Guida alla Contabilità analitica per le tariffe 2027

I. Introduzione e panoramica

1 Principi basilari di compilazione del questionario

1.1 Note generali

Il rilevamento standardizzato del calcolo dei costi per le tariffe 2027 indirizzato alla ElCom è uno strumento ausiliario essenziale che consente di raggiungere la trasparenza prevista dalla legge sull’approvvigionamento elettrico. L’obiettivo del presente questionario è trasmettere alla ElCom le basi dei costi di rete computabili e dei prezzi di costo dell’energia, e quindi il calcolo delle tariffe 2027. Il questionario garantisce che i dati vengano consegnati in un formato pratico e unitario. Ne risulta una presentazione trasparente di tutti i costi, le spese e i ricavi, come pure delle basi di calcolo.

I gestori di rete devono indicare i propri costi di rete e i prezzi di costo dell’energia, e dunque le basi utilizzate per il calcolo delle tariffe 2027. A tal fine devono tenere conto delle disposizioni di legge in materia di approvvigionamento elettrico, nonché della prassi della ElCom (istruzioni, comunicazioni e decisioni). Le schede sono strutturate in maniera tale da rispecchiare quest’ultima nella maniera più fedele possibile. Il rilevamento della contabilità analitica non comporta un controllo individuale dei costi di rete e dei prezzi di costo dell’energia da parte della ElCom. Una volta effettuata la dichiarazione, non si può pertanto desumere che i costi siano approvati dalla ElCom.

I gestori di rete hanno l’obbligo di allestire una contabilità analitica (calcolo dei costi), la quale deve essere presentata annualmente alla ElCom (art. 11 cpv. 1 LAEl). La ElCom vigila sul rispetto della LAEl (art. 22 cpv. 1 LAEl). Le imprese che operano nel settore elettrico sono tenute a mettere a disposizione le informazioni necessarie (art. 25 cpv. 1 LAEl). Tali informazioni sono in particolare richieste in considerazione del rispetto degli articoli 6, 10, 14 e 15 LAEl, ma anche delle rispettive norme esecutive contenute nell’ordinanza sull’approvvigionamento elettrico (OAEI).

I dati presentati possono essere utilizzati dalla ElCom in una procedura amministrativa riguardante un determinato gestore di rete. In tal caso, la ElCom provvede a informare il gestore di rete della registrazione dei dati nel fascicolo della procedura. La ElCom può pure trasmettere all’UFE e all’UFAE dei dati provenienti dalla contabilità analitica (calcolo dei costi) qualora questi Uffici ne abbiano bisogno per adempiere al proprio mandato (art. 27 cpv. 1^bis, LAEl, art. 4a cpv. 3, OOSE). La trasmissione di dati ad altri terzi è disciplinata dall'articolo 57s LOGA ed è autorizzata unicamente caso per caso.

1.2 Basi di calcolo

1.2.1 Costi effettivi, principio dell’anno base e valori pianificati

L’«anno base» è l’ultimo esercizio contabile concluso che precede il periodo di calcolo dei costi. Le tariffe vengono calcolate sulla scorta delle spese effettive e dei ricavi effettivi registrati nell’ultimo esercizio contabile concluso (anno base) che precede il periodo di calcolo. Le spese e i proventi alla base della determinazione dei costi legati ai corrispettivi per l’utilizzazione della rete vanno desunti dal conto economico facente parte del conto annuale ai sensi dell’articolo 11, capoverso 1 LAEl.

In caso di variazioni sostanziali rispetto alle voci di costo registrate nell’anno base, eccezionalmente è consentito indicare anche per i propri costi valori pianificati: questi ultimi possono essere presi in considerazione se l’evento che causa la modifica dei costi è noto, in linea di principio, al momento del calcolo delle tariffe e se l’entità della modifica può essere stimata in modo affidabile. I valori pianificati che generano una diminuzione dei costi vanno considerati alla stregua di quelli che ne comportano un aumento. Per i costi dei fornitori a monte, delle PSRS, della riserva invernale e per i costi solidali, come pure per i costi dell’energia acquistata vanno sempre utilizzati valori pianificati.

Per le tariffe 2027, da calcolarsi nel 2026, l’anno base corrisponde all’anno 2025. Nello specifico, l’anno base viene utilizzato per i dati relativi alla propria rete (spese risp. costi, proventi risp. ricavi e dati tecnici) nonché alla produzione propria di energia elettrica.

1.2.2 Tassi d’interesse da applicare

1.3 Basi legali adattate

1.3.1 Differenze di copertura

Il 1° gennaio 2023, gli articoli 4f (originariamente art. 4d OAEl) e 18b OAEl (originariamente art. 18a OAEl) relativi alle differenze di copertura sono entrati in vigore. Essi si applicano la prima volta alle differenze di copertura dell’anno contabile successivo all’entrata in vigore (art. 31m OAEl). Perciò, questi articoli si applicano alle differenze di copertura dell’anno contabile 2024/2025 (anno idrologico) o 2025 (anno civile) (cfr. Istruzione 3/2024 della ElCom).

1.3.2 Atto mantello

In relazione alla legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili da fonti rinnovabili (atto mantello RU 2024 679), alcune disposizioni della LAEl e dell'OAEl sono state modificate e altre sono state aggiunte.

Il 1° gennaio 2025 sono entrate in vigore nuove disposizioni relative ai costi dell’energia computabili nel servizio universale (OAEl: RU 2024 706). Queste si applicano per la prima volta alle tariffe 2026 (articolo 33c cpv. 1 LAEl, cfr. anche Istruzione 7/2024 della ElCom).

Il Consiglio federale ha messo in vigore ulteriori disposizioni, adeguate e nuove, in materia di tariffe per l'utilizzazione della rete, tariffe di misurazione, flessibilità e rimborso dei corrispettivi per l'utilizzazione della rete a partire dal 1° gennaio 2026 (RU 2025 139). Anche queste disposizioni si applicheranno per la prima volta alle tariffe 2026.

Gli adeguamenti dovuti all’atto mantello comportano l'applicazione di disposizioni sia vecchie che nuove nella contabilità analitica per le tariffe 2026 e 2027. Per il calcolo delle differenze di copertura 2025 (nell'ambito della contabilità analitica per le tariffe 2027) si applicano in linea di principio le disposizioni che erano applicabili anche per il calcolo delle tariffe (cfr. anche l’Istruzione 7/2024 della ElCom). In questo contesto vengono perciò citate le vecchie disposizioni (ex art.). Le indicazioni relative ai costi pianificati per il 2027 devono invece essere fornite in base alle disposizioni applicabili per l'anno tariffario 2026.

2 Formulari online: utilizzo e suggerimenti

2.1 Utilizzo dei formulari online e funzioni principali

Questo tema viene trattato nella guida per l’utente relativa ai formulari online della ElCom (EDES - Sistema per la trasmissione dei dati alla ElCom -> capitolo «User Guide - moduli online»).

2.2 Dinamica nei formulari

I formulari sono strutturati in maniera tale che dobbiate compilare soltanto ciò che è necessario per la vostra impresa. A tal fine vi verranno poste inizialmente alcune domande dopodiché, in base alle vostre risposte, verranno richiamati i campi o le pagine del formulario (schede) da compilare.

Alla pagina «Struttura della rete», ad esempio, indicate la vostra situazione aziendale. In base a ciò, il formulario viene automaticamente adattato e le parti per voi non rilevanti verranno nascoste. Attenzione: in caso di modifiche successive, le voci già inserite nei formulari saranno cancellate.

Analogamente, in base ai vostri dati di base verrà stabilito se dovrete compilare una contabilità analitica cosiddetta «integrale» oppure una «light». Se dovrete compilare una «contabilità analitica light», avrete comunque la possibilità di scegliere di compilare una «contabilità analitica integrale»; basta selezionare la casella corrispondente (scheda «Contatti»).

Tenete presente che i moduli online arrotondano esattamente al numero di decimali visualizzati. Considerato che Excel arrotonda anche su decimali non visualizzati, può accadere che tra i due formati si riscontrino piccole differenze di arrotondamento.

2.3 Campi vuoti o nessun dato

Se nei campi obbligatori non dovete immettere valori, digitate sempre lo 0, altrimenti non si riesce a capire se non volete inserire dati, se vi è sfuggito il campo o se non avete dati a disposizione per quel determinato valore. Lasciando vuoti dei campi obbligatori potete comunque proseguire con la compilazione delle schede, ma in fase di controllo vi verrà impedito di spedire il formulario senza averli prima compilati tutti.

2.4 Moduli Excel

Un file Excel in italiano, francese e tedesco è stato messo a disposizione dei gestori di rete, a complemento della contabilità analitica online. Questo file Excel è uno strumento pratico destinato ad aiutare i gestori di rete nell’ambito del calcolo dei costi. La contabilità analitica online è vincolante e deve essere trasmessa entro i termini previsti, ovvero entro il 31 agosto.

In caso di divergenze rispetto alle prescrizioni, le relative spiegazioni e giustificazioni devono essere inserite esclusivamente nella contabilità analitica online.

3 Domande e assistenza

Trovate ulteriori informazioni sull’utilizzo dei formulari online nella guida all’utente relativa al questionario della ElCom, disponibile al seguente link.

Non esitate a contattarci in caso di domande. Siamo volentieri a vostra disposizione nei consueti orari d’ufficio: tel. [phone] oppure via mail: [e-mail].

II. Spiegazioni relative alle singole parti del formulario (schede)

1 Dati della società (contabilità analitica, capitolo 1)

1.1 Contatti (contabilità analitica, scheda 1.1)

1.1.1 Panoramica e versione

1.1.1.1 Note generali

La scheda «Contatti» deve essere compilata da tutti i gestori di rete. Il formulario online, tuttavia, accede direttamente ai dati di base, per cui dovrete inserire soltanto poche informazioni aggiuntive. Ricordate che, se doveste riscontrare degli errori, dovrete correggerli nei dati di base.

Accertatevi che i vostri dati relativi ai contatti, registrati sul portale eGov, siano aggiornati. Controllateli e, se necessario, aggiornateli.

1.1.1.2 Dettagli del questionario: versione integrale e light

In base a una serie di parametri attribuiti dalla ElCom, la soluzione online vi presenta da compilare la versione integrale o quella light. Se appartenete al gruppo assegnato alla versione light, avete comunque la possibilità di compilare la versione integrale, ma non viceversa.

1.1.2 Invio della scheda «Contatti»

La scheda «Contatti» dev’essere stampata, debitamente firmata e inviata alla ElCom. Per stamparla, all’interno del formulario online selezionate nella barra dei comandi in basso il comando «altro» > «PDF». Questa funzione vi consente di trasformare la scheda che avete compilato in un documento pdf. Ai fini della stampa selezionate esclusivamente le prime due pagine (prestate attenzione a come vengono contrassegnate nel documento pdf).

Indicate la funzione o la posizione delle persone con potere di firma. Siete pregati di utilizzare un campo separato per ogni persona e la relativa funzione (è possibile aggiungere ulteriori campi selezionando «Aggiungere persona»). Se la vostra azienda non è iscritta nel registro di commercio, vogliate fornire la documentazione appropriata per dimostrare il diritto di firma delle persone designate. Allegate questo giustificativo alla scheda «Contatti» firmata.

Con la vostra firma confermate di aver preso nota dell’Istruzione 5/2022 della ElCom «Contabilità analitica (calcolo dei costi): presentazione e adeguamento a posteriori». Con la vostra firma confermate inoltre in maniera vincolante la completezza e la correttezza dei vostri dati nella contabilità analitica.

Confermate infine di aver preso atto che richieste specifiche (ad es. relative all’adeguamento a posteriori della contabilità analitica) non possono essere presentate tramite il formulario, bensì devono essere inviate per iscritto alla ElCom.

La scheda «Contatti», compilata e firmata, deve essere inviata a ElCom, rif. Contabilità analitica, Christoffelgasse 5, 3003 Berna.

1.1.3 Società gerente

Se l’amministrazione del gestore di rete è in capo a un’altra impresa (ad es. società madre o, nel settore pubblico, l’amministrazione comunale), compilate questa sezione.

1.1.4 Referente per informazioni

Inserite qui il referente a cui la ElCom può rivolgersi in caso di informazioni. Qui occorre specificare anche la persona di riferimento qualora non sia stato il gestore di rete stesso a compilare i formulari, ma il lavoro sia affidato a esterni – ad es. a un ufficio fiduciario o una società di consulenza. In tal caso, si devono indicare anche il nome e l’indirizzo della società corrispondente.

1.1.5 Campi di attività della società

Rispondendo alla domanda «Avete sia clienti di rete sia clienti di energia? *» le rispettive schede che dovrete compilare, sulla base della vostra situazione personale, sono rese disponibili. Ciò significa che solo dopo aver risposto a questa domanda le schede necessarie saranno attivate. Questa domanda si trova alla fine del blocco «Campi di attività della società».

Indicate quindi nei campi di attività in quali altri settori opera la vostra società. Se si tratta di un’azienda consortile, indicate gli ambiti in cui siete attivi (fornitura di gas, fornitura di acqua, servizi di telecomunicazione ecc.).

Specificate anche se operate nel commercio di energia elettrica, tenendo presente che con questa espressione si intende l’attività svolta da un’impresa nella compravendita di elettricità sul mercato all’ingrosso.

Indicate anche se offrite servizi a terzi. Tali servizi possono essere: prestazioni nel campo della costruzione e progettazione come l’attività edile, prestazioni nel campo della manutenzione, della realizzazione e dell’esercizio di impianti di rete o prestazioni nel settore dei servizi, come ad es. tenuta della contabilità o attività di fatturazione per altri gestori di rete e prestazioni analoghe.

1.1.6 Dati per la presentazione dei conti

1.1.6.1 Note generali

Specificate se utilizzate la contabilità commerciale, cioè se il vostro rendiconto si basa sul sistema della contabilità a partita doppia. Tutte le norme utilizzate per la presentazione dei conti, eccezion fatta per la contabilità a partita semplice («contabilità da libretto della spesa», semplificata), si basano sulla partita doppia. Rispondete affermativamente anche se utilizzate l’MCA (modello contabile armonizzato).

Se alla domanda sulla contabilità commerciale avete risposto «sì», nella casella successiva selezionate dal menu a tendina secondo quali principi contabili allestite il bilancio (ad es. rendiconto ai sensi del codice delle obbligazioni, MCA 1 o 2, altra contabilità e conti amministrativi di diritto pubblico, Swiss GAAP FER IFRS ecc.). Indicate per favore le prescrizioni sulle quali si basa il vostro conto annuale per la rete (ossia il rendiconto individuale) e non quelle utilizzate per stendere il bilancio consolidato o per altri scopi.

Se il rendiconto non si basa sul sistema della contabilità a partita doppia, cliccate sul campo «no». Successivamente si apre un nuovo campo nel quale dovete delineare brevemente la modalità di tenuta dei libri contabili (ad es. «contabilità semplice sotto forma di disposizione su due colonne delle entrate e delle uscite», «contabilità semplice» o «contabilità semplice secondo la legge sulle finanze del Cantone X, integrata dall’ordinanza comunale Y»).

1.1.6.2 Conto annuale Rete

Ai sensi dell’articolo 11 capoverso 1 LAEl, i gestori e i proprietari di reti di distribuzione e di trasporto devono allestire per ogni rete un conto annuale disgiunto dai rimanenti settori di attività che deve essere pubblicato (art. 12 cpv. 1 LAEl in combinato disposto con art. 7b cpv. 1 OAEl).

Ai sensi dell’articolo 10 capoverso 3 LAEl le imprese d’approvvigionamento elettrico devono separare almeno sotto il profilo contabile i settori della rete di distribuzione dagli altri settori di attività. Se alla domanda corrispondente rispondete «no», motivate in maniera dettagliata perché non avete potuto effettuare la separazione contabile prescritta dalla legge.

La ElCom ha pubblicato una serie di requisiti minimi vincolanti per l’allestimento del conto annuale Rete nell’Istruzioni 9/2025, che come tali devono essere rispettati.

In un’ottica di trasparenza, come ulteriore informazione la Segreteria tecnica suggerisce di indicare anche le coperture insufficienti e in eccesso cumulate della società sotto forma di resoconto delle differenze di copertura (per livello di rete: saldo iniziale, variazione, saldo finale, remunerazione).

Ricordate che i dati della vostra contabilità analitica e quelli del conto annuale Rete disgiunto devono coincidere a livello di valori effettivi e che dev’essere possibile effettuare una riconciliazione dei valori. La ElCom può richiedere in qualunque momento le opportune prove.

Trasmettete il conto annuale Rete disgiunto tramite il portale dei gestori di rete. Il termine è anche in questo caso il 31 agosto dell’anno successivo all’ultimo esercizio contabile concluso.

1.2 Struttura della rete (contabilità analitica, scheda 1.2)

1.2.1 Panoramica

La scheda «Struttura della rete», che dev’essere compilata da tutti i gestori di rete, ha due diverse funzioni. Da un lato permette di gestire il numero dei livelli di rete da compilare e, di conseguenza, il numero di celle. Se il proprio livello di rete più elevato (incluse le comproprietà) è il livello 5, per semplificare l’immissione dei dati in questa scheda e nelle schede successive vengono eliminati automaticamente i livelli di rete da 2 a 4. Dall’altro lato, la scheda consente alla ElCom di ottenere una breve descrizione e una panoramica della struttura di rete del gestore, nonché del volume d’affari nel periodo di riferimento. Il giorno di riferimento è solitamente la data di chiusura del bilancio del vostro ultimo esercizio contabile concluso (31.12 o 30.9 in caso di anno idrologico).

1.2.2 Livello di rete proprio più elevato

Indicate qui il livello di rete (LR) più elevato che gestite o utilizzate (numeri, da 2 a 7). Ricordate che il livello di rete 1 è riservato esclusivamente a Swissgrid e che gli impianti di tale livello hanno dovuto essere trasferiti a Swissgrid ai sensi dell’articolo 33 capoverso 4 LAEl.

L’attribuzione di singole parti di impianti ai diversi livelli di rete può variare. Ecco perché rispetto a LR 4 e LR 6 viene posta una domanda in tal senso.

Trasformazione livello di rete 4: il livello di rete 4 comprende, come specificato dall’AES (NNMV-CH edizione 2025), i trasformatori tra alta e media tensione con i relativi campi di connessione sul fronte della sovra- e sottotensione e le rispettive porzioni di sbarre collettrici sul lato della sovra- e sottotensione. In casi eccezionali può accadere che un gestore di rete abbia impianti al livello di rete 3, ma che come livello di rete più elevato indichi LR 4: nella rete di distribuzione il punto di separazione tra un livello di rete e l’altro è sempre il campo di connessione. Sbarre collettrici, punti di interconnessione, tecnica secondaria, impianti accessori ed edifici vanno in genere attribuiti pro quota ai singoli campi di connessione. Può pertanto accadere che alcuni gestori attribuiscano al livello di rete 3 i costi di sbarra collettrice e/o campi di connessione, ma come livello di rete proprio più elevato considerino invece il 4.

Trasformazione livello di rete 6: per quanto concerne l’attribuzione della trasformazione tra media e bassa tensione al livello di rete 6, l’AES (NNMV-CH edizione 2025) indica diverse varianti, fermo restando che la variante 1 è quella principale. È in tal senso che va intesa la domanda relativa all’attribuzione che trovate nella scheda 1.2:

• Variante 1: attribuzione di tutti gli elementi della stazione di trasformazione al livello di rete 6
• Variante 2: attribuzione di elementi ai livelli di rete 5 e 6 oppure
• Variante 3: attribuzione di elementi ai livelli di rete 5, 6 e 7.

1.2.3 Rivenditori

Indicate se approvvigionate dei rivenditori. È considerato rivenditore un gestore di rete che è collegato alla vostra rete a valle e che inoltre riceve forniture di energia da parte vostra.

Il numero dei rivenditori tiene conto soltanto di quelli serviti direttamente nel rispettivo livello di rete, senza contare i rivenditori dei vostri rivenditori.

Il prelievo rivenditori corrisponde alla quantità di energia (MWh) che avete fatturato loro.

1.2.4 Punti di misurazione

Ai sensi dell'articolo 17a capoverso 3 della LAEl, i gestori di rete riscuotono il corrispettivo della misurazione per punto di misurazione. Con punto di misurazione si intende il punto della rete in cui è rilevato e conteggiato o registrato il flusso di energia in entrata o in uscita (art. 2 cpv. 1 lett. c OAEl). Indicate tutti i punti di misurazione dei vostri consumatori finali, produttori o impianti di stoccaggio e dei punti di fornitura dei vostri rivenditori, ma senza i punti di misurazione interni alla rete.

Qui vengono pertanto richiesti i punti di misurazione al netto delle misurazioni interne (misurazioni operative) – a differenza di quanto richiesto al 2.1.8.6, dove vanno specificati tutti i punti di misurazione, inclusi quelli interni operativi. Per le misurazioni bidirezionali è possibile indicare solo un punto di misurazione per ogni misurazione.

I punti di misurazione virtuali utilizzati per la fatturazione dei costi di misurazione degli apparecchi di misura del gestore di rete all'interno di un raggruppamento virtuale nell'ambito dell'autoconsumo (RCP(v)) costituiscono un caso particolare: in questo caso, non vi sono costi legati al contatore. Permangono tuttavia costi legati alla programmazione una tantum e alle licenze software, che in linea di principio possono essere addebitati secondo il principio di causalità. Di norma, l’importo di tali costi rimane limitato e le tariffe dovrebbero quindi essere nettamente inferiori a quelle di un punto di misurazione fisico. Spetta al settore decidere se tali costi vengano fatturati secondo il principio di causalità, mediante tariffe corrispondenti, o se si rinunci a fatturarli, per motivi di efficienza, quando l’importo è minimo (cfr. FAQ 2025 (Domande e risposte sulla Strategia energetica 2050), punto 2.16, paragrafi 6 e 7). Se vengono fatturate tariffe di misurazione per punti di misurazione virtuali, queste devono essere dichiarate nella contabilità analitica.

1.2.5 Destinatari di fattura

Per quanto riguarda la definizione di «destinatario di fattura» (DF), la ElCom si basa su quella di «centro di consumo» di cui all’articolo 11 capoverso 1 OAEl:

«… Un centro di consumo è l’ubicazione dell’esercizio di un consumatore finale costituente un’unità economica e geografica, con un consumo annuo proprio effettivo, a prescindere dal fatto se dispone di uno o più punti di immissione e di prelievo.»

Il destinatario di fattura (DF) è pertanto un consumatore finale presso un centro di consumo.

Esempi:

Destinatari di fattura

1.2.6 Comuni riforniti

I clienti finali sono ripartiti tra i Comuni da indicare qui (senza rivenditori). Se, ad esempio, rifornite il Comune A e anche alcuni clienti di due Comuni limitrofi B e C, come numero indicate 3.

1.2.7 Prelievo consumatori finali

Indicate qui la quantità di energia in MWh che avete complessivamente fornito, nell’ultimo esercizio contabile concluso, ai consumatori finali allacciati alla vostra rete. È determinante la quantità di energia elettrica (MWh) che avete fatturato ai consumatori finali al punto di fornitura.

Ricordate che, in questo caso, il concetto di «consumatori finali» comprende sia quelli nel servizio universale sia coloro che hanno usufruito della possibilità di libero accesso al mercato. Va esclusa, tuttavia, la quantità di energia elettrica fornita ai rivenditori, dal momento che questa viene rilevata separatamente (cfr. 1.2.3). In altre parole, qui inserite la quantità di energia totale prelevata ai punti di fornitura, ma al netto di quella rilevata separatamente in quanto fornita ai rivenditori.

1.3 Regolazione Sunshine (contabilità analitica, scheda 1.3)

1.3.1 Note generali

Tutti i gestori di reti di distribuzione compilano la scheda «Regolazione Sunshine». Le domande dettagliate riguardano solo i gestori di reti di distribuzione che approvvigionano i consumatori finali sul livello di rete 7.

La ElCom può effettuare confronti e pubblicarne i risultati in particolare negli ambiti della qualità dell’approvvigionamento, delle tariffe di utilizzazione della rete e dei costi di rete computabili, delle tariffe dell’energia elettrica, della qualità dei servizi nel settore della rete, degli investimenti in reti intelligenti, dei sistemi di misurazione e nell’adempimento di obblighi di comunicazione e pubblicazione (art. 22a LAEl). Per la pubblicazione di confronti della qualità e dell’efficienza può utilizzare anche i dati di cui già dispone all’entrata in vigore dell’articolo 22a LAEl in data 1º gennaio 2025. I dati pubblicati non possono riferirsi a periodi antecedenti il 2022 (art. 33c cpv. 3 LAEl). I dati trasmessi con la presente contabilità analitica potranno essere utilizzati in un secondo tempo per la regolazione Sunshine, nei limiti previsti dalla legge, e sono pertanto destinati alla pubblicazione

1.3.2 Incasso

Il formulario indica il termine di pagamento per i clienti delle categorie nuclei familiari e aziende del settore commerciale a partire dalla data di emissione della fattura, nonché il numero dei solleciti gratuiti inviati in caso di mancato pagamento. Ulteriori domande riguardano le misure potenzialmente adottate nel caso di arretrati nei pagamenti e a tal proposito sono possibili più risposte affermative.

1.3.3 Qualità dell’energia

Il numero di prodotti energetici (non tariffe) indica il numero di prodotti elettrici di diversa qualità (con riferimento al vettore energetico) che un gestore di rete di distribuzione offre alla propria clientela finale nel servizio universale. In caso di più prodotti compare la domanda aggiuntiva sulla possibilità per la clientela di combinare a piacimento tra loro i vari prodotti. Nell’ipotesi di un unico prodotto, la proporzione (in percentuale) dell’energia proveniente da fonti rinnovabili nel prodotto standard va indicata secondo la categorizzazione di cui al sito www.Stromkennzeichnung.ch.

1.3.4 Informazioni su interruzioni pianificate

Qui i gestori di reti di distribuzione indicano se informano preliminarmente tutti i clienti delle categorie nuclei familiari e aziende del settore commerciale che sono interessati da interruzioni della rete pianificate. Eventualmente occorre anche indicare con quanti giorni di anticipo vengono informati. Coloro che informano le diverse categorie di clienti in maniera differenziata sulle interruzioni indicano il preavviso per i clienti della categoria nuclei familiari.

2 Infrastruttura (contabilità analitica, capitolo 2)

2.1 Compendio degli impianti (contabilità analitica, scheda 2.1)

La scheda «Compendio degli impianti», che dev’essere compilata da tutti i gestori di rete, evidenzia le basi tecniche, normative e di contabilità finanziaria dei vostri costi del capitale. A tal fine vi vengono richiesti gli elementi tecnici essenziali delle vostre immobilizzazioni regolatorie, con domande di contabilità generale e altre relative alla loro valutazione e all’iscrizione di impianti nelle vostre immobilizzazioni regolatorie («attivazione» regolatoria).

Gli impianti facenti parte dei beni patrimoniali necessari all’esercizio vanno dichiarati e rilevati in base al relativo compendio regolatorio. La valutazione degli impianti avviene giusta l’articolo 15 capoverso 3 LAEl. In merito ai principi di valutazione, ammortamento e iscrizione degli impianti nelle immobilizzazioni regolatorie esiste un’ampia giurisprudenza e varie decisioni della ElCom passate in giudicato.

Ricordate che la ElCom può chiedere in qualsiasi momento di prendere visione delle basi della vostra valutazione e del vostro compendio impianti regolatorio (art. 22 cpv. 2 lett. b LAEl in combinato disposto con l’art. 25 cpv. 1 LAEl). Assicuratevi pertanto di conservare la documentazione rilevante in tal senso anche oltre i consueti termini previsti per i libri di commercio (cfr. art. 958f cpv. 1 della legge federale di complemento del Codice civile svizzero [Libro quinto: Diritto delle obbligazioni] del 30 marzo 1911 [CO; RS 220)], garantendo che sia disponibile per l’intera vita utile regolatoria dell’impianto. Anche in caso di acquisizioni di reti, sinceratevi di poter ritirare detta documentazione con l’impianto nell’ambito dell’operazione

2.1.1 Specifica degli impianti necessari all’esercizio

Indicate qui il numero degli impianti necessari all’esercizio, compresi quelli già ammortizzati ma ancora utilizzati. Gli impianti gestiti per conto di clienti («impianti dei clienti») e quelli soltanto noleggiati non devono essere registrati qui.

2.1.2 Diritti d’uso

Indicate soltanto gli impianti e i diritti d’uso attribuiti alle vostre immobilizzazioni regolatorie. Se avete dei diritti d’uso in partecipazione, inserite qui soltanto la vostra quota (esempio: se possedete 5 sottocentrali e avete un diritto d’uso del 30% su un’altra sottocentrale, inserite il valore 5.3).

Ricordate in tale contesto che le rimunerazioni a terzi per la concessione di diritti e servitù connessi all’esercizio della rete, ai sensi dell’articolo 15 capoverso 2 lettera c LAEl, vanno imputate ai costi d’esercizio. Questo articolo di legge è in vigore dal 1° giugno 2019 e la ElCom non accetta servitù e diritti d’uso iscritti nelle immobilizzazioni regolatorie dopo tale data. Il testo dell’articolo non fa distinzione tra remunerazione una tantum e remunerazione ricorrente (si rimanda a tale proposito alla decisione della ElCom 25-00070 del 12 dicembre 2019, n. marg. 98 segg).

2.1.3 Investimenti

Indicate il totale complessivo degli investimenti nel settore d’attività Rete, ossia non epurate questa cifra di contributi e pagamenti di terzi (in altre parole, vi viene richiesto l’investimento lordo prima della deduzione di eventuali pagamenti di terzi, come ad es. contributi di allacciamento).

Attenzione: con investimento lordo si intendono le entrate a livello di impianti durante l’anno base, inclusi per gli impianti in costruzione, per i quali è prevista l’iscrizione nelle immobilizzazioni regolatorie (cfr. 2.2.2 e 2.2.6).

2.1.4 Valori della contabilità finanziaria e immobilizzazioni regolatorie

In questa scheda vengono chiesti sia i dati relativi ai vostri valori della contabilità finanziaria sia i valori secondo le immobilizzazioni regolatorie (cfr. anche 2.1 più soprasopra).

Indicate il totale dei costi di acquisto e costruzione, a livello di contabilità finanziaria, di tutti gli impianti in essere alla fine dell’ultimo esercizio contabile concluso, ossia i costi di acquisto e costruzione iniziali al giorno di chiusura del bilancio (vale a dire i valori al 30.09.20xx se come esercizio si utilizza l’anno idrologico o il 31.12.20xx se si utilizza l’anno civile). Si tratta dunque dei valori degli impianti prima degli ammortamenti.

Indicate altresì se, nella vostra contabilità finanziaria, per l’iscrizione in attivo di beni patrimoniali o costi di progetto applicate lo stesso limite di attivazione di quello utilizzato per l’iscrizione di impianti nelle immobilizzazioni regolatorie quale base per la determinazione dei vostri costi regolatori del capitale.

Vi viene inoltre chiesto se, per la determinazione della spesa capitalizzabile, nella contabilità finanziaria applicate i medesimi criteri di quelli utilizzati per l’iscrizione di costi nelle immobilizzazioni regolatorie (delimitazione «CAPEX» e «OPEX»). Se l’entità (importo) come pure i criteri di attivazione nella contabilità finanziaria e per l’iscrizione di valori nelle immobilizzazioni regolatorie sono identici, rispondete alla domanda con «sì».

