Ordinanza del 14 marzo 2008 sull'approvvigionamento elettrico (OAEl)
RS 734.71
Abréviation: OAEl
Etat le: 2025-03-01

734.71

Ordinanza
sull’approvvigionamento elettrico

(OAEl)

del 14 marzo 2008 (Stato 1° marzo 2025)

Il Consiglio federale svizzero,

visto l’articolo 30 capoverso 2 della legge del 23 marzo 2007

RS 734.7

sull’approvvigionamento elettrico (LAEl),

ordina:

Capitolo 1: Disposizioni generali

Art. 1Oggetto e campo d’applicazione1

La presente ordinanza disciplina la prima fase di apertura del mercato dell’elettricità, durante la quale i consumatori fissi finali non hanno diritto d’accesso alla rete ai sensi dell’articolo 13 capoverso 1 LAEl.

2

Le disposizioni della LAEl, alla base di un approvvigionamento di energia elettrica sicuro, si applicano anche per la rete di trazione ferroviaria di cui all’articolo 14a capoverso 2 LAEl. Si applicano in particolare gli articoli 4 capoverso 1 lettere a e b, 8, 9 e 11 LAEl, ma non l’articolo 8a LAEl.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

3

Un convertitore di frequenza all’interno di una centrale a 50 Hz non è considerato consumatore finale per la quota di energia elettrica che la centrale a 50 Hz produce e contemporaneamente immette nella rete a 16,7 Hz in un’unità economica localizzata.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

3bis

I punti di immissione e di prelievo della rete di trazione ferroviaria collegati con la rete di trasporto a 50 Hz sono considerati singolo punto di immissione o di prelievo.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 30 gen. 2013 (RU 2013 559). Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

4

La LAEl e la presente ordinanza si applicano anche alle linee elettriche transfrontaliere a corrente continua della rete di trasporto e ai necessari impianti accessori.

Art. 2Definizioni1 Nella presente ordinanza si intende per:
a.

piano previsionale

Nuovo termine giusta la cifra I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109). Di detta mod. é tenuto conto in tutto il presente testo.

: serie temporale, pattuita in livelli medi di potenza, relativa alla fornitura e all’acquisto di energia elettrica durante un determinato periodo di tempo;

b.

Abrogata dalla cifra I dell’O dell’11 nov. 2015, con effetto dal 1° gen. 2016 (RU 2015 4789).

...

c.

punto di immissione e punto di prelievo: punto della rete in cui un flusso di energia in entrata e in uscita è rilevato e conteggiato o registrato (punto di misurazione);

d.

gestione del bilancio: insieme dei provvedimenti tecnici, organizzativi e di conteggio per la tenuta continua del bilancio energetico e di potenza nel sistema dell’energia elettrica; vi rientrano in particolare la gestione del piano previsionale, la gestione dei dati di misurazione e la gestione del pareggio di bilancio;

e.

Abrogata dalla cifra I dell’O dell’11 nov. 2015, con effetto dal 1° gen. 2016 (RU 2015 4789).

...

f.

consumatori finali con servizio universale: consumatori fissi finali e consumatori finali che rinunciano all’accesso alla rete (art. 6 cpv. 1 LAEl).

2 Alla rete di trasporto appartengono in particolare anche:
a.

le linee comprese le strutture portanti;

b.

i trasformatori di accoppiamento, i sezionatori, le installazioni di misurazione, comando e comunicazione;

c.

gli impianti utilizzati con altri livelli di rete, che vengono impiegati soprattutto nell’ambito della rete di trasporto o senza i quali quest’ultima non può essere gestita in modo sicuro o efficiente;

d.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

i quadri di comando prima dei trasformatori nel passaggio a un altro livello di tensione o a una centrale elettrica, eccetto i quadri di comando nel passaggio a una centrale nucleare, se rilevanti per l’esercizio sicuro di questa centrale nucleare.

Capitolo 2: Sicurezza dell’approvvigionamento

Sezione 1: Allacciamento alla rete

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Art. 3...

Abrogato dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, con effetto dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

1

I gestori di reti emanano direttive trasparenti e non discriminatorie per l’attribuzione di consumatori finali, produttori di energia elettrica e gestori di reti a un determinato livello di tensione nonché per la qualità minima della fornitura di energia elettrica per livello di rete.

2

Emanano direttive per l’indennizzo in caso di cambiamento di allacciamento.

2bis

Se un gestore di rete deve cambiare l’allacciamento per ragioni inerenti al consumo proprio o a un raggruppamento ai fini del consumo proprio, i rimanenti costi del capitale degli impianti di allacciamento che non vengono più utilizzati o che lo sono solo parzialmente gli sono indennizzati proporzionalmente dai consumatori in regime di consumo proprio o dai proprietari dei fondi del raggruppamento.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

3

In caso di controversie in relazione all’attribuzione di consumatori finali, produttori di energia e gestori di reti nonché all’indennizzo in caso di cambiamento di allacciamento decide la Commissione dell’energia elettrica (ElCom).

Sezione 2: Servizio universale

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Art. 4

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Tariffe del servizio universale1

I gestori delle reti di distribuzione fissano le tariffe del servizio universale per ogni anno civile (anno tariffario).

2

Il corrispettivo per l’elettricità fornita nel servizio universale (art. 6 cpv. 5bis lett. d LAEl) non può superare i costi dell’energia computabili.

3 Per il calcolo dei costi dell’energia computabili si applicano i seguenti principi:
a. sono considerati costi dell’energia computabili:
1.

i prezzi di costo di una produzione efficiente, al netto di eventuali incentivi,

2.

i costi medi di acquisto stabiliti nei contratti di acquisto attribuiti al servizio universale, stipulati a condizioni adeguate,

3.

la rimunerazione di cui all’articolo 15 capoverso 1 della legge del 30 settembre 2016

RS 730.0

sull’energia (LEne), inclusa l’eventuale rimunerazione della garanzia d’origine,

4.

i costi di distribuzione e amministrativi da imputare al servizio universale,

5.

un utile adeguato pari al massimo agli interessi calcolatori annui sul capitale netto d’esercizio necessario all’esercizio della rete; il capitale netto d’esercizio si calcola sulla base dei costi dell’energia computabili secondo i numeri 1–4 e tenendo conto della periodicità della fatturazione; si applica il tasso d’interesse calcolatorio di cui all’allegato 1;

b. sono considerati costi di produzione computabili di una produzione efficiente, compreso il valore della garanzia d’origine:
1.

i costi d’esercizio per le prestazioni che sono in relazione diretta con l’esercizio degli impianti di produzione, e

2.

i costi del capitale, costituiti al massimo dagli ammortamenti calcolatori nonché dagli interessi calcolatori sulla base dei valori residui contabili degli originari costi di acquisto e di costruzione degli impianti di produzione esistenti risultanti alla fine dell’anno contabile; prima della rimunerazione devono essere effettuati gli ammortamenti annui; la rimunerazione è calcolata applicando il tasso d’interesse calcolatorio secondo l’allegato 3 dell’ordinanza del 1° novembre 2017

RS 730.03

sulla promozione dell’energia (OPEn);

c.

ai fini del calcolo dei costi medi di produzione dell’energia elettrica proveniente da impianti propri e da prelievi effettuati in virtù di una partecipazione, è irrilevante se i quantitativi di elettricità prodotti sono venduti nell’ambito del servizio universale o attraverso un’altra modalità;

d.

i gestori delle reti di distribuzione utilizzano in via prioritaria le garanzie di origine rilasciate per la loro produzione propria ampliata (art. 4 cpv. 1 lett. cbis LAEl);

e. nel quadro della rimunerazione secondo l’articolo 15 capoverso 1 LEne sono computabili:
1.

con ritiro della garanzia d’origine: al massimo i costi di produzione secondo l’articolo 4 capoverso 3 nella versione vigente il 1° luglio 2024

RU 2019 1381, 3479; 2022 772

, al netto di eventuali incentivi secondo l’articolo 4a nella versione vigente il 1° luglio 2024

RU 2019 1381; 2022 772

,

2.

senza ritiro della garanzia d’origine: al massimo il prezzo uniforme a livello nazionale secondo l’articolo 15 capoverso 1 LEne al momento dell’immissione oppure la rimunerazione minima.

4

L’attribuzione di cui all’articolo 6 capoverso 5bis lettera b LAEl dei contratti di acquisto deve essere indicata il 31 agosto di ogni anno per l’anno tariffario successivo nella contabilità per unità finali di imputazione. I nuovi contratti di acquisto stipulati possono essere attribuiti al servizio universale soltanto nella misura in cui sono necessari a coprire il consumo presumibile nel servizio universale.

Art. 4a

Introdotto dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019 (RU 2019 1381; 2022 772). Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Quote minime di elettricità generata da energie rinnovabili1

La quota minima di produzione propria ampliata generata da energie rinnovabili in impianti in Svizzera (art. 6 cpv. 5 lett. a LAEl) che deve essere venduta nel servizio universale ammonta a partire dall’anno tariffario 2026 al 50 per cento. Se almeno l’80 per cento dell’energia elettrica venduta nel servizio universale proviene da questa produzione propria ampliata, i gestori delle reti di distribuzione non sono tenuti ad assicurare tale quota minima.

2

La quota minima generata da energie rinnovabili in impianti in Svizzera (art. 6 cpv. 5 lett. b LAEl) ammonta a partire dall’anno tariffario 2026 al 20 per cento dell’energia elettrica venduta nel servizio universale. Se per raggiungere tale quota minima vengono stipulati contratti d’acquisto, la durata di questi ultimi è di almeno tre anni.

3

I gestori delle reti di distribuzione stabiliscono il 31 agosto per l’anno tariffario successivo le percentuali di cui ai capoversi 1 e 2 nella contabilità per unità finali di imputazione (art. 6 cpv. 4, secondo periodo LAEl).

4

Per dimostrare il rispetto delle quote minime, i gestori delle reti di distribuzione presentano alla ElCom, su richiesta, le relative partecipazioni e i relativi contratti di acquisto a medio e lungo termine.

Art. 4b

Introdotto dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019 (RU 2019 1381; 2022 772). Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Prodotto elettrico standard

Ai fini dell’etichettatura dell’elettricità per i consumatori finali riforniti con il prodotto elettrico standard (art. 6 cpv. 2bis LAEl), i gestori delle reti di distribuzione presentano a partire dall’anno tariffario 2028 per almeno due terzi dell’energia elettrica fornita ogni trimestre garanzie di origine attestanti l’origine nazionale e rinnovabile dell’energia elettrica.

Art. 4c

Introdotto dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019 (RU 2019 1381; 2022 772). Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Tutela dalle fluttuazioni dei prezzi di mercato

Per tutelarsi dalle fluttuazioni dei prezzi del mercato i gestori delle reti di distribuzione definiscono, attuano e documentano strategie per un acquisto strutturato. Se per garantire l’elettricità necessaria vengono stipulati contratti di acquisto, questi ultimi devono essere conclusi in modo scaglionato nel tempo.

Art. 4d

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Costi delle misure volte a migliorare l’efficienza energetica1

I costi delle misure per realizzare gli obiettivi di miglioramento dell’efficienza energetica possono essere addebitati ai consumatori finali con servizio universale in una proporzione corrispondente alla quota di tali consumatori nella quantità di riferimento di elettricità venduta.

2

Nessun costo è addebitato ai consumatori finali fissi e ai consumatori finali che hanno rinunciato all’accesso alla rete e che non sono considerati ai fini della determinazione della quantità di riferimento di elettricità venduta (art. 51a cpv. 3 dell’ordinanza del 1° novembre 2017

RS 730.01

sull’energia [OEn]).

3 I costi sono computabili soltanto se i gestori delle reti di distribuzione:
a.

hanno commissionato le misure nel quadro di una procedura trasparente, non discriminatoria e orientata al mercato;

b.

hanno acquisito le prove delle misure a tariffe pari al massimo a quelle di mercato usuali;

c.

hanno attuato le misure da sé e sulla base dei costi, ma comunque a tariffe pari al massimo a quelle di mercato usuali.

Art. 4e

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Comunicazione delle modifiche delle tariffe del servizio universale1

I gestori delle reti di distribuzione sono tenuti a motivare ai consumatori finali con servizio universale ogni aumento o diminuzione delle tariffe del servizio universale. Nella motivazione devono essere specificate le modifiche dei costi che sono all’origine dell’aumento o della diminuzione delle tariffe.

2

I gestori delle reti di distribuzione notificano alla ElCom ogni anno, al più tardi entro il 31 agosto, gli aumenti delle tariffe del servizio universale, indicando le motivazioni comunicate ai consumatori finali.

