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24.033 Messaggio concernente la modifica della legge sull'approvvigionamento elettrico (Riserva di energia elettrica) del 1° marzo 2024

Onorevoli presidenti e consiglieri, con il presente messaggio vi sottoponiamo, per approvazione, il disegno di modifica della legge sull'approvvigionamento elettrico.

Gradite, onorevoli presidenti e consiglieri, l'espressione della nostra alta considerazione.

1° marzo 2024

In nome del Consiglio federale svizzero: La presidente della Confederazione, Viola Amherd Il cancelliere della Confederazione, Viktor Rossi

2024-0618

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Compendio Le misure adottate finora dal Consiglio federale e dal Parlamento per rendere più sicuro l'approvvigionamento elettrico in Svizzera sono importanti, ma non sono sufficienti. Considerati in particolare i rischi di approvvigionamento elettrico durante i mesi invernali, è fondamentale che, in caso di necessità, sia possibile mettere a disposizione energia supplementare. A questo scopo occorre introdurre a livello di legge la garanzia di una riserva di energia elettrica.

Situazione iniziale I dibattiti parlamentari in merito alla legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili si sono conclusi nel corso della sessione autunnale 2023. Questa legge prevede già una riserva di energia elettrica, formata da centrali idroelettriche ad accumulazione, impianti di stoccaggio e una riserva sul fronte del consumo (riserva di consumo). In base all'esperienza e ai dati raccolti negli inverni scorsi e a quanto si sta delineando a livello europeo e mondiale, ora questi elementi della riserva devono essere integrati con capacità supplementari garantite da centrali elettriche. La durata di validità dell'ordinanza sulla riserva invernale (OREI) in vigore, con le riserve di energia elettrica costituite sulla sua base, è limitata a fine 2026. La presente revisione è finalizzata a creare una base legale formale specifica.

Scopo della riserva di energia elettrica è aumentare la resilienza dell'approvvigionamento. Non si tratta di avere in Svizzera un sistema di approvvigionamento autarchico: oltre a un consolidamento della produzione da fonti rinnovabili e al miglioramento dell'efficienza energetica, continueranno a svolgere un ruolo importante anche le importazioni e le esportazioni, sia per motivi economici sia per garantire la sicurezza dell'approvvigionamento. Finché vi sarà energia elettrica a disposizione sul territorio svizzero e sarà possibile importarne in misura sufficiente, la riserva e quindi le centrali elettriche a essa destinate e gli altri suoi elementi costitutivi (v. sotto) non entreranno in linea di conto. La riserva di energia elettrica entra in gioco se il mercato non riesce a soddisfare la domanda.

Contenuto del progetto Per rendere più sicuro l'approvvigionamento di energia elettrica, la Svizzera ha bisogno di una riserva alla quale attingere. Questa
riserva consta dei seguenti elementi costitutivi: una riserva idroelettrica, una riserva termica ­ con centrali elettriche, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione forza-calore (impianti di cogenerazione) ­ ed eventualmente una riserva di consumo e una riserva di stoccaggio.

In linea di principio, si esclude di utilizzare la riserva di energia elettrica per il mercato dell'elettricità. Tuttavia, in casi eccezionali vi si potrà attingere anche in via preventiva, prelevando un supplemento di energia da una centrale elettrica per immetterlo nella riserva idroelettrica.

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La riserva di energia elettrica deve inoltre essere coordinata con le misure adottate in base alla legge federale sull'approvvigionamento economico del Paese (LAP). Il disegno prevede che il Consiglio federale e le autorità competenti armonizzino in modo opportuno gli strumenti della riserva e le misure previste dalla LAP.

In linea di principio, occorre che le centrali elettriche di riserva possano essere alimentate con almeno due diversi vettori energetici (ad es. gas e olio da riscaldamento), al fine di garantire la necessaria ridondanza anche nei casi in cui la penuria interessi contemporaneamente sia l'energia elettrica sia il gas oppure l'olio da riscaldamento.

Inoltre, queste centrali vanno gestite in modo che, nel loro complesso, non gravino sul bilancio dei gas serra.

Il disegno prevede anche l'introduzione nella legge federale sull'energia (LEne) di contributi d'investimento destinati agli impianti di cogenerazione. La produzione di energia elettrica supplementare con questo tipo di impianti mira a preservare la riserva idroelettrica. Per beneficiare dei contributi d'investimento, che saranno finanziati attraverso il supplemento rete già in vigore, gli impianti di cogenerazione dovranno essere alimentati con combustibili rinnovabili; in caso contrario, saranno tenuti a compensare le emissioni di CO2 prodotte.

Inoltre, la prevista modifica della LEne conferisce all'Ufficio federale dell'energia (UFE) il mandato di informare l'opinione pubblica sull'evoluzione dell'approvvigionamento energetico in Svizzera. Affinché possa svolgere questo compito, dovranno essergli forniti i dati necessari.

Infine, il progetto permetterà alla Confederazione di rimborsare le spese supplementari sostenute dai gestori di impianti che possono essere alimentati con più vettori energetici (i cosiddetti impianti bicombustibili o pluricombustibili) se quest'ultimi, su ordine della Confederazione, passano al vettore energetico alternativo, e ciò li costringa ad acquistare diritti di emissione di CO2 supplementari i quali causino loro un importante pregiudizio finanziario non ragionevolmente esigibile.

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Indice Compendio

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Situazione iniziale 1.1 Necessità di agire 1.2 Misure già adottate 1.3 Obiettivi del progetto 1.4 Alternative esaminate e opzione scelta 1.5 Rapporto con il programma di legislatura e il piano finanziario, nonché con le strategie del Consiglio federale

6 6 6 8 10

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Procedura di consultazione

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Diritto comparato, in particolare rapporto con il diritto europeo

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Punti essenziali del progetto 4.1 La nuova normativa proposta 4.1.1 Riserva di energia elettrica 4.1.2 Promozione degli impianti di cogenerazione 4.1.3 Informazione dell'opinione pubblica sulla situazione attuale dell'approvvigionamento energetico 4.1.4 Indennità a copertura dei costi per l'acquisto di diritti di emissione di CO2 supplementari 4.2 Compatibilità tra compiti e finanze 4.3 Attuazione

12 12 12 16

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Commento ai singoli articoli 5.1 Legge sull'approvvigionamento elettrico 5.2 Modifica di altri atti normativi: legge sul CO2 5.3 Modifica di altri atti normativi: legge sull'energia

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Ripercussioni 6.1 Ripercussioni per la Confederazione 6.1.1 Ripercussioni finanziarie e a livello di personale 6.1.2 Ripercussioni sul Fondo per il supplemento rete e altre ripercussioni 6.2 Ripercussioni per i Cantoni e i Comuni, per le città, gli agglomerati e le regioni di montagna 6.3 Ripercussioni sui consumatori finali (in particolare economie domestiche e grandi consumatori) 6.4 Ripercussioni sull'economia 6.4.1 Stima delle ripercussioni sul raggiungimento dell'obiettivo di azzeramento delle emissioni nette 6.4.2 Ripercussioni sull'occupazione ed effetti distributivi 6.4.3 Ripercussioni sui settori economici

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6.5 7

Ripercussioni sulla società e sull'ambiente

Aspetti giuridici 7.1 Costituzionalità 7.1.1 Basi legali 7.1.2 Compatibilità con i diritti fondamentali 7.2 Compatibilità con gli impegni internazionali della Svizzera 7.3 Forma dell'atto 7.4 Subordinazione al freno alle spese 7.5 Conformità alla legge sui sussidi 7.6 Delega di competenze legislative 7.7 Protezione dei dati

Legge sull'approvvigionamento elettrico (LAEl) (Riserva di energia elettrica) (Disegno)

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Messaggio 1

Situazione iniziale

1.1

Necessità di agire

La sicurezza dell'approvvigionamento elettrico è di fondamentale importanza per la Svizzera ed è pertanto un obiettivo centrale del Consiglio federale. Secondo un rapporto presentato nel 20201 dall'Ufficio federale della protezione della popolazione (UFPP), una penuria di energia elettrica è attualmente considerata il rischio maggiore per il Paese, collocandosi anche prima di una pandemia.

Le sfide per garantire un approvvigionamento elettrico sicuro sono molte, in particolare durante il semestre invernale e alla luce delle numerose incertezze: dalle conseguenze della guerra di aggressione russa contro l'Ucraina alla minore capacità di esportazione di energia elettrica da parte dei Paesi confinanti, dall'impatto delle condizioni climatiche sulla produzione di energia idroelettrica alla limitata disponibilità delle centrali nucleari francesi.

Già nel suo studio del 30 novembre 20212 riguardante le centrali a gas destinate a coprire i picchi di carico in situazioni di emergenza eccezionali («Konzept Spitzenlast-Gaskraftwerke zur Sicherstellung der Netzsicherheit in ausserordentlichen Notsituationen, disponibile anche in franc.), la Commissione federale dell'energia elettrica (ElCom) aveva raccomandato al Consiglio federale di avviare i lavori preparatori per mettere a disposizione da due a tre centrali elettriche di riserva con una potenza fino a 1000 MW. Nel 2023 la ElCom ha aggiornato le sue analisi sulla sicurezza dell'approvvigionamento a medio e lungo termine e raccomanda ora una capacità di riserva termica mediante centrali elettriche di almeno 400 MW per il 2025 e da 700 a 1400 MW dal 2030 in poi. A causa delle grandi incertezze, ritiene che sia opportuno procedere secondo un approccio graduale, in modo da adattare, se occorre, la costituzione delle riserve.

1.2

Misure già adottate

Per rendere l'approvvigionamento elettrico più sicuro, il Consiglio federale punta su diversi elementi. Si tratta, in particolare, di potenziare in modo rapido e coerente le energie rinnovabili prodotte sul territorio nazionale, di migliorare l'efficienza elettrica e di convertire e espandere tempestivamente le reti elettriche.

Nel quadro della legge federale del 29 settembre 20233 su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili adottata dal Parlamento ­ contro la quale, nel frattempo, è stato lanciato con successo il referendum ­ è stato introdotto nella 1 2 3

UFPP, 2020: «Rapporto sull'analisi nazionale dei rischi. Catastrofi e situazioni d'emergenza in Svizzera», 3a edizione.

Consultabile su www.elcom.admin.ch > Documentazione > Rapporti e studi > Sicurezza degli approvvigionamenti e affari internazionali.

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legge del 23 marzo 20074 sull'approvvigionamento elettrico (LAEl) il nuovo articolo 8a. Secondo il capoverso 1 di questa disposizione, per far fronte a situazioni straordinarie, quali penurie o interruzioni critiche dell'approvvigionamento, può essere costituita annualmente una riserva di energia. Secondo il capoverso 2 dello stesso articolo, i gestori di centrali ad accumulazione che costituiscono riserve di acqua sono tenuti, a partire da una capacità di accumulazione pari a 10 GWh, a partecipare alla costituzione di questa riserva. All'inizio del 2022 il Consiglio federale ha deciso di anticipare tramite ordinanza la costituzione di una riserva di energia sotto forma di riserva idroelettrica, in modo da renderla disponibile a partire dall'inverno 2022/23.

L'ordinanza in questione è entrata in vigore il 1° ottobre 20225.

Poiché dall'estate 2022 la situazione dell'approvvigionamento è ulteriormente peggiorata, il Consiglio federale ha accelerato la pianificazione delle capacità di riserva termica e ha ampliato di conseguenza la base legale, emanando l'ordinanza del 25 gennaio 20236 sulla riserva invernale (OREI), che è entrata in vigore il 15 febbraio 2023 e la cui durata è limitata al 31 dicembre 2026. La OREI regola il ricorso alla riserva idroelettrica e a una riserva complementare costituita da centrali elettriche di riserva nonché dall'aggregazione di gruppi elettrogeni di emergenza e di impianti di cogenerazione forza-calore (impianti di cogenerazione). La OREI si fonda sugli articoli 9 e 30 capoverso 2 LAEl e sugli articoli 5 capoverso 4 e 38 capoverso 2 della legge del 17 giugno 20167 sull'approvvigionamento del Paese (LAP).

Nel marzo 2023 è entrato in funzione a Birr (AG) un impianto temporaneo di General Electric con una potenza di 250 MW. Inoltre la Confederazione ha sottoscritto un contratto per la centrale termoelettrica di Groupe E SA a Cornaux (NE) con una potenza fino a 36 MW. Entrambe queste centrali sono bicombustibili, ossia possono essere alimentate con gas naturale oppure con olio da riscaldamento extraleggero. La terza centrale elettrica di riserva è a ciclo combinato, alimentata con gas naturale, e la sua potenza raggiunge 50 MW; con la Compagnie industrielle de Monthey SA, sua proprietaria, è stato concluso un contratto fino alla primavera del 2026. Inoltre saranno
indette pubbliche gare per nuove centrali elettriche di riserva, in modo da individuare le ubicazioni e i gestori più adeguati e da garantire la potenza necessaria con il miglior rapporto costi / benefici. Considerata la lunghezza delle procedure di pianificazione e di autorizzazione, l'UFE ha indetto già nel luglio 2023, sulla base della OREI, un primo bando pubblico per 400 MW.

Inoltre, la Confederazione ha sottoscritto diversi contratti con cosiddetti aggregatori (pooler) di gruppi elettrogeni di emergenza. Su suo mandato, questi sono incaricati di coordinare a livello nazionale una centrale elettrica di riserva virtuale composta da gruppi elettrogeni di emergenza messi volontariamente a disposizione dai proprietari contro il versamento di un indennizzo. Dall'autunno 2022 i proprietari hanno la possibilità di annunciarsi agli aggregatori. L'obiettivo è stipulare contratti per l'impiego di gruppi elettrogeni di emergenza con una potenza complessiva di circa 280 MW.

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RS 734.7 RU 2022 514 RS 734.722 RS 531

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Poiché non è ancora stata presa una decisione in merito alla base legale prevista per la riserva termica, regna tra i possibili interessati una certa insicurezza quanto alla possibilità di coprire i costi legati alla progettazione e ai necessari investimenti preliminari. Per scongiurare ogni rischio al riguardo, il Consiglio federale ha introdotto nella OREI una modifica concernente la copertura di questi costi, che è entrata in vigore il 1° febbraio 2024.

Poiché la durata di validità della OREI è limitata al 31 dicembre 2026 e la legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili pone le basi soltanto per una prima parte della riserva di energia elettrica, occorre ora adottare una base legale formale, illimitata e specifica, anche per la riserva termica. A questo fine, il 28 giugno 2023 il Consiglio federale ha aperto la consultazione su una revisione in tal senso della LAEl. La procedura si è conclusa il 20 ottobre 2023. Dopo le necessarie analisi e valutazioni, il Consiglio federale sottopone al Parlamento il presente messaggio.

1.3

Obiettivi del progetto

Scopo della riserva di energia elettrica è aumentare la resilienza dell'approvvigionamento, evitando o riducendo al minimo una situazione di penuria. Non si tratta di avere in Svizzera un sistema di approvvigionamento autarchico: finché vi sarà elettricità a disposizione sul territorio nazionale e sarà possibile importarne in misura sufficiente, la riserva non entrerà in gioco. La riserva è quindi una sorta di assicurazione in caso di emergenza ed è utilizzata solo se il mercato non riesce a soddisfare la domanda.

