Obbligo CfD 2027 - Cosa devono sapere gli investitori nel fotovoltaico
Estratto
A partire da luglio 2027, i contratti per differenza (CfD) diventeranno obbligatori per i nuovi impianti fotovoltaici con potenza pari o superiore a 100 kW. Ad aprile 2026 è stata presentata una bozza di legge e l'Unione e l'SPD hanno raggiunto un accordo sui punti fondamentali. Cosa devono decidere gli investitori e le aziende entro la scadenza del 31 dicembre 2026 — e quali strategie funzioneranno ancora in seguito.
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A partire dal 17 luglio 2027, la Germania dovrà convertire obbligatoriamente il proprio sistema di incentivazione EEG in contratti a differenza (Contracts for Difference, CfD). Si tratta di un requisito dell'UE, senza alcun margine di discrezionalità a livello nazionale. Alla data del 28 aprile 2026 è disponibile una bozza del BMWE del 21 aprile 2026; l'Unione e l'SPD hanno concordato le linee guida il 22 aprile 2026 — la decisione del Consiglio dei Ministri è ora prevista per maggio/giugno 2026, non più per marzo. La modifica più importante rispetto alla bozza di lavoro del 22 gennaio: il corridoio di sicurezza (ASW) tra il valore da applicare e la prelievo è stato eliminato nella bozza del relatore — il prelievo avviene immediatamente al di sopra dello strike price. Per gli investitori si crea una chiara finestra temporale: gli impianti entrati in funzione entro il 31 dicembre 2026 rientreranno presumibilmente ancora nella logica di incentivazione unilaterale dell’EEG 2023 (durata di 20 anni, nessun contributo di rifinanziamento). Chi entra in esercizio dopo tale data, rientra nel nuovo sistema di incentivazione — con un ricavo minimo garantito, ma un upside di prezzo massimo limitato. Le caratteristiche di rendimento si spostano da un IRR del capitale proprio volatile dell’8–13% a uno stabile dell’8–10%; in cambio, i costi di finanziamento diminuiscono e la bancabilità aumenta. I ricavi derivanti dall’arbitraggio di stoccaggio al di fuori dell’impianto EEG rimangono invariati. La corsa alla scadenza non è più realistica per la maggior parte dei progetti greenfield nel 2026 (tempi di consegna della sottostazione elettrica 18–24 mesi, allacciamento alla rete 6–24 mesi): chi non sarà già in fase di costruzione nel 2026, pianificherà per il regime CfD.
Indice
Perché la riforma della legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 2027 non è una scelta politica
Il meccanismo dei CfD: come funziona il contratto per differenza
Situazione ad aprile 2026: bozza del governo, accordo di coalizione, nuovo calendario
Quali sono le modifiche concrete rispetto alla bozza di lavoro
Tutela dei diritti acquisiti relativi ai CfD e data di riferimento 31 dicembre 2026
Tre strategie per gli investitori nel settore fotovoltaico commerciale nel 2026
Modello di rendimento: cosa comporta un CfD per un progetto da 5 MW
Cosa comporta l'obbligo di stipulare un CfD per le aziende dotate di un proprio impianto
Perché la riforma della legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 2027 non è una scelta politica
La Germania deve riformare il proprio sistema di incentivi EEG entro la fine del 2026, poiché l'autorizzazione dell'UE in materia di aiuti di Stato relativa all'attuale legge sulle energie rinnovabili scade il 31 dicembre 2026 e il regolamento sul mercato interno dell'energia elettrica (UE) 2024/1747 prescriverà obbligatoriamente, a partire dal 17 luglio 2027, contratti bilaterali di differenza (CfD) per i nuovi contratti di incentivazione nel settore eolico, solare e geotermico. La questione non è se, ma come verrà strutturato il modello CfD.
Si verificano contemporaneamente due vincoli:
In primo luogo: l'autorizzazione della Commissione europea relativa alla legge sulle energie rinnovabili (EEG) scade il 31 dicembre 2026; senza una nuova notifica, gli incentivi alle energie rinnovabili sarebbero giuridicamente contestabili a partire dal 1° gennaio 2027.
In secondo luogo: il regolamento riveduto sul mercato interno dell'energia elettrica (Reg. (UE) 2019/943, nella versione del regolamento 2024/1747, in vigore dal 16 luglio 2024) richiede che i nuovi contratti di sostegno ai prezzi per le energie rinnovabili da fonti eoliche, solari e geotermiche debbano essere strutturati come contratti bilaterali a differenza a partire dal 17 luglio 2027.
Entrambe le scadenze sono così ravvicinate che una proroga separata del sistema attuale risulta di fatto impossibile. Il legislatore tedesco dispone quindi di un margine di manovra molto limitato per quanto riguarda la struttura generale, ma ne ha invece a sufficienza per i parametri di dettaglio.
La logica alla base è di natura normativa: la Commissione europea intende evitare che, nei periodi di prezzi elevati — come nel 2022 — i consumatori di energia elettrica debbano sostenere il contributo EEG, mentre i gestori degli impianti traggono al contempo un profitto illimitato dai prezzi di borsa. Il CfD crea simmetria: sostegno negli anni di crisi, rimborso in quelli di forte crescita. L'obiettivo della riforma è quindi l'integrazione delle energie rinnovabili nel mercato, anziché il semplice sostegno quantitativo.
Il Regno Unito utilizza strumenti simili per l'eolico offshore dal 2014, l'Italia ha adeguato di conseguenza il proprio regime nazionale di aste lo scorso anno — la Germania arriva relativamente in ritardo, ma può trarre vantaggio da queste esperienze. I contratti per differenza non sono quindi una peculiarità tedesca, ma stanno diventando uno standard europeo nel mercato dell'energia elettrica.
Il meccanismo dei CfD: come funziona il contratto per differenza
Un contratto per differenza (Contract for Difference) compensa in entrambe le direzioni la differenza tra un valore di riferimento fissato a livello politico (prezzo di esercizio o prezzo di riferimento) e l'effettivo valore di mercato annuale. In caso di valore di mercato basso, lo Stato versa un premio al gestore; in caso di valore di mercato elevato, il gestore dell'impianto versa un contributo di rifinanziamento. L'energia elettrica continua ad essere commercializzata sul mercato: il CfD è un meccanismo di compensazione, non un modello a prezzo fisso.
La struttura di base segue il principio del «cap and floor»: verso il basso è previsto un ricavo minimo garantito (floor), mentre verso l'alto un limite massimo per i ricavi aggiuntivi (cap). A differenza del precedente premio di mercato unilaterale previsto dalla EEG 2023, che interveniva solo in caso di prezzi bassi, il contratto di differenza bilaterale opera in modo simmetrico. Il valore da applicare viene determinato tramite l'asta della BNetzA per gli impianti soggetti a gara d'appalto e rimane costante come prezzo di riferimento per l'intero periodo di incentivazione di 20 anni. Se il valore di mercato supera questo prezzo di riferimento, la differenza viene restituita al gestore di rete come contributo di rifinanziamento; se rimane al di sotto, il gestore dell'impianto riceve un'integrazione come nel vecchio modello di premio di mercato. Per gli impianti fotovoltaici a partire dal 2027, la ripartizione simmetrica del rischio diventerà quindi il nuovo standard.
