Modifica dell’ordinanza sulla riserva invernale | Lexipedia

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

28 giugno 2023

1. Punti essenziali del progetto

1.1 Situazione iniziale

Il 25 gennaio 2023 il Consiglio federale ha adottato l’ordinanza sulla riserva invernale (OREI; RS 734.722). Con questa revisione è stata aggiunta alla riserva idroelettrica, istituita a partire dall’autunno 2022, una cosiddetta «riserva complementare». Tale riserva è costituita da gruppi elettrogeni d’emer- genza, impianti di cogenerazione forza-calore e centrali elettriche di riserva (alimentate a gas/combu- stibili fossili). Centrali di riserva di questo genere sono già state rese operative per l’inverno 2022/2023, per esempio a Birr (AG). In futuro dovranno poter essere realizzate ulteriori centrali di ri- serva, se del caso completamente nuove, eventualmente anche in altre località. L’OREI prevede già oggi che si possa iniziare a indire bandi pubblici per nuove centrali di riserva, in modo che siano pronte per essere integrate nella riserva in tempo utile. La riserva complessiva di energia elettrica è stata istituita dal Consiglio federale tramite ordinanza, sulla base dell’articolo 9 della legge del 23 marzo 2007 sull’approvvigionamento elettrico (LAEl; RS 734.7). Tuttavia, deve trovare anche un supporto a livello di legge. Ciò avviene, da un lato, nell’ambito della legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili attualmente in discussione in Parlamento, e dall’altro, per la riserva complementare (comprese le nuove centrali di riserva), in un disegno di legge separato.

1.2 Contenuto principale

Si tratta di una revisione minore dell’OREI, con modifiche di due tipi. Da un lato, si tratta di differen- ziare meglio, per esigenze pratiche, alcuni aspetti tecnici. Dall’altro, è necessario precisare alcuni punti in relazione ai già previsti bandi di gara per centrali di riserva, anche nuove. Finché non sarà definita una base legale per le centrali di riserva che vengono integrate nella riserva, per queste ultime sussistono alcune incertezze in una prospettiva a medio ter- mine. Nel frattempo, è necessario lanciare senza indugio progetti in quest’ambito, perché la realizza- zione richiede molto tempo. Proprio per questo motivo l’attuale OREI prevede bandi pubblici anticipati per tali progetti; l’inizio delle aste è previsto per il 2023. Tuttavia, a causa dell’incertezza sopra de- scritta, vi è il rischio che non si trovino investitori disposti a partecipare ai bandi pubblici. Se la realiz- zazione degli impianti o l’integrazione della riserva dovessero un giorno risultare politicamente indesi- derate e quindi fallire, i promotori dei progetti si troverebbero a dover sostenere i costi di un lavoro svolto invano. Alla luce di questo contesto politico, è opportuno un indennizzo adeguato, che abbia un certo carattere di equità. Per fornire ai i promotori dei progetti la necessaria certezza, l’OREI viene in- tegrata con un breve passaggio che stabilisce l’assunzione di tali costi, in particolare quelli per il lavoro di pianificazione del progetto, divenuto inutile. Questi costi, come il resto dei costi della riserva, ven- gono imputati ai costi di rete della rete di trasporto. Inoltre, con la revisione dell’OREI viene modificato il soggetto che svolge i bandi pubblici per le nuove centrali di riserva. L’attuale normativa prevede che, dopo una fase di transizione in cui la competenza è attribuita all’Ufficio federale dell’energia (UFE), la responsabilità dei bandi pubblici sia trasferita a Swissgrid. Ora questo cambia e l’UFE viene dichiarato responsabile fino a nuovo ordine, ossia per l’in- tero periodo di validità dell’OREI in applicazione dell’articolo 9 LAEl. Poiché sussistono ancora diverse incertezze, per il momento è preferibile questa soluzione, fra l’altro per le seguenti ragioni: le nuove centrali di riserva hanno una componente politica e possono essere controverse a livello locale; la Confederazione può meglio far fronte a queste problematiche rispetto a Swissgrid, almeno per il mo- mento.