Con «criteri di attivazione» si intendono, in questo contesto, le regole che definiscono come procedere nell’attivazione dei costi. Esempio: importo dell’attivazione CHF 100 000 e criterio di attivazione: vengono attivati soltanto i nuovi investimenti. In questo caso, il criterio di attivazione impedirebbe che venga attivato un investimento di sostituzione anche se le relative uscite superano i CHF 100 000.

2.1.5 Fondi per finanziamenti speciali e fondi ecologici

Considerate che il finanziamento di fondi, di progetti speciali ecc. non è contemplato nell’ambito regolatorio. Se sono previsti tali tipi di finanziamento oltre ai costi regolatori computabili disciplinati dalla legislazione in materia di approvvigionamento elettrico, ricordate che non potete riscuotere questi supplementi integrandoli nei costi di rete o dell’energia, bensì dovete riscuoterli separatamente nel rispetto delle norme sulla disgiunzione (ad es. attraverso una tassa sulla rete per cui è richiesta una base giuridica).

Se alla fine gli investimenti nella rete vengono finanziati con questi fondi, li si deve trattare come contributi e pagamenti da parte di terzi e dedurre dalle immobilizzazioni regolatorie.

Considerate che i progetti con una componente di rischio e i nuovi investimenti sono coperti a livello non solo economico-aziendale, ma anche regolatorio attraverso il capitale proprio sotto forma di capitale di rischio dell’impresa, ossia attraverso la quota di capitale proprio del WACC come «utile». In linea di principio, dunque, sul piano regolatorio eventuali perdite da tali progetti dovute a un loro fallimento e ammortizzate a conto economico nella contabilità finanziaria non possono costituire costi computabili, bensì devono essere sostenute con il capitale proprio analogamente a quanto accade alle imprese sul mercato.

2.1.6 Illuminazione pubblica

Per costi computabili s’intendono, ai sensi dell’articolo 15 capoverso 1 LAEl, i costi di una rete sicura, performante ed efficiente. Di conseguenza non è computabile ciò che non soddisfa tali condizioni, ad esempio varie attività che esulano dalla rete, come l’illuminazione pubblica o le attività amministrative a servizio di altri ambiti commerciali.

Se per conto del Comune vi assumete la responsabilità dell’esercizio dell’illuminazione pubblica, in tal caso si tratta di un servizio che dev’essere svolto «a condizioni di mercato». Qualora forniate prestazioni per l’illuminazione pubblica attraverso risorse del comparto rete, tali prestazioni andranno fatturate di conseguenza e il ricavato dedotto dai costi di rete computabili.

Considerate inoltre che gli impianti di illuminazione pubblica che, pur essendo stati finanziati dal Comune, si trovano nelle immobilizzazioni di contabilità finanziaria del gestore di rete non possono essere incorporati nelle immobilizzazioni regolatorie per i motivi summenzionati (cfr. anche capitolo 3.2.20).

2.1.7 Acquisto di reti dopo il 1999

Indicate se avete acquistato reti dopo il 1999. In caso affermativo, rispondete anche alla domanda relativa al totale dei valori residui delle reti acquistate dal 1999 che confluiscono nel calcolo dei costi di rete (rispetto al giorno di riferimento delle immobilizzazioni). Elencate altresì le reti acquistate dal 1999 comprensive dei valori residui alla data di acquisizione.

2.1.8 Dati tecnici

2.1.8.1 Traccia tubazioni AT, MT e BT

Indicate la lunghezza totale delle tracce delle tubazioni, indipendentemente dai livelli di rete, in chilometri lineari (x.xxx km). Una traccia sotterranea può essere composta da uno o più tubi (cilindro di tubi con cavi). La lunghezza della traccia è pari alla lunghezza del cilindro di tubi. Di regola, si tiene conto di una traccia fino al limite della proprietà del GRD. Gli attraversamenti in superficie di fiumi, strade ecc. sono considerati anch’essi come tracce.

2.1.8.2 Cavi allacciamenti domestici

Indicate la lunghezza del cavo dal limite di proprietà (limite di particella o punto di allacciamento alla rete) fino alla cassetta dell’allacciamento domestico. Se non avete rilevato le lunghezze dei cavi separatamente, indicate un valore stimato e precisatelo nel campo «Note» (cfr. anche Recommandation Raccordement au réseau pour clients finaux jusqu’à 36 kV / Empfehlung Netzanschluss für Endkunden, VSE/AES, edizione 2013).

2.1.8.3 Linee aeree

Indicate la lunghezza del conduttore (conduttore-km). Esempio: 1 km di traccia di linea aerea MT, con 3 poli conduttori, corrisponde a un conduttore unico pari a 1 km; cfr. anche VSE/AES - documento NBVN-CH, edizione 2007.

2.1.8.4 Sottocentrali

Indicate anche gli impianti o parti di essi per i quali disponete soltanto di diritti d’uso in partecipazione (ad es. 5.3 unità), se il diritto d’uso è stato acquisito prima del 1° giugno 2019 (cfr. 2.1.2). Non rientrano in questa voce, invece, gli impianti noleggiati non contenuti nel resoconto impianti (cfr. 2.1.1). Indicate la potenza installata (kVA).

2.1.8.5 Trasformatore LR 5

Alla voce «trasformatore» indicate anche la tensione che trasformate (ad es. 36/11KV).

2.1.8.6 Punti di misurazione

Con punto di misurazione si intende il punto della rete in cui è rilevato e conteggiato o registrato il flusso di energia in entrata o in uscita (art. 2 cpv. 1 lett. c OAEl). Indicare tutti i punti di misurazione dei vostri consumatori finali, produttori e impianti di stoccaggio e dei punti di fornitura dei vostri rivenditori, inclusi i vostri punti di misurazione interni.

Qui vengono richiesti i punti di misurazione, incluse le misurazioni interne (misurazioni operative) a differenza di quanto richiesto al capitolo 1.2.4, dove vanno specificati i punti di misurazione al netto di quelli interni operativi.

Indicate anche il numero totale delle vostre misurazioni del profilo di carico con lettura remota (cfr. art. 31l cpv. 1 e 2 OAEl) e il numero di misurazioni conformi all’articolo 8a^decies e 8b OAEl.

2.2 Resoconto impianti storico (contabilità analitica, scheda 2.2)

2.2.1 Premessa

2.2.1.1 Valutazione storica degli impianti

Vanno dichiarati qui i beni patrimoniali, la cui valutazione si basa sui costi storici di acquisto e costruzione. Devono essere inseriti dati distinti per ogni livello di rete. Per la valutazione storica degli impianti sono determinanti i costi effettivamente sostenuti al momento della loro costruzione. Tali costi devono essere comprovati dal gestore di rete su richiesta della ElCom. La prova che i costi degli impianti sono effettivamente stati sostenuti al momento della costruzione può essere fornita, ad esempio, attraverso i seguenti documenti:

• il conto degli investimenti o della situazione patrimoniale (bilancio);
• i rendiconti dei costi inerenti alla costruzione;
• i contratti che contengono dei valori (ad es. contratti riguardanti le comproprietà);
• documenti del registro fondiario che comprovino i prezzi dei terreni.

2.2.1.2 Versione integrale e light

La scheda «Resoconto impianti storico» deve essere compilata da tutti i gestori di rete. Tenete presente che le regole sotto riportate per la valutazione e l’iscrizione nelle immobilizzazioni regolatorie valgono per tutti i gestori di rete a prescindere dalla versione del formulario, sia essa «integrale» o «light».

2.2.1.3 Principio dell’anno base e periodo di riferimento per gli ammortamenti

I valori degli impianti devono essere dichiarati al giorno di riferimento dell’ultimo esercizio contabile concluso. Gli ammortamenti sono di norma su 12 mesi, per cui il loro periodo di riferimento dovrebbe andare dall’1.1 al 31.12 o dall’1.10 al 30.9.

2.2.1.4 Entrate e uscite

I costi storici di acquisto e costruzione al giorno di riferimento (alla fine dell’esercizio; 1° blocco della scheda 2.2) devono essere indicati includendo le entrate (2° blocco della scheda 2.2) e sottraendo le uscite (3° blocco della scheda 2.2) dell’esercizio in questione.

Le entrate e le uscite di detto esercizio devono essere registrate come valore lordo: ciò significa che devono essere presi in considerazione i costi storici di acquisto e costruzione (iniziali). Partiamo dal principio che, in linea di massima, le entrate e le uscite vengono considerate alla stessa stregua nella contabilità analitica e nella contabilità finanziaria. Nel caso applicaste un altro metodo, indicate per favore le entrate e le uscite di cui avete effettivamente tenuto conto nel vostro calcolo. Nel campo «Note» spiegate per sommi capi le discrepanze rispetto alla contabilità finanziaria.

2.2.2 Rapporto tra immobilizzazioni regolatorie e valori di contabilità finanziaria­

La base per il calcolo dei costi del capitale sono i beni patrimoniali necessari all’esercizio, definiti in virtù del compendio impianti regolatorio. Il Tribunale federale ha stabilito che la base determinante per il calcolo di ammortamenti e interessi calcolatori non è il valore contabile degli impianti risultante dalla contabilità finanziaria, bensì il loro valore residuo definito nella contabilità analitica regolatoria.

Conformemente alla LAEl i criteri contabili di legge in materia di attivazione non sono determinanti nell’ambito del calcolo dei costi del capitale computabili (cfr. in merito art. 11 cpv. 1 LAEl; art. 7 OAEl). La contabilità analitica regolatoria in cui vanno dichiarate le immobilizzazioni regolatorie può discostarsi, per vari motivi, dalla contabilità finanziaria. Se i valori contabili non sono determinanti, per definire i costi del capitale computabili non può esserlo nemmeno la prassi contabile finanziaria in materia di attivazione (DTF 138 II 465 consid. 4.6.2 e 6.3.2). Per costi di acquisto e di costruzione si intendono esclusivamente i costi sostenuti per la costruzione degli impianti in questione (art. 13 cpv. 2 OAEI). Nelle immobilizzazioni regolatorie possono dunque essere iscritti unicamente gli impianti i cui costi sono computabili come costi del capitale ai sensi della legislazione sull’approvvigionamento energetico.

Perché un costo venga considerato nelle immobilizzazioni regolatorie, si presuppone che esso sia direttamente connesso alla costruzione dell’impianto a cui è stato attribuito in riferimento alla durata di utilizzazione. I costi rivendicati devono essere necessari ai fini dell’attivazione e del mantenimento in esercizio della rete degli impianti in questione, cosicché se ne giustifichi la remunerazione, nel corso della durata di utilizzazione, quali parte integrante dei valori calcolatori residui degli impianti.

I valori residui della contabilità finanziaria e del compendio impianti regolatorio saranno sistematicamente diversi tra loro. Ciò è dovuto, tra l’altro, alle differenze tra le regole di attivazione previste dalla contabilità finanziaria e la possibilità di iscrivere impianti nelle immobilizzazioni regolatorie secondo i criteri della legislazione in materia di approvvigionamento elettrico. Diverse, inoltre, sono solitamente anche le durate di utilizzazione e le metodologie di ammortamento tra la contabilità finanziaria e le norme di legge.

2.2.3 Costi per demolizione, ripristino o strutture provvisorie

Non devono essere iscritti nelle immobilizzazioni regolatorie i costi di demolizione, ripristino o legati ad una costruzione provvisoria, dal momento che non fanno parte degli impianti di nuova realizzazione e quindi dei loro costi di acquisto e costruzione (art. 15 cpv. 3 LAEl). Detti costi non devono pertanto essere sommati ai costi del capitale computabili come costi di acquisto e costruzione, ma possono soltanto essere incorporati una tantum nei costi di esercizio degli anni di competenza.

2.2.4 Progetti e costi di progetti

Per determinare a partire da quando, nell’ambito di un progetto, i costi generano valori che possono essere iscritti nelle immobilizzazioni regolatorie e stabilire quali costi rappresentino dei costi di esercizio, in linea di principio è possibile effettuare una distinzione tramite le fasi del progetto. Tutti i costi connessi alla mera progettazione, come l’elaborazione di varianti, la preparazione del progetto, l’allestimento delle planimetrie, le attività inerenti all’appalto di servizi ecc. sono da intendersi costi di esercizio. Non facendo direttamente parte dei nuovi impianti, non possono essere aggiunti ai loro costi di costruzione. I costi che possono essere inclusi nelle immobilizzazioni regolatorie insorgono soltanto nella fase di realizzazione di un progetto.

2.2.5 Costi di manutenzione e investimenti di sostituzione

I costi di manutenzione non sono costi di costruzione e non devono essere incorporati nel calcolo dei costi del capitale computabili. Possono eventualmente essere riconosciuti come costi di esercizio se sono stati necessari a garantire una rete sicura, performante ed efficiente (art. 15 cpv. 1 LAEl, cfr. anche ANDRE SPIELMANN in: Kommentar zum Energierecht, Brigitta Kratz / Michael Merker / Renato Tami / Stefan Rechsteiner / Kathrin Föhse [ed.], volume I, Berna 2016, art. 15 LAEl n. marg. 10).

Gli investimenti di sostituzione, invece, possono essere iscritti nelle immobilizzazioni regolatorie, tuttavia a condizione che siano gestiti in modo trasparente come parti di impianto separate e non vengano aggiunti a un impianto esistente («ringiovanimento di impianto»). Si ricorda altresì che le parti di impianto sostituite o demolite devono essere eliminate dalle immobilizzazioni regolatorie (ammortamento speciale).

2.2.6 Impianti in costruzione

Gli impianti in costruzione possono essere iscritti nelle immobilizzazioni regolatorie fintanto che non sono in esercizio. Ricordate che gli interessi su eventuali crediti accesi per la realizzazione di tali impianti non devono essere considerati insieme ai costi dell’impianto nel valore regolatorio di quest’ultimo.

I costi per gli impianti che sono solo progettati non possono essere computati come costi per gli impianti in costruzione (cfr. sentenza del Tribunale amministrativo federale A-2876/2010 del 20 giugno 2013, consid. 6.4). I valori residui degli impianti che trasmettete non devono quindi contenere tali voci.

Gli impianti in costruzione non vengono ammortizzati durante la loro realizzazione. Come da prassi della ElCom, infatti, la messa in servizio avviene con l’utilizzo degli impianti ai fini dell’esercizio della rete. Determinante per il trasferimento di impianti in costruzione alle immobilizzazioni regolatorie è pertanto, ai sensi della legislazione in materia di approvvigionamento elettrico, la messa in servizio tecnica di un impianto. A partire da allora l’impianto va pertanto anche ammortizzato (cfr. anche 2.2.15). Dal punto di vista regolatorio la data di trasferimento in contabilità finanziaria – ossia il passaggio da impianto in costruzione a impianto in esercizio, che come tale è soggetto ad ammortamento – non è rilevante.

Nella sua valutazione la ElCom parte dalla data di messa in servizio tecnica. Si tratta di un punto di riferimento adeguato, dal momento che definisce a partire da quando un impianto è effettivamente funzionale allo scopo e utilizzato in tal senso. Innanzitutto va valutato se l’impianto serva all’esercizio della rete – come ad esempio una linea – o alla sua realizzazione – ad esempio una gru o una teleferica, dopodiché si calcola a partire da quando è entrato in esercizio.

Nel caso di una linea elettrica, la messa in servizio tecnica è rappresentata dall’effettivo utilizzo per il trasporto di elettricità. La sola posa dei cavi non è sufficiente a motivare una messa in servizio tecnica. Lo stesso dicasi per impianti quali tracce, cilindri di tubi con cavi e banchine per la posa di cavi. Questi impianti vengono attivati e ammortizzati al primo passaggio di corrente nei cavi. Anche un trasformatore non collegato al circuito elettrico è un buon esempio di impianto in costruzione; va considerato il momento a partire dal quale l’impianto può essere utilizzato per il trasporto di elettricità. Nel caso degli impianti elettrici la notifica di completamento tecnico all’attenzione dell’ESTI, ad esempio, è un valido criterio per la decorrenza dell’obbligo di ammortamento regolatorio.

La messa in servizio regolatoria di un impianto, che di per sé non serve all’esercizio, ma alla costruzione dei suddetti impianti, ad esempio una gru di grandi dimensioni o una teleferica, comporta anch’essa la loro iscrizione nelle immobilizzazioni regolatorie e quindi il loro ammortamento nel caso in cui possano essere destinati alla loro finalità di utilizzo: il testo della legge «garantire una rete sicura, performante ed efficiente» include non solo l’esercizio della rete, ma anche la realizzazione della rete necessaria all’esercizio. In ciò rientrano anche le strutture funzionali alla realizzazione di impianti di rete, ad esempio una gru o una teleferica.

La ElCom ha trattato approfonditamente l’argomento in due decisioni della primavera 2018 e dell’autunno 2019 riguardanti alcuni impianti sulla rete di trasporto (cfr. decisioni della ElCom 25-00100 dell’11 settembre 2019 e 25-00062 del 6 marzo 2018).

2.2.7 Prezzi d’acquisto

Per determinare i costi iniziali di acquisto e di costruzione, ci si deve basare, per quanto possibile, sui costi effettivi di quel momento. L’articolo 13 capoverso 2 OAEl precisa anche che per costi di acquisto e di costruzione si intendono esclusivamente i costi sostenuti per la costruzione degli impianti in questione. In questo modo, il legislatore ha voluto garantire che il prezzo pagato in caso di passaggio di proprietà non abbia alcuna rilevanza per la determinazione dei costi del capitale. Con «costi iniziali di acquisto e di costruzione» si intendono i costi insorti in relazione all’iniziale costruzione degli impianti e non i prezzi di acquisto pagati da un successivo acquirente (DTF 140 II 415, consid. 5.5.3 e 5.9). Tutti i valori degli impianti devono quindi essere rettificati, non considerando eventuali prezzi di acquisto, e i costi iniziali di acquisto e di costruzione devono essere impiegati conformemente all’articolo 15 LAEl, anche se si tratta di acquisti e trasferimenti di rete all’interno del gruppo da parte della società madre alla filiale (cfr. tra le altre decisioni della ElCom 25-00100 dell’11 settembre 2019, n. marg. 47). I prezzi d’acquisto non sono ammessi; vanno utilizzati invece i valori residui all’atto dell’acquisto sulla base dei costi iniziali di acquisto e costruzione del proprietario originario.

2.2.8 Costi di transazione e costi accessori degli impianti

Per «costi di transazione» si intendono qui di seguito i costi specifici che un gestore di rete deve sostenere in seguito all’acquisizione di impianti o all’acquisto di impianti e reti (cfr. in merito decisione 25-00070 del 19.12.2019 della ElCom).

Perché un costo venga considerato nelle immobilizzazioni regolatorie, si presuppone che esso sia direttamente connesso alla costruzione dell’impianto a cui è stato attribuito in riferimento alla durata di utilizzazione. I costi rivendicati devono essere necessari ai fini dell’attivazione e del mantenimento in esercizio della rete degli impianti in questione, cosicché se ne giustifichi la remunerazione, nel corso della durata di utilizzazione, quali parte integrante dei valori calcolatori residui degli impianti.

I costi di transazione non sono costi di costruzione ai sensi dell’articolo 13 capoverso 2 OAEl. I costi connessi a una transazione per attività legate all’acquisto di reti o impianti non sono direttamente necessari al mantenimento dell’esercizio della rete. Attività quali la verifica delle condizioni tecniche o della documentazione di un impianto e il trasferimento del medesimo a livello contabile non possono pertanto essere attivate come costi accessori degli impianti.

La LAEl non contempla il concetto di «costi accessori dell’impianto» utilizzato nella contabilità finanziaria. Tali costi possono essere definiti come voci direttamente connesse all’impianto in costruzione o a un impianto acquistato; sono praticamente da intendersi come i costi di installazione di un trasformatore. La possibilità di considerarli nelle immobilizzazioni regolatorie è data dal fatto che siano costi di costruzione ai sensi dell’articolo 13 capoverso 2 OAEl. Soltanto se sono direttamente connessi a un impianto possono essere attivati insieme a esso.

Nota sui costi di installazione dei contatori intelligenti (Smart Meter Rollout)

Secondo il documento KRSV-CH 2019 (e versioni precedenti) i costi di installazione dei sistemi di misurazione intelligenti sono inclusi nei costi d’esercizio (p. 27). La ElCom adotta i documenti del settore nella misura in cui li ritiene adeguati e compatibili con il diritto in materia di approvvigionamento elettrico. Ha quindi accolto la regola secondo cui i costi di installazione dei sistemi di misurazione intelligenti devono essere inclusi come costi d’esercizio ed ha pure strutturato le voci di costo della contabilità analitica sulla base del KRSV-CH, secondo cui i costi di installazione devono essere dichiarati come costi d’esercizio. La ElCom ha confermato questa posizione nella sua riunione del 16 marzo 2021. Una modifica della prassi della ElCom comporterebbe una disparità di trattamento nei confronti dei GRD che hanno già effettuato il roll-out su vasta scala e non sarebbero autorizzati ad attivare i costi a posteriori. Pertanto, i costi di installazione per l’introduzione dei contatori intelligenti (Smart Meter Rollout) devono essere esplicitamente trattati come costi d’esercizio. In proposti si veda anche 3.2.17.2.

A partire dall’esercizio 2026 i costi di installazione possono essere trattati come parte dei costi del capitale (art. 8a^bis cpv. 1 OAEl nella versione in vigore dal 1º gennaio 2026).

2.2.9 Terreni

Conformemente all’articolo 216 capoverso 1 CO il contratto di compravendita di un fondo richiede un atto pubblico. Un punto essenziale di tale contratto è il prezzo d’acquisto. Per l’acquisto di una proprietà fondiaria occorre l’iscrizione nel registro fondiario (art. 656 cpv. 1 del Codice civile svizzero del 10 dicembre 1907 [CC; RS 210]). Il contratto di acquisto rientra tra i documenti all’appoggio dei quali è fatta l’iscrizione di un fondo (art. 948 cpv. 2 CC). I documenti giustificativi devono essere conservati a tempo indeterminato come prescritto dall’articolo 37 capoverso 2 dell’ordinanza del 23 settembre 2011 sul registro fondiario (ORF; RS 211.432.1). Presso l’ufficio del registro fondiario devono pertanto essere rese disponibili almeno le copie del contratto di acquisto. In linea di principio, i fondi non devono quindi essere valutati sinteticamente o utilizzando valori venali (cfr. tra le altre sentenze del Tribunale amministrativo federale A-2654/2009, consid. 8.6.2; decisione della ElCom 25-00100 dell’11 settembre 2019, n. marg. 54 segg.).

2.2.10 Prestazioni proprie attivate

Per costi computabili si intendono i costi di esercizio e i costi del capitale di una rete sicura, performante ed efficiente. Essi comprendono un utile d’esercizio adeguato (art. 15 cpv. 1 LAEl). Le prestazioni fatturate internamente a un’impresa o a un gruppo sono computabili al massimo fino a concorrenza dei costi che sarebbero maturati se esse fossero state erogate dallo stesso esercizio della rete. L’utile d’esercizio adeguato di cui all’articolo 15 capoverso 1 LAEl non dev’essere tuttavia superato da prestazioni compensate internamente (cfr. in merito decisione della ElCom 25-00070 del 19 dicembre 2019).

In caso di prestazioni proprie erogate con le risorse della rete, le corrispondenti voci di costo all’interno dei costi di rete devono essere epurate del valore di tali prestazioni proprie (esposto alla voce «altri ricavi», cfr. paragrafo 3.2.21.2 più sottosotto).

Se si realizzano impianti con risorse proprie che successivamente vengono considerate nelle immobilizzazioni regolatorie come base per gli ammortamenti e la remunerazione calcolatoria e iscritte tra i costi del capitale computabili, le tariffe applicate per tali prestazioni non devono contenere componenti dei costi del capitale (ad es. interessi, ammortamenti), altrimenti si opererebbe un duplice addebito.

2.2.11 Pagamenti di terzi, sussidi per investimenti e pagamenti per potenziamenti di rete

Eventuali contributi e pagamenti di terzi nonché sussidi per investimenti come ad es. pagamenti per lo spostamento di linee, sottocentrali o stazioni di trasformazione per la costruzione di autostrade o ferrovie, oppure i contributi di terzi per potenziamenti della rete (art. 13e cpv. 4 OAEl) devono essere detratti dalle immobilizzazioni regolatorie e ivi esposti in maniera trasparente. La ElCom considera l’iscrizione di queste posizioni con segno negativo nel compendio impianti regolatorio con il medesimo ammortamento dell’investimento a cui si riferiscono (cosiddetto metodo lordo) adeguato ad assicurare la trasparenza.

I costi per i potenziamenti della rete necessari in relazione agli impianti di produzione di cui all’articolo 15b LAEl devono essere esposti separatamente secondo l’articolo 7 capoverso 3 lettera h OAEl.

2.2.12 Chiavi di riparto dei valori degli impianti

Se con i vostri documenti possono essere determinate solo le somme totali dei valori storici e non i valori dei singoli impianti, dette somme possono essere distribuite sugli impianti in base a chiavi di riparto adeguate. Per la ripartizione secondo le diverse categorie di impianti ci si può basare sulla valutazione sintetica, la quale indica i rapporti da applicare agli importi totali dei valori storici per trovare i valori storici singoli degli impianti. A prescindere dal metodo scelto, tuttavia, va considerato che i costi di acquisto e costruzione così determinati – e stabiliti una-tantum con le chiavi di riparto – non cambiano di valore per tutta la loro durata regolatoria.

2.2.13 Trattamento delle sottocentrali / stazioni di trasformazione

Poiché il documento «NNMV-CH Netznutzungsmodell für das Schweizerische Verteilnetz / MURD-CH Modèle d’utilisation des réseaux suisses de distribution» (VSE/AES 2025) prevede che le sottocentrali/stazioni di trasformazione vengano elencate solo ai livelli di rete LR2, LR4 e LR6, oppure che gli elementi collegati alle rispettive partenze di linea siano assegnati ai livelli di rete dispari, abbiamo tenuto conto della soluzione di settore e inserito nel questionario entrambe le varianti.

Indicate tutti i costi delle sottocentrali utilizzando la stessa ripartizione impiegata per la contabilità analitica. Se le partenze di linea sono state assegnate alla sottocentrale, inserite qui i costi corrispondenti, altrimenti imputateli alle linee. Anche per la ripartizione dei costi sui vari livelli di rete la contabilità analitica (calcolo dei costi) interna costituisce la base.

2.2.14 Principi per l’iscrizione di ulteriori posizioni nelle immobilizzazioni regolatorie

In linea di principio, nelle immobilizzazioni regolatorie possono essere iscritte («attivate») unicamente posizioni rispetto alle quali sussiste un investimento di lungo periodo, imputabile a un determinato impianto, che è necessario all’esercizio di una rete sicura ed efficiente. In tale contesto va prestata particolare attenzione all’imputazione dei costi di progetto nell’ambito della costruzione o del risanamento di impianti (cfr. 2.2.5).

Nelle immobilizzazioni regolatorie non è possibile, ad esempio, rivendicare costi per la progettazione di varianti o l’allestimento di planimetrie. Lo stesso dicasi per eventuali costi di eliografie, di pubblicazione per procedure di approvazione, per l’appalto di servizi e altri costi maturati prima dell’effettiva realizzazione.

2.2.15 Ammortamenti

Gli impianti devono essere ammortizzati in maniera lineare nell’arco del loro intero ciclo di vita in funzione di un valore residuo pari a zero (art. 13 cpv. 2 OAEI). Come costi del capitale possono essere computati al massimo gli ammortamenti calcolatori maturati nell’anno tariffario in questione. Gli ammortamenti calcolatori annui sono calcolati a partire dai costi di acquisto e di costruzione iniziali degli impianti esistenti, con ammortamento lineare per una determinata durata di utilizzazione in funzione di un valore residuo pari a zero. Una volta che un impianto è stato completamente ammortizzato e il suo valore residuo è pari a zero, non è più possibile effettuare ulteriori ammortamenti.

Con gli ammortamenti calcolatori si riflette la svalutazione degli impianti a prescindere dai valori della rendicontazione esterna del gestore di rete.

È il settore che stabilisce le durate di utilizzazione per le diverse categorie di impianti, che trovate nel documento «KRSV-CH Kostenrechnungsschema für Verteilnetzbetreiber der Schweiz/SCCD CH Schéma de calcul des coûts pour le gestionnaires du réseau de distribution CH» dell’AES. Queste durate di ammortamento vengono considerate dalla ElCom in sede di verifica tariffaria, se le ritiene appropriate.

La messa in servizio tecnica costituisce, secondo la ElCom, un punto di riferimento adeguato, dal momento che definisce a partire da quando un impianto è effettivamente funzionale allo scopo e utilizzato in tal senso (decisione della ElCom 211-00016 del 17 novembre 2016, n. marg. 151 segg.). Ne consegue che l’impianto deve essere ammortizzato a partire dalla sua messa in servizio tecnica. Una volta completato l’impianto in costruzione, la data di messa in servizio va utilizzata come base per l’ammortamento e il valore residuo regolatorio (decisione della ElCom 211-00016 del 17 novembre 2016, consid. 150 segg.; decisione della ElCom 25-00067 del 20 ottobre 2016, n. marg. 43 segg. e n. marg. 69; lettera di chiusura della ElCom 212-00233 del 21 novembre 2017, n. 2.2).

In caso di acquisto di un impianto usato, fa fede la data iniziale di messa in servizio e non la data di acquisto o di permuta (ANDRE SPIELMANN in Kommentar zum Energierecht, Brigitta Kratz / Michael Merker / Renato Tami / Stefan Rechsteiner / Kathrin Föhse [ed.], volume I, Berna 2016, art. 15 LAEl n. marg. 7).

Gli ammortamenti possono essere effettuati a cadenza annuale o mensile, a decorrere dal primo anno della messa in servizio. Se il gestore di rete conosce e indica la data precisa della messa in servizio, nel 1° anno gli ammortamenti possono essere effettuati a cadenza mensile, il che varrà pertanto anche per l’ultimo anno di vita dell’impianto. Non vengono accettati dalla ElCom, invece, eventuali ammortamenti giornalieri nell’anno di messa in servizio e di dismissione.

Se nel compendio impianti regolatorio il gestore di rete indica soltanto la data di entrata, per il primo anno andrà fondamentalmente considerato un ammortamento completo su 12 mesi. In alternativa, nell’anno di entrata si può ipotizzare una data fittizia a metà esercizio (ossia l’1.7 in caso di anno civile, l’1.4 in caso di anno idrologico) e ammortizzare l’impianto per la prima volta nell’anno di entrata di 6 mesi, e l’ultima volta nell’anno di uscita di altri 6 mesi.

Diritti d’uso e servitù, nella misura in cui è stato consentito includerli nelle immobilizzazioni (cfr. 2.1.2), vengono ammortizzati nell’arco della durata del contratto, tuttavia non oltre la durata di utilizzazione dell’impianto in oggetto.

Una volta che un impianto è stato completamente ammortizzato e il suo valore residuo è pari a zero, non è più possibile effettuare ulteriori ammortamenti. Alla dismissione dell’impianto, l’eventuale valore residuo ancora presente nelle immobilizzazioni regolatorie va completamente ammortizzato. Anche in caso di demolizione l’impianto va completamente eliminato dalle immobilizzazioni regolatorie.

