Riforma delle tariffe di rete AgNes 2026: cosa devono fare ora gli investitori nel fotovoltaico?
Estratto
Il 27 maggio 2026 l'Agenzia federale delle reti ha presentato il piano generale AgNes, la più grande riforma delle tariffe di rete degli ultimi 20 anni. Gli impianti di accumulo mantengono la tutela del diritto acquisito, i produttori con impianti a partire da 30 kW pagheranno un prezzo di capacità annuale a partire dal 2029, mentre le tariffe di rete dinamiche saranno introdotte in un secondo momento. Cosa significa questo per gli investitori nel fotovoltaico e quali sono le scadenze decisive da tenere presenti.
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Il 27 maggio 2026 l'Agenzia federale delle reti (BNetzA) ha presentato il suo piano generale AgNes, la più grande riforma delle tariffe di rete degli ultimi 20 anni. Esso sostituirà lo StromNEV a partire dal 31 dicembre 2028 ed entrerà in vigore il 1° gennaio 2029.
Per gli investitori nel settore fotovoltaico sono importanti tre punti aggiornati: (1) Gli impianti con accumulo a batteria mantengono la tutela del legittimo affidamento: la temuta revoca retroattiva dell’esenzione ventennale dal pagamento dei costi di rete è stata scongiurata, a condizione che la decisione finale di investimento (FID) sia stata presa prima dell’entrata in vigore della normativa e che la messa in esercizio avvenga entro il 4 agosto 2029. (2) A partire dal 2029, gli impianti di produzione superiori a 30 kW pagheranno per la prima volta una tariffa di rete continuativa — un prezzo di capacità annuale inizialmente compreso tra 4 e 7 EUR/kW. (3) Le tariffe di rete dinamiche entreranno in vigore più tardi del previsto: per gli impianti di accumulo non prima del 2030, per gli impianti di immissione in rete non prima del 2032.
Ne consegue una finestra temporale ben definita: chi soddisfa i requisiti FID entro la fine del 2026 ed entra in esercizio entro il 4 agosto 2029 si assicura le condizioni più vantaggiose.
Indice
Che cos'è AgNes — e cosa ha deciso la BNetzA il 27 maggio 2026?
Tariffe di rete 2026: sgravio a breve termine, aumento a lungo termine
Il pacchetto di rete 2026: stato attuale e riserva di ridispacciamento
La riforma AgNes ridefinisce la base di calcolo dei costi di ogni investimento nel settore fotovoltaico in Germania. Con il piano generale pubblicato il 27 maggio 2026, l'Agenzia federale delle reti ha definito per la prima volta come funzioneranno le tariffe di rete a partire dal 2029, discostandosi in diversi punti dai suoi precedenti annunci. Questo articolo fa il punto sulla situazione attuale, spiega gli effetti concreti sui costi per i produttori e gli impianti di accumulo a batteria e illustra quali scadenze sono determinanti per la redditività di un progetto.
Secondo quanto illustrato dall’Agenzia federale delle reti, la riforma delle tariffe di rete AgNes persegue un obiettivo basato sul principio “chi inquina paga”: i costi del trasporto dell’energia elettrica devono essere ripartiti in modo più equo e addebitati nel luogo in cui vengono generati, mentre le capacità limitate devono avere un prezzo. La riforma mira a sostenere la transizione verso le energie rinnovabili, a premiare i comportamenti a beneficio della rete attraverso incentivi mirati e a inviare segnali di prezzo che riflettano l'effettivo stato della rete. A tal fine, le tariffe di rete dinamiche forniscono segnali differenziati nel tempo e mirano ad aumentare la flessibilità nel consumo di energia elettrica.
Che cos'è AgNes — e cosa ha deciso 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 sostituisce il regolamento sulle tariffe della rete elettrica (StromNEV). Il 27 maggio 2026, la Grande Camera decisionale per l'energia ha presentato un piano generale che riunisce i documenti di discussione precedenti. Non si tratta ancora di una bozza definitiva: questa seguirà nell'estate del 2026 per la consultazione, mentre la definizione definitiva è prevista per la fine del 2026. Il nuovo sistema entrerà in vigore il 1° gennaio 2029.
