Ziff. 2.11.8.2 Stromversorgungsgesetz (StromVG) (Teil 3)

Auch bei der Ersatzversorgung braucht es Ausführungsvorschriften (Abs. 5). Es erscheint sinnvoll, dass die Endverbraucherinnen und Endverbraucher die Ersatzversorgung möglichst rasch wieder verlassen, sei es in die Grundversorgung oder den freien Markt. Zudem ist festzuhalten, dass die Ersatzversorgung als ultima ratio nicht zwingend stattfinden muss. Es bleibt den Endverbraucherinnen und Endverbrauchern unbenommen, vorab oder ad hoc eine andere (vertragliche) Lösung zu treffen. Der Ersatzversorger muss aber fähig sein, die Ersatzversorgung während mindestens sechs Monaten aufrecht zu erhalten (s. Art. 27a Abs. 3 Strombinnenmarkt-Richtlinie).

Art. 8a Abs. 3

Artikel 8a Absatz 3 regelt die Frage nach den zuständigen Behörden und Stellen gemäss der Delegierten Verordnung (EU) 2024/1366656, die in der Schweiz gemäss Anhang I des Stromabkommens anwendbar ist. Damit die Schweiz, die ihr nach dieser Verordnung obliegenden Aufgaben erfüllen kann, muss der Bundesrat namentlich die zuständigen nationalen Behörden und Stellen bezeichnen. Er wird dies in seiner künftigen Verordnung tun. 2a. Abschnitt: Stromreserve An dieser Stelle würde die Kommentierung der redigierten Bestimmungen zur Stromreserve auf Basis des geltenden Rechts folgen. Am 20. Juni 2025 haben die Eidgenössischen Räte die Vorlage zur Änderung des StromVG (Stromreserve) verabschiedet. Das Inkrafttreten liegt in der Kompetenz des Bundesrates und ist voraussichtlich für

2027 vorgesehen – zu einem Zeitpunkt, in dem die entsprechenden Bestimmungen des Bundesbeschlusses über die Genehmigung und Umsetzung des Abkommens zwischen der Schweiz und der EU über Elektrizität (Bilaterale III) noch nicht in Kraft sein werden.

Da die Vorlage mit grosser Wahrscheinlichkeit 2027 in Kraft treten wird, wurde aus zeitlichen Gründen auf die Redaktion der Bestimmungen zur Stromreserve gestützt auf das geltende Recht verzichtet. Die geänderten Bestimmungen auf Basis der revidierten Fassung des StromVG finden sich in der Beilage zu Anhang Ziffer 2 des Bundesbeschlusses. Die Kommentierung dieser Artikel findet sich nach der Kommentierung des BATE.

Art. 9d Mehrjahrespläne Bisher waren lediglich die nationale Netzgesellschaft sowie die Betreiber von Netzen mit einer Nennspannung von über 36 kV (Netzebene 3) verpflichtet, einen Mehrjahresplan zu erstellen. Mit dem Stromabkommen unterstehen nun auch Verteilnetzbetreiber mit 100 000 und mehr angeschlossenen Endverbraucherinnen und Endverbrauchern dieser Pflicht (vgl. Art. 32 Abs. 3–5 und Art. 51 der StrombinnenmarktRichtlinie). Artikel 9d muss daher angepasst werden. Der bisherige Absatz 4 wird auf656 Delegierte Verordnung (EU) 2024/1366 der Kommission vom 11. März 2024 zur Ergänzung der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates durch Festlegung eines Netzkodex mit sektorspezifischen Vorschriften für Cybersicherheitsaspekte grenzüberschreitender Stromflüsse, ABl. L, 2024/1366, 24.5.2024. gehoben, da Artikel 51 Absatz 1 der Strombinnenmarkt-Richtlinie die Veröffentlichung des Mehrjahresplans der nationalen Netzgesellschaft direkt regelt. Absatz 1: Die Mehrjahrespläne müssen auf der Grundlage des geltenden Szenariorahmens erstellt werden. Die Pflichten in Bezug auf die Mehrjahrespläne gelten nach wie vor in erster Linie für die nationale Netzgesellschaft (Netzebene 1) und die Betreiber von Netzen mit einer Nennspannung von über 36 kV (Netzebene 3). Aus Artikel 32 Absatz 5 der Richtlinie (EU) 2019/944 ergibt sich, dass diese Pflichten für alle Verteilnetzbetreiber gelten, die 100 000 und mehr angeschlossene Endverbraucherinnen und Endverbraucher beliefern. Eine Neuerung im Vergleich zum geltenden Recht besteht somit darin, dass die Betreiber von Netzen mit einer Nennspannung von über

36 kV einen Mehrjahresplan für ihr gesamtes Netz (alle Netzebenen) erstellen müssen. Die nationale Netzgesellschaft erstellt nach Artikel 51 Absatz 2 Buchstabe a der Richtlinie (EU) 2019/944 einen Mehrjahresplan für die kommenden zehn Jahre. Absatz 2: Die vollständige Überarbeitung des Artikels erfordert eine Neunummerierung der Absätze. Dabei wird das geltende Recht dahingehend geändert, dass die Auflistung unter den Buchstaben a–c nicht abschliessend ist. Absatz 3: Die Delegationsnorm zur Ermächtigung des Bundesrates in Absatz 3 wird überarbeitet. In der Verordnung werden die Artikel 32 Absätze 3–5 und 51 der Richtlinie (EU) 2019/944 konkretisiert.