2.3 Resoconto impianti sintetico (contabilità analitica, scheda 2.3)

2.3.1 Premessa

La scheda «Resoconto impianti sintetico» deve essere compilata da tutti i gestori di rete. Tenete presente che le regole sotto riportate per la valutazione e l’iscrizione nelle immobilizzazioni regolatorie valgono per tutti i gestori di rete a prescindere dalla versione del formulario, sia essa «integrale» o «light».

Significato dei vari termini utilizzati:

• Valutazione sintetica: metodo da utilizzare in via eccezionale ai sensi dell’articolo 13 capoverso 4 OAEl. Il procedimento per la determinazione dei valori sintetici corretti alla data di entrata dell’impianto o dei rispettivi valori residui è definito dalla giurisprudenza e dalla prassi della ElCom (cfr. sotto).
• Valore di sostituzione a nuovo (riacquisto): è il valore (= prezzo di sostituzione, cfr. art. 13 cpv. 4 OAEl, moltiplicato per la quantità) che dev’essere riconosciuto per l’acquisto di un impianto nuovo equivalente. Si riferisce al valore prima degli ammortamenti. Il nuovo valore di sostituzione non è un valore ammesso ai sensi della LAEl.
• Valore di sostituzione attuale: è il valore residuo, senza indicizzazione retroattiva, di un impianto valutato sinteticamente (valore a nuovo del riacquisto meno gli ammortamenti fino al tempo t). Il valore di sostituzione attuale non è un valore ammesso ai sensi della LAE.
• Valore a nuovo: indica il valore di un impianto valutato sinteticamente con l’indicizzazione retroattiva e dopo deduzione ai sensi dell’articolo 13 capoverso 4 OAEl, ma prima degli ammortamenti.
• Valore residuo attuale: è il valore residuo di un impianto valutato sinteticamente (valore a nuovo meno gli ammortamenti fino al tempo t).

Valore a nuovo e deduzione ai sensi dell’articolo 13 capoverso 4 OAEl

2.3.2 Valutazione sintetica degli impianti e relativa prova

2.3.2.1 Presupposti

Secondo l’articolo 15 capoverso 3 LAEl i costi del capitale devono essere calcolati in base ai costi iniziali di acquisto e di costruzione degli impianti esistenti. Nella sua sentenza del 3 luglio 2012 il Tribunale federale ha sancito che la legge sull’approvvigionamento elettrico, all’articolo 15 capoverso 3, si basa principalmente sui costi storici di acquisto e costruzione effettivi. Secondo il medesimo, la valutazione sintetica di cui all’articolo 13 capoverso 4 OAEl rappresenta un metodo da utilizzarsi in via eccezionale se i costi iniziali non possono essere determinati in modo affidabile (DTF 138 II 465, consid. 6.2 segg.).

Colui che fa uso del metodo sintetico è tenuto ad esporre e spiegare in modo attendibile per quale motivo i valori storici non possono più essere determinati (art. 8 CC; DTF 138 II 465, consid. 6.3). I costi d’esercizio o del capitale già fatturati devono essere detratti dai valori sintetici (art. 13 cpv. 4 OAEl; DTF 138 II 465, consid. 6.3.2).

2.3.3 Valori unitari e prezzi di sostituzione

Per la determinazione dei valori sintetici occorre ricavare i prezzi di sostituzione, che solitamente si basano sui prezzi di impianti simili documentati con appositi giustificativi («valori unitari per unità di misura», ad es. CHF/m3 o CHF/km). Tali giustificativi e il metodo di calcolo devono essere comprovati e la documentazione conservata per la durata del ciclo di vita regolatorio dell’impianto così valutato. Detta documentazione va esibita su richiesta della ElCom.

Nella determinazione dei prezzi di sostituzione con l’aiuto di valori unitari va sempre considerata la situazione specifica dell’impresa (modalità d’acquisto, regione e struttura dei costi all’interno della regione, caratteristiche specifiche del progetto edilizio e dell’ambiente in cui è stato realizzato l’investimento ecc.). A tal fine è consentito utilizzare valori unitari forfettari (ad es. applicazione dei forfait del settore) solo previa plausibilizzazione accurata. Le stime, invece, non sono ammesse in linea di principio.

2.3.4 Indicizzazione retroattiva e indici consentiti

I valori di sostituzione così determinati sono ricalcolati con adeguati indici di prezzo ufficiali, in funzione del momento dell’acquisto e della costruzione (art. 13 cpv. 4 OAEl). A questo scopo sono stati elaborati indici specifici per le categorie di impianti della rete elettrica svizzera. A partire dall’anno tariffario 2011, si applicano gli indici secondo l’Istruzione 3/2010 della ElCom (Indici di prezzo per la determinazione dei valori a nuovo nell’ambito della valutazione sintetica delle reti secondo l’articolo 13 capoverso 4 OAEl, incl. allegato: ElCom 3/2010 - serie di indici), disponibili all’indirizzo www.elcom.admin.ch > Pubblicazioni e manifestazioni > Istruzioni.

L’indice dei prezzi alla produzione e all’importazione (PPI) non è rappresentativo della rete di distribuzione e di trasporto dell’energia elettrica, in quanto i componenti impiegati per la costruzione degli impianti elettrici costituiscono solo una parte minima o non sono compresi in tale indice. Pertanto l’indice dei prezzi alla produzione e all’importazione non è adeguato per la determinazione dei costi di acquisto e di costruzione degli impianti della rete di trasporto e di distribuzione.

2.3.5 Deduzione individuale del 20% ai sensi dell’art. 13 cpv. 4 OAEI

Sui valori sintetici così determinati deve essere effettuata una riduzione del 20% (art. 13 cpv. 4 OAEl). Il gestore di rete deve applicare la riduzione del 20% fintanto che non dimostra che, nel suo caso, tale riduzione conduce a una valutazione inferiore ai costi originali di acquisto e costruzione (DTF 138 II 465, consid. 7.7). Nel momento in cui riesce a dimostrarlo, la detrazione che può applicare è minore. In tal caso, la percentuale andrà indicata al posto del 20% e opportunamente motivata. Se dal canto suo la ElCom dimostra che la detrazione dev’essere superiore al 20% o al valore indicato dal gestore di rete, essa apporterà la dovuta correzione.

2.3.6 Valutazione sintetica di tutti gli impianti e parti di impianto delimitabili

Il Tribunale amministrativo federale ha ripetutamente stabilito che con il metodo sintetico non si possono semplicemente colmare eventuali lacune presenti all’interno di un impianto (cfr. tra le altre sentenze del Tribunale amministrativo federale A-2786/2010 del 10 luglio 2013, consid. 4.2.3). Il metodo sintetico determina sempre il valore complessivo dell’impianto. In una sentenza successiva il Tribunale amministrativo federale ha precisato che i singoli tratti di linea devono essere, per quanto possibile, chiaramente suddivisi e distinti gli uni dagli altri nell’ambito della valutazione. Nel caso in cui i tratti in questione possano essere valutati separatamente senza alcuna limitazione, essi devono essere considerati impianti a sé e il valore storico va sostanzialmente determinato per quanti più tratti di linee possibili (sentenza del Tribunale amministrativo federale A-8638/2010 del 15 maggio 2014, consid. 5.3.4).

2.3.7 Valori stimati

I valori unitari o i valori a nuovo semplicemente stimati non sono consentiti.

2.4 Valori degli impianti (contabilità analitica, scheda 2.4)

La scheda «Valori degli impianti» non dev’essere compilata – essa vi fornisce una panoramica dei vostri impianti valutati secondo il metodo storico e sintetico in base a quanto indicato nelle schede 2.2 e 2.3.

2.5 Contributi di allacciamento (contabilità analitica, scheda 2.5)

Nella scheda «Contributi di allacciamento», per i gestori di rete che compilano soltanto la versione light alcune domande non verranno visualizzate.

Nella contabilità analitica devono essere indicati separatamente i costi per gli allacciamenti alla rete e i contributi per i costi di rete (art. 7 cpv. 3 lett. i OAEl).

Nel caso in cui vengano riscossi contributi di allacciamento, si ha la scelta fra tre metodi (cfr. AES/VSE Recommandation Raccordement au réseau pour clients finaux jusqu’à 36 kV / Empfehlung Netzanschluss für Endkunden, NA/RR – CH, edizione 2025):

• Metodo lordo: attivate tutti i costi in essere e iscrivete al passivo le entrate (contributi dei clienti); ciò significa che si indicano i costi totali sostenuti per le immobilizzazioni regolatorie con valori positivi e le entrate corrispondenti con valori negativi. Tali valori negativi vengono sciolti nello stesso arco di tempo in cui vengono ammortizzati gli allacciamenti alla rete.
• Metodo netto: si detraggono i pagamenti effettuati dai clienti (contributi) prima di attivare i costi residui.
• Rilevamento nel conto economico: i contributi vengono registrati nel conto economico, ovvero sono considerati come riduzione dei costi regolatori nel periodo in esame.

Secondo la Segreteria tecnica della ElCom il metodo lordo è da preferire rispetto agli altri.

Solo per la versione integrale: inserite da un lato il totale dei ricavi come valori effettivi per gli anni fino al 2024 compreso e dall’altro l’importo totale fatturato nel 2025.

3 Costi di rete (contabilità analitica, capitolo 3)

3.1 Dati generali (contabilità analitica, scheda 3.1)

3.1.1 Panoramica

La scheda «Dati generali» dev’essere compilata da tutti i gestori di rete e funge da base per il calcolo effettivo (consuntivo) dell’anno tariffario 2025 (cfr. capitolo 3.2 della contabilità analitica o il successivo 3.2). Utilizzate per questa scheda soltanto valori effettivi e non valori pianificati (valori effettivi dell’ultimo esercizio contabile concluso).

In questa scheda indicare i costi per la rete a monte. Nella versione integrale vanno inoltre indicati i costi per le perdite attive e per l’energia reattiva.

3.1.2 Perdite attive

Le perdite attive sono pari alla differenza tra l’energia elettrica messa a disposizione nella rete e quella fornita ai consumatori finali e ai rivenditori (perdite di trasformazione e trasmissione). Vengono esposte nei costi di esercizio (cfr. 3.2.9 segg.). Le perdite attive vanno rilevate per ogni livello di rete. Laddove possibile, le perdite attive per ogni livello di rete vengono determinate mediante le differenze tra le misurazioni relative all’immissione e all’emissione di energia. Se, nel caso di singoli livelli di rete, non vi sono misurazioni o si registra un numero insufficiente di punti di misurazione, le perdite vengono distribuite sui livelli di rete attraverso il bilancio energetico generale sulla base di una chiave di ripartizione o di un modello di calcolo (cfr. anche documento AES/VSE DC – CH, edizione 2020, punto 8.3).

Le perdite attive, che vengono indicate in percentuale per ogni livello di rete, vanno calcolate secondo la seguente formula (cfr. anche documento AES/VSE DC – CH, edizione 2020, punto 8.3.1):

Si prega di assicurarsi che tutti i campi (quantità, costi e percentuali) siano debitamente compilati con valori validi e che non vi siano valori nulli.

Va notato inoltre che i costi effettivi delle perdite attive devono basarsi su costi reali, eventualmente ripartiti. Non è consentito dichiarare dei costi delle perdite attive, ai fini del calcolo delle differenze di copertura, sulla base di valori pianificati o stimati.

3.1.3 Energia reattiva

Il gestore assicura nella propria rete di distribuzione la compensazione della potenza reattiva. Le possibilità di compensazione necessarie nella rete di distribuzione e nelle unità di produzione allacciate vengono messe a disposizione nella dovuta quantità dal gestore di rete stesso oppure tramite contratti con terzi. A tale proposito si rimanda al documento di settore AES/VSE Distribution Code Svizzera (DC-CH).

Nella compensazione della potenza reattiva è possibile optare per una fatturazione diretta secondo il principio di causalità, ad es. in caso di cos(φ) < 0,90. Se si usufruisce della possibilità di fatturazione diretta, occorre assicurarsi che non si verifichi un duplice addebito, nel corrispettivo per l’utilizzazione della rete e nella fatturazione diretta.

3.1.4 Evitare le cosiddette situazioni di pancaking

Quando reti appartenenti a proprietari diversi vengono susseguentemente collegate o interconnesse all’interno di uno stesso livello di rete, si verifica una cosiddetta «situazione di pancaking», ossia c’è il rischio che alcuni consumatori finali si trovino addebitati più volte gli stessi costi di un livello di rete: i costi del livello di rete del gestore a valle si sommano a quelli fatturati dal fornitore a monte. Questi costi – superiori – possono essere a loro volta riaddebitati dal fornitore a valle.

Nel suo documento «NNMV-CH Netznutzungsmodell für das Schweizerische Verteilnetz / MURD-CH Modèle d’utilisation des réseaux suisses de distribution» (NNMV-CH) l’Associazione delle aziende elettriche svizzere (AES) ha stabilito alcune regole in materia ai sensi dell’articolo 17 OAEl. Anche la ElCom si è già espressa su questo argomento (cfr. in merito decisione della ElCom 921-10-007 del 20 ottobre 2011).

La ElCom considera con occhio critico questo tipo di costellazione: i gestori di rete sono obbligati ad assicurare, attraverso opportune misure, che non risultino addebiti multipli per i consumatori finali dovuti unicamente al fatto che vi sono più operatori responsabili dell’esercizio sullo stesso livello di rete.

3.2 Calcolo delle differenze di copertura per la rete (contabilità analitica, scheda 3.2)

3.2.1 Basi legali

A seguito dell’introduzione dell’articolo 18b OAEl, entrato in vigore il 1° gennaio 2023, la ElCom ha pubblicato la nuova Istruzione 3/2024 del 5 marzo 2024 / 4 febbraio 2025 / 1° gennaio 2026 sulle differenze di copertura della rete e dell’energia degli anni precedenti. 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 (art. 31m OAEl). L’articolo 18b OAEl si applica quindi per la prima volta alle differenze di copertura dell’anno contabile 2023/2024 (anno idrologico) o 2024 (anno civile).

Se l’importo totale del corrispettivo per l’utilizzazione della rete che il gestore della rete ha riscosso nel corso di un anno tariffario non corrisponde ai costi di rete computabili (differenza di copertura), il gestore della rete deve compensare tale differenza entro i tre anni tariffari successivi. In caso di copertura insufficiente, può rinunciare alla compensazione (art. 18b cpv. 1 OAEl).

In casi giustificati, la ElCom può estendere il periodo entro il quale compensare una differenza di copertura (art. 18b cpv. 2 OAEl).

Per le differenze di copertura a partire dall’anno contabile 2024 occorre attenersi all’Istruzione 3/2024 (incluso il relativo formulario), mentre per la gestione delle differenze di copertura sino alla fine dell’anno contabile 2023 compreso continua ad applicarsi l’Istruzione 2/2019, nel rispetto della disposizione transitoria di cui al punto 3 dell’Istruzione 3/2024; il relativo allegato contiene un modello di riduzione delle differenze di copertura fino al 2023.

Per informazioni più dettagliate sulle differenze di copertura, si rimanda alla decisione sulle tariffe del livello di rete 1 del 2012 del 12 marzo 2012, nonché alle decisioni relative alle differenze di copertura del livello di rete 1 degli anni 2011 e 2012 del 12 gennaio 2021 e del 9 febbraio 2021 disponibili all’indirizzo www.elcom.admin.ch > Pubblicazioni e manifestazioni > Decisioni > anno 2012 e anno 2021).

3.2.2 Note generali sulla scheda

La scheda «Differenze di copertura per la rete» dev’essere completata da tutti i gestori di rete.

Le differenze di copertura sono dovute allo sfasamento temporale tra il calcolo della tariffa, le entrate tariffarie e i costi effettivi di un anno contabile. Nel quadro della presa in conto delle differenze di copertura degli anni precedenti, vengono compensate le differenze tra i costi computabili e i ricavi realizzati in un dato periodo di calcolo con i corrispettivi di utilizzazione della rete.

Si tiene conto in particolare delle differenze

• risultanti dagli scarti tra la struttura quantitativa pianificata e quella effettiva;
• risultanti dallo scarto tra i costi pianificati e quelli effettivi;
• rilevate nel quadro di una verifica effettuata dalla ElCom o
• riconducibili al fatto che gli effetti particolari con ripercussione sui costi non sono stati rilevati interamente in un periodo di calcolo, in modo da non fare subire variazioni da un anno all’altro alle tariffe importanti.

Le schede per il rilevamento dei costi alla base del calcolo delle differenze di copertura dell’anno base 2025 (scheda 3.2 della contabilità analitica) e per giustificare i costi alla base della tariffazione dell’anno tariffario 2027 (scheda 3.3 della contabilità analitica) sono strutturati in maniera identica. La numerazione delle voci di costo segue quella dello schema di calcolo dei costi dell’AES (KRSV-CH).

Nella scheda «3.2 Differenze di copertura Rete (cont.)» vengono calcolate le coperture in eccesso o le coperture insufficienti dell’ultimo esercizio concluso. Per calcolare le differenze di copertura della rete propria e della rete a monte (incluse PSRS e riserva di energia elettrica) dell’anno precedente, occorre compilare la scheda 3.2 Differenze di copertura Rete della contabilità analitica, sulla base dei costi effettivi (inclusi ammortamenti e interessi calcolatori) e degli altri ricavi effettivi dell’anno precedente (costi e ricavi effettivi). Ciò dicasi anche per i flussi di energia e i valori di potenza utilizzati nel riversamento (Wälzung) come basi per il calcolo delle differenze di copertura per livello di rete. Nella scheda 3.2 Differenze di copertura Rete (cont.) la differenza di copertura viene calcolata in automatico. Al numero 2 si devono dichiarare eventuali adeguamenti dei valori di anni tariffari passati che scaturiscono da decisioni della ElCom o da sentenze di tribunali. Al numero 3 vanno dichiarate tutte le coperture in eccesso e le coperture insufficienti risultanti dagli anni precedenti che non sono attribuibili né al numero 1 né al numero 2 (cfr. capitolo 3.2.25).

3.2.3 Tempistica di calcolo delle differenze di copertura

Il calcolo della differenza di copertura deve essere effettuato per ogni esercizio contabile. Ciò significa che nel caso del questionario della contabilità analitica (calcolo dei costi) per le tariffe 2027, le differenze di copertura sono calcolate sulla base dell’ultimo esercizio concluso, cioè il 2025.

Per la determinazione delle differenze di copertura, vengono così confrontati i ricavi effettivi dell’ultimo esercizio concluso (2025) con i costi effettivi, anch’essi dell’ultimo esercizio concluso (2025).

La figura seguente illustra le correlazioni relative agli anni tariffari (AT) e agli esercizi contabili nonché in merito al calcolo delle differenze di copertura:

Alla fine di un esercizio contabile (nell’esempio esercizio 0) vengono calcolate le differenze di copertura della rete dell’esercizio concluso in relazione alle tariffe applicate durante l’anno in questione (= consuntivo AT 0). Eventuali differenze di copertura scaturite da decisioni della ElCom o da sentenze di un tribunale, come pure ulteriori differenze di copertura, devono essere considerate. Di regola queste differenze vengono distribuite su tre anni e confluiscono nelle rispettive tariffe degli anni successivi (nell’esempio calcolo delle tariffe AT 2, AT 3 e AT 4).

Alla fine dell’esercizio successivo (nell’esempio esercizio 1) viene nuovamente calcolata la differenza di copertura relativa all’anno tariffario concluso (= consuntivo AT 1). Se, da decisioni prese dalla ElCom o da sentenze dei tribunali, risultano ulteriori differenze, occorre tenerne conto. La prima parte di questa differenza di copertura da compensare viene presa in considerazione nel calcolo delle tariffe per l’anno tariffario AT 3.

3.2.4 Calcolo delle differenze di copertura per livello di rete

Le differenze di copertura della rete devono essere conteggiate ed esposte per ciascun livello di rete.

Spesso, tuttavia, non è possibile attribuire i costi relativi all’esercizio della rete a un unico livello. In tal caso l’AES (cfr. KRSV-CH in tedesco e SCCD-CH in francese) propone due varianti:

• I costi relativi all’esercizio della rete non imputabili direttamente a un livello vengono attribuiti al livello interessato più alto del gestore della rete di distribuzione. Tramite il riversamento (Wälzung) si procede quindi all’addebito sui singoli livelli con cifra d’affari derivante dalla rete in base al modello di ripartizione.
• I costi relativi all’esercizio della rete vengono distribuiti sui singoli livelli di rete mediante apposite chiavi di ripartizione.

3.2.5 Remunerazione delle differenze di copertura

Secondo le Istruzioni 3/2024 e 2/2019 della ElCom (incl. allegati) l’anno di riferimento determinante per il WACC applicabile non è l’anno tariffario in cui è insorta la differenza di copertura (t), bensì il primo anno in cui è possibile incorporarla nella tariffa (t+2). Questa metodica di remunerazione è stata confermata dal Tribunale federale (sentenza del Tribunale federale 2C_1076/2014 del 4 giugno 2015, consid. 4).

Il saldo delle differenze di copertura alla fine dell’anno contabile 2023 deve essere remunerato con il corrispondente WACC Rete t+2[1] (3,28% per le tariffe 2027). Pertanto, esso dovrà essere completamente estinto (compresi gli interessi) al più tardi entro la fine dell’esercizio contabile 2027. Il saldo delle differenze di copertura fino al 2023 è remunerato per la quarta e ultima volta durante l’esercizio contabile 2026 con il WACC 2028. Non deve pertanto più essere remunerato durante l’esercizio contabile 2027.

A partire dalla differenza di copertura 2024 la remunerazione delle differenze di copertura si calcola sulla base del costo del capitale di terzi dell’anno tariffario in corso (t+2) (art. 18b cpv. 3 OAEl).

In caso di copertura in eccesso, questa deve essere remunerata come minimo al costo del capitale di terzi dell’1,75% valido per l’anno tariffario 2027 (art. 18b cpv. 3 lett. b OAEl).

In caso di copertura insufficiente, questa deve essere remunerata al massimo al costo del capitale di terzi dell’1,75% valido per l’anno tariffario 2027 (art. 18b cpv. 3 lett. a OAEl).

La differenza di copertura di ogni esercizio contabile è remunerata al costo del capitale di terzi (pubblicato annualmente dall’UFE nel quadro del calcolo del tasso d’interesse conformemente all’articolo 13 capoverso 3 lettera b OAEl) per l’anno tariffario per il quale vengono calcolate le tariffe. Questo tasso può variare nel corso del periodo di compensazione. Perciò durante l’intero periodo di compensazione le differenze di copertura non sono remunerate al tasso (fisso) dell’anno in cui sono comparse. Ad esempio, le differenze di copertura relative al 2024 e al 2025 saranno remunerate nel 202t al costo del capitale di terzi del 202t+2 (cfr. Istruzione 3/2024 della ElCom, punto 5).

¹_{L’anno «t» è l’anno contabile per il quale vengono calcolate le differenze di copertura.}

3.2.6 Riduzione delle differenze di copertura

Una riduzione delle differenze di copertura deve essere considerata efficiente (art. 14 cpv. 3 lett. a e art. 15 cpv. 1 LAEl) se consente di evitare inutili costi (per la remunerazione) a carico dei consumatori finali e se viene effettuata in tempi brevi. L’importo della differenza di copertura da compensare, compresi i rispettivi interessi, deve essere completamente estinto al più tardi entro i tre anni tariffari successivi (art. 18b cpv. 1 OAEl).

La compensazione di una differenza di copertura su un periodo superiore a tre anni è consentita solo previa autorizzazione della ElCom (art. 18b cpv. 2 OAEl). Se un gestore di rete desidera compensare una differenza di copertura su un periodo più lungo, deve presentare alla ElCom una richiesta motivata (art. 18b cpv. 2 OAEl).

Le coperture insufficienti che non sono state compensate entro tre anni o entro la scadenza del periodo prolungato devono essere estinte senza incidenza sulle tariffe.

In particolare, esistono i seguenti modi per compensare una differenza di copertura realizzata nell’anno contabile t:

• Inclusione nelle tariffe a partire dall’anno t+2: l’importo di riduzione previsto nell’ambito del calcolo delle tariffe è vincolante e deve essere ripreso in modo identico nel calcolo consuntivo.
• Storno senza incidenza sulle tariffe: solo le coperture insufficienti possono essere stornate senza incidenza sulle tariffe. Le coperture in eccesso devono essere obbligatoriamente compensate.

Gli eventuali procedimenti in corso presso la ElCom o un tribunale che possono avere un effetto sulle differenze di copertura non costituiscono un motivo per astenersi dall’estinguere in modo conforme alle istruzioni le differenze di copertura dichiarate o per consentire la maturazione di interessi.

Per le differenze di copertura della rete fino al 2023, resta valida la regola di compensazione del saldo. Il saldo delle differenze di copertura alla fine dell’anno contabile 2023 deve essere compensato al massimo entro tre anni. Pertanto, esso dovrà essere completamente estinto (compresi gli interessi) al più tardi entro la fine dell’esercizio contabile 2027, fatta salva un’autorizzazione della ElCom a un periodo di compensazione più lungo. Ciò significa che a partire dal 2024, non si compensa più il saldo delle differenze di copertura relativo a diversi esercizi contabili, bensì ogni differenza di copertura annua è trattata separatamente (art. 18b OAEl).

Nella scheda 3.2 «Differenze di copertura Rete (cont.)» è necessario esporre separatamente la riduzione del saldo delle differenze di copertura 2023 da quella della differenza di copertura 2024, in due tabelle di giustificativi di riduzione separate. La riduzione della differenza di copertura 2025 viene presentata nella tabella «Panoramica differenze di copertura DC 2025» (cfr. punto 3.2.25).

3.2.7 Copertura insufficiente

Le differenze di copertura non devono essere utilizzate come strumento di finanziamento o per accumulare riserve. Costituire riserve, dunque, non è consentito, soprattutto nel caso di coperture insufficienti.

La ElCom vigila con particolare attenzione sull’eventualità che i gestori di rete prevedano coperture insufficienti già nell’ambito della tariffazione, ossia mettano in conto la loro insorgenza già in fase di calcolo. La costituzione mirata di differenze di copertura, soprattutto se insufficienti, già in fase di calcolo non è legittima dal punto di vista della ElCom. I gestori di rete, infatti, sono tenuti a effettuare il calcolo dei costi e delle tariffe che ne conseguono in maniera accurata e con l’obiettivo di ottenere, al termine dell’anno tariffario, un bilancio costi-ricavi equilibrato.

Se le coperture insufficienti sono dovute a decisioni (politiche), ovvero al fatto di non includere tutti i costi nelle tariffe, e se le medesime non dovessero essere deliberatamente ridotte con effetto sulle tariffe, non è consentito accumularle. L’importo corrispondente deve essere eliminato dalle coperture insufficienti con un impatto neutrale sulle tariffe, ossia mediante uno «storno» senza incidenza sulle tariffe. Nel calcolo della differenza di copertura 2025, è possibile iscrivere un valore positivo alla voce «Altre differenze di copertura». Per eventuali coperture insufficienti fino al 2023 e/o 2024, è possibile iscrivere un valore positivo nelle colonne «Storno senza incidenza sulle tariffe» delle tabelle relative ai giustificativi della riduzione delle differenze di copertura.

3.2.8 Costi del capitale (posizione 100)

3.2.8.1 Basi legali e principi generali

Secondo l’articolo 15 capoverso 3 LAEl i costi del capitale computabili devono essere calcolati in base ai costi iniziali di acquisto e di costruzione. Fondamentale a tal fine è l’ammontare delle immobilizzazioni regolatorie computabili e quindi la valutazione (cfr. sopra, 2.2 segg. e 2.3 segg.). Sono determinanti, da un lato, gli ammortamenti calcolatori sui beni patrimoniali necessari all’esercizio della rete, dall’altro gli interessi calcolatori sui valori residui calcolatori degli impianti.

3.2.8.2 Ammortamenti calcolatori (pos. 100.1)

Per quanto riguarda gli ammortamenti, cfr. 2.2.15 sopra.

3.2.8.3 Interessi calcolatori relativi alle reti (pos. 100.2)

I gestori di rete hanno diritto agli interessi calcolatori sui beni patrimoniali necessari all’esercizio della rete. Il tasso d’interesse calcolatorio determinante equivale all’aliquota dei costi medi del capitale investito (Weighted Average Cost of Capital, WACC). Il WACC indica il rendimento che i finanziatori possono attendersi in media sul loro capitale investito a fronte del rischio incorso (cfr. ANDRE SPIELMANN in Kommentar zum Energierecht, Brigitta Kratz / Michael Merker / Renato Tami / Stefan Rechsteiner / Kathrin Föhse [ed.], volume I, Berna 2016, art. 15 LAEl n. marg. 58). Il WACC relativo alla rete viene fissato annualmente dal DATEC in base ai calcoli dell’UFE e previa consultazione della ElCom.

Come gestori di rete, per la remunerazione dei vostri beni patrimoniali necessari all’esercizio potete applicare un WACC più basso di quello valido per l’anno tariffario in questione, ad esempio se rinunciate esplicitamente all’utile regolatorio massimo consentito. Il WACC valido stabilito dalla legge, invece, non dev’essere mai superato.

Per la remunerazione delle differenze di copertura si applicano i principi descritti sopra (cfr. 3.2.5).

3.2.8.4 Interessi calcolatori relativi agli impianti in costruzione (pos. 100.3)

Si consideri in questo caso quanto riportato sopra ai paragrafi 3.2.8.3 Interessi calcolatori relativi alle reti (pos. 100.2) e 2.2.6 Impianti in costruzione

3.2.9 Costi di esercizio (posizione 200)

3.2.9.1 Basi legali e principi generali

Per costi d’esercizio si intendono i costi per le prestazioni in relazione diretta con la gestione delle reti. Vi rientrano in particolare i costi per le prestazioni di servizio relative al sistema e per la manutenzione delle reti (ex art. 15 cpv. 2 LAEl), nonché le remunerazioni per la concessione di diritti e servitù connessi all’esercizio della rete (art. 15 cpv. 2 lett. c LAEl).

I costi d’esercizio sono computabili soltanto se necessari ai fini di una rete sicura, performante ed efficiente (art. 15 cpv. 1 LAEl). Per verificare che essi siano realmente i «costi di una rete efficiente», la ElCom può effettuare studi comparativi di efficienza fra i gestori di rete (art. 19 cpv. 1 OAEI).

I costi d’esercizio si basano sui loro valori effettivi indicati nel conto annuale o nella contabilità finanziaria (cfr. anche il paragrafo precedente 1.1.6.2 più sopra).

Nella determinazione dei costi d’esercizio vi sono sempre due domande cruciali:

• Tutti i costi d’esercizio sono effettivamente computabili anche dal punto di vista regolatorio?
• Tutti i costi d’esercizio sono anche imputati correttamente alla rete o all’energia

In linea di massima i gestori di rete possono essere suddivisi in due gruppi: le «pure aziende di approvvigionamento elettrico» e le «aziende consortili» che esercitano anche altre attività. Per quanto riguarda queste ultime, in particolare, si pone sempre anche il problema della corretta attribuzione dei costi tra i diversi settori. Se non è corretta, si generano sovvenzioni trasversali – volute o meno, ma in ogni caso non ammesse – tra la gestione della rete e gli altri settori di attività (ad esempio energia o comunicazione).

