Tariffe di rete 2026: cosa comporta la riforma AgNes per gli investitori nel fotovoltaico?
Il 27 maggio 2026 l’Agenzia federale delle reti ha presentato il piano generale della riforma AgNes, la più grande riforma delle tariffe di rete degli ultimi 20 anni. A partire dal 2029, i produttori pagheranno per la prima volta un prezzo annuale di capacità; viene mantenuta la tutela del legittimo affidamento per gli accumulatori a batteria, mentre le tariffe di rete dinamiche saranno introdotte gradualmente a partire dal 2030. Questo articolo illustra cosa ciò comporti per gli investitori nel settore fotovoltaico e quali siano le scadenze ora decisive.
La risposta breve
La riforma AgNes (Sistema generale di tariffazione della rete elettrica) è la procedura di definizione dell’Agenzia federale delle reti che sostituirà il regolamento sulle tariffe della rete elettrica a partire dal 2029. Punti chiave per gli investitori nel settore fotovoltaico: a partire dal 2029, gli impianti di produzione pagheranno per la prima volta un prezzo di capacità annuale (inizialmente previsto tra 4 e 7 €/kW/anno); la tutela del legittimo affidamento per gli accumulatori a batteria ai sensi dell’articolo 118 della legge sull’energia (EnWG) rimane in vigore; infine, le tariffe di rete dinamiche saranno introdotte solo in modo graduale a partire dal 2030.
Il passo decisivo è la decisione definitiva di investimento prima del 1° gennaio 2027, unitamente alla messa in funzione entro agosto 2029.
Le tariffe di rete per il 2026 subiranno una riduzione a breve termine, ma la riforma AgNes ridefinirà la base di calcolo dei costi di ogni investimento nel fotovoltaico in Germania a partire dal 2029. Con il piano generale del 27 maggio 2026, l’Agenzia federale delle reti ha definito per la prima volta le modalità di funzionamento delle tariffe di rete a partire dal 2029, discostandosi in diversi punti dalle sue precedenti dichiarazioni. Il seguente articolo è rivolto agli investitori e alle aziende che progettano, realizzano o gestiscono impianti fotovoltaici e illustra le concrete ripercussioni della riforma AgNes sui costi per i produttori e gli impianti di accumulo a batteria.
1. Che cos’è la riforma AgNes — e cosa ha presentato la BNetzA il 27 maggio 2026?
AgNes è l'acronimo di «Sistema generale di tariffazione della rete elettrica». Con questa procedura di definizione, l’Agenzia federale delle reti sostituisce il regolamento sulle tariffe di rete per l’energia elettrica (StromNEV). Quest’ultimo cesserà di essere in vigore il 31 dicembre 2028; il nuovo sistema entrerà in vigore a partire dal 2029. Il 27 maggio 2026, la Grande Camera decisionale per l’energia ha presentato un piano generale che riunisce i precedenti documenti di discussione e di orientamento.
Non si tratta ancora di una decisione definitiva. Il progetto completo di decisione dovrebbe essere pubblicato nell’estate del 2026 e sottoposto a consultazione formale; l’adozione della decisione quadro è prevista per la fine del 2026. Secondo quanto dichiarato dall’autorità stessa, la decisione quadro non entrerà in vigore prima del 1° gennaio 2027, mentre le successive decisioni di attuazione dovrebbero seguire nel corso del 2027.
All’origine della riforma vi è una sentenza della Corte di giustizia dell’Unione europea (2 settembre 2021, C-718/18), che ha giudicato la precedente regolamentazione, stabilita tramite decreto governativo, contraria al diritto dell’Unione. Di conseguenza, il legislatore deve abrogare le disposizioni della StromNEV e la competenza normativa spetta ora all’Agenzia federale delle reti in qualità di autorità di regolamentazione indipendente. Per la prima volta, al finanziamento della rete partecipano non solo i consumatori, ma anche i produttori, gli impianti di stoccaggio e gli elettrolizzatori. Alla base di questa scelta vi sono le sfide della transizione energetica: un'immissione in rete volatile, nuovi consumatori e il crescente potenziamento della rete stanno modificando i requisiti per un approvvigionamento energetico sicuro. Si tratta di un volume di costi pari a circa 37 miliardi di euro all'anno, che rappresenta circa il 30 per cento dei costi dell'energia elettrica di una famiglia.
