Ordinanza del 25 gennaio 2023 sulla costituzione di una riserva di energia elettrica per l’inverno (Ordinanza sulla riserva invernale, OREI)
RS 734.722
Abréviation: OREI
Etat le: 2025-01-01

734.722

Ordinanza
sulla costituzione di una riserva di energia elettrica per l’inverno

(Ordinanza sulla riserva invernale, OREI)

del 25 gennaio 2023 (Stato 1° gennaio 2025)

Il Consiglio federale svizzero,

visti gli articoli 8a capoverso 7, 9 e 30 capoverso 2 della legge del 23 marzo 2007

RS 734.7

sull’approvvigionamento elettrico (LAEl),

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

ordina:

Sezione 1: Scopo e oggetto

Art. 11

La presente ordinanza mira a garantire per l’inverno e la primavera l’approvvigionamento di energia elettrica in situazioni straordinarie quali limitazioni o interruzioni critiche nell’approvvigionamento. Tale garanzia si configura come riserva di energia elettrica.

2 La presente ordinanza disciplina:
a.

la costituzione annuale di una riserva di energia idroelettrica;

b.

la messa a disposizione di una riserva complementare con centrali elettriche di riserva, gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione forza-calore (impianti di cogenerazione);

c.

i principi per l’interazione delle parti della riserva di cui alle lettere a e b in caso di prelievo di elettricità.

Sezione 2: Riserva di energia idroelettrica

Art. 2Valori di riferimento1

La Commissione federale dell’energia elettrica (ElCom) determina annualmente i valori di riferimento e ulteriori aspetti della riserva di energia idroelettrica e provvede alla loro pubblicazione.

2

Dimensiona la riserva di energia idroelettrica in modo tale che la stessa, in abbinamento alla riserva complementare, possa contribuire a garantire l’approvvigionamento elettrico per alcune settimane in inverno o all’inizio della primavera in caso di penuria. A tal fine, la ElCom ipotizza il caso straordinario in cui l’importazione di elettricità sia possibile solo in misura molto limitata e nel contempo la quantità di elettricità prodotta a livello nazionale sia ridotta e il fabbisogno di elettricità elevato.

3 Tra i valori di riferimento e gli ulteriori aspetti figurano in particolare:
a.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

la quantità di energia da conservare per l’intera riserva di energia idroelettrica, definita in quota percentuale rispetto alla quantità totale di energia di tutte le centrali idroelettriche ad accumulazione svizzere aventi una capacità di accumulazione pari o superiore a 10 GWh;

abis.

Introdotta dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

il periodo di conservazione della riserva;

b.

la distribuzione dell’energia, ad esempio tra più impianti di stoccaggio;

c.

i requisiti per la potenza installata;

d.

i requisiti per il prelievo e l’indennizzo dell’energia prelevata;

e.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

il trattamento delle centrali partecipate;

f.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

le prestazioni sostitutive che i gestori delle centrali elettriche devono fornire in caso di guasto imprevisto ai propri impianti.

g.

i requisiti per evitare un comportamento di manipolazione del mercato.

4

La ElCom può coinvolgere la società nazionale di rete (società di rete) nella determinazione dei valori di riferimento e degli ulteriori aspetti.

Art. 3

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

Centrali idroelettriche interessate

La riserva di energia idroelettrica viene costituita con centrali idroelettriche ad accumulazione aventi una capacità di accumulazione pari o superiore a 10 GWh e che immettono energia elettrica nella zona di regolazione svizzera.

Art. 3a

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

Partecipanti alla riserva e quantificazione dell’obbligo1 Sono obbligati a partecipare alla riserva di energia idroelettrica i seguenti attori (partecipanti alla riserva):
a.

nel caso di centrali elettriche che non sono organizzate come centrali partecipate: i gestori;

b.

nel caso di centrali elettriche organizzate come centrali partecipate: i partner, ciascuno con la propria quota nella centrale partecipata.

2

Ai fini della determinazione dell’obbligo di partecipazione fa stato ogni anno la situazione al 30 aprile. Nel caso di centrali elettriche transfrontaliere viene presa in considerazione solo la quota assegnata alla Svizzera sulla base di un accordo internazionale. Il contenuto di energia di un bacino di accumulazione viene misurato tenendo conto dell’intera cascata di produzione di un complesso di impianti collegati tra loro sul piano idraulico e ottimizzati nel loro insieme.

3

I partecipanti alla riserva conservano nelle proprie centrali idroelettriche ad accumulazione una quota di energia corrispondente a quella definita secondo i valori di riferimento della ElCom rispetto alla quantità di energia totale della riserva di energia idroelettrica. Se necessario, la ElCom può modificare successivamente la quantità di energia totale della riserva di energia idroelettrica e quindi proporzionalmente la quota di tutti i partecipanti alla stessa.

4

La ElCom può obbligare in via eccezionale i partecipanti alla riserva a conservare anche una determinata potenza, qualora ciò sia assolutamente necessario per garantire l’approvvigionamento elettrico.

