¹ La presente ordinanza mira a garantire per l’inverno e la primavera l’approvvigionamento di energia elettrica in situazioni straordinarie quali limitazioni o interruzioni critiche nell’approvvigionamento. Tale garanzia si configura come riserva di energia elettrica.

² La presente ordinanza disciplina:

a.

la costituzione annuale di una riserva di energia idroelettrica;

b.

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

c.

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

¹ La Commissione federale dell’energia elettrica (ElCom) determina annualmente i valori di riferimento e ulteriori aspetti della riserva di energia idroelettrica e provvede alla loro pubblicazione.

² Dimensiona la riserva di energia idroelettrica in modo tale che la stessa, in abbinamento alla riserva complementare, possa contribuire a garantire l’approvvigionamento elettrico per alcune settimane in inverno o all’inizio della primavera in caso di penuria. A tal fine, la ElCom ipotizza il caso straordinario in cui l’importazione di elettricità sia possibile solo in misura molto limitata e nel contempo la quantità di elettricità prodotta a livello nazionale sia ridotta e il fabbisogno di elettricità elevato.

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

a.

i seguenti requisiti per il bando pubblico:

1.

la quantità di energia,

2.

la durata e il periodo di mantenimento della riserva,

3.

ulteriori requisiti di base come le modalità del bando pubblico,

4.

eventuali limiti massimi per il compenso corrisposto al gestore per il mantenimento della riserva;

b.

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

c.

i requisiti per la potenza installata;

d.

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

e.

il trattamento delle centrali partner e un eventuale raggruppamento delle offerte (pooling);

f.

le condizioni per una pena convenzionale e i criteri per stabilire il suo ammontare;

g.

i requisiti per evitare un comportamento di manipolazione del mercato.

⁴ La ElCom può coinvolgere la società nazionale di rete (società di rete) nella determinazione dei valori di riferimento e degli ulteriori aspetti.

¹ La società di rete svolge il bando pubblico per la costituzione della riserva di energia idroelettrica. Stabilisce previamente le modalità del bando pubblico e può precisare i criteri di idoneità e di aggiudicazione.

² Possono partecipare alla costituzione della riserva i gestori di centrali idroelettriche ad accumulazione che immettono elettricità nella zona di regolazione svizzera.

³ La società di rete svolge i bandi pubblici prima dell’inizio dell’anno idrologico. Procede alle aggiudicazioni in modo che la riserva possa essere costituita a costi contenuti e in base al fabbisogno.

⁴ La ElCom può disporre l’organizzazione di ulteriori bandi pubblici per:

a.

costituire la riserva con la quantità di energia necessaria qualora con il primo bando pubblico non si sia riusciti a costituire una riserva sufficiente;

b.

aumentare la riserva per accrescere l’energia conservata;

c.

assicurare la disponibilità della potenza.

⁵ Può escludere le offerte con compensi per il mantenimento della riserva eccessivamente elevati e annullare il bando pubblico.

¹ Se si prevede che un ulteriore bando pubblico non permetta di costituire la riserva idroelettrica con la quantità di energia necessaria mediante un compenso adeguato, il Dipartimento federale dell’ambiente, dei trasporti, dell’energia e delle comunicazioni (DATEC) può, d’intesa con il Dipartimento federale dell’economia, della formazione e della ricerca (DEFR), obbligare i gestori delle centrali idonee a partecipare alla riserva con una determinata quantità di energia. La ElCom può richiedere l’imposizione di tale obbligo.

² Su raccomandazione della ElCom, il DATEC stabilisce il compenso corrisposto ai gestori in questione per il mantenimento della riserva.

¹ La società di rete stipula un accordo di partecipazione con ogni gestore che partecipa alla riserva idroelettrica. Gli accordi sono uniformi.