Questi gli obiettivi principali della presente revisione: 1) Completare le basi legali per la riserva di energia elettrica con nuovi elementi (centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza, impianti di cogenerazione ed, eventualmente, impianti di stoccaggio) Conformemente alla base legale posta dalla legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili, finora la riserva di energia elettrica è costituita dagli elementi seguenti: centrali idroelettriche ad accumulazione, impianti di stoccaggio e riduzioni del consumo. La riserva termica ­ costituita da centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione ­ poggia esclusivamente su un'ordinanza, la OREI, che oltretutto è limitata nel tempo (fine 2026). La presente revisione della LAEl permetterà di sancire la riserva termica anche a livello di legge. In questo modo tutte le capacità di riserva avranno una base legale specifica, di durata indeterminata, che renderà più sicuro l'approvvigionamento a lungo termine.

2) Prevedere facilitazioni riguardo alle disposizioni dell'ordinanza contro l'inquinamento atmosferico e delle prescrizioni d'esercizio cantonali per le centrali elettriche di riserva e i gruppi elettrogeni di emergenza Al fine di garantire l'approvvigionamento elettrico, il presente progetto fornisce gli strumenti legali per garantire il funzionamento delle centrali di riserva e dei gruppi 8 / 44

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elettrogeni di emergenza attraverso, al bisogno, facilitazioni riguardo alle disposizioni dell'ordinanza del 16 dicembre 19858 contro l'inquinamento atmosferico (OIAt).

Nella maggior parte dei casi, infatti, le centrali termoelettriche di riserva non riescono a rispettare tutti i requisiti concernenti i limiti di gas di scarico e di rumore. Inoltre, secondo la OIAt i gruppi elettrogeni di emergenza possono essere messi in funzione al massimo per 50 ore l'anno, e diverse disposizioni cantonali hanno ulteriormente ridotto questa durata massima.

3) Prevedere ulteriori costi computabili in relazione alla riserva di energia elettrica Energia di compensazione: in caso di prelievo dalla riserva termica, per diverse ragioni può succedere che l'impianto non sia in grado di produrre. La differenza è fatturata ai gruppi di bilancio come energia di compensazione e può essere molto costosa.

Pertanto, è previsto che il Consiglio federale possa disciplinare nelle disposizioni d'esecuzione in quali casi i costi per l'energia di compensazione debbano essere sostenuti dal gestore della centrale elettrica e in quali casi siano invece da annoverare tra i costi d'esercizio della rete di trasporto computabili attraverso l'indennizzo per il prelievo.

Costi per la compensazione delle emissioni di CO2: conformemente alla legislazione sul CO2 e alle disposizioni d'esecuzione del Consiglio federale, saranno finanziati attraverso il corrispettivo per l'utilizzazione della rete anche i costi sostenuti dai gestori di centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione per compensare le emissioni di CO2 eventualmente provocate da un prelievo dalle loro riserve. Queste spese rientrano tra i costi d'esercizio e, di conseguenza, saranno compensate mediante l'indennizzo per il prelievo. In questo modo i gestori di impianti bicombustibili e pluricombustibili che sottostanno al sistema di scambio di quote di emissioni (SSQE) si troveranno in una posizione equivalente a quella dei gestori che non vi sottostanno.

4) Precisare il coordinamento tra la riserva di energia elettrica e le misure previste dalla LAP In caso di grave penuria di energia elettrica, imminente o in corso, il Consiglio federale può adottare misure secondo la LAP al fine di garantire l'approvvigionamento.

In linea di massima,
gli strumenti della riserva di energia elettrica e quelli dell'approvvigionamento economico del Paese sono complementari tra loro, quindi non si escludono a vicenda. Il disegno prevede che Consiglio federale e autorità competenti armonizzino in modo opportuno gli strumenti della riserva di energia elettrica e le misure previste dalla LAP.

5) Promuovere gli impianti di cogenerazione forza-calore (impianti di cogenerazione) Il 3 maggio 2023 il Consiglio nazionale ha accolto la mozione 23.3022 Garantire l'approvvigionamento elettrico in inverno con impianti di cogenerazione forza-calore, presentata dalla sua Commissione dell'ambiente, della pianificazione del territorio e dell'energia (CAPTE-N), che incarica il Consiglio federale di inserire la promozione 8

RS 814.318.142.1

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degli impianti di cogenerazione nel progetto. La Commissione dell'ambiente, della pianificazione del territorio e dell'energia del Consiglio degli Stati (CAPTE-S) invita anche la propria Camera ad accogliere la mozione. Promuovendo gli impianti di cogenerazione per una produzione supplementare di energia elettrica durante i mesi invernali, si intende preservare gli attuali bacini di accumulazione. Analogamente a quanto previsto dall'articolo 7 capoverso 3 OREI, tuttavia, gli impianti che beneficiano di questi sostegni non possono prendere parte contemporaneamente anche alla riserva.

1.4

Alternative esaminate e opzione scelta

Nel capitolo 3 del summenzionato studio riguardante le centrali a gas destinate a coprire i picchi di carico in situazioni di emergenza eccezionali («Konzept SpitzenlastGaskraftwerke zur Sicherstellung der Netzsicherheit in ausserordentlichen Notsituationen, disponibile anche in franc.), la ElCom presenta diverse soluzioni alternative alle centrali elettriche di riserva. Sebbene tali alternative possano ridurre in parte i rischi, la ElCom ritiene indispensabile il ricorso a centrali elettriche di riserva. Nel 2023 ha aggiornato le sue analisi sulla sicurezza dell'approvvigionamento elettrico a medio e lungo termine e raccomanda ora una capacità di riserva termica mediante centrali elettriche di almeno 400 MW per il 2025 e da 700 a 1400 MW dal 2030 in poi.

Di conseguenza, il Consiglio federale propone di ampliare e modificare gli articoli 8a, 15 e 15a LAEl e di integrare nella stessa legge i nuovi articoli 8b­8n.

A questi ultimi aggiunge il nuovo articolo 19b della legge federale del 23 dicembre 20119 sul CO2. Infine, propone di introdurre un nuovo articolo 55a e di modificare l'articolo 56 della legge federale del 30 settembre 201610 sull'energia (LEne).

1.5

Rapporto con il programma di legislatura e il piano finanziario, nonché con le strategie del Consiglio federale

Il 24 gennaio 2024 il Consiglio federale ha adottato il messaggio sul programma di legislatura 2023­2027. Il presente disegno di legge rientra nell'obiettivo 25 (La Svizzera garantisce un approvvigionamento energetico sicuro e stabile e promuove lo sviluppo della produzione interna di energie rinnovabili). Concretamente, il programma prevede che il Consiglio federale adotti entro la prima metà della legislatura il messaggio concernente la modifica della LAEl.

Il presente progetto completa la riserva di energia elettrica prevista dalla legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili. Questa riserva contribuisce a mantenere un'elevata sicurezza dell'approvvigionamento elettrico in Svizzera, uno degli obiettivi della Strategia energetica 2050.

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Procedura di consultazione

Il 28 giugno 2023 il Consiglio federale ha posto in consultazione la revisione della LAEl. La procedura si è conclusa il 20 ottobre 2023. L'avamprogetto conteneva nuove disposizioni della LEne concernenti la promozione degli impianti di cogenerazione e l'informazione della popolazione sull'approvvigionamento energetico nonché nuove disposizioni della legge sul CO2 concernenti la possibilità di rimborsare agli impianti bicombustibili o pluricombustibili i costi per i diritti di emissione. Nel quadro della consultazione sono pervenuti 99 pareri. La maggioranza ­ ossia Cantoni, Conferenza dei direttori cantonali dell'energia (EnDK), Conferenza dei direttori delle pubbliche costruzioni, della pianificazione del territorio e dell'ambiente (DCPA), PLR, UDC, Centro, settore dell'energia elettrica ­ accoglie favorevolmente la proposta di revisione della LAEl, poiché essa garantisce l'approvvigionamento elettrico in situazioni straordinarie. I Verdi e le organizzazioni ambientaliste (ad es. WWF, Birdlife) si oppongono, poiché ritengono che di fronte alla crisi climatica non si debba investire in infrastrutture alimentate a combustibili fossili. La maggioranza dei Cantoni, la EnDK e la Conferenza dei capi dei servizi per la protezione dell'ambiente (CCA) chiedono di limitare a non oltre la fine del 2026 la norma di delega che consente al Consiglio federale di concedere facilitazioni temporanee rispetto a quanto previsto dalla OIAt e da disposizioni d'esercizio cantonali. Altri partecipanti alla consultazione esprimono un dubbio di fondo e mettono in discussione il bisogno stesso di munirsi di centrali elettriche di riserva. Tra gli altri, il PS chiede un rafforzamento delle energie rinnovabili, maggiori investimenti per l'efficienza energetica e un accordo sull'energia elettrica con l'Unione europea. I costi elevati che comporta la riserva di energia elettrica sollevano critiche. In alternativa, si chiede una riserva sul fronte del consumo (riserva di consumo), partendo dal presupposto che questa sarebbe significativamente più economica rispetto alla costruzione di nuove centrali elettriche. Controversa è anche la promozione degli impianti di cogenerazione, criticata non solo a causa delle emissioni di CO2, ma anche perché lo scopo al quale è destinato il Fondo per il supplemento rete non è incoraggiare il
ricorso a impianti alimentati da combustibili fossili. L'UDC ritiene che i gruppi elettrogeni di emergenza decentrati debbano trovare una base legale più salda, prevedendo ad esempio di sospendere, in caso di penuria energetica, il limite massimo di funzionamento di 50 ore l'anno.

A seguito delle critiche mosse alla coerenza strutturale delle nuove disposizioni, ora la riserva di energia elettrica è disciplinata in una sezione a parte della legge, con un'articolazione chiara dei singoli requisiti. Nel corso di questa rielaborazione molte delle norme di delega che ancora figuravano nell'avamprogetto sono state convertite in disposizioni materiali, mentre altre sono state precisate in termini di contenuto, scopo e campo di applicazione. Inoltre, alcuni elementi della OREI sono stati meglio ripresi a livello di legge.

Le differenze materiali rispetto all'avamprogetto posto in consultazione possono essere individuate con facilità. Va sottolineata la nuova possibilità ora prevista di sostenere finanziariamente (come parte dei costi operativi computabili della rete di trasporto) il riequipaggiamento dei gruppi elettrogeni di emergenza che partecipano alla riserva di energia elettrica per renderli conformi alla OIAt.

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Alla richiesta di integrare una riserva di consumo quale elemento obbligatorio della riserva di energia elettrica non è stato dato seguito. In merito il testo di legge rimane aperto, lasciando al Consiglio federale il compito di stabilire quali elementi della riserva debbano essere costituiti e quali no. A questo proposito, il 28 giugno 2023 il Consiglio federale ha deciso di non includere per il momento nella OREI una riserva di consumo, in quanto la normativa necessaria sarebbe complessa e, a seconda della sua formulazione, potrebbe comportare interazioni negative con le misure volte a promuovere l'efficienza, le misure di risparmio volontarie, i prodotti di mercato e le misure previste dalla LAP. Nel frattempo, il DATEC e la ElCom hanno invitato il settore dell'energia elettrica a elaborare e proporre prodotti che consentano di costituire una riserva di consumo.

3

Diritto comparato, in particolare rapporto con il diritto europeo

La normativa qui proposta completa con nuovi elementi costitutivi (centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione) la riserva di energia elettrica già prevista per prevenire situazioni critiche di penuria durante l'inverno. Fintantoché non vi sarà un accordo con l'UE in ambito elettrico, la legislazione europea in materia non è applicabile in Svizzera. In linea di principio, tuttavia, le misure qui previste rientrano nel quadro di quanto stabilito dal diritto europeo, poiché le riserve strategiche costituite e gestite al di fuori del mercato elettrico usuale sono considerate uno strumento prioritario per prevenire le situazioni critiche sul fronte dell'approvvigionamento anche secondo l'articolo 21 paragrafo 3 del regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio del 5 giugno 201911. Inoltre, è applicabile anche la normativa europea sugli aiuti di Stato. L'Unione europea è relativamente severa quando si tratta di stabilire la necessità di tali misure: sono richieste analisi precise delle esigenze e la consultazione al riguardo dei Paesi limitrofi.

Nell'ambito dei negoziati per un accordo sull'energia elettrica potrebbe avere luogo un esame approfondito della struttura e del dimensionamento dell'intera riserva di energia elettrica. Sono numerosi gli argomenti a favore di una compatibilità della riserva svizzera di energia elettrica con il sistema europeo.

4

Punti essenziali del progetto

4.1

La nuova normativa proposta

4.1.1

Riserva di energia elettrica

Nel quadro della legge su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili adottata dal Parlamento, la LAEl è stata completata con il nuovo articolo 8a sulla costituzione di una riserva elettrica. Con il presente progetto, il Consiglio fede-

11

Regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, sul mercato interno dell'energia elettrica, GU L 158 del 14.6.2019, pag. 54.

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rale intende potenziare la riserva di energia attraverso centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione.

Sono previste disposizioni riguardanti l'impiego delle riserve nonché l'ordine di prelievo e la quantità di energia utilizzata. In un'istruzione basata sulla OREI12, la ElCom ha stabilito l'interazione tra gli elementi costitutivi della riserva e il momento in cui le riserve devono essere pronte all'impiego. In questo contesto, la situazione dell'approvvigionamento e la disponibilità delle diverse riserve di energia elettrica svolgono un ruolo fondamentale.

Dimensionamento Il Consiglio federale può stabilire limiti minimi e massimi per il dimensionamento della riserva di energia elettrica e dei suoi elementi costitutivi. La ElCom determina il dimensionamento d'intesa con l'UFE, riferendosi alle analisi dei rischi e agli studi sull'adeguatezza del sistema, ivi incluse le stime della produzione invernale in caso di scenari di stress più gravi per quanto riguarda la disponibilità in Svizzera e nei Paesi limitrofi. Il dimensionamento della riserva di energia elettrica si basa anche su calcoli relativi alla copertura dei consumi, corredati da ipotesi riguardanti diversi fattori, quali la disponibilità delle centrali nucleari, la domanda di energia elettrica, il potenziamento delle fonti rinnovabili, lo sviluppo delle importazioni di energia elettrica e la disponibilità di gas in Europa. Le dimensioni della riserva idroelettrica e quelle della riserva termica vanno stabilite separatamente. La OREI prevede attualmente una riserva termica con una potenza complessiva fino a 1000 MW. Le dimensioni della riserva di energia elettrica possono essere adeguate in funzione della situazione. Nel 2023 la ElCom ha aggiornato le sue analisi sulla sicurezza dell'approvvigionamento elettrico a medio e lungo termine e raccomanda una capacità di riserva mediante centrali termoelettriche di almeno 400 MW per il 2025 e da 700 a 1400 MW a partire dal 2030. A causa delle grandi incertezze ritiene che sia opportuno procedere secondo un approccio graduale in modo da adattare, se occorre, la costituzione delle riserve. Il DATEC prevede pertanto di procedere a tappe, così da tenere conto degli sviluppi in atto e da adeguare il dimensionamento.

Riserva idroelettrica Conformemente
alla legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili, i gestori di centrali idroelettriche ad accumulazione saranno tenuti a partecipare, dietro versamento di un indennizzo forfetario moderato, alla costituzione della riserva idroelettrica. Pertanto, con l'entrata in vigore di questa legge, prevista per il 1° gennaio 2025, non saranno più indette pubbliche gare per costituire la riserva idroelettrica. La società nazionale di rete stipulerà i relativi accordi direttamente con i gestori. La ElCom deciderà le dimensioni della riserva idroelettrica, d'intesa con l'UFE.