Art. 4f

Originario art. 4d. Introdotto dalla cifra I dell’O del 23 nov. 2022, in vigore dal 1° gen. 2023 al 31 dic. 2030 (RU 2022 772).

Differenze di copertura nel servizio universale1

Se la somma del corrispettivo che il gestore della rete di distribuzione ha riscosso per il servizio universale nel corso di un anno tariffario non corrisponde ai costi energetici computabili (differenza di copertura), il gestore della rete di distribuzione deve compensare tale differenza entro i tre anni tariffari successivi. In caso di copertura insufficiente, può rinunciare alla compensazione.

2

In casi giustificati, la ElCom può estendere il periodo entro il quale compensare una differenza di copertura.

3 Il tasso di interesse che il gestore della rete di distribuzione deve applicare al consumatore finale corrisponde:
a.

in caso di copertura insufficiente: al massimo al costo del capitale di terzi conformemente all’allegato 1;

b.

in caso di copertura in eccesso: almeno al costo del capitale di terzi conformemente all’allegato 1.

Art. 5

Abrogato dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, con effetto dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Sezione 3: Sviluppo delle reti

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Art. 5a

Introdotto dalla cifra I dell’O del 31 mag. 2024, in vigore dal 1° lug. 2024 (RU 2024 282).

Protezione dai ciberattacchi1 Per garantire una protezione adeguata degli impianti dai ciberattacchi, proteggendo in particolare le tecnologie dell’informazione e della comunicazione (TIC), le raccomandazioni contenute nello Standard minimo per migliorare la resilienza delle TIC (Standard minimo TIC) del maggio 2023

Lo Standard minimo TIC può essere scaricato gratuitamente dal sito Internet dell’Ufficio federale della cibersicurezza (www.ncsc.admin.ch > Informazioni per > Informazioni per specialisti it > Temi > Standard minimi per le TIC).

sono vincolanti conformemente al rispettivo livello di protezione di cui all’allegato 1 per:
a.

i gestori di rete;

b.

i produttori, esclusi i gestori di centrali nucleari, e i gestori di impianti di stoccaggio, sempre che gestiscano impianti con una potenza complessiva di almeno 100 MW che e possano controllarli attraverso un unico sistema;

c. i fornitori di servizi che possono controllare in modo permanente:
1

gli impianti dei gestori di rete, oppure

2.

gli impianti di produttori, esclusi i gestori di centrali nucleari, o di gestori di impianti di stoccaggio, sempre che in tal modo abbiano accesso attraverso un unico sistema a una potenza complessiva di almeno 100 MW.

2

I regolamenti riconosciuti a livello internazionale citati nello standard minimo TIC non sono vincolanti.

3

Qualora la ElCom lo richieda, deve esserle fornita la prova del raggiungimento del livello di protezione previsto.

Art. 5abis

Originario art. 5a. Introdotto dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

Scenario di riferimento

Dopo la sua approvazione, lo scenario di riferimento (art. 9a LAEl) è riesaminato ed eventualmente aggiornato ogni quattro anni.

Art. 5b

Introdotto dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

Principi di pianificazione della rete

I principi di pianificazione della rete descrivono in particolare il metodo da applicare per il dimensionamento delle reti elettriche e i criteri di valutazione.

Art. 5c

Introdotto dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

Coordinamento della pianificazione della rete

Le informazioni necessarie per il coordinamento della pianificazione della rete comprendono, in particolare, informazioni sulla rete esistente, sui progetti di rete pianificati e previsioni sulla produzione e sul consumo.

Art. 6Informazione della ElCom

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2021 (RU 2019 1381).

1

I gestori delle reti di distribuzione con tensione nominale pari o inferiore a 36 kV sono esentati dall’obbligo di informare la ElCom ai sensi dell’articolo 8 capoverso 3 LAEl.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2021 (RU 2019 1381).

2

Tutti i gestori di reti sono tenuti a presentare ogni anno alla ElCom gli usuali indicatori internazionali relativi alla qualità dell’approvvigionamento, come la durata media di interruzione («Customer Average Interruption Duration Index», CAIDI), la non disponibilità media del sistema («System Average Interruption Duration Index», SAIDI) e la frequenza media di interruzione («System Average Interruption Frequency Index», SAIFI).

Art. 6a

Introdotto dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2021 (RU 2019 1381).

Piani pluriennali1 Nel piano pluriennale la società nazionale di rete riporta i suoi progetti di rete e illustra quanto segue:
a.

la designazione del progetto;

b.

il tipo di investimento, in particolare se si tratta di un’ottimizzazione, un potenziamento o un ampliamento della rete;

c.

lo stato della pianificazione, dell’approvazione o della realizzazione;

d.

il momento della messa in esercizio prevista;

e.

la stima dei costi di progetto;

f.

la necessità del progetto comprovandone l’efficacia dal profilo economico e tecnico.

2

I gestori di rete redigono i piani pluriennali delle reti di distribuzione con una tensione nominale superiore a 36 kV entro dodici mesi dall’approvazione dell’ultimo scenario di riferimento da parte del Consiglio federale.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Art. 6b

Introdotto dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

Informazione dell’opinione pubblica da parte dei Cantoni

Nell’accordo di prestazioni di cui all’articolo 9e capoverso 2 LAEl è possibile stabilire un indennizzo a favore di un Cantone unicamente per i compiti di informazione dell’opinione pubblica che assume oltre il proprio mandato di base e per l’informazione dell’opinione pubblica che fornisce in adempimento di un mandato della Confederazione.

Capitolo 3: Utilizzazione della rete

Sezione 1: Conto dei costi e fatturazione

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Art. 7Conto annuo e conto dei costi1

I gestori e i proprietari di reti di distribuzione e di trasporto possono definire liberamente il loro anno contabile. In particolare l’anno contabile può coincidere con l’anno civile o l’anno idrologico.

2

I gestori e i proprietari di rete elaborano un metodo uniforme per l’allestimento del conto dei costi ed emanano a tal fine direttive trasparenti.

3 Nel conto dei costi devono essere esposte separatamente tutte le voci necessarie per il calcolo dei costi computabili, in particolare:
a.

costi calcolatori del capitale relativi alle reti;

b.

impianti valutati sulla base dei prezzi di sostituzione (ai sensi dell’art. 13 cpv. 4);

c.

costi d’esercizio delle reti;

d.

costi delle reti di livello superiore;

e.

costi delle prestazioni di servizio relative al sistema;

ebis.

Introdotta dall’art. 12 dell’O del 7 set. 2022 sulla costituzione di una riserva di energia idroelettrica (RU 2022 514). Nuovo testo giusta l’all. cifra II n. 2 dell’O del 25 gen. 2023 sulla riserva invernale, in vigore dal 15 feb. 2023 al 31 dic. 2026 (RU 2023 43).

i costi in relazione alla riserva di energia elettrica secondo l’ordinanza del 25 gennaio 2023

RS 734.722

sulla riserva invernale (OREI);

eter.

Introdotta dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

i costi secondo l’articolo 15a LAEl;

f.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

costi per la metrologia e l’informazione, tra cui segnatamente i costi d’esercizio e i costi calcolatori del capitale relativi agli impianti necessari per la metrologia nonché il numero dei punti di misurazione;

fbis.

Introdotta dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017 (RU 2017 7109). Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

costi per i sistemi di misurazione intelligente, tra cui segnatamente i costi d’esercizio e i costi calcolatori del capitale nonché il numero dei punti di misurazione;

fter.

Introdotta dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

costi per l’utilizzo della piattaforma centrale dei dati (piattaforma dei dati) di cui agli articoli 17g–17i LAEl;

g.

costi amministrativi;

h.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

costi per i potenziamenti della rete secondo l’articolo 15b LAEl;

i.

costi per gli allacciamenti alla rete e i contributi per i costi di rete;

j.

altri costi fatturati individualmente;

k.

tributi e prestazioni agli enti pubblici;

l.

imposte dirette;

m.

Introdotta dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

costi per sistemi di controllo e di regolazione intelligenti, rimunerazioni incluse;

n.

Introdotta dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

costi per misure innovative; e

o.

Introdotta dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

costi di sensibilizzazione nell’ambito della riduzione del consumo.

4

Ogni gestore e ogni proprietario di rete specifica le regole per l’attivazione degli investimenti.

5

Egli deve attribuire alla rete i costi singoli direttamente e i costi generali in base ad una chiave di ripartizione in funzione del principio di causalità. Le chiavi di ripartizione di riferimento devono essere adeguate, chiare e fissate per iscritto nonché essere conformi al principio della continuità.

6

I proprietari di rete forniscono al gestore di rete le indicazioni necessarie all’allestimento del conto dei costi.

7

I gestori di rete presentano alla ElCom il conto dei costi al più tardi entro il 31 agosto.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 12 dic. 2008, in vigore dal 1° gen. 2009 (RU 2008 6467).

Art. 7a

Originario art. 9.

Fatturazione

Su richiesta del consumatore finale, il gestore di rete fattura ai fornitori di energia l’utilizzazione della rete. L’onere del corrispettivo per l’utilizzazione della rete spetta al consumatore finale.

Sezione 1a:

Introdotta dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Obblighi di informazione

Art. 7b1

I gestori di rete pubblicano entro il 31 agosto attraverso un unico indirizzo Internet liberamente accessibile le informazioni secondo l’articolo 12 capoverso 1 LAEl nonché tutti i tributi e le prestazioni agli enti pubblici in un formato leggibile meccanicamente.

2 Informano i consumatori finali almeno una volta all’anno in forma adeguata circa:
a.

l’evoluzione del prelievo di energia elettrica rispetto all’anno precedente;

b.

il consumo medio e la fascia di consumo dei consumatori finali del gruppo di clienti a cui appartengono;

c.

le possibilità di risparmio.

Sezione 1b: Metrologia, processi informativi e gestore della piattaforma dei dati

Introdotta dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Art. 8Metrologia e processi informativi1

I gestori di rete sono responsabili della metrologia e dei processi informativi.

2 Essi definiscono entro la fine del 2025, con la partecipazione dei rappresentanti dei consumatori finali, dei produttori e dei fornitori di servizi del settore elettrico, direttive trasparenti e non discriminatorie per la metrologia e i processi informativi, concernenti in particolare:
a.

gli obblighi dei partecipanti;

b.

i tempi;

c.

la forma e la qualità dei dati da trasmettere;

d.

la comunicazione dei dati attraverso la piattaforma dei dati;

e.

i dati di base secondo l’articolo 8ater capoverso 2.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

3 Al fine di garantire un approvvigionamento regolare di energia elettrica secondo l’articolo 17f capoverso 1 LAEl devono essere forniti i dati di misurazione, di base e altri dati necessari per l’assolvimento dei seguenti compiti:
a.

esercizio della rete;

b.

gestione del bilancio;

c.

fornitura di energia;

d.

imputazione dei costi;

e.

calcolo dei corrispettivi per l’utilizzazione della rete;

f.

procedure di conteggio in relazione alla LEne

RS 730.0

e alla OEne

RS 730.01

;

g.

commercializzazione diretta;

h.

impiego di sistemi di controllo e di regolazione intelligenti;

i.

cambiamento di fornitore; e

j.

garanzia del diritto dei consumatori finali, dei produttori e dei gestori di impianti di stoccaggio di cui all’articolo 8ater capoverso 2.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

3bis

...

Introdotto dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017 (RU 2017 7109). Abrogato dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, con effetto dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

4

Su richiesta dei consumatori finali, dei produttori o dei gestori di impianti di stoccaggio interessati, i gestori di rete forniscono a terzi, dietro versamento di un indennizzo a copertura dei costi, dati di misurazione o di base supplementari o elaborati secondo modalità differenti. Devono essere forniti tutti i dati rilevati negli ultimi cinque anni.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

5

...

Abrogato dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017, con effetto dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

Art. 8a

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Costituzione del gestore della piattaforma dei dati 1

La domanda di approvazione degli statuti del gestore della piattaforma dei dati (art. 17h cpv. 2 LAEl) deve essere presentata entro il 30 settembre 2025. Il Dipartimento federale dell’ambiente, dei trasporti, dell’energia e delle comunicazioni (DATEC) può prorogare di tre mesi questo termine una sola volta.

2 Essa contiene in particolare le informazioni e i documenti seguenti:
a.

una bozza degli statuti;

b.

l’esposizione dei costi non coperti che il richiedente ha sostenuto per la realizzazione della piattaforma dei dati fino alla presentazione della domanda;

c.

una pianificazione dei costi;

d.

un piano organizzativo e tecnico.

3

Il DATEC può stabilire ulteriori disposizioni concernenti la presentazione della domanda.

