734.71   1 / 36   Ordinanza  sull’approvvigionamento elettrico   (OAEl)   del 14 marzo 2008 (Stato 1° gennaio 2023)     Il Consiglio federale svizzero,   visto l’articolo 30 capoverso 2 della legge del 23 marzo 20071  sull’approvvigionamento elettrico (LAEl),   ordina:   Capitolo 1: Disposizioni generali   Art. 1 Oggetto e campo d’applicazione   1 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 La rete di trasporto delle ferrovie svizzere, gestita con una frequenza di 16,7 Hz e un  livello di tensione di 132 kV, sottostà alla LAEl nella misura in cui questa intende  creare le condizioni per garantire un approvvigionamento di energia elettrica sicuro.  Si applicano in particolare gli articoli 4 capoverso 1 lettere a e b, 8, 9 e 11 LAEl.   3 La rete di trasporto delle ferrovie svizzere, gestita con una frequenza di 16,7 Hz e un  livello di tensione di 132 kV, è considerata consumatore finale ai sensi dell’articolo 4  capoverso 1 lettera b LAEl e della presente ordinanza. 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:   a. produce e contemporaneamente immette nella rete a 16,7 Hz in un’unità  economica localizzata;   b. preleva per il fabbisogno proprio e per azionare le pompe (art. 4 cpv. 1 lett. b  secondo periodo LAEl).2   3bis I punti di immissione e di prelievo della rete di trasporto gestita con una frequenza  di 16,7 Hz e un livello di tensione di 132 kV, collegati con la rete di trasporto a 50  Hz, sono considerati singolo punto di immissione o di prelievo.3   4 La LAEl e la presente ordinanza si applicano anche alle linee elettriche transfronta- liere a corrente continua della rete di trasporto e ai necessari impianti accessori.        RU 2008 1223  1 RS 734.7  2 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 30 gen. 2013, in vigore dal 1° mar. 2013   (RU 2013 559).  3 Introdotto dal n. I dell’O del 30 gen. 2013, in vigore dal 1° mar. 2013 (RU 2013 559).   734.71       Impianti elettrici   2 / 36   734.71   Art. 2 Definizioni   1 Nella presente ordinanza si intende per:   a. piano previsionale4: serie temporale, pattuita in livelli medi di potenza, rela- tiva alla fornitura e all’acquisto di energia elettrica durante un determinato  periodo di tempo;   b.5 ...   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.6 ...   f. consumatori finali con servizio universale: consumatori fissi finali e consu- matori 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.7 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   Art. 3 Allacciamento alla rete   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       4 Nuovo termine giusta il n. 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.   5 Abrogata dal n. I dell’O dell’11 nov. 2015, con effetto dal 1° gen. 2016 (RU 2015 4789).  6 Abrogata dal n. I dell’O dell’11 nov. 2015, con effetto dal 1° gen. 2016 (RU 2015 4789).  7 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019    (RU 2019 1381).     Approvvigionamento elettrico. O   3 / 36   734.71   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 con- sumo 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.8   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 allaccia- mento decide la Commissione dell’energia elettrica (ElCom).   Art. 49 Fornitura di elettricità ai consumatori finali con servizio universale   1 La quota tariffaria per la fornitura di energia ai consumatori finali con servizio uni- versale si basa sui prezzi di costo di una produzione efficiente e su contratti di acquisto  a lungo termine del gestore della rete di distribuzione.   2 Se fornisce ai consumatori finali con servizio universale elettricità indigena generata  da energie rinnovabili ai sensi dell’articolo 6 capoverso 5bis LAEl, il gestore della rete  di distribuzione può computare al massimo i costi di produzione dei singoli impianti  di produzione nella quota tariffaria per la fornitura di energia. Tali costi non devono  superare i costi di una produzione efficiente e devono essere dedotte eventuali misure  di sostegno. Se l’elettricità non proviene da impianti di produzione propri, la dedu- zione è determinata secondo l’articolo 4a.   3 Se acquista l’elettricità per le forniture di cui all’articolo 6 capoverso 5bis LAEl da  impianti di produzione con una potenza massima di 3 MW oppure con una produzione  annua massima, al netto di un eventuale consumo proprio, di 5000 MWh, il gestore  della rete di distribuzione, derogando al principio dei costi di produzione (cpv. 2),  computa i costi di acquisto, inclusi i costi per le garanzie di origine, e ciò fino a un  importo massimo pari al rispettivo tasso di rimunerazione determinante di cui agli  allegati 1.1–1.5 dell’ordinanza del 1° novembre 201710 sulla promozione dell’energia  (OPEn). Si applicano per:   a. gli impianti messi in servizio prima del 1° gennaio 2013: i tassi di rimunera- zione validi a partire dal 1° gennaio 2013;   b. gli impianti fotovoltaici con una potenza inferiore ai 100 kW: i tassi di rimu- nerazione secondo l’appendice 1.2 dell’ordinanza del 7 dicembre 1998  sull’energia nella versione vigente il 1° gennaio 201711.12       8 Introdotto dal n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).  9 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 al 31 dic. 2030   (RU 2019 1381; 2022 722).  10 RS 730.03  11 RU 1999 207, 2016 4617  12 Nuovo testo giusta il n. III dell’O del 23 ott. 2019, in vigore dal 1° gen. 2020   (RU 2019 3479).      Impianti elettrici   4 / 36   734.71   4 Se fornisce elettricità ai consumatori finali con servizio universale ai sensi dell’arti- colo 6 capoverso 5bis LAEl, per l’etichettatura dell’elettricità il gestore della rete di  distribuzione utilizza le garanzie di origine rilasciate per questa elettricità.    5 Non sono computabili ai sensi dell’articolo 6 capoverso 5bis LAEl i costi dell’elet- tricità proveniente da impianti di produzione che sono compresi nel sistema di rimu- nerazione per l’immissione di elettricità, che ottengono un finanziamento dei costi  supplementari oppure che beneficiano di misure di sostegno cantonali o comunali pa- ragonabili.   Art. 4a13 Deduzione delle misure di sostegno nel computo dei costi d’acquisto  nella quota tariffaria per la fornitura di energia   1 Se l’elettricità fornita ai sensi dell’articolo 6 capoverso 5bis LAEl non proviene dai  suoi impianti di produzione, il gestore della rete di distribuzione, nel determinare i  costi massimi computabili, considera le rimunerazioni uniche o i contributi d’investi- mento come segue:    a. rimunerazioni uniche per gli impianti fotovoltaici:    1. se la rimunerazione unica è stata determinata in via definitiva prima  dell’acquisto, il relativo importo viene dedotto,   2. se la rimunerazione unica non è ancora stata determinata in via definitiva,  la deduzione è effettuata non appena il progetto è incluso nella lista d’at- tesa; l’ammontare della deduzione è determinato secondo gli articoli 7  e 38 OPEn14,   3.15 se vengono computati i costi di acquisto (art. 4 cpv. 3), indipendente- mente dal fatto che sia stata accordata o meno una rimunerazione unica  si deduce:  – per gli impianti che sono entrati in esercizio a partire dal 1° gen-  naio 2023 e che immettono in rete tutta l’elettricità prodotta: il  40 per cento del tasso di rimunerazione determinante,   – per i restanti impianti: il 20 per cento del tasso di rimunerazione de- terminante;   b. contributi d’investimento per gli impianti idroelettrici e a biomassa:   1. se il contributo d’investimento è stato determinato in via definitiva prima  dell’acquisto, il relativo importo viene dedotto,    2. nei restanti casi è effettuata una deduzione corrispondente all’importo  massimo stabilito mediante decisione a partire dalla concessione della  garanzia di principio (art. 54 lett. b e 75 lett. b OPEn).   2 Se una rimunerazione unica o un contributo d’investimento sono determinati a po- steriori e il loro importo diverge dall’importo dedotto secondo il capoverso 1, la de-      13 Introdotto dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 al 31 dic. 2030   (RU 2019 1381; 2022 772).   