati in particolare per la fornitura di gas da parte dei gestori di rete (cfr. commenti all’art. 23 cpv. 1) e di

42 SR 235

quelli utilizzati per la fornitura di gas da parte di terzi (art. 23 cpv. 2). Questo perché nel caso di questi ultimi il mercato è aperto a tutti i fornitori. Sulla base della disgiunzione contabile la EnCom verifica l’assenza di sovvenzio- namenti trasversali. Il capoverso 4 prevede pertanto che la contabilità analitica da allestire secondo il capoverso 3 le sia trasmessa a cadenza annuale. Il Consiglio federale può emanare requisiti minimi per la rendicontazione e la con- tabilità analitica (cpv. 5).

Art. 7 Fatturazione La necessaria trasparenza nella fatturazione richiede che le varie voci di costo siano indicate separatamente. Nel caso dei costi dell’energia (lett. a), i costi associati allo stoccaggio di quantità di gas in impianti di stoccaggio ai sensi dell’articolo 10 de- vono essere indicati separatamente (cfr. art. 11). I costi di misurazione (lett. c) com- prendono quelli sostenuti per l’esercizio del punto di misurazione e per i servizi di misurazione. I costi per le misurazioni a livello di esercizio fanno parte dei costi di rete (cfr. commenti all’art. 20 cpv. 1 lett. b). I tributi e le prestazioni agli enti pub- blici comprendono in particolare la tassa sul CO 2 . Nelle prescrizioni d’esecuzione il Consiglio federale può prevedere che i consumatori finali sul mercato libero ab- biano il diritto di ricevere dal loro fornitore un’unica fattura per tutte le voci di costo. A tal fine il gestore di rete dovrebbe trasmettere al fornitore i dati necessari (art. 25 cpv. 1).

Art. 8 Trasparenza, principio di causalità e non discriminazione Questo obbligo generale di trasparenza, di rispetto del principio di causalità e di non discriminazione deve essere rispettato dal responsabile dell’area di mercato e dai gestori di rete nell’adempimento dei loro obblighi di legge, ed esclude le attività sul mercato libero. Per quanto concerne la fatturazione l’articolo 7 precisa il principio della trasparenza (cfr. art. 7). Nelle prescrizioni d’esecuzione il Consiglio federale può prevedere che i consuma- tori finali riforniti da un terzo abbiano il diritto di ricevere dal loro fornitore un’unica fattura per tutte le voci di costo. A tal fine il gestore di rete dovrebbe trasmettere al fornitore i dati necessari (art. 24 cpv. 1).

Sezione 2: Libera scelta del fornitore

Art. 9 Capoverso 1: fatto salvo l’articolo 16 capoverso 3, tutti i consumatori finali hanno il diritto di scegliere liberamente il proprio fornitore, indipendentemente dal loro consumo annuale. Se un consumatore finale desidera essere rifornito da un fornitore terzo, deve stipu- lare un contratto di fornitura con tale fornitore.

Secondo l’articolo 16 capoverso 1 i gestori di rete devono concedere agli utenti l’ac- cesso alla rete senza discriminazioni. Tuttavia, ai sensi dell’articolo 16 capoverso 4, un gestore di rete può temporaneamente negare a un fornitore terzo l’accesso alla propria rete finché il centro di consumo del consumatore finale interessato non è dotato di un sistema di misurazione comunicante. Questo diniego può essere man- tenuto solo per il tempo strettamente necessario all’installazione di tale contatore. Tale diniego è giustificato da un interesse pubblico prevalente, ossia la necessità per il responsabile dell’area di mercato di garantire una gestione efficiente del bilancia- mento. A tal fine, ogni responsabile di gruppo di bilancio è incaricato di garantire che il bilancio energetico del proprio gruppo sia il più equilibrato possibile alla fine di ogni giorno-gas (vedere i commenti al par. 3.1.3). Per raggiungere questo obiet- tivo, è essenziale che i gestori delle reti di distribuzione siano in grado di prevedere con precisione i consumi dei clienti allacciati alla loro rete. Questo è possibile solo se si utilizzano contatori comunicanti, che consentono di stimare con precisione i consumi senza la necessità di fare ricorso a profili di carico standard. Infatti i gestori delle reti di distribuzione possono sottrarre dal consumo totale registrato i quantita- tivi prelevati dai consumatori riforniti da terzi. Inoltre, in conformità dell’accordo interassociativo 43 e dell’accordo approvato dalla COMCO nel 2020 44 relativo all’accesso alla rete nella Svizzera centrale, l’installa- zione di un contatore comunicante è obbligatoria quando si cambia fornitore. Questo requisito è quindi in linea con la prassi attuale. L’installazione di contatori comunicanti presso tutti i clienti allacciati alla rete di un gestore di rete è lasciata alla discrezionalità del gestore stesso. L’articolo 23 capo- verso 4 stabilisce tuttavia che il Consiglio federale possa prevedere l’estensione di tale sistema di misurazione ai centri di consumo più grandi e presso gli impianti di produzione e stoccaggio. La stipula di un contratto di fornitura con un fornitore terzo è quindi direttamente collegata al fatto che il centro di consumo del consumatore finale in questione sia dotato di un sistema di misurazione comunicante (art. 3 cpv. 1 lett. o) e registri i dati di misurazione. Scegliendo un fornitore terzo, il consumatore finale si trova quindi nel mercato li- bero per quanto riguarda la misurazione. Si rimanda qui ai commenti all’articolo 23. In concreto, ciò significa che i consumatori finali che desiderano scegliere un forni- tore terzo devono:

1. conformemente all’articolo 23 capoverso 2, incaricare un fornitore di ser-

vizi di misurazione di loro scelta di dotare il centro di consumo in questione di un sistema di misurazione comunicante e di effettuare le misurazioni; 2. stipulare un contratto di fornitura con un fornitore terzo al quale il gestore di rete non può negare l’accesso alla rete in virtù della presenza di un sistema di misurazione con telelettura (cfr. commento all’art. 16 cpv. 3).

43 Verbaendevereinbarung.pdf

44 Decisione della Commissione della concorrenza del 25 maggio 2020, «Netzzugang

EGZ und ewl» (in tedesco), disponibile all’indirizzo www.weko.admin.ch > Prassi > Di- ritto e politica della concorrenza (DPC) > 2020 > DPC 2020-4b, pag. 1863–1894.

Per contro, le condizioni dei contratti di fornitura del gas sono pienamente soggette alla libertà contrattuale (compresi i prezzi nonché le possibilità e i termini di di- sdetta). Se il consumatore finale viene rifornito in un centro di consumo dal gestore di rete, continuerà a essere rifornito in base ai rapporti contrattuali esistenti. La legge sull’approvvigionamento di gas non prevede né obblighi di fornitura né disposizioni tariffarie. Poiché il diritto alla libera scelta del fornitore si applica a tutti, ogni con- sumatore finale è trattato come consumatore finale sul mercato libero. Capoverso 2: la procedura per cambiare fornitore sarà regolata a livello di ordi- nanza. Si ritiene opportuno che il responsabile dell’area di mercato si occupi del necessario coordinamento. In base a quanto previsto dal diritto europeo, il cambio di fornitore deve poter essere effettuato nel più breve tempo possibile, nel rispetto delle condizioni contrattuali. A partire dal 1° gennaio 2026, il processo tecnico non dovrà durare più di 24 ore e dovrà essere possibile in ogni giorno lavorativo (cfr. art. 12 par. 1 della direttiva (UE) 2024/1788).

Sezione 3: Garanzia dell’approvvigionamento

Art. 10 Obbligo di stoccaggio del gas La garanzia di un approvvigionamento di gas il più possibile affidabile è in primo luogo un compito del settore del gas. Oltre che al responsabile dell’area di mercato, tale compito spetta soprattutto ai gestori di rete, agli importatori, ai commercianti di gas, ai gestori degli impianti di stoccaggio e ai fornitori. Tutti devono adottare i provvedimenti necessari e adeguati a garantire un approvvigionamento di gas affi- dabile (art. 6 cpv. 2 LEne). Per quanto riguarda il responsabile dell’area di mercato, quanto sopra è rilevante ad esempio nella configurazione della gestione del bilan- ciamento (art. 26–28). Le misure dell’approvvigionamento economico del Paese possono essere ordinate se vi è una minaccia imminente di una grave penuria che l’economia non è in grado di contrastare da sola. Con il presente progetto di legge vengono ora proposte anche misure strutturali per evitare che si verifichi una grave penuria nell’approvvigionamento di gas (e che si debbano applicare le disposizioni della legge sull’approvvigionamento economico del Paese). L’obbligo di stoccaggio del gas è una parte importante di queste misure. È importante sottolineare che queste misure non vengono applicate automaticamente e che l’autorità di regolazione può fissare a zero le quantità da immagazzinare. La sua valutazione si basa in particolare sulle misure adottate nell’UE. Questa disposizione sostituisce l’ordinanza sulla ga- ranzia delle capacità di fornitura di gas naturale in situazioni di grave penuria 45.. Come nel settore dell’elettricità, anche nel settore del gas è necessario coordinare l’utilizzo degli stoccaggi e le misure per l’approvvigionamento economico del Paese. Capoverso 1: l’obbligo di stoccaggio di determinate quantità di gas è finalizzato a garantire la sicurezza di approvvigionamento durante il semestre invernale e com-

45 RS 531.82

pete alle imprese che mettono in circolazione gas naturale (secondo il relativo nu- mero di tariffa doganale: 2711.2190) sul territorio nazionale, sia nell’area di mercato che nei comprensori isolati (soprattutto il Ticino). Poiché in Svizzera non esistono impianti di stoccaggio di grandi dimensioni, le imprese devono adempiere al loro obbligo di stoccaggio all’estero. È consentito affidarne il mandato a terzi, non trat- tandosi di un obbligo altamente personale. Questo aspetto può essere importante soprattutto per le imprese più piccole che, a causa delle minori economie di scala, subiscono molto più pesantemente l’obbligo di stoccaggio rispetto alle loro contro- parti di maggiori dimensioni. Previo rispetto della legislazione sui cartelli, è con- sentito anche costituire cooperazioni d’acquisto. Capoverso 2: le quantità di gas da stoccare vengono fissate di anno in anno dalla EnCom (primo periodo), analogamente ai parametri definiti per la riserva di energia elettrica (cfr. art. 8a cpv. 3 LAEl), dopo aver sentito il parere dell’UFE. L’UFE ha pertanto il diritto di essere consultato. In tale ambito è possibile anche sentire il parere dell’Ufficio federale per l’approvvigionamento economico del Paese (UFAE). Il secondo periodo assicura che, in termini percentuali, ogni impresa sia tenuta in pari misura al rispetto dell’obbligo. Le quantità di stoccaggio necessarie sono legate a scadenze prestabilite, per cui ci sarà un determinato percorso di accu- mulo e di smaltimento. A tale proposito va sottolineato che, in linea di principio, le quantità di stoccaggio possono essere gestite liberamente, purché non scendano al di sotto della soglia minima. Non si tratta dunque di cosiddette quantità di stoccag- gio strategiche. Qualora non sia necessario al fine garantire la sicurezza di approv- vigionamento, la EnCom può rinunciare a costituire una riserva di stoccaggio – pur- ché rispetti la quantità minima stabilita dal Consiglio federale ai sensi del capoverso 3. Anche in questo caso è d’obbligo consultare l’UFE. Il capoverso 3 riconosce al Consiglio federale la facoltà di stabilire mediante ordi- nanza livelli minimi e massimi di stoccaggio, differenziati in funzione delle sca- denze, a cui la EnCom deve attenersi. Potrebbe anche definire direttamente i quan- titativi di stoccaggio determinanti, senza l’intervento della EnCom. Per poter adeguare in tempi rapidi questi criteri, le prescrizioni d’esecuzione potrebbero pre- vedere che il DATEC pubblichi con dovuto anticipo nel Foglio federale i valori determinanti per ogni semestre invernale. Il capoverso 4 lettera a costituisce la base giuridica di riferimento per i requisiti minimi da rispettare in fase di esecuzione concreta dello stoccaggio. Fondamentali, oltre al luogo di stoccaggio – si tratta soprattutto di impianti di stoccaggio ubicati nei Paesi confinanti – sono anche le disposizioni contrattuali che disciplinano l’ac- cesso a tali impianti. Attraverso di esse, infatti, il Consiglio federale può impedire che le imprese tenute allo stoccaggio di gas ottengano un vantaggio competitivo rispetto ai loro concorrenti, procurandosi un accesso di minor qualità al gas stoccato a costi conseguentemente inferiori. Nell’ambito delle disposizioni di legge, in linea di principio ogni impresa gestisce da sé i propri volumi di stoccaggio. La lettera b conferma l’obbligo di vigilanza della EnCom.

Art. 11 Costi aggiuntivi per lo stoccaggio Per rifinanziare i costi supplementari sostenuti per lo stoccaggio delle quantità di gas richieste, le imprese possono includere le loro spese nei loro prezzi dell’energia (cpv. 1). A parte un obbligo di trasparenza (primo periodo) e salvo la legislazione sui cartelli, non esiste una normativa dettagliata in merito. L’obbligo di trasparenza vale per l’intera catena di fornitura, tanto più che nella maggior parte dei casi gli importatori vendono i loro quantitativi di gas ad altre imprese del settore, prima che raggiungano i consumatori finali. Il secondo periodo assicura il pari trattamento di tutti i consumatori finali. Ai sensi del capoverso 2, il Consiglio federale può emanare prescrizioni in merito al calcolo dei costi aggiuntivi.

Art. 12 Quantità di stoccaggio inferiori al livello minimo Il capoverso 1 stabilisce che è possibile raggiungere quantità di stoccaggio inferiori al livello minimo solo se le imprese interessate, in seguito a eventi straordinari, non sono più in grado di adempiere ai loro obblighi contrattuali di fornitura o solo a fronte di costi eccessivamente elevati (lett. a) o per sostenersi reciprocamente al fine di garantire l’approvvigionamento (lett. b). Per eventi straordinari si intendono eventi particolari (ad esempio, ondate di freddo, congestioni della rete, fallimenti). La disposizione di cui alla lettera b riguarda casi in cui le imprese tenute allo stoc- caggio di gas sono colpite in misura differente da una crisi di approvvigionamento. Per queste situazioni il Consiglio federale deve espressamente prevedere che le im- prese si possano aiutare a vicenda. Quantità di stoccaggio inferiori al livello minimo necessitano del previo consenso della EnCom (cpv. 2). Qualora si prospettassero perturbazioni nell’approvvigiona- mento, la EnCom può anche informare proattivamente mediante comunicazioni in merito alla prassi da adottare.

Art. 13 Ulteriori misure per garantire l’approvvigionamento Capoverso 1: al centro dei provvedimenti contro eventuali situazioni di approvvi- gionamento critiche vi sono le quantità di stoccaggio di cui all’articolo 10. Se ne- cessario al fine di garantire l’approvvigionamento, la EnCom – d’intesa con l’UFE e l’UFAE – può stabilire mediante decisione che le stesse imprese soggette all’ob- bligo di stoccaggio siano tenute anche all’acquisto di opzioni che autorizzino al ri- tiro di determinate quantità di gas nonché all’acquisto di capacità di trasporto tran- sfrontaliere. Come nell’articolo 12, anche questa misura viene applicata solo se l’autorità di regolazione la ritiene necessaria. È possibile che non vengano imposti ulteriori obblighi. Capoverso 2: per quanto concerne la copertura dei costi, l’obbligo di trasparenza e l’obbligo di pari trattamento dei consumatori finali di cui all’articolo 11 capoverso 1 si applicano per analogia. Secondo il capoverso 3, il Consiglio federale può emanare prescrizioni in merito al calcolo dei costi aggiuntivi.

Art. 14 Osservazione della situazione di approvvigionamento L’osservazione della situazione di approvvigionamento a medio e a lungo termine spetta in primo luogo alla EnCom (cpv. 1), mentre l’Approvvigionamento econo- mico del Paese si concentra sulla situazione a breve termine, conformemente al suo mandato legale. Anche l’UFE e l’UFAE osservano la situazione in maniera costante. Vista la parziale sovrapposizione delle loro competenze, questi servizi federali prov- vedono a coordinarsi tra loro. Capoverso 2: il Consiglio federale può delegare ulteriori compiti al responsabile dell’area di mercato. Capoversi 2 e 3: con i compiti che svolge conformemente all’articolo 33 il respon- sabile dell’area di mercato riveste un ruolo importante per la garanzia dell’approv- vigionamento. Per adempiere ai suoi compiti, può gestire un sistema di monitorag- gio specifico. Questo sistema va distinto sia dal sistema di monitoraggio già esistente dell’Approvvigionamento economico del Paese che copre le esigenze spe- cifiche di quest’ultimo, sia dal dashboard sull’energia che è gestito su incarico dell’UFE, non riguarda esclusivamente il settore del gas e serve principalmente a informare il pubblico. Le informazioni raccolte dal responsabile dell’area di mercato sono messe a dispo- sizione dell’UFE, della EnCom e dell’UFAE. In questo modo si garantisce in parti- colare che i dati non debbano essere rilevati due volte.