4

Se gli statuti sono approvati, il gestore della piattaforma dei dati rimborsa al richiedente entro dieci anni dalla messa in esercizio della piattaforma dei dati i costi secondo il capoverso 2 lettera b. Sono computabili tutti i costi necessari e adeguati per la realizzazione della piattaforma dei dati, compreso un interesse pari al costo medio del capitale secondo l’allegato 1. Il DATEC stabilisce l’importo da rimborsare.

5

Il DATEC può subordinare l’approvazione degli statuti e il rimborso dei costi a condizioni od oneri. Può stabilire il termine ultimo consentito per l’entrata in funzione della piattaforma dei dati.

Art. 8abis

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Organizzazione del gestore della piattaforma dei dati1

Nell’organo direttivo o amministrativo superiore del gestore della piattaforma dei dati gli interessi dei consumatori finali, dei gestori di rete e dei fornitori di servizi del settore elettrico sono rappresentati in modo paritetico per un terzo ciascuno.

2

Il gestore della piattaforma dei dati e i proprietari delle quote di quest’ultima devono essere persone distinte tra loro.

3

Le quote del gestore della piattaforma dei dati non possono essere quotate in borsa.

4

La maggioranza delle quote e la maggioranza dei diritti di voto devono essere detenute da persone che hanno il proprio domicilio o la propria sede in Svizzera.

Art. 8ater

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Compiti generali del gestore della piattaforma dei dati1

Il gestore della piattaforma dei dati garantisce l’esercizio sicuro, performante ed efficiente di una piattaforma dei dati per lo scambio dei dati secondo l’articolo 17g LAEl.

2

Esso offre ai consumatori finali, ai produttori e ai gestori di impianti di stoccaggio la possibilità di scaricare in un formato usuale a livello internazionale i loro dati di base nonché i dati di misurazione rilevati nel corso degli ultimi cinque anni e di renderli accessibili tramite la piattaforma dei dati in un formato leggibile meccanicamente a soggetti terzi da essi autorizzati.

3 Pubblica in Internet in un formato leggibile meccanicamente i seguenti dati di misurazione e di base anonimizzati per ogni Comune e Cantone:
a.

i valori del profilo di carico di 15 minuti dell’elettricità prelevata giornalmente, mensilmente e annualmente;

b.

i valori del profilo di carico di 15 minuti dell’immissione di elettricità giornaliera, mensile e annuale in base alla tecnologia di produzione;

c.

il numero di sistemi di misurazione intelligenti installati entro la fine dell’anno e la loro quota rispetto ai dispositivi di misurazione complessivamente installati.

4

Il gestore della piattaforma dei dati analizza regolarmente la qualità dello scambio dei dati, in particolare il rispetto dei termini e la frequenza delle successive rettifiche dei dati. Esso pubblica l’analisi in forma anonimizzata.

5 Su richiesta comunica:
a.

alla ElCom: i dati di base e di misurazione nonché i dati di cui al capoverso 4 in forma non anonimizzata per i suoi compiti di esecuzione nel quadro della LAEl;

b.

all’Ufficio federale dell’Energia (UFE): i dati di base e di misurazione nonché i dati di cui al capoverso 4 in forma pseudonimizzata per le valutazioni statistiche;

c.

alle autorità cantonali: i dati di base e di misurazione in forma pseudonimizzata per i loro compiti di esecuzione.

6 Esso salva sulla piattaforma dei dati:
a.

i dati di base dei consumatori finali, dei produttori e dei gestori di impianti di stoccaggio in forma pseudonimizzata per i suoi compiti secondo i capoversi 1 e 2;

b.

i dati di base e di misurazione in forma anonimizzata per i suoi compiti secondo il capoverso 3;

c.

i dati di misurazione in forma pseudonimizzata per i suoi compiti secondo il capoverso 4.

Art. 8aquater

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Compiti del gestore della piattaforma dei dati nell’ambito della protezione e della sicurezza dei dati1

Il gestore della piattaforma dei dati garantisce la sicurezza dei dati. Al fine di garantire una protezione adeguata contro le minacce cibernetiche, attua le raccomandazioni dello standard minimo TIC

Cfr. nota a piè di pagina relativa all’art. 5a cpv. 1.

conformemente al profilo di protezione A di cui all’allegato 1a.

2

Il gestore della piattaforma dei dati distrugge i dati di misurazione dopo cinque anni, sempre che non siano rilevanti ai fini della fatturazione o anonimizzati.

3

Il gestore della piattaforma dei dati garantisce che, qualora abbandoni l’attività o venga aperta una procedura di fallimento a suo carico, i dati necessari all’esercizio della piattaforma dei dati siano trasmessi gratuitamente al DATEC o a un servizio designato da quest’ultimo. Provvede in seguito a distruggere i suoi dati

Art. 8aquinquies

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Conto dei costi del gestore della piattaforma dei dati1

Il gestore della piattaforma dei dati allestisce un conto dei costi.

2

Nel conto dei costi sono indicate separatamente tutte le voci necessarie al calcolo dei compensi secondo l’articolo 17i capoverso 3 LAEl, in particolare i costi del capitale e i costi d’esercizio.

3

Per costi d’esercizio si intendono i costi delle prestazioni in relazione diretta con l’esercizio della piattaforma dei dati. Tra questi figurano in particolare i costi per la manutenzione delle tecnologie dell’informazione e della comunicazione.

4

Sono considerati costi del capitale gli ammortamenti calcolatori e gli interessi calcolatori sui beni patrimoniali necessari all’esercizio della piattaforma dei dati. Per il calcolo dei costi del capitale si applica per analogia l’articolo 13 capoversi 2 e 3.

5

Il gestore della piattaforma dei dati versa i proventi della rimunerazione per i tassi calcolatori secondo il capoverso 4 ai proprietari delle quote proporzionalmente ai conferimenti effettuati. I proprietari delle quote non hanno diritto a ulteriori indennizzi né prestazioni.

6

Il conto dei costi deve essere presentato ogni anno alla ElCom.

Sezione 1c: Sistemi di misurazione, di controllo e di regolazione intelligenti

Introdotta dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Art. 8asexies

Originario art. 8a. Introdotto dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

1 Per la metrologia e i processi informativi devono essere impiegati sistemi di misurazione intelligenti presso i consumatori finali, gli impianti di produzione e gli impianti di stoccaggio. Tali sistemi sono costituiti dai seguenti elementi:

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

a. un contatore di elettricità elettronico installato presso il consumatore finale, l’impianto di produzione o l’impianto di stoccaggio che:

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 25 nov. 2020, in vigore dal 1° gen. 2021 (RU 2020 6141).

1.

rileva energia attiva ed energia reattiva,

2.

determina i profili di carico con periodi di misurazione di 15 minuti e li memorizza per almeno 60 giorni,

3.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 25 nov. 2020, in vigore dal 1° gen. 2021 (RU 2020 6141).

dispone di interfacce, segnatamente una riservata alla comunicazione bidirezionale con un sistema di trattamento dei dati e un’altra che consenta al consumatore finale, al produttore o al gestore dell’impianto di stoccaggio interessato perlomeno di consultare i propri dati di misurazione al momento del rilevamento e, se disponibili, i dati dei profili di carico con periodi di misurazione di 15 minuti, in un formato di dati usuale a livello internazionale, e

4.

rileva e registra le interruzioni dell’approvvigionamento elettrico;

b.

un sistema di comunicazione digitale che garantisce la trasmissione automatizzata dei dati tra il contatore elettrico e il sistema di trattamento dei dati del gestore di rete; e

c.

un sistema di trattamento dei dati che permette di consultare i dati.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109)

2

Il gestore di rete deve comunicare ai consumatori finali, ai produttori o ai gestori di impianti di stoccaggio che ne facciano richiesta le specifiche tecniche dell’interfaccia del suo contatore.

Originaio art. 8a cpv. 1bis. Introdotto dalla cifra I dell’O del 25 nov. 2020, in vigore dal 1° gen. 2021 (RU 2020 6141).

3 L’interazione fra gli elementi di tali sistemi di misurazione intelligenti permette di:
a.

identificare e gestire diversi tipi di contatori di elettricità ai fini dell’interoperabilità;

b.

aggiornare la parte del software dei contatori di elettricità di cui al capoverso 1 lettera a che non ha nessuna ripercussione sulle caratteristiche metrologiche;

c.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

fornire al consumatore finale, al produttore o al gestore dell’impianto di stoccaggio interessato una rappresentazione comprensibile dei propri dati di misurazione, segnatamente dei profili di carico;

d.

integrare altri strumenti di misurazione digitali, nonché altri sistemi di controllo e di regolazione intelligenti; e

e.

individuare, registrare e segnalare manipolazioni e altri effetti esterni sui contatori di elettricità.

Originaio art. 8a cpv. 2.

4

I costi del capitale e d’esercizio che il gestore di rete sostiene per garantire il diritto alla consultazione e allo scaricamento dei dati di misurazione sono considerati costi di rete computabili.

Originario 8a cpv. 2bis. Introdotto dalla cifra I dell’O del 25 nov. 2020, in vigore dal 1° gen. 2021 (RU 2020 6141).

5 Non devono essere impiegati sistemi di misurazione intelligenti nei seguenti casi:
a.

in costruzioni o impianti che sottostanno alla legge federale del 23 giugno 1950

RS 510.518

concernente la protezione delle opere militari;

b.

per gli allacciamenti alla rete di trasporto.

Originario art. 8a cpv. 3. Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

6 La ElCom può concedere deroghe di durata determinata o indeterminata all’obbligo di impiego di sistemi di misurazione intelligenti, se tale impiego sarebbe sproporzionato rispetto all’onere oppure inadeguato allo scopo considerati i requisiti metrologici concreti. La deroga può, in una situazione specifica, riguardare:
a.

singoli consumatori finali, produttori o gestori di impianti di stoccaggio oppure gruppi di essi;

b.

l’intero sistema di misurazione o singoli elementi o caratteristiche dello stesso.

Originario art. 8a cpv. 3bis. Introdotto dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

7

Se un sistema di misurazione intelligente non può essere installato perché il consumatore finale, il produttore o il gestore dell’impianto di stoccaggio rifiutano il suo impiego, il gestore di rete può fatturare individualmente i maggiori costi di misurazione intervenuti a partire dal momento del rifiuto.

Originario art. 8a cpv. 3ter. Introdotto dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

8

I contatori elettronici di elettricità di cui al capoverso 1 lettera a sottostanno all’ordinanza del 15 febbraio 2006

RS 941.210

sugli strumenti di misurazione e alle relative disposizioni d’esecuzione del Dipartimento federale di giustizia e polizia, a condizione che rientrino nel loro campo di applicazione.

Originario art. 8a cpv. 4.

9

Se un raggruppamento ai fini del consumo proprio oppure un gestore di un impianto di stoccaggio chiede di essere dotato di un sistema di misurazione intelligente, il gestore di rete è tenuto a installarlo entro tre mesi. Nel caso dei raggruppamenti ai fini del consumo proprio, tale diritto riguarda tutti i punti di misurazione del raggruppamento nei confronti del gestore di rete.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Art. 8b

Introdotto dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

Verifica della sicurezza dei dati1

Possono essere impiegati solo sistemi di misurazione intelligenti i cui elementi hanno superato una verifica della sicurezza dei dati.

2

Sulla base di un’analisi del bisogno di protezione effettuata dall’Ufficio federale dell’energia (UFE), i gestori di rete e i fabbricanti emanano direttive che stabiliscono gli elementi da verificare, i requisiti da rispettare e le modalità della verifica.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

3

La verifica è effettuata dall’Istituto federale di metrologia. Esso può affidare tale compito o parti dello stesso a terzi.

Art. 8c

Introdotto dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

Sistemi di controllo e regolazione intelligenti per l’esercizio della rete 1 Quando dà il consenso affinché venga impiegato un sistema di controllo e di regolazione intelligente ai fini di un esercizio sicuro, performante ed efficiente della rete, il consumatore finale, il produttore o il gestore di un impianto di stoccaggio concorda con il gestore di rete in particolare:

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

a.

l’installazione del sistema;

b.

l’impiego del sistema;

c.

la rimunerazione per l’impiego del sistema.

2

La rimunerazione di cui al capoverso 1 lettera c deve basarsi su criteri oggettivi e non può essere discriminatoria.

3

Il gestore di rete rende accessibili al pubblico le informazioni rilevanti per la conclusione di un contratto sul controllo e la regolazione, in particolare i tassi di rimunerazione.

4

...