14 RS 730.03  15 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 23 nov. 2022, in vigore dal 1° gen. 2023 al    31 dic. 2030 (RU 2022 772).     Approvvigionamento elettrico. O   5 / 36   734.71   duzione può essere adeguata di conseguenza con effetto dal momento di tale determi- nazione. Ciò non vale se deve essere operata una deduzione forfettaria secondo il ca- poverso 1 lettera a numero 3.   3 Altre misure di sostegno paragonabili, comprese le misure di sostegno cantonali o  comunali, sono considerate per analogia.   Art. 4b16 Comunicazione delle modifiche delle tariffe dell’energia elettrica   1 Il gestore della rete di distribuzione è tenuto a motivare ai consumatori finali con  servizio universale ogni aumento o diminuzione delle tariffe dell’energia elettrica.  Nella motivazione devono essere specificate le variazioni dei costi che comportano  l’aumento o la riduzione delle tariffe.   2 Il gestore della rete di distribuzione è tenuto a notificare alla ElCom al più tardi entro  il 31 agosto gli aumenti delle tariffe dell’energia elettrica con la motivazione comuni- cata ai consumatori finali.   Art. 4c17 Obbligo della prova e obbligo di notifica in relazione alla fornitura  di elettricità ai sensi dell’articolo 6 capoverso 5bis LAEl   1 Su richiesta della ElCom il gestore della rete di distribuzione prova che nella forni- tura di elettricità ai sensi dell’articolo 6 capoverso 5bis LAEl, per ogni impianto di  produzione, sia proprio che di terzi, nella quota tariffaria per la fornitura di energia  sono stati computati al massimo i costi di cui all’articolo 4 capoverso 2 o 3.   2 Se l’elettricità fornita non proviene dai suoi impianti di produzione, il gestore della  rete di distribuzione, per la verifica della plausibilità, notifica annualmente alla El- Com, per ogni tecnologia di produzione, la quantità fornita e il prezzo medio compu- tato nella tariffa. Per i grandi impianti idroelettrici con una potenza superiore a 10  MW, esso notifica questi dati singolarmente per ogni impianto di produzione.   Art. 4d18 Differenze di copertura nel servizio universale   1 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 ener- getici 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 consu- matore finale corrisponde:       16 Introdotto dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 al 31 dic. 2030   (RU 2019 1381; 2022 772).   17 Introdotto dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 al 31 dic. 2030   (RU 2019 1381; 2022 772).   18 Introdotto dal n. I dell’O del 23 nov. 2022, in vigore dal 1° gen. 2023 al 31 dic. 2030  (RU 2022 772).      Impianti elettrici   6 / 36   734.71   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 confor- memente all’allegato 1.   Art. 5 Garanzia di una rete sicura, performante ed efficiente   1 La società nazionale di rete, i gestori di rete, i produttori e gli altri partecipanti adot- tano provvedimenti preliminari per garantire una gestione sicura della rete. A tal fine,  tengono conto, oltre che delle direttive vincolanti:   a. di regolamenti, norme e raccomandazioni di organizzazioni specializzate  riconosciute, in particolare della «European Network of Transmission System  Operators for Electricity (ENTSO-E)»;   b. delle raccomandazioni dell’Ispettorato federale della sicurezza nucleare.19   2 La società nazionale di rete concorda con i gestori di rete, i produttori e gli altri  partecipanti, in modo unitario, i provvedimenti da adottare per garantire la sicurezza  dell’approvvigionamento, in particolare un regolamento per la riduzione automatica  del carico e per l’adeguamento della produzione nelle centrali elettriche in caso di  minaccia per l’esercizio stabile della rete.   3 Se un gestore di rete, un produttore o uno degli altri partecipanti si rifiuta di conclu- dere un accordo ai sensi del capoverso 2, la ElCom dispone mediante decisione la  conclusione del contratto.   4 In caso di minaccia per l’esercizio stabile della rete, la società nazionale di rete deve,  per legge, adottare o disporre tutti i provvedimenti necessari a garantire la sicurezza  della rete (art. 20 cpv. 2 lett. c LAEl). Se una disposizione della società nazionale di  rete non è rispettata, questa può adottare una misura sostitutiva a spese del destinatario  della disposizione.   5 Gli obblighi derivanti da accordi ai sensi dei capoversi 2 e 3 e l’imputazione delle  spese di cui al capoverso 4 sono fatti valere al foro civile.   6 L’Ufficio federale dell’energia (UFE) può fissare requisiti tecnici e amministrativi  minimi per garantire una rete sicura, performante ed efficiente, nonché dichiarare vin- colanti disposizioni tecniche e amministrative, norme e raccomandazioni internazio- nali di organizzazioni specializzate riconosciute.20   Art. 5a21 Scenario di riferimento   Dopo la sua approvazione, lo scenario di riferimento (art. 9a LAEl) è riesaminato ed  eventualmente aggiornato ogni quattro anni.       19 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 30 gen. 2013, in vigore dal 1° mar. 2013  (RU 2013 559).   20 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 30 gen. 2013, in vigore dal 1° mar. 2013  (RU 2013 559).   21 Introdotto dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).     Approvvigionamento elettrico. O   7 / 36   734.71   Art. 5b22 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. 5c23 Coordinamento della pianificazione della rete    Le informazioni necessarie per il coordinamento della pianificazione della rete com- prendono, in particolare, informazioni sulla rete esistente, sui progetti di rete pianifi- cati e previsioni sulla produzione e sul consumo.   Art. 6 Informazione della ElCom24   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.25   2 Tutti i gestori di reti sono tenuti a presentare ogni anno alla ElCom gli usuali indi- catori internazionali relativi alla qualità dell’approvvigionamento, come la durata me- dia 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 Fre- quency Index», SAIFI).   Art. 6a26 Piani pluriennali   1 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 po- tenziamento 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 piani pluriennali delle reti di distribuzione con una tensione nominale superiore a  36 kV sono redatti dai gestori di rete entro nove mesi dall’approvazione dell’ultimo  scenario di riferimento da parte del Consiglio federale.       22 Introdotto dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).  23 Introdotto dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).  24 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2021    (RU 2019 1381).  25 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2021    (RU 2019 1381).  26 Introdotto dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2021 (RU 2019 1381).      Impianti elettrici   8 / 36   734.71   Art. 6b27 Informazione dell’opinione pubblica da parte dei Cantoni   Nell’accordo di prestazioni di cui all’articolo 9e capoverso 2 LAEl è possibile stabi- lire 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’informa- zione dell’opinione pubblica che fornisce in adempimento di un mandato della Con- federazione.   Capitolo 3: Utilizzazione della rete   Sezione 1: Conto annuo e conto dei costi, metrologia e informazione   Art. 7 Conto annuo e conto dei costi   1 I gestori e i proprietari di reti di distribuzione e di trasporto possono definire libera- mente 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.28 i costi in relazione alla riserva di energia idroelettrica secondo l’ordinanza  del 7 settembre 202229 sulla costituzione di una riserva di energia idroelettrica  (OREI);   f. costi per la metrologia e l’informazione;   fbis.30 costi per sistemi di misurazione intelligenti;   g. costi amministrativi;       27 Introdotto dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).  28 Introdotta dall’art. 12 dell’O del 7 set. 2022 sulla costituzione di una riserva di energia   idroelettrica, in vigore dal 1° ott. 2022 al 30 giu. 2025 (RU 2022 514).  