3.2.9.2 Imputazione dei costi e chiavi di riparto

Ai fini dell’imputazione dei costi d’esercizio si applicano i seguenti principi: i costi vengono possibilmente imputati in maniera diretta. Se ciò non è possibile, è consentito ripartirli con opportune chiavi. I costi devono essere attribuiti, ai sensi dell’articolo 7 capoverso 5 OAEl, in funzione del principio di causalità su tutti i settori che li determinano. A tal fine le chiavi di riparto devono essere adeguate, chiare, utilizzate con continuità e documentate.

Una chiave è adeguata quando consente una ripartizione dei costi in base al principio di causalità e altre chiavi prese in considerazione non offrono una soluzione migliore, ossia più orientata a detto principio.

È adeguata, ad esempio, una chiave di riparto dei costi del personale in rapporto al numero di effettivi dei diversi reparti. O la ripartizione dei costi informatici in base al numero di postazioni IT dei diversi reparti. Anche una distribuzione più articolata dei costi, vale a dire una chiave in funzione delle ore documentate e prestate pro quota, sarebbe adeguata.

Non lo è, invece, una chiave di riparto in base al fatturato o ai costi totali. In ambito regolatorio il fatturato deriva dai costi regolatori, per cui la chiave di riparto sarebbe riferita a sé stessa; non riflette il principio di causalità dei costi, bensì come causa considera soltanto l’impresa nella sua globalità.

Una chiave è chiara quando soggetti esterni esperti in materia riescono a capire, senza dover reperire ulteriori informazioni, come e su quale base di dati sono state definite le chiavi di riparto. Rientrano nel principio di chiarezza anche le prove documentali dei costi e dei valori alla base del riparto, ad esempio i giustificativi delle ore prestate o dei chilometri percorsi da un veicolo.

Ne consegue dunque che una chiave potrà magari essere adeguata ma non chiara, non essendo comprovati i valori alla base di essa. Un caso simile si verificherebbe se, in una ripartizione dei costi basata sulla stima del tempo impiegato, non esistesse un rapporto delle ore.

La definizione della chiave di riparto dev’essere messa per iscritto e resa disponibile, ad esempio, in un manuale di contabilità analitica o un documento analogo.

Dal principio di continuità si ricava che le chiavi di riparto devono essere adatte a consentire per più esercizi una ripartizione basata sul principio di causalità.

La ElCom si è espressa in merito alle chiavi di riparto in svariate decisioni (cfr. decisione 211-00016 della ElCom del 17 novembre 2016 o lettera di chiusura 212-00233 della ElCom del 21 novembre 2017).

3.2.9.3 Compensazioni interne

I prezzi di trasferimento (transfer price) interni devono essere rigorosamente basati sui costi e non includere componenti già assorbite nei costi di esercizio e del capitale.

Tra tali componenti rientrano gli utili pro quota di qualsiasi tipologia, che vengono fatturati alla rete, o i costi che comporterebbero una doppia fatturazione, come ad esempio:

• quote di ammortamenti di impianti iscritti anche nelle immobilizzazioni regolatorie e quindi già ammortizzati lì
• quote di utili su servizi interni all’impresa
• maggiorazioni sugli utili per la vendita di energia dalla distribuzione alla rete
• interessi calcolatori sul capitale proprio, coperti dal WACC

I settori regolati non devono essere svantaggiati in fase di computo delle prestazioni. Ciò significa che le prestazioni erogate dalla rete per altri comparti devono essere adeguatamente indennizzate. Viceversa, le prestazioni che altri comparti erogano nei confronti della rete hanno un valore e si fondano su prezzi definiti in base ai costi, ossia devono essere rese a un prezzo competitivo entro un arco di tempo ragionevole e devono sortire i risultati pattuiti. I costi della rete, inoltre, devono essere sgravati delle prestazioni rese e fatturate (vanno esposti alla voce «altri ricavi», cfr. paragrafo 3.2.21.2 più sotto). Le basi della compensazione interna di prestazioni erogate con risorse della rete ad altri comparti e a terzi devono essere chiare e documentate. Anche la fatturazione di prestazioni di altri comparti a favore della rete dev’essere documentata. Con ciò s’intendono, ad esempio, i prezzi applicati, gli obiettivi della fornitura delle prestazioni, nonché i relativi conteggi e rapporti.

I principi di compensazione interna devono essere applicati costantemente. I prezzi di trasferimento, le componenti di costo sottostanti e la metodica devono essere documentati – ad esempio in un manuale contabile (Accounting Manual) o in documentazioni analoghe.

La ElCom, inoltre, guarda con occhio critico alle strutture societarie atipiche: simili assetti non devono servire ad aggirare regole sui corrispettivi per l’utilizzazione della rete rilevanti ai fini della LAEl.

3.2.9.4 Utilizzo di infrastrutture (di riserva) da parte di terzi

Con il termine «terzi» si intendono in questo caso tutti i settori estranei alla rete e, allo stesso modo, terzi esterni. L’utilizzo di infrastrutture appartenenti all’area di monopolio non dev’essere concesso gratuitamente, né con la scusa che l’«infrastruttura è comunque già là» o che il «personale necessario all’esercizio è comunque già pagato». Se si utilizzano infrastrutture dell’area di monopolio con o senza ulteriori risorse di altri settori, le si deve indennizzare a condizioni di mercato («at arm’s length») e i costi di rete vanno epurati di tale indennizzo (da esporre alla voce «altri ricavi», cfr. paragrafo 3.2.21.2 più sotto).

Di seguito un esempio pratico:

Quando si realizzano tracce elettriche, si posano spesso tubi di riserva per consentire senza troppe difficoltà eventuali successivi ampliamenti e potenziamenti di rete. I costi aggiuntivi determinati da ulteriori tubi di riserva sono praticamente trascurabili. Per evitare doppioni nella posa delle canalizzazioni dei cavi, i tubi di riserva non necessari o occupati solo in minima parte vengono utilizzati per la fibra ottica. Tale utilizzo dev’essere indennizzato alla «rete». Da più parti si sente spesso dire che lo spazio occupato dalla fibra ottica è gratuito. Spesso, inoltre, la fibra viene utilizzata – oltre che al di fuori dell’ambito elettrico (comunicazione dati, internet ecc.) – anche per la comunicazione con gli smart meter. Di conseguenza alcuni gestori di rete avevano erroneamente addebitato l’intera infrastruttura della fibra ottica ai costi di rete.

Poiché le capacità della fibra ottica superano di gran lunga i volumi di dati da trasmettere nelle soluzioni con misurazione intelligente e visto che per la trasmissione di quantità di dati relativamente ridotte pare non sia necessario realizzare, come in qualche caso, una rete di fibra ottica capillare (una fibra per ogni edificio), i costi della medesima sono addebitabili solo limitatamente al comparto «Rete».

Determinante ai fini della ripartizione dei costi della fibra ottica posata all’interno delle tracce elettriche è l’articolo 10 capoverso 1 LAEl, in cui si legge che sono vietate le sovvenzioni trasversali tra la gestione della rete e gli altri settori di attività. I servizi della rete di fibra ottica non devono essere offerti a minor costo a spese dell’approvvigionamento elettrico. Ai fini di un’imputazione dei costi basata sul principio della causalità occorre definire, ai sensi dell’articolo 7 capoverso 5 OAEl, chiavi di riparto adeguate. La soluzione proposta dall’AES, ossia la ripartizione e codifica dei costi in base alla sezione occupata all’interno della traccia, è considerata dalla ElCom come adeguata (cfr. comunicazioni della ElCom dell’8 luglio 2011 e del 4 ottobre 2010, disponibili su www.elcom.admin.ch > Pubblicazioni e manifestazioni > Comunicazioni).

3.2.9.5 Marketing, pubblicità e sponsorizzazioni

I costi di marketing e delle sponsorizzazioni non sono necessari ai fini di una rete sicura, performante ed efficiente (art. 15 cpv. 1 LAEl). I costi correlati alla sponsorizzazione di manifestazioni sportive, culturali o di altra natura non sono pertanto accettati come costi d’esercizio. Lo stesso dicasi per i costi legati alla pubblicità finalizzata all’acquisizione di clienti e ai lanci di prodotto o anche riferiti a misure aziendali volte a incentivare le energie rinnovabili.

3.2.9.6 Interessi passivi sul capitale di terzi

Gli interessi passivi sul capitale di terzi non fanno parte dei costi d’esercizio. Per il calcolo dei costi del capitale computabili, ai valori residui calcolatori degli impianti viene applicato il WACC. In esso sono già contenuti interessi sul capitale di terzi a favore dei proprietari delle reti, senza considerare se siano effettivamente maturati o meno come costo (ANDRE SPIELMANN in: Kommentar zum Energierecht, Brigitta Kratz / Michael Merker / Renato Tami / Stefan Rechsteiner / Kathrin Föhse [ed.], volume I, Berna 2016, art. 15 LAEl n. marg. 71).

3.2.9.7 Costi di esercizio e del capitale del servizio di metrologia

Per il calcolo delle tariffe, i costi calcolatori dei sistemi di controllo e di regolazione intelligenti (denominati «Fern-und Rundsteuerung» nel KRSV) devono essere indicati alla posizione 530 (art. 7 cpv. 3 lett. m OAEl). Di conseguenza, tali costi non possono più essere registrati nella posizione 200. I costi riversabili di qualsiasi tipo che in via eccezionale non possono essere assegnati ad alcuna posizione devono essere esposti alla posizione 200.3.

I costi sono computabili se le misure di cibersicurezza sono attuate in modo efficiente e in base ai rischi. La Guida alla protezione delle infrastrutture critiche PIC dell’Ufficio federale della protezione civile (UFPP) costituisce una buona base di partenza. Per l’attribuzione dei costi computabili è auspicabile far riferimento alla Guida della contabilità analitica della ElCom nonché, sussidiariamente, al «Kostenrechnungsschema für Verteilnetzbetreiber der Schweiz (KRSV)» (schema del calcolo dei costi per i gestori della rete di distribuzione svizzera) dell’Associazione delle aziende elettriche svizzere (AES). La struttura e gli esempi contenuti nella comunicazione della ElCom «Computabilità dei costi di cibersicurezza» del 28 settembre 2022, attualizzata il 1° dicembre 2025 (disponibile all’indirizzo www.elcom.admin.ch > Pubblicazioni e manifestazioni > Comunicazioni) hanno lo scopo di contribuire alla corretta registrazione di questi costi. In generale, i costi per la protezione delle OT[1] devono essere riportati nelle posizioni 200 e 500 e i costi per la protezione delle IT2 nella posizione 600 della contabilità analitica. La tabella 1 dello schema (KRSV) si applica per il periodo di ammortamento di hardware e software. Nell’ambito della sua attività di vigilanza, la ElCom si riserva il diritto di verificare l’efficacia dell’attuazione delle misure di protezione e dei costi. La contabilità finanziaria dovrebbe quindi essere concepita in modo da facilitare il più possibile l’indicazione dei costi delle misure di protezione contro gli incidenti informatici. Va tenuto presente che sono computabili solo i costi del settore rete (art. 15 in combinato disposto con l’art. 10 LAEl). I costi per la protezione dei sistemi TIC di altri settori (ad es. energia, telecomunicazioni, gas, ecc.) devono essere separati direttamente o in base a una chiave di ripartizione appropriata (art. 7 cpv. 5 OAEl) e addebitati ai settori corrispondenti (cfr. anche capitolo 2 dello schema summenzionato – KRSV).

[1] Il concetto di «operational technology» (OT) comprende le tecnologie necessarie per la messa a disposizione o la fornitura dirette di energia elettrica (p. es. SCADA, PIA, accesso remoto a impianti situati in sottostazioni, sistemi di telecomando centralizzati, gestione dei dati energetici MDE, smart meter).

[2] Il concetto di «information technology» (IT) comprende tutte le tecnologie per l’elaborazione dei dati che non hanno a che fare direttamente con la messa a disposizione di energia elettrica (p. es. gestione dei dati dei clienti, gestione dei dati del personale, applicazioni per ufficio).

3.2.10 Indicazione dei costi per l'esercizio della rete (posizione 200.1a)

Questa voce include tutti i costi necessari per l’esercizio di un’infrastruttura di rete efficiente e sicura. Nello specifico, vi rientrano i costi per l’esercizio e la manutenzione delle reti (personale, materiale, prestazioni di terzi ecc.), ma anche attività quali pianificazione della rete, gestione del sistema d’informazione geografico GIS e aggiornamento del catasto delle condotte, operazioni inerenti all’asset management, controllo della rete o, ad esempio, il servizio di picchetto. Sempre in questa voce ricadono i costi per le prestazioni di servizio relative al sistema nella rete di distribuzione e per eventuali variazioni rispetto al programma previsionale. Da ultimo, sono compresi i costi per l’assicurazione di responsabilità civile dei gestori, i costi per l’allestimento di documentazioni e processi, i costi per gestione della qualità, formazione del personale o per la sicurezza sul lavoro.

3.2.11 Indicazione dei costi per la manutenzione (posizione 200.2)

Tra i costi di manutenzione si annoverano, nello specifico, i costi di manutenzione degli impianti, come la sostituzione completa o parziale di piccoli componenti, trattamenti anti-corrosione ecc. Rientrano in questa voce anche le attività che non possono essere iscritte nelle immobilizzazioni regolatorie, come i costi per demolizioni o strutture provvisorie e i costi di manutenzione generali (cfr. 2.2.3 Costi per demolizione, ripristino o strutture provvisorie e 2.2.5 Costi di manutenzione e investimenti di sostituzione).

Le prestazioni per gli acquisti di materiali e servizi (identificazione del fabbisogno di materiali e servizi e dei potenziali fornitori, analisi di mercato, selezione dei fornitori e negoziazioni contrattuali, evasione degli ordini di acquisto) e per il magazzino (costi per la fornitura di materiali o il mantenimento di scorte, controlli qualità sul materiale in stock, svalutazione delle giacenze) ai fini della manutenzione o, nell’arco delle fasi di progetto, durante la costruzione di un impianto (cfr. 2.1.3) possono essere anch’esse dichiarate qui.

Le posizioni 200.1a «Esercizio della rete» e 200.2 «Manutenzione della rete» devono essere esposte separatamente. Qualora non fosse così e richiesta una spiegazione nelle note.

3.2.12 Altri costi di esercizio computabili (posizione 200.3)

I costi riversabili di qualsiasi tipo, che in via eccezionale non possono essere assegnati ad alcuna posizione, devono essere esposti alla posizione 200.3.

3.2.13 Perdite attive della propria rete (posizione 200.4)

Qui vanno indicate esclusivamente le perdite attive verificatesi nella propria rete (cfr. in merito anche 3.1.2 più sopra sopra).

Ai sensi dell’articolo 15 capoverso 1 lettera a OAEl, Swissgrid fattura individualmente ai gestori di rete e ai consumatori finali direttamente allacciati alla rete di trasporto i costi per la compensazione delle perdite di energia e la fornitura di energia reattiva da essi generati. Tali costi devono essere esposti nella posizione 300 (cfr. 3.2.15 più sotto).

3.2.14 Costi dei livelli di rete superiori (posizione 300)

I costi dei livelli di rete superiori vengono inizialmente ripresi automaticamente dalla scheda «Dati generali». Se poi nel vostro calcolo è confluito un valore diverso da quello così ottenuto, sostituite la voce generata automaticamente con il valore effettivo.

I costi devono essere indicati come importi netti, ovvero detraendo gli eventuali sconti. Anche i pagamenti compensativi ricevuti in relazione al fenomeno del «pancaking» devono essere detratti.

I costi devono essere inseriti al livello di rete al quale siete allacciati presso il vostro gestore della rete di distribuzione a monte. Ad esempio, se il vostro livello di rete più elevato è il livello LR3, i costi della rete a monte devono essere inseriti nella colonna LR2. Nel caso del «pancaking» occorre procedere diversamente, ossia inserire i costi nella colonna LR3.

3.2.15 Costi delle prestazioni di servizio relative al sistema e della riserva di energia elettrica (posizione 400)

Le prestazioni di servizio relative al sistema (PSRS) e la riserva di energia elettrica sono servizi inclusi nell’approvvigionamento elettrico necessari all’esercizio stabile e sicuro della rete. Si tratta quindi di prestazioni ausiliarie che i gestori delle reti elettriche devono fornire in aggiunta alla trasmissione e alla distribuzione di energia elettrica.

Alla posizione 400 sono registrati i costi che vi sono stati fatturati da Swissgrid per le prestazioni di servizio relative al sistema e per la riserva di energia elettrica. I costi per le prestazioni di servizio relative al sistema nella rete di distribuzione devono essere inseriti nella posizione 200.1 (cfr. 3.2.10 più sopra sopra).

Utilizzate esclusivamente questa voce per i costi fatturati da Swissgrid e non indicateli, ad esempio, utilizzando il livello di rete 1.

3.2.16 Costi dei sistemi di misurazione, controllo e regolazione (posizione 500)

3.2.16.1 Note generali

Nella contabilità analitica tutte le voci necessarie per il calcolo dei costi computabili devono essere indicate separatamente. Sono compresi anche i costi per i sistemi di misurazione e di informazione, per i sistemi di misurazione intelligenti e i costi per i sistemi di controllo e di regolazione intelligenti, inclusa la retribuzione (art. 7 cpv. 3 lett. f, f^bis e m OAEl).

Conformemente al vecchio articolo 13a lettera a OAEl, sono computabili tutti i costi del capitale e i costi d’esercizio dei sistemi di misurazione secondo l’OAEl. Ciò vale per tutti i sistemi di misurazione messi in esercizio nel periodo di applicazione delle nuove disposizioni dell’OAEl, vale a dire dal 1.1.2018. I costi della misurazione del profilo di carico (che non corrispondono ancora al vecchio articolo 8a segg. OAEl) sono quindi computabili come costi di rete (art. 31l cpv. 3 OAEl).

Con l’entrata in vigore, il 1° giugno 2019, della Strategia Reti elettriche viene abrogato l’articolo 31e capoverso 4 OAEl. A partire da quel momento sono computabili anche i costi dei dispositivi di misurazione del profilo di carico impiegati prima del 1° gennaio 2018. I costi dei sistemi di misurazione installati a partire dal 1° gennaio 2018 sono computabili già da questa data (art. 15 cpv. 1 LAEl; ex art. 13a lett. a OAEl).

I costi derivanti dal fatto che le misure di cibersicurezza sono attuate in modo efficiente e in base ai rischi sono costi computabili per la protezione delle OT e possono tra l’altro essere riportati nelle posizioni 510.4 e 520.4 (per maggiori dettagli in merito cap. 3.2.9.7).

3.2.16.2 Costi dei sistemi di misurazione intelligenti (posizione 510)

In presenza dell’approvazione del gestore di rete anche terzi possono fornire prestazioni di servizio nel campo della metrologia e dei servizi informativi (cfr. ex art. 8 cpv. 2 OAEl).

Così, per mettere in atto quanto precede (art. 7 cpv. 3 lett. f, lett. f^bis e ex art. 8 cpv. 2 OAEl), il gestore della rete di distribuzione deve indicare dettagliatamente i costi, in particolare quelli relativi alle prestazioni di metrologia.

L’articolo 17a LAEl, precisato dai vecchi articoli 8a e 8b OAEl, introduce lo standard minimo in materia di sistemi di misurazione intelligenti. L’80 per cento delle installazioni di misurazione di un determinato comprensorio deve soddisfare questo standard entro dieci anni dall’entrata in vigore della modifica del 1° novembre 2017 (art. 31e cpv. 1 OAEl), ossia al più tardi il 31 dicembre 2027.

I costi relativi ai sistemi di misurazione intelligenti che soddisfano gli standard di cui all’articolo 17a LAEl, in combinato disposto con i vecchi articoli 8a e 8b OAEl, devono figurare nella posizione 510 «Costi dei sistemi di misurazione intelligenti». I costi per i sistemi di misurazione, i quali secondo l’articolo 31l capoversi 1 e 2 OAEl possono rientrare nell’80 per cento, sono anch’essi assegnati alla posizione 510 «Costi dei sistemi di misurazione intelligenti», a differenza di quanto previsto dal KRSV-CH che li imputa alla voce 520 «Costi degli altri sistemi di misurazione e d’informazione» (cfr. per analogia 2.2.8).

3.2.16.3 Costi degli altri sistemi di misurazione e d’informazione (520)

Tutti i dispositivi di misurazione che non soddisfano gli standard di cui all’articolo 17a LAEl in combinato disposto con i vecchi articoli 8a e 8b OAEl, e neppure possono rientrare nell’80 per cento secondo l’articolo 31l capoversi 1 e 2 OAEl, ma che vengono tuttora utilizzati, vanno indicati alla posizione 520 «Costi degli altri sistemi di misurazione e d’informazione».

3.2.16.4 Ammortamenti calcolatori per i sistemi di misurazione di entrambi i tipi (posizione 510.1 e 520.1)

In questa posizione vengono registrati gli ammortamenti dei sistemi di misurazione delle immobilizzazioni regolatorie. I costi dei sistemi di misurazione non possono essere considerati sia nelle immobilizzazioni regolatorie della rete e negli ammortamenti dichiarati alla posizione 100.1 che nei costi di misurazione. Gli impianti utilizzati solo in quota parte, ad es. i sistemi di gestione dei dati energetici, vanno anche imputati pro quota ai costi di misurazione e alla rete. La ElCom si riserva di effettuare controlli a campione.

Tra gli impianti inseriti nelle immobilizzazioni regolatorie che, come tali, possono essere ammortizzati e remunerati, si annoverano ad esempio: contatori, eventuali trasformatori, morsetti prova, unità di comunicazione, rilevamento mobile dei dati, lettura remota dei contatori ecc.

3.2.16.5 Interessi calcolatori per i sistemi di misurazione di entrambi i tipi (posizione 510.2 e 520.2)

In questa posizione vengono registrati gli interessi calcolatori dei sistemi di misurazione delle immobilizzazioni regolatorie. I costi dei sistemi di misurazione non possono essere considerati sia nelle immobilizzazioni regolatorie della rete e negli interessi dichiarati alla posizione 100.2 che nei costi di misurazione.

Poiché anche la metrologia rientra nei costi di rete e quindi nei beni patrimoniali necessari all’esercizio della rete, per la remunerazione si applica lo stesso WACC di quello valido per gli interessi calcolatori della rete.

3.2.16.6 Costi dei servizi di metrologia per i sistemi di misurazione di entrambi i tipi (posizione 510.3 e 520.3)

Vanno indicate qui, per i sistemi di misurazione intelligenti, le seguenti quote di costo (costi propri o di terzi):

• Costi d’esercizio del sistema di lettura remota dei contatori (LRC) e costi di trasmissione dei dati
• Costi d’esercizio della gestione dei dati energetici (quota dei costi di rete MDE) per la messa a disposizione, l’archiviazione e la consegna dei dati
• Costi d’esercizio della gestione dei dati energetici (quota dei costi di rete MDE) per i processi di cambiamento, il controllo della plausibilità dei dati e l’individuazione di valori sostitutivi.

3.2.16.7 Altri costi per i sistemi di misurazione di entrambi i tipi (posizione 510.4 e 520.4)

Qui vengono inseriti costi quali, ad esempio:

• Logistica legata ai contatori (acquisto, stoccaggio, installazione, taratura, controllo periodico dei contatori, manutenzione, gestione dei lotti ecc.), gestione dei contatori e delle stazioni di misurazione (aggiornamento dei dati di base).
• Costi d’esercizio per la lettura e trasmissione dei dati (ad es. rilevamento mobile dei dati (RMD)).
• Costi di comunicazione.
• Costi pro quota relativi ai locali, all’informatica e ai veicoli ecc.

3.2.16.8 Sistemi intelligenti di controllo e di regolazione (posizione 530)

Se un consumatore finale, un produttore o un gestore di impianti di stoccaggio acconsente all’impiego di un sistema di controllo e di regolazione ai fini di un esercizio sicuro, performante ed efficiente della rete (flessibilità), deve concordare con il gestore di rete la rimunerazione per l’impiego del sistema (art. 8c cpv. 1 lett. c OAEl).

Tale rimunerazione deve basarsi su criteri oggettivi e non può essere discriminatoria (art. 8c cpv. 2 OAEl); deve inoltre essere resa accessibile al pubblico (art. 8c cpv. 3 OAEl in combinato disposto con l’art. 12 cpv. 1 LAEl e l’ex art. 10 OAEl). Nella contabilità analitica (calcolo dei costi) devono essere indicate separatamente tutte le voci necessarie al calcolo dei costi computabili, in particolare i costi per i sistemi di controllo e di regolazione intelligenti, rimunerazioni incluse (art. 7 cpv. 3 lett. m OAEl). La rimunerazione in oggetto è l’importo che il gestore di rete versa o al consumatore finale o al produttore oppure al gestore di impianti di stoccaggio come compenso per la sua flessibilità (art. 8c OAEl).

Così, per mettere in atto quanto precede, il gestore di rete deve indicare dettagliatamente i costi generati dai sistemi di controllo e di regolazione ai sensi dell’articolo 8c OAEl. I relativi dati contabili devono figurare nella posizione 530 «Costi dei sistemi intelligenti di controllo e di regolazione». Tale posizione deve contenere tutte le installazioni che rientrano sotto la descrizione di sistemi intelligenti di controllo e di regolazione, anche i classici ricevitori di telecomando (cfr. Spiegazioni in merito alla revisione parziale dell’OAEl del novembre 2017, p. 10 e segg.; art. 31f OAEl).

Se il gestore di rete offre al consumatore finale o al produttore oppure al gestore di impianti di stoccaggio la possibilità di usufruire della propria flessibilità attraverso un sistema di controllo e di regolazione intelligente, egli ha l’obbligo non soltanto di pubblicare la rimunerazione nel suo tariffario (art. 8c cpv. 3 OAEl in combinato disposto con l’art. 12 cpv. 1 LAEl e l’ex art. 10 OAEl), ma anche di indicare nella contabilità analitica, alla posizione 530.3 «Rimunerazioni al consumatore finale, al produttore o al gestore di impianti di stoccaggio», l’importo versato.

3.2.17 Indicazione dei costi amministrativi (posizione 600)

3.2.17.1 Amministrazione e distribuzione (posizioni 600.1 e 600.2)

Indicare per ogni livello di rete i costi generali relativi all’amministrazione e alla distribuzione della rete. Per una rappresentazione dettagliata dei costi rilevati nelle posizioni 600.1 e 600.2, consultare il KRSV-CH/SCCD CH 2025. A differenza del KRSV, la ElCom considera i costi delle pubbliche relazioni non come necessari ai fini di una rete sicura ed efficiente (cfr. 3.2.9.5). Le public relations non hanno nulla a che vedere con l’esercizio della rete, poiché i gestori della rete di distribuzione non sono in concorrenza con altri fornitori nel proprio comprensorio.

Analogamente devono essere esposti i costi di amministrazione e distribuzione generali per l’attività Rete che sono confluiti nel calcolo dei costi per l’anno 2025. Con questi dati il gestore mostra in che modo i costi di amministrazione e distribuzione generali, che in larga parte sono costi comuni, gravano sulla rete. Inoltre, questi dati ci consentono di comprendere meglio la struttura dei vostri prezzi di costo per l’energia (cfr. anche 5.1).

I costi per l’energia elettrica fornita ai clienti non devono essere registrati qui, bensì nella scheda «Prezzi di costo».

I costi sono computabili se le misure di cibersicurezza sono attuate in modo efficiente e in base ai rischi. I costi per la protezione delle IT devono essere registrati come costi amministrativi (per maggiori dettagli in merito cap. 3.2.9.7).

3.2.17.2 Interessi calcolatori sul capitale circolante netto d'esercizio (posizione 600.3)

3.2.17.2.1 Basi legali e prescrizioni della ElCom

All’articolo 15 capoverso 3 lettera b LAEl è previsto che i gestori di rete abbiano diritto a interessi calcolatori sui beni necessari all’esercizio delle reti. Questi ultimi si compongono al massimo dei valori residui di acquisto e di costruzione risultanti alla fine dell’anno contabile e dal capitale circolante netto d’esercizio necessario alla rete (art. 13 cpv. 3 lett. a OAEl).

Il CCN può essere remunerato con il WACC come parte dei beni patrimoniali necessari all’esercizio (art. 13 cpv. 3 lett. b OAEl).

Né la LAEl né la OAEl contengono una disposizione più precisa in merito alle componenti del CCN necessario all’esercizio della rete. Secondo l’opinione dei tribunali, il fatto che la ElCom precisi ulteriormente questo concetto non è dunque contrario ai principi di legge. Sul calcolo del CCN la ElCom ha sviluppato una prassi pluriennale che riscuote il consenso delle corti (DTF 138 II 465 consid. 9; sentenze del Tribunale amministrativo federale A-5141/2011 del 29 gennaio 2013 consid. 11.3, A-2222/2012 del 10 marzo 2014, consid. 7.2; A-8638/2010 del 15 maggio 2015, consid. 8; A- 2606/2009 dell’11 novembre 2010, consid. 13).

Secondo la prassi della ElCom le basi su cui si fonda la determinazione del CCN sono rappresentate dai costi calcolatori delle immobilizzazioni regolatorie (ammortamento e remunerazione), dalle scorte e dai costi di esercizio dell’anno corrispondente. Oltre ai propri costi d’esercizio e del capitale, nella rete di distribuzione è possibile includere anche i costi di rete dei fornitori a monte e i costi delle PSRS ai fini della determinazione del CCN d’esercizio (ad es. decisione della ElCom 211-00011 [ex 957-08-141] del 7 luglio 2011, n. marg. 104 segg.; decisione della ElCom 211-00011 del 3 luglio 2014, n. marg. 24 e 39; decisione della ElCom 211-00016 del 17 novembre 2016, n. marg. 234; decisione della ElCom 211-00008 del 22 gennaio 2015, n. marg. 222). Sono da considerare anche i costi fatturati da Swissgrid per la riserva di energia elettrica come pure le differenze di copertura incorporate nelle tariffe, fermo restando che per queste ultime può trattarsi di un importo positivo o negativo.

A partire dalle tariffe 2026, le differenze di copertura incluse nelle tariffe non potranno più essere considerate come componente del CCN della rete, sul quale viene calcolata la rimunerazione (comunicazione della ElCom del 4 febbraio 2025) (cfr. cap. 3.3.1).

Non devono invece essere incluse nel calcolo le differenze di copertura maturate, ma non ancora tariffate. Se nel computo del CCN confluisse lo stato complessivo delle differenze di copertura, esse verrebbero remunerate due volte, il che non sarebbe in linea con il principio di esercizio efficiente della rete (art. 15 cpv. 1 LAEl, in merito al calcolo e alla remunerazione delle differenze di copertura cfr. Istruzione 2/2019 della ElCom).

La prassi della ElCom prevede un calcolo del CCN basato sui costi. I metodi orientati al fatturato e il metodo contabile non sono pertanto applicabili. Per la determinazione del capitale circolante netto necessario all’esercizio che è possibile computare occorre basarsi sui costi effettivi dell’anno tariffario in questione.

3.2.17.2.2 Interessi sul capitale circolante netto d’esercizio (600.3)

Qui si indicano gli interessi calcolatori sul capitale circolante netto necessario all’esercizio confluiti nella contabilità analitica. Spiegate il metodo di derivazione degli interessi nella scheda «Capitale circolante netto» (cfr. anche 3.6). Per quanto riguarda i costi pianificati, questa posizione viene riclassificata tra i costi calcolatori e assume ora il numero 100.4.