12

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

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Centrali elettriche di riserva Finora le centrali elettriche di riserva sono previste solamente nella OREI, mentre non sono menzionate né nella LAEl né nella sua revisione. Mentre con la riserva idroelettrica ci si limita semplicemente a trattenere l'energia nei bacini di accumulazione, con le centrali elettriche di riserva, in quanto parte della riserva termica, si apportano potenza ed energia supplementari al sistema elettrico. La partecipazione in veste di centrale di riserva è aperta alle centrali alimentate a gas o con altri vettori energetici. Gli impianti sono impiegati solo per la riserva e non possono produrre elettricità per il mercato. A lungo termine, il fatto che le centrali elettriche figurino quali elementi costitutivi della riserva solamente nella OREI è problematico, poiché questa ordinanza è limitata al 31 dicembre 2026 (art. 30 OREI).

Gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione forza-calore (impianti di cogenerazione) Anche i gruppi elettrogeni di emergenza e i piccoli impianti di cogenerazione sono menzionati solo nella OREI e non figurano ancora nella LAEl. Per «gruppi elettrogeni di emergenza» (o «impianti elettrogeni di emergenza») s'intendono i motori a combustione stazionari destinati alla produzione di energia elettrica. Secondo la OIAt i gruppi elettrogeni di emergenza possono essere messi in funzione al massimo per 50 ore l'anno. Dati i tempi d'esercizio limitati, per i gruppi elettrogeni di emergenza sono previsti requisiti meno severi rispetto a quelli concernenti i motori a combustione stazionari che restano in funzione per più di 50 ore l'anno. Se possibile, i gruppi elettrogeni di emergenza che partecipano alla riserva di energia elettrica andrebbero trasformati in motori stazionari. Ciò richiede un adattamento tecnico a livello di motore a combustione stazionario secondo l'allegato 2 numero 82 OIAt. L'impiego di gruppi elettrogeni d'emergenza e di impianti di cogenerazione può contribuire a rendere più sicuro l'approvvigionamento elettrico. Inoltre questi impianti saranno raggruppati (pooling). La validità limitata nel tempo della OREI è problematica anche per quanto riguarda i gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione.

Centrali elettriche di riserva e gruppi elettrogeni di emergenza: facilitazioni rispetto alla OIAt e alle
prescrizioni d'esercizio cantonali Dalle prime esperienze maturate nell'ambito della costituzione di una riserva termica per l'inverno 2022/2023, sono emersi diversi elementi del diritto federale e cantonale che ostacolano la messa a disposizione rapida di energia elettrica in situazioni di emergenza. Per la maggior parte delle centrali elettriche di riserva ­ al momento tre impianti, ossia Birr, Cornaux e Monthey ­ non è possibile, a medio termine, rispettare i valori limite per le emissioni (stabiliti nella OIAt) e per il rumore.

Vi è poi un ulteriore problema: per i gruppi elettrogeni di emergenza la OIAt pone un limite generale di funzionamento di 50 ore l'anno. Questa durata massima d'esercizio, inoltre, è ridotta ulteriormente da diverse disposizioni cantonali. Per garantire che, in caso di emergenza, i gruppi elettrogeni che fanno parte della riserva termica possano entrare in funzione, il Consiglio federale può all'occorrenza mettere in vigore l'ordinanza sull'esercizio di centrali elettriche di riserva e gruppi elettrogeni di emergenza e, in tal modo, abolire temporaneamente, in una situazione di penuria già sopraggiunta

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o imminente, i valori limite stabiliti nella OIAt e la limitazione delle ore di esercizio per gli impianti in questione.

Entrambi questi esempi dimostrano che per garantire l'approvvigionamento elettrico il Consiglio federale ha bisogno di strumenti giuridici che consentano di mettere in funzione le centrali elettriche di riserva e i gruppi elettrogeni di emergenza. In precedenza, le deroghe necessarie si basavano sugli articoli 32 capoversi 1 e 2 lettera a e 34 LAP. In futuro, grazie al nuovo articolo 8n capoverso 2 LAEl, il Consiglio federale potrà appoggiarsi su un regolamento settoriale riferito specificamente alle centrali di riserva, ai gruppi elettrogeni di emergenza e agli impianti di cogenerazione che prendono parte alla riserva di energia elettrica. Di conseguenza, le condizioni alle quali potrà prevedere determinate deroghe sulla base di questa disposizione sono volutamente restrittive.

Riserva sul fronte del consumo (riserva di consumo) Dalla procedura di consultazione è emersa la richiesta di prevedere, in alternativa al potenziamento delle capacità mediante centrali elettriche, una riserva di consumo, partendo dal presupposto che questa soluzione sarebbe significativamente più economica rispetto a quella offerta da nuove centrali di riserva. Nel frattempo, questo tipo di riserva è già previsto dall'articolo 8a della modifica della LAEl approvata dal Parlamento nella votazione finale il 29 settembre 2023. Già dalla procedura di consultazione sulla OREI svolta nell'autunno 2022 era emersa la richiesta di valutare se, anziché la garanzia mediante centrali elettriche di riserva, non fosse più conveniente ricorrere a un'asta pubblica per ridurre la domanda e se fosse possibile svolgerne una in vista dell'inverno 2023/2024. Inoltre, da più parti è giunta la richiesta di sfruttare anche i carichi interrompibili quale riserva di consumo. Dalle analisi effettuate è emerso che la normativa necessaria a tal fine sarebbe molto complessa, in particolare se si vogliono escludere interazioni negative con misure di risparmio volontarie e con prodotti di mercato. Inoltre potrebbero verificarsi interazioni negative anche con le misure per migliorare l'efficienza energetica e le misure previste dalla LAP. Il Consiglio federale ritiene più efficiente che il settore dell'elettricità offra tali prodotti
sul mercato. In merito sono previste disposizioni anche nella legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili (semplificazioni per le tariffe dinamiche, condizioni quadro per la regolazione della flessibilità). Il Consiglio federale ha quindi deciso di non includerne altre nel disegno.

Interazione tra la riserva di energia elettrica e le misure previste dalla LAP In una situazione di grave penuria già sopraggiunta o imminente che l'economia non riesce a superare con i propri mezzi, per garantire l'approvvigionamento il Consiglio federale può adottare misure sulla base della LAP, che offre la base legale per un'ampia gamma di provvedimenti. In linea di massima, gli strumenti della riserva di energia elettrica e quelli dell'approvvigionamento economico del Paese sono complementari e non si escludono a vicenda. Il presente disegno di legge incarica il Consiglio federale di coordinare al meglio i diversi strumenti a disposizione.

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4.1.2

Promozione degli impianti di cogenerazione

Gli impianti di cogenerazione possono contribuire alla produzione di energia elettrica durante la stagione invernale. Al fine di preservare altre fonti di energia si prevede pertanto la costruzione di nuovi impianti di cogenerazione finanziata attraverso contributi d'investimento per un importo massimo di 20 milioni di franchi l'anno. Per beneficiare di questi contributi, gli impianti di cogenerazione dovranno funzionare con combustibili rinnovabili oppure compensare le emissioni di CO2. Il finanziamento avverrà attraverso il Fondo per il supplemento rete e ammonterà a 0,04 ct./kWh. Il supplemento rete di 2,3 ct./kWh non subirà alcun aumento.

Poiché gli impianti di cogenerazione producono contemporaneamente anche calore, il sistema di promozione qui proposto prevede che tale calore sia tassativamente utilizzato o ritirato. A questo scopo occorre che gli impianti che beneficiano dei contributi funzionino a pilotaggio termico, ossia esclusivamente in funzione del fabbisogno di calore dei consumatori. L'energia elettrica prodotta in questo modo è immessa nella rete pubblica oppure utilizzata per coprire il fabbisogno proprio. La situazione è diversa per gli impianti di cogenerazione utilizzati come centrali elettriche di riserva, che dovranno funzionare a pilotaggio elettrico, ossia in funzione del fabbisogno di elettricità. In tal modo è anche possibile prestare servizi utili al funzionamento della rete, ad esempio partecipando al mercato dell'energia di regolazione o mantenendo una scorta di elettricità in veste di centrale elettrica di riserva.

Nell'ambito della promozione degli impianti di cogenerazione si è rinunciato ad approfondire un possibile impiego delle tecnologie per catturare e sequestrare il CO2 (carbon capture and storage, CCS). Queste tecnologie potranno essere impiegate nei casi in cui non è possibile evitare totalmente le emissioni di CO2, ad esempio negli impianti di incenerimento dei rifiuti urbani (IIRU). Tuttavia, al momento non sono ancora mature per il mercato. L'Associazione svizzera dei dirigenti e gestori degli impianti di trattamento dei rifiuti (ASIR) ha sottoscritto con la Confederazione un accordo settoriale che li esonera dalla partecipazione al SSQE e li obbliga a investire nelle tecnologie CCS entro il 2030. Normalmente gli IIRU immettono il calore che producono
nelle reti di teleriscaldamento, reti che comprendono anche caldaie per il carico di punta alimentate a energia fossile. Grazie al sistema di promozione previsto, queste caldaie potranno essere sostituite da impianti di cogenerazione che, complessivamente, non gravano sul bilancio dei gas serra.

La maggior parte dei partecipanti alla consultazione ha respinto la promozione degli impianti di cogenerazione, in particolare a causa delle emissioni di CO2 da essi generate e perché il fondo per il supplemento rete non è pensato per la promozione di impianti fossili (v. al riguardo il cap. 2). Tuttavia, in considerazione della mozione della CAPTE-N 23.3022Garantire l'approvvigionamento elettrico in inverno con impianti di cogenerazione forza-calore il Consiglio federale ha mantenuto questo elemento nel disegno. Il Consiglio nazionale ha accolto la mozione il 3 maggio 2023.

Anche la CAPTE-S propone all'unanimità alla propria Camera di accoglierla. La mozione incarica il Consiglio federale di introdurre nel presente disegno di legge la promozione degli impianti di cogenerazione.

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4.1.3

Informazione dell'opinione pubblica sulla situazione attuale dell'approvvigionamento energetico

Con un'ulteriore modifica della LEne, l'UFE è incaricato di informare e aggiornare l'opinione pubblica sulla situazione dell'approvvigionamento energetico del Paese e sulla sua evoluzione nel tempo. Ciò riguarda in particolare i principali indicatori della sicurezza dell'approvvigionamento, quali il consumo e la produzione di energia. In tal modo la popolazione e l'economia disporranno di informazioni aggiornate sulla situazione dell'approvvigionamento energetico del Paese in generale, ma anche sulle trasformazioni in corso. L'UFE potrà, ad esempio, informare sui guadagni di efficienza e sui risparmi nella domanda, che sono obiettivi importanti nella trasformazione del sistema energetico. Per quanto riguarda la sicurezza dell'approvvigionamento, la popolazione e l'economia potranno anche essere sensibilizzate sull'andamento dei prezzi o sulle misure di risparmio necessarie ­ e questo per tutti i vettori energetici. Si tratta di informazioni particolarmente importanti e che la popolazione si aspetta di ricevere, come ha dimostrato l'inverno del 2022.

Il compito dell'UFE di informare l'opinione pubblica va distinto dai compiti attribuiti alla ElCom dall'articolo 22 LAEl e all'Ufficio federale per l'approvvigionamento economico del Paese (UFAE) dall'articolo 57 LAP in combinato disposto con l'articolo 1 LAP. Mentre la ElCom segue da vicino lo sviluppo dei mercati dell'elettricità al fine di garantire un approvvigionamento sicuro e conveniente in tutte le parti del Paese, informa in merito alle sue attività e riferisce al Consiglio federale una volta l'anno, i compiti dell'UFE vanno oltre il solo andamento dei mercati dell'elettricità.

Se occorre, l'UFE e la ElCom si scambiano le informazioni necessarie su questo fronte, senza raccoglierle due volte. Inoltre, l'UFE fornisce informazioni su base costante, indipendentemente dalla situazione normale o tesa dell'approvvigionamento energetico, al contrario di quanto fa l'UFAE, che informa invece in caso di grave situazione di penuria, già sopraggiunta o imminente. Nel corso dell'inverno 2022 questa tripartizione si è rivelata opportuna.

Per poter adempiere il proprio obbligo di informazione l'UFE deve poter accedere ai dati necessari. Disporre di una base di dati adeguata, inoltre, è fondamentale anche per individuare tempestivamente le eventuali situazioni
di crisi e per fronteggiarle in modo efficace. Questi dati consentono al Consiglio federale e all'Amministrazione federale di valutare con cognizione di causa la situazione dell'approvvigionamento, l'efficacia delle misure adottate e l'eventuale necessità di interventi supplementari, e di presentare alla popolazione e all'economia gli effetti di quanto intrapreso. Attualmente le basi legali che regolano l'accesso ai dati sono scarse e l'UFE deve fare affidamento sulla collaborazione volontaria dei diversi operatori del settore. Che la situazione attuale non permetta un accesso rapido ed efficiente ai dati essenziali è stato dimostrato, tra l'altro, dai lavori per il dashboard sull'energia Svizzera13.

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www.dashboardenergia.admin.ch

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4.1.4

Indennità a copertura dei costi per l'acquisto di diritti di emissione di CO2 supplementari

Infine, il presente disegno prevede la possibilità che la Confederazione indennizzi i gestori degli impianti che possono passare da un vettore energetico a un altro (i cosiddetti impianti bicombustibili o pluricombustibili) per i costi addizionali derivanti da questo passaggio, se quest'ultimo è stato disposto dalla Confederazione, ha comportato l'acquisto di diritti di emissione di CO2 supplementari e ha causato in tal modo un pregiudizio finanziario importante che non è ragionevolmente esigibile. Questa possibilità è particolarmente importante nel caso di una commutazione dal gas all'olio da riscaldamento. I gestori di questi impianti vengono così messi sullo stesso piano dei gestori di impianti che non sottostanno allo scambio di quote di emissioni.

4.2

Compatibilità tra compiti e finanze

Se si considerano i costi che comporterebbe una situazione di penuria di energia elettrica secondo le stime dell'UFPP (v. n. 1.1), l'onere per il presente processo legislativo nonché l'attuazione delle nuove disposizioni di legge e i conseguenti costi per la popolazione e l'economia appaiono sostenibili.

4.3

Attuazione

Per quanto riguarda le disposizioni d'esecuzione relative alla riserva di energia elettrica si può fare riferimento alla OREI attualmente in vigore. Questa andrà tuttavia aggiornata quando entreranno in vigore la legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili e il presente disegno.

5

Commento ai singoli articoli

5.1

Legge sull'approvvigionamento elettrico

Sostituzione di un'espressione Nelle basi legali create nella LAEl nel quadro della legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili (di seguito: revisione LAEl 2023), nel presente contesto è stata impiegata l'espressione «riserva di energia». Ora quest'espressione viene sostituita con la più precisa «riserva di energia elettrica», già utilizzata nella OREI e che nel frattempo si è imposta anche nel gergo specialistico.

In questa sede si fa notare che le disposizioni di legge adottate nel quadro della revisione LAEl 2023 concernenti la riserva di energia elettrica sono state sottoposte a lievi modifiche, in larga misura redazionali. Con l'ampliamento della normativa, l'oggetto disciplinato prende una portata tale da meritare ora una sezione a parte nella legge.