Art. 10 Entflechtung Bisher beschränkten sich die Entflechtungsvorgaben im Wesentlichen auf ein Gebot zur buchhalterischen und informatorischen Entflechtung. Mit dem Stromabkommen sind die zusätzliche Entflechtungsvorgaben nach Artikel 35 der StrombinnenmarktRichtlinie auf Gesetzesebene umzusetzen, wobei die rein buchhalterische und informatorische Entflechtung im Sinne einer De-minimis-Regelung weiterhin vorgesehen werden kann (Art. 35 Abs. 4 Strombinnenmarkt-Richtlinie). In der EU hat beispielsweise Deutschland von dieser Ausnahmeregelung Gebrauch gemacht (§ 7 Abs. 2 Energiewirtschaftsgesetz [EnWG]). Ziel der Entflechtungsvorgaben ist, wie bisher, die diskriminierungsfreie Organisation und Abwicklung des Netzbetriebs, um allen Netzzugangsberechtigten unter gleichen Bedingungen die Nutzung des Netzes zu gewähren. Zudem sollen missbräuchliche Querfinanzierungen durch diese weitergehenden Massnahmen besser eingedämmt werden. In Absatz 1 wird im Sinne eines allgemeinen Grundsatzes festgehalten, dass der Verteilnetzbetrieb von den übrigen Tätigkeitsbereichen im Unternehmen unabhängig sein und somit von den anderen Bereichen getrennt geführt werden muss. Dies entspricht inhaltlich Artikel 35 Absatz 1 Strombinnenmarkt-Richtline. Im neuen Absatz 2 wird in Anwendung von Artikel 35 Absatz 4 Strombinnenmarkt-Richtline von der vorgenannten Ausnahmeregelung gebraucht gemacht, die der bereits heute geltenden buchhalterischen und informatorischen Entflechtung entspricht. Aus systematischen Gründen wird das Verbot der Querfinanzierung vom geltenden Absatz 1 neu in Absatz 2 Buchstabe a integriert. Der vormalige Absatz 3 wird neu zusammen mit dem vorgenannten Verbot der Querfinanzierung in Buchstabe a geregelt. Der vormalige Absatz

2 wird neu in Absatz 2 Buchstabe b abgebildet.

In Absatz 3 werden die konkreten Vorgaben von Artikel 35 Strombinnenmarkt-Richtline umgesetzt. Zusätzlich zu den Vorgaben nach Absatz 2 müssen die Verteilnetzbetreiber ab Erreichung von insgesamt 100 000 und mehr angeschlossenen Endverbraucherinnen und Endverbraucher, organisatorisch und rechtlich von den Bereichen des EVU, die mit der Elektrizitätserzeugung und -versorgung zu tun haben, getrennt sein. Massgebend für die Ermittlung der angeschlossenen Endverbrauchermenge, ist die gesamte Anzahl angeschlossener Endverbraucherinnen und Endverbraucher des gesamten EVU, in welchem der VNB eingegliedert ist, oder des Konzerns, dessen Teil der VNB ist. Bei der rechtlichen Entflechtung des VNB kann die Rechtsform grundsätzlich frei gewählt werden. Bedingung dabei ist lediglich, dass die Unabhängigkeit der Unternehmensführung des VNB von den anderen Teilen des EVU gewährleistet ist. Sogenannte Shared Services bleiben weiterhin möglich, wie beispielsweise Human Resources, Einkäufe für den allgemeinen Arbeitsbetrieb, Facility Management und dergleichen. Hingegen müssen strategische Leistungen, wie Rechtsdienstleistungen, Regulierungs- und Kontrollfunktionen vom VNB eigenständig erbracht werden. In Buchstabe a wird festgehalten, was zwingend in personeller Hinsicht bei einer Entflechtung vorzusehen ist. Namentlich darf die Leitung des Verteilnetzbetreibers nicht in einem anderen Teilbereich des EVU tätig sein. Das heisst konkret, dass Angehörige der Geschäftsleitung des VNB nicht der Geschäftsleitung oder sonstigen betrieblichen Einrichtungen einer für die anderen Tätigkeitsbereiche zuständigen Einheit angehören dürfen, unabhängig von deren Unternehmensorganisation (Holding oder verbundenes Unternehmen). Hierbei handelt es sich um eine direkte Umsetzung von Artikel 35 Absatz 2 Buchstabe a Strombinnenmarkt-Richtlinie, die aufgrund ihrer Wichtigkeit auf Gesetzesstufe geregelt wird.