Tre scenari, una sola logica
| Scenario | Il sostegno unilaterale oggi | CfD a partire dal 2027 | Differenza |
|---|---|---|---|
| Tariffa ridotta (valore di mercato 3,0 ct/kWh) | Si applica un premio di 5,5 ct/kWh | 5,5 ct/kWh ( uguale) | ±0 |
| Prezzo normale (valore di mercato 5,5 ct/kWh) | 5,5 ct/kWh | 5,5 ct/kWh ( uguale) | ±0 |
| Prezzo elevato (valore di mercato 7,0 ct/kWh) | 7,0 ct/kWh interamente trattenuti | 5,5 ct/kWh −1,5 ct/kWh di contributo | −21 % |
| Negativpreis-Phase (Marktwert < 0 ct/kWh) | Esclusione dal sostegno a partire da 3 ore (EEG 2023) | Esclusione dal finanziamento a partire dal primo quarto d'ora | inasprito |
| Esempio di calcolo. Il valore da applicare di 5,5 ct/kWh è puramente indicativo; il valore massimo fissato dalla BNetzA per gli impianti solari a terra alla data dell'asta del 1° marzo 2026 era pari a 5,79 ct/kWh. Fonte: BMWE, bozza di riferimento EEG 2027 (aggiornata al 21/04/2026, in fase di coordinamento tra i ministeri al 05/05/2026), BNetzA, elaborazione propria di Logic Energy. | |||
Nei periodi caratterizzati da prezzi bassi o normali, per i gestori degli impianti e gli investitori non cambia praticamente nulla. Il contributo di rifinanziamento si applica esclusivamente negli anni in cui il valore di mercato annuale specifico per la tecnologia (pubblicato su netztransparenz.de) supera il valore di riferimento. Un gestore rimborsa quindi il gestore della rete solo quando il mercato supera il prezzo di riferimento.
L'ammontare del contributo di rifinanziamento dipende da quanto il valore di mercato annuale dell'energia solare si collochi al di sopra o al di sotto del prezzo di riferimento — e i valori di mercato sono soggetti a forti oscillazioni: nel 2022 erano nettamente superiori a qualsiasi livello realistico del prezzo di riferimento, mentre nel 2024 e nel 2025 saranno chiaramente inferiori a 5 ct/kWh. Il tetto massimo si applicherebbe quindi solo in anni di prezzi elevati come il 2022, mentre negli anni normali il modello rimane un meccanismo di aumento unilaterale.
La nostra analisi sulla commercializzazione diretta dell'energia fotovoltaica illustra l'andamento storico dei valori di mercato mensili e i fattori strutturali che ne determinano l'andamento. Per la redditività degli impianti a partire dal 2027, quindi, non è determinante solo il prezzo di riferimento, bensì la distribuzione annuale dei ricavi di mercato nell'arco dei 20 anni di durata degli incentivi.
Chi è interessato?
Nel contesto della legge sulle energie rinnovabili del 2027, l'obbligo riguarda tutti gli impianti di energia rinnovabile con una potenza installata pari o superiore a 100 kW che beneficiano degli incentivi previsti dalla EEG. Nello specifico:
Impianti fotovoltaici a terra, impianti su tetto a partire da 100 kW, agri-PV, eolico onshore, eolico offshore, geotermia
La biomassa è espressamente esclusa: i gestori di impianti nel settore della bioenergia mantengono il premio di mercato unilaterale come modello di incentivazione
Chi opera senza sovvenzioni tramite PPA o semplicemente attraverso altre forme di commercializzazione non è direttamente interessato — si veda però più avanti la «clausola anti-cherry picking»
L'obiettivo della legge è garantire un rifinanziamento pianificabile degli impianti di energia rinnovabile, limitando al contempo i profitti indotti
Fatturazione: acconti mensili, conguaglio annuale in base al valore di mercato annuale
Per quanto riguarda l'impatto sui canali di commercializzazione esistenti, è utile l'approfondimento sulla commercializzazione diretta dell'energia fotovoltaica, che illustra lo status quo in assenza del meccanismo CfD. Chi, in qualità di gestore, massimizza l'autoconsumo e immette in rete solo le eccedenze, continuerà a beneficiare prevalentemente dell'energia elettrica di proprio consumo anche con la nuova legge: la logica del CfD riguarda principalmente gli impianti con un elevato immissione in rete e la commercializzazione pura di energia elettrica. Il quadro di sostegno per l'energia solare ed eolica non viene quindi abolito, ma convertito in una logica bilaterale.
Situazione a maggio 2026: non sono ancora iniziate le consultazioni tra i ministeri né le consultazioni con le associazioni; il Consiglio dei ministri ha rinviato la decisione
Al 5 maggio 2026, la modifica della legge EEG del 2027 non è ancora stata approvata. Il progetto di legge del 21 aprile 2026 è ancora in fase di coordinamento tra i ministeri; la consultazione formale delle associazioni e dei Länder non è ancora iniziata (Solarserver, 28 aprile 2026; ZFK-Energiegesetze-Ticker inizio maggio 2026). La decisione del Consiglio dei Ministri slitta dal mese di marzo, inizialmente previsto, presumibilmente a giugno 2026 — la grande riforma dell'EEG non è inclusa nel calendario del Consiglio dei Ministri di maggio. L'esame da parte del Bundestag e del Bundesrat seguirà quindi presumibilmente solo nella tarda estate/autunno 2026.
La pressione dei tempi è reale, ma l'iter legislativo è in ritardo rispetto al programma iniziale. Attualmente sono rilevanti tre fasi. Il progetto di lavoro del BMWE del 22 gennaio 2026, di 442 pagine, è stato reso pubblico il 26 febbraio 2026; esso conteneva per la prima volta la soglia di 100 kW, il prelievo basato sulla produzione e un corridoio di sicurezza tra lo strike price e il prelievo. A questo è seguito un progetto di legge del 21 aprile 2026 in fase di coordinamento tra i ministeri, con modifiche sostanziali al meccanismo. Infine, l'accordo di coalizione tra Unione e SPD del 22 aprile 2026, che ne fissa le linee guida e sottopone il pacchetto alla consultazione delle associazioni di categoria.
Secondo il Ministero federale dell’Economia e dell’Energia (BMWE), la consultazione delle associazioni dovrebbe iniziare «a breve»; in base all’esperienza, la decisione del Consiglio dei ministri sul disegno di legge segue dopo 4-8 settimane, dopodiché ha inizio l’iter legislativo parlamentare al Bundestag e al Bundesrat. Il settore del diritto energetico (Görg, Taylor Wessing, Raue, Prometheus) ritiene che l’entrata in vigore il 1° gennaio 2027 sia un obiettivo molto ambizioso; è ipotizzabile un rinvio alla primavera del 2027, qualora la procedura non fosse conclusa entro l’autunno. La ministra federale dell’Economia Katherina Reiche si trova sotto una doppia pressione: politica da parte dei partner di coalizione e normativa da parte della Commissione europea.