Sulla scia di questo adeguamento formale è stata apportata anche una correzione terminologica concernente le centrali elettriche di riserva, i gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione. Mentre nella OREI si parla di «riserva comple18 / 44

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mentare», ora questo componente della riserva di energia elettrica viene denominato «riserva termica».

Necessità di coordinamento con altre modifiche di legge Le presenti modifiche di legge si basano sulla revisione LAEl 2023, in particolare gli articoli 8a («Riserva di energia per situazioni di approvvigionamento critiche») e 8b («Rilevamento e trasmissione dei dati relativi ai bacini di accumulazione»). Allo stesso tempo è previsto un nuovo articolo 8a LAEl («Protezione contro le ciberminacce») anche nel quadro delle modifiche della legge federale del 18 dicembre 202014 sulla sicurezza delle informazioni in seno alla Confederazione (LSIn) (cifra II / n. 4; FF 2023 2296).

Come indicato nella revisione LAEl 2023 (note a piè di pagina 17 e 18), i suddetti articoli 8a e 8b LAEl da essa previsti figureranno dopo il succitato nuovo articolo 8a previsto dalla revisione LSIn come articoli 8b e 8c.

Dopo l'entrata in vigore dei tre testi, la struttura del capitolo 2 LAEl («Sicurezza dell'approvvigionamento») sarà la seguente: la disposizione prevista dalla revisione LSIn figurerà alla fine della sezione 1 («Garanzia del servizio universale e compiti dei gestori di rete») quale articolo 8a («Protezione contro le ciberminacce»). Le nuove disposizioni sulla riserva di energia elettrica formeranno la sezione 2 («Riserva di energia elettrica») del capitolo 2 quali articoli 8b­8o, sostituendo l'articolo 8a («Riserva di energia per situazioni di approvvigionamento critiche») della revisione LAEl 2023.

L'articolo 8b («Rilevamento e trasmissione dei dati relativi ai bacini di accumulazione») della revisione LAEl 2023, invece, rimarrebbe identico e troverebbe posto all'inizio della sezione 2a («Altre misure per garantire l'approvvigionamento») quale articolo 8p.

Art. 8a

Costituzione e dimensioni della riserva di energia elettrica

Il capoverso 1 riprende il tenore dell'articolo 8a capoverso 1 della revisione LAEl 2023. La riserva di energia elettrica non è un programma obbligatorio: se e fintantoché la sicurezza dell'approvvigionamento potrà essere garantita anche senza una riserva, non sarà obbligatorio costituirne una.

Capoverso 2: la costituzione di una riserva di energia elettrica e le sue dimensioni vanno decise sulla base di analisi del rischio fondate su studi sull'adeguatezza del sistema. Il dimensionamento della riserva di energia elettrica si basa su calcoli relativi alla copertura dei consumi, corredati da ipotesi riguardanti diversi fattori, quali la disponibilità delle centrali nucleari, la domanda di energia elettrica, il potenziamento delle fonti rinnovabili, lo sviluppo delle importazioni di energia elettrica e la disponibilità di gas in Europa. La decisione sulle dimensioni resta di competenza della ElCom (cfr. attuale art. 2 cpv. 1 OREI e art. 8a cpv. 3 revisione LAEl 2023), d'intesa con l'UFE. «D'intesa con l'UFE» significa che tra le due autorità deve avere luogo uno scambio di opinioni. Non basta che la ElCom si limiti a informare l'UFE. Questo, tuttavia, non ha un diritto di veto. L'ultima parola spetta alla ElCom, che, di conseguenza, è responsabile del corretto dimensionamento della riserva elettrica, pur re14

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stando vincolata a eventuali disposizioni esecutive secondo il capoverso 4 del presente articolo.

La ElCom determina annualmente le dimensioni della riserva idroelettrica. Per gli altri elementi costitutivi della riserva di energia elettrica la periodicità dipenderà anche dall'orizzonte temporale previsto per costituirli o dalla durata della partecipazione. In linea di principio, il Consiglio federale potrebbe emanare disposizioni esecutive anche in merito alla periodicità del processo decisionale. Se a un certo punto dovesse risultare evidente che, contrariamente alle aspettative iniziali, la riserva di energia elettrica è sovradimensionata, potranno essere applicate le modalità sancite a livello di ordinanza per un eventuale scioglimento anticipato (art. 8b cpv. 4 lett. b e c).

Capoverso 3: la gestione operativa della riserva di energia elettrica spetta alla società nazionale di rete. In questo modo si mantiene l'attuale ripartizione delle responsabilità (cfr. OREI e art. 8a cpv. 4 primo periodo revisione LAEl 2023). I singoli compiti sono stabiliti all'articolo 8k. In questo ruolo, la società nazionale di rete si fa carico, ove necessario, del prefinanziamento. Il finanziamento successivo avviene conformemente all'articolo 15a capoverso 1 lettera b, attraverso i costi computabili per la gestione della rete di trasporto e il corrispettivo per l'utilizzazione della rete.

Sulla base del capoverso 4 il Consiglio federale potrà emanare disposizioni sulle dimensioni minime e massime della riserva di energia elettrica (cfr. art. 6 cpv. 1 e 3 lett. a OREI). Questa disposizione va considerata alla luce della grande importanza che ricopre per la Svizzera la sicurezza dell'approvvigionamento elettrico e dei relativi costi.

Art. 8b

Elementi costitutivi della riserva di energia elettrica e designazione dei partecipanti

I capoversi 1­3 completano l'attuale normativa (art. 8a cpv. 2 revisione LAEl 2023) con la cosiddetta riserva termica, costituita da centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione. Finora questo componente della riserva di energia elettrica era disciplinato solo a livello di ordinanza, ossia nella OREI, la cui durata è tuttavia limitata alla fine del 2026. Il disegno pone quindi una solida base a livello di legge per regolamentare in seguito, a livello di ordinanza, tutti gli elementi costitutivi della riserva di energia elettrica. Da un punto di vista redazionale, la normativa in vigore è stata adattata, attribuendo a tutti i quattro elementi costitutivi della riserva di energia elettrica una denominazione chiara (riserva idroelettrica, riserva termica, riserva di consumo e riserva di stoccaggio).

Capoverso 4: nelle disposizioni d'esecuzione il Consiglio federale potrà stabilire il modo esatto in cui si svolgeranno le pubbliche gare in vista di designare i partecipanti alla riserva termica, alla riserva di consumo e alla riserva di stoccaggio. Una soluzione appropriata potrebbe essere, ad esempio, una pubblica gara congiunta per centrali elettriche di riserva e impianti di cogenerazione più grandi, da un lato, e per gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione più piccoli, dall'altro. In linea di principio, per quanto riguarda gli aspetti tecnologici il Consiglio federale cercherà di fare in modo che le pubbliche gare restino quanto più possibile neutrali.

Lettera a: si potrà rinunciare temporaneamente o permanentemente a costituire singoli elementi della riserva di energia elettrica. Poiché la OREI non prevede al mo20 / 44

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mento disposizioni specifiche né per la riserva di stoccaggio né per la riserva di consumo, finora non sono state indette pubbliche gare per questi elementi costitutivi. Per quanto riguarda la riserva di consumo, il settore dell'energia elettrica sta attualmente prendendo provvedimenti per sviluppare e offrire sussidiariamente prodotti corrispondenti. Se un giorno si arriverà alla costituzione di una riserva di stoccaggio attraverso corrispondenti disposizioni a livello di ordinanza, dipenderà dai progressi tecnologici che saranno compiuti su questo fronte.

Lettera b: nel disciplinare la durata della partecipazione, il Consiglio federale potrà adottare regolamenti diversi per i vari elementi costitutivi della riserva. Per la riserva idroelettrica è possibile prevedere periodi di partecipazione superiori a un anno (cfr.

art. 8a cpv. 7 lett. a revisione LAEl 2023). Per le centrali elettriche di riserva si prevede una partecipazione a lungo termine (contratti di 15 anni).

Lettera c: Questa norma di delega è ripresa senza modifiche dalla legislazione già adottata (art. 8a cpv. 7 lett. a revisione LAEl 2023). Queste modalità potrebbero diventare rilevanti nel caso in cui si presenti prima del previsto la possibilità di evitare la costituzione di una riserva di energia elettrica.

Lettere d­f: nel quadro delle disposizioni d'esecuzione, il Consiglio federale avrà la possibilità di definire determinate particolarità per le pubbliche gare. Di notevole importanza pratica è la possibilità di prevedere limiti massimi di prezzo (lett. d). Inoltre, il Consiglio federale potrà incaricare il DATEC di indire le pubbliche gare (lett. e), sia in generale sia per singoli elementi costitutivi della riserva o per singole categorie di partecipanti (ad es. impianti di cogenerazione di piccole dimensioni). Il DATEC potrà a sua volta delegare questo compito all'UFE nell'ambito della sua organizzazione amministrativa. In base alla lettera f, il Consiglio federale potrà inoltre stabilire una procedura alternativa per designare i partecipanti e anche la ripartizione delle responsabilità. In linea di principio, saranno indette pubbliche gare. Laddove appaia opportuno ed efficace per contenere i costi, si potrebbe prendere in considerazione, ad esempio, la possibilità di rivolgersi direttamente alle cerchie interessate per
invitarle a proporre prodotti standard predefiniti.

Capoverso 5: se il DATEC si avvale di questa possibilità e obbliga il gestore di una centrale elettrica, di un gruppo elettrogeno di emergenza o di un impianto di cogenerazione a partecipare, determina nel contempo la durata di tale partecipazione e stabilisce il corrispettivo al quale il gestore ha diritto (art. 8c cpv. 2 secondo periodo). Il DATEC può obbligare il gestore a partecipare solo se la riserva termica non raggiunge (in tempo) le dimensioni auspicate o se le offerte pervenute nel quadro del bando pubblico presentano prezzi inadeguati. Inoltre, la partecipazione obbligatoria deve essere un rimedio estremo, al quale il DATEC potrà ricorrere solo a condizione di rispettare il principio di proporzionalità. Si tratterà in particolare di prendere in considerazione anche il contesto nel quale funzionerà l'impianto e lo scopo che esso dovrà soddisfare.

Un fattore rilevante è anche il rapporto tra la potenza installata e l'energia elettrica necessaria al tipo di gestione alla quale l'impianto è destinato in caso di emergenza.

Ad esempio, un obbligo non entra in linea di conto se un gruppo elettrogeno di emergenza è in grado di generare solo l'elettricità appena sufficiente a mantenere in funzione un ospedale. In linea generale, per gli impianti militari un obbligo è fuori discussione. Inoltre, prima di imporre qualsiasi obbligo, i gestori degli impianti che entrano in linea di conto andranno consultati.

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Art. 8c

Indennizzo forfetario e corrispettivo per la partecipazione

Il capoverso 1 riprende i requisiti per la riserva idroelettrica già stabiliti dall'articolo 8a capoverso 7 lettera c della revisione LAEl 2023. Il capoverso 2 stabilisce il versamento di un corrispettivo per la partecipazione agli altri elementi costitutivi della riserva. In linea di massima, l'ammontare del corrispettivo è definito nel quadro delle pubbliche gare.

Art. 8d

Condizioni per la partecipazione alla riserva idroelettrica

I requisiti legali per la costituzione della riserva idroelettrica e le condizioni di partecipazione sono già stabiliti nell'articolo 8a della revisione LAEl 2023 e nella OREI.

Il presente progetto li riprende, apportando alcune modifiche redazionali ma mantenendo sostanzialmente invariato il loro contenuto. Per una migliore comprensione va notato che il valore determinante per l'obbligo (art. 8b cpv. 2, ossia centrali idroelettriche «a partire da una capacità di accumulazione pari a 10 GWh») si riferisce ai singoli bacini di accumulazione e non al complesso di impianti idroelettrici gestiti da un'azienda.

Art. 8e

Condizioni per la partecipazione di centrali elettriche di riserva alla riserva termica

Capoverso 1: ogni gestore deve garantire la massima affidabilità e disponibilità della sua centrale elettrica, contribuendo in tal modo a rendere la riserva quanto più resiliente possibile. Si parte dal principio che le centrali elettriche che partecipano alla riserva termica immettano elettricità nella zona di regolazione svizzera (art. 6 cpv. 2 lett. b OREI).

Il capoverso 2 presuppone inoltre che le centrali elettriche di riserva possano essere alimentate con almeno due combustibili, poiché allacciate in linea di principio alla rete di distribuzione del gas. È probabile che in una situazione critica sul fronte dell'approvvigionamento di energia elettrica si verifichino contemporaneamente anche problemi nell'approvvigionamento di gas. Nelle disposizioni d'esecuzione, il Consiglio federale potrà stabilire requisiti più dettagliati sulla possibilità di passare a vettori energetici alternativi (ad es. olio da riscaldamento, idrogeno, legno). Nel farlo, dovrà rispettare il principio della neutralità tecnologica.

Capoverso 3: ai gestori di centrali elettriche di riserva sarà vietato produrre elettricità direttamente per il mercato. Sono fatte salve le eccezioni che figurano all'articolo 8l capoverso 6 LAEl. L'intervento sul mercato avrebbe un effetto deleterio sulla sicurezza dell'approvvigionamento; i prezzi diminuirebbero artificialmente, rendendo meno interessanti gli investimenti in nuove capacità produttive e escludendo le misure fondate sul mercato (ad es. l'interruzione volontaria quando i prezzi sono alti). Inoltre, l'impatto ambientale negativo dovuto all'utilizzazione di combustibili fossili resterà ridotto al minimo. Ciò significa che sulla base della LAEl non sarà possibile prelevare energia dalle centrali elettriche di riserva se non vi è una situazione di squilibrio del mercato. A questo scopo occorrerebbe una misura di intervento combinata con una dichiarazione di non applicabilità delle disposizioni pertinenti quale è prevista dalla LAP.

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Il capoverso 4 concerne aspetti che sarà necessario regolamentare a livello di ordinanza. In base alla lettera a, il Consiglio federale potrà prevedere eccezioni al requisito dei due vettori energetici. Si pensi, ad esempio, a una situazione nella quale una struttura di stoccaggio situata nelle immediate vicinanze della centrale conservi quantità sufficienti del combustibile necessario. Secondo la lettera b, le disposizioni d'esecuzione stabiliranno se e in che misura le centrali elettriche di riserva saranno autorizzate a fornire prestazioni di servizio relative al sistema. Si pensi all'impiego di generatori per mantenere la tensione anche al di fuori del periodo di disponibilità (cfr.

art. 11 cpv. 2 OREI), oppure per necessità operative dell'impianto stesso. La lettera c conferma che un prelievo dalla riserva di energia elettrica prima che il mercato presenti una situazione di squilibrio ­ a parte i casi eccezionali di cui all'articolo 8l capoverso 6 lettera b, in cui, tuttavia, nessuna quantità (rilevante) di energia elettrica entra nel mercato svizzero ­ può avvenire solo nell'ambito di misure d'intervento economico ai sensi degli articoli 31­34 LAP. In particolare, il divieto di utilizzare le centrali di riserva per il mercato libero dell'elettricità, sancito dal capoverso 3, sarebbe dichiarato temporaneamente inapplicabile sulla base dell'articolo 34 LAP. Questa possibilità è confermata solo per le centrali elettriche di riserva. Si prevede che l'elettricità prelevata in anticipo sia convogliata nel mercato libero svizzero attraverso Swissgrid su base non discriminatoria.