All’origine della riforma delle tariffe di rete AgNes vi è una sentenza della Corte di giustizia dell’Unione europea del 2 settembre 2021 (C-718/18), che ha giudicato la precedente regolamentazione tramite decreto governativo contraria al diritto dell’Unione. L'emendamento alla legge sull'energia (EnWG) del 2023 ha revocato al governo federale il potere di emanare decreti e ha trasferito la competenza decisionale all'Agenzia federale delle reti in qualità di autorità di regolamentazione competente. Da allora, l'autorità di Bonn sta ridefinendo le tariffe di rete per l'intero sistema energetico tedesco nell'ambito del procedimento GBK-25-01-1#3.
L'obiettivo del processo è una riforma non discriminatoria che garantisca il finanziamento delle reti e, al contempo, crei incentivi per comportamenti a vantaggio della rete e del sistema. Il contesto è costituito dalle sfide della transizione energetica: l'immissione in rete volatile, l'aumento dell'autoproduzione, i nuovi consumatori come le pompe di calore e la mobilità elettrica, nonché la crescente necessità di potenziamento della rete pongono nuove esigenze in termini di utilizzo della rete. Al centro del futuro sistema di tariffazione di rete vi è quindi la separazione tra componenti tariffarie con funzione di finanziamento (che coprono i costi di rete e mirano a evitare disincentivi) e componenti con funzione di incentivazione (che guidano il comportamento attraverso prezzi dinamici, variabili nel tempo e nello spazio). Per la prima volta saranno coinvolti non solo i clienti della rete sul lato del consumo, ma anche i produttori, gli impianti di stoccaggio e gli elettrolizzatori.
Dal documento di discussione alla definizione del quadro di riferimento per il sistema generale di tariffazione della rete elettrica (AgNes)
Begonnen hatte der Prozess am 12. Mai 2025 mit einem Diskussionspapier, das den Status quo analysierte und mögliche Anpassungsoptionen zur Diskussion stellte — von Einspeiseentgelten über einen neuen Grundpreis bis zu bundeseinheitlichen Verteilnetzentgelten. Aus diesem Vorschlag der Regulierungsbehörde ist nun das Gesamtkonzept hervorgegangen, das in den Entwurf der Rahmenfestlegung einfließt. BNetzA-Präsident Klaus Müller fasst die Linie so zusammen: <q>Den Vertrauensschutz gewichten wir höher als in unseren bisherigen Vorschlägen</q> — ein Satz, der vor allem für Speicher- und Erzeugerprojekte zählt.
Ripartizione dei costi di rete: chi pagherà in futuro
Oltre alle componenti tariffarie, cambia anche la ripartizione dei costi di rete tra i gestori di rete. Finora ogni gestore di rete locale ha contribuito ai costi di rete a monte; in futuro questi costi saranno ripartiti in base al consumo di energia elettrica degli utenti finali collegati. Questa ripartizione in base all'utente finale collegato alla rete dovrebbe ridurre le anomalie tariffarie regionali, che oggi si verificano soprattutto laddove la rete presenta un'elevata quota di produzione decentralizzata.
Panoramica del calendario di AgNes
| Momento | Tappa fondamentale |
|---|---|
| 12 maggio 2025 | Avvio della procedura, documento di discussione sul sistema generale di tariffazione della rete elettrica |
| gennaio-febbraio 2026 | Linee guida su dinamizzazione, tariffe di rete per lo stoccaggio e tariffe di immissione in rete |
| Marzo 2026 | Scaduto il termine per presentare osservazioni sulle tariffe di immissione in rete — opposizione unanime da parte di BDEW, VKU, BEE, BDI e bne |
| 27 maggio 2026 | Presentazione del piano generale (documento informativo) — 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 | Definizione definitiva (prevista) |
| 1° gennaio 2029 | Entra in vigore il nuovo sistema tariffario di rete — Lo StromNEV scadrà il 31 dicembre 2028 |
| Fonte: Agenzia federale delle reti, comunicato stampa e documento informativo del 27 maggio 2026 (GBK-25-01-1#3) | |
Nota: tutti i dati si basano sullo stato di avanzamento del progetto generale al 27 maggio 2026. La BNetzA non esclude espressamente la possibilità di modifiche fino alla definizione definitiva. Aggiornato a giugno 2026.