Nach Buchstabe b, der ebenfalls als Präzisierung zum allgemeinen Grundsatz in Absatz 3 zu verstehen ist, müssen die VNB in ihrer Entscheidungsgewalt unabhängig sein. Dies bedeutet jedoch nicht, dass ein allfälliges Mutterunternehmen keinerlei Einfluss auf die Entscheide des zugehörigen VNB ausüben darf. Dies muss insbesondere im Hinblick auf eine allfälligen Aufsichtsfunktion sowie Budget- oder Verschuldungsvorgaben möglich bleiben. Ebenso bedeutet dies nicht, dass Eigentum an Vermögenswerte des VNB vom EVU oder Mutterunternehmen abgegeben werden müssen. Der VNB muss aber über Vermögenswerte, die für den Betrieb, die Wartung, oder den Ausbau des Netzes erforderlich sind, die tatsächlichen Entscheidungsbefugnisse und somit das letzte Wort haben. Die Entflechtung von VNB mit 100 000 und mehr Endverbraucherinnen und -verbraucher, die entweder als öffentlich-rechtliche Anstalten (Industrielle Werke Basel [IWB]; Services industriels de Genève [SIG]; Elektrizitätswerk des Kanton Zürich [EKZ]) oder als Verwaltungseinheiten (Elektrizitätswerk der Stadt Zürich [ewz]; Services industriels de Lausanne [SiL]) organisiert sind, stellt einen Spezialfall dar und dürfte sich insbesondere aufgrund der dafür notwendigen politischen Prozesse aufwändiger gestalten. Deshalb wurde im Abkommen für die Entflechtung von öffentlich-rechtlichen VNB eine Übergangsfrist von drei Jahren ausgehandelt (Stromabkommen Anhang I Ziffer 16 Buchstabe c). Solche Unternehmen führen in der Regel neben dem Netzbetrieb weitere Tätigkeitsbereiche, zumeist sowohl im Elektrizitätsbereich als auch in anderen Infrastrukturbereichen (Wasserversorgung, Fernwärme, Telekommunikation), was zu einer zusätzlichen Komplexität des Entflechtungsver fahren beitragen kann. Nachfolgend werden mögliche Entflechtungsmodelle in diesem Kontext skizziert: Eine öffentlich-rechtliche Anstalt wird mittels Spezialgesetz errichtet. Dieses hält fest, welche Aufgaben die Anstalt erfüllen muss, wie sie organisiert ist und welche Vermögenswerte ihr zugewiesen werden. Im Unterschied zur privatrechtlich organisierten Gesellschaft können daher öffentlich-rechtliche Anstalten nicht nach Belieben umorganisiert werden oder sogar Bereiche auslagern, sofern dies nicht im entsprechenden Spezialgesetz vorgesehen ist. Somit könnten kantonale oder kommunale Gesetzesanpassungen notwendig sein. Selbstverständlich kann für den abgespaltenen Bereich auch eine privatrechtliche Gesellschaft geschaffen werden.

Bei einem als Verwaltungseinheit organisierten VNB kommt als wirksame rechtliche Entflechtung ebenfalls eine Auslagerung des Netzbereichs aus der Verwaltung durch Gründung einer privatrechtlichen Gesellschaft oder Schaffung einer öffentlich-rechtlichen Anstalt infrage. In Absatz 4 wird auf die übrigen in Artikel 35 Absatz 2 und 3 StrombinnenmarktRichtlinie genannten Vorgaben hingewiesen, wie beispielsweise Massnahmen zur Sicherstellung der Handlungsunabhängigkeit der Leitung des VNB, die direkt anwendbar sind. In Absatz 5 wird das allgemeine Verbot für VNB statuiert, Speicher und Ladestationen für Elektromobilität zu halten und zu betreiben, wie dies in Artikel 33 und 36 der Strombinnenmarkt-Richtlinie vorgesehen ist. Dieses Verbot gilt grundsätzlich für alle VNB, unabhängig von der Anzahl angeschlossenen Endverbrauchern, wobei der Bundesrat dazu in Anwendung von Artikel 33 Absatz 3 (Ladestationen) und Artikel 36 Absatz 2 (Speicher) der Strombinnenmarkt-Richtlinie Ausnahmen vorsehen kann.

Art. 12 Abs. 1 Bst. b, 2 und 3

Artikel 12 muss im Zuge der Entflechtung bzw. aus terminologischen Gründen (s. bei

Art. 6) neu gefasst werden. So kann die Pflicht zur Veröffentlichung der Energietarife nicht mehr an die Netzbetreiber gerichtet sein, weshalb sie in Artikel 12 gestrichen wird. Für die Grundversorgung sind es die Grundversorger, die die Elektrizitätstarife publizieren (Art. 7 Abs. 3). Ersatzversorgungstarife werden nicht publiziert. Absatz 2 macht wie bis anhin Vorgaben zur Rechnung, nicht zuletzt mit der Nennung einzelner Rechnungsposten. Diese Liste wird gegenüber heute leicht gekürzt. Der Bundesrat kann indes das Ausweisen weiterer Posten vorsehen (Bst. g). Dabei beachtet er insbesondere das Bedürfnis nach Transparenz, aber auch auf das Anliegen Übersichtlichkeit und Aufwand für die Netzbetreiber. Nach Absatz 3 wird der Bundesrat die Mindestinhalte der Rechnung, wie von der Strombinnenmarkt-Richtlinie (Art. 10 und 18 sowie Anhang I) vorgegeben, in der Verordnung festhalten, womit Transparenz geschaffen wird. Das betrifft beispielsweise elektronisch zugestellte Rechnungen oder das Spektrum an Zahlungsmodalitäten oder die Pflicht, den Endverbraucherinnen und Endverbrauchern zusammen mit der Rechnung gewisse Informationen zukommen zu lassen wie Hinweise auf Streitbeilegungsverfahren und Preisvergleichsinstrumente (s. Art. 23a und 23b StromVG).Was die Rechnungsstellung anbelangt, ist ausserdem darauf hinzuweisen,