29  RS 734.722  30 Introdotta dal n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).     Approvvigionamento elettrico. O   9 / 36   734.71   h.31 costi per i potenziamenti della rete necessari all’immissione di energia elet- trica proveniente dagli impianti secondo gli articoli 15 e 19 della legge del  30 settembre 201632 sull’energia (LEne);   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.33 costi per sistemi di controllo e di regolazione intelligenti, rimunerazioni in- cluse;   n.34 costi per misure innovative; e   o.35 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 riparti- zione 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’allesti- mento del conto dei costi.   7 I gestori di rete presentano alla ElCom il conto dei costi al più tardi entro il 31 ago- sto.36   Art. 8 Metrologia e processi informativi   1 I gestori di rete sono responsabili della metrologia e dei processi informativi.   2 Essi emanano direttive trasparenti e non discriminatorie, in particolare sugli obblighi  dei partecipanti e i tempi e la forma dei dati da trasmettere. La regolamentazione deve  essere trasparente e non discriminatoria. Le direttive devono prevedere che anche  terzi, con l’approvazione del gestore di rete, possano fornire prestazioni di servizio  nel campo della metrologia e dei servizi informativi.   3 I gestori di rete mettono tempestivamente a disposizione dei partecipanti, in modo  uniforme e non discriminatorio, i dati di misurazione e le informazioni necessari:    a. all’esercizio della rete;    b. alla gestione del bilancio;        31 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018   (RU 2017 7109).   32 RS 730.0  33 Introdotta dal n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).  34 Introdotta dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).  35 Introdotta dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).  36 Introdotto dal n. I dell’O del 12 dic. 2008, in vigore dal 1° gen. 2009 (RU 2008 6467).      Impianti elettrici   10 / 36   734.71   c. alla fornitura di energia;    d. all’imputazione dei costi;    e. al calcolo dei corrispettivi per l’utilizzazione della rete;    f. alle procedure di conteggio nell’ambito della LEne37 e dell’ordinanza del  1° novembre 201738 sull’energia (OEn);   g. la commercializzazione diretta; e    h. l’impiego di sistemi di controllo e di regolazione intelligenti.39   3bis Le prestazioni di cui al capoverso 3 non possono essere fatturate ai beneficiari in  aggiunta al corrispettivo per l’utilizzazione della rete. Se le prestazioni di cui al capo- verso 3 sono fornite da terzi, i gestori di rete sono tenuti ad indennizzarle adeguata- mente.40   4 D’intesa con i consumatori finali o i produttori interessati, i gestori di rete forniscono  ai responsabili dei gruppi di bilancio e agli altri partecipanti, su richiesta e dietro in- dennizzo a copertura dei costi, dati e informazioni supplementari. Devono essere for- niti tutti i dati rilevati negli ultimi cinque anni.   5 ...41   Art. 8a42 Sistemi di misurazione intelligenti    1 Per la metrologia e i processi informativi devono essere impiegati sistemi di misu- razione intelligenti presso i consumatori finali, gli impianti di produzione e gli im- pianti di stoccaggio. Tali sistemi sono costituiti dai seguenti elementi:43   a. un contatore di elettricità elettronico installato presso il consumatore finale,  l’impianto di produzione o l’impianto di stoccaggio che:44   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,    3.45 dispone di interfacce, segnatamente una riservata alla comunicazione bi- direzionale con un sistema di trattamento dei dati e un’altra che consenta  al consumatore finale, al produttore o al gestore dell’impianto di stoccag- gio interessato perlomeno di consultare i propri dati di misurazione al  momento del rilevamento e, se disponibili, i dati dei profili di carico con       37 RS 730.0  38 RS 730.01  39 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018    (RU 2017 7109).  40 Introdotto dal n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).  41 Abrogato dal n. I dell’O del 1° nov. 2017, con effetto dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).  42 Introdotto dal n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).  43 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019   (RU 2019 1381).  44 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 25 nov. 2020, in vigore dal 1° gen. 2021   (RU 2020 6141).  45 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 25 nov. 2020, in vigore dal 1° gen. 2021   (RU 2020 6141).     Approvvigionamento elettrico. O   11 / 36   734.71   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 automa- tizzata 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.    1bis 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’interfac- cia del suo contatore.46   2 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’interope- rabilità;    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.47 fornire al consumatore finale, al produttore o al gestore dell’impianto di stoc- caggio interessato una rappresentazione comprensibile dei propri dati di mi- surazione, segnatamente dei profili di carico;   d.  integrare altri strumenti di misurazione digitali, nonché altri sistemi di con- trollo e di regolazione intelligenti; e   e. individuare, registrare e segnalare manipolazioni e altri effetti esterni sui con- tatori di elettricità.   2bis 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.48   3 Non devono essere impiegati sistemi di misurazione intelligenti nei seguenti casi:   a. in costruzioni o impianti che sottostanno alla legge federale del 23 giugno  195049 concernente la protezione delle opere militari;   b. per gli allacciamenti alla rete di trasporto.50   3bis La ElCom può concedere deroghe di durata determinata o indeterminata all’ob- bligo di impiego di sistemi di misurazione intelligenti, se tale impiego sarebbe spro- porzionato rispetto all’onere oppure inadeguato allo scopo considerati i requisiti me- trologici concreti. La deroga può, in una situazione specifica, riguardare:       46 Introdotto dal n. I dell’O del 25 nov. 2020, in vigore dal 1° gen. 2021 (RU 2020 6141).  47 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019   (RU 2019 1381).  48 Introdotto dal n. I dell’O del 25 nov. 2020, in vigore dal 1° gen. 2021 (RU 2020 6141).  49  RS 510.518  50 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019   (RU 2019 1381).      Impianti elettrici   12 / 36   734.71   a. singoli consumatori finali, produttori o gestori di impianti di stoccaggio op- pure gruppi di essi;   b. l’intero sistema di misurazione o singoli elementi o caratteristiche dello  stesso.51   3ter Se un sistema di misurazione intelligente non può essere installato perché il con- sumatore 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 misura- zione intervenuti a partire dal momento del rifiuto.52   4 I contatori elettronici di elettricità di cui al capoverso 1 lettera a sottostanno all’or- dinanza del 15 febbraio 200653 sugli strumenti di misurazione e alle relative disposi- zioni d’esecuzione del Dipartimento federale di giustizia e polizia, a condizione che  rientrino nel loro campo di applicazione.   Art. 8b54 Verifica della sicurezza dei dati   1 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’UFE, i gestori di  rete e i fabbricanti emanano direttive che stabiliscono gli elementi da verificare, i re- quisiti da rispettare e le modalità della verifica.    3 La verifica è effettuata dall’Istituto federale di metrologia. Esso può affidare tale  compito o parti dello stesso a terzi.    Art. 8c55 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 rego- lazione 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:56   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.       51 Introdotto dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).  