Dichiarazione delle associazioni: elogi per la tutela del legittimo affidamento, critiche alle nuove tariffe
Das Echo der Branche ist gemischt. Der Erhalt des Vertrauensschutzes wird breit begrüßt: Für den Verband kommunaler Unternehmen (VKU), der über 1.600 Stadtwerke und kommunale Unternehmen vertritt, sagte Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing zum Zwischenstand schlicht: <q>Das stärkt die Investitionssicherheit.</q> Zuvor hatte der VKU eine rückwirkende Belastung von Speichern als Gefahr für die Investitionssicherheit kritisiert. Auch der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) wertet den fortbestehenden Vertrauensschutz als Voraussetzung für den Hochlauf der Flexibilitätstechnologien.
Il parere sui nuovi corrispettivi è invece più critico. Le associazioni mettono in guardia contro gli incentivi distorti e la crescente complessità dei corrispettivi di rete e di immissione in rete dinamici previsti; la VKU esorta a strutturare i corrispettivi di rete dinamici nel modo più semplice possibile, per non creare ulteriori ostacoli per i gestori di rete e gli utenti.
Tariffe di rete 2026: sgravio a breve termine, aumento a lungo termine
Nel 2026 le tariffe di rete subiranno un calo significativo, ma solo grazie a un contributo federale una tantum di 6,5 miliardi di euro. Senza tale contributo, le tariffe si attesterebbero ai livelli del 2025 o addirittura oltre. La pressione strutturale sui costi derivante dall'ampliamento della rete permane e, nel lungo periodo, porterà a un aumento delle tariffe.
| Indicatore | Valore 2026 |
|---|---|
| Ø Costo della rete per le utenze domestiche (3.500–4.000 kWh/anno) | ~9,3 ct/kWh al netto |
| Calo rispetto al 2025 | da −15% a −18% (contributo federale una tantum) |
| Massimo storico nel 2024 | 11,62 ct/kWh — poco meno del 30 % del prezzo dell'energia elettrica |
| Tariffa federale di rete (rete di trasmissione) 2026 | ~2,86 ct/kWh (−57 % grazie al contributo) |
| Quota del prezzo dell'energia elettrica per uso domestico nel 2026 | ~24,8 % (con un costo medio di 37,2 ct/kWh) |
| Fonte: Analisi dei prezzi dell'energia elettrica del BDEW, gennaio 2026 | |
Secondo l’IMK/Università di Mannheim (dicembre 2024), il fabbisogno di investimenti per le reti elettriche tedesche fino al 2045 è compreso tra 651 e 732 miliardi di euro: circa 328 miliardi di euro per la rete di trasmissione e 323 miliardi di euro per le reti di distribuzione. Gli investimenti annuali dovranno più che raddoppiare, passando da circa 15 miliardi di euro (2023) a circa 34 miliardi di euro. Il finanziamento di questo fabbisogno di potenziamento della rete sarà ripartito tra tutti gli utenti della rete tramite le tariffe di rete.
Per gli investitori nel settore fotovoltaico ne deriva una logica strutturale: l'autoconsumo, che sostituisce la costosa energia della rete, acquista maggiore valore indipendentemente dalle fluttuazioni a breve termine. Il contributo federale è stato approvato solo per il 2026 — un'eventuale proroga è ancora aperta dal punto di vista politico.
Nota: le tariffe di rete variano notevolmente da regione a regione (ad es. Baviera ~7,8 ct/kWh, Baden-Württemberg ~9,8 ct/kWh). La quota del ~24,8 % si applica solo al 2026 con il contributo federale; senza tale contributo, tornerebbe a sfiorare il 30 %. Aggiornato a giugno 2026.
Tariffe di immissione in rete: a partire dal 2029, i produttori con impianti da 30 kW in su pagheranno un prezzo di capacità
Contrariamente a quanto previsto all’inizio dell’anno, per i produttori è prevista una tariffa di rete continuativa. In base al piano generale del 27 maggio 2026, a partire dal 1° gennaio 2029 gli impianti di produzione con una potenza lorda installata superiore a 30 kW pagheranno un prezzo di capacità annuale — senza la quota di prezzo dell'energia, calcolato in base alla capacità di connessione alla rete concordata, inizialmente compreso tra 4 e 7 EUR/kW all'anno.
