Rapporto esplicativo

Legge federale su un approvvigionamento elettrico sicuro con le energie rinnovabili:

modifica dell’ordinanza sulla promozione dell’energia

essere mantenuta con il rinnovamento. Un innalzamento della parete del bacino, ad esempio, difficilmente comporterà una variazione della potenza meccanica lorda, una nuova presa d’acqua invece sì. I tributi e le prestazioni agli enti pubblici risultanti annualmente devono essere dimostrati dal richiedente (lett. d).

I costi annui così determinati per ogni domanda restano invariati per tutta la durata della rimunerazione, a parte le tre eccezioni del numero 4.1.2 in cui si procede a un loro adeguamento: da una parte, in caso di modifiche dell’aliquota massima cantonale per i diritti d’acqua e, dall’altra, di impianti che hanno bisogno di acquistare annualmente l’elettricità destinata alla pompa di alimentazione. Inoltre, per il calcolo dei costi del capitale viene utilizzato il WACC corrente. Il tasso di rimunerazione in

ct./kWh risultante dai costi annui varia ogni anno come riflesso della produzione supplementare, la quale varia ogni anno per effetto dell’investimento.

N. 4.2 Ricavo annuo

Per gli impianti non controllabili e quelli con una potenza pari o inferiore a 3 MW, i ricavi di mercato8 sono determinati moltiplicando la produzione supplementare risultante dall’investimento per il

prezzo di mercato di riferimento (N. 4.2.1). È la stessa procedura seguita per la RIC. Vengono presi in considerazione il mercato day-ahead (prezzi orari del mercato spot ai sensi dell’art. 15 OPEn) e il mercato delle GO. Una centrale idroelettrica è considerata «non controllabile» se permette un esercizio flessibile per meno di sei ore a pieno carico. Per determinare le ore a pieno carico impiegabili in modo flessibile, la dimensione del serbatoio di accumulo viene divisa per la portata massima normale.

Per le centrali idroelettriche controllabili di dimensioni maggiori (> 3 MWl), non essendovi comparabilità tra i diversi progetti in relazione ai ricavi realizzabili, la valutazione con un prezzo di mercato medio rifletterebbe in modo troppo impreciso la copertura dei costi degli impianti. La conseguenza sarebbe un impiego eccessivo oppure insufficiente dei fondi di promozione, e c’è anche la possibilità che non vi sarebbero risorse sufficienti per realizzare determinati progetti. Pertanto, i ricavi di mercato per questi impianti sono calcolati/stimati individualmente, cioè per il progetto specifico e secondo il tipo di centrale (N. 4.2.2).

Per la determinazione dei ricavi di mercato per le centrali idroelettriche controllabili di dimensioni maggiori (> 3 MWl), sono definiti quattro tipi di centrali. Gli specifici parametri tecnici fanno sì che ogni tipo di centrale elettrica disponga di più o meno possibilità di generare ricavi nei singoli mercati. Su mandato dell’UFE, l’ufficio di consulenza SwissEconomics, in collaborazione con il PFZ⁹, ha preparato delle euristiche (formule empiriche) per stimare le possibilità di ricavo per ogni possibilità di mercato e tipo di centrale.

Queste formule permettono di derivare i ricavi in base alla potenza e alla portata di turbine e pompe, alla capacità di accumulo, alla produzione netta annua, all’andamento medio del livello di riempimento e alla distribuzione temporale dell’afflusso. Per ricavare le formule empiriche si è calcolato qual è l’impiego ottimizzato per diverse tipologie di centrali. Gli orari di esercizio delle centrali elettriche così calcolati, ripartiti per singole ore, sono realistici, e cioè corrispondono in ampia misura al modo in cui i grandi produttori commercializzano l’energia idroelettrica che producono.

La figura 2 mostra la matrice dei ricavi. Per ogni combinazione è indicato se il tipo di centrale è attivo sul rispettivo mercato (simbolo ) o meno (simbolo ).