² Sulla base del bando pubblico, nell’accordo sono definiti in particolare:

a.

la quantità di energia con la quale un gestore contribuisce alla riserva idroelettrica;

b.

la durata e il periodo del mantenimento della riserva;

c.

il compenso corrisposto al gestore per il mantenimento della riserva;

d.

le condizioni per il prelievo;

e.

i dettagli dei seguenti obblighi di un gestore nei confronti della società di rete:

1.

le informazioni che un gestore deve fornire e i documenti che deve mettere a disposizione (art. 24 cpv. 1),

2.

la notifica della potenza e dell’energia disponibili (art. 18 cpv. 2);

f.

la pressoché totale rinuncia ai lavori di revisione per la durata del mantenimento della riserva;

g.

una pena convenzionale in base alle direttive stabilite dalla ElCom (art. 2 cpv. 3 lett. f).

³ Se il DATEC obbliga un gestore a partecipare alla riserva idroelettrica, il contenuto uniforme dell’accordo diventa parte integrante di tale obbligo.

¹ La riserva di energia idroelettrica è completata da una riserva con una potenza complessiva fino a 1000 MW (riserva complementare).

² Alla costituzione della riserva complementare possono partecipare i gestori di impianti nei casi in cui:

a.

si tratti di uno degli impianti seguenti:

1.

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

2.

gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione; e

b.

gli impianti immettano elettricità nella zona di regolazione svizzera.

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

a.

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

b.

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

⁴ La partecipazione alla riserva complementare dura al massimo fino al 31 maggio 2026. È fatta salva un’eventuale proroga della partecipazione a seguito di disposizioni successive alla presente ordinanza.

¹ I gestori di gruppi elettrogeni di emergenza e i gestori di impianti di cogenerazione con una potenza inferiore a 5 MW possono partecipare alla riserva soltanto attraverso un aggregatore che raggruppi gli impianti.

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

a.

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

b.

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

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

a.

mette a disposizione capacità produttive supplementari;

b.

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

c.

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

⁴ Le emissioni di CO₂ generate dalla produzione di energia elettrica per la riserva complementare attraverso gruppi elettrogeni di emergenza e impianti di cogenerazione con cui i gestori non partecipano al sistema di scambio di quote di emissioni devono essere interamente compensate attraverso la consegna di attestati nazionali o internazionali.

¹ La riserva complementare è costituita con i gestori delle centrali elettriche di riserva con cui il DATEC ha stipulato un accordo in vista della partecipazione alla riserva e della messa in esercizio a partire dal 15 febbraio 2023.

² Per raggiungere la potenza di cui all’articolo 6 capoverso 1 possono essere integrati nella riserva complementare ulteriori gestori di centrali elettriche di riserva. La società di rete svolge i bandi pubblici e, d’intesa con l’UFE, ne stabilisce preventivamente le modalità.

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

a.

ammontare del compenso per la disponibilità;

b.

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

c.

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

⁴ La ElCom può escludere dai bandi pubblici secondo il capoverso 2 le offerte con compensi per la disponibilità eccessivamente elevati e annullare il bando pubblico.

Qualora la riserva complementare non possa essere costituita con la potenza necessaria e con un compenso adeguato, il DATEC, d’intesa con il DEFR, può obbligare i gestori o i proprietari delle centrali elettriche di riserva idonee o le aziende che dispongono di una simile centrale e sono in possesso delle necessarie competenze a partecipare alla riserva con una determinata potenza elettrica. La ElCom può richiedere l’imposizione di tale obbligo.

¹ La società di rete stipula un accordo sull’impiego della centrale elettrica di riserva con ogni gestore che partecipa alla riserva complementare.

² Nell’accordo sono definiti in particolare:

a.

la potenza impiegabile per la riserva;

b.

la durata e il periodo di disponibilità;

c.

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

d.

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

e.

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

f.

i contenuti di cui all’articolo 5 capoverso 2 lettere d, e e g.

³ Se obbliga un gestore a partecipare alla riserva complementare, in caso di necessità il DATEC decide anche i contenuti dell’accordo.