Art. 8f

Obblighi dei gestori di impianti di trasporto in condotta

Questa disposizione obbliga i gestori dei gasdotti ai quali è collegata una centrale elettrica di riserva a offrire al gestore di quest'ultima condizioni di utilizzo della rete adeguate. Una disposizione di questo tipo è necessaria, poiché nel caso del gas il corrispettivo per l'utilizzazione della rete è un fattore di costo rilevante (cfr. anche art. 12 OREI). Considerato il fatto che le centrali elettriche di riserva sono utilizzate solo in casi eccezionali, devono poter contare su prodotti adeguati da parte dei gestori della rete di trasporto. Le centrali elettriche di riserva presentano un profilo di consumo e di approvvigionamento molto specifico. Nella maggior parte dei casi non hanno bisogno di gas e probabilmente non ne avranno mai. Se dovessero entrare in linea di conto, tuttavia, le quantità di gas necessarie potrebbero essere considerevoli. «Condizioni di utilizzazione adatte all'impiego della centrale di riserva» significa che il gestore della rete di trasporto in condotta offre al gestore della centrale prodotti di capacità di trasporto a breve termine (giornalieri o settimanali) o interrompibili oppure che tiene conto, nelle regole di bilanciamento, delle particolarità che presentano le centrali elettriche di riserva (ad es. nel definire la fascia di tolleranza).

In caso di divergenze, conformemente all'obbligo stabilito dall'articolo 13 della legge del 4 ottobre 196315 sugli impianti di trasporto in condotta (LITC), le condizioni per l'utilizzazione della rete sono decise dall'UFE. In caso di controversia l'UFE dovrà tenere conto anche di questo requisito speciale. Con l' entrata in vigore della prevista legge sull'approvvigionamento di gas, è probabile che la portata dell'articolo 8f diminuirà.

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RS 746.1

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Art. 8g

Obblighi dei gestori di centrali elettriche di riserva al termine della partecipazione alla riserva di energia elettrica

La legge non stabilisce se e a quali condizioni le centrali elettriche di riserva possano continuare a funzionare al termine della loro partecipazione alla riserva di energia elettrica. Per le centrali elettriche costruite in vista di costituire la riserva termica, l'articolo 8g formula tuttavia alcuni requisiti per il periodo successivo. La situazione nella quale si troverà la centrale ­ ossia se resterà in funzione o meno ­ comporterà obblighi diversi.

Capoverso 1: se la centrale non è tenuta in funzione, deve essere smantellata in modo che non rimangano rovine nel paesaggio (ripristino del sito allo stato precedente).

Lo smantellamento è rimborsato dalla società nazionale di rete (conformemente all'art. 15a cpv. 1 lett. b n. 2, quali costi operativi della rete di trasporto), a condizione che l'operazione avvenga in modo rapido e resti entro limiti di costo ragionevoli. La questione del rimborso sarà decisa solo al momento opportuno, poiché non è possibile prevedere in anticipo i costi di smantellamento con sufficiente certezza e quindi compensarli attraverso il corrispettivo per la partecipazione alla riserva termica.

Se, al termine della partecipazione alla riserva termica, una centrale elettrica continua a funzionare come una normale centrale termoelettrica, non occorre smantellarla. Secondo il capoverso 2, tuttavia, in tal caso il gestore è obbligato a rimborsare una quota adeguata del corrispettivo ricevuto per la partecipazione. In questo modo si evita di concedere vantaggi concorrenziali ingiustificati sul libero mercato dell'elettricità.

I dettagli per il calcolo della somma che il gestore sarà tenuto a rimborsare potranno essere disciplinati a livello di ordinanza sulla base del capoverso 3. Oltre ai criteri di efficienza, per quanto concerne i costi di smantellamento si pone anche la questione di ciò che è obbligatorio demolire (si pensi, ad es., alle delimitazioni tra la centrale e l'allacciamento alla rete, quali le stazioni di trasformazione e le linee elettriche). Inoltre, a livello di ordinanza si potranno specificare scadenze o date di riferimento, per determinare se, al termine della partecipazione alla riserva termica, una centrale elettrica sottostia al capoverso 1 o al capoverso 2, nei casi in cui non sia certo, almeno inizialmente, se sarà tenuta in funzione.

Si osservi
che queste prescrizioni non si applicano alle centrali elettriche che esistevano già prima della loro partecipazione alla riserva termica. Non disciplinano inoltre le condizioni per la prosecuzione dell'esercizio di una centrale. Si tratta in definitiva di una decisione imprenditoriale, che va presa alla luce delle disposizioni di legge in vigore per questo tipo di impianti (requisiti ambientali, autorizzazioni d'esercizio e così via).

Art. 8h

Condizioni per la partecipazione di gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione alla riserva termica

Il capoverso 1 contiene la stessa prescrizione prevista all'articolo 8e capoverso 1 per le centrali elettriche di riserva. Si rimanda pertanto al relativo commento.

Il divieto di produrre per il mercato libero dell'elettricità è limitato dal capoverso 2 al periodo durante il quale l'impianto deve essere disponibile per la riserva. Al di fuori

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di questo periodo, è concepibile che gli impianti di cogenerazione producano per il mercato.

Il capoverso 3 disciplina la questione degli aggregatori (pooler), che ai fini pratici dell'esecuzione sono indispensabili per un funzionamento coordinato dei gruppi elettrogeni di emergenza e degli impianti di cogenerazione più piccoli. Gli aggregatori figurano già nell'ordinanza (art. 7 cpv. 1, 15 e 16 cpv. 3 OREI). L'articolo 7 capoverso 1 OREI fissa a 5 MW la soglia tra impianti di cogenerazione piccoli e grandi. Il ruolo degli aggregatori è disciplinato dall'articolo 8i.

Il capoverso 4 lettera a pone la base legale dell'articolo 7 capoverso 3 OREI, ma lascia il Consiglio federale libero, senza vincolarlo, di escludere dalla partecipazione alla riserva di energia elettrica gli impianti che beneficiano di finanziamenti pubblici (ad es. contributi d'investimento). Si può considerare che un impianto che beneficia di un sussidio e, allo stesso tempo, partecipa alla riserva termica si avvalga di un doppio finanziamento, il che ne determina l'esclusione.

Lettera b numero 1: per analogia con la regolamentazione delle condizioni di partecipazione per le centrali elettriche di riserva, anche per i gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione è creata una base legale sulla quale fondare le disposizioni d'esecuzione per stabilire l'ammissibilità della fornitura di prestazioni di servizio relative al sistema (al di fuori del periodo di disponibilità).

Lettera b numero 2: vi sono altri casi in cui l'utilizzazione di gruppi elettrogeni di emergenza e di impianti di cogenerazione per necessità operative dell'impianto stesso può essere consentita al di fuori del periodo di disponibilità previsto per la riserva di energia elettrica. Per quanto concerne i gruppi elettrogeni di emergenza, si tratta in particolare delle operazioni dovute a interruzioni della rete elettrica locale o a test periodici. Per quanto concerne gli impianti di cogenerazione, si tratta invece dei casi in cui un fabbisogno di calore non pianificato richiede la loro utilizzazione (ad es. il guasto di un altro impianto), ma si possono ipotizzare anche altre situazioni nelle quali l'utilizzazione per scopi operativi può essere necessaria e va quindi consentita.

Art. 8i

Aggregatori per la partecipazione di gruppi elettrogeni di emergenza e piccoli impianti di cogenerazione

Gli aggregatori fungono da collegamento tra la società nazionale di rete e i singoli partecipanti alla riserva. Il raggruppamento di diverse unità della riserva (cpv. 1) rende i vari processi più efficienti. Il rapporto triangolare è caratterizzato da due diversi legami contrattuali, uno tra la società nazionale di rete e gli aggregatori (art. 8k cpv. 1) e l'altro tra l'aggregatore e i gestori dei singoli impianti (cpv. 2). Il contenuto di questi due legami contrattuali potrà essere specificato in modo più dettagliato a livello di ordinanza. Solo gli aggregatori sono in rapporto diretto con la società nazionale di rete. Sono loro che partecipano alle pubbliche gare (cpv. 3 primo periodo), mentre i gestori dei singoli impianti rimangono in secondo piano. Le responsabilità legali esistono comunque per entrambi gli operatori (cpv. 3 secondo periodo). Mentre i gestori devono garantire la disponibilità dei loro impianti (art. 8h cpv. 1), è responsabilità degli aggregatori procedere al prelievo quando necessario e in modo coordinato. Oltre alle sanzioni che possono essere previste dalla ElCom (art. 22 cpv. 2 lett. f), le conseguenze di un'infrazione dipendono anche da quanto stabilito nell'accordo contrattuale 25 / 44

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tra le parti. Ad esempio, possono essere concordate pene convenzionali (cfr. art. 5 cpv. 2 lett. g, 10 cpv. 2 lett. f e 15 cpv. 4 OREI). L'importo forfetario versato per i servizi nel quadro della riserva di energia elettrica (cpv. 4) sarà determinato nel quadro delle pubbliche gare e sarà versato agli aggregatori in aggiunta al corrispettivo per la partecipazione alla riserva che spetta a ogni singolo gestore che vi prende parte.

Art. 8j

Riequipaggiamento di gruppi elettrogeni di emergenza

L'articolo 8j permetterà al Consiglio federale di creare le basi legali, forte delle quali la società nazionale di rete potrà finanziare l'eventuale riequipaggiamento di gruppi elettrogeni di emergenza e di impianti di cogenerazione (art. 15a cpv. 1 lett. b n. 4).

In questi casi, sarà possibile concedere fondi supplementari oltre al corrispettivo previsto per la partecipazione alla riserva termica, ad esempio per installare apparecchiature di controllo e telecontrollo dell'impianto o limitare le emissioni inquinanti (ad es.

installazioni per la denitrificazione dell'aria e adattamenti dei sistemi di filtraggio).

Nell'ambito delle disposizioni d'esecuzione, il Consiglio federale potrà anche disciplinare la ripartizione delle competenze.

Art. 8k

Compiti della società nazionale di rete

Capoverso 1: le condizioni di partecipazione previste dalla legge saranno specificate nel quadro di accordi, il cui contenuto varierà a seconda dei diversi elementi costitutivi della riserva di energia elettrica. Poiché è la società nazionale di rete che gestisce la riserva (art. 8a cpv. 3), essa è responsabile della stipula di questi accordi anche nei casi in cui i partecipanti non sono determinati mediante pubbliche gare di sua competenza. Ciò riguarda la riserva idroelettrica, l'eventuale obbligo di partecipazione ai sensi dell'articolo 8b capoverso 5 (in merito alla conclusione dei contratti cfr. l'art. 5 cpv. 3 OREI) e le deroghe alla procedura secondo quanto previsto dall'articolo 8b capoverso 2 lettere e­f.

I compiti più importanti che la società nazionale di rete deve svolgere nell'ambito della gestione operativa della riserva di energia elettrica figurano in un elenco non esaustivo al capoverso 2. Il supporto alla ElCom consiste principalmente nel fornirle studi sull'adeguatezza del sistema e altre analisi quali basi decisionali in vista di stabilire le dimensioni della riserva di energia elettrica.

Art. 8l

Prelievo dalla riserva di energia elettrica

Le disposizioni per il prelievo dalla riserva di energia elettrica riflettono l'attuale situazione normativa. I capoversi 1­5 corrispondono all'articolo 8a capoversi 5, 6 e 7 lettere f­h revisione LAEl 2023. Il capoverso 6 lettera a si basa sull'articolo 19 OREI («Casi particolari di prelievo»). A differenza della OREI, al numero 1 non si presuppone che il rischio per l'esercizio stabile della rete sia immediato. Il numero 2 entra in linea di conto, eventualmente in combinazione con l'articolo 61 capoverso 2 LAP, solo nel caso si concluda un accordo di solidarietà con un Paese limitrofo. La possibilità di prelevare da centrali elettriche di riserva per alimentare la riserva idroelettrica

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prevista dal numero 3 è importante. A pagina 13 del rapporto esplicativo16 concernente la OREI si può leggere: «Questo [prelievo] può rivelarsi necessario se il mercato effettivamente è ancora compensato ma si prospetta un'insufficienza di energia per l'approvvigionamento di energia elettrica fino alla fine dell'inverno. Per distorcere il meno possibile il mercato, l'energia supplementare delle centrali elettriche di riserva non viene venduta sul mercato ma aggiunta alla riserva di energia idroelettrica. In tal caso l'energia elettrica che sarebbe stata prodotta in una centrale di accumulazione viene sostituita con l'energia elettrica delle centrali elettriche di riserva. L'acqua rimane nel bacino di accumulazione e in futuro rimane a disposizione della riserva di energia idroelettrica; non può più essere impiegata per la vendita di energia elettrica sul mercato».

Nuova è invece la disposizione che figura al capoverso 6 lettera b concernente i costi per l'energia di compensazione (art. 4 cpv. 1 lett. eter) in caso di prelievo dalla riserva termica (cfr. anche l'art. 15a cpv. 1 lett. b n. 6). Tale norma riguarda le centrali elettriche di riserva, i gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione, ma può variare in funzione delle diverse categorie di partecipanti. Finora la gestione dell'energia di compensazione era disciplinata negli accordi sulla partecipazione alla riserva. In linea di principio, si tratta dei costi per il prelievo, che possono essere coperti con l'indennizzo previsto a questo scopo. Gli accordi raggiunti variano. L'energia di compensazione può essere un fattore di costo significativo, soprattutto per le centrali elettriche di riserva. Poiché queste centrali sono utilizzate solo in via eccezionale, al momento della messa in esercizio possono verificarsi ritardi e, di conseguenza, deviazioni dal piano previsionale. In base agli accordi conclusi finora, gran parte dell'energia di compensazione viene quindi finanziata attraverso il corrispettivo per l'utilizzazione della rete, nel quadro dell'indennizzo per il prelievo.

Art. 8m

Coordinamento con le misure previste dalla legge sull'approvvigionamento del Paese

L'articolo 8m prevede il coordinamento del ricorso alla riserva di energia elettrica con le misure previste per l'approvvigionamento economico del Paese. Le decisioni in merito a queste misure spettano al Consiglio federale, sia che si tratti di misure preparatorie sia che si tratti di misure d'intervento economico contro situazioni di grave penuria (art. 5 e 31­34 LAP). Il ricorso alla riserva di energia elettrica si basa su un ordine di prelievo ben determinato, stabilito dalla ElCom (art. 8l cpv. 2). L'articolo 8l capoverso 1 stabilisce che la riserva di energia elettrica può essere messa a disposizione solo nei casi in cui il mercato presenta una situazione di squilibrio. Se invece occorre utilizzare la riserva di energia elettrica prima del previsto per prevenire o superare una situazione di penuria, ciò è possibile, come stabilito dall'articolo 8e capoverso 4 lettera c, solo attraverso una misura d'intervento quale prevista dalla LAP.

Questa decisione spetta al Consiglio federale e si fonda, tra le altre cose, su un'analisi della situazione e dei rischi basata su strumenti quali il monitoraggio dell'energia elet-

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Consultabile su www.fedlex.admin.ch > Raccolta sistematica > Diritto nazionale > 7 Lavori pubblici ­ Energia ­ Trasporti e comunicazioni > 734 Impianti elettrici > 734.722 Ordinanza del 25 gennaio 2023 sulla costituzione di una riserva elettrica per l'inverno (Ordinanza sulla riserva invernale, OREI) > Commento dell'atto di base.