Abrogato dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, con effetto dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

5

Per evitare un grave e imminente pericolo per l’esercizio sicuro della rete, il gestore di rete può installare un sistema di controllo e di regolazione intelligente anche senza il consenso del consumatore finale, del produttore o del gestore dell’impianto di stoccaggio interessato.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

6

In presenza di un tale pericolo, può impiegare tale sistema anche senza il consenso del consumatore finale, del produttore o del gestore dell’impianto di stoccaggio interessato. Tale impiego ha la priorità sui controlli da parte di terzi. Il gestore di rete informa gli interessati almeno una volta all’anno e su richiesta in merito agli impieghi ai sensi del presente capoverso.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

Art. 8d

Introdotto dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017 (RU 2017 7109). Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Gestione dei dati provenienti da sistemi di misurazione, di controllo e di regolazione intelligenti 1 I gestori di rete possono trattare i dati di misurazione e di base provenienti dall’impiego di sistemi di misurazione, di controllo e di regolazione per gli scopi seguenti:
a. dati personali e dati di persone giuridiche in forma pseudonimizzata, compresi i profili di carico con periodi di misurazione di 15 minuti e oltre:
1.

per la misurazione, il controllo e la regolazione,

2.

per l’impiego di sistemi tariffari,

3.

per un esercizio sicuro, performante ed efficiente della rete, anche nell’ambito dell’utilizzo della flessibilità,

4.

per il bilanciamento della rete,

5.

per la pianificazione della rete;

b. dati personali e dati di persone giuridiche in forma non pseudonimizzata, compresi i profili di carico con periodi di misurazione di 15 minuti e oltre, per la fatturazione:
1.

della fornitura di energia,

2.

del corrispettivo per l’utilizzazione della rete,

3.

della rimunerazione per l’impiego di sistemi di controllo e di regolazione in relazione con l’utilizzo della flessibilità.

2 Possono comunicare i dati di base e di misurazione provenienti dall’impiego di sistemi di misurazione alle seguenti persone per gli scopi indicati di seguito:
a.

dati personali e dati di persone giuridiche in forma pseudonimizzata o adeguatamente aggregata: ai partecipanti secondo l’articolo 17f capoverso 1 LAEl per gli scopi di cui all’articolo 8 capoverso 3;

b.

informazioni per la decodifica degli pseudonimi: ai fornitori di energia del consumatore finale interessato ai fini della fatturazione.

3

I dati personali e i dati di persone giuridiche vengono distrutti dopo cinque anni, sempre che non siano rilevanti ai fini della fatturazione o anonimizzati.

4

Il gestore di rete consulta i dati provenienti dai sistemi di misurazione intelligenti al massimo una volta al giorno, sempre che l’esercizio della rete non richieda di consultarli con più frequenza.

Art. 9 e 10

Abrogati dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, con effetto dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Sezione 2: Accesso alla rete e corrispettivo per l’utilizzazione della rete

Art. 11Accesso alla rete da parte dei consumatori finali1

Per il diritto d’accesso alla rete da parte di consumatori finali è determinante il consumo annuo registrato nel corso degli ultimi 12 mesi precedenti l’ultima lettura. Per consumo annuo s’intende la somma dell’energia elettrica ricevuta in un anno dal consumatore finale per centro di consumo nonché l’energia elettrica prodotta in proprio. Un centro di consumo è l’ubicazione dell’esercizio di un consumatore finale costituente un’unità economica e geografica, con un consumo annuo proprio effettivo, a prescindere dal fatto se dispone di uno o più punti di immissione e di prelievo.

2

I consumatori finali con un consumo annuo di almeno 100 MWh che ancora non ricevono energia elettrica in base ad un contratto di fornitura scritto negoziato individualmente possono, entro il 31 ottobre, comunicare al gestore della rete di distribuzione nel loro comprensorio che, a partire dal 1° gennaio dell’anno successivo, eserciteranno il loro diritto d’accesso alla rete. In tal caso l’obbligo di fornitura del gestore della rete di distribuzione ai sensi dell’articolo 6 LAEl decade definitivamente.

2bis

Se un centro di consumo, per cui in passato si era già esercitato il diritto di accesso alla rete, partecipa a un raggruppamento ai fini del consumo proprio già esistente o di nuova costituzione, ciò non esime il gestore della rete di distribuzione dall’obbligo di fornire il raggruppamento. Qualora quest’ultimo rivendichi detto obbligo di fornitura, il diritto di accesso alla rete del centro di consumo in questione può essere nuovamente esercitato non prima che siano trascorsi sette anni dalla sua partecipazione al raggruppamento.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 23 nov. 2022, in vigore dal 1° gen. 2023 (RU 2022 772).

3

Il consumatore finale con un consumo annuo stimato di almeno 100 MWh che viene allacciato alla rete di distribuzione comunica al gestore di rete, due mesi prima della messa in esercizio del suo allacciamento, se esercita il suo diritto di accesso alla rete.

4

Hanno diritto di accesso alla rete anche i consumatori finali allacciati alle linee elettriche di piccola portata territoriale utilizzate per la distribuzione capillare ai sensi dell’articolo 4 capoverso 1 lettera a LAEl, purché abbiano un consumo annuo di almeno 100 MWh. Le parti interessate concordano le modalità di utilizzazione di queste linee elettriche.

Art. 12Costi d’esercizio computabili1

...

Abrogato dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, con effetto dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

2

I gestori di rete fissano direttive trasparenti, unitarie e non discriminatorie per la determinazione dei costi d’esercizio.

Art. 13Costi del capitale computabili1

I gestori di rete fissano in direttive trasparenti e non discriminatorie durate di utilizzazione uniformi e adeguate per i diversi impianti e parti di impianti.

2

Gli ammortamenti calcolatori annui sono calcolati a partire dai costi di acquisto e di costruzione degli impianti esistenti, con ammortamento lineare per una determinata durata di utilizzazione in funzione di un valore residuo pari a zero. Per costi di acquisto e di costruzione si intendono esclusivamente i costi sostenuti per la costruzione degli impianti in questione.

3 Per il calcolo degli interessi calcolatori annui sui beni patrimoniali necessari all’esercizio delle reti sono applicabili le regole seguenti:

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 30 gen. 2013, in vigore dal 1° mar. 2013 (RU 2013 559).

a. sono computabili quali beni patrimoniali necessari all’esercizio della rete, al massimo:
1.

i valori residui contabili di acquisto e di costruzione degli impianti esistenti risultanti alla fine dell’anno contabile in base agli ammortamenti ai sensi del capoverso 2, e

2.

il capitale netto d’esercizio necessario all’esercizio della rete;

b.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 30 gen. 2013, in vigore dal 1° mar. 2013 (RU 2013 559).

il tasso d’interesse calcolatorio corrisponde al tasso dei costi medi del capitale investito (costo medio ponderato del capitale, «Weighted Average Cost of Capital», WACC).

3bis

Il DATEC fissa ogni anno il WACC sulla base dei calcoli dell’UFE di cui all’allegato 1. Consulta preventivamente la ElCom.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 30 gen. 2013 (RU 2013 559). Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 12 feb. 2025, in vigore dal 1° mar. 2025 (RU 2025 121).

3ter

Il DATEC pubblica il WACC per l’anno successivo entro la fine di marzo in Internet e sul Foglio federale.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 12 feb. 2025, in vigore dal 1° mar. 2025 (RU 2025 121).

4

Nel caso in cui eccezionalmente non fosse più possibile determinare i costi iniziali di acquisto e di costruzione degli impianti esistenti, occorre calcolarli nel modo seguente: i prezzi di sostituzione sono calcolati in modo trasparente con adeguati indici di prezzo ufficiali, in funzione del momento dell’acquisto e della costruzione. Devono essere detratti i costi d’esercizio e i costi del capitale già fatturati per i beni patrimoniali necessari all’esercizio della rete. In ogni caso è computabile al massimo il valore di un impianto paragonabile. Dal valore così ottenuto deve essere detratto il 20 per cento.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 12 dic. 2008, in vigore dal 1° gen. 2009 (RU 2008 6467).

Art. 13a

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Attribuzione dei costi per provvedimenti in caso di minaccia per l’esercizio sicuro della rete di trasportoI seguenti costi non sono computabili come costi per provvedimenti in caso di minaccia per l’esercizio sicuro della rete di trasporto secondo l’articolo 20a capoverso 5 LAEl:
a.

costi sostenuti dai gestori di rete per i provvedimenti compresi nei loro compiti ordinari di cui all’articolo 8 capoverso 1 lettera a LAEl;

b.

costi sostenuti dai produttori, dai consumatori finali e dai gestori di impianti di stoccaggio per provvedimenti di sostegno ai gestori delle reti di distribuzione secondo l’articolo 8 capoverso 1bis, primo periodo LAEl;

Art. 13abis

Originario art. 13a. Introdotto dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

Costi computabili dei sistemi di misurazione, di controllo e di regolazione Per costi computabili si intendono:
a.

i costi del capitale e i costi d’esercizio dei sistemi di misurazione secondo la presente ordinanza;

b.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

i costi del capitale e i costi d’esercizio dei sistemi di controllo e regolazione impiegati ai sensi dell’articolo 8c, compresa la rimunerazione versata (art. 8c cpv. 1 lett. c).

Art. 13b

Introdotto dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

Costi computabili delle misure innovative per reti intelligenti1

Una misura innovativa per reti intelligenti è tale se consente di sperimentare e utilizzare metodi e prodotti innovativi del settore ricerca e sviluppo al fine di rendere in futuro la rete più sicura, performante o efficiente.

2 I costi di tali misure sono computabili fino a un importo massimo dell’1 per cento dei costi di esercizio e del capitale del gestore di rete computabili nell’anno corrispondente, ma non oltre i seguenti importi annui:
a.

un milione di franchi per misure innovative della società nazionale di rete; e

b.

500 000 franchi per misure innovative degli altri gestori di rete.

3

I gestori di rete documentano le proprie misure innovative e pubblicano la documentazione. Essi descrivono segnatamente il progetto, il metodo da applicare, i vantaggi previsti e ottenuti nonché le spese. La ElCom può stabilire requisiti minimi.

Art. 13c

Introdotto dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

Costi computabili delle misure di sensibilizzazione nell’ambito della riduzione del consumo 1

Sono computabili come costi per misure di sensibilizzazione nell’ambito della riduzione del consumo i costi che il gestore di rete deve sostenere per trattare i dati di misurazione dei consumatori finali del suo comprensorio in modo che questi ultimi possano confrontare il proprio consumo di elettricità individuale durante diversi periodi con quello di altri consumatori finali dalle caratteristiche di consumo analoghe.

2

I costi di dette misure sono computabili come costi d’esercizio fino a un importo massimo dello 0,5 per cento dei costi d’esercizio del gestore di rete computabili nel rispettivo anno, al massimo tuttavia fino a un importo di 250 000 franchi all’anno.

Art. 13d

Introdotto dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

Costi computabili delle misure di informazione e dell’informazione dell’opinione pubblica1

Sono considerati costi computabili delle misure di informazione i costi sostenuti dal gestore di rete per la messa a disposizione di informazioni nel quadro di un progetto secondo l’articolo 15 capoverso 3bis lettera b LAEl, precisamente circa l’entità, la necessità e i tempi di attuazione del progetto nonché le previste ripercussioni sull’ambiente, sul territorio e sulle persone interessate dal progetto, sempre che queste informazioni siano necessarie per consentire a tali persone di crearsi un’opinione ed eventualmente partecipare alla procedura.

2

Sono considerati costi computabili dell’informazione dell’opinione pubblica le tasse riscosse dall’UFE presso i gestori di rete per l’informazione dell’opinione pubblica da parte dei Cantoni secondo l’articolo 6b.

3

I costi computabili ai sensi del presente articolo devono essere attribuiti ai costi di esercizio e del capitale, conformemente ai principi degli articoli 12 e 13.

Art. 13e

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Potenziamenti dovuti alla produzione: costi1

I potenziamenti della rete dovuti all’allacciamento di impianti al livello di trasformazione tra la rete a bassa e media tensione rientrano nell’articolo 15b capoverso 3 LAEl.

2

La rimunerazione forfettaria di cui all’articolo 15b capoverso 4 LAEl ammonta a 59 franchi per kW di nuova potenza di produzione installata.

3

Le rimunerazioni per i costi dei potenziamenti delle linee di raccordo secondo l’articolo 15b capoverso 5 LAEl ammontano al massimo a 50 franchi per kW di nuova potenza di produzione installata.

4

I gestori delle reti di distribuzione detraggono dalle immobilizzazioni regolatorie le rimunerazioni secondo l’articolo 15b capoversi 3 e 4 LAEl per i potenziamenti della rete.