⁴ Con il compenso per la disponibilità sono compensati i costi fissi della gestione indipendenti dall’impiego come la disponibilità dell’impianto, l’approvvigionamento e l’immagazzinamento dei vettori energetici, i costi del personale e i costi di raccordo alla rete. L’ammontare del compenso deve essere adeguato.

¹ Le centrali elettriche di riserva sono impiegate solamente per la riserva complementare e non producono corrente per il mercato.

² Al di fuori del periodo di disponibilità i gestori con centrali elettriche di riserva possono fornire prestazioni di servizio relative al sistema se rispettano i valori limite di emissioni e le prescrizioni cantonali. Il periodo di disponibilità dura dal 1° dicembre al 31 maggio; la ElCom può stabilire durate più brevi di anno in anno.

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

a.

il preavviso per un impiego;

b.

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

c.

la capacità di adattamento in riferimento alla potenza;

d.

la gestione a distanza.

⁴ I gestori delle centrali elettriche di riserva possono utilizzare i generatori al di fuori dei tempi in cui gli impianti devono essere pronti all’impiego (art. 17 cpv. 3) per il mantenimento della tensione.

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

¹ In aggiunta all’articolo 8 capoverso 2, la società di rete può disporre lo svolgimento di ulteriori bandi pubblici per nuove centrali elettriche di riserva, affinché queste possano essere preparate per tempo e i gestori possano successivamente essere integrati nella riserva complementare in caso di necessità.

² Per il bando pubblico e i criteri di aggiudicazione si applica l’articolo 8 capoversi 2 e 3.

¹ La riserva complementare è costituita, oltre che con le centrali elettriche di riserva, con i gestori di gruppi elettrogeni di emergenza con i cui aggregatori l’UFE ha concluso un accordo in vista della partecipazione alla riserva a partire dal 15 febbraio 2023.

² Per raggiungere la potenza di cui all’articolo 6 capoverso 1 possono essere integrati nella riserva complementare ulteriori gestori di gruppi elettrogeni di emergenza e dal 1° gennaio 2024 anche i gestori di impianti di cogenerazione. La società di rete svolge i bandi pubblici necessari a tal fine.

³ Se si prevede che un ulteriore bando pubblico non permetta di costituire la riserva complementare con la potenza necessaria mediante un compenso adeguato, il DATEC, d’intesa con il DEFR, può obbligare i gestori di gruppi elettrogeni di emergenza o di impianti di cogenerazione idonei a partecipare alla riserva; se del caso, tale obbligo è impartito contemporaneamente a un aggregatore idoneo. La ElCom può richiedere l’imposizione di tale obbligo.

⁴ Questo obbligo non può essere impartito per i gruppi elettrogeni di emergenza che appartengono a infrastrutture militari o critiche di altro tipo.

¹ La società di rete stipula con ogni aggregatore un accordo circa le modalità della messa a disposizione congiunta dei gruppi elettrogeni di emergenza e degli impianti di cogenerazione per la riserva complementare. Per gli impianti di cogenerazione a partire da una potenza di 5 MW, essa stipula un accordo direttamente con i gestori.

² Gli aggregatori ricevono un importo forfettario, formato da un contributo unico per il servizio di aggregazione prestato e da un forfait per ciascun impianto e inverno.

³ Gli aggregatori stipulano con i gestori dei gruppi elettrogeni di emergenza e degli impianti di cogenerazione un accordo volto a garantire un impiego ottimale degli impianti per la riserva.

⁴ Il contenuto dell’accordo è retto per analogia dall’articolo 10; esso contiene inoltre una disposizione relativa alla riserva minima del vettore energetico. Gli accordi devono essere uniformi e possono essere modificati di anno in anno.

⁵ Nella fase dei bandi pubblici di cui all’articolo 14 la ElCom può escludere le offerte con importi forfettari e compensi per la disponibilità eccessivamente elevati per i gestori degli impianti.

⁶ Se il DATEC obbliga un aggregatore o un gestore a partecipare alla riserva complementare, i contenuti uniformi dell’accordo diventano parte integrante di tale obbligo.