5

In caso di contestazione dell’obbligo di partecipazione alla riserva o della quantificazione di tale partecipazione, la ElCom emette una decisione in merito.

Art. 4

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

Ripartizione tra diversi bacini di accumulazione e scambio di quantità di energia da conservare1

A condizione di rispettare i valori di riferimento secondo l’articolo 2, i partecipanti alla riserva possono ripartire la quota di energia da conservare tra le proprie diverse centrali idroelettriche ad accumulazione, compresi gli impianti idonei con una capacità di accumulazione inferiore a 10 GWh.

2

A condizione di rispettare i valori di riferimento secondo l’articolo 2, i partecipanti alla riserva possono concludere accordi tra di loro per lo scambio delle quantità di energia da conservare. La responsabilità per la conservazione rimane dei partecipanti alla riserva originari.

3

Le ripartizioni e gli scambi pianificati devono essere sottoposti all’approvazione della ElCom. La ElCom può richiedere i giustificativi concernenti gli accordi di scambio conclusi.

Art. 5

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

Accordo sulla partecipazione alla riserva di energia idroelettrica1

La società di rete stipula con ogni partecipante alla riserva un accordo sulla partecipazione alla riserva di energia idroelettrica. Gli accordi devono essere uniformi.

2 L’accordo deve contenere almeno:
a. le disposizioni della ElCom riguardanti:
1.

la quantità di energia da conservare del partecipante alla riserva,

2.

il periodo di conservazione della riserva,

3.

l’indennizzo forfettario;

b.

le condizioni per il prelievo;

c.

le condizioni per poter svolgere lavori di revisione e l’obbligo di notificarli alla ElCom;

d. i dettagli sui seguenti obblighi nei confronti della società di rete:
1.

le informazioni e i documenti da fornire secondo l’articolo 24 capoverso 1,

2.

la notifica della potenza e dell’energia disponibili secondo l’articolo 18 capoverso 2.

3

Se un partecipante alla riserva ha affidato la gestione operativa a un’impresa partner, la società di rete può concludere l’accordo con tale impresa partner. I dettagli operativi riguardanti la conservazione della riserva devono essere disciplinati in ogni caso con l’impresa partner cui è stata affidata la gestione operativa.

4

In caso di variazione della quantità di energia da conservare o del periodo di conservazione è possibile modificare o risolvere anticipatamente gli accordi pluriennali.

5

Se la partecipazione alla riserva si basa su una decisione della ElCom (art. 3 cpv. 5), il contenuto uniforme dell’accordo diventa parte integrante di tale obbligo.

Art. 5a

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

Indennizzo forfettario e rimunerazione per la conservazione di potenza1 I partecipanti alla riserva ricevono:
a.

per la conservazione di energia: un indennizzo forfettario;

b.

per l’eventuale conservazione di potenza (art. 3 cpv. 4): una rimunerazione moderata.

2

La ElCom calcola e pubblica ogni anno il tasso per l’indennizzo forfettario per GWh di energia conservata. Per il calcolo di tale tasso adotta come valore di base la differenza di prezzo media tra il primo e il secondo trimestre dell’anno in cui termina il periodo di conservazione dell’energia. Il valore di base viene moltiplicato per un fattore pari a 1,3.

3

Come base di dati per questo valore di base, la ElCom considera i prezzi di liquidazione pubblicati dei contratti trimestrali del tipo «base» sul mercato a termine svizzero nei 30 giorni precedenti la pubblicazione dei valori di riferimento. Se per l’anno del calcolo i prezzi di liquidazione pubblicati non sono sufficienti, applica una metodologia alternativa adeguata. In particolare, può riferirsi a un altro periodo, utilizzare informazioni storiche sui prezzi o dati dei mercati a termine dei Paesi limitrofi.

4

In caso di aumento della quantità di energia da conservare (art. 3 cpv. 3), l’indennizzo forfettario viene determinato in ugual modo. Per definire il valore di base per la quantità supplementare da conservare si considera il periodo di 30 giorni di calendario precedente la comunicazione dei valori di riferimento modificati.

5

Per la conservazione di potenza disposta in via supplementare, la ElCom definisce una rimunerazione in funzione della situazione. A tale scopo tiene conto della situazione eccezionale concreta.

Art. 5b

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

Sanzione amministrativa e rimborso dei profitti1

Al partecipante alla riserva che non adempie o non adempie completamente all’obbligo di conservare energia o potenza, la ElCom infligge una sanzione amministrativa che, a seconda della gravità della violazione, può raggiungere il 10 per cento del fatturato annuo.

2

Se un partecipante alla riserva realizza un profitto sul mercato grazie all’energia o alla potenza che non ha conservato per la riserva, deve rimborsare tale profitto alla società di rete.

3

La ElCom può rinunciare a perseguire violazioni passibili di sanzione amministrativa qualora commesse per la prima volta, scusabili e di lieve entità.

4

La società di rete è tenuta a notificare alla ElCom i casi di sospetta violazione dell’obbligo di conservare energia.