Art. 15 Protezione dalle ciberminacce Dopo che da uno studio condotto per conto dell’UFE è emerso che la cibersicurezza nell’approvvigionamento elettrico è stata fortemente trascurata fino ad oggi, d’ora in avanti un nuovo articolo 8a LAEl garantirà una migliore protezione contro le ci- berminacce. Simili rischi esistono anche nel settore dell’approvvigionamento di gas. Per il momento la lacuna riconosciuta a livello di sicurezza può essere colmata, sulla base della LITC, con il nuovo articolo 39a dell’ordinanza del 4 giugno 2021 46 sulla sicurezza degli impianti di trasporto in condotta (OSITC), entrato in vigore il 1° gennaio 2024. Temporaneamente vi sono pertanto due diversi regimi normativi, uno sotto la supervisione della ElCom e l’altro sotto la supervisione dell’UFE. Con la LAGas verranno uniformati i requisiti sulla cibersicurezza per entrambi i settori energetici. L’articolo 15 riporta dunque quasi lo stesso contenuto normativo del ci- tato articolo 8a LAEl. Come per l’ambito elettrico, anche in questo caso sarà la En- Com a occuparsi della vigilanza. A livello di ordinanza l’articolo 39a OSITC dovrà essere di conseguenza abrogato. Le misure a cui si fa riferimento nel capoverso 1 mirano a impedire o risolvere il più rapidamente possibile eventuali ciberincidenti. A differenza dell’articolo 8a LAEl, questa disposizione è rivolta unicamente ai gestori di rete. Poiché sono rela- tivamente piccoli, gli impianti di biogas e i serbatoi sferici e cilindrici esistenti non paiono essere infrastrutture particolarmente critiche in termini di sicurezza dell’ap-

46 RS 746.12

provvigionamento. Se tuttavia dovessero mai esserci impianti di produzione o stoc- caggio più grandi nel nostro Paese, in virtù del capoverso 2 il Consiglio federale potrebbe assoggettare a tale obbligo anche i rispettivi gestori. Nelle disposizioni d’esecuzione, in particolare, il Consiglio federale può regolamentare, oltre all’atti- vità di audit (obblighi di documentazione all’attenzione della EnCom), anche il li- vello di protezione richiesto, basandosi – nell’ottica del principio di sussidiarietà (art. 42 cpv. 3) – sulle direttive di settore pertinenti che potrà anche dichiarare vin- colanti. A seconda della rilevanza per la sicurezza dell’approvvigionamento, esso potrà anche effettuare differenziazioni nel livello di protezione richiesto (ad es. tra i livelli di rete).

Capitolo 3: Utilizzazione della rete

Sezione 1: Accesso alla rete e modello di utilizzazione della rete

Art. 16 Accesso alla rete Capoverso 1: per poter dare vita a un’effettiva concorrenza nel settore dell’energia, in linea di principio tutti gli utenti della rete hanno diritto di accesso alla rete, ossia il diritto all’immissione, al prelievo e al trasporto di gas (art. 3 cpv. 1 lett. e). Nella pratica l’accesso alla rete viene attuato attraverso i contratti di immissione e di pre- lievo (art. 17 cpv. 1) che i gestori devono stipulare con gli utenti della rete. La sti- pula di un contratto è obbligatoria. Capoverso 2: l’accesso alla rete autorizza all’immissione o al prelievo di gas presso un punto di immissione o di prelievo scelto nonché al trasporto di gas nell’intera area di mercato, senza definire una via di trasporto. Il trasporto del gas è compito dei gestori di rete – l’utente della rete non deve specificare una via di trasporto con- creta tra i punti di immissione e di prelievo (lett. b); l’accesso alla rete consente il trasporto di gas nell’intera area di mercato, eccezion fatta per le reti del gas isolate (art. 3 cpv. 1 lett. i). In assenza di un collegamento sufficiente con l’area di mercato, il diritto di trasporto del gas può sussistere soltanto all’interno della zona isolata (cfr. anche art. 2 cpv. 5). Il capoverso 3 disciplina determinate restrizioni: se i requisiti relativi alla composi- zione chimico-fisica del gas non sono soddisfatti – con ciò non s’intende la qualità ecologica – l’accesso alla rete deve essere (temporaneamente) negato dai gestori di rete (lett. a). Nel determinare i requisiti della suddetta composizione del gas, i ge- stori di rete possono orientarsi agli standard di settore pertinenti (soprattutto i rego- lamenti dell’associazione per l’acqua, il gas e il calore [SSIGA]) e alle disposizioni del diritto UE. L’accesso deve essere altresì negato se risulterebbe minacciato in altro modo l’esercizio sicuro della rete (lett. b). La restrizione di cui alla lettera c si riferisce a congestioni di rete e a conseguenti perturbazioni nell’approvvigiona- mento. Capoverso 4: inoltre, l’accesso alla rete può essere negato finché il centro di con- sumo del consumatore finale interessato non è dotato di un sistema di misurazione comunicante.

Questo capoverso è strettamente legato all’articolo 9 capoverso 2. Si rimanda alle relative spiegazioni.

Art. 17 Modello di utilizzazione della rete Questa disposizione disciplina il cosiddetto «entry-exit system», che per l’area di mercato Svizzera è configurato come un modello a due contratti. Concretamente significa che l’utente della rete (art. 3 cpv. 1 lett. c) deve stipulare solamente due contratti di utilizzazione della rete per far trasportare quantità di gas da un qualsiasi punto di immissione sino al consumatore finale (o al relativo punto di prelievo). I contratti di immissione e di prelievo possono essere stipulati indipendentemente gli uni dagli altri. Chi vuole importare gas nell’area di mercato Svizzera, ma non in- tende effettuare direttamente la successiva fornitura ai consumatori finali, deve sem- plicemente stipulare un contratto di immissione. Viceversa, per un fornitore che non intende occuparsi direttamente dell’acquisto di gas è sufficiente la stipula di con- tratti di prelievo. Per il transito (diretto) di gas sono necessari sia un contratto di immissione che uno di prelievo. Se i gestori di rete utilizzano la rete da loro eserci- tata per rifornire i clienti finali, questo utilizzo deve avvenire alle stesse condizioni offerte ai fornitori terzi tramite un contratto di utilizzazione della rete. Il capoverso 1 contiene il principio necessario per consentire l’accesso alla rete (cfr. art. 16 cpv. 1 e 2), che obbliga i gestori di rete a offrire agli utenti contratti di utiliz- zazione della rete. Capoverso 2: le capacità dei punti di interconnessione transfrontaliera (art. 3 lett. l) sono fondamentali per il transito del gas e l’approvvigionamento interno. Per ren- dere più efficienti i processi, la stipula dei contratti di utilizzazione della rete viene mediata attraverso l’acquisto di prodotti di capacità. Il responsabile dell’area di mer- cato funge in questo caso da intermediario fra le parti; la procedura è simile a una transazione di borsa. Con l’acquisto di un prodotto di capacità l’utente della rete è autorizzato, per la relativa durata e l’ammontare della capacità acquistata, all’im- missione o al prelievo presso il punto di interconnessione transfrontaliera in que- stione e può far trasportare la corrispondente quantità di gas nell’intera area di mer- cato (cpv. 1 lett. b). Capoverso 3: in virtù della lettera a il Consiglio federale potrebbe tra le altre cose obbligare i gestori di rete a redigere uno standard comune uniforme per l’intera area di mercato. Nell’ambito di una preventiva consultazione delle cerchie interessate, la EnCom – in particolare – avrebbe modo di influenzarne la stesura sin dalle prime fasi. In virtù della lettera b il Consiglio federale provvederà a emanare prescrizioni rela- tive alla configurazione dei prodotti di capacità. A tal fine potrà orientarsi al diritto UE 47. I prodotti di capacità si differenziano gli uni dagli altri in particolare per la loro durata (prodotti annuali, trimestrali, mensili, settimanali e giornalieri). In linea di principio si tratterà di capacità che potranno essere assegnate senza restrizioni e che consentiranno di trasportare in modo illimitato le corrispondenti quantità di gas nell’intera area di mercato (cpv. 1 lett. b). Per vari motivi, tuttavia, potranno essere

47 cfr. regolamento (UE) 2017/459

necessari anche prodotti di capacità che autorizzano al trasporto di gas solo in alcune porzioni dell’area di mercato (prodotti di capacità ad assegnazione limitata). In primo luogo ciò può essere necessario per mantenere la stabilità della rete regionale. In secondo luogo va garantito che per l’approvvigionamento del territorio nazionale vi siano sempre sufficienti capacità. In terzo luogo, sarà probabilmente necessario che all’inizio il gasdotto di transito rimanga riservato, almeno in parte, al transito. Quest’ultimo potrà essere realizzato con prodotti di capacità che autorizzino solo il trasporto di gas «da confine a confine». Fatte salve le prescrizioni che il Consiglio federale emanerà su questi prodotti di capacità con assegnazione limitata, il respon- sabile dell’area di mercato gode di una certa discrezionalità nella configurazione dei prodotti di capacità. Non è escluso che decida di raggruppare più punti di intercon- nessione transfrontaliera per poi offrirli ai fini dell’utilizzo in prodotti di capacità comuni, oppure che i prodotti entry /exit necessari all’«attraversamento della fron- tiera» vengano commercializzati in modo congiunto, previa intesa con i servizi com- petenti dell’area di mercato estera confinante. In virtù della lettera b il Consiglio federale disciplinerà altresì la procedura di messa all’asta per la successiva commer- cializzazione (commercio secondario) dei prodotti di capacità. È probabile che, a tal fine, il responsabile dell’area di mercato debba mettere a disposizione una piatta- forma di prenotazione.

Sezione 2: Corrispettivo per l’utilizzazione della rete, tariffe per l’utilizzazione della rete e costi di rete computabili Art. 18 Corrispettivo per l’utilizzazione della rete Capoverso 1: diversamente dal diritto in materia di approvvigionamento elettrico (art. 14 cpv. 2 LAEl) non si applica un principio di prelievo puro, per cui il corri- spettivo per l’utilizzazione della rete vale sia per l’immissione che per il prelievo (cfr. art. 3 cpv. 1 lett. j–k in merito alla definizione giuridica dei punti di immissione e di prelievo). Capoverso 2: in considerazione del modello a due contratti, il corrispettivo per l’uti- lizzazione della rete ai punti di interconnessione tra la rete di trasporto e quella di distribuzione va versato non dagli utenti della rete, bensì dai gestori della rete di distribuzione, che a loro volta possono incorporare il corrispettivo nelle loro tariffe per l’utilizzazione della rete come costo di rete computabile. I capoversi 3 e 4 chiariscono il nesso tra le tariffe per l’utilizzazione della rete e il corrispettivo per l’utilizzazione della rete. A livello della rete di trasporto l’incasso del corrispettivo per l’utilizzazione della rete è di competenza del responsabile dell’area di mercato (cpv. 3 lett. a). A livello di rete di distribuzione ciascun gestore è responsabile individualmente della riscossione del corrispettivo per l’utilizzazione della rete (cpv. 3 lett. b). Con la somma incassata, il responsabile dell’area di mercato copre innanzitutto i propri costi (art. 32 cpv. 2); inoltre finanzia i pagamenti dovuti ad altri attori (ad es. art. 29 cpv. 3 lett. c). I restanti introiti vengono versati ai gestori della rete di tra- sporto in funzione dei loro costi di rete computabili (art. 32 cpv. 3).

Art. 19 Tariffe per l’utilizzazione della rete Capoverso 1: i gestori della rete di distribuzione stabiliscono personalmente le ta- riffe per l’utilizzazione delle loro reti. Le tariffe sono in un certo senso una compo- nente dei contratti di utilizzazione della rete (art. 17 cpv. 1). Capoverso 2: a livello della rete di trasporto spetta al responsabile dell’area di mer- cato definire le tariffe (cfr. anche art. 33 cpv. 1 lett. b). Nell’elenco vengono indicate le diverse tariffe che deve fissare il responsabile dell’area di mercato. Di particolare rilevanza sono i prezzi minimi e di costo per l’offerta di prodotti di capacità (lett. a). Sul modello del diritto UE 48 il responsabile dell’area di mercato stabilisce innanzi- tutto il prezzo per il prodotto di capacità standard. Esso è liberamente assegnabile, cioè autorizza il trasporto di gas nell’intera area di mercato e ha una durata di un anno. Da esso il responsabile dell’area di mercato ricava, applicando principi di economicità, i prezzi di costo degli altri prodotti di capacità. Ai punti di intercon- nessione transfrontaliera il corrispettivo per l’utilizzazione della rete non si ricava pertanto direttamente dalle tariffe, essendo queste ultime determinate unicamente attraverso il prezzo iniziale di messa all’asta dei prodotti di capacità. Se viene in- detta un’asta, va computato anche il premio d’asta. Al fine di armonizzare adeguatamente le diverse componenti tariffarie, si intende stabilire, tramite ordinanza, l’obbligo per il responsabile dell’area di mercato di de- finire una metodologia da sottoporre alla consultazione della EnCom e delle parti interessate. Se il metodo non è conforme alle disposizioni di legge, la EnCom può ordinarne la correzione (art. 34 cpv. 3 lett. b e c). Secondo il capoverso 3 le tariffe devono basarsi innanzitutto sul principio di causa- lità. Esse devono inoltre essere stabilite in modo tale che il corrispettivo per l’utiliz- zazione della rete percepito durante il periodo tariffario corrisponda il più possibile ai costi computabili della relativa rete. Si tratta di un compito estremamente impe- gnativo soprattutto per il responsabile dell’area di mercato, che deve stabilire una molteplicità di tariffe diverse che vanno armonizzate tra loro. Per attuare questa di- sposizione i gestori della rete di trasporto devono trasmettergli tempestivamente i valori previsti e quelli effettivi dei loro costi di rete (art. 25 cpv. 1). Un trattamento particolare è riservato ai tributi e alle prestazioni agli enti pubblici imputabili al comparto della rete (ad es. tributi per l’utilizzazione del suolo pubblico). Pur es- sendo considerati nella definizione delle tariffe, in fattura devono essere esposti in maniera trasparente, tanto più che tali tributi non sono soggetti a controllo da parte della EnCom (cfr. art. 34 cpv. 3 lett. b). Sulla base del capoverso 4 il Consiglio federale può stabilire a livello di ordinanza ulteriori condizioni per la definizione delle tariffe: - in primo luogo deve essere stabilito il periodo tariffario. È previsto di stabi- lire le tariffe su base annuale. Diversamente da quanto accade nel settore elettrico, potrebbe essere utile far coincidere l’anno tariffario non con l’anno solare, bensì con l’anno del gas, che parte a inizio ottobre;

48 Regolamento (UE) 2017/460 della Commissione, del 16 marzo 2017, che istituisce un codice di rete relativo a strutture tariffarie armonizzate per il trasporto del gas, GU L 72 del 17.3.2017, pag. 29.

- deve essere inoltre concretizzato il divieto di doppio addebito (cfr. anche ‘art. 14 cpv 3bis LAEl): i costi fatturati individualmente (ad es. in fase di allacciamento alla rete) devono essere scorporati a livello di contabilità ana- litica dal totale dei costi computabili incluso nelle tariffe e trattati separata- mente. Si tratta di costi direttamente attribuibili a un attore specifico e fat- turati individualmente sulla base di una corrispondente base contrattuale. Tali costi non devono essere inclusi nelle tariffe per l’utilizzazione della rete, - per il livello della rete di distribuzione è previsto il principio del francobollo (indipendenza dalla distanza). È anche ipotizzabile che il Consiglio federale fissi una componente di lavoro minima. Fatti salvi tali prescrizioni e il ri- spetto del principio di causalità, i gestori delle reti di distribuzione hanno un ampio margine di manovra nella ponderazione delle varie componenti tarif- farie (lavoro, potenza e componenti di base). - Per quanto riguarda il livello la rete di trasporto, si prevede che le tariffe per l’erogazione verso i consumatori finali e per l’utilizzo dei punti di intercon- nessione alla rete di distribuzione debbano essere fissate in modo unitario in tutta la Svizzera. Inoltre, per il gasdotto di transito saranno probabilmente necessarie prescrizioni tariffarie speciali: in linea di principio i costi di tran- sito e dell’approvvigionamento interno dovrebbero essere coperti nel rispet- tivo ammontare dagli introiti generati con la riscossione delle corrispondenti tariffe. La necessaria attribuzione dei costi al transito e all’approvvigiona- mento nazionale richiederà una chiave di ripartizione basate sul principio di causalità (asset-cost split), che sarà definita nel metodo sopra menzionato per la determinazione delle tariffe della rete di trasporto per una durata di tre-cinque anni per ciascun caso. Al fine di contribuire a un esercizio com- petitivo a livello internazionale del gasdotto di transito, è ipotizzabile che il responsabile dell’area di mercato sia autorizzato a divergere, almeno tem- poraneamente, dal principio dell’assunzione dei costi in misura proporzio- nale. La norma di delega contenuta nel capoverso 4 secondo periodo concernente il modo di trattare le differenze di copertura si ispira al diritto in materia di approv- vigionamento elettrico (art. 15 cpv. 3bis LAEl, in vigore dall’inizio del 2026). Di conseguenza, anche le prescrizioni d’esecuzione dovrebbero essere analoghe (art. 18a OAEl). Vi è una differenza a livello della rete di trasporto, consistente nel fatto che ogni gestore di tale rete amministra da sé il proprio conto delle dif- ferenze di copertura.