52 Introdotto dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).  53 RS 941.210  54 Introdotto dal n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).  55 Introdotto dal n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).  56 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019   (RU 2019 1381).     Approvvigionamento elettrico. O   13 / 36   734.71   3 Il gestore di rete rende accessibili al pubblico le informazioni rilevanti per la con- clusione di un contratto sul controllo e la regolazione, in particolare i tassi di rimune- razione.   4 ...57   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 stoc- caggio interessato.58   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 inte- ressato. 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.59   Art. 8d60 Gestione dei dati provenienti da sistemi di misurazione, di controllo  e di regolazione intelligenti    1 Senza il consenso delle persone interessate, i gestori di rete possono trattare i dati  provenienti dall’impiego di sistemi di misurazione, di controllo e di regolazione intel- ligenti per i seguenti scopi:    a. profili della personalità e dati personali in forma pseudonimizzata, compresi i  profili di carico con periodi di misurazione di 15 minuti e oltre: per la  misurazione, il controllo e la regolazione, per l’impiego di sistemi tariffari,  nonché per un esercizio sicuro, performante ed efficiente della rete, nonché  per il suo bilanciamento e la sua pianificazione;   b. profili della personalità e dati personali in forma non pseudonimizzata, com- presi i profili di carico con periodi di misurazione di 15 minuti e oltre: per la  fatturazione della fornitura di energia, dei corrispettivi per l’utilizzazione della  rete e della rimunerazione per l’impiego di sistemi di controllo e di  regolazione.   2 Senza il consenso delle persone interessate, i gestori di rete possono trasmettere i  dati provenienti dall’impiego di sistemi di misurazione alle seguenti persone:    a. profili della personalità e dati personali in forma pseudonimizzata o adegua- tamente aggregata: ai partecipanti di cui all’articolo 8 capoverso 3;    b. informazioni per la decodificazione degli pseudonimi: ai fornitori di energia  dei consumatori finali interessati.    3 I dati personali e i profili della personalità vengono distrutti dopo 12 mesi sempre  che non siano rilevanti ai fini della fatturazione o anonimizzati.       57 Abrogato dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, con effetto dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).  58 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019   (RU 2019 1381).  59 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019    (RU 2019 1381).  60 Introdotto dal n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).      Impianti elettrici   14 / 36   734.71   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 una lettura  più frequente.   5 Garantisce la sicurezza dei dati provenienti dai sistemi di misurazione, di controllo  e di regolazione. A tale fine tiene conto in particolare degli articoli 8–10 dell’ordi- nanza del 14 giugno 199361 relativa alla legge federale sulla protezione dei dati, non- ché di eventuali norme e raccomandazioni internazionali emanate da organizzazioni  specializzate riconosciute.   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.   Art. 10 Pubblicazione delle informazioni   I gestori di rete pubblicano, tra l’altro anche attraverso un unico indirizzo Internet  liberamente accessibile, e al più tardi entro il 31 agosto, le informazioni di cui all’ar- ticolo 12 capoverso 1 LAEl nonché tutti i tributi e le prestazioni agli enti pubblici.   Sezione 2: Accesso alla rete e corrispettivo per l’utilizzazione della rete   Art. 11 Accesso alla rete da parte dei consumatori finali   1 Per il diritto d’accesso alla rete da parte di consumatori finali è determinante il con- sumo 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 con- sumatore 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 costi- tuente 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 indivi- dualmente possono, entro il 31 ottobre, comunicare al gestore della rete di distribu- zione nel loro comprensorio che, a partire dal 1° gennaio dell’anno successivo, eser- citeranno 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       61 RS 235.11      Approvvigionamento elettrico. O   15 / 36   734.71   esercitato non prima che siano trascorsi sette anni dalla sua partecipazione al raggrup- pamento.62   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 elet- triche 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 al- meno 100 MWh. Le parti interessate concordano le modalità di utilizzazione di queste  linee elettriche.   Art. 12 Costi d’esercizio computabili   1 ...63   2 I gestori di rete fissano direttive trasparenti, unitarie e non discriminatorie per la  determinazione dei costi d’esercizio.   Art. 13 Costi del capitale computabili   1 I gestori di rete fissano in direttive trasparenti e non discriminatorie durate di utiliz- zazione 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’eser- cizio delle reti sono applicabili le regole seguenti:64   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 esi- stenti 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.65 il tasso d’interesse calcolatorio corrisponde al tasso dei costi medi del capitale  investito (costo medio ponderato del capitale, «Weighted Average Cost of Ca- pital», WACC).       62 Introdotto dal n. I dell’O del 23 nov. 2022, in vigore dal 1° gen. 2023 (RU 2022 772).  63 Abrogato dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, con effetto dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).  64 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 30 gen. 2013, in vigore dal 1° mar. 2013   (RU 2013 559).  65 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 30 gen. 2013, in vigore dal 1° mar. 2013   (RU 2013 559).      Impianti elettrici   16 / 36   734.71   3bis Il Dipartimento federale dell’ambiente, dei trasporti, dell’energia e delle comuni- cazioni (DATEC) fissa annualmente il WACC conformemente all’allegato 1.66   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 se- guente: 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 patrimo- niali 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.67   Art. 13a68 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.69 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. 13b70 Costi computabili delle misure innovative per reti intelligenti   1 Una misura innovativa per reti intelligenti è tale se consente di sperimentare e uti- lizzare 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 corrispon- dente, 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 documen- tazione. Essi descrivono segnatamente il progetto, il metodo da applicare, i vantaggi  previsti e ottenuti nonché le spese. La ElCom può stabilire requisiti minimi.       66 Introdotto dal n. I dell’O del 30 gen. 2013, in vigore dal 1° mar. 2013 (RU 2013 559).  67 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 12 dic. 2008, in vigore dal 1° gen. 2009    (RU 2008 6467).  68 Introdotto dal n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).  69 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019   (RU 2019 1381).  70 Introdotto dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).     Approvvigionamento elettrico. O   17 / 36   734.71   Art. 13c71 Costi computabili delle misure di sensibilizzazione nell’ambito della  riduzione del consumo    1 Sono computabili come costi per misure di sensibilizzazione nell’ambito della ridu- zione 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 pe- riodi 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. 13d72 Costi computabili delle misure di informazione e dell’informazione  dell’opinione pubblica   1 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 ne- cessità e i tempi di attuazione del progetto nonché le previste ripercussioni sull’am- biente, sul territorio e sulle persone interessate dal progetto, sempre che queste infor- mazioni 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. 