Wortlaut

Prego il Consiglio federale di rispondere alle domande presentate qui di seguito in merito alla struttura della riserva di energia elettrica.

Al fine di creare la necessaria trasparenza e di comprendere la struttura della riserva di energia elettrica anche in relazione ai criteri fissati nella nuova legge federale sulla riserva di energia elettrica (24.033) si deve indicare per ciascuna delle tecnologie citate qui di seguito i MW di potenza e i GWh di energia già raggiunti e quelli pianificati per la riserva in ogni inverno, i costi annui per la conservazione della riserva e i costi di investimento una tantum:

1. riserva di energia idroelettrica

2. riserva di consumo

3. riserva di stoccaggio

4. gruppi elettrogeni d’emergenza

5. impianti di cogenerazione forza-calore

6. centrali termoelettriche di riserva esistenti

7. nuove centrali termoelettriche di riserva (valori separati per ciascuna centrale)

Stellungnahme des Bundesrates

Durante la sessione estiva 2025 il Parlamento ha approvato il progetto di revisione della legge sull’approvvigionamento elettrico (riserva di energia elettrica). L’entrata in vigore del testo di legge rivisto è prevista per l’inizio del 2027. Ecco di seguito nel dettaglio l’organizzazione della riserva di energia elettrica: un eventuale impiego della riserva idroelettrica è previsto essenzialmente solo alla fine del semestre invernale. I costi della riserva consistono nell’indennizzo forfettario destinato ai gestori delle centrali elettriche e nel compenso per il prelievo di energia elettrica dalla riserva. L’importo dell’indennizzo forfettario dipende dai prezzi sul mercato elettrico e dalla quantità di energia conservata. Per il prossimo inverno 2025/2026 la quantità di energia elettrica da conservare è pari a 250 gigawattora (GWh), come stabilito dalla Commissione federale dell’energia elettrica (ElCom). Ne deriveranno costi pari a circa 16 milioni di euro, ossia a 64,44 euro per megawattora (MWh); la riserva di consumo deve essere utilizzata prima delle altre componenti della riserva di energia elettrica e tramite processi di mercato. La partecipazione è volontaria e avviene tramite aste. L’ammontare dei costi e il volume della riserva di consumo saranno resi noti solo dopo la chiusura dei relativi bandi pubblici. Il primo bando pubblico verrà indetto da Swissgrid per l’inverno 2027/2028; non è ancora chiaro quando sarà realizzata una riserva di stoccaggio. La realizzazione dipende dai progressi compiuti nelle varie tecnologie di stoccaggio. A parte il settore idroelettrico, infatti, non esistono attualmente in Svizzera sistemi di accumulazione che permettono di conservare quantità significative di energia elettrica; attualmente sono in essere contratti con gruppi elettrogeni d’emergenza per un totale di circa 280 megawatt (MW), che ogni anno ricevono una rimunerazione pari a 10 000 franchi per ogni MW di potenza installata. Swissgrid lancerà in futuro bandi pubblici per questo tipo di impianti. I costi futuri dipendono quindi dall’esito di questi bandi. Inoltre, i gruppi elettrogeni d’emergenza sono in massima parte impianti ormai datati, che non corrispondono quindi all’attuale stato della tecnica. Di conseguenza, si devono preventivare costi fino a 100 milioni di franchi per gli interventi di retrofit necessari per rendere i suddetti impianti conformi ai requisiti stabiliti nell’ordinanza contro l’inquinamento atmosferico (OIAt; RS 814.318.142.1). Inoltre, le normative cantonali in materia di utilizzo del calore residuo potrebbero comportare restrizioni al numero annuo delle ore di esercizio degli impianti; alla stregua dei gruppi elettrogeni d’emergenza anche i piccoli impianti di cogenerazione forza-calore possono partecipare alla riserva di energia elettrica attraverso aggregatori. Tuttavia, per il momento non è ancora stata presentata alcuna offerta. Gli impianti di cogenerazione forza-calore più grandi possono invece partecipare direttamente ai bandi pubblici per le centrali elettriche di riserva, come nel caso dell’impianto di Monthey; i contratti per le attuali centrali termoelettriche di riserva di Birr (AG), Cornaux (NE) e Monthey (VS), che insieme raggiungono una potenza complessiva di 336 MW, scadranno alla fine della primavera 2026. I costi per il periodo compreso tra dicembre 2022 e maggio 2026 ammontano a circa 620 milioni di franchi. Come soluzione transitoria fino all’entrata in esercizio delle cinque nuove centrali elettriche di riserva (v. risposta alla lett. g) sarà disponibile, a partire dal febbraio 2027, come centrale elettrica di riserva con una potenza di 250 MW l’impianto di prova per turbine a gas di Ansaldo Energia a Birr (AG). Ciò richiederà un credito aggiuntivo di 275 milioni di franchi fino al 2030. Inoltre, saranno prorogati i contratti delle centrali elettriche di riserva di Monthey e Cornaux. I costi saranno noti al termine delle trattative contrattuali; il 14 maggio 2025 il DATEC ha attribuito l’appalto per cinque progetti per nuove centrali elettriche di riserva: l’attuale centrale elettrica di riserva di Monthey (VS) con 55 MW di CIMO, quella di Sisslerfeld 1 (Comune di Eiken, AG) con 13 MW di Getec, quella di Stein (AG) con 44 MW di Getec, quella di Sisslerfeld 2 (Comune di Eiken, AG) con 180 MW di Sidewinder e la centrale elettrica di riserva di Auhafen (Comune di Muttenz, BL) con 291 MW di Axpo. I costi esatti dei cinque progetti saranno noti solo al termine delle trattative contrattuali.