Al centro vi è la distinzione tra tariffe con funzione di finanziamento, che coprono i costi di rete, e tariffe con funzione incentivante, volte a orientare i comportamenti a beneficio della rete attraverso prezzi dinamici, variabili in base al tempo e al luogo. Il presidente della BNetzA, Klaus Müller, riassume così la nuova linea: si attribuisce maggiore importanza alla tutela del legittimo affidamento rispetto alle proposte precedenti — un’affermazione che riveste particolare importanza per i progetti di stoccaggio e di produzione.
1.1 Panoramica del calendario di AgNes
| Momento | Tappa fondamentale |
|---|---|
| 2-3 giugno 2025 | Avvio della procedura AgNes con audizioni di esperti e consultazioni individuali |
| gennaio-febbraio 2026 | Linee guida relative alla dinamizzazione, alle tariffe di stoccaggio e alle tariffe di immissione in rete |
| 27 maggio 2026 | Presentato il piano generale (documento di riferimento) — Novità in materia di conservazione dei dati e tutela del legittimo affidamento |
| Estate 2026 | Primo progetto di decisione con consultazione formale (in programma) |
| Fine del 2026 | Adozione del quadro normativo (prevista); entrata in vigore non prima del 1° gennaio 2027 |
| 2027 | Disposizioni successive (tariffe speciali per l’industria, contributi ai costi di costruzione, modello delle tariffe di rete dinamiche) |
| 1° gennaio 2029 | Entra in vigore il nuovo sistema tariffario di rete; lo StromNEV è già scaduto il 31 dicembre 2028 |
| Fonte: Agenzia federale delle reti, bozza di decisione AgNes (GBK-25-01-1#3) del 6 agosto 2026, punti 2, 9, 17 e 20 del dispositivo, nonché comunicato stampa e documento informativo del 27 maggio 2026. La consultazione è aperta fino al 18 settembre 2026; l’adozione della delibera è prevista entro il 2026; la BVES e la BDEW hanno richiesto alcune modifiche. Si tratta di una bozza, non di una delibera definitiva. Aggiornato ad agosto 2026. | |
2. Tariffe di rete 2026: sgravio a breve termine, aumento strutturale
I costi di rete rappresentano il prezzo per l'accesso alle reti elettriche e costituiscono circa il 30% del prezzo dell'energia elettrica. Sulla bolletta elettrica figurano accanto a imposte e tasse quali l'imposta sull'energia elettrica, l'imposta sul valore aggiunto e il canone di concessione. I costi di utilizzo della rete si suddividono a loro volta in costi della rete di trasmissione per il trasporto interregionale, costi della rete di distribuzione per la distribuzione regionale e costi di gestione dei punti di misurazione.
Il fatto che nel 2026 le tariffe di rete diminuiscano è dovuto soprattutto a un contributo federale una tantum di 6,5 miliardi di euro, deliberato dal governo federale, destinato a coprire i costi della rete di trasmissione (legge in vigore dal 12 dicembre 2025). Senza tale contributo, le tariffe di rete si attesterebbero al livello dell’anno precedente o sarebbero addirittura superiori.
Dal punto di vista strutturale, la tendenza è al rialzo: l’espansione della rete nel quadro della transizione energetica e l’aumento dei costi di gestione delle congestioni fanno lievitare i costi; al contempo, la regolamentazione degli incentivi mira a contenerli. Poiché circa 860 gestori di rete elettrica calcolano le proprie tariffe in modo individuale, le tariffe di rete variano notevolmente da uno Stato federale all’altro: nelle regioni con un elevato sviluppo delle energie rinnovabili, come lo Schleswig-Holstein, il Meclemburgo-Pomerania Anteriore o la Sassonia-Anhalt, sono rimaste a lungo al di sopra della media federale. La ripartizione a livello nazionale dei costi aggiuntivi legati alle energie rinnovabili e la nuova chiave di ripartizione prevista dalla riforma AgNes mirano a ridurre tali differenze.