5

La procedura deve essere avviata entro tre anni dalla violazione.

Sezione 3: Riserva complementare

Art. 6Disposizioni generali per la partecipazione alla riserva complementare 1

La riserva di energia idroelettrica è completata da una riserva con una potenza complessiva fino a 1000 MW (riserva complementare).

2 Alla costituzione della riserva complementare possono partecipare i gestori di impianti nei casi in cui:
a. si tratti di uno degli impianti seguenti:
1.

centrali elettriche a gas o ad altri vettori energetici (centrali elettriche di riserva) che possono essere alimentate come impianti bicombustibili; è possibile derogare al requisito del doppio combustibile qualora non si raggiunga la potenza di cui al capoverso 1,

2.

gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione; e

b.

gli impianti immettano elettricità nella zona di regolazione svizzera.

3 D’intesa con la ElCom, il DATEC può:
a.

aumentare la potenza di 1000 MW, se si prospetta un fabbisogno più elevato;

b.

stabilire la priorità e l’entità con cui gli impianti di cui al capoverso 2 sono integrati nella riserva complementare;

c.

Introdotta dalla cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

ordinare alla società di rete di svolgere bandi pubblici per gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione (art. 14 cpv. 2). .

4

La partecipazione alla riserva complementare dura al massimo fino al 31 maggio 2026. È fatta salva un’eventuale proroga della partecipazione a seguito di disposizioni successive alla presente ordinanza.

Art. 7Partecipazione dei gestori di gruppi elettrogeni di emergenza e di impianti di cogenerazione alla riserva complementare1

I gestori di gruppi elettrogeni di emergenza e i gestori di impianti di cogenerazione con una potenza inferiore a 5 MW possono partecipare alla riserva soltanto attraverso un aggregatore che raggruppi gli impianti.

2 I gestori di gruppi elettrogeni di emergenza possono partecipare alla riserva complementare fino al 30 aprile 2023 se gli impianti funzionano in isola e non immettono elettricità in rete. Per la partecipazione devono essere adempiute le seguenti condizioni:
a.

l’accesso alla rete è negato per motivi tecnici, non eliminabili a breve termine, secondo l’articolo 13 capoverso 2 LAEl; e

b.

l’impianto è commutato nella modalità di funzionamento a isola e può funzionare secondo il programma previsionale solamente nel caso di un prelievo dalla riserva o di un guasto di rete.

3 I gestori di impianti di cogenerazione possono partecipare alla riserva solamente se per la parte d’impianto che produce energia elettrica non ricevono altri sostegni, quali contributi d’investimento, e se l’impianto di cogenerazione:
a.

mette a disposizione capacità produttive supplementari;

b.

funziona a pilotaggio elettrico e durante il periodo di disponibilità mette a disposizione energia elettrica supplementare esclusivamente per la riserva; e

c.

soddisfa i criteri di idoneità definiti dall’Ufficio federale dell’energia (UFE).

4

Le emissioni di CO2 generate dalla produzione di energia elettrica per la riserva complementare attraverso gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione con cui i gestori non partecipano al sistema di scambio di quote di emissioni devono essere interamente compensate attraverso la consegna di attestati nazionali o internazionali.

5

I gestori delle reti di distribuzione, i gruppi di bilancio e i fornitori di energia elettrica sono tenuti a collaborare, nell’ambito delle loro attività usuali, al prelievo di energia elettrica dai gruppi elettrogeni di emergenza o dagli impianti di cogenerazione, preparando e fornendo i dati necessari.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

6

Se la fornitura dei dati comporta costi non coperti sproporzionatamente elevati, essi possono fatturarli all’aggregatore. L’UFE verifica il diritto alla fatturazione di tali costi e, se del caso, aumenta in uguale misura l’importo forfettario corrisposto all’aggregatore.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

Art. 8Costituzione e ampliamento della riserva complementare con centrali elettriche di riserva 1

La riserva complementare è costituita con i gestori delle centrali elettriche di riserva con cui il DATEC ha stipulato un accordo in vista della partecipazione alla riserva e della messa in esercizio a partire dal 15 febbraio 2023.

2

Per il raggiungimento della potenza di cui all’articolo 6 capoverso 1, l’UFE può includere nella riserva complementare, tramite bandi pubblici, ulteriori gestori di centrali elettriche di riserva esistenti. Inoltre può svolgere bandi pubblici per nuove centrali elettriche di riserva, affinché i relativi gestori possano in un secondo tempo, se necessario, essere inclusi nella riserva complementare.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

3 Per l’aggiudicazione sono considerati in particolare i seguenti criteri:
a.

ammontare del compenso per la disponibilità;

b.

tempo necessario affinché un impianto sia convertito e pronto all’impiego;

c.

ulteriori criteri come la qualità tecnica, l’ammissibilità, gli effetti sull’ambiente, l’ubicazione e l’allacciamento alla rete di un progetto nonché la possibilità di alimentare l’impianto con vettori energetici rinnovabili.