Il bando pubblico per le centrali di riserva pubblicato dalla Confederazione non significa che essa ac- quisti (per sé) tali centrali, oppure che la riserva le appartenga o sia da essa gestita. La riserva è piut- tosto parte del sistema di approvvigionamento (al di fuori del mercato) e, grazie alle centrali di riserva, ad essa vengono ad aggiungersi capacità produttive, ovvero potenza installata. Come già nell’estate 2022, la Confederazione si assume la responsabilità di organizzare le necessarie gare pubbliche. Il bando pubblico riguarderà anche impianti diversi dalle centrali di riserva, cosa anch’essa già coperta da esistenti disposizioni dell’OREI (art. 14). La revisione dell’OREI viene messa in consultazione insieme al già citato disegno di legge finalizzato a creare una base legale per le centrali di riserva. Tuttavia, le centrali di riserva in quanto tali sono og- getto del disegno di legge. La revisione dell’OREI riguarda solo l’assunzione di una voce di costo.

2. Conseguenze finanziarie, a livello di personale e di altro

tipo per Confederazione, Cantoni e Comuni Come detto, l’OREI prevede già bandi pubblici per nuove centrali di riserva. L’eventuale onere signifi- cativo per lo Stato è generato da questi bandi pubblici e non dalla nuova regola dell’OREI sull’assun- zione dei costi di pianificazione del progetto e simili. Il fatto che i bandi pubblici rimangano di competenza dell’UFE, diversamente da quanto inizialmente previsto, comporta un aumento dell’onere per l’UFE. Tuttavia va notato che l’onere è sostenuto in gran parte nel primo bando pubblico, che sarebbe stato comunque gestito dall’UFE, il quale avrebbe in ogni caso dovuto fornire a Swissgrid un ampio supporto per i bandi successivi. Inoltre, poiché l’UFE rimane responsabile, viene meno per Swissgrid l’onere di preparare ed eseguire i bandi. Il risultato finale è che, complessivamente, il lavoro e l’onere dovrebbero diminuire.

3. Conseguenze su economia, ambiente e società

Le centrali di riserva hanno un impatto significativo in diversi settori, tra cui il territorio e l’ambiente, e generano costi considerevoli. Questo è però un argomento del progetto di legge che viene inviato pa- rallelamente in consultazione (cfr. sopra). Tuttavia, anche l’attuale revisione dell’OREI potrebbe gene- rare dei costi, in quanto i costi di pianificazione dei progetti diventati inutili potrebbero dover essere rimborsati se la politica non definirà le condizioni quadro in modo tale che nuove centrali di riserva possano essere realizzate e integrate nella riserva. I costi da assumere verrebbero imputati ai costi di rete della rete di trasporto. È difficile effettuare una loro stima, ma è ipotizzabile un importo pari a poco più di 50 milioni di franchi svizzeri. Il cambiamento per quanto riguarda le competenze, ovvero la loro unificazione, ha nel complesso un effetto di riduzione dei costi.

4. Commento alle singole disposizioni

Innanzitutto, va ribadito un concetto di validità generale per l’OREI: soprattutto nel caso della riserva complementare, l’OREI fornisce solo il quadro contrattuale essenziale. In pratica, tuttavia, potrebbero essere necessari ulteriori contratti, ad esempio tra Swissgrid e i gestori, ovvero i partecipanti alla ri- serva o altri attori. Per contro, non è necessario che le stesse cose che la Confederazione ha concor- dato con i soggetti coinvolti siano nuovamente regolate contrattualmente da Swissgrid.

Art. 8 cpv. 2 e 5 Nell’attuale OREI, la costituzione della riserva complementare avviene in tre fasi (art. 8 cpv. 1, art. 8 cpv. 2 e art. 13). La fase 2 (art. 8 cpv. 2) e la fase 3 (art. 13) sono ora riunite nell’articolo 8 capoverso 2; l’articolo 13 viene stralciato poiché la distinzione non ha più senso. Le gare d’appalto per le centrali