| Tappa | Data | Stato |
|---|---|---|
| Entra in vigore il regolamento UE n. 2024/1747 | 16.07.2024 | fatto |
| Bozza di lavoro del BMWE (442 pagine) | 22.01.2026 | trapelato il 26 febbraio |
| Bozza del Ministero federale dell'economia e dell'energia | 21.04.2026 | in coordinamento tra i dipartimenti |
| Accordo di coalizione tra Unione e SPD | 22.04.2026 | Linee guida definite, senza accordo concreto (Scheer) |
| Consultazione delle associazioni e dei Länder | aperto | non avviato |
| Si attende la decisione del Consiglio dei ministri | Giugno 2026 | non è previsto nel programma di maggio |
| Bundestag/Bundesrat | Estate/Autunno 2026 | in sospeso, l'obiettivo di fine luglio è a rischio |
| Scade l'autorizzazione agli aiuti previsti dalla legge sulle energie rinnovabili (EEG) | 31.12.2026 | Scadenza inderogabile dell'UE, margine di tempo critico |
| Entrata in vigore prevista della legge sulle energie rinnovabili (EEG) nel 2027 | 01.01.2027 | Aumento del rischio di realizzazione |
| Obbligo UE relativo ai CfD bilaterali | 17.07.2027 | termine inderogabile dell'UE |
| Fonti: Reg. (UE) n. 2024/1747 (EUR-Lex) · Bozza di lavoro del BMWE del 22 gennaio 2026 · Progetto di legge del 21 aprile 2026 · Accordo di coalizione del 22 aprile 2026 · Solarserver 28/04/2026 · Ticker sulle leggi energetiche ZFK inizio maggio 2026 · Aggiornato al 05/05/2026. | ||
Ciò che è dato per certo dal punto di vista politico: l’introduzione dei CfD è prevista dal diritto dell’Unione europea e il principio in sé non è negoziabile. La soglia dei 100 kW, la fascia di prezzo e le norme transitorie possono ancora subire modifiche nel corso dell'iter parlamentare — sono da aspettarsi espressamente delle divergenze rispetto all'attuale disegno di legge. Il legislatore deve trovare un equilibrio tra due obiettivi: garantire condizioni di investimento prevedibili per i gestori degli impianti e, al contempo, proteggere i consumatori di energia elettrica da profitti indebiti nelle fasi di prezzi elevati.
Il settore del diritto energetico (Görg, Taylor Wessing, Raue, Prometheus) ritiene che l'entrata in vigore prevista per il 1° gennaio 2027 sia molto ambiziosa; è ipotizzabile un rinvio alla primavera del 2027 qualora l'iter parlamentare non fosse concluso entro l'autunno. Anche le incertezze relative alla definizione dei dettagli potrebbero ritardare l'entrata in vigore della nuova legge.
Stato dell'audizione delle associazioni e dei Länder
Risultato negativo al 5 maggio 2026: la consultazione formale delle associazioni e dei Länder non è stata avviata (Solarserver, 28 aprile 2026; Ticker sulle leggi energetiche dello ZFK, inizio maggio 2026). BSW Solar (comunicato stampa del 22 e 23/04/2026), BEE (22/04/2026), BDEW (comunicato stampa del 27/02/2026, ancora valido) e Stadtwerke München (28/04/2026) hanno comunque preso pubblicamente posizione. La Fondazione Umweltenergierecht avvierà a partire dal 6 maggio 2026 una serie di seminari online settimanali sull'EEG 2027 — di fatto una consultazione parallela del settore, poiché il BMWE non ha finora aperto alcun canale di consultazione ufficiale.
Per gli investitori ciò comporta un doppio rischio di ritardo: il coordinamento tra i ministeri, la consultazione delle associazioni di categoria e la notifica degli aiuti di Stato all'UE devono essere tutti completati entro il 31 dicembre 2026. Con ogni settimana di ritardo nell'avvio della consultazione, il margine di tempo a disposizione per l'esame da parte della Commissione a Bruxelles si riduce.
Quali sono le modifiche concrete rispetto alla bozza di lavoro
Il disegno di legge del BMWE del 21 aprile 2026 inasprisce la bozza di lavoro originaria su tre punti: è stato eliminato il margine di sicurezza tra il valore da applicare e la prelievo, la regola delle 0 ore in caso di prezzi dell'energia elettrica negativi si applica già a partire dal primo quarto d'ora, ed è previsto un nuovo termine di 6 mesi per la scelta dell'incentivo, oltre a una clausola anti-cherry picking che impedisce il passaggio flessibile tra l'incentivo EEG e il PPA.
Corridoio di buffer (parametro ASW) omesso
La bozza di lavoro di gennaio prevedeva una zona cuscinetto (parametro ASW) tra il prezzo di esercizio e l'inizio della riduzione. Secondo Prometheus (22/04/2026), nella bozza attuale tale margine non è più presente. Il meccanismo di prelievo inizia quindi immediatamente al di sopra del prezzo di riferimento, senza margine di tolleranza. Le associazioni (BSW Solar, BNE, BEE) criticano aspramente questo inasprimento, poiché rafforza il comportamento strategico degli offerenti e i premi di rischio nelle aste — lo considerano uno dei cambiamenti centrali rispetto al progetto di legge originale, che danneggia il clima degli investimenti.
Inasprimento della regola delle «ore zero» in caso di prezzi negativi
Nel 2025 i prezzi spot negativi in Germania hanno raggiunto un record storico, con 573 ore distribuite su 110 giorni (fonte: BHKW-Infozentrum/SMARD, 11/03/2026; rispetto alle 457 ore del 2024 e alle sole 69 ore del 2022). Il prezzo spot più basso del 2025 è stato nettamente inferiore a −200 €/MWh — dettagli e statistiche complete nell'articolo NEGS. La bozza reagisce a questo cambiamento nel mercato dell'energia elettrica: l'esclusione dagli incentivi si applica già a partire dal primo quarto d'ora negativo (in precedenza regola delle 3 ore nell'EEG 2023, regola delle 4 ore nell'EEG 2021); la compensazione avviene tramite l'estensione del periodo di incentivazione pari al numero di quarti d'ora persi.
Quando i prezzi spot positivi sono bassi, entra in vigore una clausola di ricavo minimo di 0,5 ct/kWh, applicata con cadenza di un quarto d'ora, al fine di evitare incentivi alla disattivazione. Queste norme riguardano tutti gli impianti fotovoltaici a partire da 100 kW e figurano tra le disposizioni con il maggiore impatto sul ricavo effettivo. Il meccanismo normativo alla base di tutto ciò viene spiegato nell'articolo di approfondimento sui prezzi negativi dell'energia elettrica e gli investitori nel settore fotovoltaico.
L'escalation all'inizio di maggio 2026 sposta il dibattito politico
Am 1. und 2. Mai 2026 fielen die Day-Ahead-Spotpreise zeitweise auf das technische Minimum von −499,99 €/MWh; Deutschland exportierte 41 GWh (1.5.) und 33 GWh (2.5.). Wirtschaftsministerin Katherina Reiche bekräftigte am 04.05.2026 im CDU-Wirtschaftsrat die Streichung der Einspeisevergütung für Anlagen <25 kWp; Bundeskanzler Friedrich Merz unterstützt die Reiche-Linie öffentlich. Die SPD-Position (Nina Scheer, Carsten Schneider) bleibt kritisch, ist innerhalb der Koalition aber weniger durchsetzungsfähig geworden.
Conseguenze per la regola delle ore zero: dall’inizio di maggio è aumentata la probabilità che l’articolo 51 del progetto di legge EEG 2027 superi l’iter parlamentare senza modifiche. Gli investitori dovrebbero tenere conto della variante più restrittiva nella pianificazione dei ricavi.