Art. 13f

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Potenziamenti dovuti alla produzione: compiti1 I gestori delle reti di distribuzione:
a. notificano ai fini dell’ottenimento delle rimunerazioni di cui all’articolo 13e capoversi 2 e 3 per il proprio comprensorio:
1.

mensilmente alla società nazionale di rete: potenza, ubicazione e data di messa in esercizio dei nuovi impianti di produzione allacciati,

2.

annualmente alla ElCom: i dati di cui al numero 1 e l’importo annuo degli investimenti effettivamente eseguiti per potenziamenti della rete a bassa tensione dovuti alla produzione e al consumo;

b.

presentano ogni mese alla società nazionale di rete la domanda di rimunerazione di cui all’articolo 13e capoverso 3 e restituiscono la rimunerazione ai produttori;

c.

indicano ogni anno nel rapporto di gestione le rimunerazioni ricevute e i potenziamenti di rete effettuati;

d.

elaborano basi unitarie per le rimunerazioni di cui all’articolo 13e capoverso 3.

2 La società nazionale di rete:
a.

versa l’anno successivo ai gestori delle reti di distribuzione le rimunerazioni richieste secondo l’articolo 15b capoversi 4 e 5 LAEl;

b.

riferisce ogni anno alla ElCom in merito alle rimunerazioni versate.

3 La ElCom:
a.

esamina e approva le domande di rimunerazione secondo l’articolo 15b capoverso 3 LAEl;

b.

effettua controlli a campione sull’esecuzione dell’articolo 15b capoversi 4 e 5 LAEl;

c.

disciplina il trattamento delle rimunerazioni per i potenziamenti della rete secondo l’articolo 13e capoverso 4 nell’ambito delle immobilizzazioni dei gestori di rete.

Art. 14Utilizzazione transfrontaliera della rete1

Per il calcolo dei costi generati dalle forniture transfrontaliere di cui all’articolo 16 LAEl sono fatte salve le disposizioni internazionali.

2

Le entrate risultanti dall’utilizzazione transfrontaliera della rete di trasporto nell’ambito della compensazione tra gestori europei della rete di trasporto («Inter-Transmission System Operator-Compensation», ITC) sono da impiegare interamente per la copertura dei costi computabili della rete di trasporto, previa deduzione della tassa di vigilanza di cui all’articolo 28 LAEl.

3

Nel calcolo delle entrate di cui al capoverso 2 possono essere dedotte solamente quelle perdite di guadagno che non possono essere attribuite ad una causa determinata o che risultano da un’eccezione all’accesso alla rete per le capacità nella rete di trasporto transfrontaliera (art. 17 cpv. 6 LAEl). Le restanti perdite di guadagno sono fatturate a chi le ha generate secondo l’articolo 15 capoverso 1 lettera c.

Art. 15Imputazione dei costi della rete di trasporto1 La società nazionale di rete fattura individualmente:
a.

ai gestori di rete e ai consumatori finali direttamente allacciati alla rete di trasporto i costi per la compensazione delle perdite di energia e la fornitura di energia reattiva da essi generati;

b.

Nuovo testo giusta l’all. cifra II n. 2 dell’O del 25 gen. 2023 sulla riserva invernale, in vigore dal 15 feb. 2023 al 31 dic. 2026 (RU 2023 43).

ai gruppi di bilancio i costi per l’energia di compensazione, comprese le quote della potenza messa in riserva per la regolazione secondaria e terziaria, e per la gestione del programma previsionale nonché i prelievi dalla riserva di energia elettrica secondo l’OREI

RS 734.722

;

c.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

ai responsabili di minori ricavi per l’utilizzazione transfrontaliera della rete l’importo corrispondente; il DATEC può prevedere regole derogatorie per concedere eccezioni secondo l’articolo 17 capoverso 6 LAEl.

2 Ai gestori di rete e ai consumatori finali direttamente allacciati alla rete di trasporto la società nazionale di rete fattura, proporzionalmente all’energia elettrica ricevuta dai consumatori finali, i seguenti costi:
a.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 12 dic. 2008, in vigore dal 1° gen. 2009 (RU 2008 6467).

i costi per la gestione del sistema e dei dati di misurazione, la capacità di partenza senza alimentazione di rete e la capacità di servizio isolato dei generatori di energia elettrica, il mantenimento della tensione, la regolazione primaria e le quote della potenza messa in riserva per la regolazione secondaria e terziaria, che non possono essere attribuiti ad un gruppo di bilancio. La ElCom fissa ogni anno l’importo massimo;

abis.

Introdotta dall’art. 12 dell’O del 7 set. 2022 sulla costituzione di una riserva di energia idroelettrica (RU 2022 514). Nuovo testo giusta l’all. cifra II n. 2 dell’O del 25 gen. 2023 sulla riserva invernale, in vigore dal 15 feb. 2023 al 31 dic. 2026 (RU 2023 43).

i costi in relazione alla riserva di energia elettrica secondo l’OREI;

b.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

i costi per i potenziamenti delle reti di distribuzione e delle linee di raccordo secondo l’articolo 15b capoversi 3–5 LAEl;

c.

Abrogata dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017, con effetto dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

...

3 Ai consumatori finali allacciati direttamente alla rete di trasporto e ai gestori di rete la società nazionale di rete fattura, in modo non discriminatorio e secondo una tariffa unitaria per la zona di regolazione Svizzera, i rimanenti costi computabili nonché i tributi e le prestazioni agli enti pubblici in base al seguente schema:
a.

al 30 per cento in base all’energia elettrica ricevuta dai consumatori finali allacciati direttamente e da tutti i consumatori finali allacciati alla rete del livello inferiore;

b.

al 60 per cento in base alla media annua della potenza massima mensile effettiva richiesta alla rete di trasporto da ogni consumatore finale allacciato direttamente e da ogni rete del livello inferiore;

c.

al 10 per cento in base a una tariffa di base fissa per punto di prelievo nella rete di trasporto.

Art. 16Imputazione dei costi della rete di distribuzione1 I costi computabili, i tributi e le prestazioni agli enti pubblici non fatturati individualmente nonché la partecipazione ad una rete del livello superiore sono attribuiti ai consumatori finali e ai gestori di rete allacciati direttamente alla rete in questione in base al seguente schema:
a.

al 30 per cento in base all’energia elettrica ricevuta dai consumatori finali allacciati direttamente alla rete e da tutti i consumatori finali allacciati alla rete del livello inferiore;

b.

al 70 per cento in base alla media annua della potenza massima mensile effettiva richiesta alla rete del livello superiore da ogni consumatore finale allacciato direttamente alla rete e dalle reti del livello inferiore.

2

Il corrispettivo per l’utilizzazione della rete non deve superare, per livello di rete, i costi computabili nonché i tributi e le prestazioni agli enti pubblici del livello di rete in questione.

3

Se l’allacciamento o l’esercizio di impianti di produzione o di impianti di stoccaggio senza consumo finale generano costi supplementari sproporzionati nelle reti di distribuzione, tali costi non rientrano nei costi di rete. Devono essere sostenuti in misura adeguata dai produttori e dai gestori degli impianti di stoccaggio senza consumo finale.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Art. 17Imputazione dei costi tra reti e determinazione della potenza massima

I gestori di rete emanano direttive trasparenti e non discriminatorie per l’imputazione dei costi tra reti dello stesso livello direttamente collegate tra di loro e per la determinazione uniforme della media annua della potenza massima mensile effettiva.

Art. 18

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

Tariffe per l’utilizzazione della rete1

I gestori di rete sono responsabili della determinazione delle tariffe per l’utilizzazione della rete.

2

All’interno di un livello di tensione i consumatori finali con profili di acquisto comparabili costituiscono un gruppo di clienti. A livelli di tensione inferiori a 1 kV i consumatori finali che vivono in immobili abitati tutto l’anno e con un consumo annuo inferiore a 50 MWh appartengono allo stesso gruppo di clienti (gruppo di clienti di base).

3

I gestori di rete devono offrire ai consumatori finali del gruppo di clienti di base una tariffa per l’utilizzazione della rete con una componente di lavoro non decrescente (ct./kWh) almeno del 70 per cento.

4

I gestori di rete possono proporre loro altre tariffe per l’utilizzazione della rete; ai consumatori finali con misurazione della potenza possono offrire anche tariffe con una componente di lavoro non decrescente (ct./kWh) inferiore al 70 per cento.

Art. 18a

Introdotto dalla cifra I dell’O del 23 nov. 2022, in vigore dal 1° gen. 2023 (RU 2022 772).

Differenze di copertura nell’ambito dei costi di rete1

Se la somma del corrispettivo per l’utilizzazione della rete che il gestore della rete ha riscosso nel corso di un anno tariffario non corrisponde ai costi di rete computabili (differenza di copertura), il gestore della rete deve compensare tale differenza entro i tre anni tariffari successivi. In caso di copertura insufficiente, può rinunciare alla compensazione.

2

In casi giustificati, la ElCom può estendere il periodo entro il quale compensare una differenza di copertura.

3 Il tasso di interesse che il gestore di rete deve applicare al consumatore finale corrisponde:
a.

in caso di copertura insufficiente: al massimo al costo del capitale di terzi conformemente all’allegato 1;

b.

in caso di copertura in eccesso: almeno al costo del capitale di terzi conformemente all’allegato 1.

Art. 18b

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Esenzione dall’obbligo di versamento del corrispettivo per l’utilizzazione della rete

L’esenzione dall’obbligo di versamento del corrispettivo per l’utilizzazione della rete (art. 14a cpv. 1 e 3 LAEl) comprende anche i costi per le prestazioni di servizio relative al sistema, la riserva di energia elettrica secondo la OREI

RS 734.722

, il supplemento rete secondo l’articolo 35 LEne e i costi correlati agli articoli 15a e 15b LAEl.

Art. 19

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Studi comparativi di efficienza e verifica delle tariffe per l’utilizzazione della rete e per l’elettricità o di singole componenti di costo1

Per verificare le tariffe e i corrispettivi per l’utilizzazione della rete nonché le tariffe dell’elettricità o di singole componenti di costo di una rete efficiente, di una fornitura efficiente di energia ai consumatori finali nel servizio universale o di un sistema di misurazione efficiente nel servizio universale, la ElCom può considerare i costi di gestori di rete comparabili. In questi studi comparativi di efficienza applica per quanto possibile metodi statistico-econometrici. Nell’ambito di tali confronti dell’efficienza, che si riferiscono ai costi di rete complessivi, la ElCom consulta preventivamente le cerchie interessate.

2

Il confronto è effettuato secondo criteri oggettivi. In tale contesto si considerano i principali fattori di costo.

3

Se in seguito al confronto i costi si rivelano ingiustificati, la ElCom dispone che siano compensati nel quadro dell’appianamento delle differenze di copertura delle tariffe per l’utilizzazione della rete, dell’elettricità e di misurazione secondo gli articoli 4f e 18a.

Sezione 3:Congestioni nelle forniture transfrontaliere, eccezioni all’accesso alla rete e al calcolo dei costi di rete computabili

Art. 20

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 30 ago. 2017, in vigore dal 1° ott. 2017 (RU 2017 5001).

Trattamento della regola delle precedenze per le forniture transfrontaliere

La società nazionale di rete riferisce alla ElCom sull’applicazione della regola delle precedenze secondo l’articolo 17 capoverso 2 LAEl e le sottopone una proposta per l’impiego delle entrate secondo l’articolo 17 capoverso 5 LAEl.

Art. 21Eccezioni all’accesso alla rete e al calcolo dei costi di rete computabili1

Il DATEC, su proposta della società nazionale di rete, emana regole trasparenti e non discriminatorie per la concessione di deroghe ai sensi dell’articolo 17 capoverso 6 LAEl.

2

La ElCom si pronuncia con decisione in merito alla concessione di deroghe.

Capitolo 4: Prestazioni di servizio relative al sistema e gruppi di bilancio

Art. 22Prestazioni di servizio relative al sistema1

La società nazionale di rete, laddove non sia essa stessa a fornirle, acquisisce le prestazioni di servizio relative al sistema attraverso una procedura orientata al mercato, non discriminatoria e trasparente.

2

Fissa i prezzi relativi alle prestazioni di servizio in modo da coprirne i costi. Se dalla vendita di prestazioni di servizio risulta un guadagno o una perdita, il relativo importo deve essere preso in considerazione nel calcolo dei costi di cui all’articolo 15 capoverso 2 lettera a.

3 a 5

...

Abrogati dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, con effetto dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

6

Riferisce annualmente alla ElCom sulla fornitura effettiva e sull’attribuzione dei costi delle prestazioni di servizio relative al sistema.

Art. 23Gruppi di bilancio1

Tutti i punti di immissione e di prelievo attribuiti a un gruppo di bilancio devono trovarsi nella zona di regolazione Svizzera. Ogni punto di immissione e di prelievo deve essere attribuito a un solo gruppo di bilancio.