di riserva nuove (come previsto sinora nell’articolo 13) devono poter essere avviate in tempo utile af- finché gli impianti siano pronti per essere inclusi nella riserva al momento opportuno, perché i tempi di realizzazione sono lunghi (pianificazione del progetto, permesso di costruzione, costruzione, allaccia- mento alla rete, ecc.). Ciò che cambia, contemporaneamente allo spostamento della norma nell’articolo 8, è la responsabilità dello svolgimento dei bandi pubblici per nuove centrali di riserva. L’UFE non è responsabile solo du- rante la fase introduttiva (art. 29), ma lo rimane per tutto il periodo di validità dell’OREI. È vero che, ai sensi dell’articolo 29 capoverso 2 dell’attuale OREI, la responsabilità viene trasferita a Swissgrid il 1° ottobre 2023, ossia prima dell’entrata in vigore della modifica. Di fatto, però, non si tratta di un ritrasfe- rimento di competenze, perché il passaggio al 1° ottobre è puramente teorico e in pratica avverrebbe comunque solo più tardi. Infatti l’UFE, poco prima di tale data, avvia una tornata d’asta (e la porta poi a compimento), in modo da non rendere necessaria un’ulteriore tornata da parte di Swissgrid nel pe- riodo immediatamente successivo al 1° ottobre 2023. Pur diventando obsoleto il 1° ottobre 2023, l’arti- colo 29 non viene stralciato dall’OREI. Nel capoverso 5 si crea una garanzia finanziaria per i promotori di progetti di centrali di riserva interes- sati, in modo che possano partecipare ai bandi pubblici anche se la realizzazione delle centrali o la loro integrazione nella riserva è attualmente ancora soggetta a un certo grado di incertezza. La ragione dell’incertezza, e quindi di un’eventuale assunzione di costi, va ricercata nella sfera politica ovvero nella volontà del legislatore federale. Si tratta del caso in cui quest’ultimo dovesse rifiutarsi di creare una base legale per la realizzazione di nuove centrali di riserva per la riserva. Di conseguenza neanche le altre condizioni quadro sarebbero state concepite tenendo conto di tale realizzazione. Per altri casi che potrebbero far scattare il rimborso dei costi rimane poco margine. Ciò si riferisce anche a basi giuridiche o condizioni quadro che non sono cantonali o comunali, ad esempio in relazione alla pianificazione del territorio. Inoltre, non deve trattarsi di ragioni che ricadono sotto la responsabilità de- gli stessi promotori del progetto, ad esempio se essi perseguono progetti di cattiva qualità o che fin dall’inizio non risultano approvabili. Tali progetti non idonei dovrebbero ovviamente essere già elimi- nati con la mancata aggiudicazione. A causa della suddetta incertezza, un’aggiudicazione deve es- sere concessa con una corrispondente riserva. Spetta all’UFE decidere, su richiesta, se i costi sono rimborsabili. Vengono soprattutto rimborsate le spese di pianificazione del progetto, in senso lato. Ma può anche trattarsi di costi di investimento so- stenuti relativamente presto, ad esempio per l’acquisto di un terreno o per il pagamento di acconti ai fornitori. Ciò che può rientrare nell’articolo 8 capoverso 5 ha una valenza limitata nel tempo. Inoltre, non vengono rimborsate tutte le spese, ma solo quelle che, in relazione alla prestazione e al prezzo, sono giustificate secondo criteri oggettivi.

Art. 11 cpv. 2 secondo periodo È necessario un chiarimento in merito al periodo di disponibilità. Come finora, la ElCom deve poterne ridurre la durata (cpv. 2 lett. a). Nel caso di una delle centrali di riserva messe a disposizione a breve termine per la riserva nel 2022/2023, è opportuna una durata diversa e più breve, come previsto an-

che dal relativo contratto. Il rinvio indicato alla lettera b rimanda esplicitamente agli accordi di cui all’ar- ticolo 8 capoverso 1 e riguarda quindi solo gli impianti che erano già sotto contratto per la riserva al 15 febbraio 2022.

Art. 13 L’articolo 13 può essere stralciato, in quanto il contenuto normativo, ossia la possibilità di indire bandi pubblici per nuove centrali di riserva, viene spostato all’interno dell’OREI (art. 8 cpv. 2).

Art. 16 cpv. 1 e cpv. 1bis Per i gruppi elettrogeni di emergenza l’attuale durata del periodo di disponibilità, sincronizzata con quella delle centrali di riserva, si è rivelata inadeguata. Deve essere abbreviata, perché le limitazioni colpiscono più duramente i gruppi elettrogeni di emergenza che le centrali di riserva. Tuttavia continua ad essere necessaria una certa flessibilità, che si concretizza nella possibilità di adeguamento della durata da parte della ElCom. Poiché la durata prevista dall’articolo 16 è ora relativamente breve, oltre alla riduzione deve essere possibile anche un prolungamento. Per gli impianti di cogenerazione potrebbe rivelarsi appropriato un periodo di disponibilità ancora di- verso. A tal fine, la ElCom (in consultazione con l’UFE) potrà stabilire una durata tramite un’istruzione, come periodo di disponibilità generale. Come un’indicazione di massima vale il periodo dal 15 febbraio al 30 aprile, ma per motivi validi è ovviamente possibile discostarsi di qualche settimana. Inoltre, per gli impianti di cogenerazione è necessaria una clausola che consenta alla ElCom di adeguare la du- rata in base alla situazione specifica di un determinato inverno. Durante il periodo di validità dell’OREI potrebbero già venire indetti bandi pubblici per la partecipa- zione alla riserva nell’ambito di un regime successivo. Le disposizioni dell’attuale OREI non forniscono indicazioni in merito al periodo di disponibilità di tale periodo successivo, la cui durata potrà quindi dif- ferire.