Termine di 6 mesi e clausola anti-cherry picking
Gli impianti non soggetti all’obbligo di gara devono dichiarare, entro 6 mesi dalla messa in funzione, se intendono avvalersi degli incentivi; in caso contrario, il gestore dell’impianto perde definitivamente il diritto agli stessi. Ancora più importante: la clausola anti-elusione prevista dal § 21a, comma 2, prevede il pagamento del contributo di rifinanziamento anche in caso di commercializzazione alternativa, purché non sia stata dichiarata una formale rinuncia. Non è più possibile passare annualmente dalla commercializzazione sovvenzionata a quella non sovvenzionata. Chi desidera recedere deve farlo una volta sola, in modo completo e irrevocabile, entro i primi 10 anni di esercizio.
Queste norme più severe costringono i gestori a definire la propria strategia in una fase più precoce rispetto a quanto previsto dal precedente sistema di incentivazione. L'attuale disegno di legge garantisce quindi certezza di pianificazione per lo Stato, ma limita notevolmente la flessibilità dei gestori degli impianti nella nuova legge sulle energie rinnovabili. Chi desidera passare in modo flessibile dall'autoconsumo all'immissione in rete dovrebbe orientare la configurazione dell'impianto e il profilo di carico in tal senso sin dall'inizio. Anche gli impianti già in costruzione oggi sono soggetti a nuove condizioni quadro in base alle norme transitorie della legge, anche se entreranno in funzione ancora ai sensi dell'EEG 2023.
Tutela dei diritti acquisiti relativi ai CfD e data di riferimento 31 dicembre 2026
Gli impianti fotovoltaici messi in servizio entro il 31 dicembre 2026 rientreranno presumibilmente nella logica di incentivazione unilaterale prevista dalla EEG 2023 — per l'intero periodo di incentivazione di 20 anni, senza contributo di rifinanziamento. È determinante la messa in servizio tecnica nel registro dei dati di base di mercato, non l'aggiudicazione della gara. Il regolamento UE copre espressamente solo i nuovi contratti di sostegno ai prezzi a partire dal 17 luglio 2027.
La base giuridica è solida: l’articolo 14 della Legge fondamentale (tutela della proprietà) garantisce la fiducia nei confronti degli impegni di remunerazione esistenti, mentre il regolamento UE 2024/1747 si applica esplicitamente solo ai nuovi contratti di sostegno ai prezzi. Un'applicazione retroattiva dei nuovi CfD agli impianti fotovoltaici esistenti sarebbe difficilmente sostenibile dal punto di vista costituzionale — ciò vale sia ai sensi della vecchia legge sulle energie rinnovabili che ai sensi della legge modificata a partire dal 2027.
Tuttavia: le disposizioni transitorie relative agli impianti aggiudicati tramite gara nel 2025/2026, la cui realizzazione è prevista nel 2027/2028, non sono ancora state definite in modo definitivo nel disegno di legge. È qui che risiede il principale fattore di rischio per i grandi progetti con tempi di realizzazione lunghi — una delle questioni più importanti ancora in sospeso, che dovrà essere chiarita nel corso dell’iter parlamentare. Per gli operatori con una garanzia di allacciamento alla rete, ma con una messa in funzione successiva, si crea così una zona grigia dal punto di vista della pianificazione che influisce sul calendario degli investimenti. Sono possibili anche modifiche successive alla legge nell'ambito della discussione al Bundestag, che verrebbero applicate in questo caso.
Cosa è ancora realisticamente realizzabile nel 2026
Chi desidera ancora rispettare la scadenza del 31 dicembre 2026 deve completare la messa in servizio tecnica entro la fine dell'anno. Ciò è fattibile, ma solo se si dispone di un contratto di allacciamento alla rete garantito, delle autorizzazioni ai sensi della BImSchG (legge federale sul controllo delle emissioni) e del BauGB (codice edilizio) e di un contratto EPC firmato entro il primo trimestre del 2026. A differenza degli impianti fotovoltaici successivi previsti dai nuovi CfD, per gli impianti messi in funzione in tempo utile i ricavi di mercato continuano a seguire la logica della EEG, senza contributo di rifinanziamento. Tre sono i punti critici, in particolare l'allacciamento alla rete e la disponibilità della tecnologia a media tensione. Per ogni gestore che sta ancora costruendo oggi, l'interazione tra legge, allacciamento alla rete e tempi di consegna è il fattore critico:
| colli di bottiglia | Tempi di consegna | Valutazione dei rischi |
|---|---|---|
| Stazione di trasformazione a media tensione | 18–24 mesi | critico |
| Allacciamento alla rete (rete di distribuzione) | 6–24 mesi | critico |
| Certificato dell'impianto (FGW TR8 a partire da 135 kW) | 6–12 mesi | medio |
| inverter | 6–9 mesi | medio |
| Moduli fotovoltaici (TOPCon, vetro-vetro) | 2–4 mesi | acritico |
| Dati di mercato del secondo trimestre 2026 relativi agli impianti commerciali/industriali di grandi dimensioni. Tempi di consegna dei trasformatori: Siemens Energy, Hitachi Energy, GE Vernova, Schneider Electric. Fonte: ricerca interna di Logic Energy, BSW Solar primo trimestre 2026, offerte di mercato. | ||
La conclusione è chiara: i gestori di impianti che nel secondo trimestre del 2026 non avranno ancora firmato un contratto EPC né ordinato un trasformatore, molto probabilmente non riusciranno a rispettare la scadenza. La maggior parte degli impianti fotovoltaici greenfield sta già pianificando oggi per il regime CfD a partire dal 2027, non da ultimo perché anche l'espansione delle reti di distribuzione in molte regioni è in ritardo rispetto alla domanda.
Tre strategie per gli investitori nel settore fotovoltaico commerciale nel 2026
Alla luce dei principali dati normativi nel contesto della legge EEG 2027, emergono tre strategie chiare per gli investitori in impianti fotovoltaici da 1 a 50 MW: la corsa alla scadenza per la tutela dei diritti acquisiti dei CfD, la strategia CfD-Ready per la messa in servizio nel 2027/2028 con una scelta ottimizzata del sito e dello stoccaggio, e la via PPA-Pure tramite opt-out e acquirenti industriali. La scelta dipende dal grado di maturità del progetto, dal fattore di profilo del sito e dall'accesso ai clienti industriali.
Strategia 1 — Sprint verso la scadenza
Conveniente solo in presenza di un allacciamento alla rete garantito, di un'autorizzazione già ottenuta e di un contratto EPC stipulato entro e non oltre il primo trimestre del 2026. A metà del 2025, l'ordine della sottostazione era l'ultima opzione disponibile per l'accesso al mercato: i gestori di impianti che oggi non sono ancora in fase di costruzione hanno una probabilità realistica del 5-10% di riuscire a mettere in funzione l'impianto entro il 31 dicembre 2026. Vantaggio: 20 anni di incentivazione EEG unilaterale senza contributo di rifinanziamento, premio opzionale completo a prezzo elevato. Svantaggio: negoziare le penali contrattuali per la messa in funzione ritardata.