14 Utilizzazione transfrontaliera della rete   1 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’am- bito della compensazione tra gestori europei della rete di trasporto («Inter-Transmis- sion System Operator-Compensation», ITC) sono da impiegare interamente per la co- pertura 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 tra- sporto 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.       71 Introdotto dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).  72 Introdotto dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).      Impianti elettrici   18 / 36   734.71   Art. 15 Imputazione dei costi della rete di trasporto   1 La società nazionale di rete fattura individualmente:   a. ai gestori di rete e ai consumatori finali direttamente allacciati alla rete di tra- sporto i costi per la compensazione delle perdite di energia e la fornitura di  energia reattiva da essi generati;   b.73 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, per la  gestione del programma previsionale e per la riserva di energia idroelettrica  secondo l’OREI74 da essi generati;   c. a chi ha generato ricavi minori per l’utilizzazione transfrontaliera della rete il  corrispondente importo. Il DATEC può prevedere regole derogatorie per la  concessione di eccezioni di cui all’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.75 i costi per la gestione del sistema e dei dati di misurazione, la capacità di par- tenza 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 terzia- ria, che non possono essere attribuiti ad un gruppo di bilancio. La ElCom fissa  ogni anno l’importo massimo;   abis.76 i costi in relazione alla riserva di energia idroelettrica secondo l’OREI;   b.77 i costi per i potenziamenti della rete necessari all’immissione di energia elet- trica proveniente dagli impianti secondo gli articoli 15 e 19 LEne78;   c.79 ...   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 al- lacciati direttamente e da tutti i consumatori finali allacciati alla rete del livello  inferiore;       73 Nuovo testo giusta l’art. 12 dell’O del 7 set. 2022 sulla costituzione di una riserva di ener- gia idroelettrica, in vigore dal 1° ott. 2022 al 30 giu. 2025 (RU 2022 514).   74 RS 734.722  75 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 12 dic. 2008, in vigore dal 1° gen. 2009    (RU 2008 6467).  76 Introdotta dall’art. 12 dell’O del 7 set. 2022 sulla costituzione di una riserva di energia   idroelettrica, in vigore dal 1° ott. 2022 al 30 giu. 2025 (RU 2022 514).  77 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018    (RU 2017 7109).  78 RS 730.0  79 Abrogata dal n. I dell’O del 1° nov. 2017, con effetto dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).     Approvvigionamento elettrico. O   19 / 36   734.71   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. 16 Imputazione dei costi della rete di distribuzione   1 I costi computabili, i tributi e le prestazioni agli enti pubblici non fatturati indivi- dualmente 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 al- lacciati 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 generano costi supplemen- tari eccessivi nelle reti di distribuzione, questi non fanno parte dei costi di rete, bensì  devono essere sostenuti in proporzioni adeguate dai produttori.   Art. 17 Imputazione 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 determi- nazione uniforme della media annua della potenza massima mensile effettiva.   Art. 1880 Tariffe per l’utilizzazione della rete   1 I gestori di rete sono responsabili della determinazione delle tariffe per l’utilizza- zione della rete.   2 All’interno di un livello di tensione i consumatori finali con profili di acquisto com- parabili costituiscono un gruppo di clienti. A livelli di tensione inferiori a 1 kV i con- sumatori 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).       80 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019  (RU 2019 1381).      Impianti elettrici   20 / 36   734.71   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. 18a81 Differenze di copertura nell’ambito dei costi di rete   1 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 com- pensazione.   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 corri- sponde:   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 confor- memente all’allegato 1.   Art. 19 Studi comparativi di efficienza, verifica delle tariffe per  l’utilizzazione della rete e per l’elettricità   1 Per verificare i tariffari e i corrispettivi per l’utilizzazione della rete nonché le tariffe  dell’elettricità, la ElCom effettua studi comparativi di efficienza fra i gestori di rete.  A tal fine, collabora con le cerchie interessate. Tiene conto di condizioni strutturali su  cui le imprese non possono influire, nonché della qualità dell’approvvigionamento.  Nel confrontare i costi computabili tiene altresì conto del grado di ammortamento.  Nella verifica fa riferimento ai valori comparativi internazionali.   2 Dispone che i guadagni ingiustificati dovuti a corrispettivi per l’utilizzazione della  rete o a tariffe dell’elettricità troppo elevati siano compensati mediante riduzione delle  tariffe per l’utilizzazione della rete o delle tariffe dell’elettricità.       81 Introdotto dal n. I dell’O del 23 nov. 2022, in vigore dal 1° gen. 2023 (RU 2022 772).     Approvvigionamento elettrico. O   21 / 36   734.71   Sezione 3:  Congestioni nelle forniture transfrontaliere, eccezioni all’accesso alla  rete e al calcolo dei costi di rete computabili   Art. 2082 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. 21 Eccezioni all’accesso alla rete e al calcolo dei costi di rete  computabili   1 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. 22 Prestazioni di servizio relative al sistema   1 La società nazionale di rete, laddove non sia essa stessa a fornirle, acquisisce le pre- stazioni 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 capo- verso 2 lettera a.   3 I potenziamenti della rete che si rendono necessari per l’immissione dell’energia  elettrica proveniente da impianti conformemente agli articoli 15 e 19 LEne83 fanno  parte delle prestazioni di servizio relative al sistema della società nazionale di rete.84   4 Le rimunerazioni per i potenziamenti necessari della rete di cui al capoverso 3 ne- cessitano dell’approvazione della ElCom.   5 La società nazionale di rete retribuisce al gestore di rete, sulla base dell’approva- zione della ElCom, i costi per i necessari potenziamenti della rete di cui al capoverso  3.       82 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 30 ago. 2017, in vigore dal 1° ott. 2017   (RU 2017 5001).   83 RS 730.0  84 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018    (RU 2017 7109).      Impianti elettrici   22 / 36   734.71   6 Riferisce annualmente alla ElCom sulla fornitura effettiva e sull’attribuzione dei co- sti delle prestazioni di servizio relative al sistema.   Art. 23 Gruppi di bilancio   1 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 inte- ressi 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 ...85   Art. 2486 Gruppo di bilancio per le energie rinnovabili   1 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 re- gole trasparenti e non discriminatorie per l’immissione di elettricità al prezzo di mer- cato di riferimento ai sensi degli articoli 14 capoverso 1 o 105 capoverso 1 OPEn87.88  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 com- pensazione inevitabile del suo gruppo di bilancio e dei costi di esecuzione.   Art. 24a e 24b89   Art. 2590 Attribuzione dei punti d’immissione    1 I punti di immissione con una potenza di allacciamento di non oltre 30 kVA, me- diante i quali viene ritirata l’elettricità al prezzo di mercato di riferimento ai sensi       85 Abrogato dal n. I dell’O del 2 dic. 2016, con effetto dal 1° gen. 2017 (RU 2016 4629).  