2

La società nazionale di rete fissa in direttive i requisiti minimi per i gruppi di bilancio secondo criteri trasparenti e non discriminatori. A tale riguardo tiene conto degli interessi di piccoli gruppi di bilancio.

3

Stipula un contratto con ogni gruppo di bilancio.

4

Ogni gruppo di bilancio designa un partecipante che rappresenti il gruppo di bilancio dinanzi alla società nazionale di rete e a terzi (responsabile del gruppo di bilancio).

5

...

Abrogato dalla cifra I dell’O del 2 dic. 2016, con effetto dal 1° gen. 2017 (RU 2016 4629).

Art. 24

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

Gruppo di bilancio per le energie rinnovabili1

L’UFE designa il responsabile del gruppo di bilancio per le energie rinnovabili dopo aver consultato la società nazionale di rete.

2

Il responsabile del gruppo di bilancio per le energie rinnovabili fissa in direttive regole trasparenti e non discriminatorie per l’immissione di elettricità al prezzo di mercato di riferimento ai sensi degli articoli 14 capoverso 1 o 105 capoverso 1 OPEn

RS 730.03

.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 al 31 dic. 2030 (RU 2019 1381; 2022 772).

Tali direttive necessitano dell’approvazione dell’UFE.

3

Il responsabile del gruppo di bilancio elabora i piani previsionali e li consegna alla società nazionale di rete.

4

Il responsabile del gruppo di bilancio per le energie rinnovabili esige dall’UFE il pagamento, mediante il Fondo per il supplemento rete, dei costi per l’energia di compensazione inevitabile del suo gruppo di bilancio e dei costi di esecuzione.

Art. 24a e 24b

Introdotti dalla cifra I dell’O del 2 dic. 2016 (RU 2016 4629). Abrogati dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017, con effetto dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

Art. 25

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

Attribuzione dei punti d’immissione 1

I punti di immissione con una potenza di allacciamento di non oltre 30 kVA, mediante i quali viene ritirata l’elettricità al prezzo di mercato di riferimento ai sensi degli articoli 14 capoverso 1 o 105 capoverso 1 OPEn

RS 730.03

e che non sono dotati di un dispositivo per la misurazione del profilo di carico con trasmissione automatica dei dati o di un sistema di misurazione intelligente, nonché i punti di immissione mediante i quali viene ritirata elettricità ai sensi dell’articolo 73 capoverso 4 LEne

RS 730.0

, sono attribuiti al gruppo di bilancio che rifornisce i consumatori finali fissi in tale comprensorio sulla base della quantità di elettricità ritirata.

2

I punti di immissione mediante i quali l’elettricità da impianti con una potenza inferiore a 100 kW (art. 14 cpv. 1 OPEn) o da impianti con una potenza compresa tra 100 kW e meno di 500 kW, già beneficiari di una rimunerazione secondo il diritto anteriore, viene ritirata al prezzo di mercato di riferimento e che sono dotati di un dispositivo per la misurazione del profilo di carico con trasmissione automatica dei dati o di un sistema di misurazione intelligente sono attribuiti al gruppo di bilancio per le energie rinnovabili sulla base della quantità di elettricità ritirata.

Nuovo testo giusta la cifra II dell’O del 23 ott. 2019, in vigore dal 1° gen. 2020 (RU 2019 3479).

Art. 26Energia di regolazione e di compensazione1

La società nazionale di rete impiega prioritariamente quale energia di regolazione elettricità generata da energia rinnovabile.

2

L’energia di regolazione può, per quanto tecnicamente possibile, essere acquisita anche oltre confine.

3

I produttori i cui impianti immettono in rete l’elettricità secondo l’articolo 15 LEne

RS 730.0

o al prezzo di mercato di riferimento secondo l’articolo 14 capoverso 1 o 105 capoverso 1 OPEn

RS 730.03

e che vendono alla società nazionale di rete la fornitura fisica di elettricità o parte di essa come energia di regolazione non ricevono per questa elettricità né una rimunerazione supplementare secondo l’articolo 15 LEne né il prezzo di mercato di riferimento secondo l’articolo 25 capoverso 1 lettera b OPEnV.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

Capitolo 4a:

Introdotto dalla cifra I dell’O del 23 nov. 2022, in vigore dal 1° gen. 2023 (RU 2022 772).

Progetti pilota

Art. 26a1 La domanda per un progetto pilota deve essere presentata al DATEC. Essa deve contenere tutte le indicazioni necessarie per la verifica dei requisiti di cui all’articolo 23a LAEl, segnatamente:
a.

l’oggetto e l’obiettivo del progetto;

b.

l’organizzazione di progetto;

c.

le modalità di partecipazione al progetto;

d.

il luogo e la durata del progetto;

e.

le disposizioni della LAEl alle quali si intende derogare.

2

Se dall’esame della domanda risulta che essa può essere autorizzata, il DATEC emana un’ordinanza con cui disciplina le condizioni quadro del progetto (art. 23a cpv. 3 LAEl). Il DATEC può consultare esperti per valutare le domande. In merito alla domanda emana una decisione.

3

Sulla base di un’ordinanza di cui al capoverso 2 possono essere approvate ulteriori domande per progetti pilota corrispondenti.

4

Eventuali rimunerazioni per costi di rete non coperti ai sensi dell’articolo 23a capoverso 4 LAEl necessitano dell’autorizzazione del DATEC. Sulla base di quest’ultima la società nazionale di rete rimborsa al gestore i costi di rete non coperti.

5

I risultati del progetto devono essere valutati dal titolare dell’autorizzazione in un rapporto finale. Il rapporto finale e i dati e le indicazioni necessari per la valutazione devono essere messi a disposizione del DATEC.

6

Al termine del progetto e in vista dell’adozione di un’eventuale modifica legislativa, l’UFE esegue una valutazione all’attenzione del DATEC. Informa il pubblico in merito ai progetti e alle informazioni acquisite.

Capitolo 4b:

Originario capitolo 4a. Introdotto dalla cifra I dell’O del 30 gen. 2013, in vigore dal 1° lug. 2013 (RU 2013 559).

Informazioni sul mercato all’ingrosso dell’elettricità

Art. 26abis

Originario art. 26a.

Obbligo d’informazione1

Chi ha sede o domicilio in Svizzera, opera in un mercato all’ingrosso dell’energia elettrica dell’UE ed è tenuto a rilasciare informazioni alle autorità dell’UE o degli Stati membri ai sensi del Regolamento (UE) n. 1227/2011 (Regolamento UE REMIT)

R (UE) n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio del 25 ott. 2011 concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso, testo conformemente a GU L 326 dell’8.12.2011, pag. 1.

deve fornire contemporaneamente le medesime informazioni, nella stessa forma, anche alla ElCom.

2 Alla ElCom devono essere forniti, in particolare, dati concernenti:
a.

le transazioni di prodotti all’ingrosso;

b.

la capacità, la disponibilità e l’indisponibilità, nonché l’impiego di impianti per la produzione e il trasporto di energia elettrica.

3

Alla ElCom devono inoltre essere fornite le informazioni privilegiate pubblicate ai sensi del Regolamento UE REMIT. La ElCom può stabilire il momento della fornitura di questi dati.

4

Inoltre devono essere comunicate alla ElCom la ditta o il nome, la forma giuridica nonché la sede o il domicilio. In alternativa, può essere fornito anche l’insieme di dati richiesto nell’UE per la registrazione in conformità al Regolamento UE REMIT.

5

La ElCom può consentire eccezioni all’obbligo d’informazione, in particolare quando si può presumere che i dati in questione siano di importanza marginale per i mercati dell’energia elettrica.

6 Sono considerati prodotti energetici all’ingrosso i seguenti contratti e derivati, indipendentemente dal fatto che siano negoziati in borsa o in altro modo:
a.

i contratti relativi al trasporto e alla fornitura di energia elettrica che non riguardino direttamente l’impiego di tale energia elettrica da parte dei consumatori finali;

b.

i derivati relativi alla produzione, al commercio, alla fornitura e al trasporto dell’energia elettrica.

Art. 26bElaborazione dei dati da parte della ElCom1

La ElCom può elaborare i dati ricevuti dalle persone soggette all’obbligo d’informazione.

2

La ElCom stabilisce il momento della prima fornitura dei dati.

Art. 26cSistema informativo1

La ElCom gestisce un sistema informativo per i dati e lo struttura secondo le categorie di cui all’articolo 26a capoverso 2 lettere a e b, nonché capoversi 3 e 4.

2

Garantisce un esercizio sicuro del sistema e protegge i dati contro qualsiasi accesso non autorizzato mediante misure organizzative e tecniche.

3

Conserva i dati fino a quando ne ha bisogno, comunque non oltre dieci anni dalla loro fornitura. Successivamente, li mette a disposizione dell’Archivio federale. I dati di cui l’Archivio federale non ritiene necessaria l’archiviazione sono cancellati.

Capitolo 4c:

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Pubblicazione di confronti della qualità e dell’efficienza

Art. 26d1

La ElCom pubblica annualmente sul proprio sito Internet i risultati dei confronti della qualità e dell’efficienza effettuati negli ambiti di cui all’articolo 22a LAEl.

2

Vigila affinché sia garantita la comparabilità dei risultati.

3

Per la valutazione dei risultati emersi dai confronti tra i costi di rete, l’UFE può applicare metodi statistico-econometrici. Su richiesta, la ElCom fornisce all’UFE tutte le informazioni e l’intera documentazione necessarie per effettuare questa valutazione.

Capitolo 5: Disposizioni finali

Sezione 1: Esecuzione

Art. 271

L’esecuzione della presente ordinanza è di competenza dell’UFE nella misura in cui non sia affidata a un’altra autorità.

2 L’UFE emana le prescrizioni tecniche e amministrative necessarie. Può in particolare:
a.

stabilire i requisiti tecnici e amministrativi minimi per una rete sicura, performante ed efficiente; e

b.

dichiarare vincolanti disposizioni e norme tecniche e amministrative internazionali nonché le raccomandazioni di organizzazioni specializzate riconosciute.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

3

Ad intervalli regolari, la prima volta al più tardi quattro anni dopo l’entrata in vigore della presente ordinanza, riferisce al Consiglio federale sull’adeguatezza, efficacia e efficienza dei provvedimenti previsti nella LAEl e nella presente ordinanza.

4

Prima di emanare le direttive secondo gli articoli 3 capoversi 1 e 2, 7 capoverso 2, 8b capoverso 2, 12 capoverso 2, 13 capoverso 1, 17 e 23 capoverso 2, i gestori di rete consultano in particolare i rappresentanti dei consumatori finali e dei produttori. Pubblicano queste direttive e le direttive secondo l’articolo 8 capoverso 2 tramite un unico sito Internet liberamente accessibile. Se non riescono ad accordarsi su queste direttive in tempo utile o se queste ultime non sono adeguate, l’UFE può emanare disposizioni di esecuzione in questi settori.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

5

Per il ricorso a organizzazioni private si applica per analogia l’articolo 67 LEne

RS 730.0

.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

Sezione 2: Modifica del diritto vigente

Art. 28

Le modifiche del diritto vigente sono disciplinate nell’allegato.

Sezione 3: Disposizioni transitorie

Art. 29

Abrogato dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017, con effetto dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

Art. 30Adeguamento dei contratti esistenti1

Se disposizioni dei contratti esistenti violano le prescrizioni sull’accesso alla rete o sul corrispettivo per l’utilizzazione della rete, esse non sono valide.

2

Se l’invalidità di disposizioni non più conformi al diritto arreca un danno sproporzionato a una delle parti contraenti, questa ha diritto a una compensazione sotto forma di prestazioni pecuniarie o altre controprestazioni.

Art. 31Entrate risultanti dalle procedure di attribuzione orientate al mercato

L’impiego delle entrate risultanti dalle procedure di attribuzione orientate al mercato di cui all’articolo 32 LAEl deve essere approvato dalla ELCom. La proposta alla ElCom secondo l’articolo 20 capoverso 1 deve riportare gli altri costi nella rete di trasporto e illustrare in che modo questi non sono coperti dal corrispettivo per l’utilizzazione della rete.

Sezione 4:

Introdotta dalla cifra I dell’O del 12 dic. 2008, in vigore dal 1° gen. 2009 (RU 2008 6467).

Disposizioni transitorie della modifica del 12 dicembre 2008

Art. 31aTasso d’interesse per i beni patrimoniali necessari all’esercizio e fattore di correzione1

Il tasso d’interesse per i beni patrimoniali necessari all’esercizio relativi ad impianti messi in esercizio prima del 1° gennaio 2004 è, nel periodo 2009–2013, inferiore di un punto percentuale al tasso d’interesse di cui all’articolo 13 capoverso 3 lettera b. Agli investimenti effettuati per questi impianti dopo il 31 dicembre 2003 si applica il tasso d’interesse di cui all’articolo 13 capoverso 3 lettera b.