4

L’UFE può escludere le offerte con compensi per la disponibilità eccessivamente elevati e annullare il bando pubblico.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

5

Se non è possibile includere nella riserva nuove centrali elettriche di riserva a causa della mancanza di una base legale, ai promotori che avevano in precedenza ottenuto l’aggiudicazione sono rimborsate le spese necessarie per la pianificazione dei progetti e per le necessarie prestazioni preliminari. L’UFE decide in merito su richiesta. Se le prestazioni preliminari e le attività di pianificazione dei progetti mantengono a medio termine un valore per i promotori nonostante la mancata inclusione nella riserva, in sede di rimborso se ne tiene conto in misura adeguata.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

Art. 9

In vigore fino al 31 mag. 2024 (vedi art. 30 cpv. 3).

Art. 10Accordo con i gestori delle centrali idroelettriche di riserva e compenso per la disponibilità1

La società di rete stipula un accordo sull’impiego della centrale elettrica di riserva con ogni gestore che partecipa alla riserva complementare.

2 Nell’accordo sono definiti in particolare:
a.

la potenza impiegabile per la riserva;

b.

la durata e il periodo di disponibilità;

c.

il compenso per la disponibilità e l’indennizzo per il prelievo corrisposti al gestore;

d.

test di operatività periodici nonché un lasso di tempo per la revisione e la manutenzione;

e.

i dettagli operativi in caso di impiego, come il programma previsionale;

f.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

i contenuti di cui all’articolo 5 capoverso 2 lettere b e d;

g.

Introdotta dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

una pena convenzionale in caso di inosservanza degli obblighi relativi alla riserva.

3

Se obbliga un gestore a partecipare alla riserva complementare, in caso di necessità il DATEC decide anche i contenuti dell’accordo.

4

Con il compenso per la disponibilità sono compensati i costi fissi della gestione indipendenti dall’impiego come la disponibilità dell’impianto, l’approvvigionamento e l’immagazzinamento dei vettori energetici, i costi del personale e i costi di raccordo alla rete. L’ammontare del compenso deve essere adeguato.

5

Il compenso per la disponibilità è ridotto pro rata temporis se un gestore utilizza la centrale elettrica di riserva per scopi operativi propri (art. 11 cpv. 2bis).

Introdotto dalla cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

Art. 11Requisiti operativi e restrizioni d’esercizio delle centrali elettriche di riserva1

Le centrali elettriche di riserva sono impiegate solamente per la riserva complementare e non producono corrente per il mercato.

2 Al di fuori del periodo di disponibilità i gestori con centrali elettriche di riserva possono fornire prestazioni di servizio relative al sistema se rispettano i valori limite di emissioni e le prescrizioni cantonali. Il periodo di disponibilità va dal 1° dicembre al 31 maggio; sono fatte salve:
a.

una durata più breve stabilita dalla ElCom per l’inverno in questione;

b.

una durata diversa se essa è concordata nell’accordo raggiunto prima dell’inizio della riserva complementare secondo l’articolo 8 capoverso 1.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

2bis

Le centrali di riserva integrate in un’attività aziendale possono essere utilizzate dal gestore per scopi operativi propri durante e al di fuori del periodo di disponibilità e anche in caso di grave penuria, a condizione che vengano rispettati i valori limite di emissioni e le prescrizioni cantonali.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

2ter

Sono fatte salve disposizioni derogatorie fondate sulla legge del 17 giugno 2016

RS 531

sull’approvvigionamento del Paese (LAP).

Introdotto dalla cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

3 D’intesa con la ElCom, l’UFE può definire ulteriori requisiti operativi tecnici generali per le centrali elettriche di riserva, in particolare concernenti:
a.

il preavviso per un impiego;

b.

il numero di possibili accensioni e spegnimenti nonché la durata operativa minima;

c.

la capacità di adattamento in riferimento alla potenza;

d.

la gestione a distanza.

4

I gestori delle centrali elettriche di riserva possono utilizzare i generatori al di fuori dei tempi in cui gli impianti devono essere pronti all’impiego (art. 17 cpv. 3) per il mantenimento della tensione.

Art. 12Tariffa per l’utilizzo delle condotte

Nel caso le tariffe per l’utilizzo delle condotte di trasporto dei vettori energetici siano inadeguate, l’UFE può stabilire una tariffa basata sui costi.

Art. 13

Abrogato dalla cifra I dell’O del 22 dic. 2023, con effetto dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

Art. 14Costituzione e ampliamento della riserva complementare con gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione 1

La riserva complementare è costituita, oltre che con le centrali elettriche di riserva, con i gestori di gruppi elettrogeni di emergenza con i cui aggregatori l’UFE ha concluso un accordo in vista della partecipazione alla riserva a partire dal 15 febbraio 2023.

2

Per raggiungere la potenza di cui all’articolo 6 capoverso 1 possono essere integrati nella riserva complementare ulteriori gestori di gruppi elettrogeni di emergenza e dal 1° gennaio 2024 anche i gestori di impianti di cogenerazione. La società di rete svolge i bandi pubblici necessari a tal fine.

