Rapporto esplicativo

Anziché un ulteriore ampliamento della rete, soprattutto di quella di trasporto, l’obiettivo prioritario in tal caso è la trasformazione dell’infrastruttura in vista di un maggiore utilizzo di gas rinnovabili o il passaggio a sistemi di approvvigionamento energetico alternativi. Ciò riguarda in particolare il livello della rete di distribuzione.

I piani di sviluppo delle reti devono essere orientati in primo luogo alla decarbonizzazione dell’approvvigionamento energetico (cpv. 1), il che comporta eventualmente anche la necessità di pianificare una disattivazione delle reti. Un altro possibile intervento è la riconversione delle reti di gas convenzionali, al fine di consentire l’aggiunta o persino il trasporto esclusivo di idrogeno (cfr. in merito art. 2 cpv. 4 e art. 22 cpv. 1). Come sistemi di approvvigionamento energetico alternativi vanno considerate, oltre a quelle per il trasporto di idrogeno, soprattutto le reti termiche (teleriscaldamento). In caso di disattivazioni, in particolare, è fondamentale definire una pianificazione a lungo termine d’intesa con gli enti pubblici locali, onde evitare brusche impennate delle tariffe.

Capoverso 2: i piani di sviluppo delle reti devono essere presentati alla EnCom, cosicché essa possa influire sulla pianificazione e sui costi legati allo sviluppo delle reti. La facoltà o meno dei gestori di rete di valutare la probabile computabilità dei costi si basa sui principi generali del diritto amministrativo (soprattutto art. 25 cpv. 2 della legge del 20 dicembre 1968⁴¹ sulla procedura amministrativa). La EnCom può vincolare il proprio giudizio a determinate condizioni e prerogative. A tale proposito va precisato che le competenze della EnCom rispetto alla disattivazione di reti sono essenzialmente limitate a una verifica dell’efficienza di tale intervento e della corretta imputazione matematica dei costi. La disattivazione in sé è una decisione imprenditoriale da prendere nel quadro della pianificazione energetica degli enti pubblici interessati. Essendo la stragrande maggioranza dei gestori delle reti di distribuzione nelle mani dei Comuni locali, questi ultimi possono influire sullo sviluppo delle reti anche attraverso il loro ruolo nella compagine gestionale delle imprese.

Capoverso 3: nelle prescrizioni d’esecuzione il Consiglio federale preciserà i requisiti relativi al contenuto della pianificazione delle reti, fermo restando che i medesimi possono differire tra rete di trasporto e reti di distribuzione. Il Consiglio federale può ad esempio prevedere che si debba considerare lo scenario di riferimento dell’UFE di cui all’articolo 9a^tercapoverso 1 LAEl, nella misura in cui sia rilevante per l’approvvigionamento di gas (ad es. in caso di accoppiamento settoriale). Nell’ordinanza, inoltre, potrebbe essere definita con maggiore dettaglio anche la verifica della possibilità di miscelazione dell’idrogeno. Possono essere altresì sanciti specifici obblighi di coordinamento, anche rispetto a fornitori di sistemi di approvvigionamento energetico alternativi (ad es. reti termiche) e gestori esteri delle reti di trasporto di Paesi confinanti. Nell’ambito di tale obbligo di coordinamento, i gestori di rete, analogamente a quanto previsto al numero 10.4 capoverso 3 dei modelli di prescrizioni energetiche dei Cantoni, possono anche essere tenuti a fornire ai Comuni le informazioni di cui essi necessitano ai fini della pianificazione energetica (ad es. dati sulla vetustà di singoli tratti di condotte e sui reinvestimenti previsti).

41 RS 172.021