Art. 20 Costi di rete computabili Capoverso 1: la computabilità dei costi di rete si calcola in base a ciò che è neces- sario per un esercizio della rete sicuro, performante ed efficiente. Determinanti sono i compiti legali dei gestori di rete (art. 4), compresi quelli da adempiere ai sensi della LITC. Per quanto riguarda le misurazioni effettuate dai gestori di rete ai sensi dell’articolo 23 capoverso 1, i costi sono computabili, a meno che non si applichi l’articolo 23 capoverso 2 (lett. b); I singoli costi vanno presentati nell’ambito della

contabilità analitica in maniera trasparente, suddivisi secondo le singole voci di co- sto (art. 6 cpv. 3). Per quanto riguarda la disattivazione anticipata e lo smantella- mento di impianti di rete secondo i piani di sviluppo delle reti, la lettera c conferma espressamente la computabilità generale dei relativi costi. Per il calcolo dei costi di disattivazione e smantellamento il Consiglio federale può emanare prescrizioni d’esecuzione (cpv. 4 lett. c). In linea di principio, per le tariffe per l’utilizzazione della rete e i relativi costi di rete computabili non esiste un processo di approvazione a monte da parte del rego- latore (cfr. art. 34 cpv. 2). Soprattutto nell’ambito dei piani di sviluppo delle reti, tuttavia, non è escluso che la EnCom si esprima già ex ante in chiave prospettica circa la computabilità generale di determinati costi (ad es. circa l’adeguamento del periodo di ammortamento alla vita utile residua degli impianti di rete oggetto di disattivazione anticipata; v. in merito anche i commenti all’art. 5). Capoverso 2: tra i costi d’esercizio computabili rientrano, in particolare, i costi per la manutenzione delle reti, le prestazioni di servizio relative al sistema per garantire la stabilità della rete e i costi per assicurare la qualità del gas tecnicamente richiesta. Analogamente sono computabili anche le rimunerazioni versate ai cosiddetti «clienti a due combustibili» nell’ambito delle prestazioni di servizio relative al si- stema. In questo caso, per ragioni di efficienza la rimunerazione è computabile se risulta economicamente più vantaggiosa rispetto alle alternative (potenziamento della rete o applicazione di altre misure di flessibilità). Capoverso 3: i dettagli relativi ai costi di capitale computabili saranno disciplinati nelle prescrizioni d’esecuzione (cpv. 4 lett. b). Rispetto ai principi per l’ammorta- mento calcolatorio degli impianti, si terrà conto del fatto che la trasformazione delle reti del gas e dell’approvvigionamento energetico potrà comportare la disattivazione anticipata di impianti di rete e i conseguenti ammortamenti speciali. Per quanto ri- guarda la componente adeguata di utile, è opportuno definire gli interessi calcolatori sul modello del diritto in materia di approvvigionamento elettrico, ossia in base a un costo medio ponderato del capitale da calcolare ogni anno (Weighted Average Cost of Capital [WACC]). Il terzo periodo sancisce, analogamente al diritto in ma- teria di approvvigionamento elettrico, il principio dei costi di acquisto e di costru- zione. Con l’introduzione delle nuove prescrizioni non è escluso che vi siano delle eccezioni (cfr. art. 44). A livello di ordinanza si sta pensando di imporre ai gestori di rete l’obbligo di tenere un registro degli investimenti regolatori. In base al capoverso 4 lettera a il Consiglio federale provvederà a emanare prescri- zioni d’esecuzione inerenti al riversamento dei costi e all’attribuzione preventiva dei costi al rispettivo livello di rete. Il riversamento dei costi avviene in particolare tra i due livelli della rete di distribuzione (di trasporto locale e di distribuzione lo- cale). I costi riversati dai livelli di rete superiori comprendono anche il corrispettivo versato dal gestore della rete di distribuzione per l’utilizzo dei punti di interconnes- sione tra la rete di trasporto e la rete di distribuzione (art. 18 cpv. 2).

Art. 21 Misure ordinate per garantire l’approvvigionamento di gas La disposizione contenuta nell’articolo 8a LEne è stata semplicemente trasferita nel presente progetto, senza alcuna modifica del suo contenuto.

Art. 22 Costi del capitale computabili per il trasporto di idrogeno I gasdotti tradizionali sono adatti al trasporto di idrogeno solo in misura limitata. Gli investimenti necessari per riconvertirli non sono pertanto computabili, in linea generale, come costi di rete, tanto che più che di norma comportano costi elevati (modifica della pressione di esercizio ecc.). Occorre dunque un altro finanziamento. Un addebito dei costi attraverso il corrispettivo per l’utilizzazione della rete sarebbe irragionevole soprattutto per le economie domestiche, che nella maggior parte dei casi non beneficeranno del futuro idrogenodotto. Secondo il capoverso 1 tali costi possono essere eccezionalmente computati come costi di rete purché non siano par- ticolarmente rilevanti (ad es. investimenti in un sistema di localizzazione delle per- dite automatizzato). Il Consiglio federale si occuperà di definire tale soglia di irrile- vanza (cpv. 3). In linea di principio, gli investimenti relativi agli impianti che trasportano idrogeno puro non sono computabili come costi di rete. Fanno eccezione gli investimenti in impianti che trasportano idrogeno puro direttamente dagli im- pianti di produzione o di stoccaggio ai gasdotti contenenti miscele di metano e idro- geno. Se un impianto di rete è alimentato esclusivamente o almeno prevalentemente a idrogeno, ai sensi dell’articolo 2 capoverso 4 esso viene escluso dall’ambito d’ap- plicazione materiale della presente legge. In tal caso spetta alla EnCom documentare il valore residuo regolatorio ai sensi del capoverso 2. Anche se a quel punto un im- pianto di rete di questo tipo non sarà soggetto, almeno temporaneamente, ad alcuna regolamentazione settoriale specifica, si potrà comunque evitare un doppio addebito dei costi.

Sezione 3: Misurazione e processi informativi

Art. 23 Competenze e requisiti per i dispositivi di misurazione Capoversi 1 e 2: per quanto riguarda le misurazioni, la competenza dei gestori di rete si estende ai contatori del gas dei clienti finali da loro riforniti. Essi hanno inol- tre la responsabilità di garantire i dati di misurazione necessari in particolare per i processi di fatturazione. I gestori di rete sono anche responsabili in particolare della misurazione operativa (cfr. commenti all’art. 4 cpv. 2), ad esempio nei punti di in- terconnessione tra la rete di trasporto e la rete di distribuzione, e della misurazione presso gli impianti di stoccaggio e di produzione. Per i centri di consumo di clienti riforniti da terzi, i gestori di rete non sono tenuti a dotare i centri di consumo in questione di un sistema di misurazione e a rilevare i dati di misurazione. Spetta ai consumatori finali interessati assicurarsi che un forni- tore di loro scelta si occupi della misurazione (cpv. 2). Naturalmente i gestori di rete sono liberi di operare come fornitori anche su questo mercato libero della misura- zione. Va notato che con questa parziale apertura del mercato della misurazione, gli obbli- ghi di comunicazione dei dati e di scambio di informazioni (art. 25) acquistano im- portanza. Se la misurazione viene affidata a terzi, è essenziale che anche il gestore di rete e il fornitore di gas abbiano accesso ai dati di misurazione registrati. In futuro,

anche la piattaforma centrale dei dati (art. 17g-17j LAEl) potrà svolgere un ruolo fondamentale in questo contesto (cfr. art. 25 cpv. 3). Capoverso 2: al controllo dei costi da parte di EnCom sono soggetti i costi dei con- tatori del gas per tutti i clienti, ad eccezione di quelli riforniti da terzi (cfr. i prece- denti commenti all’art. 20 cpv. 1 lett. b). I gestori di rete devono fatturare questi costi ai consumatori finali o ai gestori degli impianti di produzione e di stoccaggio in modo trasparente e in linea con il principio di causalità, ossia con un corrispettivo di misurazione separato dal corrispettivo per l’utilizzazione della rete. A tal fine, i gestori di rete dovranno integrare componenti tariffarie separate per la misurazione nelle tariffe di utilizzazione della rete. Quando i sistemi di misurazione sono utiliz- zati da clienti finali che si riforniscono da terzi, cioè nell’ambito del mercato della misurazione libero, non ci sono prescrizioni sui prezzi e non vi è alcun controllo dei costi da parte della EnCom. Secondo il capoverso 3 spetta al Consiglio federale sta- bilire i requisiti relativi alle caratteristiche dei dispositivi di misurazione (ad es. pa- rametri di conversione, sicurezza dei dati) tenendo conto della legislazione federale in materia di metrologia, ossia della legge del 17 giugno 2011 49 sulla metrologia e delle relative disposizioni d’esecuzione. Possono essere considerate anche eventuali direttive settoriali (ad es. il regolamento SSIGA). Nella definizione di tali requisiti minimi occorre distinguere tra i dispositivi di misurazione tradizionali e quelli co- municanti (art. 3 cpv. 1 lett. o). Per quanto riguarda i dati dei profili di carico rilevati con un sistema di misurazione comunicante (art. 3 cpv. 1 lett. o), non si tratterà – diversamente dal comparto elettrico – di valori rilevati ogni quindici minuti, bensì presumibilmente di dati orari. La sicurezza dei dati deve essere garantita, soprattutto in caso di trasmissione automatizzata (cfr. art. 3 cpv. 1 lett. o). Da questo punto di vista sarà utile anche la disposizione sulla protezione dalle ciberminacce (art. 15). Capoverso 4: allo stato attuale della tecnica l’obbligo di utilizzare sistemi di misu- razione intelligenti (art. 3 cpv. 1 lett. p) va considerato, alla luce dei costi e dei be- nefici, soltanto per i centri di consumo più grandi. Tuttavia il Consiglio federale potrebbe anche tenere conto di eventuali esigenze dell’approvvigionamento econo- mico del Paese (soprattutto la fattibilità di un contingentamento o di limitazioni del consumo). Anche sul fronte degli impianti di produzione e stoccaggio un eventuale obbligo potrebbe essere limitato agli impianti di maggiori dimensioni.

Art. 24 Tariffe di misurazione Il Consiglio federale può stabilire un limite massimo per le tariffe, a condizione che la misurazione sia effettuata dal gestore di rete.

49 RS 941.20

Art. 25 Comunicazione di dati e scambio di informazioni Il capoverso 1 riguarda lo scambio di dati e di informazioni, indispensabili soprattutto per il bilanciamento, lo svolgimento dei processi di cambio e la fatturazione. Il contenuto concreto delle informazioni e dei dati oggetto di questa norma si basa su ciò che è necessario per un «approvvigionamento regolare di gas» e per l’esecuzione dei rispettivi compiti e processi (tra cui esercizio della rete, gestione del bilanciamento, forniture di energia, processi di cambio, calcolo e imputazione del corrispettivo per l’utilizzazione della rete e di altri costi). Un «approvvigionamento regolare di gas» richiede, in particolare, le informazioni necessarie per rifornire i consumatori finali, garantire l’esercizio della rete nonché mantenere la stabilità e il bilanciamento del sistema. Sono esclusi il trattamento e la comunicazione di dati sensibili relativi a persone fisiche o giuridiche. Si tratta in particolare dei dati relativi a sanzioni amministrative o penali o a procedimenti giudiziari. Questi ultimi sono disciplinati esclusivamente dall’articolo 41 capoverso 3. L’espressione «altre imprese del settore del gas» si riferisce in particolare ai gestori di servizi di misurazione che installano e gestiscono sistemi di misurazione su man- dato dei clienti riforniti da terzi in conformità dell’articolo 23 capoverso 2. L’ob- bligo può inoltre riguardare, ad esempio, anche i gestori degli impianti di stoccag- gio. Il capoverso 1 non cita invece i consumatori. Per quanto riguarda il diritto d’accesso ai propri dati di misurazione, in virtù dell’articolo 23 capoverso 3 lettera c il Consiglio federale può emanare prescrizioni d’esecuzione. Tale diritto può altresì basarsi sulla legislazione in materia di protezione dei dati. Capoverso 2: in base a questa norma di delega il Consiglio federale può disciplinare più nel dettaglio la messa a disposizione di dati e informazioni, ossia – oltre alla tempistica e alla forma di trasmissione (ad es. automatizzata) – in particolare anche la definizione dei rispettivi formati di dati, il che servirà a garantire l’uniformità e la necessaria qualità. Occorre inoltre precisare che, nell’ordinanza, i valori del pro- filo di carico dovrebbero, in linea di principio, coprire un periodo di 24 ore. Una durata inferiore può comportare un rischio di profilazione (a questo riguardo, cfr. la decisione del tribunale amministrativo federale del 20 giugno 2025 50 secondo la quale, nel settore dell’elettricità, i sistemi di misurazione intelligenti con valori del profilo di carico di 15 minuti non comportano sistematicamente un rischio di profi- lazione, ma che la questione deve essere affrontata caso per caso). Se viene definito un periodo più breve (ai sensi dell’art. 27 capoverso 2), il Consiglio federale terrà conto di tali rischi. Il capoverso 3 si riferisce alla piattaforma centrale dei dati di cui agli articoli 17g– 17j LAEl. Al fine di poter sfruttare le eventuali sinergie, pare utile che questa piat- taforma venga utilizzata in modo analogo anche per l’approvvigionamento di gas. Il Consiglio federale potrebbe stabilirlo nelle prescrizioni d’esecuzione e indicarne l’esatto campo d’applicazione. La piattaforma dei dati dovrà essere utilizzata in pri- mis per lo scambio di dati di base e di misurazione, ad esempio per la gestione dei

50 DTAF A-484/2024 del 20 giugno 2025.

cambi di fornitore o per la fatturazione, ma potrebbe essere estesa anche alle garan- zie di origine per i gas rinnovabili. Nel momento in cui il Consiglio federale si av- vale della propria competenza, la lettera a garantisce che i costi siano ripartiti tra il settore elettrico e quello del gas in base al principio di causalità, mentre la lettera b conferisce al settore del gas, rappresentato dal responsabile dell’area di mercato, una quota del dieci per cento nella gestione della piattaforma centrale dei dati. Quest’ultima disposizione non si applica in caso di gestione statale. La percentuale di partecipazione (10 %) si basa sul rapporto tra i punti di misurazione totali presenti nel settore elettrico e in quello del gas. Capoverso 4: al fine di creare, in materia di protezione dei dati, un quadro giuridico uniforme a livello nazionale, in generale il trattamento dei dati personali nell’ambito delle misurazioni e dello scambio di dati e di informazioni è soggetto alla legge federale del 25 settembre 2020 sulla protezione dei dati (LPD), anche rispetto a im- prese di approvvigionamento del gas costituite ai sensi del diritto cantonale o comu- nale (cfr. in merito art. 2 cpv. 1 LPD). Per dati personali si intendono, nello speci- fico, i dati di base e di misurazione, a meno che non siano aggregati o anonimizzati. Questo principio relativo all’applicabilità della LPD non vale soltanto per i sistemi di misurazione con telelettura, ma anche per i contatori del gas tradizionali ed è rivolto principalmente ai gestori di rete, nella misura in cui sono loro a essere re- sponsabili delle misurazioni. Nell’ambito dei processi informativi esso potrebbe tut- tavia essere rilevante anche per i fornitori, in particolare se vengono comunicati loro dati di base e di misurazione ai fini della fatturazione. Va inoltre sottolineato che non è possibile effettuare una profilazione ai sensi dell’articolo 5 lettera f LPD uti- lizzando sistemi di misurazione (comunicanti o intelligenti).

Sezione 4: Bilanciamento

Art. 26 Gruppi di bilancio e gestione del bilanciamento Le disposizioni inerenti al bilanciamento stabiliscono che in un determinato periodo (periodo di bilanciamento) sia immesso e prelevato nel sistema la stessa quantità di gas così da garantire la stabilità di sistema della rete di trasporto. La configurazione dei processi riprende in larga misura quella prevista dal diritto in materia di approv- vigionamento elettrico. In base al capoverso 1 ogni utente della rete deve appartenere a un gruppo di bilan- cio. In tal modo si garantisce che tutti i punti di immissione e di prelievo da essi utilizzati siano adeguatamente attribuiti. Un gruppo di bilancio viene istituito me- diante la stipula di un contratto di gruppo di bilancio tra il responsabile dell’area di mercato e il relativo responsabile del gruppo di bilancio, nel quale vengono disci- plinate le modalità del bilanciamento (ad es. comunicazione delle cosiddette tabelle di marcia, imputazione dell’energia di compensazione). Ai sensi del capoverso 2 spetta al responsabile dell’area di mercato occuparsi della gestione del bilanciamento (art. 3 cpv. 1 lett. m). Nelle reti di gas isolate la compe- tenza sarà definita nelle prescrizioni d’esecuzione relative all’articolo 33 capo- verso 4.