Ciò ha comportato uno spostamento rispetto alle previsioni della primavera del 2026. I parametri di riferimento originari del febbraio 2026 ponevano in primo piano soprattutto i contributi una tantum per i costi di costruzione (BKZ); un canone annuale ricorrente era considerato improbabile. Il piano generale prevede ora lo scenario opposto: un prezzo di capacità annuale come componente di finanziamento, mentre il quadro normativo per i BKZ e gli accordi flessibili di connessione alla rete (FCA) sarà elaborato separatamente solo a partire dal 2027.
Cosa significa concretamente il prezzo della capacità
Il prezzo della capacità si riferisce alla potenza installata superiore a 30 kW; gli impianti su tetto di piccole dimensioni al di sotto di tale soglia non sono inclusi. Per gli impianti commerciali e industriali, si tratta di un ordine di grandezza gestibile, ma rilevante ai fini del calcolo:
| Dimensioni dell'impianto | Prezzo della capacità annuo | Classificazione |
|---|---|---|
| 30 kWp | 120–210 € | piccolo impianto — soglia minima ancora da definire |
| 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 EUR/kW/anno). Sono esclusi gli impianti fotovoltaici collegati alla rete e i prosumer/sistemi di accumulo domestico fino a 30 kW (NS); la soglia di esenzione e l'importo definitivo non sono ancora stati stabiliti. | ||
Sono tutelati gli impianti già in funzione: gli impianti di produzione entrati in esercizio prima dell’entrata in vigore della disposizione AgNes rimangono esclusi dalla nuova tariffa. Sono escluse anche le installazioni per le quali è stata presa una decisione definitiva di investimento prima dell’entrata in vigore della disposizione e la cui messa in esercizio avverrà entro e non oltre il 4 agosto 2029. La protezione è valida per un massimo di 20 anni dalla prima messa in funzione e, allo stato attuale, si riferisce alla componente di finanziamento, non necessariamente alle successive tariffe dinamiche.
Nel contempo, le condizioni per la semplice immissione in rete stanno comunque peggiorando gradualmente. 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 573 ore con prezzi day-ahead negativi. I maggiori costi di rete per l’immissione in rete rendono quindi lo stoccaggio in loco strutturalmente più interessante.
Nota: i 4–7 EUR/kW/anno sono valori indicativi del progetto complessivo del 27 maggio 2026 e non costituiscono una decisione definitiva. Quali impianti saranno esattamente considerati (misurazione della potenza, soglia minima) e il parametro di riferimento per kW sono ancora da definire e potrebbero subire modifiche nel corso della consultazione. Aggiornamento: giugno 2026.
Prezzo base per i prosumer e nuovo modello per i grandi consumatori
Sul fronte dei consumi si aggiungono ulteriori componenti dei costi di rete. Per i prosumer, la BNetzA prevede un prezzo base superiore del 70-90% al fine di limitare gli effetti di disincentivo alla solidarietà derivanti dall'autoconsumo. Per i grandi consumatori (a partire dal livello di trasformazione MS/NS e nella bassa tensione oltre i 100.000 kWh), l'attuale prezzo di potenza sarà sostituito da un prezzo di capacità in EUR/kW all'anno e da un prezzo di energia suddiviso in due parti: per i volumi superiori alla capacità ordinata si applica un minimo del 200% e un massimo del 350% del prezzo di energia regolare. Il modello mira a incoraggiare le aziende a effettuare ordini di capacità realistici.
Tariffe speciali per l'industria e i progetti pilota
Per i grandi consumatori industriali, il quadro normativo prevede inizialmente solo disposizioni transitorie: la regolamentazione del carico di banda ai sensi dell’articolo 19, paragrafo 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 a titolo transitorio. I requisiti concreti per i consumatori industriali saranno definiti in un regolamento successivo all'inizio del 2027, che terrà conto dei risultati dei progetti pilota in corso.
Esenzione dal corrispettivo di rete per gli impianti di accumulo ai sensi dell’articolo 118 della legge tedesca sull’energia (EnWG): scongiurato il taglio drastico
La BNetzA ha rinunciato alla revoca retroattiva dell'esenzione per gli impianti di accumulo, inizialmente prevista all'inizio dell'anno. La tutela del legittimo affidamento ai sensi del § 118 comma 6 EnWG rimane in vigore: gli impianti di accumulo a batteria per i quali la decisione finale di investimento è stata presa prima dell'entrata in vigore della normativa AgNes e la cui messa in funzione è avvenuta entro il 4 agosto 2029 mantengono la loro esenzione ventennale dai costi di rete. Il nuovo punto cruciale è la definizione di tale decisione di investimento.