¹ Nel periodo di disponibilità di cui all’articolo 11 capoverso 2 i gruppi elettrogeni di emergenza e gli impianti di cogenerazione devono potere essere pronti all’impiego in qualsiasi momento per la riserva complementare (art. 17 cpv. 3).

² Un impiego durante il periodo di disponibilità al di fuori della riserva è possibile:

a.

per scopi operativi del gestore in caso di interruzione di rete;

b.

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

³ Con il compenso per la disponibilità sono coperti i costi fissi dei gestori indipendenti dall’impiego come la disponibilità del gruppo elettrogeno di emergenza o dell’impianto di cogenerazione e i necessari investimenti. Se gli impianti sono raggruppati attraverso aggregatori, i gestori ricevono tale compenso in forma forfettaria.

⁴ L’UFE può stabilire per gli impianti requisiti operativi tecnici generali analogamente all’articolo 11 capoverso 3.

¹ In un ordine di prelievo, la ElCom determina l’interazione tra la riserva di energia idroelettrica e la riserva complementare nonché tra gli elementi costitutivi della riserva complementare. Nell’ordine di prelievo è stabilito in quale sequenza e per quale entità, a seconda della situazione di approvvigionamento, l’energia è prelevata dalle parti della riserva o dagli elementi costitutivi.

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

a.

una potenza disponibile tempestivamente e di entità sufficiente;

b.

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

c.

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

d.

costi bassi; e

e.

i seguenti ulteriori parametri:

1.

la presumibile durata e frequenza del prelievo,

2.

il momento del prelievo in inverno o primavera,

3.

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

4.

le specifiche tecniche delle diverse tipologie di impianto,

5.

la disponibilità dei vettori energetici.

³ Nell’ordine di prelievo è inoltre stabilito con quale preavviso le centrali elettriche di riserva devono essere convertite in centrali pronte all’impiego nel caso in cui si preveda un prelievo e quando tali centrali possono nuovamente lasciare questo livello di prontezza.

⁴ La ElCom pubblica in tempo utile l’ordine di prelievo. Se necessario lo modifica, in particolare a fini di ottimizzazione o in caso di mutate condizioni.

¹ È possibile prelevare dalla riserva se nella borsa dell’energia elettrica la quantità di elettricità richiesta per il giorno successivo supera l’offerta (mancata compensazione del mercato).

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

a.

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

b.

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

³ La società di rete stabilisce le modalità del prelievo. In caso di mancata compensazione del mercato effettua il prelievo conformemente all’ordine di prelievo e nel quadro dello stesso in modo non discriminatorio. Il prelievo della riserva di energia idroelettrica è effettuato in linea di principio da tutti i gestori che partecipano alla riserva, proporzionalmente alla quantità di energia concordata.

⁴ La società di rete disciplina il prelievo in relazione ai gruppi di bilancio. Presenta in via preventiva un corrispondente accordo modello alla ElCom; quest’ultima può richiedere modifiche se l’accordo modello non è adeguato.

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

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

³ In deroga all’articolo 18 capoverso 1 la ElCom può, a titolo eccezionale, ordinare il prelievo da una centrale elettrica di riserva al fine di fornire energia supplementare alla riserva di energia idroelettrica. A tal fine deve essere adempiuta la condizione che, con ogni probabilità, senza tale misura la riserva di energia idroelettrica nella seconda parte dell’inverno non possa adempiere il suo scopo di riserva di energia idroelettrica.

⁴ La ElCom stabilisce, nel caso specifico, la quantità di energia da fornire, la procedura e le modalità. La procedura può consistere in un bando pubblico, un obbligo di mantenimento della riserva impartito a un gestore o una suddivisione tra diverse centrali idroelettriche ad accumulazione. Per l’energia fornita non è dovuto alcun compenso per il mantenimento della riserva.

¹ In caso di prelievo, i gestori ricevono un indennizzo dalla società di rete per l’energia prelevata.

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

³ Per le centrali elettriche di riserva l’indennizzo per il prelievo compensa:

a.

i costi della gestione dipendenti dall’utilizzo, come i costi per:

1.