Strategia 2 — Predisposizione per i CfD
La maggior parte dei grandi progetti previsti oggi rientra in questa categoria. La scelta del sito diventa un fattore determinante: Germania meridionale e centrale con un elevato fattore di profilo solare; l’integrazione di sistemi di accumulo come standard di fatto per migliorare il fattore di profilo di 5–15 €/MWh. Nelle aste, presentare offerte appena al di sotto del valore massimo previsto: il valore massimo per la gara d'appalto per gli spazi aperti del 1° marzo 2026 era di 5,79 ct/kWh; per il 2027 è realistico un aumento a 6,0–6,5 ct/kWh a causa dell'inflazione degli investimenti.
Rispettare rigorosamente il termine di 6 mesi previsto dall’IBN per la dichiarazione di scelta dell’incentivo. Chi integra le nuove regole sin dalle prime fasi di progettazione del progetto trarrà vantaggio dal modello CfD invece di subirne le conseguenze: gli impianti fotovoltaici con un’elevata percentuale di esposizione a sud e dotati di accumulo risultano nettamente più vantaggiosi nel nuovo sistema di incentivi rispetto ai semplici impianti con orientamento est-ovest privi di flessibilità. La logica economica dell'integrazione degli accumulatori e gli effetti IRR sono illustrati in dettaglio in PV Speicher 2026: Co-Location für Rendite und Wirtschaftlichkeit.
Strategia 3 — PPA-Pure
Adatto a progetti con acquirenti industriali con rating investment grade e un profilo di carico prevalentemente diurno. Nel primo trimestre del 2026, un PPA «pay-as-produced» decennale in Germania si attesta a circa 55 €/MWh (LevelTen Continental Index), con tendenza al ribasso. I requisiti bancari sono rigorosi: 35–45 % di capitale proprio, DSCR minimo 1,30–1,45×, ipotesi P90/P10 per la merchant tail. I ricavi derivanti dal PPA provengono direttamente dal cliente industriale, senza contributo di rifinanziamento e senza alcun riferimento al classico fondo di incentivazione EEG — il gestore dell’impianto opera come puro attore di mercato nel mercato dell’energia elettrica.
Importante: l'opt-out dal sistema CfD è possibile solo nei primi 10 anni di esercizio, è una scelta una tantum e irrevocabile — la decisione va presa tempestivamente e in modo definitivo. I modelli di commercializzazione ibridi (PV in combinazione con BESS) stanno guadagnando quote di mercato, poiché i clienti industriali richiedono sempre più spesso profili di energia verde con una quota di accumulo e una componente di autoconsumo. Il presupposto rimane un allacciamento affidabile alla rete con una potenza di immissione sufficiente: senza un accesso stabile alla rete, nessun modello PPA può funzionare.
| Criterio | Sprint finale | Compatibile con CfD | PPA-Pure |
|---|---|---|---|
| Messa in funzione | fino al 31 dicembre 2026 | a partire dal 2027 | a partire dal 2027 (con possibilità di opt-out) |
| Regime di sostegno | EEG 2023, 20 J. | Contratto differenziale 20 anni | nessun incentivo ai sensi della legge sulle energie rinnovabili (EEG) |
| Potenziale di rialzo per i titoli ad alto prezzo | completamente | limitato | PPA-fix, quantità residua a scelta |
| Garanzia del prezzo più basso | completamente | completamente | Rischio PPA |
| Bancabilità | alto | molto elevato | media (rating PPA) |
| È realistico nel 2026? | solo se i lavori iniziano nel 2025 | Percorso predefinito | per i clienti industriali |
| Analisi interna di Logic Energy basata sulla bozza del Ministero federale dell'economia e dell'energia (BMWE) del 21 aprile 2026, sui risultati delle aste della BNetzA del primo trimestre 2026 e sull'indice LevelTen Q1 2026 European PPA. Tutti i dati relativi ai rendimenti sono puramente indicativi e non costituiscono una consulenza in materia di investimenti. | |||
Modello di rendimento: cosa comporta un CfD per un progetto da 5 MW
Con il nuovo modello di incentivazione, il profilo di rendimento di un tipico impianto fotovoltaico a terra da 5 MW passa da un IRR sul capitale proprio volatile compreso tra l’8 e il 13% a un profilo stabile compreso tra l’8 e il 10%. In cambio, i costi di finanziamento diminuiscono di circa 50–100 punti base, la quota di capitale di terzi aumenta dal 60% fino al 75% e i requisiti DSCR si allentano. Per i gestori degli impianti, le caratteristiche di rischio diventano quindi simili a quelle delle obbligazioni.
Un modello di calcolo relativo a un impianto a terra da 5 MW con 1.050 ore a pieno carico e una produzione annua di 5.250 MWh illustra chiaramente l'effetto. Ipotesi: Capex 800 €/kWp = 4,0 milioni di €, Opex 12 €/kWp/a = 60.000 €/a, prezzo di riferimento 5,3 ct/kWh, degrado dello 0,5% all'anno.
| Indicatore | EEG 2023 (una pagina) | CfD a partire dal 2027 |
|---|---|---|
| Fascia di ricavi | 50–80 €/MWh (volatile) | 53 €/MWh (deterministico) |
| Tasso di rendimento interno (IRR) del progetto senza leva finanziaria | 5,5–7,0 % + premio per le opzioni ad alto prezzo | 5,5–6,5 % |
| IRR del capitale proprio (75% di capitale di terzi) | 8–13 % (volatile) | 8–10 % (stabile) |
| Quota di capitale di terzi possibile | ~60 % | ~75 % |
| Min-DSCR | 1,15–1,25× | 1,10–1,20× |
| Modello di calcolo Logic Energy. I rendimenti non costituiscono una garanzia di risultati futuri. Capex 800 €/kWp, Opex 12 €/kWp/anno, AW 5,3 ct/kWh, 1.050 ore a pieno carico, degrado dello 0,5%. Fonte dei valori d’asta EEG: BNetzA, data dell’asta 01/03/2026. | ||
Il tanto citato argomento del DIW, secondo cui i CfD consentirebbero una riduzione dei costi di produzione dell’energia elettrica fino al 30% (Rapporto settimanale del DIW Berlin n. 35/2022), si basa su condizioni di finanziamento più favorevoli — WACC più basso, quota di capitale di prestito più elevata — e rappresenta un dato di carattere macroeconomico. Per il singolo operatore, lo stesso modello comporta margini inferiori per MWh a fronte di un finanziamento più stabile. In pratica, metà del risparmio teorico sui costi viene reinvestito attraverso un comportamento strategico nelle aste; realisticamente, con una buona struttura dei CfD, è possibile ottenere una riduzione del LCOE del 10-20%. I ricavi diventano più prevedibili, ma vengono meno i picchi di prezzo elevati — in definitiva, è il fattore di profilo a determinare se i ricavi di mercato si attestano al di sopra o al di sotto del prezzo di riferimento.
Un dato importante ai fini della valutazione: il fattore di profilo solare — ovvero il rapporto tra i ricavi della vendita dell’energia solare e il prezzo medio dell’energia di base — ha subito un calo strutturale negli ultimi anni, poiché il crescente profilo di produzione solare fa scendere i prezzi nelle ore centrali della giornata. Il meccanismo alla base di questo fenomeno e le sue ripercussioni sugli investimenti solari europei sono trattati nel nostro articolo sullo scisma solare europeo. Se il fattore di profilo continua a diminuire, il modello funziona strutturalmente come un puro meccanismo di integrazione e non come uno strumento di prelievo: un contributo di rifinanziamento sarebbe dovuto solo in anni di crisi come il 2022.