All'inizio del 2026 l'Autorità aveva ancora valutato la possibilità di un «effetto retroattivo indiretto», ovvero l'applicazione del nuovo sistema anche agli impianti di stoccaggio già progettati o in fase di costruzione. Ciò aveva suscitato una forte opposizione, poiché gli investimenti miliardari erano stati calcolati sulla base dell'esenzione vigente. Nel piano generale del 27 maggio 2026, la BNetzA ha dichiarato, contrariamente a quanto annunciato in precedenza, che la tutela del legittimo affidamento per gli impianti di stoccaggio rimane invariata. Il settore lo interpreta come un segnale di distensione con riserva.
Chi mantiene la tutela del legittimo affidamento
| Costellazione | Tutela del legittimo affidamento |
|---|---|
| Messa in servizio dopo il 4 agosto 2011, entro 18 anni | protetto |
| FID prima dell'entrata in vigore della normativa AgNes + messa in servizio entro il 4 agosto 2029 | protetto |
| Messa in servizio prima del 4 agosto 2011 oppure esenzione totale decennale già scaduta | nessuna protezione |
| Fonte: Piano generale della BNetzA del 27 maggio 2026; analisi giuridica a cura, tra gli altri, di CMS, Rödl & Partner, ZfK (giugno 2026) | |
La tutela è valida per un massimo di 20 anni dalla prima messa in servizio (nel caso di impianti di pompaggio ampliati, 10 anni dall’ampliamento). Laddove non si applica la tutela della buona fede, in futuro gli impianti di accumulo collegati alla rete dovranno pagare — come i produttori — un prezzo di capacità compreso tra 4 e 7 EUR/kW all’anno, senza corrispettivi legati alla produzione. Gli impianti di accumulo collegati a un impianto vengono trattati insieme all'impianto a cui sono collegati; le quantità acquistate e reimmesse in rete rimangono esenti dai prezzi di lavoro. Questo livello moderato è inferiore al limite di sostenibilità indicato da BVES ed ECO STOR, compreso tra 6 e 10 EUR/kW.
La domanda ancora aperta: cosa conta ai fini della decisione finale di investimento?
È proprio questo il punto controverso. Secondo la BNetzA, una FID si considera conclusa quando sono presenti ordini vincolanti di componenti per un importo pari a circa la metà del volume di investimento, non è possibile recedere da tali contratti senza subire un danno patrimoniale significativo ed esiste inoltre una promessa vincolante di allacciamento alla rete. La struttura esatta non è ancora stata definita in modo definitivo — e determina quali progetti rientrino tempestivamente nella protezione.
Per gli investitori che combinano impianti fotovoltaici e sistemi di accumulo a batteria, questo calendario rappresenta un fattore fondamentale: per ulteriori informazioni, consultare la panoramica sui sistemi di accumulo a batteria come investimento e sulle relative fonti di reddito, nonché sul § 14a della legge tedesca sull'energia (EnWG) e sulla tassabilità dei sistemi di accumulo.
Nota: la tutela del legittimo affidamento ai sensi dell'articolo 118, paragrafo 6, della legge tedesca sull'energia (EnWG) è oggetto del procedimento in corso. Il criterio FID non è ancora stato definito in via definitiva. Si prega di verificare la situazione giuridica vigente o di consultare un consulente legale. Aggiornato a giugno 2026.
Tariffe dinamiche di rete: rinviato il calendario
Sono in arrivo tariffe di rete dinamiche, variabili in base all'ora e alla località — ma più tardi di quanto inizialmente previsto. Secondo il piano generale, non entreranno in vigore nel 2029: per gli accumulatori di energia elettrica con proprio allacciamento alla rete a livelli di tensione più elevati al più presto nel 2030, per i produttori (ad eccezione dell'eolico offshore) al più presto nel 2032 e al più tardi nel 2035. Per i consumatori regolabili continuerà ad applicarsi il modello esistente.
La funzione incentivante dovrebbe essere attuata tramite prezzi dinamici dell’energia, fissati il giorno precedente a intervalli di 15 minuti e pubblicati prima dell’asta day-ahead. Questa maggiore flessibilità rende più costoso l’utilizzo della rete nelle ore di picco e premia i periodi di minor carico: chi immette energia in rete o la consuma quando la rete è libera paga meno. Per il sistema energetico si creano così incentivi per una maggiore utilità di sistema — l'introduzione graduale offre al contempo agli investitori più tempo di preparazione di quanto inizialmente previsto.