86 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018    (RU 2017 7109).  87 RS 730.03  88 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 al 31 dic. 2030   (RU 2019 1381; 2022 772).  89 Introdotti dal n. I dell’O del 2 dic. 2016 (RU 2016 4629). Abrogati dal n. I dell’O del    1° nov. 2017, con effetto dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).   90 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018    (RU 2017 7109).     Approvvigionamento elettrico. O   23 / 36   734.71   degli articoli 14 capoverso 1 o 105 capoverso 1 OPEn91 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 LEne92, sono attri- buiti 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 infe- riore 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 ante- riore, viene ritirata al prezzo di mercato di riferimento e che sono dotati di un dispo- sitivo 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.93   Art. 26 Energia di regolazione e di compensazione   1 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 LEne94  o al prezzo di mercato di riferimento secondo l’articolo 14 capoverso 1 o 105 capo- verso 1 OPEn95 e che vendono alla società nazionale di rete la fornitura fisica di elet- tricità 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 mer- cato di riferimento secondo l’articolo 25 capoverso 1 lettera b OPEnV.96   Capitolo 4a:97 Progetti pilota   Art. 26a   1 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’arti- colo 23a LAEl, segnatamente:   a. l’oggetto e l’obiettivo del progetto;   b. l’organizzazione di progetto;       91 RS 730.03  92 RS 730.0  93 Nuovo testo giusta il n. III dell’O del 23 ott. 2019, in vigore dal 1° gen. 2020   (RU 2019 3479).  94 RS 730.0  95 RS 730.03  96 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018    (RU 2017 7109).  97 Introdotto dal n. I dell’O del 23 nov. 2022, in vigore dal 1° gen. 2023 (RU 2022 772).      Impianti elettrici   24 / 36   734.71   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 capo- verso 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 me- rito ai progetti e alle informazioni acquisite.   Capitolo 4b:98 Informazioni sul mercato all’ingrosso dell’elettricità   Art. 26abis99 Obbligo d’informazione   1 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)100 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.       98 Originario capitolo 4a. Introdotto dal n. I dell’O del 30 gen. 2013, in vigore dal   1° lug. 2013 (RU 2013 559).   99 Originario art. 26a.  100 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.     Approvvigionamento elettrico. O   25 / 36   734.71   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, indi- pendentemente 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 consu- matori finali;   b. i derivati relativi alla produzione, al commercio, alla fornitura e al trasporto  dell’energia elettrica.   Art. 26b Elaborazione dei dati da parte della ElCom   1 La ElCom può elaborare i dati ricevuti dalle persone soggette all’obbligo d’informa- zione.   2 La ElCom stabilisce il momento della prima fornitura dei dati.   Art. 26c Sistema informativo   1 La ElCom gestisce un sistema informativo per i dati e lo struttura secondo le cate- gorie 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 5: Disposizioni finali   Sezione 1: Esecuzione   Art. 27   1 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.   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.      Impianti elettrici   26 / 36   734.71   4 Prima di emanare le direttive di cui agli articoli 3 capoversi 1 e 2, 7 capoverso 2, 8  capoverso 2, 8b, 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. Pub- blicano le direttive su un unico sito Internet liberamente accessibile. Se non riescono  ad accordarsi su queste direttive in tempo utile o se queste non sono adeguate, l’UFE  può emanare disposizioni di esecuzione in questi settori.101   5 Per il ricorso a organizzazioni private si applica per analogia l’articolo 67  LEne102.103   Sezione 2: Modifica del diritto vigente   Art. 28   Le modifiche del diritto vigente sono disciplinate nell’allegato.   Sezione 3: Disposizioni transitorie   Art. 29104   Art. 30 Adeguamento dei contratti esistenti   1 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 spropor- zionato a una delle parti contraenti, questa ha diritto a una compensazione sotto forma  di prestazioni pecuniarie o altre controprestazioni.   Art. 31 Entrate 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 El- Com secondo l’articolo 20 capoverso 1 deve riportare gli altri costi nella rete di tra- sporto e illustrare in che modo questi non sono coperti dal corrispettivo per l’utilizza- zione della rete.       101 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018   (RU 2017 7109).   102 RS 730.0  103 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018    (RU 2017 7109).  104 Abrogato dal n. I dell’O del 1° nov. 2017, con effetto dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).     Approvvigionamento elettrico. O   27 / 36   734.71   Sezione 4:105   Disposizioni transitorie della modifica del 12 dicembre 2008   Art. 31a Tasso d’interesse per i beni patrimoniali necessari all’esercizio e  fattore di correzione   1 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 uti- lizzazione uniforme e adeguata fissata secondo l’articolo 13 capoverso 1 oppure du- rante 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 di- chiarato per il 2008, la ElCom può approvare per il 2009 l’applicazione del corrispet- tivo del 2008.   Art. 31b106   Art. 31c Applicazione delle nuove tariffe, pubblicazione e rimborso   1 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. 31d Diritto transitorio   1 Gli articoli 13 capoverso 4, 15 capoverso 2 lettera a, 31a–31c si applicano, al mo- mento 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 pos- sono 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.       105 Introdotta dal n. I dell’O del 12 dic. 2008, in vigore dal 1° gen. 2009 (RU 2008 6467).  106 Abrogato dal n. I dell’O del 30 gen. 2013, con effetto dal 1° mar. 2013 (RU 2013 559).      Impianti elettrici   28 / 36   734.71   Sezione 4a:107  Disposizione transitoria della modifica del 1° novembre 2017   Art. 31e Introduzione di sistemi di misurazione intelligenti   1 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 intelli- gente 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. i produttori che allacciano alla rete un nuovo impianto di produzione.    3 e 4 ...108   5 Gli ammortamenti straordinari necessari per lo smontaggio dei dispositivi di misu- razione del gestore di rete non ancora totalmente ammortizzati sono anch’essi costi  computabili.    Art. 31f Impiego 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’ar- ticolo 8c capoverso 6.   Art. 31g Tariffe per l’utilizzazione della rete    Le tariffe per l’utilizzazione della rete dell’anno tariffario 2018 sono disciplinate dal  diritto previgente.    Art. 31h Ritiro 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  OPEn109.       107 Introdotta dal n. I dell’O del 1° nov. 2017, in vigore dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).  108 Abrogati dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, con effetto dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).  109 RS 730.03     Approvvigionamento elettrico. O   29 / 36   734.71   Sezione 4b:110 Disposizioni transitorie della modifica del 3 aprile 2019   Art. 31i Trasferimento di quadri di comando   1 La società nazionale di rete trasferisce entro due anni i quadri di comando nel pas- saggio 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 proprie- tario della centrale. Per le modalità del trasferimento si applica per analogia l’arti- colo 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. 31j111   Art. 31k112 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:113   Disposizioni transitorie della modifica del 25 novembre 2020   Art. 31l   1 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 com- portano 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       110 Introdotta dal n. I dell’O del 3 apr. 2019, in vigore dal 1° giu. 2019 (RU 2019 1381).  