3

...

In vigore fino al 31 mag. 2024 (vedi art. 30 cpv. 3).

4

Questo obbligo non può essere impartito per i gruppi elettrogeni di emergenza che appartengono a infrastrutture militari o critiche di altro tipo.

Art. 15Accordo con gli aggregatori e i gestori di gruppi elettrogeni di emergenza e di impianti di cogenerazione1

La società di rete stipula con ogni aggregatore un accordo circa le modalità per la messa a disposizione congiunta dei gruppi elettrogeni di emergenza e degli impianti di cogenerazione per la riserva complementare. Per gli impianti di cogenerazione a partire da una potenza di 5 MW, essa stipula un accordo direttamente con i gestori, sempre che questi ultimi soddisfino i requisiti tecnici della società di rete.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

2

Gli aggregatori ricevono un importo forfettario, formato da un contributo unico per il servizio di aggregazione prestato e da un forfait per ciascun impianto e inverno. L’importo forfettario comprende anche i costi aggiuntivi non coperti di cui all’articolo 7 capoverso 6.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

3

Gli aggregatori stipulano con i gestori dei gruppi elettrogeni di emergenza e degli impianti di cogenerazione un accordo volto a garantire un impiego ottimale degli impianti per la riserva.

4

Il contenuto dell’accordo è retto per analogia dall’articolo 10; esso contiene inoltre una disposizione relativa alla riserva minima del vettore energetico. Gli accordi devono essere uniformi e possono essere modificati di anno in anno.

5

Nella fase dei bandi pubblici di cui all’articolo 14 la ElCom può escludere le offerte con importi forfettari e compensi per la disponibilità eccessivamente elevati per i gestori degli impianti.

6

Se il DATEC obbliga un aggregatore o un gestore a partecipare alla riserva complementare, i contenuti uniformi dell’accordo diventano parte integrante di tale obbligo.

Art. 16Condizioni quadro e compenso per la disponibilità per i gestori di gruppi elettrogeni di emergenza e di impianti di cogenerazione1

Nel periodo di disponibilità, i gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione devono potere essere pronti all’impiego in qualsiasi momento per la riserva complementare (art. 17 cpv. 3). Il periodo di disponibilità va dal 15 febbraio al 30 aprile.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

2 Un impiego da parte del gestore durante il periodo di disponibilità al di fuori della riserva è possibile, fatte salve disposizioni derogatorie fondate sulla LAP

RS 531

:

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

a.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

per scopi operativi propri in caso di interruzione della rete o di grave penuria, a condizione che vengano rispettati i valori limite di emissioni e le prescrizioni cantonali;

b.

per la messa a disposizione di prestazioni di servizio relative al sistema, se non mette a rischio la capacità di prelievo dalla riserva; la società di rete stabilisce le relative condizioni.

3

Con il compenso per la disponibilità sono coperti i costi fissi dei gestori indipendenti dall’impiego come la disponibilità del gruppo elettrogeno di emergenza o dell’impianto di cogenerazione e i necessari investimenti nell’impianto. In caso di utilizzo per scopi operativi propri, il compenso per la disponibilità è ridotto pro rata temporis. Se gli impianti sono raggruppati attraverso aggregatori, i gestori ricevono tale compenso in forma forfettaria.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

4

L’UFE può stabilire per gli impianti requisiti operativi tecnici generali analogamente all’articolo 11 capoverso 3.

Sezione 4: Utilizzo e prelievo della riserva di energia elettrica

Art. 17Disposizioni per l’ordine di prelievo1

In un ordine di prelievo, la ElCom determina l’interazione tra la riserva di energia idroelettrica e la riserva complementare nonché tra gli elementi costitutivi della riserva complementare. Nell’ordine di prelievo è stabilito in quale sequenza e per quale entità, a seconda della situazione di approvvigionamento, l’energia è prelevata dalle parti della riserva o dagli elementi costitutivi.

2 La ElCom considera, in sequenza, i seguenti aspetti:
a.

una potenza disponibile tempestivamente e di entità sufficiente;

b.

la tutela di parti della riserva i cui vettori energetici non possono essere ripristinati o sostituiti;

c.

emissioni foniche e di sostanze inquinanti ridotte nonché effetti sul clima ridotti;

d.

costi bassi; e

e. i seguenti ulteriori parametri:
1.

la presumibile durata e frequenza del prelievo,

2.

il momento del prelievo in inverno o primavera,

3.

il lasso di tempo entro il quale le diverse tipologie di impianto sono pronte all’impiego in caso di prelievo,

4.

le specifiche tecniche delle diverse tipologie di impianto,

5.

la disponibilità dei vettori energetici.

3

Nell’ordine di prelievo è inoltre stabilito con quale preavviso le centrali elettriche di riserva devono essere convertite in centrali pronte all’impiego nel caso in cui si preveda un prelievo e quando tali centrali possono nuovamente lasciare questo livello di prontezza.