Indipendentemente da AgNes, per gli impianti di consumo regolabili è già in vigore un modello a tre livelli: dal 1° aprile 2025 tutti i gestori di reti di distribuzione devono offrire tariffe di rete variabili in base all’ora, ai sensi dell’articolo 14a della legge tedesca sull’energia (EnWG, modulo 3). Per gli impianti fotovoltaici dotati di accumulo a batteria, ciò significa già oggi: ricaricare a prezzi vantaggiosi quando la rete è libera e scaricare l’energia nelle ore di picco.
| Scenario | Potenziale di risparmio |
|---|---|
| Modulo 1 — Forfait per la regolabilità (a partire da 4,2 kW) | 110–190 € all'anno |
| Modulo 3 — Utenza domestica SH, 4.500 kWh di consumo regolabile | fino a 421 € all'anno |
| Tariffa elettrica dinamica + costi di rete dinamici | fino al 68% rispetto al prezzo fisso |
| Fonti: calcoli dei gestori di rete; studio 1KOMMA5°/Destatis 2025 | |
Uno studio condotto da Neon/Consentec dimostra che un prezzo dinamico dell'energia basato sui colli di bottiglia è in grado di ridurre i costi di ridispacciamento in misura nettamente superiore rispetto a modelli alternativi e di aumentare il valore aggiunto economico di un impianto di accumulo di circa il 30%. Il contributo dedicato all'accumulo in batterie e all'arbitraggio dell'energia solare come strategia di rendimento illustra in che modo questi potenziali di guadagno si traducano in rendimenti.
Nota: gli anni di introduzione 2030 e 2032–2035 sono dati previsionali del piano generale. I potenziali di risparmio si basano su modelli di calcolo e non costituiscono una garanzia di risultati individuali. Aggiornato a giugno 2026.
Il pacchetto di rete 2026: stato attuale e riserva di ridispacciamento
Il «pacchetto reti» del Ministero federale dell’Economia (BMWE) rimane un progetto di legge in fase di elaborazione: non è stato né approvato dal Consiglio dei ministri né presentato al Bundestag; il partner di coalizione SPD lo ha definito «non suscettibile di consenso». Esso contiene una controversa clausola di redispatch che escluderebbe dal diritto al risarcimento, per un periodo massimo di 10 anni, i nuovi impianti situati in aree di rete fortemente sovraccariche.
Il progetto prevede tre punti rilevanti per il fotovoltaico: una riserva di redispacciamento nelle aree di rete «a capacità limitata» (a partire da una riduzione del 3% nell’anno precedente, fino a 10 anni senza indennizzo), una priorità autonoma degli allacciamenti alla rete da parte dei gestori di rete a partire da una potenza nominale di 135 kW e l’abbandono del principio «primo arrivato, primo servito». La riserva di redispatch solleva preoccupazioni dal punto di vista del diritto europeo, poiché l'art. 13, par. 2, 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. Logic Energy esamina le condizioni di allacciamento alla rete nell’ambito della progettazione. Per una visione più completa della questione dell’allacciamento alla rete — in particolare per gli impianti di grandi dimensioni — si rimanda all’articolo su KraftNAV e il fotovoltaico: Cosa comporta la riforma dell’allacciamento alla rete.
Nota: il pacchetto sulle reti è una bozza del relatore e non è ancora entrato in vigore. Tutte le informazioni si riferiscono alla versione della bozza attualmente in discussione. Aggiornato a giugno 2026.
Tre scenari a seconda del momento dell'investimento
Per gli investitori nel settore fotovoltaico si presentano tre scenari diversi, a seconda di quando l'impianto entrerà in funzione. La massima sicurezza nella pianificazione è garantita da una messa in funzione entro la fine del 2028, abbinata a una decisione definitiva di investimento prima della fine del 2026. La posizione meno vantaggiosa è quella di un ingresso nel mercato interamente nell'ambito di AgNes a partire dal 2029.