Art. 8a, al. 3 L’art. 8a, al. 3, règle la question des autorités et organes compétents en application du règlement délégué (UE) 2024/1366656, qui est applicable à la Suisse en vertu de l’annexe I de l’accord sur l’électricité. Afin de permettre à la Suisse de remplir les tâches qui lui incombent selon ledit règlement, le Conseil fédéral sera principalement chargé de définir les autorités et organes compétents nationaux. Ces désignations seront intégrées dans l’ordonnance à venir. Section 2a Réserve d’électricité Le commentaire des prescriptions régissant la réserve d’électricité basées sur le droit en vigueur devrait figurer ici. Or, le 20 juin 2025, les Chambres fédérales ont adopté le projet de modification de la loi sur l’approvisionnement en électricité (Réserve d’électricité). L’entrée en vigueur de ce projet de révision doit être fixée par le Conseil fédéral et est prévue en 2027, à une date où les prescriptions figurant dans l’arrêté fédéral portant approbation et mise en œuvre de l’accord entre la Suisse et l’UE relatif à l’électricité (Bilatérales III) ne seront pas encore entrées en vigueur. Le projet « Réserve d’électricité » entrant très probablement en vigueur en 2027, le Conseil fédéral renonce, en raison du calendrier particulièrement serré, à la rédaction de prescriptions régissant la réserve d’électricité qui se baseraient sur le droit actuel. La modification des prescriptions fixées dans la révision du 20 juin 2025 de la LApEl figure dans l’annexe, au ch. 2 de l’arrêté fédéral. Le commentaire des articles concernés se trouve après celui portant sur la LSTE.

Art. 9d Plans pluriannuels Jusqu’à présent, les exigences relatives aux plans pluriannuels se limitaient à une obligation imposée à la société nationale du réseau de transport ainsi qu’aux gestionnaires de réseau d’une tension nominale supérieure à 36 kV (niveau de réseau 3) d’élaborer un plan. Avec l’accord sur l’électricité, les gestionnaires de réseaux de distribution comptant au moins 100 000 consommateurs finaux connectés sont désormais également tenus d’établir des plans pluriannuels (cf. art. 32, par. 3 à 5, et art. 51 de la directive [UE] 2019/944). L’article 9d doit donc être adapté. L’actuel al. 4 est abrogé, car l’art. 51, par. 1, de la directive (UE) 2019/944 régit directement la publication du plan pluriannuel de la société nationale du réseau de transport.

Al. 1 : Les plans pluriannuels doivent être élaborés sur la base du scénario-cadre en vigueur. Les obligations relatives aux plans pluriannuels concernent toujours principalement la société nationale du réseau de transport (niveau de réseau 1) et les gestionnaires de réseau de distribution d’une tension nominale supérieure à 36 kV (niveau de réseau 3). Il ressort de l’art. 32, par. 5, de la directive (UE) 2019/944 que ces obligations s’appliquent à tous les gestionnaires de réseau qui approvisionnent au moins 656 Règlement délégué (UE) 2024/1366 de la Commission du 11 mars 2024 complétant le règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil en établissant un code de réseau sur des règles sectorielles concernant les aspects liés à la cybersécurité des flux transfrontaliers d’électricité, JO L, 2024/1366 du 24.5.2024.

100 000 consommateurs finaux connectés. Une nouveauté par rapport au droit en vigueur réside donc dans l’obligation pour les gestionnaires de réseau de distribution d’une tension nominale supérieure à 36 kV d’établir un plan pluriannuel pour l’entier de leur réseau (tous les niveaux de réseau). La société nationale du réseau de transport établit, conformément à l’art. 51, par. 2, point a, de la directive (UE) 2019/944, un plan pluriannuel pour les dix prochaines années.

Al. 2 : La révision intégrale de l’article implique une renumérotation des alinéas. Elle comporte une modification matérielle mineure du droit en vigueur, à savoir que les éléments mentionnés aux let. a à c ne sont pas exhaustifs.

Al. 3 : L’al. 3 est remanié s’agissant de la norme de délégation habilitant le Conseil fédéral. Dans l’ordonnance, les art. 32, par. 3 à 5, et 51 de la directive (UE) 2019/944 seront concrétisés.

Art. 10 Séparation des activités À ce jour, les prescriptions en matière de séparation des activités se limitent, pour l’essentiel, à une obligation de séparation sur le plan comptable, d’une part, et de séparation des informations, d’autre part. Avec l’accord sur l’électricité, les prescriptions supplémentaires concernant la dissociation visées à l’art. 35 de la directive (UE) 2019/944 doivent être mises en œuvre au niveau de la loi. Une séparation qui ne concernerait que la comptabilité et l’information, au sens d’une réglementation de minimis, demeure possible (art. 35, par. 4, de la directive [UE] 2019/944). Au sein de l’UE, l’Allemagne applique par exemple un tel régime d’exception (§ 7, par. 2, Energiewirtschaftsgesetz [EnWG]). Le but de la réglementation demeure le même, à savoir une exploitation du réseau qui soit organisée et gérée sans discrimination, afin que tous ceux qui ont un droit d’accès au réseau puissent l’utiliser aux mêmes conditions. Ces mesures plus poussées visent par ailleurs à réduire la probabilité que surviennent des financements croisés, lesquels constitueraient un abus.