4

La ElCom pubblica in tempo utile l’ordine di prelievo. Se necessario lo modifica, in particolare a fini di ottimizzazione o in caso di mutate condizioni.

Art. 18Svolgimento del prelievo1

È possibile prelevare dalla riserva se nella borsa dell’energia elettrica la quantità di elettricità richiesta per il giorno successivo supera l’offerta (mancata compensazione del mercato).

2 Nel caso di una mancata compensazione del mercato, alla società di rete sono notificati:
a.

dai gestori che partecipano alla riserva, la potenza e l’energia disponibili nella loro quota della riserva;

b.

dai gruppi di bilancio che necessitano di un prelievo dalla riserva, il loro fabbisogno di elettricità per il giorno successivo.

3

La società di rete stabilisce le modalità del prelievo. In caso di mancata compensazione del mercato effettua il prelievo conformemente all’ordine di prelievo e nel quadro dello stesso in modo non discriminatorio. Il prelievo della riserva di energia idroelettrica è effettuato in linea di principio da tutti i gestori che partecipano alla riserva, proporzionalmente alla quantità di energia concordata.

4

La società di rete disciplina il prelievo in relazione ai gruppi di bilancio. Presenta in via preventiva un corrispondente accordo modello alla ElCom; quest’ultima può richiedere modifiche se l’accordo modello non è adeguato.

Art. 19Casi particolari di prelievo1

Nel caso di un rischio immediato, in particolare per l’esercizio stabile della rete, in deroga all’articolo 18 capoverso 1 la società di rete può effettuare prelievi da impianti afferenti a entrambe le parti della riserva anche senza mancata compensazione del mercato o senza notifica del fabbisogno da parte di un gruppo di bilancio.

2

In casi eccezionali può prelevare elettricità nel quadro di eventuali accordi internazionali di solidarietà. Per un prelievo da una centrale elettrica di riserva si applica per analogia la restrizione di cui all’articolo 11 capoverso 2 concernente il rispetto dei valori limite di emissioni e delle prescrizioni cantonali. La società di rete notifica alla ElCom tutti i prelievi effettuati secondo il presente capoverso.

3

In deroga all’articolo 18 capoverso 1 la ElCom può, a titolo eccezionale, ordinare il prelievo da una centrale elettrica di riserva al fine di fornire energia supplementare alla riserva di energia idroelettrica. A tal fine deve essere adempiuta la condizione che, con ogni probabilità, senza tale misura la riserva di energia idroelettrica nella seconda parte dell’inverno non possa adempiere il suo scopo di riserva di energia idroelettrica.

4

La ElCom stabilisce, nel caso specifico, la quantità di energia da fornire, la procedura e le modalità. La procedura può consistere in un bando pubblico, un obbligo di mantenimento della riserva impartito a un gestore o una suddivisione tra diverse centrali idroelettriche ad accumulazione. Per l’energia fornita non è dovuto alcun compenso per il mantenimento della riserva.

Art. 20Indennizzo per il prelievo1

In caso di prelievo, i gestori ricevono un indennizzo per il prelievo dalla società di rete.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

2

Per la riserva di energia idroelettrica la società di rete calcola l’indennizzo secondo i requisiti della ElCom (art. 2 cpv. 3 lett. d).

3 Per le centrali elettriche di riserva l’indennizzo per il prelievo compensa:
a. i costi della gestione dipendenti dall’utilizzo, come i costi per:
1.

l’utilizzo delle condotte, il vettore energetico, la tassa sul CO2 e i diritti di emissione,

2.

l’impiego del personale e l’acqua necessaria al funzionamento;

b.

un importo forfettario per i giorni in cui l’impianto deve essere pronto all’impiego.

4

La società di rete calcola l’indennizzo di cui al capoverso 3 sulla base dei parametri uniformi precedentemente stabiliti dalla ElCom, in particolare gli indici di prezzo per i costi dei vettori energetici e i diritti di emissione.

5

Nel caso dei gruppi elettrogeni di emergenza e degli impianti di cogenerazione, l’indennizzo per il prelievo compensa i costi della gestione dipendenti dall’utilizzo come i costi per i vettori energetici, i diritti di emissione oppure gli attestati nazionali o internazionali, la tassa sul CO2 e ulteriori mezzi d’esercizio. Il capoverso 4 si applica per analogia.

6

La tassa sul CO2 è restituita solamente se il gestore non può far valere alcun diritto di restituzione secondo la legge del 23 dicembre 2011

RS 641.71

sul CO2. Lo stesso vale per l’imposta sugli oli minerali secondo la legge federale del 21 giugno 1996

RS 641.61

sull’imposizione degli oli minerali.

Art. 21Sovrapprezzo in caso di prelievo e vendita dell’energia1

I gruppi di bilancio che hanno chiesto un prelievo pagano alla società di rete il prezzo di mercato per il periodo di prelievo e un sovrapprezzo analogo al prezzo dell’energia di compensazione. Per il sovrapprezzo la ElCom può stabilire requisiti sotto forma di valori di riferimento.