Per gli investitori nel settore fotovoltaico ne deriva una logica semplice: l’autoconsumo, che sostituisce la costosa energia della rete, acquista maggiore valore indipendentemente dalle fluttuazioni a breve termine — e la riforma AgNes stabilisce chi sosterrà i costi di rete a partire dal 2029. Il contributo è stato approvato solo per il 2026; un’eventuale proroga è ancora aperta dal punto di vista politico.
3. Corrispettivo per l’immissione in rete: a partire dal 2029 i produttori pagheranno un prezzo di capacità
Contrariamente a quanto previsto all’inizio del 2026, è in arrivo un corrispettivo di rete ricorrente per i produttori. Le linee guida del febbraio 2026 ponevano in primo piano soprattutto i contributi una tantum per i costi di costruzione; un corrispettivo annuale ricorrente era considerato improbabile. Ora la situazione si è ribaltata: il prezzo annuale di capacità diventa una componente di finanziamento, mentre il quadro normativo relativo ai contributi per i costi di costruzione e agli accordi flessibili di allacciamento alla rete sarà elaborato separatamente solo a partire dal 2027.
Non è ancora chiaro a partire da quale soglia di potenza entri in vigore esattamente il prezzo di capacità. L’Agenzia federale delle reti non indica nei propri documenti una soglia minima fissa; si limita a precisare che gli impianti solari collegati alla presa di corrente non sono soggetti a tale tariffa e che ai prosumer viene addebitato solo il prezzo base più elevato. Per gli impianti commerciali e industriali, l’ordine di grandezza rimane gestibile, ma rilevante ai fini del calcolo.
| Dimensioni dell'impianto | Prezzo della capacità annuo | Classificazione |
|---|---|---|
| 100 kWp | 400–700 € | tipico impianto fotovoltaico su tetto commerciale |
| 500 kWp | 2.000–3.500 € | grande impianto su tetto/industriale |
| 1 MWp | 4.000–7.000 € | piccolo parco solare |
| Calcolo indicativo basato sui parametri di riferimento della BNetzA (4–7 €/kW/anno). Sono esclusi i sistemi solari collegati alla presa di corrente e i prosumer; la soglia di minimità e l’importo finale per kW non sono ancora stati definiti. Aggiornato ad agosto 2026. | ||
Sono tutelati gli impianti già in funzione: gli impianti di produzione entrati in esercizio prima dell’entrata in vigore della normativa AgNes rimangono esclusi dalla nuova tariffa per 20 anni a partire dalla prima messa in esercizio. L’Agenzia federale delle reti garantisce la tutela del legittimo affidamento in stretta conformità con l’interpretazione giuridica di cui al § 118, comma 6, dell’EnWG. I partecipanti alle gare d’appalto non sono tenuti a tenere conto delle nuove tariffe di capacità se le loro offerte vengono presentate prima dell’entrata in vigore della normativa quadro — e ciò non avverrà prima del 1° gennaio 2027. Complessivamente, il prezzo della capacità potrà contribuire ai costi di rete fino a 2 miliardi di euro all’anno nel corso degli anni, ma secondo l’Autorità non avrà quasi alcun effetto sul prezzo di mercato.
Allo stesso tempo, le condizioni per la semplice immissione in rete stanno comunque peggiorando. A partire dal 25 febbraio 2025 (Legge sui picchi solari, BGBl. 2025 I n. 51), per i nuovi impianti dotati di sistema di misurazione intelligente viene meno la tariffa di immissione in rete in caso di prezzi di borsa negativi (§ 51 EEG); nel 2025 si sono già registrate circa 573 ore con prezzi day-ahead negativi. L’aumento dei costi di rete per l’immissione in rete rende quindi strutturalmente più interessanti lo stoccaggio in loco e l’autoconsumo. Le attuali tariffe di immissione in rete e la loro evoluzione sono illustrate nella nostra guida alla remunerazione EEG 2026.