Cosa comporta l'obbligo di stipulare un CfD per le aziende dotate di un proprio impianto
Per le aziende che realizzano un impianto fotovoltaico principalmente per ottimizzare l'autoconsumo, l'obbligo del CfD è meno rilevante: l'autoconsumo non è soggetto al contributo di rifinanziamento. La situazione diventa critica solo per l'immissione in rete in eccesso nel caso di impianti a partire da 100 kW. Per i modelli PPA senza capitale proprio non cambia praticamente nulla: i prezzi fissi dell'energia solare di 11–13 ct/kWh non rientrano nell'ambito della EEG.
Chi, in qualità di impresa commerciale o industriale, realizza un impianto fotovoltaico per l'autoconsumo dovrebbe distinguere chiaramente due aspetti. L'energia elettrica destinata all'autoconsumo non viene remunerata ai sensi della legge EEG e non è quindi soggetta al contributo di rifinanziamento — i gestori di impianti che consumano autonomamente una parte significativa della propria energia solare hanno in questo caso un vantaggio economico nettamente superiore (risparmio sull’acquisto dalla rete di 25–35 ct/kWh rispetto alla remunerazione EEG di 7,78 ct/kWh, dati aggiornati al periodo 01.02.–31.07.2026 per immissione parziale ≤10 kWp).
La nostra guida agli impianti fotovoltaici con accumulo a batteria illustra le percentuali tipiche di autoconsumo con sistema di accumulo e la relativa redditività. L'autoconsumo rimane quindi la forma di utilizzo economicamente più vantaggiosa anche nell'ambito del nuovo sistema di incentivi ed è l'unica leva con cui le aziende possono ridurre i propri costi energetici in modo immediato e a lungo termine. L'immissione in rete in eccesso a partire da una potenza dell'impianto di 100 kW rientra invece, a partire da luglio 2027, nelle nuove disposizioni relative ai contratti differenziali — il che comporterebbe una prelievo negli anni di prezzi elevati, ma rimane irrilevante negli anni normali. Per gli impianti fotovoltaici più piccoli, inferiori a 100 kW, le nuove regole non si applicano affatto; in questo caso, il modello semplificato di autoconsumo rimane invariato.
Per i modelli PPA senza capitale proprio — ovvero l'acquisto di energia solare da un impianto installato sul proprio tetto a un prezzo fisso per 20 anni — non cambia assolutamente nulla. Il PPA non rientra nell'ambito degli incentivi EEG; il contributo di rifinanziamento non influisce sul modello. Per i dettagli sul funzionamento del modello di locazione e fornitura di energia elettrica, l'articolo " Energia solare senza capitale proprio: PPA e On-Site-Contracting per le imprese " offre una panoramica completa.
La conseguenza strategica per le aziende: gli impianti destinati all'autoconsumo potranno essere realizzati anche dopo il 2027 senza perdere in redditività — la logica degli incentivi si sta spostando dal "immettere in rete il più possibile" al "raggiungere la quota di autoconsumo più elevata possibile". Per molti gestori ciò significa soprattutto che il dimensionamento dell'impianto fotovoltaico si basa sul profilo di carico effettivo e non più sulla quantità massima di immissione in rete.
Ciò relativizza anche l’importanza dell’immissione in rete: chi combina in modo intelligente l’autoconsumo e la gestione del carico risulta in gran parte slegato dai parametri specifici del CfD. Chi desidera combinare impianti per l'autoconsumo e capitale di investimento dovrebbe comprendere il modello di investimento: nel modello di investimento di Logic Energy, l'investitore si fa carico degli inverter, mentre l'azienda acquista l'energia elettrica — una netta separazione che funziona con le nuove modifiche al CfD esattamente come nell'attuale quadro di incentivazione EEG.
Critiche delle associazioni e rischi concreti
Le associazioni di categoria individuano tre rischi principali: un crollo della crescita nel segmento degli impianti domestici e di piccole dimensioni ≤25 kW, da circa 5 a meno di 2 GW all’anno (BSW Solar, pareri febbraio-aprile 2026); la mancanza di un quadro normativo per i PPA con un’opzione di recesso troppo rigida (BNE); e gli oneri a carico dei progetti combinati fotovoltaico-accumulo (BEE). A ciò si aggiungono l'incertezza sulla definizione dei bandi di gara per la resilienza degli impianti fotovoltaici a servizio della rete, finora solo abbozzati nel disegno di legge, nonché l'inasprimento strutturale dei requisiti di bancabilità — i requisiti di capitale proprio sono aumentati dal 20 al 40% nel giro di un anno e mezzo.
L'Associazione federale dell'industria solare (BSW Solar) ha ripetutamente messo in guardia da un crollo del mercato sin dalla prima fuga di notizie sulla bozza di lavoro alla fine di febbraio 2026. Carsten Körnig, amministratore delegato della BSW, esprime chiaramente questo timore: in caso di abolizione delle tariffe di riacquisto, l'espansione nel segmento degli impianti domestici e di piccole dimensioni ≤25 kW potrebbe crollare da circa 5 a meno di 2 GW all'anno (Fonte: comunicato stampa BSW "Il settore solare mette in guardia da un taglio drastico" del 26/02/2026 e "I piani EEG minacciano l'espansione del solare" del 23/04/2026). Un precedente storico è il taglio degli incentivi del 2012/2013, che ha dimezzato l'espansione del fotovoltaico da 7,6 a 3,3 GW.
I primi segnali sono già evidenti: nel segmento residenziale, nel 2023 sono stati installati ancora circa 8 GW di impianti fotovoltaici, mentre nel 2025 solo circa 5 GW — un calo del 43% nel numero di impianti in due anni (da 793.800 a 453.800 impianti, fonte: analisi BSW del registro dei dati di base di mercato, gennaio 2026). La gara d'appalto per i tetti solari del febbraio 2026 è stata nettamente sottoscritta, con 177 MW di offerte a fronte di un volume di 283 MW (comunicato stampa BNetzA del 31.03.2026).
Das Q1 2026 verschärft den Trend mit harter Datenbasis (BSW-PM 'Schwacher Photovoltaik-Jahresauftakt' vom 02.05.2026, MaStR-Stichtag 23.04.2026): Gesamtmarkt 3,51 GWp (−6 % YoY), Heimsegment <30 kWp ~0,85 GWp (−21 %), Gewerbedach >30 kWp ~0,60 GWp (−33 %), Freifläche und sonstige ~1,97 GWp (+20 %). Bei linearer Extrapolation läuft das Heimsegment auf ~3,4 GW Jahreszubau zu — weiter weg von den 5 GW (2025) und in Richtung der von Carsten Körnig prognostizierten <2-GW-Risikozone bei vollständigem Förderwegfall. Die Förderankündigung wirkt empirisch bereits vor Inkrafttreten des Gesetzes als negativer Vorzieheffekt.
Anche i comuni che negli ultimi anni hanno puntato sull'espansione decentralizzata stanno risentendo dell'incertezza causata dalle modifiche previste alla legge sulle energie rinnovabili: secondo le stime dell'associazione, i progetti di energia partecipativa sono particolarmente sotto pressione. Le modifiche normative colpiscono duramente soprattutto gli impianti fotovoltaici installati sulle abitazioni private e i piccoli progetti commerciali, poiché in questi casi la redditività viene meno in assenza di una tariffa di riacquisto.