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trica che la società nazionale di rete presenta all'approvvigionamento economico del Paese (AEP).

Art. 8n

Compensazione delle emissioni di CO2 e facilitazioni per l'esercizio di centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione

Il capoverso 1 costituisce la base legale delle disposizioni previste all'articolo 7 capoverso 4 OREI nonché agli articoli 41 capoversi 1ter e 3 e 146w dell'ordinanza del 30 novembre 201217 sul CO2, secondo le quali tutte le centrali elettriche di riserva partecipano obbligatoriamente al sistema di scambio di quote di emissioni (SSQE).

I gruppi elettrogeni di emergenza o gli impianti di cogenerazione devono partecipare a questo sistema oppure compensare mediante attestati internazionali tutte le emissioni di CO2 provocate dal prelievo dalla riserva di energia elettrica.

Capoverso 2: Vi sono diversi ostacoli, tanto nella legislazione federale quanto nelle legislazioni cantonali, che possono impedire la rapida messa a disposizione dell'energia elettrica necessaria. La presente norma di delega offre una sorta di soluzione assicurativa per le situazioni difficili da prevedere e che richiedono la rapida adozione di misure provvisorie. Alla luce delle condizioni restrittive sancite nel presente articolo si tratta di uno strumento al quale ricorrere esclusivamente in situazioni estreme. Le facilitazioni possono essere concesse solo in singoli casi e solo nella misura in cui siano indispensabili per garantire l'approvvigionamento elettrico. In questo contesto, va sottolineato che si applicherebbero solo a un eventuale prelievo dalla riserva termica del relativo impianto di generazione elettrica. Tutte le altre utilizzazioni dell'impianto non rientrano nel campo d'applicazione di questa disposizione eccezionale. Se, ad esempio, occorre utilizzare una centrale elettrica di riserva o un impianto di cogenerazione per prestazioni di servizio relative al sistema ­ a condizione che ciò sia compatibile con le disposizioni d'esecuzione (cfr. art. 8e cpv. 4 lett. b e 8h cpv. 4 lett. b n. 1) ­ tutti i requisiti ambientali andranno ovviamente soddisfatti. Inoltre il campo d'applicazione della norma di delega è limitato alla OIAt e alle prescrizioni d'esercizio cantonali, mentre per quanto riguarda la protezione dall'inquinamento fonico, il diritto vigente offre già un margine di manovra sufficiente.

Art. 12 cpv. 2 lett. f Questa modifica è di natura puramente redazionale.

Art. 15 cpv. 2 lett. a La computabilità dei costi della riserva è ora disciplinata all'articolo 15a capoverso 1 lettera c. D'ora in poi la lettera a riguarderà solo i costi per le prestazioni di servizio relative al sistema.

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RS 641.711

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Art. 15a cpv. 1 In linea di massima, tutti i costi della riserva di energia elettrica sono coperti dal corrispettivo per l'utilizzazione della rete, di cui si fa carico, come noto, l'insieme dei consumatori sul territorio svizzero. I singoli costi figurano nell'elenco, non esaustivo, della lettera b. Tra quelli principali vi sono gli indennizzi forfettari per la partecipazione obbligatoria alla riserva idroelettrica e i corrispettivi per la partecipazione agli altri elementi costitutivi della riserva di energia elettrica (n. 1). In una certa misura, questi servono a remunerare i costi fissi per la partecipazione che non dipendono dall'impiego effettivo. I costi legati all'impiego sono invece coperti con gli indennizzi per il prelievo (n. 5). Questi includono, in primo luogo, l'energia prelevata. Per quanto riguarda la riserva termica, vanno menzionati in particolare la tassa sul CO2 e i diritti di emissione. Sono citati espressamente anche i costi di esecuzione (n. 7). Questi sono sostenuti in particolare dalla società nazionale di rete, non da ultimo anche sotto forma di spese amministrative. Al riguardo il Consiglio federale può tuttavia anche disciplinare la copertura dei costi legati a eventuali compensi versati ai Comuni sul territorio dei quali sorgono gli impianti (cfr. art. 23 cpv. 4 OREI).

Questi costi sono computati dopo aver dedotto le entrate registrate dalla società nazionale di rete nel quadro della gestione operativa della riserva di energia elettrica.

Ciò include, ad esempio, quanto incassato dai gruppi di bilancio che hanno avviato un prelievo dalla riserva di energia elettrica ricevendo i volumi corrispondenti (art. 8l cpv. 4). Alla società nazionale di rete è inoltre vietato computare una componente di profitto. Per gli investimenti, l'articolo 22 capoverso 5 OREI prevede un tasso di interesse calcolatorio.

Art. 20 cpv. 2, frase introduttiva (concerne soltanto il testo francese) e lett. cbis La società nazionale di rete è responsabile della gestione operativa della riserva di energia elettrica, come stabilito dall'articolo 8a capoverso 3. Per maggiore chiarezza questo compito è elencato anche qui.

Art. 22 cpv. 2 lett. f La possibilità per la ElCom di pronunciare sanzioni nei confronti dei partecipanti alla riserva di energia elettrica che violano i loro obblighi è già prevista
dagli articoli 8a capoverso 7 lettera e e 22 capoverso 2 lettera f revisione LAEl 2023. Per garantire una struttura quanto più coerente dell'atto normativo, questa competenza è disciplinata solo qui.

Art. 25 cpv. 1bis L'obbligo di fornire informazioni alla ElCom e alla società nazionale di rete, già sancito dall'articolo 8a capoverso 4 quarto periodo revisione LAEl 2023, è ora esteso anche agli aggregatori e viene trasferito qui per ragioni di sistematica legislativa.

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Art. 29 cpv. 1 lett. f, fbis, fter Le modifiche delle lettere f e fbis sono di natura puramente redazionale (adattamento dei riferimenti). Con la nuova lettera fter la violazione dell'obbligo principale di chi partecipa alla riserva di energia elettrica di fornire il contributo necessario in caso di prelievo è inserita nella lista dei reati penali punibili con una multa fino a 100 000 franchi.

Art. 33d

Disposizione transitoria della modifica del ...

Le disposizioni di legge concernenti la riserva termica entreranno in vigore in un momento in cui alcune centrali elettriche saranno già tenute a partecipare alla riserva di energia elettrica. Si tratta delle centrali di Birr (AG), Cornaux (NE) e Monthey (VS), nonché di tutte le altre centrali elettriche che si aggiudicheranno la partecipazione alla riserva nel quadro di una gara d'appalto basata sulla OREI. Anche alcuni gruppi elettrogeni di emergenza sono già sotto contratto, ma le regole attualmente in vigore sono provvisorie. Secondo l'articolo 6 capoverso 4 OREI, la partecipazione alla riserva durerà al massimo fino al 31 maggio 2026. Anche i contratti con le tre centrali summenzionate scadranno nella primavera del 2026. Le pubbliche gare in corso hanno ovviamente un orizzonte temporale più lungo. Quando il presente disegno entrerà in vigore, la OREI potrebbe e dovrebbe essere aggiornata e prolungata. L'articolo 33d mette quindi a disposizione del Consiglio federale una base legale per stabilire a quali condizioni gli impianti in questione parteciperanno alla riserva di energia elettrica secondo le nuove disposizioni.

5.2 Art. 19b

Modifica di altri atti normativi: legge sul CO2 Indennità per l'obbligo di utilizzare un determinato agente energetico

Per i processi che utilizzano, ad esempio, gas naturale oppure olio da riscaldamento, il Consiglio federale può ordinare la commutazione da un agente energetico all'altro.

Un passaggio dal gas all'olio da riscaldamento provoca un aumento delle emissioni di CO2; non per forza tutte le emissioni supplementari sono tuttavia attribuibili all'ordine impartito dal Consiglio federale. Se si delinea una penuria di gas, infatti, si può presumere che presto o tardi la commutazione avrebbe comunque avuto luogo, indipendentemente dall'ordine del Consiglio federale (prezzi elevati del gas, quantità di gas mancanti). Per adempiere ai loro obblighi nel quadro del SSQE, i gestori che vi sottostanno dovranno consegnare un numero maggiore di diritti di emissione e questo potrebbe comportare costi addizionali.

Nel quadro dei crediti approvati, la Confederazione potrà compensare i costi dei diritti di emissione se, a causa della commutazione, i gestori di impianti SSQE subiranno un importante pregiudizio finanziario non ragionevolmente esigibile (cpv. 1). Lo farà su richiesta e analizzando caso per caso. L'ammontare dei contributi si baserà sul prezzo medio dei diritti di emissione sul mercato secondario nell'Unione europea al momento in cui è ordinata la commutazione (cpv. 2). Il Consiglio federale disciplina i dettagli, in particolare i criteri per la definizione di un pregiudizio importante e non ragione30 / 44

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volmente esigibile, in base, ad esempio, al rapporto tra i costi supplementari e il valore aggiunto lordo (cpv. 3).

Art. 31a Quando è stata introdotta la restituzione della tassa sul CO2 ai gestori di impianti di cogenerazione, l'articolo 31a ha concesso anche a quelli di loro che avevano preso un impegno di riduzione la possibilità di svincolare l'impianto da tale impegno e di assoggettarlo all'obbligo di investimento. In questo modo si è garantita la parità di trattamento durante il periodo di assoggettamento in corso. Non sono state presentate richieste in questo senso e nel 2021 e 2022 i gestori hanno avuto la possibilità di porre fine al loro impegno di riduzione. La parità di trattamento è stata garantita e la norma non è più necessaria ed è abrogata.

Art. 32a Ora la tassa sul CO2 applicata ai combustibili impiegati provatamente per la produzione di elettricità è restituita totalmente e non più solo in parte (cpv. 1). La restituzione ha luogo se il gestore dell'impianto di cogenerazione ha consegnato nel Registro svizzero dello scambio di quote di emissioni attestati per le riduzioni delle emissioni conseguite in Svizzera oppure attestati internazionali per l'ammontare delle emissioni di gas serra causate dalla produzione di elettricità (lett. b). Nell'ordinanza il Consiglio federale disciplinerà i dettagli, quali i limiti di potenza, le esigenze minime nonché le informazioni che devono figurare nella domanda, ad esempio la rendicontazione sulle emissioni di gas serra generate con la produzione di energia elettrica (cpv. 2).

Art. 32b Poiché la restituzione ai gestori di impianti di cogenerazione è ora disciplinata dall'articolo 32a, l'articolo 32b può essere abrogato.

Art. 49b

Disposizione transitoria

Presupponendo che la disposizione entrerà in vigore il 1° gennaio 2027, la domanda di restituzione del 60 per cento della tassa sul CO2 dovuta per il 2026 (art. 98b dell'ordinanza sul CO2) potrà essere presentata all'UFAM entro il 30 giugno 2027. La restituzione del restante 40 per cento della tassa dovuta per il 2026 (art. 32b cpv. 2 della legge sul CO2) potrà, secondo il diritto previgente, essere richiesta al più tardi entro la fine del 2029, purché il gestore dimostri alla Confederazione di aver utilizzato una somma corrispondente per misure volte ad aumentare la propria efficienza energetica o l'efficienza energetica di impianti che prelevano elettricità o calore dall'impianto di cogenerazione.

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5.3 Art. 34a

Modifica di altri atti normativi: legge sull'energia Contributo d'investimento per gli impianti di cogenerazione forza-calore

Il capoverso 1 prevede contributi d'investimento per gli impianti di cogenerazione ai quali si applicano le norme del capitolo 5 LEne, a meno che l'articolo 34a non stabilisca altrimenti.

È possibile beneficiare del contributo d'investimento di cui al capoverso 1 se sono soddisfatte le condizioni elencate nel capoverso 2, ossia: Lettera a: poiché gli impianti di cogenerazione producono contemporaneamente anche calore, per beneficiare di un contributo occorre tassativamente che tale calore sia utilizzato o ritirato. Ciò implica quindi che gli impianti funzionino a pilotaggio termico ed esclusivamente in funzione del fabbisogno di calore dei consumatori. L'energia elettrica prodotta in questo modo è immessa nella rete pubblica oppure utilizzata per soddisfare il fabbisogno proprio. Inoltre gli impianti devono essere integrati in una nuova rete termica alimentata con energia rinnovabile quale fonte primaria e che figuri nella pianificazione territoriale dell'ente pubblico competente (Cantone, Comune) oppure, se sono integrati in una rete termica già esistente, devono sostituire una caldaia per il carico di punta a energia fossile destinata a coprire la domanda di calore.

Lettera b: l'articolo 34a concerne gli impianti di cogenerazione funzionanti prevalentemente in inverno, poiché con la promozione si intende aumentare la produzione di elettricità durante i mesi freddi.

Lettera c: per ragioni di politica climatica, gli impianti di cogenerazione devono essere alimentati con combustibili rinnovabili. Gli impianti di cogenerazione che non rispondono a questo criterio devono partecipare al SSQE oppure compensare le emissioni con l'acquisto di attestati (cfr. modifica dell'art. 32a della legge sul CO2).

Il contributo d'investimento non supera il 60 per cento dei costi d'investimento computabili (cpv. 3).

Art. 35 cpv. 2 lett. hter La promozione degli impianti di cogenerazione è finanziata mediante il supplemento rete, che non viene aumentato.

Art. 36 cpv. 1 lett. d La promozione degli impianti di cogenerazione è limitata a 20 milioni di franchi l'anno. Ciò corrisponde a un ulteriore aggravio del Fondo per il supplemento rete di 0,04 ct./kWh, anche se non è ancora chiaro se l'importo massimo annuo previsto per la promozione sarà interamente utilizzato. A fronte di un contributo che non deve superare
il 60 per cento dei costi d'investimento computabili, si ritiene che verranno generati investimenti per un importo complessivo di circa 40 milioni di franchi. In questo modo si potrà ottenere un incremento annuo di circa 20 MW di potenza elettrica da impianti di cogenerazione o 40 GWh di energia elettrica invernale; la potenza

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supplementare corrisponde al carico termico medio di quattro grandi reti di riscaldamento a distanza.

Art. 38 cpv. 1 lett. c I nuovi impianti di cogenerazione potranno beneficiare di contributi d'investimento per una durata di dieci anni.

Art. 55a

Informazione dell'opinione pubblica

Secondo questa nuova disposizione l'UFE, autorità competente in materia di approvvigionamento energetico e uso dell'energia (cfr. art. 9 dell'ordinanza del 6 dicembre 199918 sull'organizzazione del Dipartimento federale dell'ambiente, dei trasporti, dell'energia e delle comunicazioni), informa l'opinione pubblica sulla situazione dell'approvvigionamento energetico del Paese e, in particolare, rende noti risultati e eventi di importanza centrale. Questa attività d'informazione consiste principalmente nel diffondere valutazioni sulla sicurezza dell'approvvigionamento a medio e lungo termine, ma anche nel sensibilizzare la popolazione in merito all'efficienza energetica e alle energie rinnovabili. Entro i limiti delle tematiche menzionate, l'UFE dispone di una certa libertà nella scelta di cosa monitorare e nel determinare i dati necessari nonché la frequenza con la quale dovranno essere forniti. All'opinione pubblica sono resi noti i dati aggregati e gli indicatori di base. I dati economicamente sensibili non rientrano nel campo d'applicazione della presente disposizione. Ad esempio, la lettera f non implica la pubblicazione di calcoli o informazioni sui prezzi di prodotti fuori borsa, la cui divulgazione potrebbe condurre ad accordi sui prezzi oppure indurre altre distorsioni del mercato. È possibile trasmettere i dati grezzi ai Cantoni, a condizione che questi dispongano di una base giuridica adeguata per raccoglierli e utilizzarli.