4. Prezzo base per i prosumer e nuovo modello per i grandi consumatori
Dal punto di vista dei consumi, il sistema rimane sostanzialmente invariato per circa 40 milioni di clienti domestici: canone base in euro all’anno più tariffa di consumo in centesimi per chilowattora. La novità consiste nell’introduzione di limiti massimi vincolanti per il canone base. I prosumer — ovvero le famiglie che, grazie a un proprio impianto fotovoltaico, prelevano meno energia dalla rete — pagheranno in futuro un canone base più elevato. Secondo le stime di Rödl & Partner, ciò corrisponde a un aumento dal 70 al 90 per cento sul prezzo base; l’onere aggiuntivo in termini assoluti varia a seconda della zona e dovrebbe rimanere in media al di sotto dei 100 euro all’anno. Sono esclusi i dispositivi solari plug-in.
L'Agenzia federale delle reti motiva questa decisione con un argomento di equità: chi produce la propria energia elettrica continua a fare affidamento su una fornitura dalla rete in qualsiasi momento e dovrebbe quindi contribuire in misura leggermente maggiore al suo finanziamento. Per le aziende dotate di un proprio impianto fotovoltaico, l'autoconsumo rimane comunque la leva fondamentale, poiché sostituisce la costosa energia elettrica della rete.
Per i grandi consumatori con un consumo annuo di energia elettrica superiore a 100.000 chilowattora, l’attuale prezzo di potenza sarà sostituito da un prezzo di capacità espresso in euro per chilowatt all’anno. A ciò si aggiungono un prezzo per l’energia consumata per i volumi compresi nella capacità ordinata e un sovrapprezzo non appena la capacità ordinata viene superata. Il modello mira a incoraggiare le aziende a ordinare una capacità realistica e a consentire una maggiore flessibilità nell’approvvigionamento di energia elettrica. Per i grandi consumatori industriali, il quadro normativo prevede inizialmente solo disposizioni transitorie: la regolamentazione del carico di banda ai sensi del § 19, comma 2, dello StromNEV viene prorogata per i clienti esistenti fino al 31 dicembre 2031, mentre la struttura degli sconti per l’utilizzo atipico della rete rimane in vigore in via transitoria per gli utenti con un prelievo annuo pari o superiore a 10 gigawattora. Le norme definitive per il settore industriale saranno definite in un successivo provvedimento all’inizio del 2027.
5. Tariffe di rete per l’accumulo e § 118 EnWG: la tutela del legittimo affidamento viene limitata
L'Agenzia federale delle reti ha abbandonato l'idea, presa in considerazione all'inizio dell'anno, di abolire con effetto retroattivo l'esenzione per gli impianti di accumulo. Gli impianti di accumulo a batteria per i quali la decisione definitiva di investimento sia stata presa prima del 1° gennaio 2027 e la cui messa in servizio avvenga entro agosto 2029 mantengono la loro esenzione ventennale dal pagamento dei costi di rete. La data precisa di scadenza non è indicata in modo univoco: secondo il calcolo dei termini ai sensi degli articoli 187, comma 2, e 188, comma 2, del Codice civile tedesco (BGB), il termine scade alla fine del 3 agosto 2029, mentre i documenti dell’Agenzia federale delle reti indicano il 4 agosto 2029. Non vi è alcun chiarimento giurisprudenziale in merito: chi pianifica con precisione al giorno dovrebbe considerare la data precedente. Il nuovo punto cruciale è la definizione di questa decisione di investimento.