Capoversi 3 e 4: nello strutturare in dettaglio la gestione del bilanciamento, il re- sponsabile dell’area di mercato deve incentivare i gruppi di bilancio ad assumere un comportamento il più possibile al servizio del sistema. A tal fine può orientarsi alle prescrizioni emanate in tal senso dall’UE, in particolare al regolamento (UE) 312/2014 51. Per quanto riguarda il capoverso 5 lettera a si prevede la seguente disposizione ese- cutiva: l’energia di regolazione necessaria deve essere acquistata secondo criteri og- gettivi, trasparenti, non discriminatori ed economici. Prima del suo impiego il re- sponsabile dell’area di mercato deve utilizzare l’offerta di flessibilità delle riserve di rete nonché dei serbatoi cilindrici e sferici della rete di trasporto sui quali gode di una priorità d’accesso (art. 29 cpv. 3 lett. b e cpv. 4). Lettera b: a livello di ordinanza verranno sanciti i requisiti dettagliati dei contratti di gruppo di bilancio. È previsto che sarà il responsabile dell’area di mercato a de- finire un contratto standard uniforme sotto la supervisione di EnCom e previa con- sultazione delle cerchie interessate. Per l’organizzazione interna del gruppo di bi- lancio vale la libertà contrattuale, in particolare per i contratti di allacciamento ai gruppi di bilancio, nell’ambito dei quali si possono creare anche sottogruppi di bi- lancio. A livello di prescrizioni d’esecuzione il Consiglio federale può anche preve- dere misure atte a impedire eventuali distorsioni della concorrenza, Lettera c: per la determinazione del corrispettivo di sbilancio si ipotizza un sistema basato su due prezzi distinti, uno nel caso di superamento e l’altro di mancato rag- giungimento delle quantità di gas comunicate, orientato ai prezzi dell’energia di re- golazione. Inoltre saranno disciplinate a livello di ordinanza le modalità di comunicazione dei volumi di gas e di loro attribuzione a un gruppo di bilancio. Devono inoltre essere disciplinate le modalità, la frequenza o il momento in cui deve o può essere effet- tuata una nomina o rinomina. In tale contesto, inoltre, va chiarita la gestione dei punti di misurazione senza misurazione oraria.

Art. 27 Periodo di bilanciamento e limitazioni infragiornaliere Il capoverso 1 prescrive il sistema del bilanciamento giornaliero. Al termine di ogni giorno-gas il responsabile dell’area di mercato conteggia i saldi dei gruppi di bilan- cio e li riazzera. Un giorno-gas dura 24 ore, dalle 6.00 alle 6.00 (MEZ). Dalla diffe- renza tra le quantità di gas comunicate (in gergo tecnico nominate) dal responsabile del gruppo di bilancio per l’immissione e il prelievo e le quantità da attribuire esclu- sivamente al suo gruppo di bilancio risulta il corrispettivo di sbilancio da pagare. Capoverso 2: le cosiddette limitazioni infragiornaliere rappresentano un’eccezione al principio del bilanciamento giornaliero. Alleggeriscono il responsabile dell’area di mercato nell’attività di configurazione (prelievo di energia di regolazione o altre forme di flessibilità), per cui esse sono al servizio del sistema. Capoverso 3: in caso di limitazioni infragiornaliere si è tenuti a versare un corri- spettivo infragiornaliero in misura pari agli scostamenti (orari) emersi, cumulati

51 Regolamento (UE) 312/2014

nell’arco della giornata, indipendentemente dal fatto che possa essere dovuto un ulteriore corrispettivo di sbilancio. In fase di attuazione occorre fare in modo che il corrispettivo infragiornaliero incentivi un’utilizzazione della rete il più possibile al servizio del sistema. Capoverso 4: nella misura stabilita dalle prescrizioni d’esecuzione il responsabile dell’area di mercato avrà un determinato margine di manovra nella determinazione delle restrizioni infragiornaliere. Queste ultime sono ipotizzabili nella fornitura di grandi consumatori il cui profilo di carico giornaliero presenta un’elevata volatilità.

Art. 28 Altri corrispettivi a favore del responsabile dell’area di mercato Nella gestione del bilanciamento vi sono costi dovuti all’acquisto di energia di re- golazione e altre fonti di flessibilità e costi sostenuti per i provvedimenti necessari sul piano organizzativo. Parte di questi costi può essere coperta dal responsabile dell’area di mercato attraverso gli introiti derivanti dal corrispettivo di sbilancio e dal corrispettivo infragiornaliero, mentre la quota residua viene addebitata ai gruppi di bilancio mediante il corrispettivo di neutralità per il bilanciamento (cpv. 1) che consente una gestione del bilanciamento neutra dal punto di vista finanziario: tra la gestione del bilanciamento e gli altri compiti del responsabile dell’area di mercato, l’unico finanziamento trasversale ammesso è quello della piattaforma commerciale (cpv. 3). Il corrispettivo di neutralità per il bilanciamento assicura inoltre un adde- bito dei costi per quanto possibile conforme al principio di causalità, il che incentiva nel contempo un comportamento al servizio del sistema. Se a un gruppo di bilancio sono attribuiti consumatori finali con oscillazioni dei consumi infragiornalieri rela- tivamente accentuate, il corrispettivo di neutralità per il bilanciamento sarà più ele- vato (in seguito al maggior fabbisogno di strutturazione). Viceversa, i consumatori finali con un carico tendenzialmente di base contribuiscono a un corrispettivo infe- riore. A seconda della situazione il corrispettivo di neutralità per il bilanciamento può anche essere positivo, per cui nei confronti del responsabile dell’area di mercato il gruppo di bilancio in questione ha diritto a un pagamento in denaro. Di conse- guenza, al gruppo di bilanciamento viene addebitato o versato il corrispettivo di neutralità per il bilanciamento (cpv. 2). Capoverso 3: il responsabile dell’area di mercato riscuote dai gruppi di bilancio un contributo per finanziare la piattaforma commerciale, che ha il compito di garantire scambi quanto più liquidi possibile all’interno dell’area di mercato svizzera. Per incentivare il più possibile la partecipazione, il corrispettivo per l’utilizzo di questa piattaforma non dovrebbe essere fissato in base al principio della copertura dei costi; i costi rimanenti dovrebbero essere coperti dalle entrate derivanti dalla gestione delle capacità della rete di trasporto.

Sezione 5: Impianti di stoccaggio

Art. 29 In questa sezione viene regolamentato soltanto l’esercizio dei serbatoi sferici e ci- lindrici, più piccoli rispetto agli altri impianti di stoccaggio. Per altre tipologie di stoccaggio (ad es. serbatoi di gas liquefatto e siti di stoccaggio nel sottosuolo) la

presente legge non contiene prescrizioni specifiche. Al momento non esistono in Svizzera impianti di stoccaggio del gas sotterranei di grandi dimensioni. Pur non essendovi prescrizioni specifiche al riguardo, per l’immissione e il prelievo sarebbe dovuto un corrispettivo per l’utilizzazione della rete (art. 3 cpv. 1 lett. j e k in com- binato disposto con art. 18 cpv. 1). Di conseguenza sarebbe necessario anche un dispositivo di misurazione (art. 23 cpv. 1). Capoverso 1: per evitare distorsioni della concorrenza, i gestori dei serbatoi sferici e cilindrici devono decidere se utilizzare il loro impianto sul mercato libero (lett. a) o a supporto dell’esercizio stabile della rete e dell’approntamento di flessibilità per la gestione del bilanciamento (lett. b). Senza questo principio «dell’uno o dell’altro» i fornitori che possiedono un proprio impianto di stoccaggio avrebbero infatti un vantaggio competitivo. Nelle prescrizioni d’esecuzione il Consiglio federale stabi- lirà la forma e il termine entro il quale il gestore dell’impianto di stoccaggio dovrà fare la propria scelta e se potrà ritornare su questa decisione in un secondo momento. Se gli impianti di stoccaggio vengono utilizzati sul mercato libero ai sensi del ca- poverso 1 lettera a, non esistono prescrizioni specifiche che ne regolamentino l’esercizio, a parte il fatto che i medesimi possono essere impiegati esclusivamente sul mercato libero e che gli utenti della rete devono versare il corrispettivo per l’uti- lizzazione della rete in fase di immissione e di prelievo. In particolare non esiste per legge un regolamento in materia di accessi e tariffe. Il loro utilizzo soggiace alla libertà contrattuale e alla legge sui cartelli. Se l’impianto di stoccaggio è di proprietà di un gestore di rete, come è di norma, esso deve essere scorporato dalle immobiliz- zazioni regolatorie della rete. Ai fini dell’esercizio di tali serbatoi non sono ammessi né finanziamenti trasversali né l’utilizzo di informazioni sensibili di natura econo- mica provenienti dai settori di attività regolati (art. 6 cpv. 1 e 2). Capoverso 2: la formulazione del capoverso 1 chiarisce che si tratta di una scelta fra la lettera a e la lettera b. Il capoverso 2 mira esplicitamente a proibire il comporta- mento di un gestore di un impianto di stoccaggio che, agendo in virtù del capo- verso 2, fornisca gas a utenti finali ai sensi del capoverso 1 lettera a. Capoverso 3: secondo la regola generale del primo periodo, gli impianti di stoccag- gio non utilizzati sul mercato libero vanno trattati come parti integranti della rispet- tiva rete. Ai fini di una migliore comprensione di tale disciplina e dei principi enun- ciati nei diversi punti del secondo periodo va precisato che, al momento, l’esercizio dei serbatoi sferici e cilindrici esistenti è quasi esclusivamente nelle mani degli stessi gestori di rete. Lettera a: essendo gli impianti di stoccaggio parte integrante della loro rete, ne con- segue che per il loro impiego non è previsto alcun corrispettivo per l’utilizzazione della rete. Secondo la lettera b, a livello della rete di trasporto il responsabile dell’area di mer- cato gode di una priorità d’accesso, che può essere necessaria nell’ambito del bilan- ciamento giornaliero (art. 27 cpv. 1) al fine di garantire sufficiente flessibilità. Nella scelta dell’impianto di stoccaggio su cui esercitare il diritto d’accesso, il responsa- bile dell’area di mercato si deve basare su criteri oggettivi, in particolare sulle ca- ratteristiche concrete dell’impianto (ad es. regolabilità) e sulle condizioni a livello di topologia di rete (soprattutto posizione e allacciamento alla rete). La necessità

dell’accesso deve poter essere giustificata su richiesta della EnCom. Le modalità d’accesso dovranno essere disciplinate contrattualmente in base alle prescrizioni d’esecuzione del Consiglio federale. Va altresì precisato che, anche in caso di ac- cesso da parte del responsabile dell’area di mercato, l’esercizio degli impianti di stoccaggio non viene trasferito a quest’ultimo, bensì continua a essere di compe- tenza del gestore del corrispondente impianto. Secondo la lettera c gli utilizzi a supporto della gestione del bilanciamento devono essere adeguatamente rimunerati. La rimunerazione garantisce che i costi non siano inclusi nei corrispettivi per l’utilizzazione della rete dei gestori di rete. Nell’ambito della disgiunzione contabile (art. 6 cpv. 3) gli impianti di stoccaggio devono per- tanto essere trattati separatamente; i costi e le rimunerazioni vanno ripartiti in fun- zione delle diverse finalità di utilizzo. In caso di mancato accordo tra le parti, la rimunerazione verrà stabilita dalla EnCom. Essendo gli impianti di stoccaggio parte integrante della rete a cui sono allacciati, ai sensi della lettera d i loro costi sono attribuiti ai costi di rete. Come tali possono essere coperti con il corrispettivo per l’utilizzazione della rete, previa deduzione delle rimunerazioni di cui alla lettera c Con questa norma si garantisce il manteni- mento di questi serbatoi sferici e cilindrici relativamente piccoli. Capoverso 4: qualora non dovessero esserci sufficienti impianti di stoccaggio per le finalità citate al capoverso 1 lettera b, su richiesta del responsabile dell’area di mer- cato la EnCom può prevedere che, a supporto della gestione del bilanciamento, egli utilizzi anche i serbatoi sferici e cilindrici altrimenti destinati al mercato libero. La EnCom dovrebbe servirsi di questo strumento con moderazione («indispensabile»). Anche in questo caso il responsabile dell’area di mercato gode di un accesso privi- legiato, pur dovendo pagare una rimunerazione adeguata, tuttavia i relativi flussi di gas non sono soggetti al corrispettivo per l’utilizzazione della rete.

Capitolo 4: Responsabile dell’area di mercato

Art. 30 Costituzione Capoverso 1: tra i proprietari della rete di trasporto vi sono le società Transitgas AG, Swissgas AG, Gaznat SA, Gasverbund Mittelland (GVM) AG, Erdgas Ostschweiz (EGO) AG, Erdgas Zentralschweiz (EGZ) AG, Unigaz SA e le Aziende industriali di Lugano (AIL) SA. Nelle prescrizioni d’esecuzione possono anche essere stabilite delle tappe intermedie nell’arco del processo di costituzione di due anni (ad es. un termine per la presentazione degli statuti al Consiglio federale ai fini dell’approva- zione). Il fatto che i compiti del responsabile dell’area di mercato all’interno delle reti di gas isolate (art. 3 cpv. 1 lett. i; con ciò s’intende in particolare anche la rete di gasdotti in Ticino) possano essere delegati a un altro attore (art. 33 cpv. 4) non esclude la AIL dall’obbligo di partecipare alla costituzione. Il secondo periodo serve a tutelare i diritti di proprietà (cfr. in merito la disposizione analoga all’art. 33 cpv. 4 LAEl). Il parametro su cui basarsi è il valore degli impianti di rete al momento dell’entrata in vigore della legge. Capoverso 2: gli statuti del responsabile dell’area di mercato devono essere appro- vati dal Consiglio federale, così come le loro eventuali modifiche.

Capoverso 3: la costituzione del responsabile dell’area di mercato non deve com- portare un utile né una perdita per le parti coinvolte. Nelle prescrizioni d’esecuzione il Consiglio federale stabilirà la modalità con cui dichiarare i costi di costituzione e i termini entro cui saranno rimborsati. Per coprire anche i costi di opportunità, pre- vederà una rimunerazione adeguata. A tal fine il Consiglio federale potrà orientarsi alle prescrizioni riguardanti la costituzione del gestore della piattaforma centrale dei dati (art. 17h LAEl). Capoverso 4: se gli statuti presentati dal responsabile dell’area di mercato non ven- gono approvati, o perché gli statuti presentati non soddisfano i requisiti di legge o perché non è stata presentata una domanda per la loro approvazione, il Consiglio federale deve garantire che i compiti del responsabile dell’area di mercato vengano adempiuti. A tal fine potrebbe, ad esempio, affidare un mandato a un attore già esi- stente, indipendente dal settore del gas, o costituire il responsabile dell’area di mer- cato sotto forma di unità amministrativa di diritto pubblico. In tal caso le imprese che non hanno adempiuto al loro obbligo di costituire il responsabile dell’area di mercato, ossia i proprietari della rete di trasporto, sono tenute a finanziare anticipa- tamente le spese sostenute dalla Confederazione per essere subentrata in loro vece. Spetta alle imprese in questione provvedere direttamente al rifinanziamento dei co- sti; la legge non prevede un rimborso a posteriori da parte del responsabile dell’area di mercato.

Art. 31 Organizzazione Ai fini della sua indipendenza, ai sensi del capoverso 1 il responsabile dell’area di mercato deve essere totalmente separato dal settore del gas, in particolare sotto il profilo del personale (consiglio d’amministrazione, direzione aziendale e altro per- sonale). A livello di ordinanza si potranno definire più nel dettaglio gli strumenti da utilizzare nell’ambito della cosiddetta disgiunzione funzionale (cfr. cpv. 3), in par- ticolare i requisiti concreti relativi a una dotazione autonoma di risorse. Il diritto di prelazione di cui al capoverso 2 favorisce il mantenimento del controllo della società in mani svizzere. Attualmente la proprietà della rete di trasporto è in- teramente (in maniera indiretta) in mano pubblica, eccezion fatta per la Transit- gas AG. Attraverso la quota di maggioranza di Swissgas AG, tuttavia, anche questa società è a controllo pubblico. La situazione iniziale è differente rispetto al comparto elettrico, per il fatto che nel settore del gas i Comuni – soprattutto le città più grandi – rivestono un ruolo maggiore rispetto ai Cantoni. Un diritto di prelazione analogo è previsto all’articolo 18 capoverso 4 LAEl per quanto concerne la società nazionale di rete. A livello di ordinanza o di statuti si potrebbe introdurre per praticità un or- dine di priorità tra gli aventi diritto di prelazione. Capoverso 3: le ulteriori prescrizioni in materia di organizzazione che il Consiglio federale può prevedere a livello di ordinanza rafforzeranno l’indipendenza del re- sponsabile dell’area di mercato da singole imprese del settore del gas. Anche per Swissgrid SA è previsto il diritto dei Cantoni di nominare rappresentanti nel consi- glio d’amministrazione della società (lett. a), purché tale nomina sia prevista dagli statuti (art. 18 cpv. 8 LAEl). In base alla lettera b, il Consiglio federale potrebbe ad esempio richiedere disposizioni statutarie relative alla sospensione dei diritti di voto,

qualora l’influenza di un singolo attore diventasse troppo dominante a causa della sua partecipazione al capitale. In tal senso, gli statuti potrebbero stabilire che un azionista non possa detenere più di un terzo dei diritti di voto. Il Consiglio federale potrebbe altresì esigere che le azioni della società vengano emesse sotto forma di azioni nominative e che negli statuti venga inserita una limitazione della trasferibi- lità (cosiddetto vincolo di cui agli art. 685a–c CO), con cui limitare l’eccessivo raf- forzamento della posizione di un singolo azionista e favorire il controllo svizzero della società.