2

I gestori di impianti di cui al capoverso 1, che non sono stati oggetto di una nuova valutazione o che sono stati ammortizzati in modo lineare durante una durata di utilizzazione uniforme e adeguata fissata secondo l’articolo 13 capoverso 1 oppure durante un periodo più lungo, possono chiedere alla ElCom che il tasso d’interesse per questi impianti possa essere computato senza la riduzione di cui al capoverso 1.

3

Se il corrispettivo per l’utilizzazione della rete per il 2009 è inferiore a quello dichiarato per il 2008, la ElCom può approvare per il 2009 l’applicazione del corrispettivo del 2008.

Art. 31b

Abrogato dalla cifra I dell’O del 30 gen. 2013, con effetto dal 1° mar. 2013 (RU 2013 559).

Art. 31cApplicazione delle nuove tariffe, pubblicazione e rimborso1

I gestori di rete emettono una fattura per il primo trimestre 2009 sulla base delle probabili tariffe risultanti dagli articoli 13, 31a e 31b.

2

Pubblicano queste tariffe secondo l’articolo 10 al più tardi entro il 1° aprile 2009.

3

Rimborsano al più presto la differenza rispetto alle tariffe fatturate fino alla fine di marzo 2009, al più tardi nel conteggio definitivo successivo al 1° luglio 2009.

Art. 31dDiritto transitorio1

Gli articoli 13 capoverso 4, 15 capoverso 2 lettera a, 31a–31c si applicano, al momento della loro entrata in vigore, alle procedure pendenti dinanzi alle autorità o agli organi giudiziari.

2

Su domanda o d’ufficio, le decisioni di autorità che non sono state impugnate possono essere adeguate agli articoli 13 capoverso 4, 15 capoverso 2 lettera a, 31a–31c, se l’interesse pubblico per l’applicazione di queste disposizioni prevale sull’interesse privato per l’attuazione della decisione.

Sezione 4a:

Introdotta dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

Disposizione transitoria della modifica del 1° novembre 2017

Art. 31eIntroduzione di sistemi di misurazione intelligenti1

Entro dieci anni dall’entrata in vigore della modifica del 1° novembre 2017, l’80 per cento di tutti i dispositivi di misurazione di un comprensorio deve soddisfare i requisiti di cui agli articoli 8a e 8b. Il restante 20 per cento dei dispositivi di misurazione può essere impiegato fino alla fine della loro funzionalità.

2 Durante il periodo transitorio di cui al capoverso 1, il gestore di rete decide quando intende dotare i consumatori finali e i produttori di un sistema di misurazione intelligente di cui agli articoli 8a e 8b. In ogni caso, sono tenuti a dotarsi di un tale sistema di misurazione intelligente:
a.

i consumatori finali che esercitano il loro diritto di accesso alla rete;

b.

Abrogata dalla cifra II dall’O del 29 nov. 2023, con effetto dal 1° gen. 2024 (RU 2023 762).

...

3 e 4

...

Abrogati dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, con effetto dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

5

Gli ammortamenti straordinari necessari per lo smontaggio dei dispositivi di misurazione del gestore di rete non ancora totalmente ammortizzati sono anch’essi costi computabili.

Art. 31fImpiego di sistemi di controllo e di regolazione intelligenti per l’esercizio della rete

Se ha installato e utilizzato sistemi di controllo e di regolazione intelligenti presso i consumatori finali prima dell’entrata in vigore della modifica del 1° novembre 2017, il gestore di rete può continuare a utilizzarli fintanto che il consumatore finale non lo vieti espressamente. Il consumatore finale non ne può vietare l’impiego secondo l’articolo 8c capoverso 6.

Art. 31gTariffe per l’utilizzazione della rete

Le tariffe per l’utilizzazione della rete dell’anno tariffario 2018 sono disciplinate dal diritto previgente.

Art. 31hRitiro e rimunerazione dell’elettricità proveniente da impianti che immettono in rete elettricità al prezzo di mercato di riferimento

Fino al 31 dicembre 2018, il gruppo di bilancio per le energie rinnovabili, gli altri gruppi di bilancio e il gestore di rete devono ritirare e rimunerare secondo il diritto previgente l’elettricità proveniente da impianti che immettono in rete elettricità al prezzo di mercato di riferimento secondo gli articoli 14 capoverso 1 o 105 capoverso 1 OPEn

RS 730.03

.

Sezione 4b:

Introdotta dalla cifra I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).

Disposizioni transitorie della modifica del 3 aprile 2019

Art. 31iTrasferimento di quadri di comando1

La società nazionale di rete trasferisce entro due anni i quadri di comando nel passaggio a una centrale nucleare, di sua proprietà al momento dell’entrata in vigore della modifica del 3 aprile 2019, che tuttavia ai sensi dell’articolo 2 capoverso 2 lettera d non appartengono alla rete di trasporto, versando un indennizzo integrale al proprietario della centrale. Per le modalità del trasferimento si applica per analogia l’articolo 33 capoversi 5 e 6 LAEl.

2

Se l’esercizio produttivo di una centrale nucleare viene definitivamente interrotto entro il termine transitorio di cui al capoverso 1, il quadro di comando nel passaggio a questa centrale non deve essere più trasferito.

Art. 31j

Abrogato dalla cifra I dell’O del 25 nov. 2020, con effetto dal 1° gen. 2021 (RU 2020 6141).

Art. 31k

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 23 nov. 2022, in vigore dal 1° gen. 2023 (RU 2022 772).

Fornitura di elettricità ai sensi dell’articolo 6 capoverso 5bis LAEl

Il diritto di fornire elettricità ai consumatori finali in regime di servizio universale secondo le condizioni dell’articolo 6 capoverso 5bis LAEl può essere esercitato dai gestori della rete di distribuzione la prima volta per l’anno tariffario 2019 e l’ultima volta per l’anno tariffario 2030.

Sezione 4c:

Introdotta dalla cifra I dell’O del 25 nov. 2020, in vigore dal 1° gen. 2021 (RU 2020 6141).

Disposizioni transitorie della modifica del 25 novembre 2020

Art. 31l1 Il gestore di rete può utilizzare e far rientrare nell’80 per cento di cui all’articolo 31e capoverso 1, sino alla fine della loro funzionalità, i sistemi di misurazione che comportano sistemi di misurazione elettronici con misurazione del profilo di carico dell’energia attiva, un sistema di comunicazione con trasmissione automatizzata di dati e un sistema di trattamento dei dati ma che non soddisfano ancora i requisiti di cui agli articoli 8a e 8b, se:
a.

sono stati installati prima del 1° gennaio 2018; o

b.

il loro acquisto è stato avviato prima del 1° gennaio 2019.

2

Fintanto che non è possibile disporre di sistemi di misurazione conformi ai requisiti previsti dagli articoli 8a e 8b, il gestore di rete può utilizzare, se necessario, sistemi di misurazione di cui al capoverso 1 e farli rientrare nell’80 per cento di cui all’articolo 31e capoverso 1 sino alla fine della loro funzionalità.

3

I costi dei dispositivi di misurazione che non soddisfano i requisiti previsti dagli articoli 8a e 8b ma che possono essere impiegati conformemente ai capoversi 1 e 2 e all’articolo 31e capoverso 1 secondo periodo rimangono computabili.

4

Per l’impiego di sistemi di misurazione intelligenti negli impianti di stoccaggio si applicano per analogia le norme dell’articolo 31e sull’introduzione di sistemi di misurazione intelligenti.

5

Per l’impiego di sistemi di controllo e di regolazione intelligenti negli impianti di produzione e negli impianti di stoccaggio si applicano per analogia le norme dell’articolo 31f.

6

I sistemi di misurazione intelligenti che non consentono ai consumatori finali, ai produttori o ai gestori di impianti di stoccaggio di consultare e scaricare i propri dati di misurazione nel modo prescritto dall’articolo 8a capoverso 1 lettera a numero 3 e capoverso 2 lettera c devono essere riequipaggiati quanto prima, al più tardi entro il 30 giugno 2021. Sono fatte salve le deroghe di cui ai capoversi 1 e 2.

Sezione 4d:

Introdotta dalla cifra I dell’O del 23 nov. 2022, in vigore dal 1° gen. 2023 (RU 2022 772).

Disposizione transitoria della modifica del 23 novembre 2022

Art. 31m

Le nuove disposizioni sulla gestione delle differenze di copertura si applicano la prima volta alle differenze di copertura dell’anno contabile successivo all’entrata in vigore.

Sezione 4e:

Introdotta dalla cifra II dall’O del 29 nov. 2023, in vigore dal 1° gen. 2024 (RU 2023 762).

Disposizione transitoria della modifica del 29 novembre 2023

Art. 31n

Durante il periodo transitorio di cui all’articolo 31e capoverso 1, il gestore di rete decide quando intende dotare i consumatori finali e i produttori di un sistema di misurazione intelligente di cui all’articolo 8a e 8b. Indipendentemente da ciò, i produttori devono essere dotati di un tale sistema di misurazione intelligente se allacciano alla rete un nuovo impianto di produzione la cui installazione sottostà all’obbligo di autorizzazione di cui all’articolo 6 dell’ordinanza del 7 novembre 2001

RS 734.27

sugli impianti a bassa tensione.

Sezione 4f:

Introdotta dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

Disposizione transitoria della modifica del 20 novembre 2024

Art. 31o1

I gestori di impianti di stoccaggio senza consumo finale messi in esercizio prima del 1° gennaio 2025 possono richiedere il servizio universale entro un anno dall’entrata in vigore della presente disposizione con un preavviso di tre mesi.

2 I potenziamenti dovuti alla produzione sono rimunerati secondo il diritto previgente se prima dell’entrata in vigore della modifica del 20 novembre 2024:
a.

il gestore di rete ha approvato la domanda tecnica di allacciamento; oppure

b.

è stato stipulato il contratto di allacciamento alla rete.

Sezione 5: Entrata in vigore

Introdotta dalla cifra I dell’O del 12 dic. 2008, in vigore dal 1° gen. 2009 (RU 2008 6467).

Art. 32…

Abrogata dalla cifra I dell’O del 12 dic. 2008, con effetto dal 1° gen. 2009 (RU 2008 6467).

1

Fatti salvi i capoversi 2–4, la presente ordinanza entra in vigore il 1° aprile 2008.

2

L’articolo 11 capoversi 1 e 4 entra in vigore il 1° gennaio 2009.

3

L’articolo 2 capoverso 2 lettera d entra in vigore il 1° gennaio 2010.

4

...

Abrogato dalla cifra I dell’O del 1° nov. 2017, con effetto dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).

Allegato 1

Introdotto dalla cifra II dell’O del 30 gen. 2013 (RU 2013 559). Nuovo testo giusta la cifra II dell’O del 12 feb. 2025, in vigore dal 1° mar. 2025 (RU 2025 121).

(art. 4 cpv. 3 lett. a n. 5, 4f cpv. 3, 8a cpv. 4, 13 cpv. 3bis e 18a cpv. 3)

Determinazione del WACC1WACC
1.1

Il WACC corrisponde alla somma tra il 40 per cento del costo del capitale proprio (ZEK) e il 60 per cento del costo del capitale di terzi (ZFK):

WACC = 0,4 x ZEK + 0,6 x ZFK

1.2

Il ZEK corrisponde alla somma tra il tasso d’interesse esente da rischi per il capitale proprio (rlZEK) e il prodotto tra il premio per i rischi di mercato (MRP) e il rischio di mercato (levered beta, βi):

ZEK = rlZEK + MRP x βl

1.3

Il ZFK corrisponde alla somma tra il tasso d’interesse esente da rischi per il capitale di terzi (rlZFK) e un supplemento di solvibilità (BoZ), che include anche i costi di emissione e di acquisizione:

ZFK = rlZFK + BoZ

2Tasso d’interesse esente da rischi per il capitale proprio
2.1

Il tasso d’interesse esente da rischi per il capitale proprio corrisponde al rendimento medio annuale pubblicato per l’anno civile precedente (rendimento «zero coupon») delle obbligazioni della Confederazione con scadenza a dieci anni.

2.2

Se il valore così calcolato è compreso tra due numeri percentuali interi, si utilizza il valore medio.

3Premio per i rischi di mercato
3.1

Il premio per i rischi di mercato corrisponde alla differenza tra il rendimento atteso del mercato azionario (total market return) e il tasso d’interesse esente da rischi per il capitale proprio (n. 2).