111 Abrogato dal n. I dell’O del 25 nov. 2020, con effetto dal 1° gen. 2021 (RU 2020 6141).  112 Nuovo testo giusta il n. I dell’O del 23 nov. 2022, in vigore dal 1° gen. 2023   (RU 2022 772).  113 Introdotta dal n. I dell’O del 25 nov. 2020, in vigore dal 1° gen. 2021 (RU 2020 6141).      Impianti elettrici   30 / 36   734.71   misurazione di cui al capoverso 1 e farli rientrare nell’80 per cento di cui all’arti- colo 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 mi- surazione 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’ar- ticolo 31f.   6 I sistemi di misurazione intelligenti che non consentono ai consumatori finali, ai pro- duttori 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 ca- poverso 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:114  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 5: Entrata in vigore115   Art. 32 …116   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 ...117       114 Introdotta dal n. I dell’O del 23 nov. 2022, in vigore dal 1° gen. 2023 (RU 2022 772).  115 Introdotta dal n. I dell’O del 12 dic. 2008, in vigore dal 1° gen. 2009 (RU 2008 6467).  116 Abrogata dal n. I dell’O del 12 dic. 2008, con effetto dal 1° gen. 2009 (RU 2008 6467).  117 Abrogato dal n. I dell’O del 1° nov. 2017, con effetto dal 1° gen. 2018 (RU 2017 7109).     Approvvigionamento elettrico. O   31 / 36   734.71   Allegato 1118  (art. 13 cpv. 3bis)   Determinazione del costo medio ponderato del capitale   1 Definizione   1.1 Il costo medio ponderato del capitale è la somma del costo del capitale proprio  (costo del capitale proprio), ponderato nella misura del 40 per cento, e del  costo del capitale di terzi (costo del capitale di terzi), ponderato nella misura  del 60 per cento.   1.2 Il calcolo si basa sui seguenti parametri:   a. tasso d’interesse esente da rischi per il capitale proprio;   b. premio per i rischi di mercato;   c. «beta levered»;   d. tasso d’interesse esente da rischi per il capitale di terzi;   e. supplemento di solvibilità, inclusi i costi di emissione e di acquisizione.   1.3 Il costo del capitale proprio si calcola addizionando al tasso d’interesse esente  da rischi per il capitale proprio il prodotto del premio per i rischi di mercato  moltiplicato per il «beta levered».   1.4 Il costo del capitale di terzi si calcola addizionando al tasso d’interesse esente  da rischi per il capitale di terzi un supplemento per la solvibilità, inclusa  un’aliquota forfettaria per i costi di emissione e di acquisizione.   1.5 L’UFE precisa le prescrizioni relative ai parametri di cui al numero 1.2.   2 Calcolo e determinazione annuali   2.1 L’UFE determina annualmente i valori dei singoli parametri e in base ad essi  calcola il costo medio ponderato del capitale.   2.2 Le variazioni del tasso d’interesse esente da rischi per il capitale proprio, del  premio per i rischi di mercato e del «beta unlevered» (n. 5.2) devono essere  prese in considerazione unicamente se i relativi valori limite sono superati, in  senso positivo o negativo, per due anni di seguito.    2.3 Le variazioni del tasso d’interesse esente da rischi per il capitale di terzi ven- gono prese in considerazione già nel caso in cui il relativo valore limite sia  superato, in senso positivo o negativo, una sola volta. Il supplemento di sol- vibilità viene fissato in funzione dell’entità del tasso d’interesse esente da ri- schi per il capitale di terzi. Se quest’ultimo è uguale o inferiore allo 0,5 per  cento, il valore del supplemento di solvibilità è determinato in base alla media  degli ultimi cinque anni. Se il tasso d’interesse esente da rischi per il capitale       118 Introdotto dal n. II dell’O del 30 gen. 2013 (RU 2013 559). Aggiornato dal n. I dell’O del  4 dic. 2015, in vigore dal 1° gen. 2016 (RU 2015 5685).      Impianti elettrici   32 / 36   734.71   di terzi è superiore allo 0,5 per cento, il valore del supplemento di solvibilità  è determinato in base alla media annua dell’anno civile precedente.   2.4 Sulla base dei calcoli effettuati dall’UFE e dopo aver consultato la ElCom, il  DATEC determina ogni anno il tasso medio di costo del capitale e lo pubblica  in Internet e nel Foglio federale. La determinazione avviene ogni anno entro  la fine del mese di marzo, per la prima volta entro il 31 marzo 2013 per il  2014.     3 Tasso d’interesse esente da rischi per il capitale proprio   3.1 Il tasso d’interesse esente da rischi per il capitale proprio corrisponde al ren- dimento medio annuale delle obbligazioni della Confederazione con scadenza  a dieci anni pubblicato per l’anno civile precedente (rendimento di obbliga- zioni «zero coupon»).    3.2 Si applicano i seguenti valori forfettari:   a. minore del 3 per cento: 2,5 per cento;   b. uguale o maggiore del 3 per cento e minore del 4 per  cento: 3,5 per cento;   c. uguale o maggiore del 4 per cento e minore del 5 per  cento: 4,5 per cento;   d. uguale o maggiore del 5 per cento e minore del 6 per  cento: 5,5 per cento;   e. uguale o maggiore del 6 per cento: 6,5 per cento.   3.3 I valori limite il cui superamento, in senso positivo o negativo, deve essere  preso in considerazione (n. 2.2) sono: 3, 4, 5 e 6 per cento.     4 Premio per i rischi di mercato   4.1 Il premio per i rischi di mercato è la differenza fra il rendimento del mercato  azionario (indice), considerato come valore medio fra la media aritmetica e la  media geometrica, e il rendimento (considerato come media aritmetica) di un  investimento esente da rischi.   4.2 La base per determinare tale premio è costituita dalle serie di dati pubblicati a  partire dal 1926 ovvero, per il rendimento del mercato azionario, l’indice dei  valori nominali delle azioni e, per il rendimento di un investimento esente da  rischi, il rendimento delle obbligazioni della Confederazione con scadenza a  dieci anni.   4.3 Al premio per i rischi di mercato si applicano i seguenti valori forfettari:   a. minore del 4,5 per cento,: 4,5 per cento;   b. uguale o maggiore del 4,5 per cento e minore del 5,5 per  cento: 5,0 per cento;   c. uguale o maggiore del 5,5 per cento: 5,5 per cento.     Approvvigionamento elettrico. O   33 / 36   734.71   4.4 I valori limite il cui superamento, in senso positivo o negativo, deve essere  preso in considerazione (n. 2.2) sono: 4,5 e 5,5 per cento.    5 Beta levered   5.1 Il «beta levered» risulta dal prodotto del «beta unlevered» per il coefficiente  di leva finanziaria. Quest’ultimo corrisponde a una quota del capitale com- plessivo pari al 40 per cento per il capitale proprio e al 60 per cento per il  capitale di terzi.   5.2 Il «beta unlevered» si determina sulla base di un gruppo di imprese di  approvvigionamento energetico europee comparabili («peer group»). I valori  beta del «peer group» vengono rilevati mensilmente per un arco di tempo di  tre anni. La composizione del «peer group» viene verificata ogni anno e, se  possibile, migliorata.   5.3 Al «beta unlevered» si applicano i seguenti valori forfettari:   a. minore di 0,25: 0,2;   b. uguale o maggiore di 0,25 e minore di 0,35: 0,3;   c. uguale o maggiore di 0,35 e minore di 0,45: 0,4;   d. uguale o maggiore di 0,45 e minore di 0,55: 0,5;   e. uguale o maggiore di 0,55: 0,6.   5.4 I valori limite il cui superamento, in senso positivo o negativo, deve essere  preso in considerazione (n. 2.2) sono: 0,25, 0,35, 0,45 e 0,55.    6 Tasso d’interesse esente da rischi per il capitale di terzi   6.1 Il tasso d’interesse esente da rischi per il capitale di terzi corrisponde al ren- dimento medio annuale delle obbligazioni della Confederazione con scadenza  a cinque anni pubblicato per l’anno civile precedente (rendimento di obbliga- zioni «zero coupon»).   