Art. 32 Finanziamento A differenza della società nazionale di rete (Swissgrid SA) il responsabile dell’area di mercato non è proprietario della rete. Pertanto, in una certa misura, gestisce su base fiduciaria le capacità della rete di trasporto a favore dei suoi proprietari, senza trarne profitto. A livello di ordinanza si potrebbe stabilire con ulteriore precisione quali introiti uti- lizza il responsabile dell’area di mercato a copertura di quali costi. In altre parole, il Consiglio federale potrebbe definire la struttura delle diverse entrate in rapporto ai costi che il responsabile dell’area di mercato sostiene nei diversi settori di attività. Quest’ultimo consegue introiti dalla gestione delle capacità della rete di trasporto (art. 19 cpv. 2 e art. 33 cpv. 1 lett. a), mediante il corrispettivo di sbilancio (art. 26 cpv. 4), il corrispettivo infragiornaliero (art. 27 cpv. 3), nonché gli altri corrispettivi che gli vengono versati (art. 28) e il contributo per l’utilizzo di un punto di scambio virtuale (art. 33 cpv. 1 lett. e). I costi che deve sostenere, invece, riguardano princi- palmente la gestione delle capacità della rete di trasporto (art. 33 cpv. 1 lett. a) e la gestione del bilanciamento (art. 26 cpv. 2), A ciò si aggiunge il monitoraggio della situazione di approvvigionamento (art. 14 cpv. 2).

Art. 33 Compiti del responsabile dell’area di mercato Il capoverso 1 fornisce una panoramica dei principali compiti del responsabile dell’area di mercato. Alla luce della giurisprudenza del Tribunale federale in materia di legislazione federale sull’approvvigionamento elettrico, si può concludere che i suoi compiti, analogamente a quanto previsto per la società nazionale di rete (art. 18 LAEl), sono compiti pubblici riconosciuti ai sensi di legge (sentenza del Tribunale federale 4A_275/2021 dell’11 gennaio 2022, consid. 4.2.2 con ulteriori riferimenti). Lo stesso vale per i compiti di legge dei gestori di rete (cfr. art. 4). I rapporti giuridici disciplinati dalla legge (soprattutto rapporto di utilizzazione della rete, contratti con i gruppi di bilancio) sono di diritto pubblico (DTF 144 III 111 consid. 5: sentenza del Tribunale federale 4A_275/2021 dell’11 gennaio 2022, consid. 4.3 e 5.2.4). A tale proposito si può altresì affermare che, in questa legge, soltanto alla EnCom è riconosciuta una competenza decisionale, per cui né il responsabile dell’area di mer- cato né i gestori di rete rientrano nel campo d’applicazione personale della legge del 17 dicembre 2004 52 sulla trasparenza.

52 RS 152.3

Il responsabile dell’area di mercato è responsabile della gestione uniforme delle ca- pacità della rete di trasporto (lett. a). Ciò comprende in particolare l’utilizzo dei punti di interconnessione con la rete di distribuzione (n. 1), lo svolgimento di aste ai sensi dell’articolo 17 capoverso 2 (n. 2) e la gestione delle congestioni (n. 3). Inoltre, ai sensi delle lettere b e c, definisce le tariffe per l’utilizzazione della rete di trasporto e riscuote il corrispettivo per l’utilizzazione della rete (art. 18 e 19 cpv. 2). Il responsabile dell’area di mercato effettua la gestione del bilanciamento (lett. d). Con la piattaforma commerciale (elettronica) di cui alla lettera e si intende il punto di scambio virtuale, che ha il compito di garantire scambi quanto più liquidi possi- bile all’interno dell’area di mercato svizzera. Per incentivare una partecipazione quanto più attiva possibile, l’articolo 28 capoverso 3 prevede che il corrispettivo per l’utilizzo di questa piattaforma non venga fissato in base al principio della copertura dei costi; i costi rimanenti devono essere coperti dagli introiti derivanti dalla ge- stione delle capacità della rete di trasporto. Infine, il responsabile dell’area di mer- cato si adopera per collaborare con i gestori della rete di trasporto esteri e rappre- sentare gli interessi della Svizzera nei rispettivi organi (lett. f) e riferisce annualmente alla EnCom in merito all’adempimento dei suoi compiti (lett. g). Il capoverso 2 riguarda l’indipendenza del responsabile dell’area di mercato, che deve limitarsi all’esercizio dei propri compiti di legge. In particolare non può svol- gere attività sul mercato dell’energia (produzione, commercio e vendita di gas) né detenere partecipazioni in imprese operanti in tali ambiti. Capoverso 3: per quanto concerne le norme internazionali, è particolarmente auspi- cabile che le capacità della rete di trasporto siano gestite il più possibile in confor- mità delle prescrizioni del diritto UE (in particolare dei codici di rete della Commis- sione europea). Secondo il capoverso 4 il Consiglio federale può delegare i compiti del responsabile dell’area di mercato all’interno dei comprensori isolati (art. 3 cpv. 1 lett. i) a un altro attore, purché sia garantita una sufficiente disgiunzione. Nello specifico, si tratta soprattutto della gestione delle reti di trasporto in Ticino. Qualora il Consiglio fede- rale non si avvalga di tale possibilità, sarebbe anche ipotizzabile accorpare virtual- mente il Ticino all’area di mercato Svizzera, sul modello di varie normative estere. Secondo il capoverso 5 il Consiglio federale ha la competenza di emanare disposi- zioni d’esecuzione nei settori indicati nelle lettere a e b. Per consentire agli utenti della rete, nell’ambito del modello a due contratti, il trasporto di gas nell’intera area di mercato, i gestori di rete devono stipulare contratti di interconnessione reciproci. Di particolare rilevanza sono i contratti aventi per oggetto il passaggio dalla rete di trasporto alla rete di distribuzione. A seguito del modello a due contratti, i gestori delle reti di distribuzione (e non gli utenti della rete) devono prenotare le necessarie capacità di questi punti di interconnessione e rimunerarle in base alle tariffe per l’utilizzazione della rete stabilite dal responsabile dell’area di mercato (art. 33 cpv. 1 lett. b). A questo riguardo il Consiglio federale può emanare disposizioni d’esecuzione. La lettera b contiene una base giuridica per la definizione di prescrizioni relative alla gestione delle congestioni sulla rete di trasporto. Nel definire questi strumenti, il Consiglio federale può ispirarsi al diritto dell’UE. Per ragioni di proporzionalità,

la revoca di capacità inutilizzate (accaparramento di capacità) deve rappresentare l’ultima ratio ed essere preceduta da altri provvedimenti di gestione delle conge- stioni (commercio secondario o impiego di prodotti di capacità interrompibili).

Capitolo 5: Commissione federale dell’energia

Art. 34 Compiti Per ragioni di efficienza la vigilanza sul rispetto sia della legislazione in materia di approvvigionamento di gas sia di quella in materia di approvvigionamento elettrico è affidata a un’unica autorità. Per questo motivo l’attuale Commissione federale dell’energia elettrica (ElCom) diventa la Commissione federale dell’energia (En- Com). Quest’ultima assume il ruolo di regolatore anche per la presente legge e le relative disposizioni d’esecuzione (cpv. 1). La sua organizzazione è disciplinata dall’articolo 21 LAEl. Capoverso 2: visto che la EnCom può intervenire d’ufficio e che in caso di contro- versia gli attori del mercato hanno comunque diritto a una decisione, si assicura la garanzia della via giudiziaria (art. 29a Cost.). I compiti e i poteri della EnCom nel settore del gas sono molto simili a quelli assunti nel settore elettrico. I compiti principali sono esplicitamente disciplinati al capo- verso 3. Lettera a: l’espressione dall’ampio significato «condizioni per l’utilizzazione della rete» comprende ad esempio l’impostazione dei contratti di immissione e di prelievo (art. 17 cpv. 1) nonché i dettagli in merito alla gestione delle capacità e al bilancia- mento. Lettere b e c: la verifica dell’adeguatezza delle tariffe e del corretto addebito dei costi comprende anche la possibilità di influire sul metodo di definizione delle ta- riffe per l’utilizzazione della rete di trasporto. Secondo l’articolo 20 capoverso 1 lettera b, i costi di rete computabili comprendono anche i costi per le misurazioni. Secondo la lettera d la EnCom garantisce che il responsabile dell’area di mercato svolga i propri compiti in modo corretto ed efficiente, non consegua utili e rispetti i requisiti circa l’impiego dei suoi introiti (soprattutto art. 31). Secondo la lettera e spetta alla EnCom sorvegliare l’attuazione delle disposizioni relative alle quantità di gas negli impianti di stoccaggio (art. 10) e delle eventuali misure per garantire l’approvvigionamento (art. 13). Conformemente alla lettera f, anche la sorveglianza sui requisiti dei dispositivi di misurazione (art. 23 cpv. 3) e la verifica del rispetto delle prescrizioni in materia di comunicazione dei dati e di scambio di informazioni (art. 25) rientrano nella com- petenza della EnCom. In riferimento all’articolo 25, sono riservate le competenze dell’Incaricato federale della protezione dei dati e della trasparenza (IFPDT). Secondo la lettera g, in analogia a quanto previsto dal diritto in materia di approv- vigionamento elettrico, anche nel settore del gas la EnCom deve coordinarsi con le autorità di regolazione estere e rappresentare gli interessi della Svizzera nelle sedi opportune.

Anche l’obbligo di informazione del pubblico si configura in modo analogo a quanto sancito nella legislazione sull’approvvigionamento elettrico (cfr. art. 22 cpv. 5 e 6 LAEl). Ciò è esplicitamente stabilito nella lettera h. Capoverso 4: se, nell’osservare la situazione di approvvigionamento (art. 14 cpv. 1), la EnCom riscontra una grave minaccia alla sua sicurezza, essa propone al Consiglio federale le contromisure opportune. Una disposizione simile è contenuta anche nell’articolo 22 capoverso 4 LAEl.

Art. 35 Tutela giurisdizionale La tutela giurisdizionale si configura analogamente a quanto previsto nella legisla- zione sull’approvvigionamento elettrico (cfr. art. 23 LAEl).

Capitolo 6: Disposizioni varie

Art. 36 Obblighi di pubblicazione Le informazioni necessarie all’utilizzazione della rete e all’approvvigionamento di gas e che quindi devono essere pubblicate non sono descritte in maniera esaustiva al capoverso 1. In virtù del capoverso 2 il Consiglio federale entrerà maggiormente nel dettaglio. In particolare, appare necessario pubblicare anche le condizioni dei contratti di immissione e di prelievo e dei contratti con i gruppi di bilancio, Occorre inoltre la pubblicazione dei prodotti di capacità offerti e delle capacità di rete. Per quanto riguarda queste ultime, si tratta di dati quantitativi concernenti l’utilizzo dei punti di immissione e di prelievo (capacità tecniche, stipulate e disponibili). Di in- teresse sono anche le esigenze rispetto alla qualità del gas presupposta (composi- zione chimico-fisica). Da ultimo il Consiglio federale può anche, salvo interessi commerciali contrastanti, prescrivere la pubblicazione dei piani di sviluppo delle reti (cfr. art. 9d cpv. 4 LAEl).

Art. 37 Obbligo di informazione Le imprese del settore del gas e il responsabile dell’area di mercato devono mettere a disposizione dell’UFE e della EnCom le informazioni e i dati nonché la documen- tazione necessaria alle autorità per l’esecuzione della legge o per il suo ulteriore sviluppo. Il segreto d’ufficio e commerciale si basa sugli articoli 162 e 320 nu- mero 1 del Codice penale svizzero. 53

Art. 38 Assistenza amministrativa Capoverso 1: uno scambio di dati tra la EnCom, l’UFE e l’UFAE può avvenire, in particolare, nell’ambito dell’osservazione della situazione di approvvigionamento e delle misure atte a garantirlo, tanto più che ognuno di questi tre Uffici federali pos- siede determinate competenze in tale ambito (cfr. per la EnCom art. 14 cpv. 1). Di norma le informazioni vengono scambiate in forma aggregata.

53 RS 311.0

In caso di eventuali inchieste penali ai sensi dell’articolo 41, l’assistenza giuridica tra le autorità federali si basa sull’articolo 30 della legge federale del 22 marzo

1974 54 sul diritto penale amministrativo (DPA).

Capoverso 2: ai sensi dell’articolo 44 capoverso 1 della Costituzione federale e dell’articolo 14 dell’ordinanza del 25 novembre 1998 55 sull’organizzazione del Go- verno e dell’Amministrazione, l’obbligo di fornitura dei dati si estende anche alle altre autorità federali, ai Cantoni e ai Comuni – fatte salve prescrizioni speciali di diverso tenore (cfr. art. 25 LCart).

Art. 39 Emolumenti e tassa di vigilanza Il capoverso 1 si riferisce agli emolumenti della EnCom, che finanziano i controlli da essa effettuati, le procedure amministrative da essa svolte e i servizi forniti, ma anche i compiti da essa svolti in virtù dell’articolo 34 che ne definisce i compiti. In questo modo si tiene conto anche dei casi in cui la procedura non sfocia in una de- cisione formale, o addirittura si conclude con una sospensione. Il capoverso 2 stabilisce che i costi non coperti da emolumenti devono essere og- getto di una tassa di vigilanza che deve essere versata dal responsabile dell’area di mercato. Inoltre, è necessario specificare quali sono le spese non coperte dagli emolumenti. Tra questi, l’osservazione della situazione di approvvigionamento (art. 14), la rispo- sta a richieste scritte (da parte di consumatori finali, gestori di rete e fornitori), la sorveglianza in materia di cibersicurezza (art. 15; in questo ambito, gli emolumenti sono giustificati solo se l’attività di sorveglianza va oltre la semplice raccolta delle informazioni necessarie), i compiti legati allo stoccaggio (art. 10; il dimensiona- mento delle quantità di stoccaggio richiede indagini approfondite che non possono essere coperte dagli emolumenti), la sorveglianza della pianificazione dello svi- luppo della rete (art. 5) e, in misura minore, poiché non esiste un approvvigiona- mento regolato vero e proprio, il monitoraggio delle tariffe e il controllo dei costi. Il capoverso 2 stabilisce anche che il calcolo della tassa di vigilanza dipende dal corrispettivo per l’utilizzazione della rete fatturato dai gestori di rete. In effetti è coerente collegare l’importo della tassa di vigilanza al corrispettivo per l’utilizza- zione della rete, in quanto quest’ultimo costituisce un buon indicatore dei costi cau- sati alla EnCom dai diversi gestori di rete. Il capoverso 3 specifica che la tassa di vigilanza può essere riversata dal responsa- bile dell’area di mercato sui gestori della rete di trasporto attraverso un supplemento sul corrispettivo per l’utilizzazione della rete di trasporto. Ciò significa che i costi della tassa non sono sostenuti solo ai punti di immissione (punti di interconnessione transfrontaliera), ma anche ai punti di prelievo.

54 RS 313.0 55 RS 172.010.1

Art. 40 Verifica dell’affidabilità Questa disposizione è formulata in maniera analoga all’articolo 20b LAEl.

Capitolo 7: Disposizioni penali

Art. 41 Il capoverso 1 elenca le azioni od omissioni punibili. In caso di infrazione per ne- gligenza la pena è una multa fino a 20 000 franchi (cpv. 2). In linea di principio è punibile la persona fisica che ha commesso il reato; se la multa applicabile non su- pera i 20 000 franchi, in presenza delle condizioni di cui all’articolo 7 DPA può essere condannata al suo pagamento la persona giuridica in vece della persona fisica punibile (cpv. 4).

Capitolo 8: Disposizioni finali

Art. 42 Disposizioni d’esecuzione Questa disposizione disciplina l’emanazione delle disposizioni d’esecuzione. Il capoverso 1 stabilisce che il Consiglio federale emana le disposizioni d’esecu- zione della legge. Poiché la legge regolamenta solo i principi più importanti, anche le disposizioni d’esecuzione a livello di ordinanza devono essere brevi. Le organizzazioni interessate, segnatamente i gestori di rete, i terzi quali utenti della rete, il responsabile dell’area di mercato e i rappresentanti dei consumatori finali, sono tenuti a pubblicare le direttive tecniche e amministrative necessarie per l’ese- cuzione (cpv. 2). Tuttavia le autorità federali rimangono responsabili dell’esecu- zione anche se vengono coinvolte organizzazioni private; la competenza in materia di vigilanza non può essere trasferita a terzi. Se le organizzazioni interessate non adempiono ai loro obblighi o lo fanno in modo inadeguato, le autorità federali de- vono intervenire. Se entro un termine ragionevole non sono state pubblicate direttive o se queste ultime non sono adeguate, il Consiglio federale può delegare all’UFE l’emanazione di norme tecniche e amministrative. A tale riguardo deve prima con- sultare le organizzazioni interessate. Con il capoverso 3 viene creata una base for- male e legale per la delega di poteri all’Ufficio federale (art. 48 cpv. 2 LOGA 56).