L'Associazione federale per le nuove energie (BNE) critica la mancanza di un quadro normativo coerente in materia di PPA e chiede un sistema di «opt-in» anziché di «opt-out», per evitare di prosciugare il mercato dei PPA per la decarbonizzazione. L'Associazione federale per le energie rinnovabili (BEE) avverte che la prelievo sui progetti combinati di fotovoltaico e accumulo potrebbe minare la redditività delle quote di accumulo. Gli operatori di impianti di grandi progetti lamentano inoltre che le gare d'appalto sulla resilienza previste per i siti rilevanti per la rete e il sistema siano solo abbozzate come concetto nell'attuale bozza, ma non siano state elaborate a livello operativo.
Dal punto di vista strutturale, è più rilevante lo spostamento della bancabilità: i requisiti patrimoniali per il finanziamento dei progetti fotovoltaici sono raddoppiati nel giro di un anno e mezzo, passando dal 20% a circa il 40% — già prima dell’entrata in vigore dei CfD (fonte: rapporti di settore del primo trimestre 2026). Un rapporto di indebitamento più elevato nei contratti per differenza va a discapito del rendimento del capitale proprio; l'IRR del capitale proprio corretto per il rischio diminuisce di 50-150 punti base rispetto all'attuale modello di sovvenzione unilaterale. I finanziatori internazionali di progetti come UniCredit, ING o Rabobank considerano i contratti per differenza fondamentalmente bancabili; è prevedibile uno spostamento del panorama degli investitori verso mandati pensionistici istituzionali a bassa volatilità. Gli operatori di impianti di grandi progetti tendono a beneficiare di questa stabilizzazione, poiché rende più pianificabile il rifinanziamento su durate più lunghe — anche se viene meno la prospettiva di prezzi elevati.
Il settore solare sta reagendo in modo evidente puntando sulla diversificazione europea: l’Italia sta diventando più attraente grazie al regime di aste CfD locale con FER-X, come dimostra in dettaglio l’ analisi di mercato «PV Investment Italia 2026 ». I CfD italiani (FER-X), TIDE e MACSE formano insieme un quadro che per gli investitori è in parte più pianificabile rispetto al progetto tedesco. Ad aprile 2026 non sono stati annunciati ricorsi costituzionali contro il CfD tedesco; la Fondazione per il diritto ambientale ed energetico vede margini di manovra nel diritto europeo per meccanismi indipendenti dalla produzione, ma non ha pubblicato alcuno studio specifico di diritto costituzionale.
Per i gestori di impianti e i progettisti rimane quindi un duplice compito nell’ambito della riforma della EEG: l’obiettivo non è quello di opporsi al nuovo modello di incentivazione, bensì di contribuire a definirlo in modo costruttivo. L'attenzione delle associazioni si concentra su quattro punti chiave del disegno di legge: reintroduzione di un corridoio di sicurezza, innalzamento della soglia dei 100 kW, regole di transizione chiare per gli impianti aggiudicati ma non ancora realizzati e una definizione operativa delle gare di resilienza per gli impianti fotovoltaici a servizio della rete. Se queste modifiche saranno integrate nel processo parlamentare, l'incertezza diminuirà — e con essa il premio di rischio che banche e investitori applicano alle energie rinnovabili. I ricavi derivanti dai CfD sarebbero quindi calcolabili in modo più affidabile rispetto all'attuale regime di prezzi dell'energia elettrica, caratterizzato da una forte volatilità.
La richiesta di aumentare la soglia dei CfD da 100 a 200 kW proviene dal BDEW e dal BNE ed è conforme al diritto dell’Unione europea: il regolamento sul mercato interno dell’energia elettrica consente un’esenzione dai CfD per gli impianti fino a 200 kW (art. 19d del regolamento 2019/943, nella versione 2024/1747). Nel progetto di legge del 21.04.2026, tuttavia, la soglia rimane a 100 kW. Un innalzamento nel corso dell’iter parlamentare è possibile, ma non probabile, poiché la linea di Reiche punta alla massima integrazione di mercato. Se il gruppo parlamentare SPD e Schneider dovessero imporre un compromesso in questo ambito, ne beneficerebbero principalmente i progetti di impianti fotovoltaici su tetti commerciali di piccole dimensioni, compresi tra 100 e 200 kW.
Il presente articolo ha esclusivamente scopo informativo generale in merito agli sviluppi normativi e non costituisce una consulenza in materia di investimenti, fiscale o legale. Le norme descritte si basano sulla bozza di lavoro del BMWE trapelata (aggiornata al 22 gennaio 2026), sul progetto di legge del 21 aprile 2026 e sull'accordo di coalizione tra Unione e SPD del 22 aprile 2026 — e non costituiscono ancora una legge approvata. Sono espressamente previste modifiche nel corso dell'iter parlamentare.
I dati relativi ai rendimenti e ai ricavi si basano su modelli di calcolo e valori storici; non costituiscono alcuna garanzia di risultati futuri. Per quanto riguarda la propria situazione personale in materia di investimenti, fiscalità o aspetti legali, si raccomanda di rivolgersi a un consulente finanziario, fiscale o legale abilitato. Tutte le informazioni sono fornite senza alcuna garanzia. Aggiornato ad aprile 2026.
Nota: al 5 maggio 2026 i risultati dell'aggiudicazione relativi alla tornata di offerte della BNetzA per impianti solari a terra del 1° marzo 2026 (valore massimo 5,79 ct/kWh, volume 2.295 MW) non sono ancora stati resi pubblici; la pubblicazione è prevista per la metà/fine di maggio 2026. Il valore massimo per la data del 01.07.2026 viene tipicamente fissato 4-6 settimane prima, secondo la procedura della BNetzA, ovvero a fine maggio/inizio giugno 2026.
La scadenza normativa del 2026 è reale: gli operatori e gli investitori che intendono rispettare la data limite del 31 dicembre 2026 devono realizzare gli impianti entro quest'anno. Chi non dovesse farcela, farebbe bene a pianificare fin da subito impianti fotovoltaici conformi ai CfD, con un'elevata quota di autoconsumo e un allacciamento alla rete stabile. Vai agli investimenti nel fotovoltaico →
In pratica, invece di stare ad aspettare
L'obbligo CfD del 2027 rappresenta il più grande cambiamento strutturale normativo nel regime di incentivazione delle energie rinnovabili dall'introduzione del premio di mercato variabile nel 2012 — e riguarda tutti i grandi progetti che non saranno collegati alla rete entro la notte di Capodanno del 2026. Logic Energy progetta e costruisce impianti fotovoltaici con acquisizione attiva dei terreni, finanziamento garantito prima dell'inizio dei lavori e partecipazione agli utili degli inverter per un periodo di 20-40 anni.
Se volete sapere cosa comportano i prossimi 8 mesi per un progetto specifico — scadenze concrete, scelta di un sito «CfD-Ready» o variante PPA con acquirenti industriali — saremo lieti di discuterne con voi senza alcun impegno. Grazie alla responsabilità personale dei titolari di mediplan Helm e.K., non si tratta di una semplice consulenza anonima, bensì di una valutazione concreta e ben fondata.