All’inizio del 2026 l’Autorità aveva ancora valutato un “effetto retroattivo fittizio”, ovvero l’applicazione del nuovo sistema anche agli impianti di accumulo già progettati o in fase di costruzione. Ciò ha suscitato una forte opposizione, poiché gli investimenti miliardari erano stati calcolati sulla base dell’esenzione vigente. Nel piano generale del 27 maggio 2026, l’Agenzia federale delle reti si distanzia espressamente dall’idea di introdurre le tariffe già a partire dal 1° gennaio 2029 per tutti gli impianti di stoccaggio. La riscossione delle tariffe avrà inizio solo dopo la scadenza delle disposizioni speciali di cui al § 118, comma 6, della legge sull’energia (EnWG).
| Costellazione | Tutela del legittimo affidamento |
|---|---|
| Messa in servizio dopo il 4 agosto 2011, entro il termine previsto dalla legge | protetto (20 anni dalla prima messa in funzione) |
| Decisione definitiva di investimento entro il 1° gennaio 2027 + messa in funzione entro agosto 2029, presentazione della documentazione entro il 31 marzo 2027 | protetto |
| Sistemi di accumulo domestici a bassa tensione | nessun costo di rete separato |
| Nuovo impianto di stoccaggio senza una decisione definitiva sull'investimento presa in tempo utile | Prezzo della capacità analogo a quello dei produttori (circa 4–7 €/kW/anno) |
| Fonte: Piano generale della BNetzA del 27 maggio 2026; analisi giuridica, tra gli altri, CMS, Rödl & Partner (giugno 2026). Aggiornato ad agosto 2026. | |
Laddove si applica il principio della tutela del legittimo affidamento, non cambierà nulla per gli impianti esistenti. Laddove invece non si applica, in futuro gli impianti di accumulo collegati alla rete dovranno pagare — al pari dei produttori — un prezzo di capacità moderato, compreso tra 4 e 7 euro per kilowatt all’anno, senza corrispettivi legati alla produzione. I quantitativi prelevati e reimmessi in rete rimangono esenti dai prezzi di energia. Gli impianti di accumulo domestici in rete a bassa tensione continueranno anche in futuro a non pagare alcun corrispettivo di rete separato.
Il punto controverso sta nei dettagli: cosa si intende per “decisione finale di investimento”? Secondo l’Agenzia federale delle reti, essa si considera presa quando sono stati effettuati ordini vincolanti di componenti per un importo pari ad almeno la metà del volume di investimento e non è possibile recedere da tali contratti senza subire un danno patrimoniale significativo. La data di riferimento è determinante: la decisione deve essere presa prima della pubblicazione della determinazione — il progetto fissa al 1° gennaio 2027 la data di pubblicazione. Chi si avvale di tale disposizione deve dimostrarlo al gestore di rete competente entro il 31 marzo 2027 (dispositivo, punto 17.5, terza frase). In tal modo, il progetto di legge ha una portata più ristretta rispetto alla legge: il § 118 comma 6, prima frase, dell’EnWG (Legge sull’energia) fa riferimento esclusivamente alla messa in esercizio. Chi decide solo dopo il 1° gennaio 2027 dovrà pagare i corrispettivi di rete a partire dal 1° gennaio 2029 — anche se il termine di legge per la messa in esercizio fosse stato rispettato. Per gli investitori che combinano impianti fotovoltaici e sistemi di accumulo, questo calendario è fondamentale; le fonti di ricavo e il rendimento sono illustrati nella panoramica dedicata al fotovoltaico con accumulo a batteria e co-locazione, mentre la controllabilità orientata alla rete è trattata nel contributo relativo al § 14a della legge tedesca sull’energia (EnWG) per gli investitori in sistemi di accumulo a batteria.
6. Tariffe dinamiche di rete: introduzione graduale a partire dal 2030
I corrispettivi dinamici di rete stanno per arrivare, ma più tardi e in modo graduale. Secondo il piano generale, dovrebbero essere introdotti per gli impianti di accumulo di energia elettrica non prima del 2030, possibilmente entro il 2033, mentre per i produttori non prima del 2032, possibilmente entro il 2035 (eccezione: energia eolica offshore). L’autorità intende elaborare un piano concreto nel 2027 e valutarne gli effetti. L’introduzione graduale garantisce agli investitori un periodo di preparazione più lungo rispetto a quanto inizialmente previsto.