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

2.

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

b.

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

⁴ La società di rete calcola l’indennizzo di cui al capoverso 3 sulla base dei parametri uniformi precedentemente stabiliti dalla ElCom, in particolare gli indici di prezzo per i costi dei vettori energetici e i diritti di emissione.

⁵ Nel caso dei gruppi elettrogeni di emergenza e degli impianti di cogenerazione, l’indennizzo per il prelievo compensa i costi della gestione dipendenti dall’utilizzo come i costi per i vettori energetici, i diritti di emissione oppure gli attestati nazionali o internazionali, la tassa sul CO₂ e ulteriori mezzi d’esercizio. Il capoverso 4 si applica per analogia.

⁶ La tassa sul CO₂ è restituita solamente se il gestore non può far valere alcun diritto di restituzione secondo la legge del 23 dicembre 2011³ sul CO₂. Lo stesso vale per l’imposta sugli oli minerali secondo la legge federale del 21 giugno 1996⁴ sull’imposizione degli oli minerali.

¹ I gruppi di bilancio che hanno chiesto un prelievo pagano alla società di rete il prezzo di mercato per il periodo di prelievo e un sovrapprezzo analogo al prezzo dell’energia di compensazione. Per il sovrapprezzo la ElCom può stabilire requisiti sotto forma di valori di riferimento.

² I gruppi di bilancio e i loro operatori e, nel caso di transazioni a valle, anche altri operatori o ulteriori attori sul mercato non possono realizzare profitti in caso di vendita di energia prelevata dalla riserva e non possono vendere tale energia all’estero.

³ I gruppi di bilancio e gli altri attori menzionati devono versare alla società di rete i profitti realizzati in violazione del capoverso 2.

¹ I costi per la riserva di energia elettrica sono costituiti da:

a.

un compenso corrisposto ai gestori della riserva di energia idroelettrica;

b.

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

c.

un indennizzo per il prelievo corrisposto ai gestori;

d.

gli importi forfettari corrisposti agli aggregatori per i servizi prestati.

² Il finanziamento di questi costi è previsto:

a.

come parte del corrispettivo per l’utilizzazione della rete di trasporto analogamente ai costi per le prestazioni di servizio relative al sistema (art. 15 cpv. 2 lett. a LAEl); questa parte del corrispettivo per l’utilizzazione della rete figura come voce separata nella fattura;

b.

attraverso le entrate derivanti da:

1.

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

2.

le pene convenzionali di cui all’articolo 5 capoverso 2 lettera g, all’articolo 10 capoverso 2 lettera f o all’articolo 15 capoverso 4.

³ La società di rete gestisce i fondi di cui al capoverso 2 in un conto distinto. Essa effettua i pagamenti ai partecipanti alla riserva, agli aggregatori e ad altri operatori collegati alla riserva di energia elettrica.

⁴ L’onere di esecuzione, in particolare quello della società di rete, inclusi i lavori preparatori, è pure finanziato con le entrate di cui al capoverso 2. Sino alla fine dell’esercizio 2023 si calcola sulla base dei costi effettivi. Sino ad allora comprende anche i costi per il finanziamento con capitale di terzi.

⁵ A partire dall’esercizio 2024 i costi computabili della riserva di energia elettrica sono calcolati analogamente all’articolo 15 LAEl e le differenze di copertura sono calcolate secondo l’articolo 18a capoverso 3 dell’ordinanza del 14 marzo 2008⁵ sull’approvvigionamento elettrico (OAEl). A partire dall’esercizio 2024, ai valori patrimoniali necessari per la riserva di energia elettrica sono applicati interessi al tasso di costo del capitale di terzi secondo l’allegato 1 OAEl.