Art. 43 Modifica di altri atti normativi La modifica di altri atti normativi è illustrata al paragrafo 4.2.

56 RS 172.010

Art. 44 Disposizioni transitorie sulla valutazione di impianti di rete esistenti Gli impianti di rete sono valutati sulla base dei costi iniziali di acquisto e di costru- zione (cpv. 1). Per gli impianti di rete di più vecchia data, invece, sono previste due eccezioni (cpv. 2 e 3). Capoverso 2: per gli impianti di più vecchia data la documentazione necessaria per determinare i costi iniziali di acquisto e costruzione potrebbe non essere più dispo- nibile, se non in forma incompleta. Il primo periodo consente pertanto di effettuare, in via eccezionale, una valutazione sintetica. I principi di questo metodo saranno disciplinati a livello di ordinanza (secondo periodo). Il terzo periodo costituisce la base legale di una prassi che era stata sviluppata in base all’articolo 13 capoverso 4 OAEl (ultimo periodo), secondo la quale la ElCom aveva due alternative nel caso in cui un gestore di rete si fosse avvalso della possibilità di effettuare una valuta- zione sintetica. Da un lato, se riscontrava un’applicazione errata poteva correggere la valutazione effettuata dal gestore di rete. Dall’altro, aveva la possibilità di ridurre il risultato della valutazione in maniera forfettaria mediante una deduzione percen- tuale (all’epoca pari al 20 per cento in ambito elettrico), senza effettuare un’analisi approfondita del caso specifico. Il Consiglio federale definisce l’importo massimo o il valore minimo e massimo dell’eventuale deduzione forfettaria. Secondo la giurisprudenza del Tribunale federale (DTF 138 II 465) relativa alla sud- detta disposizione della OAEl, per quanto riguarda l’interazione tra la riduzione for- fettaria e l’effettiva correzione del risultato della valutazione vanno osservati i se- guenti principi: poiché è il gestore di rete che, con il metodo sintetico, invoca un’eccezione, a lui spetta l’onere della prova. Se la EnCom si avvale della deduzione forfettaria, quest’ultima è applicabile fintanto che il gestore di rete non dimostri che, nel caso di specie, essa comporta una sottovalutazione. La EnCom, tuttavia, non può applicare la deduzione forfettaria qualora sia già stata apportata concretamente una correzione al risultato della valutazione. Capoverso 3: se prima del 14 febbraio 2020 il gestore aveva già completamente am- mortizzato un determinato impianto di rete o quest’ultimo non risultava neppure registrato negli attivi dell’ultimo conto annuale (bilancio), esso verrà iscritto nella contabilità finanziaria. In linea di principio, l’impianto di rete in questione non verrà preso in considerazione nel calcolo dei costi di capitale computabili, anche qualora la documentazione con cui determinare i costi iniziali di acquisto e costruzione fosse disponibile o fossero soddisfatti i presupposti per una valutazione sintetica. Questa regola si basa sull’ipotesi che i relativi costi siano già completamente coperti dal corrispettivo per l’utilizzazione della rete incassato. Se così non fosse, ad esempio perché ha rinunciato agli introiti o perché, in quanto azienda comunale o cittadina, ha ricevuto sussidi dall’ente pubblico a titolo di compensazione dei minori introiti, il gestore di rete può dimostrarlo al fine di evitare questa conseguenza giuridica. In tal caso, i requisiti inerenti alla produzione delle prove si limitano alla presentazione di valori verosimili. La data di riferimento (14 febbraio 2020) corrisponde al ter- mine della prima consultazione sul presente progetto in cui questa disposizione era già stata inclusa.

Capoverso 4: per facilitare alla EnCom il compito di verificare la valutazione di tutti gli impianti di rete, i gestori sono tenuti a segnalarle, senza specifica richiesta e corredandolo di opportuna motivazione, ogni aumento dei valori degli impianti che potrebbe comportare un incremento delle tariffe. Questa disposizione potrà essere ulteriormente precisata a livello di ordinanza (ad es. definizione di scadenze, diffe- renziazione tra impianti di rete).

Art. 45 Disposizione transitoria sulla gestione dei contratti di trasporto internazionali esistenti Con l’istituzione del responsabile dell’area di mercato la competenza relativa alla gestione delle capacità della rete di trasporto passa a questo nuovo attore. Perdono pertanto di validità, in linea di principio, gli accordi precedentemente stipulati tra terzi e i gestori della rete di trasporto circa l’utilizzo delle capacità di rete. Per far sì che l’introduzione della nuova legislazione abbia il minore impatto possibile, i con- tratti a lungo termine godranno della garanzia dello stato esistente fino al termine della loro durata, a condizione che siano stati stipulati prima del 30 ottobre 2019 (apertura della prima consultazione sulla prevista legge sull’approvvigionamento di gas), ossia in un momento in cui le modifiche di legge associate all’entrata in vigore del presente atto normativo non erano ancora concretamente prevedibili. Molti di questi contratti a lungo termine dovrebbero già essere scaduti il 31 dicembre 2024. Non è escluso, tuttavia, che alcuni di essi siano stati prorogati in virtù di diritti d’op- zione assicurati prima dell’inizio della consultazione. Fatto salvo questo presuppo- sto, la garanzia dello stato esistente rimane comunque in vigore.

Art. 46 Referendum ed entrata in vigore Molti dei processi previsti da questa legge non possono essere attuati senza la En- Com e il responsabile dell’area di mercato, se non in misura limitata. Per tenere conto di questa circostanza, sulla base del capoverso 2 il Consiglio federale porrà in vigore le basi giuridiche relative alla EnCom (art. 34) e al responsabile dell’area di mercato (art. 30 e 31) in anticipo rispetto alle restanti prescrizioni, in maniera tale che il periodo di due anni per la costituzione del responsabile dell’area di mercato (art. 30 cpv. 1 primo periodo) inizi il più presto possibile e la EnCom possa orga- nizzarsi per tempo in vista dell’espletamento degli ulteriori compiti. In tale contesto è opportuno che entrino in vigore anticipatamente anche le disposi- zioni di legge la cui esecuzione non dipende dal responsabile dell’area di mercato, ossia, nello specifico, quelle sui piani di sviluppo delle reti (art. 5), una parte delle prescrizioni inerenti alla garanzia di approvvigionamento (art. 10–15) e le modifi- che ad altri atti normativi. Pare altresì logico che anche le prescrizioni sulla valuta- zione degli impianti di rete (art. 20, 22 e 44) entrino in vigore già in questa prima fase. In tal modo i gestori di rete e la EnCom possono far sì che i valori degli im- pianti determinanti a livello regolatorio siano già stati fissati quando, nella seconda fase, entreranno in vigore le altre disposizioni di legge e si dovranno definire le tariffe di utilizzazione della rete. Parallelamente, nella prima fase saranno necessarie anche le prescrizioni relative all’obbligo di informazione (art. 37), inclusa la relativa disposizione penale (art. 41 cpv. 1 lett. f), e all’assistenza amministrativa (art. 38).

Per non gravare in modo significativo sul bilancio federale, anche la disposizione sulla tassa di vigilanza (art. 39) dovrebbe entrare in vigore immediatamente.

4.2. Modifica di altri atti normativi

4.2.1. Legge del 30 settembre 2016 sull’energia 57

Art. 8a 58 Questo articolo è stato aggiunto nell’ambito delle deliberazioni parlamentari sull’Accordo tra la Svizzera, la Germania e l’Italia concernente misure di solidarietà volte a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento e ha lo scopo di preparare e attuare tale Accordo. I clienti finali dovranno sostenere i costi delle misure a loro favore attraverso il pagamento del corrispettivo per l’utilizzazione della rete di tra- sporto. Questa disposizione viene ripresa nella LAGas e la LEne è modificata di conseguenza.

Sostituzione di un’espressione In tutta la lagge «ElCom» è sostituito con «EnCom».

Art. 30 cpv. 4 lett. f La modifica è puramente terminologica: la Commissione federale dell’energia elet- trica (ElCom) è rinominata Commissione federale dell’energia (EnCom).

4.2.2 Legge del 23 marzo 2007 59 sull’approvvigionamento elettrico

Sostituzione di un’espressione In tutta la legge «ElCom» è sostituito con «EnCom».

Art. 8 cpv. 3 La modifica è puramente terminologica: la Commissione federale dell’energia elet- trica (ElCom) è rinominata Commissione federale dell’energia (EnCom).

57 RS 730.0 58 Nella versione secondo l’allegato al decreto federale del 21 marzo 2025 che approva e traspone nel diritto svizzero l’Accordo tra la Svizzera, la Germania e l’Italia concer- nente misure di solidarietà volte a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di gas (FF 2025 1116). 59 RS 734.7

Art. 8i 60 Questa disposizione, secondo la quale i gestori degli impianti di trasporto in con- dotta ai quali è allacciata una centrale di riserva sono tenuti a offrire al gestore di tale centrale condizioni di utilizzazione delle loro condotte confacenti all’impiego della stessa, diventa obsoleta, in quanto la presente legge garantirà la disponibilità a breve termine di prodotti di capacità adatti ai grandi consumatori di gas (prodotti di capacità della durata di un giorno o una settimana). Di conseguenza, l’abroga- zione avverrà solo dopo la costituzione del responsabile dell’area di mercato e quindi quando saranno disponibili prodotti di capacità a breve termine.

Art. 17g cpv. 4 lett. f Questa disposizione aggiuntiva viene inserita sulla base dell’articolo 25 capoverso 3 LAGas. Insieme, le due norme di delega assicurano che le funzionalità della piatta- forma centrale dei dati che sarà costituita in ambito elettrico possano in futuro essere utilizzate anche nel settore del gas.

Art. 21 cpv. 1 Considerato l’ampliamento del loro ambito di competenze, d’ora in poi i membri della EnCom dovranno essere indipendenti anche dal settore del gas.

Art. 22 cpv. 7 il rimando ai compiti della EnCom nel settore dell’approvvigionamento di gas crea maggiore coerenza e chiarezza nell’ordinamento giuridico.

4.2.2. Legge federale del 30 settembre 2022 sugli aiuti finanziari

concessi a titolo sussidiario per salvare le imprese di rilevanza sistemica del settore dell’energia elettrica 61 Sostituzione di un’espressione In tutta la legge «ElCom» è sostituito con «EnCom».

Art. 2 cpv. 2, frase introduttiva Le modifiche sono puramente terminologiche: la Commissione federale dell’ener- gia elettrica (ElCom) è rinominata Commissione federale dell’energia (EnCom).

60 Nella versione del 20 giugno 2025 (RS 734.7, FF 2025 2036)

61 RS 734.91

4.2.3. Legge del 4 ottobre 196362 sugli impianti di trasporto in

condotta

Sostituzione di un’espressione In tutta la legge «ElCom» è sostituito con «EnCom».

Art. 2 cpv. 5 Secondo l’articolo 2 capoverso 1 LITC gli impianti di trasporto in condotta possono essere costruiti o modificati unicamente con l’approvazione dei piani da parte dell’autorità di vigilanza, anche nel caso di modifiche di lieve entità. La prassi ha dimostrato che questa norma è troppo rigida e provoca ritardi non auspicabili sia nella progettazione che nel processo di approvazione. Con il capoverso 5 si introduce la possibilità di prevedere deroghe all’obbligo di approvazione dei piani per i progetti di costruzione meno rilevanti nonché facilita- zioni procedurali. Con la possibilità di realizzare progetti senza l’approvazione dei piani decade la necessità di svolgere la procedura di approvazione dei piani per mo- tivi meramente formali, ad esempio quando non sono toccati interessi degni di pro- tezione della pianificazione del territorio, della protezione dell’ambiente, della na- tura e del paesaggio o di terzi e non sono richieste approvazioni o autorizzazioni secondo altre disposizioni del diritto federale. Ad esempio, gli interventi di manu- tenzione o le modifiche di lieve entità di impianti esistenti non hanno praticamente alcuna conseguenza sul territorio e sull’ambiente. Le disposizioni sulle facilitazioni procedurali servono a semplificare la procedura di approvazione dei piani per deter- minati progetti o a velocizzarne lo svolgimento, se oggettivamente giustificato. Ad esempio, se non strettamente necessario, deve essere possibile evitare la consulta- zione degli Uffici federali competenti o l’analisi di determinate fattispecie. (L’auto- rità direttiva può evitare la consultazione dei servizi federali competenti anche nelle fattispecie di cui all’art. 62a cpv. 4 LOGA.) Il testo del capoverso 5 è identico alla disposizione dell’articolo 16 capoverso 7 della legge del 24 giugno 1902 63 sugli impianti elettrici (LIE). Anche il diritto che disciplina il settore ferroviario e aeronautico contiene disposizioni che prevedono l’esonero dall’obbligo di approvazione dei piani per i progetti di importanza minore (art. 28 dell’ordinanza del 23 novembre 1994 64 sull’infrastruttura aeronautica; art. 1a dell’ordinanza del 2 febbraio 2000 65 sulla procedura d’approvazione dei piani di impianti ferroviari).

Art. 13 La LAGas disciplina in maniera globale l’accesso alla rete per le condotte di gas. L’obbligo di trasporto previsto dall’articolo 13 non è praticamente rilevante per le condotte per il trasporto del petrolio o di altri combustibili e carburanti liquidi o

62 RS 746.1 63 RS 734.0 64 RS 748.131.1 65 RS 742.142.1

gassosi designati dal Consiglio federale (art. 1 cpv. 1 LITC); eventualmente tale ob- bligo può basarsi anche sul diritto in materia di concorrenza. Per questo la disposi- zione viene abrogata.

Art. 17 La modifica di carattere redazionale è motivata dall’abrogazione dell’articolo 13 LITC. In merito all’abrogazione dell’attuale capoverso 2: l’istituzione delle com- missioni extraparlamentari e la nomina dei relativi membri sono di competenza del Consiglio federale (art. 57c cpv. 2 LOGA). Pertanto spetta a quest’ultimo decidere in merito all’abolizione della commissione per le questioni concernenti la sicurezza degli impianti di trasporto in condotta. Dall’inizio degli anni Novanta tale commis- sione non si è più riunita; nell’ambito della verifica circa la necessità di commis- sioni, a fine 2003 il Consiglio federale ha deciso di abolire la commissione per le questioni concernenti la sicurezza degli impianti di trasporto in condotta che quindi non viene più menzionata nella LITC.

Art. 35 cpv. 2 Dall’entrata in vigore della LITC nel 1964 la copertura dell’assicurazione di respon- sabilità civile per gli impianti di trasporto in condotta ammonta a 10 milioni di fran- chi per i combustibili o i carburanti liquidi e a 5 milioni di franchi per quelli gassosi. In caso di grave incidente questi importi sono insufficienti e devono quindi essere adeguati. Per ragioni di flessibilità, la competenza di stabilire le somme assicurate e i premi deve essere attribuita al Consiglio federale. Quest’ultimo chiarirà insieme al settore assicurativo e ai gestori degli impianti di trasporto in condotta quali sono le somme di copertura e i premi possibili. Nel fare ciò occorre vigilare affinché le somme assicurate non siano così elevate al punto da rendere proibitivi i premi per l’esercizio di una condotta (si veda in proposito il messaggio del Consiglio federale del 25 ottobre 1962 66 concernente un disegno di legge sugli impianti di trasporto in condotta di combustibili e di carburanti liquidi o gassosi).

Art. 42 cpv. 3 La possibilità di prevedere deroghe all’obbligo di licenza e facilitazioni procedurali deve essere concessa anche per gli impianti di trasporto in condotta soggetti alla vigilanza cantonale. Tale possibilità è pensata per i casi meno rilevanti. Per ragioni di certezza giuridica le situazioni in cui sono ammesse tali deroghe verranno preci- sate dal Consiglio federale.

66 FF 1962 II 1365

4.2.4. . Legge del 19 giugno 2015 67 sull’infrastruttura finanziaria

Sostituzione di un’espressione

La modifica è puramente terminologica: la Commissione federale dell’energia elet- trica (ElCom) è rinominata Commissione federale dell’energia (EnCom).

4.2.5. Legge federale del 21 marzo 2025 68 sulla vigilanza e la

trasparenza nei mercati dell’energia all’ingrosso Sostituzione di un’espressione In tutta la legge «ElCom» è sostituito con «EnCom».

Art. 4 cpv. 1 La modifica è puramente terminologica: la Commissione federale dell’energia elet- trica (ElCom) è rinominata Commissione federale dell’energia (EnCom).