L’obiettivo delle tariffe dinamiche è quello di ridurre la necessità di ridispacciamento. Nel 2025 i costi per il ridispacciamento e altre misure di gestione delle congestioni da parte dei gestori delle reti di trasmissione ammontavano già a circa 3,06 miliardi di euro, compresi i costi di mantenimento delle centrali di riserva. Chi immette energia in rete o la consuma quando la rete è libera, in futuro pagherà meno; chi invece grava sulla rete nelle ore di picco, pagherà di più. Per gli accumulatori a batteria ciò rappresenta un’ulteriore opportunità di guadagno anziché un semplice onere.
Indipendentemente da AgNes, per gli impianti di consumo regolabili è già in vigore oggi un modello a tariffa variabile in base all’ora: dal 1° aprile 2025 tutti i gestori di reti di distribuzione devono offrire tariffe di rete variabili in base all’ora ai sensi del § 14a EnWG (Modulo 3). Il presupposto tecnico è costituito dai sistemi di misurazione intelligenti (smart meter): senza la misurazione con cadenza di un quarto d’ora, i segnali variabili in base all’ora non funzionano; per ulteriori informazioni, si veda l’articolo sull’obbligo degli smart meter nel 2026 per il fotovoltaico. Per gli impianti fotovoltaici con accumulo in batteria, ciò significa già ora: ricaricare a prezzi vantaggiosi quando la rete è libera e scaricare nei periodi di picco. L’articolo dedicato agli accumulatori a batteria e alle tariffe elettriche dinamiche illustra come tali potenzialità di guadagno possano tradursi in una strategia.
7. Il pacchetto sulla rete 2026: delibera del Consiglio dei ministri e riserva sul redispatch
Oltre ad AgNes, c’è un secondo progetto rilevante per gli investitori nel settore fotovoltaico: il “pacchetto rete” del Ministero federale dell’Economia e dell’Energia. Il Consiglio dei ministri federale ha approvato il disegno di legge il 29 luglio 2026; la discussione al Bundestag è prevista a partire da settembre 2026, mentre l’entrata in vigore è fissata per il 1° gennaio 2027. Il punto centrale per le energie rinnovabili è una clausola di ridispacciamento che può escludere temporaneamente dal diritto al compenso i nuovi impianti situati in aree di rete fortemente sovraccariche.
Rispetto alla prima bozza del febbraio 2026, la riserva è stata attenuata, ma non eliminata: la soglia è ora fissata al 5% di riduzione della potenza nell’anno precedente anziché al 3%, la durata di validità è di 6 anni anziché 10, la classificazione avviene in base alla tecnologia specifica e la rinuncia al risarcimento è limitata a un massimo del 20% del lavoro annuale. Il progetto prevede inoltre una priorità autonoma per gli allacciamenti alla rete da parte dei gestori di rete a partire da una potenza nominale di 135 kilowatt e l’abbandono del puro principio «primo arrivato, primo servito». Per quanto riguarda la riserva sul redispatch, permangono riserve dal punto di vista del diritto europeo, poiché l’articolo 13 del regolamento UE 2019/943 prevede in linea di principio una remunerazione in caso di redispatch.
Chi investe nel fotovoltaico o sta progettando un impianto dovrebbe verificare tempestivamente la capacità di rete del sito. L'articolo su KraftNAV e sulle modifiche relative al mercato fotovoltaico offre una panoramica più completa sul tema dell'allacciamento alla rete, in particolare per gli impianti di grandi dimensioni.