¹ I costi sostenuti dalla Confederazione per rendere operative le centrali elettriche di riserva e i gruppi elettrogeni di emergenza a partire dal 15 febbraio 2023, nonché eventuali costi di locazione per le centrali elettriche di riserva, sono rimborsati alla Confederazione senza interessi sull’arco di tre anni, attingendo ai fondi di cui all’articolo 22 capoverso 2. A tal fine è aumentato di conseguenza il corrispettivo per l’utilizzazione della rete di trasporto a partire dal 2024 per un periodo di tre anni.

² Se la Confederazione non trova gestori per una centrale elettrica di riserva per cui nella fase preparatoria nel 2022 è programmata una messa in servizio a febbraio 2023, o se un gestore viene a mancare successivamente, la Confederazione corrisponde un’indennità al proprietario di tale impianto. Il finanziamento avviene secondo la disposizione di cui al capoverso 1.

³ L’indennità di cui al capoverso 2 copre i costi sostenuti per il trasferimento degli impianti in Svizzera e la sostituzione del reddito che il proprietario avrebbe ottenuto se avesse affidato gli impianti a un gestore esterno alla riserva. Tale indennità copre al massimo il periodo dal 1° febbraio 2023 al 31 maggio 2026.

⁴ I costi per eventuali compensi previsti dal diritto cantonale nei Comuni che ospitano gli impianti possono essere rimborsati mediante un successivo aumento del corrispettivo per l’utilizzazione della rete conformemente a quanto stabilito al capoverso 1.

¹ Per l’adempimento dei propri compiti, la ElCom, la società di rete, il DATEC e l’UFE ricevono gratuitamente dagli aggregatori e dai gestori che partecipano alla riserva di energia elettrica nonché dai gestori delle condotte le informazioni e i documenti necessari, in particolare in relazione ai livelli di stoccaggio, nonché l’accesso agli impianti.

² In caso di prelievo, la ElCom può esigere dai gruppi di bilancio partecipanti la dichiarazione delle transazioni commerciali relative al prelievo. Può esigere la dichiarazione anche da altri commercianti e ulteriori operatori di mercato in merito a transazioni a valle.

¹ La ElCom sorveglia in particolare la costituzione e il mantenimento della riserva di energia idroelettrica, la disponibilità e la prontezza d’impiego degli impianti nella riserva complementare, la restante attuazione della riserva di energia elettrica e l’esecuzione da parte della società di rete.

² Se necessario adotta disposizioni. Sono fatti salvi i compiti del DATEC e dell’UFE.

³ La ElCom sorveglia la situazione dell’approvvigionamento e coadiuva la società di rete nel monitorare l’andamento delle riserve di energia nelle parti della riserva.

⁴ Se si profila la possibilità di un prelievo dalla riserva, informa l’Ufficio federale per l’approvvigionamento economico del Paese e i Cantoni, al fine di permettere il coordinamento con le misure della LAP e le misure cantonali.

⁵ Se è possibile prevedere che la riserva di energia idroelettrica non è più necessaria nel periodo di tempo per cui è stata costituita, la ElCom ne dispone lo scioglimento anticipato.

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

¹ È punito con una multa sino a 100 000 franchi chiunque intenzionalmente:

a.

rivende energia proveniente da un prelievo dalla riserva realizzando profitti o vende tale energia all’estero, direttamente o nel quadro di transazioni a valle (art. 21 cpv. 2);

b.

in relazione alla riserva di energia elettrica, consegna documenti con false indicazioni, fornisce informazioni false o nega le informazioni alla ElCom o alla società di rete (art. 24 cpv. 1).

² Il perseguimento penale è retto dall’articolo 29 capoverso 3 LAEl.

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

¹ Sino al 30 settembre 2023 l’UFE svolge i bandi pubblici per l’integrazione di partecipanti alla riserva o di aggregatori per la riserva complementare di cui agli articoli 8, 13 e 14.

² L’UFE stipula anche i corrispondenti accordi con i partecipanti integrati nella riserva secondo questa modalità e con gli aggregatori selezionati.

¹ La presente ordinanza entra in vigore il 15 febbraio 2023.

² Fatto salvo il capoverso 3, ha effetto sino al 31 dicembre 2026.

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