5. Ripercussioni

5.1. Ripercussioni per la Confederazione

Con l’entrata in vigore della legge, nei successivi anni saranno necessari altri 14 po- sti di lavoro a tempo pieno, di cui 11 alla EnCom e 3 all’UFE (v. allegato A.2 del presente rapporto esplicativo). I costi a carico della EnCom a seguito dell’entrata in vigore della presente legge dovranno essere interamente coperti dagli emolumenti e da una tassa di vigilanza (art. 39). I posti destinati all’UFE non sono finanziati da una tassa di vigilanza e devono essere finanziati dal bilancio della Confederazione. Gli ulteriori posti di lavoro non avranno ripercussioni sugli affitti dei locali neces- sari. Grazie al lavoro mobile/flessibile e al desksharing le risorse in questione po- tranno utilizzare gli spazi e le infrastrutture esistenti. È prevista un’entrata in vigore scaglionata della LAGas. In una prima fase succes- siva alla scadenza del termine di referendum o all’accettazione di un eventuale re- ferendum, entreranno in vigore le disposizioni inerenti alla trasformazione della El- Com in EnCom, alla valutazione degli impianti di rete esistenti da parte della EnCom, all’istituzione del responsabile dell’area di mercato e le disposizioni sulla sicurezza dell’approvvigionamento. In una seconda fase – non appena il responsa- bile dell’area di mercato sarà operativo – sarà la volta delle restanti disposizioni. Per la prima fase occorreranno 6 posti di lavoro aggiuntivi per la EnCom. Uno di essi sarà necessario 6 mesi prima dell’entrata in vigore del secondo gruppo di di- sposizioni, in particolare per la pianificazione e la preparazione degli adeguamenti

67 RS 958.1 68 RS … (FF 2025 1102)

a livello informatico (infrastruttura informatica per la raccolta dei dati) e per l’as- sunzione dei collaboratori. I 3 posti di lavoro per l’UFE dovranno essere occupati già in questa prima fase. Il posto di lavoro relativo a un giurista prevede inizial- mente, nella prima fase, il supporto alla stesura degli statuti del responsabile dell’area di mercato. Anche il posto di lavoro legato alla piattaforma centrale di dati («datahub») e all’informazione al pubblico sarebbe necessario sin dall’inizio. Oc- corre infatti mettere a punto i complessi fondamenti tecnici che richiede il settore del gas, in modo tale da creare delle buone premesse da ampliare negli anni a venire in vista della digitalizzazione del comparto. Anche il terzo posto di lavoro riguar- dante l’ambito internazionale dovrà essere occupato nella prima fase, essendo già in vigore le disposizioni sulla sicurezza dell’approvvigionamento. I costi aggiuntivi a carico della EnCom a seguito dell’entrata in vigore della presente legge - oltre agli 11 posti di lavoro citati per un ammontare di 2,1 milioni di franchi, risorse materiali per un valore di circa 170 000 franchi all’anno per la EnCom (v. allegato A.3) - dovrebbero essere interamente coperti dagli emolumenti e da una tassa di vigilanza (art. 39). I costi saranno addebitati al responsabile dell’area di mercato e ai gestori di rete. I posti della EnCom non incideranno sul bilancio della Confederazione, che però dovrà finanziare i tre posti dell’UFE.

5.2. Ripercussioni per i Cantoni e i Comuni, per le città, gli

agglomerati e le regioni di montagna Poiché attualmente non svolgono compiti rilevanti sul mercato del gas, i Cantoni non subiscono ripercussioni dirette dovute alle modifiche di legge proposte. La ri- partizione dei costi per gli allacciamenti alla rete rimane fuori dal campo di appli- cazione della legge (art. 2 cpv. 2). I Cantoni hanno inoltre diritti di prelazione sulle quote di capitale del responsabile dell’area di mercato (art. 31 cpv. 2). Essi sono altresì tenuti a trasmettere all’UFE e alla EnCom le informazioni e i documenti ne- cessari all’esecuzione della presente legge (art. 38 cpv. 2). Il diritto di Cantoni e Comuni di rilasciare concessioni, ad esempio per l’utilizza- zione del suolo, non viene toccato dalla legge. Rimangono invariate anche le re- sponsabilità relative al rilascio delle approvazioni dei piani e delle autorizzazioni necessarie per la costruzione e l’esercizio degli impianti di trasporto in condotta (art. 2 cpv. 1, 41 e 42 cpv. 1 LITC). La disposizione concernente i piani di sviluppo delle reti (art. 5), infine, non è in conflitto con le competenze dei Cantoni o dei Co- muni in materia di pianificazione del territorio. Nella pianificazione delle reti i ge- stori di rete sono tenuti a rispettare le corrispondenti prescrizioni comunali, canto- nali e federali. Quali proprietari di alcuni gestori di rete del gas, i Comuni potrebbero subire variazioni alle loro entrate in seguito alla definizione per legge delle tariffe di monopolio e all’accesso semplificato al mercato. Poiché l’allacciamento ai gasdotti riguarda soprattutto le aree densamente abitate, le regioni di montagna non sono pressoché interessate dalla LAGas.

5.3. Ripercussioni sull’economia

Le conseguenze economiche per i consumatori di gas possono essere suddivise in tre categorie: Approvvigionamento di gas ottimale sul piano economico: da questo punto di vista i consumatori di gas traggono un guadagno netto. I costi aggiuntivi sono rappresen- tati dalla tassa di vigilanza, con cui si finanziano i posti di lavoro e le risorse mate- riali della EnCom. Il loro ammontare è stimato in 0,01 ct./kWh, ipotizzando un con- sumo annuo di gas in Svizzera di 27 500 GWh (2023). Si tratta di un importo molto basso, che va considerato alla luce dei guadagni derivanti da un accesso semplificato al mercato e dal controllo delle tariffe di monopolio da parte dell’autorità di regola- zione – in questo caso la EnCom. Determinanti a tal fine sono la valutazione degli impianti di rete da parte della EnCom e l’ammontare degli utili consentiti ai gestori di rete. L’importo stimato della tassa di vigilanza rappresenta il tetto massimo, in quanto la EnCom finanzierà parte delle sue attività attraverso gli emolumenti che riscuoterà nelle singole procedure di vigilanza e con le quali potrebbe coprire, se- condo le stime, fino al 60 per cento dei suoi costi. Nell’ambito di eventuali disatti- vazioni di gasdotti, inoltre, l’autorità di regolazione avrà un ruolo nel controllare gli ammortamenti straordinari da computare alla rete, onde evitare in questi casi – per quanto possibile – impennate tariffarie a carico dei consumatori. L’istituzione del responsabile dell’area di mercato genererà costi d’esercizio annui pari a un massimo di 11 milioni di franchi circa, ovvero 0,04 ct./KWh (CAPEX 3 milioni fr./anno, OPEX 8 milioni fr./anno) 69. Soltanto una parte di questi costi, tuttavia, pesa sui con- sumatori finali come costi aggiuntivi; determinati compiti che in futuro verranno svolti dal responsabile dell’area di mercato e saranno finanziati tramite la tassa di vigilanza, infatti, sono oggi di competenza dei gestori della rete di trasporto e i re- lativi oneri parte dei costi di rete. La gestione del bilanciamento da parte del respon- sabile dell’area di mercato in un’unica zona di bilanciamento svizzera comporterà notevoli incrementi dell’efficienza. Gli utili connessi all’apertura del mercato sono stati stimati in uno studio del 2016 commissionato dall’UFE 70. Approvvigionamento affidabile di gas: questo obiettivo comporta costi aggiuntivi irrisori per i consumatori di gas. Le misure introdotte dalla LAGas per rafforzare la sicurezza dell’approvvigionamento di gas sono paragonabili a quelle dell’ordinanza del 18 maggio 2022 71 sulla garanzia delle capacità di fornitura di gas naturale in situazioni di grave penuria. I costi aggiuntivi fatturati dalle imprese regionali per

69 Cfr. lo studio commissionato dall’UFE «GasVG: MGV und Versorgungsaufgaben.

Aufgaben, Governance und Kapitalisierung eines Marktgebietsverantwortlichen für das Schweizer Gastransportnetz», Swiss Economics/Winkler Energy & Logistics Consulting GmbH, nov. 2023, pag. 54, e tabella 9, pag. 57, colonna «IMP active» (in tedesco con riassunto in francese) disponibile all’indirizzo www.bfe.admin.ch > Approvvigionamento > Approvvigionamento di gas > Legge sull’approvvigionamento di gas > Documenti > Studi di base sul mercato del gas. 70 «Studie betreffend möglicher Vorgehensweisen bei einer Öffnung des Schweizer Gasmarktes», giugno 2016, Infras und Frontier Economics su commissione dell’UFE (in tedesco) disponibile all’indirizzo www.bfe.admin.ch > Approvvigionamento > Approvvigionamento di gas > Legge sull’approvvigionamento di gas > Documenti > Studi di base sul mercato del gas. 71 RS 531.82

effetto degli obblighi derivanti da tale ordinanza possono quindi fungere da riferi- mento. Per la stagione invernale 2024/2025 il supplemento tariffario ha oscillato, a seconda dell’impresa, tra 0 e 0,52 ct./kWh 72. Tale importo copre l’obbligo delle im- prese regionali di garantire che una quantità di gas pari ad almeno il 15 per cento del consumo medio annuo svizzero sia immagazzinato in impianti stoccaggio dei Paesi limitrofi. Poiché per alcune imprese regionali lo stoccaggio di gas nei Paesi limitrofi era già parte integrante della struttura di approvvigionamento, i costi ag- giuntivi a carico di tali imprese sono risultati minimi o inesistenti. Approvvigionamento di gas ecologico: l’introduzione di piani di sviluppo della rete e la possibilità in base ad essi di imputare gli ammortamenti straordinari ai costi di rete consentirà di distribuire equamente i costi di disattivazione della rete tra i con- sumatori di gas. I consumatori con minori possibilità di sostituire il gas con un altro vettore energetico non dovranno sostenere una quota sproporzionata dei costi di di- sattivazione della rete. Considerata la quota ridotta di occupati nel settore del gas rispetto al totale degli occupati (circa 1720 persone, pari allo 0,03 % di tutti gli occupati in Svizzera), da un punto di vista macroeconomico le ripercussioni del presente progetto sono limi- tate. L’aumento della competitività dei consumatori finali interessati dovrebbe ten- denzialmente avere effetti positivi sul prodotto interno lordo.

5.4. Ripercussioni sulla società

Il miglioramento della sicurezza dell’approvvigionamento ha un impatto positivo sulla società. Per il resto non si prevedono ripercussioni ulteriori a quelle già descritte in precedenza.

5.5. Ripercussioni sull’ambiente

Nel progetto di legge sono previsti strumenti per l’incentivazione del coordinamento con sistemi di approvvigionamento alternativi, per cui la sicurezza dell’approvvi- gionamento di calore è garantita (art. 5). Poiché la produzione interna di gas è rela- tivamente ridotta – il biogas nazionale immesso è pari a circa l’1,5 per cento del consumo – e al momento vi è una domanda sufficiente per il biogas prodotto inter- namente, la produzione non è praticamente toccata dall’apertura del mercato. Altre leggi, come la legge sul CO 2 o la legge federale sugli obiettivi in materia di prote- zione del clima, l’innovazione e il rafforzamento della sicurezza energetica (LO- Cli) 73, hanno l’obiettivo di incoraggiare l’immissione di gas rinnovabile.

72 Tarif de rétribution pour l’accès au réseau à haute pression 2024/2025 incl. taxe pour la garantie (in tedesco e francese) consultabile all’indirizzo www.ksdl-erdgas.ch > Téléchargements > Tarif de rétribution. 73 RS 814.310

6. Aspetti giuridici

6.1. Costituzionalità

Basi legali Il progetto si basa in particolare sull’articolo 91 capoverso 2 Cost., che accorda alla Confederazione un’ampia competenza nel legiferare in materia di trasporto in con- dotta di carburanti o combustibili liquidi o gassosi. Questa base legale si estende agli impianti di trasporto in condotta sotto la vigilanza sia federale che cantonale (cfr. art. 41 segg. LITC) e, per quanto riguarda il mercato del gas, conferisce alla Confederazione praticamente le stesse competenze che le sono attribuite per il mer- cato dell’elettricità in virtù dell’articolo 91 capoverso 1 Cost. Oltre ai requisiti tec- nici di sicurezza contenuti nella LITC, la Confederazione può dunque emanare an- che disposizioni per la regolamentazione del mercato. In particolare può disciplinare l’accesso alla rete e il relativo corrispettivo dovuto. Inoltre la Confederazione può emanare prescrizioni concernenti l’organizzazione e l’attività delle imprese di ap- provvigionamento del gas. Esse fungeranno da base per la costituzione del respon- sabile dell’area di mercato (art. 30) e l’introduzione del sistema «entry-exit» (art. 17). Per tale regolamentazione sono determinanti altresì le basi costituzionali in materia di politica della concorrenza (art. 96 Cost.) e l’articolo sulla protezione dei consumatori (art. 97 cpv. 1 Cost.). In base all’articolo 91 capoverso 2, in combinato disposto con l’articolo 102, la Confederazione può anche adottare misure atte a garantire la sicurezza dell’approv- vigionamento, come quelle previste nelle prescrizioni sull’immagazzinamento di quantitativi di gas negli impianti di stoccaggio durante il semestre invernale (art. 10) e le ulteriori misure per garantire l’approvvigionamento (art. 13). In questo contesto vale la pena citare anche il finanziamento, disciplinato all’articolo 14, di compiti svolti dal responsabile dell’area di mercato nell’ambito dell’approvvigionamento economico del Paese. Per i piani di sviluppo delle reti (art. 5) può essere richiamato anche l’articolo am- bientale (art. 74 Cost.), in quanto uno degli obiettivi principali di tali piani è la de- carbonizzazione dell’approvvigionamento energetico.

Compatibilità con i diritti fondamentali Il progetto limita la garanzia della proprietà (art. 26 Cost.) e la libertà economica (art. 27 Cost.). Questa limitazione è ammessa per quanto sia fondata su una base legale formale, sia giustificata da un interesse pubblico e proporzionata e non pre- giudichi l’essenza dei diritti fondamentali (art. 36 Cost.). L’impatto su questi due diritti fondamentali è dovuto principalmente agli obblighi imposti ai gestori di rete (concessione dell’accesso alla rete, definizione delle tariffe per l’utilizzazione della rete ecc.). Una ripercussione altrettanto significativa è ri- conducibile alla costituzione del responsabile dell’area di mercato (art. 30), tanto più che tutte le capacità della rete di trasporto passano, in un certo senso, a titolo fiduciario sotto il suo controllo. Altre ripercussioni sui diritti fondamentali sono de- terminate dalle prescrizioni sulla disgiunzione delle attività (art. 6), sullo stoccaggio di quantità di gas (art. 10) e sulla gestione dei serbatoi sferici e cilindrici (art. 29).

La condizione della base legale è soddisfatta con la presente legge federale. Tutte le ripercussioni sui diritti fondamentali sono anche giustificate dall’interesse pubblico: gli obblighi imposti ai gestori di rete si basano per la maggior parte sulla legislazione in materia di approvvigionamento elettrico e sono indispensabili ai fini di un ap- provvigionamento di gas affidabile, funzionale e organizzato in chiave competitiva. Il passaggio della gestione della rete di trasporto al responsabile dell’area di mercato è motivato dall’introduzione della zona di bilanciamento svizzera e dall’«entry-exit system». Questi due elementi, fondamentali per l’implementazione di un regola- mento di mercato, sono impossibili da realizzare senza un’istanza centrale. Le pre- scrizioni relative alla disgiunzione delle attività sono necessarie per impedire finan- ziamenti trasversali distorsivi della concorrenza e garantire la trasparenza dei costi. Allo stesso tempo esse, soprattutto quelle imposte al responsabile dell’area di mer- cato, coadiuvano l’utilizzo non discriminatorio della rete e quindi la concorrenza nel settore energetico. L’obbligo di immagazzinare quantità di gas in impianti di stoccaggio durante il semestre invernale è al servizio della sicurezza dell’approvvi- gionamento. Le prescrizioni concernenti l’esercizio dei serbatoi sferici e cilindrici sono finalizzate alla stabilità del sistema, non da ultimo i diritti d’accesso ricono- sciuti al responsabile dell’area di mercato nell’ambito della gestione del bilancia- mento (art. 29 cpv. 3 lett. b). Le previste limitazioni dei diritti fondamentali sono proporzionate; necessarie e ade- guate a garantire un approvvigionamento di gas affidabile, economico e per quanto possibile ecologico. Non vanno oltre a ciò che è necessario per raggiungere gli obiet- tivi prefissati e non pregiudicano l’essenza dei diritti fondamentali summenzionati. A tale proposito si ricorda innanzitutto che i gestori di rete, a prescindere dagli ob- blighi imposti loro, potranno continuare a realizzare un utile d’esercizio (art. 20 cpv. 3 secondo periodo). Dal punto di vista della proporzionalità, per le singole limitazioni dei diritti fonda- mentali va sottolineato quanto segue: - le norme concernenti la disgiunzione delle attività si limitano al minimo in- dispensabile, non da ultimo rispetto al diritto UE. Con la nuova figura del responsabile dell’area di mercato, che dovrà essere istituita dal settore del gas (art. 30 cpv. 1), si è scelta una soluzione meno drastica per tali imprese rispetto alla creazione di una società della rete di trasporto totalmente scor- porata che rappresenta il modello standard nel diritto UE (art. 60 segg. della direttiva (UE) 2024/1788). In particolare, non vi sono passaggi di proprietà riguardanti la rete di trasporto, a differenza di quanto previsto a suo tempo nella LAEl per la società nazionale di rete (Swissgrid SA) (art. 18 cpv. 1 primo periodo e art. 33 LAEl). Il fatto che la partecipazione al capitale da parte delle singole imprese si basi sul valore dei loro impianti di rete ne tutela le rispettive quote; - l’obbligo di immagazzinare quantità di gas in impianti di stoccaggio sussiste solamente se lo si ritiene necessario per tutelarsi da situazioni di approvvi- gionamento critiche. Le quantità di stoccaggio, inoltre, possono essere ride- finite di anno in anno (art. 10 cpv. 2 e 3);

- per quanto concerne la regolamentazione circa l’impiego dei serbatoi sferici e cilindrici, emerge il fatto che essa offre ai gestori la possibilità di scegliere tra due modelli d’esercizio (art. 29 cpv. 1). Se decidono di non utilizzare il loro impianto di stoccaggio sul mercato, essi hanno una sorta di garanzia d’esercizio, essendo i costi sostanzialmente computabili come costi di rete (art. 29 cpv. 3 lett. d). Per quanto riguarda gli impianti di stoccaggio va inol- tre sottolineato che, su richiesta del responsabile dell’area di mercato, la En- Com può stabilire che i serbatoi sferici e cilindrici allacciati alla rete di tra- sporto debbano essere messi a disposizione a supporto della gestione del bilanciamento, a prescindere dalla scelta compiuta dal loro gestore per l’uno o l’altro modello d’esercizio (art. 29 cpv. 4). Una tale ingerenza rappresenta, come si legge nel testo della disposizione, un’ultima ratio («se indispensa- bile ai fini della gestione del bilanciamento»), è in linea di principio impu- gnabile ed è mitigata nella sua portata per il proprietario dell’impianto di stoccaggio con il fatto che il responsabile dell’area di mercato è tenuto a rimunerare adeguatamente l’utilizzo dell’impianto (art. 29 cpv. 3 lett. c). Le previste limitazioni dei diritti fondamentali sono pertanto ammissibili. Anche l’uguaglianza giuridica (art. 8 cpv. 1 Cost.) continua a essere garantita.