8. Tre scenari a seconda del momento dell'investimento
| Criterio | fino alla fine del 2028 | 2027–2028 | a partire dal 2029 |
|---|---|---|---|
| Normativa sui corrispettivi di rete | StromNEV (noto) | Pubblicati i dati salienti del StromNEV | AgNes completo |
| Tutela della riservatezza dei dati memorizzati § 118 | protetto | garantito (solo per FID precedenti al 1° gennaio 2027 (IBN fino ad agosto 2029)) | solo con protezione FID |
| Prezzo corrente della capacità di immissione in rete | nessuno | nessuno (tutela del legittimo affidamento) | 4–7 €/kW/anno |
| Tariffe dinamiche di rete | § 14a Modulo 3 | § 14a Modulo 3 | § 14a + AgNes (a partire dal 2030/2032) |
| certezza nella pianificazione | Alto | centrale | Basso |
| Classificazione interna basata sul piano generale AgNes del 27 maggio 2026. FID = decisione finale di investimento, IBN = messa in servizio. Aggiornato ad agosto 2026. | |||
Il fattore determinante è la finestra temporale per la decisione finale di investimento. Allo stesso tempo, i costi di sistema continuano a diminuire: secondo il Fraunhofer ISE, il benchmark “chiavi in mano” si attesta a circa 1.015 euro per kilowatt-picco. La combinazione tra costi di progetto in calo e tutela normativa degli impianti esistenti favorisce le decisioni di investimento nei prossimi 12-24 mesi. Quattro passaggi possono aiutare in questo senso: valutare tempestivamente l’ubicazione e la situazione dei colli di bottiglia, prendere la decisione definitiva di investimento prima del 1° gennaio 2027, garantire la messa in servizio entro agosto 2029 e progettare l’accumulatore a batteria fin dall’inizio in modo che sia utile alla rete per ottenere compensi dinamici.
In che modo la riforma AgNes influisce sul vostro rendimento?
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9. Conclusioni: cosa occorre fare concretamente ora
La riforma AgNes rappresenta la più significativa modifica alle tariffe di rete degli ultimi decenni, ma non pone fine alla logica degli investimenti, bensì la rafforza. In primo luogo, a partire dal 2029, per i produttori verrà introdotto un prezzo di capacità continuativo compreso tra 4 e 7 euro per kilowatt all’anno, dal quale gli impianti esistenti rimarranno esclusi per 20 anni. In secondo luogo, rimane in vigore l’esenzione per gli impianti di accumulo ai sensi del § 118 EnWG: la decisione definitiva di investimento prima del 1° gennaio 2027 e la messa in funzione entro agosto 2029 ne garantiscono il diritto. In terzo luogo, le tariffe di rete dinamiche saranno introdotte gradualmente a partire dal 2030; chi gestisce impianti di accumulo a batteria a beneficio della rete ne trarrà vantaggio.
L'autoconsumo rimane nettamente più vantaggioso rispetto alla semplice immissione in rete, i costi di produzione dell'energia solare continuano a diminuire e gli accumulatori a batteria stanno diventando un elemento obbligatorio per legge. Per un'analisi più approfondita, si rimanda agli articoli dedicati alla modifica della legge EnWG del 2025 e alle sue conseguenze per gli investitori nel settore fotovoltaico, nonché alla tariffa EEG del 2026.
Domande frequenti sulla riforma AgNes
Che cos’è la riforma AgNes e cosa ha presentato la BNetzA il 27 maggio 2026?
AgNes (Sistema generale di tariffazione della rete elettrica) è la procedura di definizione dell’Agenzia federale delle reti che sostituirà il regolamento sulle tariffe della rete elettrica a partire dal 2029. Il 27 maggio 2026 l’Autorità ha presentato un piano generale. La bozza completa del regolamento sarà sottoposta a consultazione nell’estate del 2026, l’adozione del quadro normativo è prevista per la fine del 2026, mentre l’entrata in vigore non avverrà prima del 1° gennaio 2027.
A partire dal 2029 gli impianti fotovoltaici dovranno pagare i costi di rete per l'immissione in rete?
Sì. Secondo il piano generale, a partire dal 2029 gli impianti di produzione pagheranno un prezzo annuo di capacità, inizialmente previsto tra i 4 e i 7 euro per kilowatt all’anno, esclusa la componente relativa al prezzo dell’energia. Sono esclusi gli impianti fotovoltaici collegati alla rete e i prosumer. Gli impianti esistenti rimarranno esenti per 20 anni a partire dalla prima messa in funzione. La soglia di potenza esatta non è ancora stata definita.
L'esenzione dal pagamento dei costi di rete per gli accumulatori a batteria è ancora in vigore?