Vai al modulo di contatto →Panoramica sugli investimenti nel fotovoltaico
Domande frequenti
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Un contratto per differenza (CfD) è un modello di incentivazione in cui la differenza tra il valore di riferimento fissato a livello politico (strike price) e il valore di mercato annuale effettivo viene compensata in entrambe le direzioni. Negli anni in cui i prezzi sono bassi, l'operatore riceve un premio di mercato come avviene oggi; negli anni in cui i prezzi sono alti, restituisce un contributo di rifinanziamento. L'energia elettrica continua ad essere commercializzata sul mercato: il CfD è un meccanismo di compensazione, non un prezzo fisso.
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Secondo l'attuale disegno di legge del Ministero federale dell'economia e dell'energia (BMWE) del 21 aprile 2026, il contributo di rifinanziamento si applica a tutti gli impianti di energia rinnovabile con una potenza installata pari o superiore a 100 kW che richiedono gli incentivi previsti dalla legge sulle energie rinnovabili (EEG). La biomassa è esclusa. Il BDEW e il BNE chiedono un innalzamento della soglia a 200 kW; la soglia definitiva potrebbe ancora subire modifiche nel corso dell'iter parlamentare.
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L'attuale bozza del 21 aprile 2026 inasprisce la proposta originaria su tre punti: è stato eliminato il margine di sicurezza tra il prezzo di riferimento e il contributo di rifinanziamento, la regola delle 0 ore in caso di prezzi spot negativi si applica già a partire dal primo quarto d'ora negativo, ed è previsto un termine di 6 mesi per la scelta dell'incentivo, oltre a una clausola anti-cherry picking che impedisce il passaggio flessibile tra l'incentivo EEG e il PPA.
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No. Gli impianti fotovoltaici esistenti godono della tutela del legittimo affidamento per l’intero periodo di 20 anni previsto dalla legge EEG per la remunerazione. Il regolamento UE si applica espressamente solo ai nuovi contratti di sostegno ai prezzi stipulati a partire dal 17 luglio 2027. Gli impianti messi in funzione entro il 31.12.2026 dovrebbero essere coperti — tuttavia, le disposizioni transitorie precise per i progetti aggiudicati nel 2025/2026 con realizzazione nel 2027/2028 non sono ancora state definite in via definitiva nell'attuale bozza.
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La data prevista è il 1° gennaio 2027. Al 5 maggio 2026, tuttavia, la riforma della legge sulle energie rinnovabili (EEG) non figura nel calendario dei lavori del Consiglio dei ministri di maggio (ZFK Energiegesetze-Ticker, inizio maggio 2026); il periodo indicato da Roedl & Partner come realistico, ovvero «dal Bundestag fino alla fine di luglio 2026», appare sempre più a rischio. È possibile un rinvio alla primavera del 2027. Gli investitori con obiettivo di messa in funzione al 31.12.2026 dovrebbero considerare la data di riferimento come vincolante.
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Sì — la nuova struttura degli incentivi modifica il profilo rischio/rendimento, ma non lo annulla. L'IRR del capitale proprio si sposta da un intervallo volatile dell'8–13 % a uno stabile dell'8–10 %. Il DIW Berlin prevede un potenziale di riduzione del LCOE fino al 30% grazie a condizioni di finanziamento più favorevoli; una stima realistica è del 10-20%. Logic Energy offre investimenti diretti con un rendimento annuo del 6-10% a partire da un investimento minimo di 100.000 € e una partecipazione agli utili degli inverter per un periodo di 20-40 anni.
Questi valori si basano su modelli di calcolo che tengono conto delle ipotesi contenute nella bozza di legge del 21 aprile 2026 e non costituiscono alcuna garanzia di risultati futuri. La redditività individuale dipende dalle dimensioni dell'impianto, dall'ubicazione, dalla forma di incentivazione scelta e dal testo definitivo della legge. Aggiornato al 5 maggio 2026.
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Poco. L'energia destinata all'autoconsumo non è soggetta al contributo di rifinanziamento: chi consuma autonomamente una quota rilevante (per i dettagli e la redditività degli impianti di accumulo si veda la guida BATT) rientra nel regime CfD solo per la quantità di energia residua a partire da una potenza dell'impianto di 100 kW, e ciò solo negli anni in cui i prezzi sono elevati. Per i modelli PPA senza capitale proprio, in cui un investitore costruisce l'impianto e l'azienda acquista l'energia elettrica a un prezzo fisso, non cambia nulla: il PPA non rientra nell'ambito degli incentivi EEG.
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Risultato negativo al 05/05/2026: alla data di questo aggiornamento, la consultazione formale delle associazioni e dei Länder non era ancora stata avviata (Solarserver 28/04/2026; Ticker sulle leggi energetiche dello ZFK, inizio maggio 2026). BSW Solar, BEE, BDEW e Stadtwerke München hanno comunque preso pubblicamente posizione; la Fondazione per il diritto ambientale ed energetico avvierà il 06.05.2026 una serie di seminari online settimanali.
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Sì: l’1 e il 2 maggio 2026 i prezzi spot day-ahead sono scesi temporaneamente al minimo tecnico di −499,99 €/MWh. Il 4 maggio 2026, in sede di Consiglio economico della CDU, la ministra dell’Economia Reiche ha ribadito l’abolizione della tariffa di immissione in rete; il cancelliere federale Merz sostiene pubblicamente la linea di Reiche. La posizione dell'SPD rimane critica, ma ha meno peso all'interno della coalizione.
Riferimenti bibliografici
EUR-Lex — Regolamento (UE) 2024/1747 · 13 giugno 2024 · in vigore dal 16 luglio 2024
GÖRG — Bozza di lavoro relativa alla legge sulle energie rinnovabili (EEG) 2027 · 9 marzo 2026
Taylor Wessing — Panoramica sulla legge EEG 2027 · Marzo 2026
Raue LLP — Passaggio ai contratti differenziali bilaterali · Marzo 2026
Prometheus Recht — EEG 2027: una svolta epocale · 22/04/2026 (con aggiornamento sul progetto di legge)
pv magazine — Bozza della legge sulle energie rinnovabili trapelata · 27 febbraio 2026
BNE — EEG 2027 e pacchetto sulla rete · 27/02/2026
DIW Berlin — I contratti differenziali favoriscono l'espansione · Rapporto settimanale 35/2022
Fondazione per il diritto dell'energia ambientale — EEG 2027 · progetto in corso nel 2026
BNetzA — Bando di gara per impianti solari a terra 01/03/2026
Netztransparenz.de — Panoramica dei valori di mercato del settore solare · aggiornata mensilmente
Centro informazioni sui cogeneratori — Prezzi negativi dell'energia elettrica nel 2025: 573 ore · Aggiornato all'11/03/2026
Rödl & Partner — Modifica alla legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 2027 · 26/03/2026
Becker Büttner Held — EEG 2027 CfD · 7 aprile 2026
BSW Solar — Il settore solare mette in guardia contro un taglio drastico allo sviluppo del solare · Comunicato stampa del 26 febbraio 2026
BSW Solar — I piani relativi alla legge sulle energie rinnovabili (EEG) minacciano lo sviluppo del solare e i posti di lavoro · Comunicato stampa del 23 aprile 2026, con sondaggio rappresentativo YouGov
Situazione al 28 aprile 2026. I dettagli relativi alla struttura del corridoio, alle norme transitorie e alla flessibilità dell’opt-out sono ancora in fase di definizione in attesa della decisione del Bundestag.