| Criterio | Scenario 1: fino alla fine del 2028 | Scenario 2: 2027–2028 | Scenario 3: 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 (FID + IBN ≤ 4 agosto 2029) | solo con protezione FID |
| Prezzo corrente della capacità di immissione in rete | nessuno | nessuno (tutela del legittimo affidamento) | 4–7 €/kW/anno (> 30 kW) |
| Tariffe dinamiche di rete | Modulo 3 disponibile | Modulo 3 disponibile | Modulo 3 + AgNes (a partire dal 2030/2032) |
| certezza nella pianificazione | Alto | centrale | Basso |
| Classificazione interna basata sul piano generale AgNes del 27 maggio 2026 | |||
La leva decisiva è la finestra FID: chi prende la decisione finale di investimento prima dell’entrata in vigore della normativa (prevista per la fine del 2026) ed entra in esercizio entro il 4 agosto 2029, si assicura sia l’esenzione ventennale dall’obbligo di accumulo sia l’esenzione dal nuovo prezzo di capacità di immissione in rete. 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 EUR/kWp. La combinazione tra la riduzione dei costi di progetto e la tutela normativa degli impianti esistenti favorisce le decisioni di investimento nei prossimi 12-24 mesi.
Verifica la posizione
Chiarire tempestivamente la questione dell'allacciamento alla rete e delle situazioni di congestione, anche in vista del pacchetto sulla rete.
FID entro la fine del 2026
Prendere la decisione finale in merito all'investimento prima dell'entrata in vigore della disposizione AgNes.
IBN fino al 4 agosto 2029
La messa in funzione entro la data di scadenza garantisce l'esenzione dal pagamento del canone di stoccaggio per 20 anni.
Memoria utile alla rete
Progettare sistemi di accumulo a batteria in vista delle tariffe dinamiche a partire dal 2030 — La flessibilità come fattore di rendimento.
I tre scenari si basano sulla situazione al giugno 2026. Eventuali modifiche normative potrebbero alterare in modo significativo il rapporto costi-benefici. Il presente documento non costituisce una consulenza in materia di investimenti. Aggiornato a giugno 2026.
In che modo la riforma AgNes influisce sul vostro rendimento?
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Conclusione: base di pianificazione, non blocco degli investimenti
La riforma AgNes rappresenta la modifica più significativa delle tariffe di rete degli ultimi decenni, ma non pone fine alla logica degli investimenti, bensì la rafforza. Gli investitori dovrebbero tenere presenti tre punti: in primo luogo, a partire dal 2029 per i produttori con tariffa basata sulla potenza entrerà in vigore un prezzo di capacità continuativo compreso tra 4 e 7 EUR/kW all’anno. In secondo luogo, l'esenzione per gli impianti di accumulo ai sensi del § 118 EnWG rimane in vigore: l'investimento effettuato prima della data di riferimento FID e la messa in funzione entro il 4 agosto 2029 garantiscono il diritto all'esenzione. In terzo luogo, le tariffe di rete dinamiche entreranno in vigore solo a partire dal 2030/2032; chi gestisce impianti di accumulo a batteria a beneficio della rete ne trarrà vantaggio.
L'autoconsumo rimane decisamente 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 tedesca sull'energia (EnWG) e alle sue conseguenze per gli investitori nel settore fotovoltaico, nonché al fotovoltaico abbinato ad accumulatori a batteria e alla co-locazione come fattori di rendimento.
Dichiarazione di non responsabilità: il presente articolo ha esclusivamente scopo informativo generale e non costituisce una consulenza in materia di investimenti, fiscale o legale. I dati relativi ai rendimenti si basano sui valori storici del gruppo Helm e non costituiscono alcuna garanzia di risultati futuri. Le informazioni relative alle leggi e alle procedure si basano sulla situazione al giugno 2026 — le procedure in corso (AgNes, Netzpaket) possono subire modifiche in qualsiasi momento. Per la vostra situazione specifica, rivolgetevi a un consulente abilitato. Tutte le informazioni sono fornite senza garanzia. Aggiornato a giugno 2026.
Domande frequenti
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La BNetzA ha presentato un quadro generale del futuro sistema tariffario di rete che riunisce i precedenti punti di riferimento. Non si tratta ancora di una bozza definitiva: questa sarà sottoposta a consultazione nell'estate del 2026, mentre l'adozione definitiva è prevista per la fine del 2026. Il sistema entrerà in vigore il 1° gennaio 2029.