2

I gruppi di bilancio e i loro operatori e, nel caso di transazioni a valle, anche altri operatori o ulteriori attori sul mercato non possono realizzare profitti in caso di vendita di energia prelevata dalla riserva e non possono vendere tale energia all’estero.

3

I gruppi di bilancio e gli altri attori menzionati devono versare alla società di rete i profitti realizzati in violazione del capoverso 2.

Sezione 5:Costi, finanziamento e rimborsi alla Confederazione nonché informazioni e sorveglianza

Art. 22Costi e finanziamento1 I costi per la riserva di energia elettrica sono costituiti da:
a.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

l’indennizzo forfettario per la conservazione di energia e la rimunerazione per la conservazione di potenza disposta in via supplementare versati ai partecipanti alla riserva di energia idroelettrica;

b.

un compenso per la disponibilità corrisposto ai gestori di centrali elettriche di riserva, di gruppi elettrogeni di emergenza e di impianti di cogenerazione;

c.

un indennizzo per il prelievo corrisposto ai gestori;

d.

gli importi forfettari corrisposti agli aggregatori per i servizi prestati;

e.

Introdotta dalla cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

la quota dei costi dell’energia di compensazione di cui la Confederazione ha convenuto l’assunzione con i gestori o gli aggregatori;

f.

Introdotta dalla cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

i costi necessari per la riserva complementare di cui la Confederazione ha convenuto l’assunzione con terzi;

g.

Introdotta dalla cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

il rimborso delle spese secondo l’articolo 8 capoverso 5.

2 Il finanziamento dei costi secondo il capoverso 1 è previsto:

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

a.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

come parte del corrispettivo per l’utilizzazione della rete di trasporto (art. 15 cpv. 2 lett. a LAEl); questa parte del corrispettivo per l’utilizzazione della rete figura come voce separata nella fattura, insieme ai costi speciali di cui all’articolo 15a LAEl;

b. attraverso le entrate derivanti da:
1.

i pagamenti dei gruppi di bilancio di cui all’articolo 21 capoverso 1,

[tab]

1bis

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

le sanzioni amministrative e il rimborso dei profitti di cui all’articolo 5b,

2.

Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

le pene convenzionali di cui all’articolo 10 capoverso 2 lettera g o all’articolo 15 capoverso 4,

3.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

i rimborsi stabiliti negli accordi con i gestori della riserva.

3

La società di rete tiene per i fondi di cui al capoverso 2 una voce contabile distinta.

Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

4

L’onere di esecuzione, in particolare quello della società di rete, inclusi i lavori preparatori, è pure finanziato con le entrate di cui al capoverso 2. Sino alla fine dell’esercizio 2023 il calcolo si basa sui costi effettivi.

Nuovo testo giusta la cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

5

A partire dall’esercizio 2024 i costi computabili della riserva di energia elettrica sono calcolati analogamente all’articolo 15 LAEl e le differenze di copertura sono calcolate secondo l’articolo 18a capoverso 3 dell’ordinanza del 14 marzo 2008

RS 734.71

sull’approvvigionamento elettrico (OAEl). A partire dall’esercizio 2024, ai valori patrimoniali necessari per la riserva di energia elettrica sono applicati interessi al tasso di costo del capitale di terzi secondo l’allegato 1 OAEl.

6

Se per la riserva di energia elettrica la società di rete sostiene costi di finanziamento effettivi, ad essa non imputabili, che non sono interamente computabili sulla base del capoverso 5, la ElCom può, su richiesta, dichiarare computabili tali costi non coperti e quindi compensarli. Il finanziamento avviene in analogia al capoverso 4.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

7

Per la decisione di cui al capoverso 6, la ElCom si accerta che i costi di finanziamento che la società di rete imputa alla riserva di energia elettrica corrispondano alla relativa quota e siano complessivamente adeguati. Essa include nella valutazione anche gli interessi di cui al capoverso 5 che negli anni precedenti hanno superato i costi di finanziamento effettivi.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

Art. 22a

Introdotto dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, in vigore dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

Pagamento ai partecipanti alla riserva, agli aggregatori e ad altri attori1

Per gli accordi stipulati dalla società di rete, i pagamenti ai partecipanti alla riserva, agli aggregatori e ad altri attori collegati alla riserva di energia elettrica sono effettuati dalla società di rete.

2

Per gli accordi stipulati dalla Confederazione, i pagamenti sono effettuati dall’UFE. La società di rete gli rimborsa i costi attraverso i fondi di cui all’articolo 22 capoverso 2.

3

L’UFE può incaricare la società di rete di effettuare i pagamenti al suo posto. L’UFE e la società di rete disciplinano i dettagli in un accordo.