3.2.17.3 Controllo degli impianti da parte dello Stato (posizione 600.5)

I costi risultanti dalle misure di controllo statali predisposte a garanzia della sicurezza della rete (ad es. per l’avviso e il monitoraggio dei controlli, l’elaborazione degli attestati di sicurezza, il controllo della messa in atto e l’esecuzione di controlli a campione, ecc.) devono essere registrati nella posizione 600.5.

3.2.17.4 Costi per misure innovative e di sensibilizzazione nell'ambito della riduzione del consumo (posizioni 600.7 e 600.8)

3.2.17.4.1 Costi per misure innovative (posizione 600.7)

Qui vanno indicati i costi per misure innovative a servizio di reti intelligenti (art. 7 cpv. 3 lett. n OAEl e art. 13b OAEl), imputabili fino a un massimo dell’1 per cento della somma dei costi d’esercizio e del capitale computabili.

Una misura innovativa per le reti intelligenti è tale se consente di testare e utilizzare metodi e prodotti innovativi del settore ricerca e sviluppo al fine di rendere la rete più sicura, performante o efficiente (art. 13b cpv. 1 OAEl). I costi di tali misure possono essere fatti valere come computabili fino a concorrenza di un massimo dell’1 per cento della somma dei costi d’esercizio e del capitale del gestore di rete computabili nell’anno in questione. Possono essere conteggiati al massimo CHF 500 000 (o 1 milione di franchi nel caso della società nazionale di rete).

I gestori di rete documentano le proprie misure innovative e pubblicano la documentazione. Essi descrivono segnatamente il progetto, il metodo da applicare, i vantaggi previsti e ottenuti nonché le spese (cfr. art. 13b cpv. 3 OAEl).

In caso di richiesta di rimborso dei costi per misure innovative, i relativi documenti (descrizione del progetto e ripartizione dei costi) devono essere trasmessi alla ElCom in formato pdf attraverso il portale e-GOV.

Attenzione: i costi per misure innovative sostenuti con risorse che sono o sono state già prese in considerazione nelle tariffe non devono essere dichiarati due volte. Tali costi devono pertanto essere dedotti dalle rispettive voci prima di essere esposti. La ElCom si riserva di verificare quanto sopra e di sincerarsi che la possibilità di dichiarare misure innovative non comporti un duplice addebito.

3.2.17.4.2 Costi di sensibilizzazione nell’ambito della riduzione del consumo (posizione 600.8)

Qui vanno indicati i costi delle misure di sensibilizzazione nell’ambito della riduzione del consumo, imputabili fino a un massimo dello 0.5 per cento dei costi d’esercizio computabili del gestore di rete (art. 7 cpv. 3 lett. o OAEl). Possono essere conteggiati al massimo CHF 250 000.

Una misura di sensibilizzazione nell’ambito della riduzione del consumo è tale, ad esempio, se il gestore di rete tratta i dati di misurazione nel suo comprensorio in modo che i consumatori finali possano confrontare il proprio consumo di elettricità, in diversi periodi temporali, con quello di altri consumatori finali dalle caratteristiche di consumo similari (art. 13c cpv. 1 OAEl).

Attenzione: i costi di sensibilizzazione nell’ambito della riduzione del consumo, sostenuti con risorse che sono o sono state già prese in considerazione nelle tariffe, non devono essere dichiarati due volte. Tali costi devono pertanto essere dedotti dalle rispettive voci prima di essere esposti. La ElCom si riserva di verificare quanto sopra e di sincerarsi che la possibilità di dichiarare costi di sensibilizzazione nell’ambito della riduzione del consumo non comporti un duplice addebito.

3.2.18 Imposte (posizione 700)

3.2.18.1 Note generali

Confederazione, Cantoni e Comuni tassano l’utile delle persone giuridiche. Il fatto che un gestore di rete sia o meno un soggetto passibile di imposta, tuttavia, dipende non solo dalla sua forma giuridica, essendo vari gestori esplicitamente esenti. Nelle imposte dirette è rilevante soprattutto l’imposta sugli utili, mentre quella sul capitale riveste un ruolo solo marginale.

Se i singoli settori o reparti non sono completamente disgiunti sotto il profilo giuridico (o se vengono tassati come soggetti d’imposta individuali), dette imposte devono essere ripartite sui settori interessati in base al principio della causalità. Poiché l’imposta sugli utili dipende direttamente dall’importo di questi ultimi, essa va distribuita proporzionalmente agli utili conseguiti dai reparti.

3.2.18.2 Imposte dirette e computo delle imposte calcolatorie

La ElCom si aspetta che, in linea di principio, le imposte dirette (valori effettivi come da conteggio effettivo delle imposte) applicate siano quelle desunte dal conto annuale Rete (sul conto annuale, cfr. anche 1.1.6.2 più sopra sopra).

La legge non prevede una separazione a livello giuridico dell’esercizio della rete, per cui solitamente quest’ultima è tassata insieme agli altri ambiti. Ecco perché non è sempre possibile determinare le imposte dirette unicamente riferite all’esercizio della rete. In questo caso, eccezionalmente è possibile calcolare – in alternativa alle imposte dirette basate sulle spese passate – anche le imposte calcolatorie.

La legislazione in materia di approvvigionamento elettrico definisce l’«utile adeguato» nell’area di monopolio Rete tramite la remunerazione dei beni patrimoniali necessari all’esercizio – più precisamente tramite la quota di capitale proprio: gli utili alla base delle imposte calcolatorie vengono pertanto determinati a partire dai beni patrimoniali necessari all’esercizio tramite il rapporto di finanziamento applicato nella definizione del Weighted Average Cost of Capital (WACC) a fronte dell’aliquota sui costi del capitale proprio incorporata nel WACC. In altre parole, come utile si utilizza la quota di remunerazione regolatoria che viene remunerata a livello regolatorio ai fini dell’approntamento del capitale. Le imposte calcolatorie, infine, vengono computate utilizzando l’aliquota applicabile.

Poiché l’utile regolatorio viene definito non solo tramite la remunerazione delle immobilizzazioni regolatorie, ma anche attraverso la remunerazione del capitale circolante netto d’esercizio, che a sua volta incorpora costi fiscali, nel computo delle imposte calcolatorie si genera un riferimento circolare che, come prevede la prassi delle autorità fiscali, in caso di importi consistenti viene risolto con un’iterazione multipla.

3.2.18.3 Le imposte sul valore aggiunto non rappresentano costi computabili

Nonostante la maggior parte dei gestori di rete sia soggetta all’imposta sul valore aggiunto, va da sé che l’IVA non rientra tra i costi computabili, essendo un puro costo indiretto. Si tratta di un’imposta indiretta (imposta generale sul consumo con deduzione dell’imposta precedente), addebitata al consumatore finale tramite l’imponibile esposto in fattura. I gestori di rete versano le imposte sulla cifra d’affari sulle prestazioni da loro percepite, ma come imposta precedente le possono a loro volta rivendicare nel computo dell’IVA.

3.2.18.4 Le imposte latenti non rappresentano costi computabili

Le imposte latenti non rientrano nei costi d’esercizio. Dal punto di vista del diritto commerciale esse non sono effettivamente dovute nell’esercizio contabile di competenza, per cui non vengono nemmeno contabilizzate. In un’ottica di economia aziendale non sussistono pertanto costi (sentenza del Tribunale amministrativo federale A-2876/2010 del 20 giugno 2013, consid. 5.3.3.4).

3.2.18.5 Indicazione delle imposte (pos. 700)

Le imposte dirette che sono maturate a titolo di imposte effettive nel periodo corrispondente vanno indicate nelle opportune caselle analogamente alle imposte che avete incorporato nel vostro calcolo dei corrispettivi per l’utilizzazione della rete. In linea di principio si tratta dell’imposta sull’utile ma, in alcuni casi, anche dell’imposta sul capitale (posizione 700.3). Se, nel vostro calcolo, avete tenuto conto delle imposte sull’utile basate sulle spese passate, indicatene il valore nella posizione 700.1. Le imposte sul capitale basate sulle spese passate che confluiscono nel calcolo del corrispettivo per l’utilizzazione della rete devono essere indicate alla posizione 700.3. Se invece avete tenuto conto delle imposte calcolatorie sull’utile, l’importo dev’essere indicato nella posizione 700.2.

Nel campo «Commenti», spiegate il metodo di derivazione dell’ammontare dell’imposta. Se dichiarate delle imposte calcolatorie, indicate il metodo di calcolo utilizzato. Se avete tenuto conto di un importo per le imposte basato sulle spese passate, spiegate il modo in cui è stato determinato (ad es. sulla base dell’onere fiscale contabilizzato nell’esercizio 2025).

3.2.19 Tributi e prestazioni agli enti pubblici nonché supplemento rete secondo l'articolo 35 LEne (posizioni 750 e 800)

I tributi e le prestazioni a favore degli enti pubblici solitamente vengono riscossi come segue:

• direttamente, tramite versamento all’ente pubblico;
• indirettamente, obbligando il gestore di rete a offrire tariffe speciali per l’ente pubblico (ad es. tariffa ribassata per scuole, teatri comunali, piscine, illuminazione pubblica, ecc.) o rinunciando interamente ad una rimunerazione, in modo che
  • i rispettivi costi rimangano a carico degli utenti di rete non privilegiati, oppure
  • l’utile del gestore di rete risulti proporzionalmente minore.

I tributi e le prestazioni a favore degli enti pubblici devono essere esposti separatamente nella contabilità analitica (calcolo dei costi) secondo l’articolo 7 capoverso 3 lettera k OAEI.

Nel caso 2 a) gli importi indicati nelle posizioni 100 – 700 sono trasferiti nella posizione 750, se non sono finanziati dall’utile regolatorio consentito. Il successivo riporto nella posizione 800.1a avviene automaticamente. Se, nel caso 2a), non è possibile determinare con precisione l’ammontare dei costi, si può effettuare una stima. Si rileva in questo modo la differenza tra il valore consueto della prestazione fornita, rispetto alla tariffa che sarebbe stata applicata in fattura ad un cliente non privilegiato, e la tariffa effettivamente applicata.

Esempio:

L’azienda municipale del Comune A provvede, a prezzo ridotto, all’approvvigionamento delle strutture comunali per il tempo libero. Pertanto, alle strutture per il tempo libero che dovrebbero pagare annualmente CHF 500 000 per l’utilizzazione della rete secondo le tariffe valide per consumatori finali paragonabili, vengono fatturati solo CHF 200 000. La differenza di CHF 300 000 deve essere addebitata agli utenti di rete non privilegiati. In questo caso, i costi dovuti a prestazioni a prezzo ridotto a favore degli enti pubblici che devono essere inseriti nella posizione 750 ammontano a CHF 300 000; l’importo è riportato automaticamente nella posizione 800.1a. Se le strutture per il tempo libero venissero approvvigionate gratuitamente, occorrerebbe indicare CHF 500 000.

Nel caso 2b), ovvero se le differenze dovute alle prestazioni a prezzo ridotto, o gratuite, a favore degli enti pubblici non devono essere sostenute dagli utenti di rete, ma vengono compensate dall’utile del gestore della rete di distribuzione, non è necessario un trasferimento alla posizione 750. Si prega, in questo caso, di digitare l’importo delle differenze nel campo «Commenti».

I valori indicati nella posizione 750 sono riportati automaticamente nella posizione 800.1a.

Nella posizione 800.1b vanno indicati i tributi e le prestazioni all’ente pubblico che non sono attribuibili a nessun’altra categoria della posizione 800, se non sono finanziati dall’utile regolatorio consentito.

Per quanto riguarda le tasse di concessione (posizione 800.2), indicate i costi riconducibili all’utilizzo di terreni e fondi pubblici.

Nella posizione 800.3 va dichiarato il supplemento rete secondo l’articolo 35 LEne per l’incentivazione della produzione di energie rinnovabili, il risanamento delle acque ecc.

3.2.20 Altri ricavi (posizione 900)

Rispondete alla domanda relativa a come trattate gli altri ricavi conseguiti per prestazioni erogate con le risorse della rete. In linea di principio esistono due metodi:

• Inserite i ricavi direttamente in deduzione nella posizione corrispondente dei costi d’esercizio, ossia compensate costi e ricavi direttamente (metodo netto)
• Esponete i costi e i ricavi separatamente (metodo lordo).

La ElCom ritiene che il metodo lordo sia adeguato, dal momento che consente di documentare le varie voci in assoluta trasparenza. I ricavi provenienti dai costi fatturati a Swissgrid per le misure necessarie a garantire l'approvvigionamento elettrico ai sensi della legge sull'approvvigionamento del Paese (art. 15a cpv. 1 lett. b LAEl; art. 4a cpv. 1 OOSE; i cosiddetti costi Ostral) devono essere obbligatoriamente presentati secondo il principio lordo.

Se nelle precedenti posizioni 200 - 800 avete indicato i vostri costi d’esercizio al netto, ossia già ridotti dei ricavi considerati, alla domanda posta alla voce 900 rispondete con «metodo netto» e nel campo riservato alle note spiegate in dettaglio come fate ad assicurare che le rispettive voci di costo vengano sgravate anche in conformità alla LAEl.

Successivamente specificate, nel campo riservato ai commenti, le rispettive posizioni con i relativi importi (ad es. per la posizione 200.2: i costi di manutenzione lordi pari a CHF 1 500 000 sono stati ridotti detraendo i ricavi di prestazioni compensate internamente pari a CHF 380 000).

Nella posizione 900.1 e 900.2 si devono quindi inserire solo i ricavi dai quali non è già stata detratta una posizione di costo (ossia i ricavi esposti secondo il principio lordo).

3.2.20.1 Altri costi addebitati singolarmente (posizione 900.1)

La posizione 900.1 comprende ricavi identici ai proventi provenienti da prestazioni tipiche per i gestori della rete di distribuzione, che vengono addebitati singolarmente agli utenti di rete o ai gruppi di utenti. Ad esempio per l’energia reattiva, l’alimentazione d’emergenza, le linee d’emergenza, gli allacciamenti alla rete o l’illuminazione stradale, sempre che i costi collegati all’erogazione delle prestazioni siano contenuti nelle posizioni da 100 a 700.

3.2.20.2 Altri ricavi (posizione 900.2)

La posizione 900.2 comprende gli altri ricavi identici ai proventi che sono stati considerati nel calcolo come idonei a ridurre i costi. Per il settore d’attività Rete (inserimento per livello di rete) vanno indicati in particolare:

• Altri ricavi operativi, realizzati con le risorse assegnate alla rete nell’ambito del calcolo dei costi (ad esempio ricavi derivati da lavori di manutenzione per terzi, ricavi da prestazioni compensate internamente, ecc.).
• Ricavi derivanti dallo scioglimento di accantonamenti, sempre che la spesa collegata alla costituzione dell’accantonamento sia confluita nel calcolo dei (precedenti) corrispettivi per l’utilizzazione della rete.
• Ricavi derivanti dalle rettifiche di valore, sempre che la spesa risultante dalla rettifica di valore sia confluita nel calcolo dei (precedenti) corrispettivi per l’utilizzazione della rete.
• Ricavi derivanti da tasse di diffida, interessi moratori, ecc. (parte inerente alla rete).
• Ricavi derivanti dal servizio di metrologia fornito a terzi.
• Ricavi derivanti da indennità versate nell’ambito del consumo proprio per coprire i costi del capitale derivanti dall’ammortamento degli impianti di allacciamento non più utilizzati, o utilizzati ormai soltanto parzialmente (art. 3 cpv. 2^bis OAEl).
• Ricavi derivanti dalla vendita di impianti (o quote di impianti) appartenenti alla rete.
• Ricavi per interessi realizzati con mezzi assegnati al capitale circolante necessario all’esercizio della rete.
• Ricavi per costi approvati dall’UFE in relazione a progetti pilota e costi di rete non coperti pagati dalla società nazionale di rete (art. 23a LAEl).
• I ricavi provenienti dai costi fatturati a Swissgrid per le misure necessarie a garantire l'approvvigionamento di elettrico ai sensi della legge sull'approvvigionamento del Paese (art. 15a cpv. 1 lett. b LAEl; art. 4a cpv. 1 OOSE; i cosiddetti costi Ostral).

La ElCom ritiene che il metodo lordo sia adeguato, dal momento che consente di documentare le varie voci in assoluta trasparenza. Se si utilizza il metodo netto, le voci devono essere ripartite di conseguenza.

Il DATEC può autorizzare progetti pilota (a partire dal 1° gennaio 2023) volti allo sviluppo di tecnologie, modelli aziendali o prodotti innovativi nel settore dell’energia, nella misura in cui permettano di acquisire esperienze utili in vista di una modifica legislativa (art. 23a cpv.1 LAEl). Se nell’ambito di un progetto pilota i consumatori finali sono esentati dall’obbligo di versare il corrispettivo per l’utilizzazione della rete, il DATEC può prevedere che i costi di rete non coperti siano inclusi nelle prestazioni di servizio relative al sistema della società nazionale di rete (art. 23a cpv. 4 LAEl). Sulla base di un’autorizzazione del DATEC, la società nazionale di rete rimborsa al gestore i costi di rete non coperti (art. 26a cpv. 4 OAEl). I ricavi da progetti pilota e da rimunerazioni per costi di rete non coperti ai sensi dell’articolo 23a LAEl devono essere, da un lato, indicati qui e, dall’altro, nel campo riservato alle note con l’indicazione «Progetto pilota», il numero di procedura e l’importo dell’anno corrispondente.

3.2.20.3 Prestazioni proprie attivate (posizione 900.3)

Qui devono essere detratte, ai fini della riduzione dei costi, tutte le prestazioni proprie che hanno generato valori iscritti nelle immobilizzazioni regolatorie. Cfr. anche paragrafo 2.2.10.

3.2.21 Impiego delle differenze di copertura (posizione 1000)

Secondo le Istruzioni 2/2019 e 3/2024 della ElCom le differenze di copertura degli anni precedenti devono essere incorporate nelle tariffe, previa remunerazione, in un arco di tempo solitamente di tre anni. L’importo che, nel periodo di riferimento, è stato effettivamente incorporato nelle tariffe e quindi considerato ai fini della riduzione delle differenze di copertura con effetto sulle tariffe dev’essere indicato alla posizione 1000. Le coperture in eccesso devono essere esposte con segno negativo, mentre le coperture insufficienti con segno positivo.

3.2.22 Ricavi di rete da indicare

I ricavi provenienti dall’utilizzazione della rete devono essere indicati nella scheda 4.4 e vengono automaticamente riportati nella scheda 3.2 Differenze di copertura Rete (cont.).

Le tariffe di un gestore di rete si basano sui costi effettivi dell’ultimo anno tariffario concluso, eventualmente integrati dai costi pianificati, e incorporano sia gli ammortamenti calcolatori che la remunerazione dei beni patrimoniali necessari all’esercizio. Moltiplicati per i valori dell’energia realmente venduta, essi rappresentano i ricavi effettivi dell’anno tariffario in questione.

Questi ricavi effettivi devono essere esposti dai gestori di rete, in conformità all’Istruzione 9/2025 della ElCom relativa al conto annuale Rete, all’interno di quest’ultimo come ricavi della rete (sul conto annuale, cfr. anche il precedente 1.1.6.2 più sopra). L’utilizzo di costi e ricavi maturati a livello di conto annuale corrisponde al concetto diffuso in contabilità di «costi basati sulle spese», per i costi di esercizio, e di «ricavi basati sui proventi» sul fronte dei proventi.

La ElCom si aspetta pertanto che alla voce «Ricavi provenienti dall’utilizzazione della rete» figuri il relativo importo contenuto nel conto annuale Rete (senza contabilità analitica pos. 800).

3.2.23 Adeguamento deciso dalla ElCom o da istanze superiori

Indicate qui le differenze di copertura decise dalla ElCom, a seguito di una verifica dei costi o delle tariffe, oppure da un’istanza superiore.

Le coperture in eccesso (importi che nei periodi successivi implicano una diminuzione dei costi) devono essere riportate con il segno positivo (+).

Le coperture insufficienti (importi che nei periodi successivi implicano un aumento dei costi) devono essere riportate con il segno negativo (-).

3.2.24 Altre differenze di copertura

Qui indicate gli importi correttivi che non provengono né da decisioni della ElCom né da quelle di un tribunale. Si tratta nello specifico delle seguenti correzioni:

• effetti di correzioni a posteriori apportate in precedenti contabilità analitiche che finora non sono state riflesse nelle tariffe. Deve essere rispettata l’Istruzione 5/2022 della ElCom sull’adeguamento a posteriori della contabilità analitica;
• effetti di correzioni apportate su disposizione della ElCom, ma non in forza di una decisione (ad es. a seguito di osservazioni sulla contabilità analitica o nel corso di una verifica preliminare);
• Storno di coperture insufficienti non incorporate nelle tariffe sulla base delle Istruzioni 2/2019 e 3/2024 della ElCom: sia su disposizione della ElCom sia per rinuncia da parte del gestore di rete.

3.3 Calcolo dei costi (scheda 3.3)

3.3.1 Note generali

La scheda «Calcolo dei costi» dev’essere compilata da tutti i gestori di rete.

Nella scheda 3.3 «Calcolo dei costi» indicate i valori sui quali si basa effettivamente il calcolo dei costi. Eventuali differenze tra i dati indicati in questa scheda e i dati o i calcoli visualizzati in altre schede del questionario vanno spiegate nel campo «Note» o nei campi che possono comparire in maniera dinamica allo scopo di motivare i valori inseriti.

La base per il calcolo dei vostri costi propri è costituita dai costi computabili dell’anno base (ultimo esercizio concluso). Questi costi possono essere adattati alla situazione attesa dalla vostra azienda nell’anno tariffario. In tal caso, per alcune o tutte le posizioni utilizzerete valori pianificati.

Questa scheda segue a grandi linee la scheda 3.2 per il calcolo delle differenze di copertura. Nel quadro dell’atto mantello, a partire dall’anno tariffario 2026 trovano applicazione disposizioni modificate e nuove prescrizioni (cfr. cap. 1.3). Di seguito si fa dunque riferimento alle basi legali in vigore dal 1° gennaio 2026; la scheda 3.3 si differenzia dalle schede 3.2 Differenze di copertura Rete e 3.6 Capitale circolante netto in particolare per i seguenti punti:

• Costi di misurazione
  I costi di misurazione (pos. 510 e 520) non fanno più parte dei costi di rete, poiché dal 1° gennaio 2026 si devono calcolare tariffe di misurazione separate. Oltre alle posizioni 510 e 520 è stata introdotta la nuova posizione di costo 540. I costi di misurazione vanno ancora riportati nella scheda 3.3 Calcolo dei costi Rete e su tale base si devono determinare le tariffe di misurazione secondo la scheda 4.2 Ricavi da tariffe della misurazione. La posizione sommatoria 500 è stata soppressa, in quanto la voce 530 Sistemi di controllo e di regolazione intelligenti resta tra i costi di rete.
• Prassi modificata per CCN
  Il 3 dicembre 2024 la ElCom ha deciso di adeguare la propria prassi relativa al calcolo del CCN della rete (base sulla quale viene calcolata la rimunerazione), a quella relativa al CCN dell’energia, conformemente alla revisione dell’OAEl entrata in vigore il 1° gennaio 2025. Di conseguenza, a partire dalle tariffe 2026, le differenze di copertura incluse nelle tariffe non potranno più essere considerate come componente del CCN della rete, sul quale viene calcolata la rimunerazione (cfr. comunicazione della ElCom del 4 febbraio 2025: Capitale circolante netto della rete - nuova prassi a partire dall’anno tariffario 2026).
  
  Dal punto di vista sistematico, il CCN rientra tra i costi del capitale e viene quindi riportato alla posizione 100.4 (finora posizione 600.3).

I gruppi di costi e la relativa numerazione, ognuno dei quali figura come intestazione di riga nella tabella della scheda 3.3, sono basati sul «KRSV-CH Kostenrechnungsschema für Verteilnetzbetreiber der Schweiz/SCCD CH Schéma de calcul des coûts pour le gestionnaires du réseau de distribution CH» (cfr. VSE/AES, edizione 2025) (per la compilazione, si vedano per analogia anche le spiegazioni ai paragrafi da 3.2.8 a 3.2.25 sopra).

Nelle prime colonne o campi di immissione per gruppo di costo vengono rilevati i costi della rete elettrica. Inserite qui gli importi per ogni singolo gruppo di costi assegnati ai rispettivi livelli di rete nell’ambito del calcolo per l’anno tariffario 2027.

I dati relativi ai ricavi (posizione 900) vanno trattati alla stessa stregua.

Negli altri campi di immissione vengono specificati i costi per gruppo di costo (clienti in servizio universale e clienti con il diritto di accedere alla rete). I costi da indicare sono quelli che si aggiungono ai costi dell’energia (ad es. costi amministrativi, imposte ecc.). I costi della produzione propria e degli acquisti sono riportati nella scheda 5.2 Costi dell’energia pianificati. Questi dati sono necessari per poter comprendere la ripartizione

• dei costi dei sistemi di misurazione (posizioni 510 e 520) e della piattaforma dei dati (posizione 540)
• dei sistemi di controllo e di regolazione (posizione 530)
• dei costi amministrativi (posizione 600)
• delle imposte dirette (posizione 700) e
• degli altri ricavi (posizione 900)

tra il settore della rete e quello dell’energia. I dati sono inoltre necessari per verificare la plausibilità dei propri prezzi di costo o di acquisto per l’energia elettrica (a tale proposito cfr. anche i capitoli 5.1 Calcolo differenze di copertura per l’energia (contabilità analitica, scheda 5.1) e 5.2 Costi energetici pianificati e quota di passaggio ad altri fornitori per la fornitura di energia 2027 (contabilità analitica, scheda 5.2).

Alcuni dati della tabella vengono compilate automaticamente e riassumono tutti i costi dichiarati, i costi derivanti dalla fornitura di energia e dalla rete elettrica.

I costi dell’energia in sé devono essere inseriti nelle schede 5.1 Differenze di copertura per l’energia e 5.2 Costi energia pianificati.

I costi sono computabili se le misure di cibersicurezza sono attuate in modo efficiente e in base ai rischi. In generale, i costi per la protezione delle OT¹ devono essere riportati nelle posizioni 200, 510.4 e 520.4 (530 rientra nei costi di rete) e i costi per la protezione delle IT² nella posizione 600 della contabilità analitica (per maggiori dettagli in merito cap. 3.2.9.7).

A partire dalle tariffe 2025 i costi a carico di gestori di rete, produttori e gestori degli impianti di stoccaggio direttamente connessi con le misure necessarie a garantire l’approvvigionamento in energia elettrica sono considerati costi di esercizio computabili della rete di trasporto (art. 15a cpv. 1 lett. b LAEl; art. 4a cpv. 1 OOSE). I costi registrati devono quindi essere addebitati a Swissgrid. Nella posizione che ancora esiste nella scheda della contabilità analitica va quindi inserito il valore «0».

¹_{Il concetto di «operational technology» (OT) comprende le tecnologie necessarie per la messa a disposizione o la fornitura dirette di energia elettrica (p. es. SCADA, PIA, accesso remoto a impianti situati in sottostazioni, sistemi di telecomando centralizzati, gestione dei dati energetici MDE, smart meter).}

_{²Il concetto di «information technology» (IT) comprende tutte le tecnologie per l’elaborazione dei dati che non hanno a che fare direttamente con la messa a disposizione di energia elettrica (p. es. gestione dei dati dei clienti, gestione dei dati del personale, applicazioni per ufficio).}

3.3.2 Costi delle prestazioni di servizio relative al sistema, della riserva di energia elettrica e altri costi solidali della rete di trasporto (posizione 400)

Alla posizione 400 devono essere registrati i costi fatturati da Swissgrid per prestazioni di servizio relative al sistema, costi della riserva di energia elettrica e costi solidali. Ricadono in questi ultimi i costi addebitati da Swissgrid attraverso il supplemento per costi solidali della rete di trasporto, utilizzato per finanziare gli interventi di potenziamento della rete e per attuare gli aiuti transitori per l’industria dell’acciaio.

I costi per le prestazioni di servizio relative al sistema nella rete di distribuzione devono essere inseriti nella posizione 200.1 (cfr. 3.2.10 sopra).

Utilizzate esclusivamente questa voce per i costi fatturati da Swissgrid e non indicateli, ad esempio, utilizzando il livello di rete 1.

3.3.3 Esposizione dei costi dei sistemi di misurazione (posizione 510, 520 e 540)

3.3.3.1 Note generali

Nella contabilità analitica tutte le voci necessarie per il calcolo dei costi di misurazione computabili devono essere indicate separatamente. Sono compresi anche i costi per i sistemi di misurazione e di informazione, per i sistemi di misurazione intelligenti e i costi per l’utilizzo della piattaforma centrale dei dati (piattaforma) secondo gli articoli 17g–17i LAEl (art. 7 cpv. 3 lett. f, f^bis e fter OAEl).

Ai sensi dell’articolo 17a capoverso 2 LAEl e dell’articolo 8 capoverso 1 OAEl nella versione in vigore dal 1° gennaio 2026, a partire dall’anno tariffario 2026 i gestori di rete determinano le tariffe di misurazione e le pubblicano. I costi di misurazione non sono più imputati ai costi di rete, bensì contabilizzati separatamente. Anche le differenze di copertura (art. 8aquater OAEl) dei costi di misurazione sono calcolate separatamente.

Ciò implica anche che nella scheda 3.2 (Differenze di copertura Rete) è ancora presente la posizione 500 (somma delle posizioni 510, 520, 530), mentre la posizione 540 non compare ancora, poiché nella scheda 3.2 vanno registrati i costi effettivi dell’anno contabile 2025. Il trattamento separato delle tariffe di misurazione e la considerazione della piattaforma dei dati saranno attuati soltanto per i costi pianificati dell’anno tariffario 2027, in particolare nella scheda 3.3.

3.3.3.2 Costi dei sistemi di misurazione intelligenti (posizione 510)

Per mettere in atto quanto precede (art. 7 cpv. 3 lett. f, lett. f^bis e fter e art. 8 cpv. 2 OAEl), il gestore della rete di distribuzione deve indicare dettagliatamente i costi, in particolare quelli relativi ai servizi di metrologia.

L’articolo 17a^bis LAEl, precisato dagli articoli 8a^decies segg. e 8b OAEl, introduce lo standard minimo in materia di sistemi di misurazione intelligenti. L’80 per cento delle installazioni di misurazione di un determinato comprensorio deve fondamentalmente soddisfare questo standard entro dieci anni dall’entrata in vigore della modifica del 1° novembre 2017 (art. 31e cpv. 1 OAEl), ossia al più tardi il 31 dicembre 2027. Sono fatte salve le disposizioni derogatorie di cui all’articolo 31l capoversi 1 e 2 OAEl.

I costi relativi ai sistemi di misurazione intelligenti che soddisfano gli standard di cui all’articolo 17a^bis LAEl, in combinato disposto con gli articoli 8a^decies segg. e 8b OAEl, devono figurare nella posizione 510 «Costi dei sistemi di misurazione intelligenti». I costi per i sistemi di misurazione che secondo l’articolo 31l capoversi 1 e 2 OAEl possono rientrare nell’80 per cento sono anch’essi assegnati alla posizione 510 «Costi dei sistemi di misurazione intelligenti», a differenza di quanto previsto dal KRSV-CH che li imputa alla voce 520 «Costi degli altri sistemi di misurazione e d’informazione» (cfr. anche 2.2.8).