3.2

Il rendimento atteso del mercato azionario corrisponde alla somma tra il rendimento storico reale e le aspettative di inflazione attuali. Se il valore così calcolato è compreso tra due numeri percentuali interi, si utilizza il valore medio.

3.3

Il rendimento storico reale del mercato azionario è il valore medio tra la media geometrica e quella aritmetica dei rendimenti annui reali del mercato azionario svizzero dal 1926. Sono determinanti i rendimenti pubblicati nell’indice dei valori azionari reali.

3.4

Le aspettative di inflazione attuali corrispondono alle aspettative di inflazione a lungo termine pubblicate dalla Banca nazionale svizzera nell’anno civile precedente.

4Rischi di mercato
4.1

Il levered beta corrisponde al prodotto tra il rischio di mercato senza indebitamento (unlevered beta) e un coefficiente che esprime l’influenza del rapporto tra capitale proprio e capitale di terzi sul rendimento del capitale proprio (coefficiente di leva finanziaria).

4.2

L’unlevered beta è determinato sulla base di un gruppo di gestori di rete europei comparabili (peer group). A tale scopo si tiene conto della comparabilità del peer group con i gestori di rete svizzeri in termini di quota di fatturato realizzato con la distribuzione e il trasporto di energia elettrica, del quadro normativo (compreso il tipo di regolamentazione dei prezzi) e di altri fattori di rischio rilevanti. È possibile tenere conto di eventuali differenze del profilo di rischio tra il peer group e i gestori di rete svizzeri attraverso differenti ponderazioni di parti del peer group o di singole imprese del peer group oppure attraverso correzioni dirette dell’unlevered beta. Per le correzioni necessarie si guarda ai gestori europei del sistema di trasmissione.

4.3

Per la determinazione del WACC l’unlevered beta è arrotondato come indicato qui di seguito:

Valore effettivo

Valore arrotondato

minore di 0,025

0,00

uguale o maggiore di 0,025 e minore di 0,075

0,05

uguale o maggiore di 0,075 e minore di 0,125

0,10

uguale o maggiore di 0,125 e minore di 0,175

0,15

uguale o maggiore di 0,175 e minore di 0,225

0,20

uguale o maggiore di 0,225 e minore di 0,275

0,25

uguale o maggiore di 0,275 e minore di 0,325

0,30

uguale o maggiore di 0,325 e minore di 0,375

0,35

uguale o maggiore di 0,375 e minore di 0,425

0,40

uguale o maggiore di 0,425 e minore di 0,475

0,45

uguale o maggiore di 0,475 e minore di 0,525

0,50

uguale o maggiore di 0,525 e minore di 0,575

0,55

uguale o maggiore di 0,575 e minore di 0,625

0,60

uguale o maggiore di 0,625 e minore di 0,675

0,65

uguale o maggiore di 0,675 e minore di 0,725

0,70

uguale o maggiore di 0,725 e minore di 0,775

0,75

uguale o maggiore di 0,775 e minore di 0,825

0,80

uguale o maggiore di 0,825 e minore di 0,875

0,85

a partire da 0,875

0,90

5Tasso d’interesse esente da rischi per il capitale di terzi
5.1

Il tasso d’interesse esente da rischi per il capitale di terzi corrisponde al rendimento medio annuale pubblicato per l’anno civile precedente (rendimento «zero coupon») delle obbligazioni della Confederazione con scadenza a cinque anni.

5.2

Se il valore così calcolato è compreso tra due numeri percentuali interi, si utilizza il valore medio.

6Supplemento di solvibilità con l’aggiunta dei costi di emissione e di acquisizione
6.1

Il supplemento di solvibilità per il rischio di insolvenza è la differenza fra il tasso d’interesse medio dei titoli di debito di imprese svizzere con una solvibilità comparabile a quella del peer group e il tasso d’interesse medio dei titoli di debito esenti da rischi (differenza fra gli indici). Nel calcolo della solvibilità si deve tenere conto delle peculiarità del profilo di rischio dei gestori svizzeri della rete elettrica e delle eventuali differenze rispetto al peer group.

6.2

Per i costi di emissione e di acquisizione si computano 0,5 punti percentuali supplementari.

6.3

Il supplemento di solvibilità, inclusi 0,5 punti percentuali per i costi di emissione e di acquisizione, è arrotondato come indicato qui di seguito:

Valore effettivo

Valore arrotondato

minore di 0,125 per cento

0,00 per cento

uguale o maggiore di 0,125 e minore di 0,375 per cento

0,25 per cento

uguale o maggiore di 0,375 e minore di 0,625 per cento

0,50 per cento

uguale o maggiore di 0,625 e minore di 0,875 per cento

0,75 per cento

uguale o maggiore di 0,875 e minore di 1,125 per cento

1,00 per cento

uguale o maggiore di 1,125 e minore di 1,375 per cento

1,25 per cento

uguale o maggiore di 1,375 e minore di 1,625 per cento

1,50 per cento

uguale o maggiore di 1,625 e minore di 1,875 per cento

1,75 per cento

I valori superiori sono arrotondati in modo analogo.

Allegato 1a

Introdotto dalla cifra II cpv. 2 dell’O del 31 mag. 2024, in vigore dal 1° lug. 2024 (RU 2024 282). Aggiornato dalla cifra II dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° gen. 2025 (RU 2024 706).

(art. 5a, al. 1, et 8aquater, al. 1)

Livello da raggiungere nella protezione dai ciberattacchi1Attribuzione alle categorie

I gestori di rete, produttori, gestori di impianti di stoccaggio e fornitori di servizi di cui all’articolo 5a sono suddivisi nelle categorie seguenti a seconda della quantità di elettricità trasportata e della potenza:

Categoria A

Categoria B

Categoria C

1.1

Gestori di rete con una quantità di elettricità trasportata nel proprio comprensorio pari a:

1.2

Fornitori di servizi che possono controllare in modo permanente impianti dei gestori di rete, sempre che in tal modo abbiano accesso attraverso un unico sistema a una quantità di elettricità trasportata pari a:

≥ 450 GWh/anno

≥ 112 GWh/anno
e
≥ 450 GWh/anno

≥ 112 GWh/anno

1.3

Produttori, esclusi i gestori di centrali nucleari, e gestori di impianti di stoccaggio, sempre che gli impianti presentino la seguente potenza complessiva controllabile attraverso un unico sistema:

1.4

Fornitori di servizi che possono controllare in modo permanente impianti di produttori, esclusi i gestori di centrali nucleari, o di gestori di impianti di stoccaggio, sempre che in tal modo abbiano accesso attraverso un unico sistema a una potenza pari a:

≥ 800 MW

≥ 100 MW
e
< 800 MW

–

2Valori minimi

Per i compiti elencati di seguito, se applicabili, devono essere raggiunti almeno i seguenti valori, indicati al capitolo 3.1.1 dello Standard minimo TIC

Cfr. nota a piè di pagina relativa all’art. 5a cpv. 1.

nella categoria corrispondente, e qualora la ElCom lo richieda deve essere fornita la prova del loro raggiungimento (cfr. art. 5a cpv. 3):

Livello di protezione
per la categoria A

Livello di protezione
per la categoria B

Livello di protezione
per la categoria C

2.1

Identificare (ID = identify)

2.1.1

Gestione dell’inventario (AM = Asset Management)

ID.AM-1

4

3

3

ID.AM-2

4

3

2

ID.AM-3

3

3

2

ID.AM-4

3

3

–

ID.AM-5

3

3

–

ID.AM-6

4

4

3

2.1.2

Ambiente operativo (BE = Business Environment)

ID.BE-1

3

2

–

ID.BE-2

3

2

–

ID.BE-3

3

3

–

ID.BE-4

3

3

–

ID.BE-5

3

2

–

2.1.3

Direttive (GV = Governance)

ID.GV-1

4

4

3

ID.GV-2

4

3

3

ID.GV-3

4

4

3

ID.GV-4

3

3

–

2.1.4

Analisi dei rischi (RA = Risk Assessment)

ID.RA-1

3

2

–

ID.RA-2

4

3

–

ID.RA-3

4

3

–

ID.RA-4

4

3

–

ID.RA-5

3

2

–

ID.RA-6

3

2

–

2.1.5

Strategia di gestione dei rischi (RM = Risk Management Strategy)

ID.RM-1

4

2

–

ID.RM-2

3

3

–

ID.RM-3

3

3

–

2.1.6

Gestione dei rischi della catena di fornitura (SC = Supply Chain Riskmanagement)

ID.SC-1

3

3

–

ID.SC-2

3

3

–

ID.SC-3

3

3

3

ID.SC-4

3

2

–

ID.SC-5

3

2

–

2.2

Proteggere (PR = Protect)

2.2.1

Gestione e controllo degli accessi (AC = Access Control)

PR.AC-1

4

3

2

PR.AC-2

3

3

2

PR.AC-3

4

4

3

PR.AC-4

3

3

2

PR.AC-5

4

3

2

PR.AC-6

4

3

2

PR.AC-7

3

3

2

2.2.2

Sensibilizzazione e formazione (AT = Awareness and Training)

PR.AT-1

4

3

3

PR.AT-2

4

3

3

PR.AT-3

3

3

–

PR.AT-4

4

3

3

PR.AT-5

3

3

–

2.2.3

Sicurezza dei dati (DS = Data Security)

PR.DS-1

3

2

–

PR.DS-2

4

4

2

PR.DS-3

3

3

–

PR.DS-4

3

2

–

PR.DS-5

3

2

–

PR.DS-6

3

2

–

PR.DS-7

3

2

–

PR.DS-8

3

2

–

2.2.4

Protezione di dati (IP = Information Protection Processes and Procedures)

PR.IP-1

3

2

2

PR.IP-2

4

3

–

PR.IP-3

3

3

–

PR.IP-4

4

4

3

PR.IP-5

4

4

3

PR.IP-6

3

3

–

PR.IP-7

3

2

–

PR.IP-8

3

2

–

PR.IP-9

4

2

2

PR.IP-10

4

2

–

PR.IP-11

3

2

–

PR.IP-12

3

2

–

2.2.5

Manutenzione (MA = Maintenance)

PR.MA-1

3

3

–

PR.MA-2

4

3

2

2.2.6

Impiego di tecnologie di protezione (PT = Protective Technology)

PR.PT-1

3

2

–

PR.PT-2

4

4

3

PR.PT-3

4

3

–

PR.PT-4

4

3

3

PR.PT-5

3

2

–

2.3

Intercettare (DE = detect)

2.3.1

Anomalie ed eventi (AE = Anomalies and Events)

DE.AE-1

3

2

–

DE.AE-2

3

2

–

DE.AE-3

3

2

–

DE.AE-4

3

2

–

DE.AE-5

3

2

–

2.3.2

Controllo (CM = Security Continous Monitoring)

DE.CM-1

3

3

2

DE.CM-2

3

3

2

DE.CM-3

3

2

–

DE.CM-4

3

3

2

DE.CM-5

3

3

2

DE.CM-6

3

2

–

DE.CM-7

3

2

2

DE.CM-8

3

2

–

2.3.3

Procedure di intercettazione (DP = Detection Processes)

DE.DP-1

4

4

2

DE.DP-2

3

2

–

DE.DP-3

3

3

–

DE.DP-4

3

2

–

DE.DP-5

3

2

–

2.4

Reagire (RS = Respond)

2.4.1

Piano di reazione (RP = Response Planning)

RS.RP-1

3

3

2

2.4.2

Comunicazione (CO = Communications)

RS.CO-1

3

3

2

RS.CO-2

4

4

2

RS.CO-3

3

2

–

RS.CO-4

3

2

–

RS.CO-5

3

2

–

2.4.3

Analisi (AN = Analysis)

RS.AN-1

3

3

–

RS.AN-2

3

3

–

RS.AN-3

2

2

–

RS.AN-4

2

2

–

RS.AN-5

2

2

–

2.4.4

Diminuzione del danno (MI = Mitigation)

RS.MI-1

3

3

2

RS.MI-2

3

2

2

RS.MI-3

3

2

2

2.4.5

Miglioramenti (IM = Improvements)

RS.IM-1

3

3

–

RS.IM-2

3

3

–

2.5

Ripristinare (RC = Recover)

2.5.1

Piano di ripristino (RP = Recovery Planning)

RC.RP-1

3

3

2

2.5.2

Miglioramenti (IM = Improvements)

RC.IM-1

3

2

–

RC.IM-2

3

2

–

2.5.3

Comunicazione (CO = Communications)

RC.CO-1

2

1

–

RC.CO-2

2

1

–

RC.CO-3

2

1

–

Allegato 2

Originario all.

(art. 28)

Modifica del diritto vigente

…

Le mod. possono essere consultate alla RU 2008 1223.