L’al. 1 établit, comme principe général, le fait que l’exploitation du réseau de distribution doit être indépendante, et donc gérée séparément, des autres secteurs d’activité au sein de l’entreprise. La teneur correspond à celle de l’art. 35, par. 1, de la directive (UE) 2019/944. Le nouvel al. 2 a recours à la dérogation prévue à l’art. 35, par. 4, de la directive (UE) 2019/944, mentionnée plus haut, qui correspond à la séparation comptable et la séparation des informations telles qu’elles prévalent aujourd’hui déjà. Pour des raisons de systématique, l’interdiction du financement croisé, qui figure à l’al. 1 en vigueur, est désormais intégrée à l’al. 2, let. a. qui reprend aussi la réglementation inscrite à l’actuel al. 3. La teneur de l’al. 2 en vigueur figure désormais à l’al. 2, let. b.

L’al. 3 met en œuvre les prescriptions spécifiques visées à l’art. 35 de la directive (UE) 2019/944. En plus des prescriptions contenues à l’al. 2, les GRD qui approvisionnent au moins 100 000 consommateurs finaux connectés doivent être séparés sur le plan de l’organisation et de la forme juridique des secteurs de l’EAE en lien avec la production d’électricité et l’approvisionnement en électricité. Pour déterminer le nombre de consommateurs finaux connectés, on se fonde sur le nombre total de consommateurs finaux connectés dans toute l’EAE à laquelle le GRD est rattaché ou dans le groupe dont fait partie le GRD. S’agissant de la séparation du GRD sur le plan juridique, la forme juridique peut en principe être librement choisie. La seule condition à remplir est que l’indépendance de la gestion du GRD vis-à-vis des autres secteurs de l’EAE doit être garantie. Le « partage de services » demeure possible, par exemple pour les ressources humaines, les achats nécessaires à la marche des affaires en général, la gestion d’immeubles (facility management) et d’autres domaines apparentés. Par contre, le GRD doit assurer de façon autonome les services à caractère stratégique, tels que le service juridique ou les fonctions de régulation et de contrôle. La let. a énonce les aspects à prendre impérativement en compte en ce qui concerne le personnel lors de la séparation des activités. Ainsi, les personnes dirigeant le GRD ne doivent pas exercer d’activités dans un autre secteur de l’EAE. Concrètement, les membres de la direction d’un GRD ne doivent pas siéger à la direction ou faire partie d’autres organes d’exploitation dans une entité responsable d’un des autres secteurs d’activité, et ce quelle que soit la forme de l’entreprise (holding ou entreprise associée). La mise en œuvre de l’art. 35, par. 2, point a), de la directive (UE) 2019/944 intervient ici directement à l’échelon de la loi en raison de l’importance qu’elle revêt. La let. b, qui précise également le principe général visé à l’al. 3, prévoit que le GRD doit être indépendant dans sa prise de décision. Cela ne signifie toutefois pas que la société mère ne peut pas, le cas échéant, exercer une influence sur les décisions du GRD qui lui est rattaché. Une telle influence doit rester possible, en particulier dans la perspective d’une éventuelle fonction de surveillance et en raison de prescriptions concernant le budget ou l’endettement. Cela ne signifie pas non plus qu’une EAE ou une société mère doit céder les valeurs patrimoniales qu’elle détient dans le GRD. Cependant, le GRD doit être habilité à décider concrètement des éléments d’actifs nécessaires pour exploiter, entretenir ou développer le réseau, et doit donc avoir le dernier mot.

S’agissant des GRD comptant 100 000 consommateurs finaux ou plus qui sont organisés soit en tant qu’institutions de droit public (Industrielle Werke Basel [IWB]; Services industriels de Genève [SIG] ; Elektrizitätswerk des Kanton Zürich [EKZ]), soit en tant qu’unités administratives (Elektrizitätswerk der Stadt Zürich [ewz]; Services industriels de Lausanne [SiL]), la séparation des activités représente un cas spécial et devrait prendre plus de temps en raison des processus politiques nécessaires. C’est pourquoi un délai de transition de trois ans a été négocié dans le cadre de l’accord pour la séparation des activités des GRD régis par le droit public (annexe I, ch. 16, let. c, de l’accord sur l’électricité). En général, de telles entreprises gèrent d’autres secteurs d’activité en plus de l’exploitation du réseau, et qui plus est dans des domaines d’infrastructures autres que l’électricité (approvisionnement en eau, chaleur à distance, télécommunications), ce qui ajoute encore à la complexité du processus de séparation des activités. Différents modèles de séparation des activités possibles dans ce contexte sont esquissés ci-dessous :

Une institution de droit public est créée par une loi spéciale qui définit quelles tâches l’institution doit effectuer, comment elle est organisée et quelles valeurs patrimoniales lui sont attribuées. Contrairement à une société organisée selon le droit privé, il n’est pas possible de réorganiser librement une institution de droit public, voire d’externaliser certains secteurs d’activité, à moins que la loi spéciale ne le prévoie. Des modifications de lois au niveau cantonal ou communal pourraient par conséquent être re quises. Bien entendu, il est possible de créer une société de droit privé pour le secteur d’activité qui fait l’objet de la séparation.

Pour assurer une séparation effective sur le plan juridique dans un GRD organisé en tant qu’unité administrative, il est envisageable de délocaliser le secteur d’activité hors de l’administration en fondant une société de droit privé ou en créant une institution de droit public.

L’al. 4 renvoie aux autres dispositions visées à l’art. 35, par. 2 et 3, de la directive (UE) 2019/944 et directement applicables, telles que les mesures permettant de s’assurer que la direction du GRD agit en toute indépendance. L’al. 5 énonce l’interdiction générale pour un GRD de posséder des installations de stockage et des points de recharge pour la mobilité électrique, ou d’exploiter de telles installations, comme le prévoient les art. 33 et 36 de la directive (UE) 2019/944. Cette interdiction s’applique en principe à l’ensemble des GRD, quel que soit le nombre de consommateurs finaux connectés, même si le Conseil fédéral peut prévoir des exceptions sur la base de l’art. 33, par. 3 (points de recharge) et de l’art. 36, par. 2 (installations de stockage), de ladite directive.