3.3.3.3 Costi degli altri sistemi di misurazione e informazione (posizione 520)

Tutti i dispositivi di misurazione che non soddisfano gli standard di cui all’articolo 17a^bis LAEl in combinato disposto con gli articoli 8a^decies segg. e 8b OAEl, e neppure possono rientrare nell’80 per cento secondo l’articolo 31l capoversi 1 e 2 OAEl, ma che vengono tuttora utilizzati, vanno indicati alla posizione 520 «Costi degli altri sistemi di misurazione e d’informazione».

3.3.3.4 Ammortamenti calcolatori per i sistemi di misurazione di entrambi i tipi (posizione 510.1 e 520.1)

In questa posizione vengono registrati gli ammortamenti dei sistemi di misurazione delle immobilizzazioni regolatorie. I costi dei sistemi di misurazione non possono essere considerati sia nelle immobilizzazioni regolatorie della rete e negli ammortamenti dichiarati alla posizione 100.1 che nei costi di misurazione. Gli impianti utilizzati solo in quota parte, ad es. i sistemi di gestione dei dati energetici, vanno anche imputati pro quota ai costi di misurazione e alla rete. La ElCom si riserva di effettuare controlli a campione.

Tra gli impianti inseriti nelle immobilizzazioni regolatorie che, come tali, possono essere ammortizzati e remunerati, si annoverano ad esempio: contatori, eventuali trasformatori, morsetti prova, unità di comunicazione, rilevamento mobile dei dati, lettura remota dei contatori ecc.

3.3.3.5 Interessi calcolatori per i sistemi di misurazione di entrambi i tipi (posizione 510.2 e 520.2)

In questa posizione vengono registrati gli interessi calcolatori dei sistemi di misurazione delle immobilizzazioni regolatorie. I costi dei sistemi di misurazione non possono essere considerati sia nelle immobilizzazioni regolatorie della rete e negli interessi dichiarati alla posizione 100.2 che nei costi di misurazione.

Per la remunerazione dei beni patrimoniali necessari per la metrologia si applica lo stesso WACC utilizzato per gli interessi calcolatori della rete (art. 8a^bis cpv. 3 lett. b OAEl).

3.3.3.6 Costi dei servizi di metrologia per i sistemi di misurazione di entrambi i tipi (posizione 510.3 e 520.3)

Vanno indicate qui, per i sistemi di misurazione intelligenti, le seguenti quote di costo (costi propri o di terzi):

• Costi d’esercizio del sistema di lettura remota dei contatori (LRC) e costi di trasmissione dei dati
• Costi d’esercizio della gestione dei dati energetici (quota dei costi di rete MDE) per la messa a disposizione, l’archiviazione e la consegna dei dati
• Costi d’esercizio della gestione dei dati energetici (quota dei costi di rete MDE) per i processi di cambiamento, il controllo della plausibilità dei dati e l’individuazione di valori sostitutivi.

3.3.3.7 Costi di esercizio e amministrativi per i sistemi di misurazione di entrambi i tipi (posizione 510.4 e 520.4)

Qui vengono inseriti costi quali, ad esempio:

• Logistica legata ai contatori (acquisto, stoccaggio, installazione, taratura, controllo periodico dei contatori, manutenzione, gestione dei lotti ecc.), gestione dei contatori e delle stazioni di misurazione (aggiornamento dei dati di base).
• Costi d’esercizio per la lettura e trasmissione dei dati (ad es. rilevamento mobile dei dati (RMD)).
• Costi di comunicazione.
• Costi pro quota relativi ai locali, all’informatica e ai veicoli ecc.
• Ricavi che, nell'ambito del calcolo dei costi di misurazione, hanno come effetto di ridurli
• Costi di gestione e amministrazione (600.1), costi di distribuzione (600.2) e interessi calcolatori sul capitale circolante netto necessario all'esercizio relativi ai sistemi di misurazione intelligenti.

3.3.3.8 Costi di esercizio e del capitale della piattaforma dei dati (posizione 540)

Ai sensi dell’articolo 17i capoverso 3 LAEl, per coprire i costi (di esercizio e del capitale) relativi alla piattaforma dei dati il gestore della piattaforma riscuote dai gestori di rete, per ogni punto di misurazione, un compenso a copertura dei costi basato sul principio di causalità. In base all’articolo 7 capoverso 3 lettera fter OAEl, i costi per l’utilizzo della piattaforma centrale dei dati devono essere esposti separatamente nella contabilità analitica (pos. 540). Come stabilito all’articolo 8a capoverso 1 lettera c OAEl, i costi per l’utilizzo della piattaforma centrale dei dati sono considerati costi di esercizio computabili in relazione con la metrologia. I costi di esercizio e amministrativi da includere nelle tariffe di misurazione sono costituiti dalle posizioni 510.4, 520.4 e 540.

3.3.4 Costi di rete

3.3.4.1 Sistemi di controllo e di regolazione (posizione 530)

Conformemente all’articolo 13a lettera a OAEl, sono computabili ai costi di rete tutti i costi del capitale e i costi d’esercizio dei sistemi di controllo e di regolazione impiegati per l’utilizzo della flessibilità al servizio della rete secondo l’articolo 19a OAEl, compresa la rimunerazione versata. La rimunerazione può tuttavia essere computabile solo se è proporzionale ai costi di rete evitati (p. 24 del rapporto esplicativo del 19 febbraio 2025 concernente la legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili: Modifica dell’ordinanza sull’approvvigionamento elettrico con entrata in vigore il 1° gennaio 2026). La rimunerazione non deve poi essere discriminatoria né abusiva (art. 17c cpv. 2 e art. 22 cpv. 2 lett. d n. 2 LAEl). Occorre infine accertarsi che l’utilizzo garantito della flessibilità non venga rimunerato (art. 19c cpv. 1 OAEl).

I tassi di rimunerazione devono essere pubblicati (art. 19b cpv. 2 OAEl in combinato disposto con l’art. 12 cpv. 1 LAEl). Nella contabilità analitica (calcolo dei costi) devono essere indicate separatamente tutte le voci necessarie al calcolo dei costi computabili, in particolare i costi per i sistemi di controllo e di regolazione intelligenti, incluse le rimunerazioni che il gestore di rete versa al consumatore finale, al produttore o al gestore di impianti di stoccaggio come compenso per l’utilizzo della sua flessibilità al servizio della rete (art. 7 cpv. 3 lett. m e art. 13a^bis cpv. 1 OAEl). La rimunerazione in oggetto è l’importo che il gestore di rete versa o al consumatore finale o al produttore oppure al gestore di impianti di stoccaggio come compenso per la sua flessibilità (art. 13a^bis OAEl).

Il gestore della rete di distribuzione è tenuto a esporre nel dettaglio i costi menzionati nella contabilità analitica, alla posizione 530 «Costi dei sistemi di controllo e di regolazione». Non deve necessariamente trattarsi di sistemi di controllo e di regolazione intelligenti ai sensi dell’articolo 17b capoverso 1 LAEl, in quanto la flessibilità può essere utilizzata anche mediante altri dispositivi, per esempio gli invertitori (p. 24 del rapporto esplicativo del 19 febbraio 2025). La posizione 530 deve continuare a contenere anche i classici ricevitori di telecomando, purché siano impiegati per l’utilizzo della flessibilità, vale a dire per bloccare e sbloccare carichi, impianti fotovoltaici, ecc. (cfr. Spiegazioni in merito alla revisione parziale dell’OAEl del novembre 2017, p. 10 e segg.).

Se il gestore di rete offre al consumatore finale o al produttore oppure al gestore di impianti di stoccaggio la possibilità di usufruire della propria flessibilità attraverso un sistema di controllo e regolazione intelligente, egli ha l’obbligo non soltanto di pubblicare la rimunerazione nel suo tariffario (art. 8c cpv. 3 OAEl in combinato disposto con l’art. 12 cpv. 1 LAEl e l’art. 10 OAEl), ma anche di indicare nella contabilità analitica, alla posizione 530.3 «Rimunerazioni al consumatore finale, al produttore o al gestore di impianti di stoccaggio», l’importo versato a tale titolo.

3.3.4.2 Costi per misure innovative (posizione 600.7)

Cfr. 3.2.17.4

3.3.4.3 Imposte dirette (posizione 700)

Le imposte calcolatorie devono essere calcolate individualmente per i tre settori: rete, produzione e distribuzione. Indicare unicamente le imposte calcolatorie per il settore rete e distribuzione.

Cfr. 3.2.18

3.3.4.4 Tributi e prestazioni agli enti pubblici nonché supplemento rete secondo l’articolo 35 LEne (posizioni 750 e 800)

Cfr. 3.2.19

3.3.4.5 Altri costi addebitati singolarmente (posizione 900.1)

Cfr. in alto 3.2.20.1

3.3.4.6 Altri ricavi (posizione 900.2)

Cfr. in alto 3.2.20.2

Eventuali pagamenti di Swissgrid legati agli aiuti transitori a produttori di ferro, acciaio e alluminio di importanza strategica (cfr. art. 14^bis LAEl) devono essere registrati alla posizione 900.2.

3.3.4.7 Impiego delle differenze di copertura (posizione 1000)

Inserite qui l’ammontare delle differenze di copertura per i costi di rete che includete nelle tariffe 2027. Considerate a tale proposito le disposizioni della ElCom sulla riduzione delle differenze di copertura e il capitolo 3.2.21. Non esistono ancora differenze di copertura dei costi di misurazione.

Questa voce di costo corrisponde alla vecchia posizione 600.4 «Differenze di copertura degli anni precedenti».

3.4 Compendio spese (contabilità analitica, scheda 3.4)

3.4.1 Panoramica

La scheda «Compendio spese» è disponibile e va compilata soltanto nella versione integrale. Serve a determinare i costi di esercizio in base al conto economico dell’ultimo esercizio contabile concluso e quindi a estrapolare sia i costi effettivi per il calcolo delle differenze di copertura sia i costi di esercizio alla base della tariffazione e quindi funge da prova dei valori indicati alle schede 3.2 Differenze di copertura e 3.3 Calcolo dei costi.

I costi d’esercizio della rete, secondo gli articoli 15 capoverso 2 LAEl e 12 OAEl, corrispondono ai costi basati sulle spese passate e ai ricavi identici ai proventi dell’ultimo esercizio contabile concluso che precede il periodo di calcolo in questione (campo «Periodo di riferimento dal ... al ...»).

In questa scheda utilizzate esclusivamente valori effettivi, ossia valori della vostra contabilità finanziaria e non valori calcolatori o pianificati. In virtù dei criteri di disgiunzione di cui agli articoli 10 e 11 LAEl, la ElCom si aspetta che i valori esposti nella scheda 3.4.1 siano determinabili in maniera trasparente in caso di controllo con il vostro conto annuale Rete pubblicato.

Come base per la disgiunzione del conto annuale Rete (bilancio e conto economico), l’ideale sarebbe generare nella contabilità finanziaria un proprio ambito contabile, il che consente un numero maggiore di registrazioni dirette sulla rete e riduce la necessità di adottare chiavi di riparto.

Indicate infine dove avete pubblicato il conto annuale disgiunto, relativo alla rete, per l’ultimo esercizio concluso (conformemente all’articolo 12 LAEl) – specificando l’indirizzo internet su cui lo mettete a disposizione del pubblico. Caricate anche una versione del vostro conto annuale sul portale dei gestori di rete.

3.4.2 Voci del conto economico

3.4.2.1 Struttura della scheda

3.4.2.1.1 Panoramica

Questo blocco rappresenta come avviene il passaggio delle spese e dei proventi dalla contabilità finanziaria alla contabilità analitica (trasferimento). A tal fine devono essere indicati i valori della contabilità finanziaria dell’impresa nel suo insieme (colonna «Impresa nel suo insieme») e i valori del conto annuale disgiunto relativo alla rete di distribuzione (colonna «Conto economico rete»).

Nelle colonne successive va specificato se i valori di contabilità finanziaria dell’impresa nel suo insieme sono stati imputati al conto annuale Rete disgiunto mediante registrazione diretta oppure tramite chiave di ripartizione (colonne «imputato direttamente» e «imputato tramite chiave di ripartizione»). Indicate gli importi in franchi e non, ad esempio, in percentuale.

3.4.2.1.2 Chiavi di riparto

Queste informazioni servono a verificare il rispetto del principio di causalità nelle chiavi di ripartizione, conformemente all’articolo 7 capoverso 5 OAEl. Per quanto riguarda le chiavi di ripartizione, considerate anche i criteri e le informazioni di cui al capitolo 3.2.9.2 «Imputazione dei costi e chiavi di riparto».

Se prendete in considerazione le prestazioni compensate internamente, in questo caso inserite il valore 0 e indicate tutti i dati sulle prestazioni compensate internamente nel campo «Note» a pié di pagina.

Se le spese e i proventi non vengono imputati tramite una chiave di ripartizione o un’imputazione diretta, è possibile che gli importi esatti non siano (più) desumibili nel dettaglio (ossia per ogni singola posizione di costo); ciò è il caso quando, ad esempio, vengono eseguite compensazioni di commesse interne. In questi casi procedete a una stima più precisa possibile delle quote di ogni elemento.

In seguito indicate le spese, provenienti dal conto economico relativo alla rete, che sono confluite nella contabilità analitica per le tariffe 2027. In questa colonna viene desunto l’importo confluito dalla contabilità finanziaria (conto annuale relativo alla rete) nel calcolo delle tariffe.

Tale valore si basa sulle cifre effettive della vostra contabilità finanziaria – per cui qui non devono figurare voci calcolatorie, in particolare per quanto riguarda gli ammortamenti e gli interessi.

Le spese e i proventi relativi alla rete vanno desunti dal conto economico facente parte del conto annuale secondo l’articolo 11 LAEl. I valori pianificati possono essere presi in considerazione se l’evento che causa la modifica dei costi è noto al momento del calcolo delle tariffe e se l’entità della modifica può essere stimata in modo affidabile (cfr. capitolo 3.4.2.4).

Se la struttura del vostro conto economico differisce dalla struttura predefinita, attribuite le diverse voci alle voci dello schema che vi sembrano più appropriate. Se nel vostro conto economico manca una voce predefinita, indicate nel campo «Note» se l’avete attribuita a un’altra categoria o se, nel vostro caso, non è applicabile fornite una spiegazione al riguardo.

Attenzione: poiché in questa scheda vengono determinati i proventi e le spese secondo il conto economico (o di gestione corrente), gli importi non contengono né i costi calcolatori inerenti agli ammortamenti e agli interessi né la differenza di copertura; si tratta quindi solo di una parte delle posizioni della scheda 3.3 «Calcolo dei costi».

Prestate attenzione anche alle informazioni sul conto annuale riportate al capitolo 1.1.6.2 più sopra sopra.

3.4.2.1.3 Ultimo esercizio contabile concluso

Indicate l’inizio e la fine del vostro ultimo esercizio contabile concluso. In genere sono rispettivamente l’1.1 e il 31.12 (se si utilizza l’anno civile) o l’1.10 e il 30.9 (se si utilizza l’anno idrologico) dell’anno che precede il periodo di rilevamento oppure = ultimo esercizio contabile concluso, ossia i valori effettivi delle immobilizzazioni regolatorie al giorno di riferimento dell’ultimo esercizio contabile concluso.

3.4.2.2 Proventi / ricavi delle vendite secondo il conto economico

Le voci 1.1 – 1.6 comprendono i proventi/ricavi dell’esercizio concluso. In virtù dell’articolo 12 capoverso 1 LAEl, i gestori di rete sono tenuti a pubblicare la somma annua dei corrispettivi per l’utilizzazione della rete. Indicate i proventi da corrispettivi per l’utilizzazione della rete conformemente al vostro conto annuale Rete. Non vanno invece riportati eventuali proventi da tributi e prestazioni all’ente pubblico.

Voce 1.2 – Proventi/ricavi da compensazione interna: indicate nel campo «Note» le modalità di calcolo e le principali posizioni che sono confluite nei prezzi della compensazione interna. Riferitevi in particolare anche ad eventuali utili e margini presi in considerazione. All’interno dello stesso gruppo societario i proventi da compensazione interna, al livello consolidato, sono pari a 0. A livello di rete la posizione 1.2 dev’essere naturalmente compilata anche nella visualizzazione di gruppo per l’entità «Rete».

Voce 1.3 – Differenze di copertura dell’anno di riferimento (2025): Per la definizione e la presa in conto delle differenze di copertura si rimanda al capitolo 3.2 o alla scheda 3.2 della contabilità analitica, nonché alle Istruzioni 2/2019 e 3/2024 della ElCom. Se specificate le differenze di copertura nel conto annuale, allora alla voce 1.3.1 indicate l’eventuale copertura in eccesso (proventi effettivi della rete superiori alle spese effettive e calcolatorie [ammortamenti e interessi]) e alla voce 1.3.2 indicate invece l’eventuale copertura insufficiente (proventi effettivi della rete inferiori rispetto alle spese effettive e calcolatorie [ammortamenti e interessi]).

Voce 1.4 – Altri proventi/ricavi da forniture e servizi: indicate qui tutti i rimanenti proventi/ricavi, ad esempio quelli provenienti dall’affitto per l’utilizzazione dell’infrastruttura di rete. Non indicate qui, bensì nella voce 1.6 («Altri proventi/ricavi»), i proventi/ricavi rimanenti, ossia quelli provenienti da prestazioni proprie attivate o dall’ambito finanziario ecc.

Voce 1.5 – Scioglimento di accantonamenti: indicate qui lo scioglimento, con incidenza sui proventi/ricavi, di accantonamenti realizzati in passato.

Voce 1.6 – Altri proventi/ricavi: indicate qui la somma di tutti i rimanenti proventi/ricavi d’esercizio, ad esempio quelli risultanti da prestazioni proprie attivate, dall’ambito finanziario, proventi/ricavi straordinari nonché esterni all’esercizio.

3.4.2.3 Spese/costi secondo il conto economico

Le voci 2.1 – 2.9 comprendono le spese/i costi dell’esercizio concluso.

Voce 2.3 – Spese d’ammortamento: inserite nelle prime quattro colonne gli importi secondo la contabilità finanziaria e il conto annuale Rete. Nell’ultima colonna inserite solo gli ammortamenti non fatti valere come ammortamenti calcolatori nella scheda 3.3 «Calcolo dei costi».

Voce 2.4 – Spese/costi da compensazione interna: indicate nel campo «Note» le modalità di calcolo e le principali posizioni che sono confluite nei prezzi della compensazione interna. Riferitevi in particolare anche ad eventuali utili e margini presi in considerazione.

Voce 2.6 – Tributi e prestazioni all’ente pubblico e tributi di legge: indicate qui gli importi corrispondenti. Se, anziché inserirle ad esempio come conto provvisorio nel bilancio (transitorio), tenete conto qui delle spese (2.6.1) per il supplemento rete secondo la legge federale sull’energia (LEne), fate in modo di garantire che si tenga conto anche dei proventi (2.6.2) relativi al supplemento rete secondo la LEne.

Voce 2.8 – Spese/costi finanziari: inserite nelle prime quattro colonne gli importi secondo la contabilità finanziaria e il conto annuale Rete. Nell’ultima colonna a destra indicate l’importo utilizzato nel calcolo dei costi per determinare i CUR 2027 (ad es. le spese bancarie effettive connesse alla gestione del conto). Non vanno considerate le spese relative all’acquisizione di capitale (tasse d’emissione, imposte su prestiti e mutui ecc.), poiché sono già contenute nella formula del WACC valida dal 2014. Non vanno inseriti qui gli interessi calcolatori legati alle infrastrutture di rete dichiarati nella scheda 3.3 «Calcolo dei costi».

Voce 2.9 – Altre spese/costi: indicate la somma di tutte le rimanenti spese/costi d’esercizio, ad esempio quelle risultanti da prestazioni proprie iscritte al passivo, dall’ambito finanziario, spese/costi straordinari nonché esterni all’esercizio.

3.4.2.4 Differenze di pianificazione rilevanti in termini di costo

Indicate nelle righe corrispondenti alla sezione numero 4 le fattispecie e attività già note, dalle quali vi attendete un effetto sulle tariffe 2027 in termini di aumento (4.1) o di diminuzione (4.2.) dei costi. Se nel compilare la parte superiore della tabella avete proceduto all’inserimento dei valori dell’anno base, qui dovrete specificare soltanto le differenze tra questi e i valori pianificati.

Tenete presente che, in questo caso, per evitare cospicue differenze di copertura dovete considerare fattispecie rilevanti ai fini della pianificazione che vi siano possibilmente già note. Vi segnaliamo altresì che la costituzione intenzionale di coperture insufficienti non è ammessa.

Sono differenze di pianificazione rilevanti in termini di costo, ad esempio, variazioni tariffarie già note dei fornitori a monte o delle prestazioni di servizio relative al sistema, adeguamenti salariali già concordati a livello aziendale o una modifica delle aliquote d’imposta. Anche il completamento previsto di grandi impianti nel corso dell’anno previsionale può essere eventualmente considerato dal punto di vista degli ammortamenti e degli interessi calcolatori.¹ I gestori di rete che decidono di prendere in considerazione i valori pianificati che inducono un aumento dei costi devono tenere conto anche dei valori pianificati che inducono una diminuzione dei costi. Vogliate osservare il principio contabile di continuità dei criteri di valutazione.

Questi valori servono a chiarire il passaggio dai valori effettivi, secondo la contabilità finanziaria, ai valori utilizzati per il calcolo delle tariffe, secondo la contabilità analitica.

¹_{In questo caso per distinguere rispetto agli impianti solamente progettati, che non devono essere considerati. Cfr. 2.2.6 Impianti in costruzione.}

3.5 Calcolo per centri di costo (contabilità analitica, scheda 3.5)

3.5.1 Note generali sulla scheda

La scheda «Calcolo per centri di costo» dev’essere compilata da tutti i gestori di rete.

Il corrispettivo per l’utilizzazione della rete non deve superare, per livello di rete, i costi computabili nonché i tributi e le prestazioni all’ente pubblico del livello di rete in questione (art. 16 cpv. 2 OAEl). La scheda «Calcolo per centri di costo» ci consente di controllare i costi per ogni livello di rete dopo il riversamento e l’assegnazione diretta e di determinare il prezzo medio teorico (ct./kWh) prima dell’effettiva fissazione dei prezzi.

3.5.2 Costi di rete per ogni livello di rete dopo il riversamento (ripartizione) e l’assegnazione diretta

In questa scheda vengono documentati i costi che, per ciascun livello di rete, fungono da base per il calcolo delle vostre tariffe. I costi dopo il riversamento (Wälzung) si riferiscono a quelli che dichiarate nella scheda 3.3 e – nella versione integrale – nella scheda 3.4.

3.5.3 Prelievo previsto

Inserite qui la quantità di prelievo che prevedete nel periodo di calcolo.

3.5.4 Punti di misurazione previsti

Inserite qui il numero di punti di misurazione per ogni livello di rete che prevedete nel periodo di calcolo.

3.5.5 Costi di misurazione per ogni livello di rete dopo il riversamento (ripartizione) e l’assegnazione diretta

Saranno ripresi automaticamente dalla scheda 3.3, nella quale dovete inserire i valori per ogni livello di rete.

3.6 Capitale circolante netto (contabilità analitica, scheda 3.6)

3.6.1 Componenti del CCN

L’articolo 15 capoverso 3 lettera b LAEl prevede che i gestori di rete abbiano diritto a interessi calcolatori sui beni patrimoniali necessari all’esercizio delle reti. Questi beni patrimoniali necessari all’esercizio si compongono al massimo dei valori residui di acquisto e di costruzione alla fine dell’anno contabile e dal capitale circolante netto (CCN) necessario all’esercizio della rete (art. 13 cpv. 3 lett. a OAEl). Il CCN, come parte dei beni patrimoniali necessari all’esercizio, può essere rimunerato con il WACC della rete (art. 13 cpv. 3 lett. b OAEl).

Secondo la prassi della ElCom le basi su cui si fonda la determinazione del CCN sono rappresentate dai costi calcolatori delle immobilizzazioni regolatorie (ammortamento e interessi), dalle scorte e dai costi di esercizio dell’anno corrispondente. Oltre ai propri costi d’esercizio e del capitale, nella rete di distribuzione, è possibile includere anche i costi di rete dei fornitori a monte e i costi delle PSRS ai fini della determinazione del CCN d’esercizio (ad es. decisione della ElCom 211-00011 [ex 957-08-141] del 7 luglio 2011, n. marg. 104 segg.; decisione della ElCom 211-00011 del 3 luglio 2014, n. marg. 24 e 39; decisione della ElCom 211-00016 del 17 novembre 2016, n. marg. 234; decisione della ElCom 211-00008 del 22 gennaio 2015, n. marg. 222). Sono da considerare anche le differenze di copertura incorporate nelle tariffe, fermo restando che può trattarsi di un importo positivo o negativo. Non devono invece essere incluse nel calcolo le differenze di copertura maturate, ma non ancora tariffate.

Il 3 dicembre 2024 la ElCom ha deciso di adeguare la propria prassi relativa al calcolo del CCN della rete (base sulla quale viene calcolata la rimunerazione), a quella relativa al CCN dell’energia, conformemente alla revisione dell’OAEl entrata in vigore il 1° gennaio 2025 (art. 4 cpv. 3 lett. a n. 5 OAEl). Di conseguenza, a partire dalle tariffe 2026, le differenze di copertura incluse nelle tariffe non potranno più essere considerate come componente del CCN della rete, sul quale viene calcolata la rimunerazione (cfr. comunicazione della ElCom del 4 febbraio 2025: Capitale circolante netto della rete - nuova prassi a partire dall’anno tariffario 2026).

Per il calcolo del CCN, il supplemento rete secondo l’articolo 35 LEne (pos. 800.3 contabilità analitica) così come i tributi e le prestazioni agli enti pubblici secondo l’articolo 14 capoverso 1 LAEl (pos. 800.1a, 800.1b e 800.2 contabilità analitica) non possono essere presi in considerazione. Queste posizioni non sono necessarie all’esercizio (art. 13 cpv. 3 lett. a n. 2 OAEl), poiché riscosse per conto di terzi. A partire dalle tariffe 2026 nemmeno i costi per la metrologia (pos. 510 e 520) potranno più essere tenuti in considerazione ai fini del calcolo del CCN.

Ne consegue che per il calcolo del CCN possono essere considerate le seguenti posizioni: 100, 200, 300, 400, 500, 600, 700, 900 e 1000 (valevole fino alle tariffe 2025).

3.6.2 CCN come remunerazione della riserva di liquidità fino a saldo fattura

La remunerazione del CCN ai sensi dell’articolo 13 capoverso 3 lettera a numero 2 OAEl tiene conto del capitale investito dall’azienda al fine di garantire, in qualsiasi momento, una riserva di liquidità sufficiente finché non si saranno incassati i pagamenti delle proprie prestazioni nel settore d’attività regolato. Il CCN necessario per lo svolgimento delle attività operative nel settore regolato è dunque strettamente collegato alla periodicità della fatturazione. Il calcolo del CCN tiene conto pertanto delle scadenze di fatturazione stabilite dall’azienda, ossia della durata media delle riserve di capitale che una società deve garantire fino al saldo delle fatture.

Nella sua prassi corrente, per calcolare il CCN la ElCom si basa pertanto sulla periodicità della fatturazione. Se un gestore di rete fattura ad esempio ogni bimestre, le riserve di liquidità dovranno essere mantenute non per tutto l’anno, ma soltanto per quei due mesi. In tal caso, il capitale necessario andrebbe diviso per 6 (12 mesi diviso 2 mesi), per cui nell’esempio illustrato verrebbe remunerato con il WACC un sesto del CCN necessario.

3.6.3 Calcolo della base del CCN

Si calcola la base del CCN sulla scorta dei costi computabili e della frequenza – eventualmente ponderata – della fatturazione. Il risultato è la base di riferimento per la remunerazione.

La ElCom non accetta un metodo contabile o basato sul fatturato per il calcolo della base del CCN.

Frequenza ponderata della fatturazione: ad es. 30 per cento del fatturato a livello mensile e 70 per cento a livello trimestrale = 12/12*0,3+12/4*0,7= 2,4 => ossia la frequenza ponderata della fatturazione è di 2,4 mesi.

Esempio di calcolo con totale costi computabili = CHF 100'000, periodicità 2,4 mesi, remunerazione 4,13% (WACC 2024):

3.6.4 Remunerazione

3.6.4.1 Remunerazione del CCN su base annuale

La prassi della ElCom prevede che il CCN al 31 dicembre o alla data di chiusura dell’esercizio del gestore di rete venga determinato su 12 mesi e possa essere remunerato al WACC valido per l’anno tariffario in questione. Anche l’interesse sul CCN può essere remunerato (decisione della ElCom 212-00004 [ex 952-08-005] del 6 marzo 2009, p. 39 segg.).

Il tasso di interesse applicato non deve superare il WACC della rete del rispettivo anno tariffario.

3.6.4.2 Calcolo

Esempio di calcolo con totale costi computabili = CHF 100'000, periodicità 2,4 mesi, remunerazione 4,13% (WACC 2024) (cfr. esempio capitolo 3.6.3):

base CCN * WACC = 20 * 4,13% = CHF 826

4 -Ricavi di rete - Struttura tariffaria (contabilità analitica, capitolo 4)

Le informazioni di cui alle schede 4.1 e 4.2 servono a determinare tariffe e quantitativi previsti per il periodo tariffario successivo. Le informazioni alle schede 4.3 e 4.4, invece, servono a indicare tariffe e quantitativi alla base dei ricavi effettivi del periodo tariffario concluso.

Le schede 4.1 e 4.3 (Struttura tariffaria) servono a stabilire la struttura per l’indicazione delle tariffe di rete alle schede 4.2 e 4.4. Avete la possibilità di applicare la struttura predefinita oppure, tramite la funzione «Aggiungere altri elementi», aggiungere ulteriori elementi di cui eventualmente necessitate nelle schede 4.2 e 4.4.

Prendiamo come esempio l’energia reattiva: l’energia reattiva può essere registrata sia in base alla tariffa, sia come totale per ogni livello di rete. Un conteggio in base al livello di rete richiede tuttavia un adeguamento della scheda «Struttura tariffaria», in modo da ottenere una colonna supplementare nella quale registrare il totale dei rispettivi livelli di rete.

Per le tariffe 2027 siete tenuti a compilare anche la scheda 4.2 «Ricavi della misurazione».

La figura seguente illustra i vari nessi:

4.1 Struttura tariffaria (contabilità analitica, scheda 4.1)

4.1.1 Note generali e fondamenti giuridici

4.1.1.1 Note generali

La scheda 4.1 «Struttura tariffaria» dev’essere compilata da tutti i gestori di rete. Le tariffe devono essere fissate per ogni anno civile (art. 4 cpv. 1 OAEl).

Nella scheda vengono definite le basi per l’indicazione delle vostre tariffe in funzione dei costi che avete dichiarato. Come primo passaggio definite la struttura tariffaria dei corrispettivi di utilizzazione della rete (CUR).

Nelle schede 4.1 e 4.2 vanno specificati i dati per il periodo tariffario successivo alla luce dei costi previsionali, sulla base dei costi nell’ultimo anno tariffario concluso (2025). Essi rappresentano allo stesso tempo i ricavi previsti per l’anno tariffario 2027.