Secondo il progetto di regolamento del 6 agosto 2026 sì, ma con criteri più restrittivi rispetto alla legge: sono tutelati gli impianti di accumulo per i quali è stata presa una decisione definitiva di investimento prima del 1° gennaio 2027; tale decisione deve essere comprovata al gestore di rete entro il 31 marzo 2027. Chi decide in un momento successivo dovrà pagare i corrispettivi di rete a partire dal 2029. Gli impianti di accumulo domestici in bassa tensione continuano a non pagare alcun corrispettivo di rete separato.
Quando saranno introdotte le tariffe dinamiche di rete secondo AgNes?
A scaglioni: per gli accumulatori di energia elettrica, le tariffe di rete dinamiche dovranno essere introdotte non prima del 2030 (se possibile entro il 2033), mentre per i produttori non prima del 2032 (se possibile entro il 2035), ad eccezione dell’eolico offshore. Nel 2027 l’Agenzia federale delle reti elaborerà un piano concreto. Indipendentemente da ciò, per i consumatori regolabili si applica già il modello variabile nel tempo ai sensi dell’articolo 14a della legge sull’energia (EnWG).
Che cos’è il “pacchetto rete” e quali rischi comporta per gli investitori nel settore fotovoltaico?
Il pacchetto sulla rete del BMWE è stato approvato dal Consiglio dei ministri il 29 luglio 2026; il Bundestag ne discuterà a partire da settembre 2026. Esso contiene una clausola di ridispacciamento attenuata: soglia di riduzione del 5%, validità di 6 anni, specifica per tecnologia, rinuncia al risarcimento pari al massimo al 20% del lavoro annuale. Gli impianti interessati dovrebbero verificare tempestivamente la capacità di rete.
Che cosa comporta la decisione finale in materia di investimenti per la tutela del legittimo affidamento?
L’Agenzia federale delle reti considera definitiva una decisione di investimento quando sono stati effettuati ordini vincolanti di componenti pari ad almeno la metà del volume di investimento; il recesso è possibile solo in caso di danno patrimoniale rilevante. I dettagli precisi non sono ancora definitivi e determinano l’entità della tutela.
Vale la pena investire nel fotovoltaico nonostante l'incertezza normativa?
La riforma non pone fine alla logica degli investimenti, ma la rafforza. L’autoconsumo rimane vantaggioso, i costi di sistema diminuiscono (circa 1.015 euro per kilowatt-picco secondo il Fraunhofer ISE) e, se la decisione viene presa per tempo, è possibile pianificare la tutela dei diritti acquisiti. La redditività individuale dipende dall’ubicazione, dalle dimensioni e dal momento in cui si effettua l’investimento.
Fonti e basi giuridiche
- Agenzia federale delle reti — Considerazioni attuali sulla riforma del sistema tariffario delle reti elettriche (AgNes), 27 maggio 2026 (GBK-25-01-1#3)
- Agenzia federale delle reti — Documento informativo AgNes (PDF), 27 maggio 2026
- § 118 EnWG — Esenzione dal corrispettivo di rete per gli impianti di accumulo (comma 6)
- § 19 StromNEV — Tariffe speciali (carico di banda, utilizzo atipico della rete)
- § 14a EnWG — Gestione orientata alla rete dei dispositivi di consumo regolabili
- CMS — Aggiornamento sulla procedura AgNes: considerazioni attuali della BNetzA, 29 maggio 2026
- Rödl & Partner — L’Agenzia federale delle reti definisce i dettagli della riforma delle tariffe di rete AgNes, 10 giugno 2026
- pv magazine — Pacchetto rete: allacciamento alla rete, Redispatch 2.0 e progetti sulle energie rinnovabili, 2026
- BDEW — Analisi dei prezzi dell'energia elettrica, gennaio 2026
- Fraunhofer ISE — Studio sui costi di produzione dell'energia elettrica da fonti rinnovabili, luglio 2024
Redazione Logic Energy. Aggiornato ad agosto 2026.