Art. 56 cpv. 1, frase introduttiva, lett. ebis e k, nonché cpv. 2 Affinché l'UFE possa svolgere l'attività informativa prevista all'articolo 55a, il campo d'applicazione materiale e personale del capoverso 1 è esteso. L'articolo comprende ora tutti i dati di cui l'UFE ha bisogno per informare l'opinione pubblica. Gli andranno pertanto trasmessi i dati disponibili concernenti persone fisiche e giuridiche, in modo che possa effettuare, con la necessaria granularità, stime e affermazioni sull'attuale consumo di energia di singoli settori. È chiaro che i dati personali potranno essere pubblicati solo previa autorizzazione degli interessati. Nell'elenco delle autorità e delle imprese nonché degli enti tenuti a trasmettere i dati già disponibili figurano ora anche l'UFAE e i gruppi di bilancio. L'UFAE dispone dei dati ricavati dal sistema di monitoraggio nei settori
dell'elettricità e del gas che l'AEP predispone su suo mandato e che serve a valutare la sicurezza dell'approvvigionamento a breve termine. I gruppi di bilancio dispongono dei dati tratti dalla gestione del bilancio, che sono importanti in quanto consentono di accedere a dati aggregati concernenti il consumo, le cosiddette standardizzazioni e le differenze, e permettono di trarre conclusioni in merito alla sicurezza dell'approvvigionamento. Nel settore del gas ciò consente in particolare di fornire informazioni circa le interrelazioni tra consumo e pianificazione 18

RS 172.217.1

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dell'importazione. In questo contesto, tuttavia, è rivelatrice anche l'entità delle differenze rispetto ai valori pianificati inizialmente. Inoltre, l'elenco non è più esaustivo.

Secondo il capoverso 2 il Consiglio federale potrà estenderlo in funzione delle esigenze determinate dall'interesse pubblico che, come si può constatare, è in continua evoluzione.

6

Ripercussioni

6.1

Ripercussioni per la Confederazione

6.1.1

Ripercussioni finanziarie e a livello di personale

Quanto meno durante la prima fase della costituzione della riserva di energia elettrica si devono mettere in conto per la Confederazione oneri maggiori in termini di risorse finanziarie e di personale per l'esecuzione delle nuove norme previste. Questi maggiori oneri graveranno soprattutto sulla ElCom, che sarà tenuta a stabilire le dimensioni della riserva, sorvegliare sul mantenimento delle scorte, decidere l'ordine di prelievo e presentare rendiconti periodici. Anche l'UFE dovrà sostenere costi d'esecuzione più elevati su diversi fronti, in particolare in relazione a questioni quali le dimensioni e la struttura della riserva di energia elettrica, l'organizzazione delle gare d'appalto volte a designare le centrali elettriche di riserva o il supporto agli sviluppatori dei progetti nello scambio con le autorità cantonali e comunali durante le fasi di pianificazione e di costruzione. Il maggiore fabbisogno finanziario (credito per beni e servizi) potrà essere compensato internamente. Presso l'UFE, l'onere supplementare per il personale potrà essere coperto con le risorse disponibili. Presso la ElCom si prevede un fabbisogno di 1,5 equivalenti a tempo pieno in più. Le risorse finanziarie necessarie a questo scopo saranno compensate internamente.

Il compenso per la disponibilità e l'indennizzo per il prelievo destinati alle centrali elettriche di riserva saranno a carico dei consumatori di elettricità e ai gruppi di bilancio, quale parte del corrispettivo per l'utilizzazione della rete di trasporto, senza gravare quindi sul bilancio della Confederazione. Anche le spese sostenute dalla Confederazione per rendere operative le centrali elettriche di riserva e i gruppi elettrogeni di emergenza dal febbraio 2023 e farli partecipare alla riserva complementare le saranno rimborsate, senza interessi, attraverso il corrispettivo per l'utilizzazione della rete di trasporto (art. 23 cpv. 1 OREI).

Le indennità in caso di ordine di commutazione verso un altro agente energetico previste dall'articolo 19b della legge sul CO2 potranno essere versate su richiesta. Attualmente non è possibile valutare se e in quale misura tale disposizione comporterà dei pagamenti e, di conseguenza, avrà ripercussioni sulle finanze della Confederazione.

Senza obbligo da parte della Confederazione non vi saranno ripercussioni sul
suo bilancio; in caso contrario, l'importo massimo è stimato a 5 milioni di franchi circa.

L'applicazione del nuovo articolo 32a della legge sul CO2, che prevede la restituzione completa della tassa sul CO2, non avrà ripercussioni finanziarie. Da un lato, gli introiti derivanti da questa tassa diminuiranno, poiché una parte sarà restituita, ma dall'altro, poiché l'utilizzazione di questi introiti è vincolata, diminuiranno in egual misura anche le spese (ridistribuzione della tassa e sussidi al Programma Edifici).

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La nuova disposizione della LEne sull'informazione dell'opinione pubblica in merito alla situazione dell'approvvigionamento energetico potrà essere applicata nel quadro delle risorse finanziarie disponibili.

Come tutti gli altri consumatori finali, anche la Confederazione subirà le conseguenze finanziarie dei maggiori prezzi dell'energia derivanti dalle misure adottate nel quadro della presente modifica di legge.

6.1.2

Ripercussioni sul Fondo per il supplemento rete e altre ripercussioni

Il sostegno aggiuntivo di cui beneficeranno gli impianti di cogenerazione sarà finanziato attraverso il supplemento rete per la promozione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Questo supplemento è di 2,3 ct./kWh. Il finanziamento delle misure di promozione degli impianti di cogenerazione richiede 0,04 ct./kWh. Il supplemento rete non subirà alcun aumento. L'onere aggiuntivo per il personale potrà essere coperto attingendo ai fondi disponibili.

6.2

Ripercussioni per i Cantoni e i Comuni, per le città, gli agglomerati e le regioni di montagna

Poiché le centrali elettriche di riserva hanno un impatto sul territorio e sull'ambiente, saranno toccati soprattutto i Cantoni e i Comuni dove esse sorgeranno. La Confederazione ha già contattato o contatterà i Cantoni e i Comuni interessati. Per quanto riguarda gli oneri finanziari e quelli per il personale, le ripercussioni saranno contenute; una parte potrà essere coperta applicando gli attuali regolamenti sugli emolumenti. Le autorità dei Comuni sul cui territorio sorgeranno le centrali elettriche di riserva, saranno confrontate con un aumento a breve termine del volume di lavoro.

Poiché per beneficiare di un sostegno gli impianti di cogenerazione devono essere integrati in una rete termica già in funzione o prevista nella pianificazione territoriale, l'onere supplementare per i Comuni sarà trascurabile.

Infine, grazie al dashboard sull'energia anche i Cantoni e i Comuni dispongono di una migliore base informativa, sia per la loro gestione corrente sia per le situazioni di crisi.

6.3

Ripercussioni sui consumatori finali (in particolare economie domestiche e grandi consumatori)

Costi e ripercussioni per il periodo 2023­2026 I costi complessivi stimati per le centrali elettriche di riserva già esistenti, compresi i gruppi elettrogeni di emergenza, per il periodo dal 2023 all'aprile 2026 si aggirano attorno a 790 milioni di franchi. Ciò equivale a un aumento di circa 0,5 ct./kWh del corrispettivo per l'utilizzazione della rete nel periodo 2024­2026. I costi stimati della riserva idroelettrica per il periodo dall'inverno 2022/23 all'inverno 2025/26 ammon35 / 44

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tano a circa 1,2 miliardi di franchi, con un ulteriore rincaro del corrispettivo per l'utilizzazione della rete di 0,7 ct./kWh. Di conseguenza, la società nazionale di rete ha fissato la tariffa «riserva di energia elettrica» per il 2024 a 1,2 ct./kWh. Per un'economia domestica media con un consumo annuo di 4500 kWh, ciò corrisponde a circa 60 franchi l'anno. Per un grande consumatore di elettricità che registra un consumo annuale di, ad esempio, 10 GWh, ciò comporterà costi supplementari per circa 120 000 franchi. La tariffa sarà rivalutata e ridefinita ogni anno. Alla luce dei risultati emersi dalle gare d'appalto per la riserva idroelettrica per l'inverno 2023/2024, i costi effettivi dovrebbero essere inferiori a quanto inizialmente ipotizzato. Inoltre, una volta entrata in vigore la legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili, i gestori di centrali idroelettriche ad accumulazione saranno tenuti a partecipare, in cambio di un indennizzo forfetario moderato, alla costituzione della riserva idroelettrica. Si può pertanto prevedere che, a medio termine, l'attuale tariffa per la riserva di energia elettrica diminuirà.

Costi e ripercussioni per il periodo 2026­2040 Per costituire la riserva necessaria occorreranno tra il 2026 e il 2040 investimenti per la costruzione di nuove centrali elettriche di riserva, nuovi impianti di cogenerazione e nuovi gruppi elettrogeni di emergenza. L'ammontare di tali investimenti potrebbe raggiungere 1,1 miliardi di franchi (nell'ipotesi di diverse centrali elettriche costruite ex novo con una potenza complessiva fino a 1000 MW). Si stima che l'ammortamento di questo investimento sul periodo di esercizio di 15 anni, compresi gli interessi e i costi operativi e di manutenzione, ammonterà a 180 milioni di franchi. Inoltre, si prevede che il raggruppamento (pooling) dei gruppi elettrogeni di emergenza (per una portata di 280 MW), compresi i costi di riequipaggiamento (filtri DeNOx, filtri antiparticolato, sincronizzazione), comporterà investimenti complessivi per 130 milioni di franchi. Si stima che i costi per i gruppi elettrogeni di emergenza ammonteranno, nel loro insieme, a 15 milioni di franchi. L'indennizzo forfettario moderato per la riserva idroelettrica ammonterà a circa 20 milioni di franchi l'anno. Per il consumatore
finale ciò corrisponde a costi supplementari per una «tariffa riserva di energia elettrica» pari a circa 0,30 ct./kWh (sulla base di un consumo annuo complessivo di 70 TWh). Per un'economia domestica media con un consumo annuo di 4500 kWh, ciò corrisponde a circa 14 franchi l'anno. Per un grande consumatore di elettricità che registra un consumo annuale di, ad esempio, 10 GWh, ciò comporterà costi supplementari per circa 30 000 franchi.

Il dashboard sull'energia permette alle imprese e alle economie domestiche di seguire l'evoluzione dell'approvvigionamento e valutare l'efficacia delle diverse misure adottate (e così anche, ad es., il funzionamento della centrale elettrica di riserva). Queste informazioni possono contribuire a rendere i consumatori più consapevoli e sensibili a un'utilizzazione efficiente dell'energia.

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6.4

Ripercussioni sull'economia

6.4.1

Stima delle ripercussioni sul raggiungimento dell'obiettivo di azzeramento delle emissioni nette

A prescindere dalla tecnologia utilizzata, le centrali elettriche di riserva emettono CO2, sia nelle fasi di test sia nelle fasi di funzionamento effettivo. Gli impianti saranno però utilizzati in maniera tale da non gravare sul bilancio complessivo dei gas serra.

Per quanto riguarda le altre ripercussioni (ad es. protezione dell'aria), occorre allentare temporaneamente le prescrizioni riguardanti gli impianti destinati alla riserva, nell'interesse superiore della sicurezza dell'approvvigionamento.

6.4.2

Ripercussioni sull'occupazione ed effetti distributivi

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

6.4.3

Ripercussioni sui settori economici

La costituzione di una riserva di energia elettrica sollecita ulteriormente i diversi rami dell'industria: ordinazione di materiali, fabbisogno di ingegneri, ricorso alla logistica di approvvigionamento oppure allacciamento alla rete elettrica e alla rete del gas dei siti che producono per la riserva. Tutto questo comporta però anche un aumento del valore aggiunto nei settori toccati.

Configurandolo in modo adeguato, il dashboard sull'energia informa sul consumo dei diversi settori economici, mettendo anche in luce gli eventuali sforzi volti al risparmio e l'efficacia delle misure adottate. Questo strumento contribuisce anche qui a un'utilizzazione più efficiente dell'energia, soprattutto in vista di gestire l'approvvigionamento in un'eventuale situazione di crisi.

6.5

Ripercussioni sulla società e sull'ambiente

Indipendentemente dalla tecnologia adottata, la costituzione di una riserva di energia elettrica rende più sicuro l'approvvigionamento delle imprese e delle economie domestiche svizzere. La riserva di energia elettrica migliora la resilienza dell'approvvigionamento e dovrebbe contribuire a scongiurare o a mitigare una situazione di penuria. A seconda dell'intensità e della durata, una situazione di questo tipo può comportare costi elevati e avere ripercussioni pesanti per l'economia e la popolazione.

Secondo l'UFPP, una penuria di energia elettrica comporterebbe costi per 185 miliardi di franchi19.

19

UFPP, 2020: «Rapporto sull'analisi nazionale dei rischi. Catastrofi e situazioni d'emergenza in Svizzera», 3a edizione.

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Le centrali elettriche di riserva, i gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione hanno un impatto negativo sul territorio e sull'ambiente. Le ripercussioni sulle emissioni di gas serra sono illustrate al numero 6.4.1. Se si attingerà alla riserva termica, occorrerà tenere conto del fatto che i vari impianti non sono equivalenti in termini di emissioni. Quelle derivanti dalla produzione termica di elettricità alimentata da combustibili fossili variano notevolmente in funzione della tecnologia utilizzata. Ad esempio, nella migliore delle ipotesi (turbina a gas e dotata di catalizzatore SCR) la produzione di 1 GWh di elettricità emette circa 130 chilogrammi di ossidi di azoto NOx. Nel caso peggiore (gruppo elettrogeno di emergenza con motore a combustione senza catalizzatore SCR), la stessa quantità di elettricità comporterebbe emissioni superiori a 9 tonnellate di NOx. Per una quantità di elettricità di 220 GWh ­ ossia all'incirca il consumo di un giorno invernale ­ distribuita tra tutti gli impianti della riserva termica, nella peggiore delle ipotesi gli ossidi di azoto emessi giornalmente corrisponderebbero al 4 per cento circa delle emissioni annuali di tutte le altre fonti riunite. Rispetto alla quantità di ossidi di azoto emessa ogni anno in Svizzera dal traffico passeggeri su strada, questa percentuale sarebbe dell'11 per cento circa. L'impatto ambientale delle centrali elettriche di riserva e dei gruppi elettrogeni di emergenza dipende quindi non solo dalla durata del funzionamento o dalla quantità di energia prodotta, ma anche in larga misura dalla sequenza di entrata in funzione di questi impianti. Va inoltre notato che gli effetti sulla qualità dell'aria possono variare in modo significativo a seconda dell'ubicazione e delle condizioni meteorologiche. Per ridurre al minimo l'impatto sull'ambiente, l'ordine di prelievo dà priorità agli impianti che provocano meno emissioni. Per tenere conto delle differenze a questo livello e delle diverse condizioni operative (quali il tempo minimo di funzionamento e simili), per la riserva termica non si prevede un prelievo uniforme da tutti gli impianti, contrariamente a quanto accade per la riserva idroelettrica. La ElCom, infatti, definisce nell'ordine di prelievo quali impianti o tipi di impianti devono entrare in funzione a seconda della situazione.