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Sì, diversamente da quanto inizialmente previsto. A partire dal 2029, gli impianti di produzione dotati di misurazione della potenza (a partire dalla bassa tensione) pagheranno un prezzo di capacità annuale inizialmente compreso tra 4 e 7 EUR/kW, escluso il prezzo dell’energia. Sono esclusi gli impianti che entreranno in funzione prima di tale data o che rientrano nella tutela del legittimo affidamento. Gli impianti solari plug-in e i prosumer/sistemi di accumulo domestici (bassa tensione fino a 30 kW) rimangono esenti da corrispettivo; la soglia esatta non è ancora definitiva.
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Sì. La BNetzA ha rinunciato alla revoca retroattiva. La tutela del legittimo affidamento ai sensi dell’articolo 118, paragrafo 6, dell’EnWG rimane in vigore per gli impianti di stoccaggio per i quali la decisione finale di investimento sia stata presa prima dell’entrata in vigore della normativa e la cui messa in funzione sia avvenuta entro il 4 agosto 2029, con un limite massimo di 20 anni. La definizione esatta di «decisione finale di investimento» (FID) è ancora in fase di definizione.
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Più tardi del previsto. Per gli accumulatori di energia con allacciamento diretto alla rete a livelli di tensione più elevati, non prima del 2030; per i produttori che immettono energia in rete (ad eccezione dell’eolico offshore), non prima del 2032 e non oltre il 2035. Per i consumatori regolabili, il modello a tre livelli di cui all’articolo 14a della legge tedesca sull’energia (EnWG) è già in vigore dal 1° aprile 2025.
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Una bozza del Ministero federale dell'economia e dell'energia (BMWE), non ancora approvata dal Consiglio dei ministri. Il punto centrale è una clausola di riserva sul redispatch: nelle aree di rete con una riduzione della potenza pari o superiore al 3%, i nuovi impianti potrebbero non ricevere alcun indennizzo in caso di riduzione della potenza per un periodo massimo di 10 anni. La priorità viene applicata a partire da 135 kW. Si prevede una revisione sostanziale del testo.
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Chi agisce per tempo si assicura condizioni più vantaggiose, soprattutto grazie alla finestra FID e alla messa in funzione entro il 4 agosto 2029. I dati relativi al rendimento (Gruppo Helm: 6–10 % p.a.) si basano su valori storici e non costituiscono una garanzia di risultati futuri. Il partner contrattuale per gli investimenti diretti nel fotovoltaico è mediplan Helm e.K. (società di diritto commerciale con responsabilità personale dei titolari ai sensi degli articoli 1, 17 e 19 del Codice commerciale tedesco, HGB).
Riferimenti bibliografici
Agenzia federale delle reti — Progetto globale relativo al sistema tariffario di rete per l'energia elettrica (AgNes), comunicato stampa e documento informativo — 27 maggio 2026 (GBK-25-01-1#3)
Agenzia federale delle reti — Linee guida sulle tariffe di stoccaggio e di immissione in rete (procedura AgNes) — 16 gennaio 2026 / 20 febbraio 2026
CMS — «Aggiornamento sul procedimento AgNes: considerazioni attuali della BNetzA» — 29 maggio 2026
Rödl & Partner — «L'Agenzia federale delle reti concretizza la riforma delle tariffe di rete AgNes» — 10 giugno 2026
ZfK — «Esenzione dai costi di rete: cresce la pressione temporale per gli accumulatori a batteria» — 4 giugno 2026
pv magazine — Approfondimento sul procedimento AgNes e sulle tariffe di rete per l'accumulo — 2026
VKU — Comunicato stampa sulle tariffe di rete per l'immissione in rete nel processo AgNes — 2026 (Ingbert Liebing)
IWR — «AgNes: bilancio intermedio. Le associazioni apprezzano la tutela della buona fede, ma mettono in guardia dai nuovi rischi di investimento» — 28 maggio 2026
BDEW — Analisi dei prezzi dell'energia elettrica — Gennaio 2026
IMK / Fondazione Hans Böckler — Fabbisogno di investimenti nelle reti elettriche tedesche fino al 2045 (Studio IMK 97) — Dicembre 2024
Fraunhofer ISE — Studio sui costi di produzione dell'energia elettrica da fonti rinnovabili — luglio 2024
Gruppo Helm — Dati sul rendimento del portafoglio 2024 (6–10 % p.a.) (dati interni, nessun link pubblico)