Art. 12, al. 1, let. b, 2, partie introductive, let. a, g et h, et 3 L’art. 12 doit être reformulé dans la perspective de la séparation des activités, pour des raisons terminologiques (cf. art. 6). L’obligation de publier les tarifs de l’énergie ne peut plus incomber aux gestionnaires de réseau, c’est pourquoi la disposition correspondante est biffée à l’art. 12. Pour ce qui est de l’approvisionnement de base, ce sont les fournisseurs qui publieront leurs tarifs d’électricité (art. 7, al. 3). Les tarifs de l’approvisionnement de remplacement ne sont pas publiés.

Comme dans la législation actuelle, l’al. 2 prévoit des prescriptions en matière de facturation, notamment les différentes rubriques de coûts à faire figurer sur la facture. L’énumération est un peu plus courte qu’aujourd’hui. Le Conseil fédéral peut cependant prévoir la mention d’autres rubriques de coûts (let. g). Ce faisant, il tient compte du besoin de transparence et de la nécessité de garantir une bonne visibilité et de limiter les charges pour les gestionnaires de réseau. L’al. 3 prévoit que le Conseil fédéral fixe dans l’ordonnance les exigences minimales quant à la facture, comme prescrit par la directive (UE) 2019/944 (art. 10 et 18 ainsi qu’annexe I), dans un souci de transparence. Sont par exemple concernées les factures transmises par voie électronique, la palette des moyens de paiement ou l’obligation de communiquer certaines informations aux consommateurs finaux avec la facture, notamment concernant les procédures de règlement des litiges et les outils de comparaison des prix (cf. art. 23a et 23b LApEl). S’agissant de la facturation, il convient par ailleurs de relever qu’une facture commune est établie dans l’approvisionnement de base (énergie et réseau ; cf. art. 7, al. 4).

a 36 kV (livello di rete 3) di elaborare un piano di questo tipo. L’Accordo sull’energia elettrica estende quest’obbligo anche ai gestori delle reti di distribuzione con 100 000 o più consumatori finali allacciati (v. art. 32 par. 3–5 e art. 51 della direttiva sul mercato interno dell’energia elettrica). L’articolo 9d deve pertanto essere modificato. L’attuale capoverso 4 è abrogato, poiché l’articolo 51 paragrafo 1 della direttiva sul mercato interno dell’energia elettrica disciplina direttamente la pubblicazione del piano pluriennale della società nazionale di rete.

Capoverso 1: i piani pluriennali devono essere elaborati sulla base dello scenario di riferimento in vigore. Gli obblighi relativi ai piani pluriennali riguardano tuttora principalmente la società nazionale di rete (livello di rete 1) e i gestori di reti distribuzione con una tensione nominale superiore a 36 kV (livello di rete 3). In virtù dell’articolo 32 paragrafo 5 della direttiva (UE) 2019/944, l’obbligo interessa tutti i gestori delle reti di distribuzione che riforniscono 100 000 o più utenti finali allacciati. Una novità rispetto alla normativa vigente risiede quindi nell’obbligo per i gestori di rete distribuzione con una tensione nominale superiore a 36 kV di redigere un piano pluriennale per l’insieme della loro rete (tutti i livelli di rete). La società nazionale di rete elabora, conformemente all’articolo 51 paragrafo 2 lettera a della direttiva (UE) 2019/944, un piano pluriennale per i successivi dieci anni.

Capoverso 2: la revisione integrale dell’articolo comporta una rinumerazione dei capoversi e una modifica sostanziale del diritto vigente, ovvero che gli elementi menzionati alle lettere a-c non sono esaustivi. Il capoverso 3 viene riformulato in quanto si tratta di una norma di delega al Consiglio federale. L’ordinanza preciserà gli articoli 32 paragrafo 3–5 e 51 della direttiva (UE) 2019/944.