6.2. Si applicano i seguenti valori forfettari:   a. minore dello 0,5 per cento: 0,50 per cento;   b. uguale o maggiore dello 0,5 per cento e minore  dell’1 per cento: 0,75 per cento   c. uguale o maggiore dell’1 per cento e minore  dell’1,5 per cento: 1,25 per cento   d. uguale o maggiore dell’1,5 per cento e minore  del 2 per cento: 1,75 per cento   e. uguale o maggiore del 2,0 per cento e minore  del 2,5 per cento: 2,25 per cento   f. uguale o maggiore del 2,5 per cento e minore  del 3,0 per cento: 2,75 per cento      Impianti elettrici   34 / 36   734.71   g. uguale o maggiore del 3,0 per cento e minore  del 3,5 per cento 3,25 per cento   h. uguale o maggiore del 3,5 per cento e minore  del 4,0 per cento: 3,75 per cento   i. uguale o maggiore del 4,0 per cento e minore  del 4,5 per cento: 4,25 per cento   j. uguale o maggiore del 4,5 per cento e minore  del 5,0 per cento: 4.75 per cento   k. uguale o maggiore del 5,0 per cento: 5,00 per cento   6.3. I valori limite il cui superamento, in senso positivo o negativo, deve essere  preso in considerazione (n. 2.3), sono 0,5, 1,0, 1,5, 2,0, 2,5, 3,0, 3,5, 4,0, 4,5  e 5,0 per cento.    7 Supplemento di solvibilità, inclusi i costi di emissione e di  acquisizione   7.1 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 buona sol- vibilità e il tasso d’interesse medio dei titoli di debito esenti da rischio (diffe- renza fra gli indici).   7.2 Per i costi di emissione e di acquisizione sono computabili 50 punti base, pari  allo 0,5 per cento.   7.3. Alla somma del supplemento di solvibilità e dei costi di emissione e di acqui- sizione si applicano i seguenti valori forfettari:   a. minore dello 0,625 per cento: 0,50 per cento;   b. uguale o maggiore dello 0,625 per cento e minore  dello 0,875 per cento: 0,75 per cento   c. uguale o maggiore dello 0,875 per cento e minore  dell’1,125 per cento: 1,00 per cento   d. uguale o maggiore dell’1,125 per cento e minore  dell’1,375 per cento: 1,25 per cento   e. uguale o maggiore dell’1,375 per cento e minore  dell’1,625 per cento: 1,50 per cento   f. uguale o maggiore dell’1,625 per cento e minore  dell’1,875 per cento: 1,75 per cento   g. uguale o maggiore dell’1,875 per cento: 2,00 per cento   7.4 I valori limite il cui superamento, in senso positivo o negativo, deve essere  preso in considerazione (n. 2.3), sono 0,625, 0,875, 1,125, 1,375, 1,625 e  1,875 per cento.      Approvvigionamento elettrico. O   35 / 36   734.71   8. Disposizione transitoria della modifica del 4 dicembre 2015     Per l’anno tariffario 2016 il calcolo del costo medio ponderato del capitale si  determina sul diritto previgente.          Impianti elettrici   36 / 36   734.71   Allegato 2119  (art. 28)   Modifica del diritto vigente   …120       119 Originario all.  120 Le mod. possono essere consultate alla RU 2008 1223.    	Capitolo 1: Disposizioni generali 	Art. 1 Oggetto e campo d’applicazione 	Art. 2 Definizioni  	Capitolo 2: Sicurezza dell’approvvigionamento 	Art. 3 Allacciamento alla rete 	Art. 4  Fornitura di elettricità ai consumatori finali con servizio universale 	Art. 4a  Deduzione delle misure di sostegno nel computo dei costi d’acquisto nella quota tariffaria per la fornitura di energia 	Art. 4b  Comunicazione delle modifiche delle tariffe dell’energia elettrica 	Art. 4c  Obbligo della prova e obbligo di notifica in relazione alla fornitura di elettricità ai sensi dell’articolo 6 capoverso 5bis LAEl 	Art. 4d  Differenze di copertura nel servizio universale 	Art. 5 Garanzia di una rete sicura, performante ed efficiente 	Art. 5a  Scenario di riferimento 	Art. 5b  Principi di pianificazione della rete 	Art. 5c  Coordinamento della pianificazione della rete 	Art. 6 Informazione della ElCom 	Art. 6a  Piani pluriennali 	Art. 6b  Informazione dell’opinione pubblica da parte dei Cantoni  	Capitolo 3: Utilizzazione della rete 	Sezione 1: Conto annuo e conto dei costi, metrologia e informazione 	Art. 7 Conto annuo e conto dei costi 	Art. 8 Metrologia e processi informativi 	Art. 8a  Sistemi di misurazione intelligenti 	Art. 8b  Verifica della sicurezza dei dati 	Art. 8c  Sistemi di controllo e regolazione intelligenti per l’esercizio della rete 	Art. 8d  Gestione dei dati provenienti da sistemi di misurazione, di controllo e di regolazione intelligenti 	Art. 9 Fatturazione 	Art. 10 Pubblicazione delle informazioni  	Sezione 2: Accesso alla rete e corrispettivo per l’utilizzazione della rete 	Art. 11 Accesso alla rete da parte dei consumatori finali 	Art. 12 Costi d’esercizio computabili 	Art. 13 Costi del capitale computabili 	Art. 13a  Costi computabili dei sistemi di misurazione, di controllo e di regolazione 	Art. 13b  Costi computabili delle misure innovative per reti intelligenti 	Art. 13c  Costi computabili delle misure di sensibilizzazione nell’ambito della riduzione del consumo 	Art. 13d  Costi computabili delle misure di informazione e dell’informazione dell’opinione pubblica 	Art. 14 Utilizzazione transfrontaliera della rete 	Art. 15 Imputazione dei costi della rete di trasporto 	Art. 16 Imputazione dei costi della rete di distribuzione 	Art. 17 Imputazione dei costi tra reti e determinazione della potenza massima 	Art. 18  Tariffe per l’utilizzazione della rete 	Art. 18a  Differenze di copertura nell’ambito dei costi di rete 	Art. 19 Studi comparativi di efficienza, verifica delle tariffe per l’utilizzazione della rete e per l’elettricità  	Sezione 3: Congestioni nelle forniture transfrontaliere, eccezioni all’accesso alla rete e al calcolo dei costi di rete computabili 	Art. 20  Trattamento della regola delle precedenze per le forniture transfrontaliere 	Art. 21 Eccezioni all’accesso alla rete e al calcolo dei costi di rete computabili   	Capitolo 4:  Prestazioni di servizio relative al sistema e gruppi di bilancio 	Art. 22 Prestazioni di servizio relative al sistema 	Art. 23 Gruppi di bilancio 	Art. 24  Gruppo di bilancio per le energie rinnovabili 	Art. 24a e 24b 	Art. 25  Attribuzione dei punti d’immissione 	Art. 26 Energia di regolazione e di compensazione  	Capitolo 4a:  Progetti pilota 	Art. 26a  	Capitolo 4b:  Informazioni sul mercato all’ingrosso dell’elettricità 	Art. 26abis  Obbligo d’informazione 	Art. 26b Elaborazione dei dati da parte della ElCom 	Art. 26c Sistema informativo  	Capitolo 5: Disposizioni finali 	Sezione 1: Esecuzione 	Art. 27  	Sezione 2: Modifica del diritto vigente 	Art. 28  	Sezione 3: Disposizioni transitorie 	Art. 29 	Art. 30 Adeguamento dei contratti esistenti 	Art. 31 Entrate risultanti dalle procedure di attribuzione orientate al mercato  	Sezione 4:   Disposizioni transitorie della modifica del 12 dicembre 2008 	Art. 31a Tasso d’interesse per i beni patrimoniali necessari all’esercizio e fattore di correzione 	Art. 31b 	Art. 31c Applicazione delle nuove tariffe, pubblicazione e rimborso 	Art. 31d Diritto transitorio  	Sezione 4a:  Disposizione transitoria della modifica del 1  novembre 2017 	Art. 31e Introduzione di sistemi di misurazione intelligenti 	Art. 31f Impiego di sistemi di controllo e di regolazione intelligenti per l’esercizio della rete 	Art. 31g Tariffe per l’utilizzazione della rete 	Art. 31h Ritiro e rimunerazione dell’elettricità proveniente da impianti che immettono in rete elettricità al prezzo di mercato di riferimento  	Sezione 4b:  Disposizioni transitorie della modifica del 3 aprile 2019 	Art. 31i Trasferimento di quadri di comando 	Art. 31j 	Art. 31k  Fornitura di elettricità ai sensi dell’articolo 6 capoverso 5bis LAEl  	Sezione 4c:   Disposizioni transitorie della modifica del 25 novembre 2020 	Sezione 4d:  Disposizione transitoria della modifica del 23 novembre 2022 	Art. 31m  	Sezione 5: Entrata in vigore 	Art. 32 …   	Allegato 1 	Determinazione del costo medio ponderato del capitale 	1 Definizione 	2 Calcolo e determinazione annuali 	3 Tasso d’interesse esente da rischi per il capitale proprio 	4 Premio per i rischi di mercato 	5 Beta levered 	6 Tasso d’interesse esente da rischi per il capitale di terzi 	7 Supplemento di solvibilità, inclusi i costi di emissione e di acquisizione 	8. Disposizione transitoria della modifica del 4 dicembre 2015   	Allegato 2 	Modifica del diritto vigente