Art. 20 cpv. 1 L’articolo 20 riguarda l’indennizzo per il prelievo che, nel caso sia necessario prelevare energia dalla riserva, si aggiunge al compenso per la detenzione o all’indennizzo per la disponibilità. Il capoverso 1 si limita a enunciare il principio e viene ora leggermente accorciato. I capoversi 2 e 3 concretizzano quindi tale principio per i diversi elementi della riserva. L’indennizzo per l’energia prelevata si applica direttamente solo nel caso della riserva di energia idroelettrica, come si evince dal rimando (all’art. 2 cpv. 3 lett. d) contenuto nel capoverso 2. Per quanto riguarda gli impianti della riserva complementare, per contro, vengono compensati (in caso di prelievo) i costi della gestione dipendenti dall’utilizzo (art. 20 cpv. 3). In questi casi l’indennizzo è ovviamente limitato a quanto disposto al capoverso 3 e il capo- verso 1, che enuncia solo il principio, non menziona alcun diritto a un indennizzo supplementare (nes- sun doppio indennizzo). Il pagamento dell’indennizzo ai sensi del capoverso 3 non deve essere effet- tuato al momento del prelievo, ma secondo un’altra periodicità adeguata (come specificato negli ac- cordi). Per quanto riguarda i costi fissi indipendenti dall’utilizzo, che vengono rimborsati attraverso il compenso per la disponibilità, è inoltre possibile specificare quanto segue: la disposizione dell’articolo 16 capoverso 3, secondo cui il compenso, in caso di pooling, viene corrisposto in forma forfettaria, non impedisce una certa flessibilità nella sua gestione. Per esempio, gli investimenti sul lato degli impianti, che sono difficili da forfettizzare, possono essere eccezionalmente compensati al di fuori della somma forfettaria.

Art. 22 cpv. 1 lett. e, f e g Cpv. 1 lett. e e f: quando è stata emanata l’OREI non era ancora possibile prevedere tutte le voci di costo che si presentano ora con l’attuazione della riserva di energia elettrica. Le prime esperienze di- mostrano che alcuni costi vengono quasi inevitabilmente fatturati alla Confederazione perché essa, cioè in primo luogo l’UFE, svolge una determinata funzione di coordinamento. Ciò vale in alcuni casi, 4

ad esempio, per i costi per l’energia di compensazione (lettera e), che possono rendersi necessari perché le centrali di riserva sono pronte all’impiego con un certo ritardo, dato che il loro stato normale è quello di non funzionamento. Nel caso di gruppi elettrogeni di emergenza, ciò può avvenire anche mediante corrispondenti accordi con gli aggregatori (che a loro volta regolano questo aspetto nei con- tratti con i gestori). Sono ipotizzabili anche altri costi (lett. f), ad esempio per l’approvvigionamento di gas o olio o per eventuali compensazioni, quali quelle indicate nell’articolo 23 capoverso 4, che po- trebbero verificarsi anche in futuro. L’importante limitazione ai costi «necessari» implica, tra l’altro, che sono coperte solo le misure realmente necessarie (che non includono, ad esempio, la verniciatura di una barriera antirumore) e che, inoltre, non ci sono costi troppo elevati. A questo proposito va menzionato anche il caso inverso, ovvero che gli accordi con la Confederazione (o anche con Swissgrid) prevedono rimborsi da parte dei gestori (da non confondere con i rimborsi previsti dall’art. 23). È ovvio che tali fondi confluiscono nel fondo con cui viene finanziata la riserva di energia elettrica (art. 22 cpv. 2); questa è l’unica soluzione oggettivamente corretta e anche l’unica possibile. Cpv. 1 lett. g: qui sono ripresi i costi che possono essere rimborsati ai sensi dell’articolo 13 capoverso 3. I costi per l’assunzione delle suddette spese sono finanziati come gli altri costi per la riserva di ener- gia elettrica, ossia principalmente attraverso i costi di rete della rete di trasporto.