Gli importi devono essere registrati senza tributi e prestazioni all’ente pubblico e senza il supplemento rete, come anche senza le tariffe di misurazione, che a partire dall’anno tariffario 2026 devono essere indicate nella scheda separata 4.2 «Ricavi della misurazione».

4.1.1.2 Basi legali (valide per le tariffe 2027)

Le basi legali sono rappresentante dall’articolo 14 (in particolare dal cpv. 3) LAEl e dagli articoli 18 e 18a OAEl nella versione in vigore dal 1º gennaio 2026 (RU 2025 139).

I principi generali che si applicano alle tariffe sono stabiliti all’articolo 14 capoverso 3 LAEl. In base a questi ultimi le tariffe per l’utilizzazione della rete devono presentare strutture semplici che riflettano i costi causati dai consumatori finali (lett. a; principio di causalità). Non devono inoltre dipendere dalla distanza fra punto di prelievo e punto di immissione (lett. b; principio del francobollo) e devono poi fondarsi sul profilo di acquisto e nella rete di un gestore di rete devono essere unitarie per livello di tensione e gruppo di clienti (lett. c). Infine, le tariffe devono tenere conto degli obiettivi di efficienza dell’infrastruttura di rete e dell’utilizzazione dell’energia elettrica e offrire incentivi per un esercizio stabile e sicuro della rete (lett. e). Per le tariffe di utilizzazione della rete dinamiche i capoversi 5 e 6 dell’articolo 18 OAEl stabiliscono nuove regole esplicite.

I gestori di rete fissano le loro tariffe nei limiti di quanto disposto dalla legislazione sull’approvvigionamento energetico. All’interno di un livello di tensione i consumatori finali con un profilo di acquisto simile costituiscono un gruppo di clienti con un’offerta unitaria di tariffe per l’utilizzazione della rete. Nei limiti dei principi tariffari previsti dalla legge e fatte salve le disposizioni legali particolari, i gestori di rete sono liberi di determinare le singole componenti tariffarie (art. 18 cpv. 4 frase 1 OAEl). In base all’articolo 18 capoverso 3 OAEl, i gestori di rete fissano una tariffa standard per ogni gruppo di clienti e la designano come tale. Sono comunque consentite altre tariffe (a scelta).

Al livello di bassa tensione, i consumatori finali che vivono in immobili abitati tutto l’anno con un consumo annuo inferiore a 50 MWh costituiscono il gruppo di clienti di base. Per la definizione della tariffa standard di questo gruppo sono ora disponibili tre diversi modelli di tariffe. Accanto alla tariffa prescritta negli anni passati con una componente di lavoro non decrescente pari ad almeno il 70 per cento, a partire dal 2026 si possono scegliere anche tariffe dinamiche o tariffe con una componente di lavoro non decrescente (ct./kWh) pari ad almeno il 50 per cento e una componente variabile di potenza (ct./kW), il cui ammontare si basi sul carico di rete e presenti almeno quattro diversi valori al giorno (art. 18a cpv. 2 lett. c OAEl). Per queste ultime tariffe l’ammontare della componente variabile di potenza deve basarsi su fasce temporali stabilite secondo la stima del carico di rete previsto per l’intero anno tariffario (art. 18a cpv. 3 OAEl). Per le tariffe di utilizzazione della rete dinamiche si applicano in via generale (e non solo al livello di bassa tensione) i capoversi 5 e 6 dell’articolo 18 OAEl.

I consumatori finali del livello di bassa tensione che vivono in immobili abitati tutto l’anno con un consumo annuo inferiore a 50 MWh, ma non ancora dotati di un contatore di elettricità intelligente, costituiscono un secondo gruppo di clienti a sé stante (art. 18a cpv. 1 lett. b OAEl). Per questo gruppo di consumatori tutte le tariffe devono includere una componente di lavoro non decrescente pari ad almeno il 70 per cento (art. 18a cpv. 4 OAEl).

In base alle summenzionate prescrizioni relative alla quota minima della componente di lavoro, un’eventuale tariffa di base non può quindi superare la quota disponibile. Queste disposizioni si fondano su un criterio di efficienza: poiché la tariffa di base non può essere influenzata dall’entità del consumo energetico, essa non deve superare un certo valore. Le diverse quote minime della componente di lavoro devono essere soddisfatte (soltanto) dal gruppo di clienti nel suo complesso.

Queste regole relative alla definizione della tariffa per l’utilizzazione della rete non valgono per i tributi e le prestazioni all’ente pubblico. Essi, infatti, non confluiscono nella tariffa per l’utilizzazione della rete, bensì vanno specificati separatamente sia nel tariffario pubblicato che nelle fatture emesse (art. 6 cpv. 3 e art. 12 cpv. 2 LAEl).

4.1.2 Temi speciali

4.1.2.1 Tariffe per immobili non utilizzati tutto l’anno

Un immobile consuma meno elettricità se non viene abitato tutto l’anno. I gestori di rete, tuttavia, devono fare in modo che la capacità della loro rete elettrica sia determinata in funzione del consumo massimo per tutto l’anno, nonostante il picco di potenza venga effettivamente sfruttato soltanto in determinati giorni. L’articolo 18a capoverso 1 OAEl distingue, al livello di bassa tensione, tra immobili abitati tutto l’anno o solo saltuariamente e non tra abitazioni primarie e secondarie. Non ci si deve dunque basare sulla destinazione d’uso di un immobile, bensì sulla durata di utilizzo nel caso specifico. Perciò anche un’abitazione secondaria affittata tutto l’anno è equiparata ad una utilizzata tutto l’anno (abitazione primaria).

I gestori di rete che prevedono una tariffa per gli immobili non utilizzati tutto l’anno devono precisare, nell’attribuzione di una tariffa a un consumatore finale, se un immobile è utilizzato o meno tutto l’anno. La ElCom ha stabilito che il numero di giorni di utilizzo all’anno è un criterio in linea con le disposizioni dell’articolo 14 capoverso 3 LAEl (principio di causalità, utilizzo efficiente dell’elettricità) e dell’articolo 18 capoverso 2 della precedente OAEl e che pertanto può essere applicato per l’assegnazione a un gruppo di clienti separato (cfr. Comunicazione della Segreteria tecnica della ElCom del 14 aprile 2011 sulle tariffe per le seconde case; 212-00015 [ex 952-11-014] del 19 settembre 2013). Questo criterio può continuare a trovare applicazione.

4.1.2.2 Modelli tariffari nuovi e dinamici

In proposito si veda quanto esposto in generale al cap. 4.1.1.2. Per il resto si rimanda alla comunicazione «Domande e risposte su nuovi tipi di tariffe e tariffe dinamiche relative all’utilizzazione della rete e alla fornitura di energia».

4.1.3 Struttura tariffaria

4.1.3.1 Note generali

Nella scheda 4.1 «Struttura tariffaria pianificata» si stabilisce la struttura della scheda 4.2 «Ricavi del CUR pianificati», indicando per ogni livello di rete il numero delle tariffe di rete applicate. La scheda 4.2 presenta quindi, per ogni livello di rete, il numero di tariffe corrispondente, nelle quali si possono indicare i propri dettagli tariffali.

Se le prestazioni di servizio relative al sistema, la riserva di energia elettrica, i costi solidali, l’energia reattiva e l’alimentazione d’emergenza vengono conteggiate separatamente, il numero delle tariffe non aumenta. Questi elementi devono però essere esposti separatamente (nelle righe appositamente contrassegnate della specifica scheda 4.2).

L’energia reattiva e l’alimentazione d’emergenza possono anche essere rappresentate non come tariffa singola, bensì come somma totale per ciascun livello di rete. Se si desidera sfruttare tale possibilità, occorre includere questi elementi nel conteggio durante la registrazione del numero delle tariffe. Ad esempio, se per il livello di rete 2 (LR2) disponete di 3 tariffe e desiderate registrare i vostri ricavi dall’energia reattiva e dall’alimentazione d’emergenza sul LR2 come somma totale, inserite il numero 5 come numero di vostre tariffe.

Se non vi dovesse bastare il numero massimo di tariffe inseribili nella scheda (14 per ogni livello di rete), vi preghiamo di immettere nell’ultima colonna una tariffa con la somma dei dati e segnalare nel campo «Commenti» che si tratta di un’addizione delle tariffe X e Y.

Se oltre agli elementi tariffari proposti ve ne serve un altro, potete aggiungerlo. Quelli già disponibili sono: Prezzo base, prezzo per potenza, prezzo dell’energia AT/BT (estate e inverno), tariffa dell’energia reattiva, alimentazione di emergenza e «PSRS, riserva di energia elettrica e costi solidali». In base all’articolo 12 capoverso 2 LAEl, i costi della riserva di energia elettrica e i costi solidali devono essere indicati separatamente nella fattura ai consumatori finali. Per motivi tecnici, in questa sede i costi per le PSRS (ove non integrati nella tariffa per l’utilizzazione della rete), i costi della riserva di energia elettrica e i costi solidali sono riuniti in un’unica posizione.

Considerate che a partire dall’anno tariffario 2026 il prezzo base non potrà più includere componenti per la misurazione e il noleggio dei contatori, poiché queste saranno addebitate tramite tariffe di misurazione separate (scheda 4.2 «Ricavi da corrispettivi di misurazione pianificati»). In questo modo i prezzi base saranno sgravati dalle tariffe di misurazione definite in via separata.

4.1.3.2 Periodo di riferimento per i ricavi dai corrispettivi per l’utilizzazione della rete

Indicate qui l’arco di tempo durante il quale i costi di rete calcolati per il periodo tariffario 2027 saranno incassati; generalmente il periodo di calcolo corrisponde al vostro esercizio contabile.

4.1.3.3 Quantitativo

Indicate se il calcolo delle tariffe si basa sul quantitativo di vendite effettive di un periodo precedente o su valori pianificati per il 2027. Se si tratta di valori pianificati, spiegate brevemente come sono stati determinati.

L’energia reattiva e l’alimentazione d’emergenza possono essere registrate sia in base alla tariffa, sia come totale per ogni livello di rete. Un conteggio in base al livello di rete richiede tuttavia un adeguamento della scheda «Struttura tariffaria», in modo da ottenere una colonna supplementare nella quale registrare il totale dei rispettivi livelli di rete (cfr. 2.3). Gli altri campi della colonna «Energia reattiva» e «Alimentazione d’emergenza» vanno compilati, in questo caso, con uno 0.

4.1.3.4 Costi per PSRS, costi della riserva di energia elettrica e costi solidali

Soltanto i costi per le PSRS possono essere integrati nella tariffa per l’utilizzazione della rete. In base all’articolo 12 capoverso 2 LAEl, i costi per la riserva di energia elettrica e i costi solidali devono essere indicati separatamente nella fattura destinata ai consumatori finali (cfr. in merito l’Istruzione 5/2025 della ElCom sulla fatturazione trasparente e comparabile). Per motivi tecnici, in questa sede i costi per le PSRS (ove non integrati nella tariffa per l’utilizzazione della rete), i costi della riserva di energia elettrica e i costi solidali sono riuniti in un’unica posizione.

4.1.3.5 Tariffe ridotte in virtù di contratti di concessione

Qui va indicato se i consumatori finali pagano un corrispettivo per l’utilizzazione della rete ridotto oppure non lo pagano del tutto, solitamente grazie a contratti di concessione stipulati con centrali elettriche. Se i consumatori finali hanno la fortuna di beneficiare di una tale situazione, si prega di spiegare nel dettaglio e di quantificare, nel limite del possibile, il vantaggio prodottosi nei loro confronti.

5 Energia

5.1 Calcolo delle differenze di copertura per l'energia (contabilità analitica, scheda 5.1)

5.1.1 Fondamenti giuridici

A seguito dell’introduzione dell’articolo 4f OAEl, entrato in vigore il 1° gennaio 2023, la ElCom ha pubblicato la nuova Istruzione 3/2024 del 5 marzo 2024 / 4 febbraio 2025 / 1° gennaio 2026 sulle differenze di copertura della rete e dell’energia degli anni precedenti. 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 (art. 31m OAEl). L’articolo 4f si applica quindi per la prima volta alle differenze di copertura dell’anno contabile 2023/2024 (anno idrologico) o 2024 (anno civile).

Se la somma del corrispettivo che il gestore della rete di distribuzione ha riscosso non corrisponde ai costi dell’energia computabili per il servizio universale nel corso di un anno tariffario (differenza di copertura), il gestore della rete deve compensare tale differenza entro i tre anni tariffari successivi. In caso di copertura insufficiente, può rinunciare alla compensazione (art. 4f cpv. 1 OAEl).

In casi giustificati, la ElCom può estendere il periodo entro il quale compensare una differenza di copertura (art. 4f cpv. 2 OAEl).

Per le differenze di copertura a partire dall’anno contabile 2024 occorre attenersi all’Istruzione 3/2024 (incluso il relativo formulario), mentre per la gestione delle differenze di copertura fino alla fine dell’anno contabile 2023 compreso, continua ad applicarsi l’Istruzione 2/2019 (incluso il relativo formulario), nel rispetto della disposizione transitoria prevista al punto 3 dell’Istruzione 3/2024; l'allegato dell’Istruzione 3/2024 contiene un modello di compensazione della DC fino al 2023.

5.1.2 Note generali

La scheda «Differenze di copertura per l’energia» dev’essere compilata da tutti i gestori di rete.

Le differenze di copertura sono dovute allo sfasamento temporale tra il calcolo della tariffa, le entrate tariffarie e i costi effettivi di un anno contabile. Nel quadro della presa in conto delle differenze di copertura degli anni precedenti, vengono compensate le differenze tra i costi computabili e i ricavi realizzati in un dato periodo di calcolo.

Si tiene conto in particolare delle differenze

• risultanti dagli scarti tra la struttura quantitativa pianificata e quella effettiva;
• risultanti dallo scarto tra i costi pianificati e quelli effettivi;
• rilevate nel quadro di una verifica effettuata dalla ElCom o
• riconducibili al fatto che gli effetti particolari con ripercussione sui costi non sono stati rilevati interamente in un periodo di calcolo, in modo da non fare subire variazioni da un anno all’altro alle tariffe importanti.

La scheda 5.1 serve dunque a rilevare le coperture in eccesso o le coperture insufficienti dell’ultimo esercizio concluso. Al numero 1 sono presi in considerazione, da un lato, i ricavi effettivi totali che vengono ripresi automaticamente dalla scheda 5.1a e, dall’altro, i prezzi di costo effettivi totali delle forniture di energia (per la definizione delle singole componenti, cfr. cap. 5.1.3, Acquisizione di energia). Qui inoltre – analogamente alle differenze di copertura Rete, cfr. 3.2.24 e 3.2.25 – vanno indicati eventuali adeguamenti dei valori passati che scaturiscono da decisioni della ElCom o da sentenze di tribunali nonché tutte le coperture in eccesso o le coperture insufficienti risultanti dagli anni precedenti, ma non attribuibili né al numero 1 né al numero 2.

5.1.3 Acquisizione di energia

La quota tariffaria per la fornitura di energia a consumatori finali con servizio universale si basa sui prezzi di costo di una produzione efficiente e su contratti di acquisto a lungo termine del gestore della rete di distribuzione (ex art. 4 cpv. 1 OAEl). Anche i prodotti con energia rinnovabile devono quindi essere dichiarati alla ElCom nelle schede 5.1 – 5.3.

Nella scheda «5.1 Differenze di copertura dell’energia», parte «Acquisizione di energia» indicate i costi di acquisto dell’energia (incl. le energie rinnovabili) e i costi di fornitura dell’energia ai vostri clienti. I valori da inserire devono essere quelli effettivi dell’esercizio 2025.

Indicate se l’energia proviene da produzione propria o dall’acquisto da terzi, precisando inoltre le relative quantità e i costi.

Per il calcolo dei prezzi di costo si applicano fino alla fine dell’anno tariffario 2025 i seguenti principi (cfr. Istruzione 2/2018 della ElCom):

• Tra i prezzi di costo computabili si annoverano i costi d’esercizio e i costi del capitale di una produzione efficiente, nonché i tributi e le prestazioni all’ente pubblico inerenti alla produzione.
• Sono considerati costi d’esercizio i costi per le prestazioni direttamente connesse all’esercizio della produzione. Essi comprendono in particolare i costi per l’acquisto di energia per il fabbisogno proprio e per la manutenzione degli impianti di produzione.
• Sono computabili fra i costi del capitale gli ammortamenti calcolatori e gli interessi calcolatori sui beni patrimoniali necessari alla produzione. Essi si basano al massimo sui costi iniziali di acquisto e di costruzione.
• Gli ammortamenti calcolatori annui sono effettuati in modo lineare per una determinata durata di utilizzazione fino a un valore residuo pari a zero. La durata di utilizzazione è il periodo più breve fra la durata economica di utilizzazione e la durata della concessione.
• Ai fini della remunerazione calcolatoria dei valori residui degli impianti deve essere utilizzato come tasso massimo il WACC Produzione del rispettivo anno tariffario pubblicato dalla ElCom (v. Istruzione «WACC Produzione»). Esso tiene adeguatamente conto dei rischi legati alla produzione di energia elettrica.
• Le disposizioni relative ai costi generali di cui all’articolo 7 capoverso 5 OAEl si applicano per analogia anche alla produzione di energia elettrica. Ai sensi di tale articolo i costi diretti devono essere attribuiti direttamente, mentre quelli generali in base a una chiave di ripartizione in funzione del principio di causalità. Le chiavi di ripartizione di riferimento devono essere adeguate, chiare e fissate per iscritto nonché essere conformi al principio della continuità.
• In particolare devono essere motivati gli accantonamenti fatti eventualmente valere per rischi aziendali o spese straordinarie.

I costi dell’energia di produzione propria comprendono soltanto i costi dell’effettiva fornitura di energia, senza margine di profitto. I costi amministrativi legati all’acquisto di energia vanno indicati sotto la rubrica «Costi amministrativi e di distribuzione».

Per i prezzi di costo e per la quantità di energia fornita va indicata la quota dei clienti che rientra nel servizio universale.

5.1.4 Metodo del prezzo medio e priorizzazione delle energie rinnovabili

Fino alla scadenza del premio di mercato, le energie rinnovabili provenienti da impianti di produzione nazionali possono essere addebitate in via prioritaria al servizio universale. Il gestore di rete che si avvale di questa possibilità ha un maggiore obbligo di prova e di notifica: i dettagli legati alla dichiarazione dei costi in relazione al premio di mercato e al servizio universale ai sensi dell’articolo 31 LEne sono forniti più avanti nel capitolo 5.4. I requisiti relativi all’eventuale priorizzazione delle energie rinnovabili ai sensi del vecchio articolo 6 capoverso 5^bis LAEl sono descritti al capitolo 5.5. Le informazioni, tuttavia, devono essere inserite sommariamente già nella scheda 5.1.

Per l’energia che non è stata attribuita al servizio universale secondo l’articolo 31 LEne o al vecchio articolo 6 capoverso 5^bis LAEl (cfr. scheda 5.5) deve continuare ad applicarsi il metodo del prezzo medio. I vantaggi di prezzo derivanti dal libero accesso alla rete devono essere traslati proporzionalmente ai consumatori finali fissi (ex art. 6 cpv. 5 LAEl). La legittimità del metodo del prezzo medio è stata confermata dal Tribunale federale con sentenza del 20 luglio 2016 (DTF 142 II 451).

Dai costi del portafoglio energetico, fatta eccezione per l’energia proveniente da fonti rinnovabili assegnata in via prioritaria al servizio universale in base all’articolo 31 LEne o al vecchio articolo 6 capoverso 5^bis LAEl, e dalla quantità di energia totale si calcola il prezzo medio in ct./kWh. I costi dell’energia fornita ai consumatori finali del servizio universale si ottengono moltiplicando il prezzo medio e la quantità di energia fornita a tali consumatori (cfr. ad es. decisione 211-00033 del 20 agosto 2020 e in particolare DTF 142 II 451, consid. 5).

I costi dell’energia derivante dall’obbligo di ritiro di cui all’articolo 15 LEne (cosiddette rimunerazioni per la ripresa di energia) devono essere esposti in quanto quantitativi parziali degli acquisti. I costi per l’energia di compensazione vanno dichiarati separatamente.

5.1.5 Costi e utile nella distribuzione di energia nel servizio universale

I costi amministrativi e di distribuzione comprendono tutti i costi direttamente correlati all’acquisto e alla distribuzione di energia, come ad esempio: attività della direzione, segreteria, contabilità, settore diffide, controlling, personale, informatica, centralino, perdite su debitori ecc. (cfr. a riguardo anche KRSV CH 2025). Vanno dichiarati separatamente, nei campi d’immissione confacenti, i costi propri risultanti dall’ultimo esercizio concluso.

Alla riga «Altri costi della fornitura di energia» vanno indicati i costi che non sono attribuibili a nessun’altra categoria indicata sopra. Precisate nel campo «Note» di che costi si tratta.

I costi per le perdite attive della propria rete devono essere detratti poiché sono già dichiarati nella posizione 200.4 per il calcolo dei costi di rete.

Come utile legato alla distribuzione dell’energia può essere indicato al massimo l'utile calcolato in base all'articolo 4 capoverso 3 lettera a numero 5 dell'OAEl. Il calcolo di tale utile legato all’energia corrisponde alla regolamentazione applicata in precedenza (cfr. Istruzione 3/2022 della ElCom del 7 giugno 2022 relativa alla «Regola dei 60 franchi») qualora i costi amministrativi e di distribuzione avessero superato il limite di 60 franchi (calcolo dell'utile analogo a quello della rete; comunicazione della ElCom del 4 febbraio 2025 sul capitale circolante netto della rete; cfr. anche capitolo 5.2.1.4).

5.1.6 Gestione dei costi per le garanzie di origine

Le garanzie di origine (GO) utilizzate per l’etichettatura dell’elettricità devono essere annullate (art. 3 cpv. 1 lett. a dell’ordinanza sull’energia del 1º novembre 2017 [OEn; RS 730.01]). L’etichettatura dell’elettricità deve essere eseguita per ogni kWh fornito ai consumatori finali (art. 9 cpv. 1 LEn in combinato disposto con l’art. 4 cpv. 1 OEn). Nella misura in cui il gestore della rete di distribuzione fornisce elettricità ai consumatori finali con servizio universale ai sensi del vecchio articolo 6 capoverso 5^bis LAEl, per l’etichettatura dell’elettricità utilizza le GO rilasciate per questa elettricità (ex art. 4 cpv. 4 OAEl). Ciò significa che non è necessario acquisire ulteriori garanzie di origine per ogni kWh fornito dalla produzione propria rinnovabile.

Pertanto nella posizione «Acquisto garanzie di origine» non possono essere inseriti i costi per le garanzie di origine se l’energia di qualità corrispondente proviene dalla produzione propria. Devono essere indicati solo i costi aggiuntivi per le garanzie di origine che sono sostenuti in aggiunta all’acquisto dell’energia per migliorare la qualità dell’energia prodotta in conformità con la promessa di un prodotto (ad esempio, l’acquisto aggiuntivo di GO solari per la valorizzazione delle forniture dall’autoproduzione idrica se è stato offerto un prodotto solare). Dichiarare qui dei costi per le garanzie di origine provenienti dalla produzione propria corrisponderebbe a un doppio addebito non consentito.

I costi di acquisto delle garanzie di origine per energia idroelettrica svizzera e energia da fotovoltaico devono essere esposti separatamente come quantitativi parziali.

5.1.7 Remunerazione delle differenze di copertura

Secondo le istruzioni 3/2024 e 2/2019 della ElCom (incl. allegati), l’anno di riferimento determinante per il WACC applicabile non è l’anno tariffario in cui è insorta la differenza di copertura (t), bensì il primo anno in cui è possibile incorporarla nella tariffa (t+2). Questa metodologia di remunerazione è stata confermata dal Tribunale federale (DTF 2C_1076/2014 del 4 giugno 2015, consid. 4).

Il saldo delle differenze di copertura alla fine dell’anno contabile 2023 deve essere remunerato con il corrispondente WACC Rete t+2[1] (3,28% per le tariffe 2027). Pertanto, esso dovrà essere completamente estinto (compresi gli interessi) al più tardi entro la fine dell’esercizio contabile 2027. Il saldo delle differenze di copertura fino al 2023 è remunerato per la quarta e ultima volta durante l’esercizio contabile 2026 con il WACC 2028. Non deve pertanto più essere remunerato durante l’esercizio contabile 2027.

A partire dalla differenza di copertura 2024 la remunerazione delle differenze di copertura si calcola sulla base del costo del capitale di terzi dell’anno tariffario in corso (t+2) (art. 4f cpv. 3 OAEl).

In caso di copertura in eccesso, questa deve essere remunerata come minimo al costo del capitale di terzi dell’1,75% valido per l’anno tariffario 2027 (art. 4f cpv. 3 lett. b OAEl).

In caso di copertura insufficiente, questa deve essere remunerata al massimo al costo del capitale di terzi dell’1,75% valido per l’anno tariffario 2027 (art. 4f cpv. 3 lett. a OAEl).

La differenza di copertura di ogni esercizio contabile è remunerata al costo del capitale di terzi (pubblicato annualmente dall’UFE nel quadro del calcolo del tasso d’interesse conformemente all’articolo 13 capoverso 3 lettera b OAEl) per l’anno tariffario per il quale vengono calcolate le tariffe. Questo tasso può variare nel corso del periodo di compensazione. Perciò durante l’intero periodo di compensazione le differenze di copertura non sono remunerate al tasso (fisso) dell’anno in cui sono comparse. Ad esempio, le differenze di copertura relative al 2024 e al 2025 saranno remunerate nel 202t al costo del capitale di terzi del 202t+2 (cfr. Istruzione 3/2024 della ElCom, punto 5).

_{¹L’anno «t» rappresenta l’esercizio contabile per il quale le differenze di copertura sono calcolate.}

5.1.8 Giustificativo della riduzione e panoramica delle differenze di copertura

I gestori di rete sono tenuti a documentare le differenze di copertura e la loro corretta riduzione, nonché ad esibire tali calcoli in qualunque momento su richiesta della ElCom. Vi consigliamo di compilare il documento «Formulario Differenze di copertura» (allegato all’Istruzione 3/2024).

Nella contabilità analitica per le tariffe 2027, la scheda 5.1 «Differenze di copertura Energia» contiene tre tabelle da compilare. Si tratta di versioni abbreviate delle tabelle presenti nell’allegato all’Istruzione 3/2024, parzialmente adeguate a fini di controllo.

1. Giustificativo della riduzione del saldo delle differenze di copertura fino al 2023 secondo la precedente prassi della ElCom

Gli importi da indicare nella tabella devono corrispondere a quanto segue:

• «Saldo delle differenze di copertura fino al 2023» (colonna 2 della tabella) riportato (differenze di copertura fino al 2023, compresa la remunerazione fino al 2024, dopo la riduzione della 1^a quota), ossia la somma degli importi seguenti:
  • valore proveniente dalla contabilità analitica per le tariffe 2025, scheda 5.1 «Differenze di copertura» – tabella «Panoramica differenze di copertura DC», colonna «Computati nelle tariffe 2025 (in CHF)»;
  • valore proveniente dalla contabilità analitica per le tariffe 2026, scheda 5.1 «Differenze di copertura» – tabella «Giustificativo della riduzione del saldo delle differenze di copertura fino al 2023 secondo la precedente prassi della ElCom», colonna «Saldo dopo riduzione – EFFETTIVO (in CHF)».
• eventuale riduzione senza incidenza sulle tariffe (effettivo) (solo in caso di saldo delle coperture insufficienti) (colonna 5 della tabella);
• importo della 1^a quota computata nelle tariffe 2025 (Q1, importo indicativo poiché già preso in considerazione nel «Saldo delle differenze di copertura fino al 2023», colonna 7 della tabella).
• importo della 2^a quota computata nelle tariffe 2026 (Q2) (colonna 8 della tabella);
• importo pianificato della 3^a quota computato nelle tariffe 2027 (Q3) (colonna 9 della tabella). Nota: il «Saldo delle differenze di copertura fino al 2023» deve essere estinto (compresi gli interessi) entro la fine dell’esercizio contabile. Nella contabilità analitica per le tariffe 2028 può essere presa in considerazione solo un’eventuale differenza dovuta al tasso d’interesse ignoto al momento della remunerazione dell’ultima quota. Il «Saldo di verifica» (colonna 10 della tabella) funge da base per calcolare tali interessi.

Consultare i pulsanti di informazione, poiché forniscono informazioni complementari importanti.

Spiegazione dei calcoli:

2. Giustificativo della riduzione delle differenze di copertura secondo l’OAEl

Gli importi da indicare in questa tabella devono corrispondere a quanto segue:

• eventuale storno senza incidenza sulle tariffe (effettivo; colonna 5 della tabella) (solo in caso di saldo con coperture insufficienti).
• importo pianificato della 2^a quota computato nelle tariffe 2027 (Q2) (colonna 8 della tabella). Nota: l’Istruzione 3/2024 sulle differenze di copertura della rete e dell’energia precisa, al punto 7 «Riduzione delle differenze di copertura», che l’importo di riduzione previsto nell’ambito del calcolo delle tariffe è vincolante e deve essere ripreso in modo identico nel calcolo consuntivo (della differenza di copertura).

Lo «Stato delle differenze di copertura» (colonna 2 della tabella) viene automaticamente ripreso dalla contabilità analitica per le tariffe 2026, scheda 5.1, tabella «Panoramica differenze di copertura DC 2024», voce «Importo totale incl. interessi» (colonna 4). Anche l’importo «Computati nelle tariffe 2026» viene ripreso automaticamente dalla stessa tabella, voce «Computati nelle tariffe 2026 1^a quota – PIANIFICATO».

Nei giustificativi della riduzione delle differenze di copertura, queste ultime non sono presentate per livello di rete, né nella versione integrale né nella versione light della contabilità analitica.

Consultare i pulsanti di informazione, poiché forniscono informazioni complementari importanti.

Spiegazione dei calcoli:

3. Panoramica delle differenze di copertura

Il sistema riprende direttamente l’importo totale delle differenze di copertura dell’energia 2025 (t) calcolato nella parte superiore del formulario nella tabella della panoramica della DC. Il gestore di rete deve dichiarare soltanto l’importo della 1^a quota delle differenze di copertura (Q1) che ha previsto di computare nelle tariffe 2027 (t+2). Nota: l’Istruzione 3/2024 sulle differenze di copertura della rete e dell’energia precisa, al punto 7 «Riduzione delle differenze di copertura», che l’importo di riduzione previsto nell’ambito del calcolo delle tariffe è vincolante e deve essere ripreso in modo identico nel calcolo consuntivo (della differenza di copertura).

In generale, la 1^a quota delle differenze di copertura (Q1) è sempre dichiarata nella tabella «Panoramica differenze di copertura», mentre la 2^a e la 3^a quota delle differenze di copertura (Q2 e Q3) sono dichiarate nelle tabelle «Giustificativo della riduzione delle differenze di copertura».

Nella panoramica delle differenze di copertura della versione integrale della contabilità analitica, la dichiarazione delle differenze di copertura va fatta per livello di rete (cfr. punto 3.2.4 e allegato all’Istruzione 3/2024).