7

Aspetti giuridici

7.1

Costituzionalità

7.1.1

Basi legali

Le presenti modifiche della LAEl si basano principalmente sull'articolo 91 capoverso 1 della Costituzione federale (Cost.)20. Questa disposizione conferisce alla Confederazione un'ampia competenza legislativa per disciplinare il trasporto e l'erogazione di energia elettrica, competenza che comprende anche, in particolare, la regolamentazione del mercato e le misure strutturali per mantenere la sicurezza dell'approvvigionamento21. La possibilità di obbligare i gestori di centrali elettriche di riserva idonee a partecipare alla riserva di energia elettrica poggia invece sull'articolo 102 Cost. sull'approvvigionamento economico del Paese. Si tratta di una misura preventiva ai sensi del capoverso 1 secondo periodo di questa disposizione.

20 21

RS 101 FF 2022 1183, n. 7.1

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Le modifiche della LEne intese a incoraggiare gli impianti di cogenerazione mirano principalmente a un consumo energetico parsimonioso e razionale e poggiano pertanto sia sull'articolo sulla politica energetica (art. 89 cpv. 2 Cost.) sia sull'articolo relativo alla protezione dell'ambiente (art. 74 Cost.). Già nel suo messaggio del 4 settembre 201322 concernente il primo pacchetto di misure della Strategia energetica 2050, il Consiglio federale aveva fatto presente che l'articolo 74 Cost. conferisce alla Confederazione la competenza generale di adottare tutte le misure necessarie per raggiungere gli obiettivi di protezione dell'ambiente. Poiché l'impiego parsimonioso dell'energia e la promozione delle energie rinnovabili contribuiscono a ridurre l'inquinamento ambientale, l'articolo in questione conferisce alla Confederazione importanti possibilità di intervento e pilotaggio in campo energetico. Su di esso poggiano tutte le disposizioni della LEne che sono finalizzate in ultima analisi a evitare o ridurre le emissioni nocive per la popolazione e l'ambiente. La promozione degli impianti di cogenerazione permette innanzitutto di sostituire le caldaie per il carico di punta alimentate solo a combustibili fossili che si trovano nelle zone urbane e che servono esclusivamente a produrre calore da immettere nelle reti di riscaldamento a distanza.

Oltre al calore, gli impianti di cogenerazione producono anche energia elettrica. Utilizzano così l'energia primaria due volte, il che, rispetto alle centrali elettriche a gas, costituisce un consumo parsimonioso e razionale dell'energia. Attraverso le disposizioni di cui all'articolo 34a capoverso 2 lettera c LEne (partecipazione al SSQE, compensazione), i combustibili impiegati sono climaticamente neutri, in linea con quanto previsto dalla legge sul CO2.

Sull'articolo costituzionale riguardante la protezione dell'ambiente (art. 74 Cost.)

poggiano anche le modifiche della legge sul CO2. La nuova disposizione sull'informazione dell'opinione pubblica (art. 55a LEne) si fonda sugli articoli 89 e 102 Cost.

L'Ufficio federale di giustizia ritiene che la gara di appalto per la costruzione di nuove centrali elettriche di riserva e il finanziamento della costruzione e dello smantellamento attraverso il corrispettivo per l'utilizzazione della rete non siano compatibili
con il dettato costituzionale. Considera infatti che l'articolo 91 capoverso 1 Cost. non conferisca alla Confederazione alcuna competenza nell'ambito della produzione di energia elettrica. Di conseguenza, la Confederazione non può né gestire direttamente impianti di produzione di energia elettrica né indire gare d'appalto per la costruzione di nuovi impianti né affidare un mandato in tal senso né disciplinare il finanziamento di questi impianti. Inoltre, il corrispettivo per l'utilizzazione della rete dovrebbe includere solo costi per i servizi direttamente correlati alla gestione delle reti, mentre il presente disegno di legge prevede un rimborso completo dei costi di investimento per le centrali elettriche di riserva.

Secondo il Consiglio federale l'articolo 91 capoverso 1 Cost. riguarda l'effettivo funzionamento delle reti elettriche, del quale la Confederazione è garante. Le nuove centrali elettriche sono una parte indispensabile della riserva, in quanto permettono di mantenere la tensione della rete in situazioni eccezionali. La produzione di elettricità è solo un mezzo per raggiungere un fine, non un fine in sé. Poiché il funzionamento delle nuove centrali di riserva è correlato alla rete, possono anche essere finanziate attraverso il corrispettivo per l'utilizzazione di quest'ultima.

22

FF 2013 6489, in particolare 6672

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7.1.2

Compatibilità con i diritti fondamentali

Il progetto rispetta i diritti costituzionali fondamentali, in particolare la garanzia della proprietà (art. 26 Cost.) e la libertà economica (art. 27 Cost.). Non contiene prescrizioni contrarie alla concorrenza.

La riserva elettrica è costituita esternamente al mercato e non condiziona in alcun modo la produzione (regolare) di energia elettrica. Anche la distribuzione non subisce modifiche durante i periodi di approvvigionamento normale. Sul fronte del consumo si faranno sentire unicamente i costi. Questi vanno intesi come una sorta di premio assicurativo. In linea di massima, i partecipanti alla riserva di energia elettrica ­ riserva idroelettrica a parte ­ saranno designati attraverso una procedura aperta a tutti i concorrenti interessati. Vi sarebbe ingerenza nella garanzia della proprietà e nella libertà economica se il DATEC obbligasse un gestore (di centrale elettrica, gruppo elettrogeno di emergenza o impianto di cogenerazione) a partecipare alla riserva termica quando fosse altrimenti impossibile costituirla nella misura auspicata ed entro limiti di costo adeguati. Un'ingerenza che, tuttavia, sarebbe ammissibile alla luce dell'articolo 36 Cost. Il livello normativo necessario (base legale formale), è dato dalla legge oggetto del presente messaggio. Che vi sia un interesse pubblico alla costituzione di una riserva di energia elettrica di dimensioni adeguate e a costi ragionevoli è evidente.

Anche il principio di proporzionalità sarebbe rispettato. Considerate le condizioni restrittive stabilite nell'articolo 8b capoverso 5 LAEl, un obbligo di partecipazione alla riserva elettrica risulterebbe necessario e opportuno alla luce dell'obiettivo perseguito, ossia disporre di una riserva termica di dimensioni adeguate e a costi ragionevoli, e non costituirebbe pertanto un provvedimento sproporzionato. Infine, anche i diritti fondamentali non sarebbero toccati nella loro essenza, tanto più che la partecipazione alla riserva di energia elettrica non durerebbe eccessivamente.

La promozione degli impianti di cogenerazione nella LEne assicura a questo tipo di impianti l'opportunità di partecipare al mercato dell'elettricità.

7.2

Compatibilità con gli impegni internazionali della Svizzera

Il diritto commerciale internazionale considera l'energia elettrica un comune bene commerciale. I principi dell'Accordo del 15 aprile 199423 che istituisce l'Organizzazione mondiale del commercio e dell'Accordo generale del 30 ottobre 194724 sulle tariffe doganali e sul commercio (GATT) si applicano pertanto anche alla compravendita di energia elettrica. I compiti con carattere di servizio sono assoggettati all'Accordo generale sugli scambi di servizi. La gestione degli aiuti statali sottostà invece all'Accordo sulle sovvenzioni e sulle misure compensative (Accordo SCM; allegato 1A.13 GATT). L'introduzione di prescrizioni tecniche e di standard deve rispettare le disposizioni dell'Accordo del 12 aprile 197925 sugli ostacoli tecnici agli scambi. Nei 23 24 25

RS 0.632.20 RS 0.632.21 RS 0.632.231.41

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confronti dell'UE e degli Stati AELS trovano inoltre applicazione l'Accordo del 22 luglio 197226 tra la Confederazione Svizzera e la Comunità economica europea nonché la Convenzione istitutiva del 4 gennaio 196027 dell'Associazione europea di libero scambio (AELS).

Il presente disegno tiene conto di questi obblighi internazionali. Poiché la riserva di energia elettrica è costituita e impiegata esternamente al mercato, la sua integrazione con centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione non ha ripercussioni sui meccanismi della concorrenza. I contributi d'investimento previsti dalla LEne per la costruzione di nuovi impianti di cogenerazione vanno considerati sovvenzioni ai sensi dell'Accordo SCM.

7.3

Forma dell'atto

Il presente disegno introduce importanti disposizioni contenenti norme di diritto che, conformemente all'articolo 164 capoverso 1 Cost., devono essere emanate sotto forma di legge federale. La revisione della LAEl, della legge sul CO2 e della LEne segue quindi la procedura legislativa normale.

7.4

Subordinazione al freno alle spese

Ai sensi dell'articolo 159 capoverso 3 lettera b Cost., le disposizioni in materia di sussidi nonché i crediti d'impegno e le dotazioni finanziarie implicanti nuove spese uniche di oltre 20 milioni di franchi o nuove spese ricorrenti di oltre 2 milioni di franchi richiedono il consenso della maggioranza dei membri di ciascuna Camera federale.

Le modifiche della LAEl qui presentate non comportano spese supplementari per la Confederazione, dato che i costi della riserva di energia elettrica sono finanziati attraverso il corrispettivo per l'utilizzazione della rete e determinati costi possono essere addebitati anche ai gruppi di bilancio (cfr. art. 8l cpv. 4 LAEl). Fatti salvi i costi di esecuzione che ricadono sulla ElCom, che non possono essere totalmente coperti attraverso gli emolumenti, il finanziamento della riserva di energia elettrica non incide sul bilancio della Confederazione.

Il nuovo articolo 19b della legge sul CO2 prevede che la Confederazione possa sgravare i gestori di impianti bicombustibili o pluricombustibili tenuti, per decisione delle autorità, a commutare i propri impianti verso un vettore energetico fossile e, per questa ragione, a sostenere spese supplementari per l'acquisto di diritti per le emissioni di CO2, subendo così un importante pregiudizio finanziario non ragionevolmente esigibile. Ciò comporterà spese supplementari per la Confederazione; gli sgravi saranno infatti finanziati tramite il bilancio federale. L'ammontare delle spese supplementari dipenderà dalla durata della commutazione, dai costi dei vettori energetici e dei diritti di emissione nonché dalla situazione economica della singola azienda. Seppur diffi-

26 27

RS 0.632.401 RS 0.632.31

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cilmente stimabili, questi costi non dovrebbero superare i 5 milioni di franchi l'anno.

L'articolo 19b della legge sul CO2 sottostà pertanto al freno alle spese.

Per quanto riguarda la revisione della LEne, ciò tocca le misure di cui all'articolo 34a (riequipaggiamento degli impianti di cogenerazione), che vanno pertanto sottoposte al freno alle spese conformemente all'articolo 159 capoverso 3 lettera b Cost. (cfr. le spiegazioni nel messaggio del 4 settembre 201328 sul primo pacchetto di misure della Strategia energetica 2050). Poiché, tuttavia, il disegno non prevede un aumento del supplemento rete, l'articolo 34a LEne non ha ripercussioni che rientrano nel campo d'applicazione del freno alle spese.

7.5

Conformità alla legge sui sussidi

Il Consiglio federale è tenuto a riesaminare periodicamente gli aiuti finanziari e le indennità concesse dalla Confederazione, conformemente all'articolo 5 della legge del 5 ottobre 199029 sui sussidi (LSu). Nel suo rapporto 200830 concernente i sussidi, il Governo ha stabilito che occorre analizzare in modo sistematico nel quadro del relativo messaggio ogni sussidio la cui base legale è posta o riveduta durante il periodo in esame. È quanto è stato fatto nel quadro del presente messaggio. In particolare, è stato verificato se gli aiuti finanziari e le indennità erogati siano sufficientemente motivati, conseguano lo scopo in modo economico e efficace e siano concessi uniformemente ed equamente. Inoltre, è stato verificato che gli aiuti finanziari e le indennità siano stabiliti secondo le esigenze della politica finanziaria e corrispondano a una giudiziosa ripartizione dei compiti e degli oneri tra Confederazione e Cantoni.

Nell'ambito della riserva di energia elettrica, le modifiche della LAEl proposte non introducono novità rilevanti per quanto concerne gli aiuti finanziari o le indennità ai sensi della LSu. I meccanismi di finanziamento della riserva termica si basano su quanto la legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili e la OREI già prevedono per l'attuale riserva.

La situazione è diversa per quanto concerne le modifiche della LEne, che includono sovvenzioni sotto forma di contributi d'investimento per la costruzione di nuovi impianti di cogenerazione. Gli impianti supplementari che andranno a sostituire le caldaie alimentate a energia fossile e destinate al carico di punta nelle reti di teleriscaldamento produrranno elettricità aggiuntiva durante il semestre invernale. Considerate le previsioni a lungo termine riguardanti i prezzi dell'energia elettrica e la scarsa redditività che caratterizza questi impianti, sostenerli è indispensabile.

I sussidi sono concessi nel quadro della procedura snella prevista dal capitolo 5 LEne per i contributi d'investimento e il loro effetto è riesaminato periodicamente sulla base dell'articolo 55 LEne. Inoltre, la promozione proposta ha una durata di dieci anni.

28 29 30

FF 2013 6489, in particolare 6678 RS 616.1 FF 2008 5409

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Senza il sussidio previsto dall'articolo 19b della legge sul CO2 per le imprese partecipanti al SSQE, in caso di imminente penuria di gas l'ordine di passare all'olio da riscaldamento non sarebbe attuato oppure richiederebbe tempi eccessivamente lunghi.

Il sussidio in questione è pertanto sufficientemente giustificato.

7.6

Delega di competenze legislative

Competenze normative possono essere delegate mediante legge federale, sempreché la Costituzione non lo escluda (art. 164 cpv. 2 Cost.). Secondo l'articolo 164 capoverso 1 Cost. e la relativa giurisprudenza, vige in particolare il limite generale secondo il quale le disposizioni importanti, contenenti norme di fondo, devono essere emanate sotto forma di legge federale. Nel quadro del presente disegno, alcune norme di delega sono riprese dalla legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili, in particolare quelle relative alle condizioni di partecipazione alla riserva idroelettrica (art. 8d cpv. 3). La disposizione sul prelievo eccezionale dalla riserva di energia elettrica anche nei casi in cui il mercato non presenti una situazione di squilibrio è stata formulata in modo un po' più preciso (art. 8l cpv. 6 lett. a). Le norme di delega volte alla precisazione delle condizioni di partecipazione per le centrali elettriche di riserva, i gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione sono nuove (art. 8e cpv. 4 e art. 8h cpv. 4); nuova è anche la competenza del Consiglio federale di disciplinare le conseguenze finanziarie dello smantellamento o del mantenimento in funzione di una centrale elettrica costruita ex novo per la riserva termica (art. 8g cpv. 3). Queste norme di delega sono sufficientemente concrete in termini di contenuto, scopo e portata, alleggeriscono il testo da disposizioni troppo specifiche e pongono la base legale per i disciplinamenti che figurano nella OREI.

7.7

Protezione dei dati

Il presente disegno non implica alcun trattamento di dati degno di nota. Per quanto riguarda l'informazione dell'opinione pubblica in merito all'approvvigionamento energetico (art. 55a D-LEne), gli eventuali dati personali potranno essere divulgati solo in forma anonimizzata. L'attività informativa ­ svolta in particolare attraverso il dashboard sull'energia Svizzera ­ rispetta in tal modo le disposizioni in materia di protezione dei dati.

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