Art. 23Rimborsi alla Confederazione1

I costi sostenuti dalla Confederazione per rendere operative le centrali elettriche di riserva e i gruppi elettrogeni di emergenza a partire dal 15 febbraio 2023, nonché eventuali costi di locazione per le centrali elettriche di riserva, sono rimborsati alla Confederazione senza interessi sull’arco di tre anni, attingendo ai fondi di cui all’articolo 22 capoverso 2. A tal fine è aumentato di conseguenza il corrispettivo per l’utilizzazione della rete di trasporto a partire dal 2024 per un periodo di tre anni.

2

Se la Confederazione non trova gestori per una centrale elettrica di riserva per cui nella fase preparatoria nel 2022 è programmata una messa in servizio a febbraio 2023, o se un gestore viene a mancare successivamente, la Confederazione corrisponde un’indennità al proprietario di tale impianto. Il finanziamento avviene secondo la disposizione di cui al capoverso 1.

3

L’indennità di cui al capoverso 2 copre i costi sostenuti per il trasferimento degli impianti in Svizzera e la sostituzione del reddito che il proprietario avrebbe ottenuto se avesse affidato gli impianti a un gestore esterno alla riserva. Tale indennità copre al massimo il periodo dal 1° febbraio 2023 al 31 maggio 2026.

4

I costi per eventuali compensi previsti dal diritto cantonale nei Comuni che ospitano gli impianti possono essere rimborsati mediante un successivo aumento del corrispettivo per l’utilizzazione della rete conformemente a quanto stabilito al capoverso 1.

Art. 24Informazioni, dati, accesso e pubblicazione1

Per l’adempimento dei propri compiti, la ElCom, la società di rete, il DATEC e l’UFE ricevono gratuitamente dagli aggregatori e dai gestori che partecipano alla riserva di energia elettrica nonché dai gestori delle condotte le informazioni e i documenti necessari, in particolare in relazione ai livelli di stoccaggio, nonché l’accesso agli impianti.

2

In caso di prelievo, la ElCom può esigere dai gruppi di bilancio partecipanti la dichiarazione delle transazioni commerciali relative al prelievo. Può esigere la dichiarazione anche da altri commercianti e ulteriori operatori di mercato in merito a transazioni a valle.

3

I partecipanti alla riserva comunicano tempestivamente all’autorità cantonale preposta al controllo dell’inquinamento atmosferico gli impianti della riserva complementare con cui si sono impegnati a partecipare.

Introdotto dalla cifra I dell’O del 22 dic. 2023, in vigore dal 1° feb. 2024 (RU 2023 834).

Art. 25Sorveglianza e disposizioni da parte della ElCom1

La ElCom sorveglia in particolare la costituzione e il mantenimento della riserva di energia idroelettrica, la disponibilità e la prontezza d’impiego degli impianti nella riserva complementare, la restante attuazione della riserva di energia elettrica e l’esecuzione da parte della società di rete.

2

Se necessario adotta disposizioni. Sono fatti salvi i compiti del DATEC e dell’UFE.

3

La ElCom sorveglia la situazione dell’approvvigionamento e coadiuva la società di rete nel monitorare l’andamento delle riserve di energia nelle parti della riserva.

4

Se si profila la possibilità di un prelievo dalla riserva, informa l’Ufficio federale per l’approvvigionamento economico del Paese e i Cantoni, al fine di permettere il coordinamento con le misure della LAP

RS 531

e le misure cantonali.

5

Se è possibile prevedere che la riserva di energia idroelettrica non è più necessaria nel periodo di tempo per cui è stata costituita, la ElCom ne dispone lo scioglimento anticipato.

Art. 26Monitoraggio

La ElCom analizza periodicamente l’andamento della riserva di energia elettrica. Pubblica un rapporto periodico, in particolare sui costi della riserva e sui prelievi effettuati.

Sezione 6: Disposizioni penali e finali

Art. 27

Abrogato dalla cifra I dell’O del 20 nov. 2024, con effetto dal 1° ott. 2025 (RU 2024 693).

Art. 28Abrogazione e modifica di altri atti normativi

L’abrogazione e la modifica di altri atti normativi sono disciplinate nell’allegato.

Art. 29Disposizione transitoria 1

Sino al 30 settembre 2023 l’UFE svolge i bandi pubblici per l’integrazione di partecipanti alla riserva o di aggregatori per la riserva complementare di cui agli articoli 8, 13 e 14.

2

L’UFE stipula anche i corrispondenti accordi con i partecipanti integrati nella riserva secondo questa modalità e con gli aggregatori selezionati.

Art. 30Entrata in vigore e durata di validità1

La presente ordinanza entra in vigore il 15 febbraio 2023.

2

Fatto salvo il capoverso 3, ha effetto sino al 31 dicembre 2026.

3

Gli articoli 4, 9 e 14 capoverso 3 si applicano sino al 31 maggio 2024.

Allegato

(art. 28)

Abrogazione e modifica di altri atti normativi

I

L’ordinanza del 7 settembre 2022

[RU 2022 514]

sulla costituzione di una riserva di energia idroelettrica è abrogata.

II

I seguenti atti normativi sono modificati come segue:

...

Le mod. possono essere consultate alla RU 2023 43.