Art. 10 Disgiunzione Finora le prescrizioni relative alla disgiunzione si limitavano essenzialmente all’ambito contabile e informativo. Con l’Accordo sull’energia elettrica devono essere attuate a livello di legge le ulteriori prescrizioni relative alla disgiunzione di cui all’articolo 35 della direttiva sul mercato interno dell’energia elettrica (in cui si utilizza il termine «separazione»); la disgiunzione sotto il profilo puramente informativo e contabile può continuare a essere prevista come criterio minimo (art. 35 par. 4 direttiva sul mercato interno dell’energia elettrica). Nell’UE, ad esempio, la Germania ha fatto uso di questa disciplina derogatoria (§ 7 par. 2 Energiewirtschaftsgesetz [EnWG]). L’obiettivo delle prescrizioni relative alla disgiunzione è, come finora, un’organizzazione e una gestione non discriminatorie della rete, in modo da garantire a tutti gli aventi diritto all’accesso l’utilizzo della rete alle medesime condizioni. Inoltre, queste misure più ampie mirano a contrastare con maggiore efficacia i finanziamenti trasversali abusivi. Il capoverso 1 sancisce quale principio generale che l’esercizio della rete di distribuzione deve essere indipendente dagli altri settori d’attività dell’azienda e deve pertanto essere separato da essi. Ciò corrisponde nei contenuti all’articolo 35 paragrafo 1 della direttiva sul mercato interno dell’energia elettrica. Nel nuovo capoverso 2 si fa ricorso, in applicazione dell’articolo 35 paragrafo 4 della direttiva sul mercato interno dell’energia elettrica, alla suddetta disciplina derogatoria che corrisponde alla disgiunzione sotto il profilo contabile e informativo già prevista dal diritto vigente. Per ragioni sistematiche, il divieto di finanziamento trasversale finora disciplinato al capoverso 1 è ora integrato nel capoverso 2 lettera a. Il vigente capoverso 3 è ora disciplinato nella lettera a insieme al summenzionato divieto di finanziamento trasversale. Il vigente capoverso 2 è ora ripreso nel capoverso 2 lettera b. Nel capoverso 3 vengono attuate le prescrizioni concrete dell’articolo 35 della direttiva sul mercato interno dell’energia elettrica. In aggiunta alle prescrizioni di cui al capoverso 2, nel momento in cui il gestore della rete di distribuzione raggiunge complessivamente 100 000 o più consumatori finali l’esercizio della rete di distribuzione deve essere separato sotto il profilo organizzativo e giuridico dai settori dell’AAE legati alla produzione e all’approvvigionamento di energia elettrica. Determinante ai fini del calcolo è il numero totale di consumatori finali allacciati dell’intera AAE in cui è integrato il gestore della rete di distribuzione oppure del gruppo di cui esso fa parte. Riguardo alla disgiunzione sotto il profilo giuridico, in linea di principio la forma giuridica del gestore della rete di distribuzione può essere scelta liberamente. L’unica condizione è che garantisca l’indipendenza della gestione aziendale dalle altre parti dell’AAE. Restano possibili servizi condivisi («shared services») quali le risorse umane, gli acquisti per l’esercizio generale, il facility management e simili. Per contro, servizi strategici come i servizi legali o le funzioni di regolazione e controllo devono essere forniti autonomamente dal gestore della rete di distribuzione. La lettera a precisa i requisiti imprescindibili sotto il profilo del personale in caso di disgiunzione. In particolare, la direzione del gestore della rete di distribuzione non può operare in un altro settore parziale dell’AAE. In altri termini, i membri della direzione del gestore della rete di distribuzione non possono far parte della direzione o di altri organi operativi di un’unità responsabile degli altri settori di attività, a prescindere dall’organizzazione aziendale (holding o impresa collegata). Si tratta di un’attuazione diretta dell’articolo 35 paragrafo 2 lettera a della direttiva sul mercato interno dell’energia elettrica che, vista la sua importanza, viene disciplinata a livello di legge. Secondo la lettera b, che va intesa anch’essa come precisazione del principio generale di cui al capoverso 3, i gestori delle reti di distribuzione devono essere indipendenti nel loro potere decisionale. Ciò non significa, tuttavia, che un’eventuale società madre non possa esercitare alcuna influenza sulle decisioni del suo gestore della rete di distribuzione; ciò deve rimanere possibile, in particolare in relazione a un’eventuale funzione di vigilanza così come in materia di bilancio o di indebitamento. Non significa nemmeno che l’AAE o la società madre debbano cedere la proprietà su beni patrimoniali del gestore. Il gestore della rete di distribuzione deve però avere il potere decisionale effettivo e, dunque, l’ultima parola in merito al patrimonio necessario per l’esercizio, la manutenzione o l’ampliamento della rete.

La disgiunzione di GRD con 100 000 o più consumatori finali organizzati come ente di diritto pubblico (Industrielle Werke Basel [IWB]; Services industriels de Genève [SIG]; Elektrizitätswerk des Kanton Zürich [EKZ]) o come unità amministrativa (Elektrizitätswerk der Stadt Zürich [ewz]; Services industriels de Lausanne [SiL]) rappresenta un caso particolare e potrebbe risultare più complessa, soprattutto a causa dei necessari processi politici. Per la disgiunzione di GRD di diritto pubblico, nell’Accordo è stato quindi negoziato un periodo transitorio di tre anni (allegato I numero 16 lettera c Accordo sull’energia elettrica). Oltre all’esercizio della rete, queste imprese gestiscono di regola altri settori di attività, perlopiù nel settore dell’elettricità e in altri settori infrastrutturali (approvvigionamento idrico, teleriscaldamento, telecomunicazioni), il che può complicare la procedura di disgiunzione. Di seguito sono delineati possibili modelli di disgiunzione in tale contesto.

Un istituto di diritto pubblico viene creato mediante una legge speciale in cui sono stabiliti i compiti, l’organizzazione e il patrimonio assegnati. A differenza delle società organizzate secondo il diritto privato, gli istituti di diritto pubblico non possono quindi essere riorganizzati a piacimento o addirittura esternalizzare alcuni settori, a meno che non sia previsto dalla relativa legge speciale. Di conseguenza, potrebbero essere necessari adeguamenti legislativi a livello cantonale o comunale. Naturalmente, per il settore oggetto della disgiunzione può anche essere creata una società di diritto privato.