A partire dalle tariffe 2027, la ST ElCom stabilirà il costo del capitale di terzi sulla base del tasso pubblicato dall’UFE e figurerà nella scheda 5.1, campo «Costo del capitale di terzi - tasso d’interesse per l’anno 20xx – Differenze di copertura a partire dal 2024 secondo l’OAEl». Per attuare alle coperture insufficienti una remunerazione (costo del capitale di terzi) più esigua, utilizzare le celle «Storno senza incidenza sulle tariffe» per neutralizzare l’importo in questione.

5.1a Ricavi effettivi Energia (scheda 5.1a)

Nella scheda «Ricavi Energia effettivi» inserite i quantitativi e i ricavi effettivi che avete conseguito nell’anno tariffario passato.

Date una propria struttura alla scheda, indicando il numero delle vostre tariffe energetiche, la distinzione tra tariffe invernali ed estive (sì/no) nonché l’applicazione di prezzi per potenza (sì/no). A questo punto, la scheda successivamente presenterà il numero di campi che dovrete compilare indicando le vostre tariffe. Se il numero massimo di tariffe ammesse (20) non fosse sufficiente, siete pregati di contattarci.

Se vendete prodotti energetici con un supplemento al prodotto di base, il consumo annuo e il prezzo dell’energia devono essere dichiarati insieme al prodotto di base. L’energia rinnovabile dev’essere dichiarata nelle apposite righe. Se invece vendete questi prodotti energetici come prodotti indipendenti, indicateli, con le relative quantità, nella tariffa specifica. Se il numero delle colonne non è sufficiente, potete accorpare i prodotti con i valori meno significativi. In questo caso occorre indicare un prezzo medio ponderato e la quantità totale.

Nella voce «Pagamenti anticipati, differenze di arrotondamento e simili CHF» potete inserire per ogni tariffa eventuali differenze tra le vostre rispettive tariffe effettive e i vostri ricavi effettivi realizzati per l’energia nell’ultimo esercizio contabile (possibile inserire un unico valore che rappresenta il totale delle differenze). Indicare di cosa si tratta nel campo «Osservazioni».

5.2 Costi dell'energia pianificati e quota di passaggio ad altri fornitori per la fornitura di energia 2027 (contabilità analitica, scheda 5.2)

La scheda 5.2 «Costi energia pianificati e quota di passaggio ad altri fornitori 2027» dev’essere compilata da tutti i gestori di rete. Qui vanno indicati i valori che fungono da base per le vostre tariffe 2027. Le tariffe devono essere fissate per ogni anno civile (art. 4 cpv. 1 OAEl).

5.2.1 Costi dell’energia pianificati

5.2.1.1 Fondamenti giuridici

Il 1°gennaio 2025 sono entrate in vigore nuove disposizioni per il calcolo dei costi energetici computabili (LAEl: RU 2024 679; OAEl: RU 2024 706). Le disposizioni sul servizio universale secondo l’articolo 6 LAEl saranno applicate per la prima volta nell’anno tariffario 2026 (art. 33c cpv. 1 LAEl). Le prescrizioni attuali inerenti il servizio universale dell’energia valgono fino all’anno tariffario 2025 compreso (cfr. anche Istruzione 7/2024).

In base all’articolo 6 capoverso 1 LAEl, i gestori di rete prendono i provvedimenti necessari affinché possano fornire in ogni momento ai consumatori fissi finali e ai consumatori finali che rinunciano all’accesso alla rete la quantità desiderata di energia elettrica, della qualità necessaria e a tariffe adeguate.

Da ora i gestori delle reti di distribuzione sono tenuti a garantire al servizio universale determinate quote minime generate da energie rinnovabili in impianti in Svizzera (art. 6 cpv. 5 LAEl, art. 4a OAEl). Inoltre separano le acquisizioni per il servizio universale da quelle per i consumatori finali che fanno uso del loro diritto di accesso alla rete (art. 6 cpv. 5^bis lett. b LAEl).

In linea di principio, per l’energia da produzione propria e da prelievi effettuati in virtù di una partecipazione resta valida la regola dei prezzi di costo, per cui questi ultimi risultano adeguati se corrispondono a una produzione efficiente (art. 4 cpv. 3 lett. a n. 1 OAEl). Le tariffe del servizio universale possono inglobare i costi di produzione medi dell’intera produzione propria e di tutti i prelievi effettuati in virtù di una partecipazione, a prescindere dalla loro destinazione concreta (servizio universale o consumatori finali liberi) e dalla tecnologia di produzione (art. 6 cpv. 5^bis lett. d n. 1 LAEl). In caso di contratti di acquisto sono computabili i costi di acquisizione, mentre in caso di ritiro secondo l’articolo 15 LEne (rimunerazioni per la ripresa di energia) è computabile la corrispondente rimunerazione (art. 6 cpv. 5^bis lett. d n. 2 e 3 LAEl).

Come in precedenza, i costi amministrativi e di distribuzione attribuibili al servizio universale possono essere inclusi nelle tariffe di quest’ultimo. L’OAEl disciplina ora esplicitamente il criterio di adeguatezza dell’utile. Analogamente al comparto rete, sono computabili al massimo gli interessi calcolatori annui sul capitale circolante netto necessario all’esercizio¹, tenendo conto della periodicità di fatturazione (art. 4 cpv. 3 lett. a n. 4 e 5 OAEl). A certe condizioni è inoltre consentito addebitare al servizio universale i costi delle misure per realizzare gli obiettivi di miglioramento dell’efficienza energetica, benché tali costi non diano diritto a una quota di utile supplementare (art. 4d OAEl).

Per determinare tramite calcolo i costi dell’energia computabili occorre attenersi a quanto disposto dalla legislazione sull’approvvigionamento energetico (in particolare all’art. 4 cpv. 3 OAEl).

Ai fini del calcolo dei prezzi di costo computabili si devono inoltre considerare i seguenti punti:

• Gli ammortamenti calcolatori annui sono effettuati in modo lineare per una determinata durata di utilizzazione fino a un valore residuo pari a zero. La durata di utilizzazione è il periodo più breve fra la durata economica di utilizzazione e la durata della concessione.
• Le disposizioni relative ai costi generali di cui all’articolo 7 capoverso 5 OAEl si applicano per analogia anche alla produzione di energia elettrica. Ai sensi di tale articolo i costi diretti devono essere attribuiti direttamente, quelli generali invece in base a una chiave di ripartizione in funzione del principio di causalità. Le chiavi di ripartizione di riferimento devono essere adeguate, chiare e fissate per iscritto nonché essere conformi al principio della continuità.

Per la compilazione della scheda 5.2, si rimanda inoltre alle istruzioni della ElCom emanate a tal proposito (Istruzione 2/2025 «Servizio universale: attribuzione dei contratti di acquisto in essere e relativa documentazione »; Istruzione 3/2025 «Termine transitorio per il raggiungimento della quota minima del 20 per cento di energie rinnovabili prodotte da impianti nazionali (quota minima 2)»; Istruzione 4/2025 «Servizio universale in materia di energia: produzione propria ampliata all’interno di un gruppo»; Istruzione 7/2025 «Servizio universale: gestione conforme alla LAEl dei costi di certificazione e dei contributi destinati all’alimentazione di fondi o al finanziamento di progetti») e alla comunicazione del 4 marzo 2025 concernente la «quota minima di energia elettrica proveniente dalla produzione propria ampliata e generata da energie rinnovabili indigene nel servizio universale (quota minima 1): precisazioni» e alle FAQ della ElCom sulla Strategia energetica 2050 a partire dall’atto mantello (aggiornate costantemente).

Si vuole espressamente attirare l’attenzione sul fatto che è necessario attuare le nuove disposizioni della legislazione sull'approvvigionamento elettrico. A tal fine occorre attenersi alle Istruzioni, alle Comunicazioni e altre pubblicazioni della ElCom, come pure alle informazioni contenute in questa guida. In caso di contraddizioni con i documenti del settore, fanno fede le disposizioni sopraccitate.

In diversi ambiti esistono, almeno secondo il documento del settore recentemente aggiornato (KRSG/SCCA – CH 2025), alcune differenze nell'interpretazione delle nuove norme relative al servizio universale nell’energia. Di seguito vengono citati tre punti fondamentali, che tuttavia non si pretendono esaustivi:

• WACC della produzione: l'ordinanza sull'approvvigionamento elettrico (OAEl) stabilisce che gli interessi devono essere calcolati applicando il tasso d'interesse calcolatorio, di cui all'allegato 3 dell'ordinanza sulla promozione della produzione di elettricità generata a partire da energie rinnovabili (OPEn) (art. 4 cpv. 3 lett. b n. 2 OAEl).
• Principi relativi ai costi di produzione: le tariffe del servizio universale possono includere, in caso di impianti propri o di prelievi effettuati in virtù di una partecipazione, i costi di produzione medi dell’intera produzione (art. 6 cpv. 5^bis lett. d n. 1 LAEl). Per determinare i costi medi di produzione è irrilevante se le quantità di elettricità sono vendute al servizio universale o attraverso un’altra modalità (art. 4 cpv. 3 lett. c OAEl).
• Costi d’acquisto computabili: la legislazione sull'approvvigionamento elettrico prevede una regolamentazione sulla base dei costi. Sono imputabili i costi medi di acquisizione dei contratti di fornitura stipulati a condizioni adeguate e destinati al servizio universale. Se, ad esempio, l'energia «in eccesso» deve essere venduta a un prezzo inferiore rispetto al prezzo di acquisto, la perdita che ne deriva non costituisce logicamente un costo computabile ai sensi della legge sull'approvvigionamento elettrico. Di conseguenza, non devono essere imputati nemmeno gli utili così realizzati.

¹_{Il testo in italiano dell’ordinanza non corrisponde ai testi in tedesco e in francese, i quali nel contesto dei costi computabili dell’energia trattati da questo articolo giustamente non menzionano la rete (cfr. rapporto esplicativo del 20 novembre 2024, p. 12). L’espressione «della rete» nella versione in italiano è palesemente fuori contesto e riconducibile a un errore di cancelleria. Il testo dell’ordinanza in italiano va quindi letto senza l’espressione «della rete».}

5.2.1.2 Dati generali

Nella parte alta del formulario vi vengono richiesti alcuni dati di base sui costi dell’energia computati al servizio universale e sempre qui dovete anche comunicare alla ElCom se il calcolo delle tariffe rispetta le varie disposizioni di legge. Va sottolineato che il testo dell’ordinanza definisce esplicitamente il tasso d’interesse massimo consentito per la remunerazione calcolatoria dei valori residui degli impianti di produzione esistenti (cfr. art. 4 cpv. 3 lett. b n. 2 OAEl).

5.2.1.3 Dati sulla produzione propria ampliata pianificata

In questa sezione vi viene chiesto di comunicare vari dati su costi e quantità della produzione propria ampliata (cfr. art. 4 cpv. 1 lett. c^bis LAEl). Si tratta, da una parte, della produzione di elettricità in impianti propri e da prelievi effettuati in virtù di una partecipazione (ad es. a centrali elettriche partner) e, dall’altra, dell’energia elettrica sottoposta all’obbligo di ritiro di cui all’articolo 15 LEne. Oltre alle rispettive quantità totali, dovete dichiarare anche le quantità parziali di energia generata da fonti rinnovabili in Svizzera, poiché tali dati sono necessari per calcolare le quote minime generate da energie rinnovabili previste dalla legge (art. 6 cpv. 5 LAEl e art. 4a OAEl). L’energia sottoposta all’obbligo di ritiro è considerata rinnovabile solo se il gestore dell’impianto ha acquistato anche le relative garanzie di origine, altrimenti è considerata «elettricità grigia». È considerata tale anche l’energia proveniente da impianti che beneficiano del sistema di rimunerazione per l’immissione di elettricità (RIC). Essendo già compensata con la tariffa di rimunerazione, il gestore dell’impianto non ha diritto alla corrispondente garanzia di origine.

Nell’ambito della nuova regolamentazione del servizio universale è anche possibile assegnare preventivamente a quest’ultimo l’energia prodotta da grandi impianti idroelettrici (potenza > 10 MW) (premio di mercato; art. 31 cpv. 3 LEne). Va dichiarata la quantità prevista di energia assegnata in base all’articolo 31 capoverso 3 LEne, la quale non viene considerata nella determinazione dei costi di produzione medi dell’intera produzione propria.

5.2.1.4 Costi di acquisizione dell’energia: servizio universale / consumatori finali che fanno uso del loro diritto di accesso alla rete

Come illustrato in precedenza, è necessario tenere portafogli separati per i consumatori finali del servizio universale e per quelli che fanno uso del loro diritto di accesso alla rete (art. 6 cpv. 5^bis lett. b LAEl). Di conseguenza, anche i costi vanno esposti separatamente attenendosi a quanto disposto dall’articolo 6 capoversi 5 e 5^bis LAEl e dall’articolo 4 capoversi 3 e 4 OAEl.

Per il calcolo dei costi dell’energia computabili al servizio universale che derivano da impianti di produzione energetica propri e da prelievi effettuati in virtù di una partecipazione, occorre fare riferimento ai costi di produzione medi dell’intero portafoglio di produzione (cfr. art. 6 cpv. 5^bis lett. d n. 1 LAEl). È possibile derogare a questa logica in caso di preassegnazione dell’energia secondo la regolamentazione del premio di mercato (art. 31 LEne). Al contrario, una differenziazione dei prezzi della produzione propria tra costi di produzione medi delle energie rinnovabili e costi di produzione medi delle energie non rinnovabili è in contrasto con le disposizioni di legge sull’approvvigionamento elettrico.

Nel servizio universale devono essere vendute quote minime di produzione nazionale rinnovabile che si riferiscono all’anno tariffario (e non a trimestri o mesi) e che sono precisate all’articolo 4a OAEl.

La quota minima 1, che si riferisce alla produzione propria ampliata (art. 4 cpv. 1 lett. c^bis LAEl) da energie rinnovabili nazionali ed è pari almeno al 50 per cento nel servizio universale. Se almeno l’80 per cento dell’energia elettrica venduta nel servizio universale proviene da questa produzione propria ampliata, tale quota minima 1 può essere ridotta (art. 4a cpv. 1 OAEl);

La quota minima 2 si riferisce all’energia elettrica venduta al servizio universale: almeno il 20 per cento di tale elettricità deve provenire da energie rinnovabili prodotte da impianti nazionali. Se per raggiungere tale quota minima vengono stipulati contratti d’acquisto, la durata di questi ultimi è di almeno tre anni (art. 4a cpv. 2 OAEl).

Entrambe le quote minime vanno dichiarate in via vincolante entro il 31 agosto per l’anno tariffario successivo (art. 4a cpv. 3 OAEl). Sulla base delle quantità inserite per la produzione propria ampliata, i contratti di acquisto di cui all’articolo 6 capoverso 5 lettera b LAEl e alla vendita prevista per il servizio universale, vengono subito calcolati i valori comparativi corrispondenti (cfr. la ripartizione dei costi, più avanti).

Di seguito sono riportate alcune indicazioni di massima e spiegazioni per la compilazione delle singole righe dell’area «Costi di acquisto»:

Se all’inizio avete dichiarato che fatturate ai vostri clienti l’energia del servizio universale secondo l’articolo 31 LEne (premio di mercato), i dati corrispondenti sono automaticamente ripresi dal campo «Produzione propria ampliata pianificata».

L’attribuzione della produzione da impianti propri e partecipazioni va effettuata tenendo conto in particolare delle disposizioni relative alle quote minime di elettricità derivante da produzione nazionale rinnovabile (cfr. la ripartizione dei costi, più avanti). Il 4 marzo 2025 la ElCom ha pubblicato una comunicazione relativa alla «Quota minima di energia elettrica proveniente dalla produzione propria ampliata e generata da energie rinnovabili indigene nel servizio universale (quota minima 1): precisazioni», per cui occorre rispettare anche i principi ivi illustrati.

Per il calcolo delle quote minime è necessario esporre separatamente l’energia rinnovabile nazionale. Anche per questa quantità parziale sono computabili al massimo i costi di produzione medi dell’intero portafoglio di produzione (cfr. sopra), indipendentemente dall’energia primaria utilizzata per la produzione di elettricità o dal canale di vendita. I valori corrispondenti vengono ripresi automaticamente dalla sezione «Produzione propria ampliata pianificata».

Anche l’energia sottoposta all’obbligo di ritiro (art. 15 LEne) rientra nella produzione propria ampliata. I costi massimi imputabili al servizio universale si basano su quanto disposto dall’articolo 4 capoverso 3 lettera e OAEl:

• Con ritiro della garanzia d’origine (GO) (energia rinnovabile): tale energia elettrica è rilevante ai fini della quota minima.
• Senza ritiro della garanzia d’origine (GO) (energia non rinnovabile): tale energia elettrica non è considerata rinnovabile e perciò non è rilevante ai fini del soddisfacimento delle quote minime.

Nel servizio universale i gestori di rete devono garantire una quota minima di energia elettrica generata da energie rinnovabili in impianti in Svizzera (quota minima 2). Se la loro produzione propria ampliata non è sufficiente, essi devono acquistare l’energia elettrica indigena mancante tramite contratti di acquisto a medio o lungo termine (art. 6 cpv. 5 lett. b LAEl). Per soddisfare la quota minima 2 (20%) si deve dunque utilizzare innanzitutto la produzione propria ampliata. Qualora tale produzione non dovesse essere sufficiente, e solo in quel caso, occorre stipulare contratti di acquisto con una durata di almeno tre anni (art. 4a cpv. 2 OAEl).¹ L’approvvigionamento da questi contratti di acquisto deve essere registrato nell’apposita riga. Questa quantità di energia è rilevante ai fini del calcolo della quota minima 2 (cfr. la ripartizione dei costi, più avanti).

Il restante acquisto di energia elettrica deve essere esposto nella sezione «Altri acquisti». Le quantità e i costi dell’energia di compensazione vanno registrati come sottocategoria separata. Al servizio universale va attribuita quella parte dell'energia di compensazione che esso ha generato. A tal fine, se necessario, occorre applicare un criterio di ripartizione appropriato. Si prega di assicurarsi che tutti i campi (quantità e costi per «servizio universale» e «consumatori finali con accesso alla rete») siano compilati correttamente con valori validi e diversi da zero.

I nuovi contratti di acquisto devono essere attribuiti al relativo segmento (servizio universale / consumatori finali che fanno uso del loro diritto di accesso alla rete) per la totalità o una parte della quantità di energia elettrica e con effetto per tutta la durata contrattuale (art. 6 cpv. 5^bis lett. b LAEl).

Garanzie d’origine: I gestori delle reti di distribuzione utilizzano in via prioritaria le garanzie di origine rilasciate per la loro produzione propria ampliata (art. 4 cpv. 3 lett. d OAEl)².

Oltre ai costi di acquisto dell’energia, sono considerati costi computabili anche i costi amministrativi e di distribuzione attribuibili al servizio universale, i quali comprendono tutti i costi direttamente connessi all’acquisto e alla distribuzione dell’energia nell’ambito del servizio universale (cfr. le relative spiegazioni alla scheda 5.1).

Utile del servizio universale: l’utile adeguato nell’ambito del servizio universale dell’energia si calcola secondo quanto disposto dall’articolo 4 capoverso 3 lettera a numero 5 OAEl. L’utile adeguato è pari al massimo agli interessi calcolatori annui sul capitale netto d’esercizio necessario all’esercizio sulla base dei costi computabili secondo i numeri 1–4 e tenendo conto della periodicità della fatturazione; si applica il tasso calcolatorio di cui all’allegato 1 OAEl (WACC Rete). L’Istruzione 3/2022 della ElCom relativa alla «Regola dei 60 franchi» non sarà più applicabile a partire dall’anno tariffario 2026.

Costi per misure volte ad aumentare l’efficienza: i costi sostenuti per le misure volte al raggiungimento degli obiettivi di aumento dell’efficienza energetica (art. 4d OAEl) possono essere addebitati ai consumatori finali fissi con servizio universale in misura corrispondente alla loro quota di energia elettrica di riferimento venduta. Possono essere computati soltanto i costi che sono pari al massimo a quelli di mercato usuali o che sono stati commissionati nel quadro di una procedura trasparente, non discriminatoria e orientata al mercato (art. 4d cpv. 3 OAEl). Siete pregati di osservare tassativamente i seguenti principi fondamentali:

• L’UFE è responsabile di calcolare la vendita di energia elettrica di riferimento, di fissare gli obiettivi di efficienza e di valutare la computabilità delle misure attuate rispetto a tali obiettivi. Sul sito web dell’UFE sono disponibili numerosi aiuti all’attuazione.
• La ElCom è responsabile di dare attuazione all’articolo 6 capoverso 5^ter LAEl in combinato disposto con l’articolo 4d OAEl. Trovate la risposta ad alcune domande nella comunicazione intitolata «Domande e risposte sulla strategia energetica 2050 a partire dall’atto mantello» del 4 marzo 2025.
• I costi sono computabili se
  • sono maturati a partire da gennaio 2025. Quelli maturati in precedenza non sono computabili. Va espressamente precisato che tale non computabilità dei costi vale anche per quelle misure attuate nel periodo 2022–2024 che, in base all’articolo 80b OEn, possono essere computate agli obiettivi di efficienza per un periodo di tempo limitato.
  • sono maturati per misure approvate dall’UFE.
• I costi delle misure di efficienza sono computabili all’anno in cui sono state comunicate all’UFE (costi effettivi); vale a dire che le misure attuate nel 2026 e comunicate all’UFE nel 2027 sono computabili all’anno 2027.
• Questi costi non danno diritto a una quota di utile supplementare e non rientrano quindi nel capitale circolante netto necessario all’esercizio.

A determinati consumatori finali non possono essere addebitati i costi delle misure per realizzare gli obiettivi di miglioramento dell’efficienza (art. 4d cpv. 2 OAEl): si tratta dei consumatori finali che soddisfano le condizioni di cui all’articolo 40 LEne e i cui costi per l’elettricità ammontano almeno al 20 per cento del valore aggiunto lordo (art. 51a cpv. 2 OEn), come anche delle centrali elettriche e degli impianti di stoccaggio senza consumo finale ai sensi dell’articolo 14a capoverso 1 LAEl. Per questi consumatori finali va quindi prevista una tariffa energetica (da indicarsi anche come sconto sulla tariffa normale del tariffario) che non comprenda i costi delle misure di efficienza.

Per determinare i costi che si prevede di rivendicare attraverso le tariffe, dovete esporre in modo esaustivo le differenze di copertura incorporate nelle tariffe.

_{¹Nel rapporto esplicativo si parla di una libertà di scelta del gestore della rete di distribuzione (Legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili. Modifica dell’ordinanza sull’approvvigionamento elettrico con entrata in vigore il 1°gennaio 2025, rapporto esplicativo del 20 novembre 2024, p. 13). Queste spiegazioni contraddicono il testo dell’articolo 6 capoverso 5 lettera b LAEl e sono pertanto irrilevanti.}

²_{L'Ufficio federale dell'energia sta lavorando a una modifica di questo articolo dell'ordinanza. L'entrata in vigore della nuova normativa è prevista per il 1° gennaio 2027.}

5.2.1.5 Quota minima 1 e quota minima 2

Con la nuova regolamentazione, in futuro nel servizio universale dovranno essere vendute quote minime di produzione nazionale rinnovabile. In base all’articolo 4a capoverso 3 OAEl, sono i gestori delle reti di distribuzione a stabilire esplicitamente queste quote minime nella contabilità analitica per l’anno tariffario successivo. Di conseguenza occorre compilare i campi per la quota minima 1 e la quota minima 2. A ogni valore dichiarato corrisponde un valore calcolato automaticamente che risulta dai dati relativi alla produzione propria ampliata o dall’assegnazione di energia nel portafoglio di acquisto del servizio universale.

La quota minima 1 (50%) è il rapporto tra la «produzione propria ampliata» da fonti rinnovabili nazionali che è attribuita al servizio universale (secondo portafoglio di acquisto di quest’ultimo) e la «produzione propria ampliata» da fonti rinnovabili nazionali nel suo complesso.

La quota minima 2 (20%) è calcolata come rapporto tra la quantità di energia elettrica da fonti rinnovabili nazionali che è attribuita al servizio universale – «produzione propria ampliata e/o da contratti a lungo termine (incl. GO)» – e il totale delle vendite nel servizio universale.

Una volta determinati i costi dell’energia fornita ai consumatori finali, alla fine della sezione dovete dichiarare anche i costi di acquisto per le perdite di rete proprie. Sono costi che comunque confluiscono nelle tariffe di rete e devono essere esposti nella contabilità analitica alla posizione 200.4.

5.2.2 Quota di passaggio ad altri fornitori

Nei campi che si trovano sotto la rubrica «Quota di passaggio ad altri fornitori», devono essere indicati alcuni dati relativi ai vostri consumatori finali e al loro diritto di accedere al mercato. Inserite il numero di consumatori finali in questione con la relativa quantità di energia.

5.2.3 Strutture societarie atipiche

La ElCom considera con occhio critico le strutture societarie atipiche: simili assetti non devono servire ad aggirare regole, rilevanti ai fini della LAEl, inerenti ai costi energetici del servizio universale – ad esempio a trasferire costi da comparti soggetti a libera concorrenza al servizio universale.

5.3 Ricavi pianificati Energia (contabilità analitica, scheda 5.3)

La scheda «Ricavi pianificati energia» dev’essere compilata da tutti i gestori di rete.

Date una vostra struttura alla scheda, indicando il numero delle vostre tariffe energetiche, la distinzione tra tariffe invernali ed estive (sì/no) nonché l’applicazione di prezzi per potenza relativamente al corrispettivo per l’energia (sì/no). A questo punto, la scheda successivamente presenterà il numero di campi che dovrete compilare indicando le vostre tariffe. Se il numero massimo di tariffe ammesse (20) non fosse sufficiente, siete pregati di contattarci.

Se vendete prodotti energetici con un supplemento al prodotto di base, il consumo annuo e il prezzo dell’energia devono essere dichiarati insieme al prodotto di base. L’energia rinnovabile dev’essere dichiarata nelle apposite righe. Se invece vendete questi prodotti energetici come prodotti indipendenti, indicateli, con le relative quantità, nella tariffa specifica. Se il numero delle colonne non è sufficiente, potete accorpare i prodotti con i valori meno significativi. In questo caso occorre indicare un prezzo medio ponderato e la quantità totale.

In questo formulario bisogna altresì indicare se i consumatori finali paghino delle tariffe dell’energia ridotte oppure ricevano energia gratuitamente, solitamente grazie a contratti di concessione stipulati con centrali elettriche. Se i consumatori finali hanno la fortuna di beneficiare di una tale situazione, si prega di spiegare nel dettaglio e di quantificare, nel limite del possibile, il vantaggio prodottosi nei loro confronti.

5.4 Grandi impianti idroelettrici (contabilità analitica, scheda 5.4)

Se non fatturate ai vostri clienti con servizio universale dell’energia che sottostà all’articolo 31 LEne dovete rispondere con un «no» alla domanda nella scheda 5.4 e non bisognerà rispondere ad altre domande.

La scheda «Grandi impianti idroelettrici» dev’essere compilata unicamente dai gestori di rete che, in deroga al metodo del prezzo medio (cfr. ex art. 6 cpv. 5 LAEl), attribuiscono al servizio universale i costi dell’energia proveniente dai grandi impianti idroelettrici con dei costi di produzione non coperti secondo l’articolo 31 LEne (Premio di mercato e servizio universale). Devono essere indicati i valori effettivi che servono come base per il trasferimento alla scheda «Differenze di copertura energia».

Se invece fatturate ai vostri clienti con servizio universale energia che sottostà all’articolo 31 LEne, in questa scheda bisogna stabilire la struttura della tabella nella quale andranno inseriti i dati relativi ai grandi impianti idroelettrici con dei costi di produzione non coperti, definendo i parametri e attivando la macro «Applica struttura». La tabella successiva presenta quindi il numero di impianti di produzione energetica corrispondente, nei quali si possono indicare nel dettaglio i propri grandi impianti idroelettrici.

L’energia che non è stata attribuita secondo l’articolo 31 LEne (o ex art. 6 cpv. 5^bis LAEl, cfr. scheda 5.5) deve continuare ad essere assegnata secondo il metodo del prezzo medio al servizio universale.

5.5 Priorizzazione delle energie rinnovabili secondo l’ex art. 6 cpv. 5bis LAEl (scheda 5.5)

Se non fatturate ai vostri clienti con servizio universale dell’energia che sottostà al vecchio articolo 6 capoverso 5^bis LAEl dovete rispondere alla domanda con «no» e non è necessario inserire ulteriori dati.

Questa scheda deve essere compilata solo da quei gestori di rete che, in deroga al metodo del prezzo medio (cfr. ex art. 6 cpv. 5 LAEl), attribuiscono prioritariamente i costi per le energie rinnovabili provenienti da impianti di produzione nazionali al servizio universale ai sensi dell’ex art. 6 cpv. 5^bis LAEl (comunicazione della ElCom del 9 aprile 2019). Devono essere indicati i valori effettivi che servono come base per il trasferimento alla scheda «Differenze di copertura energia».

Dovete indicare la quantità fornita e i relativi costi per ogni tecnologia di produzione (cfr. ex art. 4c OAEl). Inoltre, per le grandi centrali idroelettriche (potenza > 10 MW), queste informazioni devono pure essere riportate separatamente per ogni impianto di produzione. A tal fine utilizzare la tabella nella parte inferiore della scheda 5.5; all’occorrenza è possibile inserire ulteriori righe tramite il pulsante corrispondente.

Se l’energia è stata assegnata ai sensi del vecchio articolo 6 capoverso 5^bis LAEl, al momento in cui le tariffe vengono fissate, tale assegnazione deve essere mantenuta quando successivamente si calcolerà la differenza di copertura dell’esercizio sul quale essa si basa. Non è consentito passare a un calcolo secondo il metodo del prezzo medio. Al contrario, se al momento della determinazione delle tariffe si è applicato all’intero portafoglio energetico il metodo del prezzo medio, tale metodo valido per l’intero portafoglio si applica anche quando si calcolerà la differenza di copertura dell’esercizio stesso. Non è consentita la modifica della priorizzazione ai sensi dell’articolo 6 capoverso 5^bis LAEl.

6 Caricamento di ulteriori documenti

Caricate il conto annuale relativo alla rete, disgiunto dai rimanenti settori d’attività (art. 11 cpv. 1 e art. 12 cpv. 1 LAEl) sul portale e-GOV (su https://www.uvek.egov.swiss/ > Inoltro dati per il settore dell’elettricità > Sondaggi > Caricamento dei documenti). Se fate parte dei gestori di rete che, per deroga al metodo del prezzo medio (ex art. 6 cpv. 5 LAEl), imputano al servizio universale, conformemente all’art. 31 LEne (Premio di mercato e servizio universale), i costi dell’energia proveniente da grandi impianti idroelettrici per i quali i costi di produzione non sono coperti, vogliate caricare la decisione dell’UFE direttamente nella scheda 5.4.

7 Controllo finale dei dati inseriti

La preghiamo di assicurarsi, prima della trasmissione della contabilità analitica (calcolo dei costi), che tutti i dati siano inseriti in modo completo e coerente, al fine di evitare possibili errori o incongruenze.

8 Invio della scheda Contatti firmata alla ElCom

La conferma di ricezione e la conferma PDF vanno stampate, firmate e inviate alla ElCom:

ElCom
Christoffelgasse 5
3003 Berna