Rapporto con il diritto cantonale L’articolo 91 capoverso 2 Cost. conferisce alla Confederazione una competenza de- rogatoria susseguente. Con la LAGas la Confederazione esercita questa competenza soprattutto nella misura in cui disciplina l’accesso alla rete (art. 16) e il relativo cor- rispettivo dovuto (art. 18–20), emana disposizioni in materia di disgiunzione delle attività (art. 6) e affida la gestione delle capacità della rete di trasporto alla figura di nuova costituzione del responsabile dell’area di mercato (art. 17 cpv. 2). Fintanto che il legislatore federale non esercita le proprie competenze legislative, ad esempio per regolamentare l’assunzione dei costi per l’allacciamento alla rete (art. 2 cpv. 2) restano in vigore eventuali prescrizioni cantonali e comunali.

6.2. Compatibilità con gli impegni internazionali della Svizzera

Nonostante la necessità del trasporto in condotta, nel diritto commerciale interna- zionale il gas è considerato un comune bene commerciale. Sono pertanto applicabili l’Accordo che istituisce l’Organizzazione mondiale del commercio (OMC) 74 e l’Accordo generale sul le tariffe doganali e il commercio (GATT) 75. Inoltre i com- piti dell’approvvigionamento di gas con carattere di servizio, tra cui ad esempio i servizi di misurazione, sono assoggettati all’Accordo generale sugli scambi dei ser- vizi (GATS) 76. La gestione degli aiuti di Stato si basa invece sull’Accordo dell’OMC sulle sovvenzioni e sulle misure compensative (SCM). 77 Oltre a queste disposizioni del diritto commerciale internazionale, nell’ambito dei rapporti con

74 RS 0.632.20 75 RS 0.632.21

76 RS 0.632.20, allegato 1B

77 RS 0.632.20, allegato 1A.13

l’UE e gli Stati EFTA trova inoltre applicazione l’Accordo di libero scambio Sviz- zera–UE del 1972 78 e la Convenzione AELS del 1960 79 . Il presente progetto tiene conto di questi obblighi internazionali. In particolare sono rilevanti per il diritto commerciale internazionale le disposizioni previste sulla libera scelta del fornitore.

6.3. Forma dell’atto

Il progetto include disposizioni importanti contenenti norme di diritto le quali, con- formemente all’articolo 164 capoverso 1 Cost., devono essere emanate sotto forma di legge federale. Come previsto, la LAGas segue quindi la procedura legislativa ordinaria.

6.4. Subordinazione al freno alle spese

Il progetto di legge non è assoggettato al freno alle spese ai sensi dell’articolo 159 capoverso 3 lettera b Cost., poiché non contiene né disposizioni in materia di sussidi né la base per crediti d’impegno o limiti di spesa con nuove spese una tantum supe- riori a 20 milioni di franchi o nuove spese ricorrenti superiori a 2 milioni di franchi. I costi supplementari per la EnCom connessi ai nuovi compiti nel mercato del gas sono interamente coperti attraverso gli emolumenti e la tassa di vigilanza (art. 39). Le spese della Confederazione per i posti dell’UFE ammontano a meno di 2 milioni di franchi all’anno.

6.5. Delega di competenze legislative

Le competenze normative delegate al Consiglio federale si limitano a un oggetto ben preciso e sono sufficientemente concrete quanto a contenuto, scopo e portata. Sono tre le norme di delega che lasciano al Consiglio federale un margine di mano- vra relativamente ampio. La prima riguarda la gestione dei comprensori isolati in Ticino e nella regione di Kreuzlingen (art. 33 cpv. 4 e art. 2 cpv. 5). Il margine di manovra è necessario af- finché il Consiglio federale possa prevedere soluzioni adeguate alla superficie e all’allacciamento tecnico alla rete di questi comprensori isolati, in particolare per quanto riguarda il ruolo del responsabile dell’area di mercato, la configurazione della gestione del bilanciamento e la gestione delle capacità del punto di intercon- nessione transfrontaliera di Bizzarone in Ticino. Per quanto riguarda la seconda, anche le misure atte a garantire l’approvvigiona- mento consentono alcuni margini di manovra in fase di attuazione. Innanzitutto le

78 Accordo del 22 luglio 1972 tra la Confederazione Svizzera e la Comunità economica eu- ropea; RS 0.632.401 79 Convenzione del 4 gennaio 1960 istitutiva dell’Associazione europea di libero scambio; RS 0.632.31

quantità che, ai sensi dell’articolo 10, devono essere immagazzinate in impianti di stoccaggio dipendono dalla situazione concreta dell’approvvigionamento e dalla sua presunta evoluzione, per cui non è possibile stabilire a priori la necessità o meno di tale obbligo; a seconda della situazione vi si può rinunciare. In virtù dell’articolo 13, inoltre, la EnCom può esigere dalle imprese interessate l’acquisizione di diritti sull’acquisto di gas e di capacità della rete di trasporto transfrontaliere. Anche per questi due strumenti non è possibile prevedere se, in quale misura e in quali periodi essi siano necessari. La terza norma di delega, anch’essa di ampia portata, riguarda le tariffe per l’utiliz- zazione della rete. La legge si limita al principio di causalità e lascia al legislatore la libertà di introdurre a livello di ordinanza ulteriori principi tariffari nell’ambito di tale principio. Anche nel diritto in materia di approvvigionamento elettrico i dettagli delle tariffe per l’utilizzazione della rete sono disciplinati solo a livello di ordinanza (cfr. art. 14 cpv. 3 LAEl). Analogamente a quanto previsto dal diritto in materia di approvvigionamento elet- trico, il Consiglio federale può inoltre precisare le prescrizioni sui costi di rete com- putabili, in particolare per quanto concerne l’utile consentito. Esso può altresì pre- vedere ulteriori requisiti inerenti all’indipendenza del responsabile dell’area di mercato, fermo restando che tali requisiti sono già citati in linea generale nel testo di legge (art. 31 cpv. 3). Altre norme di delega riguardano i dettagli dei piani di sviluppo delle reti (art. 5 cpv. 3), i requisiti dei dispositivi di misurazione (art. 23 cpv. 3) e la questione relativa all’impiego della piattaforma centrale dei dati anche ai fini dell’approvvigionamento di gas (art. 25 cpv. 3). Spetta al Consiglio federale, infine, specificare le singole informazioni soggette agli obblighi di pubblicazione ai sensi dell’articolo 36. Le suddette norme di delega alleggeriscono il testo di legge da disposizioni eccessivamente dettagliate e garantiscono che quanto prescritto possa essere rapidamente adattato alle mutate condizioni o agli sviluppi tecnologici.

6.6. Protezione dei dati

Sul piano del diritto in materia di protezione dei dati non esistono differenze sostan- ziali tra la presente legge e la LAEl. I dati personali e i dati di persone giuridiche vengono trattati prevalentemente nell’ambito delle misurazioni, che sono sotto la responsabilità è dei gestori di rete (art. 23 cpv. 1) o dei fornitori di servizi di misu- razione che operano nel mercato libero (art. 23 cpv. 2). L’articolo 25 capoverso 4 si applica ai dati di misurazione e di base ’e ciò garantisce un quadro giuridico uni- forme a livello nazionale, anche rispetto alle imprese di approvvigionamento del gas costituite in base al diritto cantonale (cfr. analoga regolamentazione all’art. 17c LAEl). In virtù dell’’articolo 23 capoverso 3 lettere c ed e, il Consiglio federale può defi- nire disposizioni di legge speciali per l’accesso ai propri dati di misurazione nonché i requisiti dei sistemi di misurazione in materia di sicurezza dei dati (cfr. art. 8 cpv. 3 e art. 28 segg. LPD).

Come avviene per l’approvvigionamento elettrico (art. 17f cpv. 1 LAEl), i dati di misurazione vengono scambiati tra gli attori del settore del gas interessati nell’am- bito dei processi informativi di cui all’articolo 25 capoverso 1, qualora sia necessa- rio ai fini di un approvvigionamento regolare di gas. Si tratta in particolare di ga- rantire la stabilità del sistema e l’esercizio della rete, nonché le forniture di gas. Tra i suddetti attori del settore del gas rientrano, oltre ai gestori di rete, anche il respon- sabile dell’area di mercato, i gruppi di bilancio e i fornitori di gas, nonché i fornitori di servizi di misurazione incaricati dell’installazione del sistema di misurazione ai sensi dell’articolo 23 capoverso 2. Lo scambio di dati avviene prevalentemente in forma aggregata, in particolare per le finalità di bilanciamento (cfr. art. 26). La tra- smissione di dati riferiti a singole persone è necessaria soltanto a fini di fatturazione (in merito alla fatturazione cfr. art. 7). In virtù dell’articolo 25 capoverso 2 i dettagli relativi a questi processi informativi possono essere disciplinati a livello di ordi- nanza. A tale proposito il Consiglio federale può prevedere che per il loro espleta- mento si utilizzi la piattaforma centrale dei dati di cui agli articoli 17g–17i LAEl. Come nella LAEl, il trattamento di dati personali degni di particolare protezione (art. 5 lett. c n. 5 LPD) è previsto unicamente in caso di eventuali procedure penali amministrative dell’UFE di cui all’articolo 41. Dall’analisi preliminare dei rischi, effettuata in vista di un’eventuale valutazione d’impatto sulla protezione dei dati ai sensi dell’articolo 22 LPD, non emergono rischi elevati per i diritti fondamentali delle persone interessate in relazione al trattamento dei dati personali di cui alla presente legge.

Allegati

A.1 Condizioni per la concorrenza nel mercato del gas secondo l’OCSE

Secondo l’OCSE, per aprire il mercato del gas alla concorrenza devono essere sod- disfatte in particolare le seguenti condizioni:

1 un quadro normativo che garantisca l’accesso ai settori non concorrenziali,

in particolare alla rete di gasdotti;

2. i consumatori godono di possibilità di scelta;

3. esistenza di un meccanismo di attribuzione di capacità di rete scarse;

4. le decisioni di carattere regolatorio vengono demandate a un’istanza com-

petente e indipendente; 5. i settori non concorrenziali (soprattutto l’esercizio della rete) e i settori con- correnziali (in primo luogo la produzione, il commercio e la distribuzione) sono separati.

A.2 Presentazione dettagliata delle nuove posizioni

Fabbisogno finanziario e ipotesi, quantità previste Ripartizione delle tipologie di oneri — Posti a tempo pieno equivalenti (FTE) Tipologia di oneri FTE Osservazione della sicurezza dell’approvvigionamento e dell’impiego 1 dei quantitativi di stoccaggio nel semestre invernale, vigilanza sulla pianificazione e sull’esercizio della rete Cibersorveglianza nel settore del gas 1 Coordinamento con l’estero 1 Accesso alla rete, scelta del fornitore, parere sui contratti standard dei 1 gestori di rete, controllo della disgiunzione delle attività Valutazione delle strutture di rete, regolamentazione delle tariffe per 4 l’utilizzazione della rete Controllo dell’assegnazione degli impianti di stoccaggio e monitorag- 1 gio della pianificazione e dell’esercizio della rete Sorveglianza del responsabile dell’area di mercato o della società na- 1 zionale di rete per il gas Regolamentazione delle capacità di trasporto e gestione dei gruppi di 1 bilancio Totale 11

Nel settore del gas i compiti saranno analoghi a quelli previsti per il comparto elettrico. Nel settore del gas la EnCom dovrà svolgere i seguenti compiti:

- mantenimento della sicurezza dell’approvvigionamento: osservazione della situazione di approvvigionamento ed eventuali richieste al Consiglio fede- rale, interfacce con l’organizzazione di intervento in caso di crisi (OIC); - coordinamento con l’estero; - monitoraggio della pianificazione e dell’esercizio della rete: ad es. rilevare indici di qualità, verificare i piani di sviluppo della rete; - esecuzione delle disposizioni in materia di metrologia: trattamento di do- mande varie relative alla configurazione concreta delle misurazioni (dove occorre quale tipo di dispositivo, chi ha accesso ai dati di misurazione, con quali modalità e quali tempistiche ecc.) e alle tariffe per la misurazione; - risoluzione di controversie in materia di allacciamento alla rete: chi dev’es- sere allacciato alla rete, e in quale punto, e quali costi sostiene a tal fine; - risoluzione di controversie sulla libera scelta del fornitore e sull’accesso alla rete; - controllo delle tariffe per l’utilizzazione della rete di trasporto e di distribu- zione: si tratta di un compito molto complesso che comprende, tra le altre cose, il controllo dei costi di rete computabili, ad esempio anche rispetto agli impianti disattivati, il riversamento dei costi, gli ammortamenti e gli interessi; - verifica dell’impiego delle risorse del fondo d’investimento secondo quanto previsto dall’accordo amichevole con il Sorvegliante dei prezzi; - valutazione dei contratti standard dei gestori di rete in materia di immissione e prelievo; - regolamentazione dell’utilizzo delle capacità della rete di trasporto (prodotti vari, commercializzazione di capacità non necessarie, ecc.; - sorveglianza sul responsabile dell’area di mercato e sui gestori della rete di trasporto (organizzazione/indipendenza, finanziamento/costi sostenuti, as- solvimento dei compiti ecc.); - controllo della gestione del bilanciamento; - controllo dell’allocazione delle quantità di stoccaggio al mercato o alla rete e controllo del ricorso allo stoccaggio; - controllo della disgiunzione delle attività; - sorveglianza sulla cibersicurezza: verifica delle misure di cibersicurezza prestabilite, definizione di standard minimi e processi, monitoraggio dell’at- tuazione delle norme all’interno del settore.

Ripartizione delle tipologie di oneri — Posti a tempo pieno equivalenti (FTE) UFE Tipologia di oneri FTE Informazione al pubblico, datahub, cibersicurezza 1 Procedura penale amministrativa, approvazione degli statuti per il re- 1 sponsabile dell’area di mercato Sicurezza dell’approvvigionamento: accordi internazionali, coordina- 1 mento con la EnCom

A.3 Risorse della EnCom

Oggetto Costi una tantum Costi ricorrenti (in CHF) (in CHF)

Infrastruttura informatica per la raccolta 700 000 70 000 e il trattamento dei dati, in particolare i conti annuali, la contabilità analitica e i piani di sviluppo delle reti Altri oneri d’esercizio, in particolare per 100 000 100 000 ulteriori spese informatiche e ammini- strative (ad es. eventi, comunicazione, tool ecc.)

Totale 800 000 170 000

Motivazione Per quanto concerne i mezzi materiali, si prevedono per la EnCom spese una tantum dell’ordine di 700 000 franchi e spese annuali ricorrenti pari a 700 000 franchi. Tali mezzi sono necessari per l’infrastruttura informatica per la raccolta e il trattamento dei dati da presentare alla EnCom, in particolare i conti annuali, la contabilità analitica e i piani di sviluppo delle reti. Negli importi citati sono compresi i costi di hardware (ad es. server) e software. Per gli altri oneri d’esercizio, in particolare per ulteriori spese informatiche e amministrative (ad es. eventi, comunicazione, tool ecc.), si prevedono costi una tantum pari a 100 000 franchi e costi annuali ricorrenti pari anch’essi a 100 000 franchi.