Nel caso di un GRD organizzato come unità amministrativa, può essere considerata una disgiunzione valida sotto il profilo giuridico anche la separazione dall’amministrazione e l’esternalizzazione del settore della rete mediante fondazione di una società di diritto privato o la creazione di un istituto di diritto pubblico. Il capoverso 4 rimanda alle rimanenti disposizioni menzionate all’articolo 35 paragrafi 2 e 3 della direttiva sul mercato interno dell’energia elettrica, come le misure volte a garantire l’indipendenza della direzione del GRD, direttamente applicabili. Il capoverso 5 sancisce il divieto generale per i gestori delle reti di distribuzione di detenere e gestire impianti di stoccaggio e stazioni di ricarica per la mobilità elettrica, come previsto dagli articoli 33 e 36 della direttiva sul mercato interno dell’energia elettrica. Questo divieto si applica in linea di principio a tutti i GRD, indipendentemente dal numero di consumatori finali allacciati, fermo restando che il Consiglio federale può prevedere deroghe in applicazione dell’articolo 33 paragrafo 3 (stazioni di ricarica) e dell’articolo 36 paragrafo 2 (impianti di stoccaggio) della medesima direttiva.

Art. 12 cpv. 1 lett. b, 2 e 3 Con la disgiunzione e per motivi terminologici l’articolo 12 deve essere riformulato (v. art. 6). L’obbligo di pubblicazione delle tariffe dell’energia non può più essere rivolto ai gestori di rete, pertanto nell’articolo 12 è stato stralciato. Per il servizio universale spetta ai fornitori del servizio universale pubblicare le tariffe dell’energia (art. 7 cpv. 3). Le tariffe dell’approvvigionamento sostitutivo non vengono pubblicate. Il capoverso 2 contiene, come finora, disposizioni riguardanti la fatturazione, non da ultimo elencando singole voci che devono comparire in fattura. Tale elenco è leggermente ridotto rispetto a quello attuale. Il Consiglio federale può tuttavia prevedere l’indicazione di ulteriori voci (lett. g), tenendo conto in particolare della necessità di trasparenza, ma anche dell’esigenza di chiarezza e dell’onere per i gestori di rete. In virtù del capoverso 3 il Consiglio federale stabilirà nell’ordinanza i contenuti minimi della fattura, come richiesto dalla direttiva sul mercato interno dell’energia elettrica (art. 10 e 18 e allegato I), garantendo così la trasparenza. Ciò riguarda, ad esem pio, la fatturazione elettronica, la gamma delle modalità di pagamento o l’obbligo di trasmettere ai consumatori finali, insieme alla fattura, determinate informazioni quali indicazioni sulle procedure di composizione delle controversie e sugli strumenti di confronto dei prezzi (v. art. 23a e 23b LAEl). Per quanto riguarda la fatturazione, occorre inoltre precisare che per il servizio universale è prevista una fattura comune (energia e rete; v. art. 7 cpv. 4).

Art. 13 cpv. 2 lett. c Con l’Accordo sull’energia elettrica la riserva di cui alla lettera c, secondo cui l’accesso alla rete può essere negato se lo Stato estero non concede la reciprocità in caso di utilizzazione transfrontaliera della rete, non è più opportuna; quest’ultima costituisce uno degli obiettivi centrali dell’Accordo.

Art. 16 Con l’Accordo sull’energia elettrica, l’articolo 49 del regolamento (UE) 2019/943657 si applicherà alla Svizzera. Per evitare qualsiasi contraddizione tra il diritto UE e il diritto svizzero, si è deciso di abrogare l’articolo 16 capoverso 1 secondo periodo come pure i capoversi 2 e 3. Di conseguenza, i meccanismi di compensazione tra i gestori di rete europei sono già in vigore e continueranno a esserlo anche dopo la presente modifica, con piccoli adeguamenti alla prassi attuale. Per informazioni più dettagliate si rimanda al n. 2.11.7.2.3.

Art. 17 cpv. 1, 2 e 5 Capoverso 1: finora la ElCom poteva disciplinare la procedura relativa all’attribuzione delle capacità disponibili in caso di superamento della domanda di capacità di trasporto transfrontaliera. Con l’entrata in vigore dell’Accordo sull’energia elettrica, gli articoli 16 segg. del regolamento (UE) 2019/943 sull’allocazione delle capacità e la gestione delle congestioni divengono applicabili anche in Svizzera. Tali disposizioni disciplinano in modo dettagliato la procedura di attribuzione della capacità disponibile. Di conseguenza, non vi è più margine per prescrizioni procedurali da parte della ElCom. Il secondo periodo del capoverso 1 è quindi soppresso.

Capoverso 2: le priorità fisiche relative all’assegnazione della capacità della rete di trasporto transfrontaliera concluse in base a contratti internazionali di approvvigionamento e fornitura prima del 31 ottobre 2002 erano incompatibili con il diritto dell’UE. Conformemente all’Accordo sull’energia elettrica queste priorità decadono con la sua entrata in vigore. I contraenti ricevono una compensazione finanziaria per un periodo transitorio massimo di sette anni (o più breve nel caso il contratto scada prima). Le norme applicabili al riguardo derivano in modo esaustivo dall’Accordo e pertanto nella LAEl è effettuata solamente l’abrogazione della disposizione di tenore diverso. Per il momento restano in vigore le priorità relative alle forniture da centrali idroelettriche di confine con una prenotazione di capacità massima di 65 MW. Dopo 15 anni 657 Regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, sul mercato interno dell’energia elettrica (rifusione), GU L 158, 14.6.2019, p. 54, modificato da ultimo dal regolamento (UE) 2024/1747, GU L, 2024/1747, 26.6.2024