Commercializzazione diretta dell’energia fotovoltaica nel 2026: quali sono i vantaggi del premio di mercato e quali quelli del prezzo di borsa?
La commercializzazione diretta dell’energia fotovoltaica svincola i ricavi di un impianto fotovoltaico dalla tariffa fissa di remunerazione e li lega alla borsa dell’energia elettrica. Per gli impianti superiori a 100 kWp è obbligatoria. Che ciò si traduca in un vantaggio o in un rischio dipende dal valore di mercato dell’energia solare, che nel 2026 ha oscillato finora tra 1,317 ct/kWh ad aprile e 11,019 ct/kWh a gennaio.
La risposta breve
Nella commercializzazione diretta, un fornitore di servizi vende l’energia solare in borsa (EPEX Spot). Se il valore di mercato dell’energia solare è inferiore al valore previsto dalla legge EEG, il gestore di rete versa la differenza sotto forma di premio di mercato variabile; se è superiore, il gestore trattiene il ricavo in eccesso. Per gli impianti messi in esercizio a partire dal 2023 si considera il valore di mercato annuale, mentre per quelli più vecchi si considera il valore di mercato mensile. Per gli impianti con una potenza installata superiore a 100 kWp non è prevista alcuna tariffa di immissione in rete permanente (§ 21 comma 1 frase 1 n. 1 EEG); chi desidera beneficiare di un incentivo deve commercializzare direttamente tramite il premio di mercato (§§ 20, 21b EEG) – di fatto un obbligo di commercializzazione diretta.
L'ultimo dato pubblicato è il valore di mercato mensile dell'energia solare per agosto 2026: 6,359 ct/kWh. Il valore di mercato annuale del 2025, di riferimento per i nuovi impianti, era pari a 4,508 ct/kWh. Questa analisi illustra il meccanismo, i valori attuali e quattro strategie di ricavo. Non costituisce una consulenza in materia di investimenti.
La commercializzazione diretta dell’energia fotovoltaica è il fulcro di qualsiasi piano di redditività per impianti fotovoltaici di grandi dimensioni. Questa guida spiega cosa comporta dal punto di vista giuridico la commercializzazione diretta, come si è evoluto il valore di mercato dell’energia solare nel 2026, come funziona concretamente il premio di mercato variabile, quali sono i costi della commercializzazione e quali sono le quattro strategie con cui investitori e aziende possono contrastare il deprezzamento strutturale dell’energia solare.
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1. Che cosa si intende per “commercializzazione diretta dell’energia fotovoltaica” e a partire da quando diventa obbligatoria?
La Legge sulle energie rinnovabili (EEG) distingue quattro forme di vendita, a una delle quali ogni gestore di un impianto fotovoltaico deve assegnare il proprio impianto: commercializzazione diretta sovvenzionata (modello dei premi di mercato), tariffa fissa di immissione in rete, supplemento per l’energia destinata agli inquilini e altra commercializzazione diretta. Nella commercializzazione diretta sovvenzionata, l’energia solare viene venduta direttamente alla borsa elettrica; il gestore accede al mercato dell’energia elettrica tramite un fornitore di servizi. Il passaggio da una forma di vendita all’altra è consentito solo il primo giorno di ogni mese civile (§ 21b comma 1 frase 2 EEG). Il passaggio deve essere comunicato al gestore di rete prima dell’inizio del mese civile precedente (§ 21c comma 1 frase 1 EEG) – per un passaggio al 1° dicembre, quindi, entro il 31 ottobre. Per il passaggio alla indennità di interruzione o per l’uscita da essa è sufficiente la comunicazione entro il quinto giorno lavorativo precedente della fine del mese precedente (§ 21c comma 1 frase 2 EEG).
Tre forme di commercializzazione per investitori e aziende
La commercializzazione diretta sovvenzionata (art. 20 EEG) combina i proventi di borsa con il premio di mercato come rete di sicurezza ed è lo standard per gli impianti fotovoltaici commerciali di grandi dimensioni e soggetti a gara d’appalto che hanno diritto alle agevolazioni EEG. La commercializzazione diretta di altro tipo (§ 21a EEG) rinuncia a qualsiasi incentivazione ai sensi dell’EEG, ma consente la commercializzazione dei certificati di origine: questa è la strada da seguire per gli impianti con potenza superiore a 20 kW che non beneficiano più degli incentivi e per i modelli di fornitura di energia elettrica pura. Il modello di energia elettrica per inquilini vincola l’energia elettrica a un edificio specifico ed è raramente la soluzione scelta per il fotovoltaico commerciale classico.
Dalla modifica della legge EEG del 2014 al limite massimo di 100 kWp
L’obbligo di commercializzazione diretta è stato introdotto con la modifica della legge EEG del 2014: inizialmente, gli impianti fotovoltaici con una potenza superiore a 500 kW dovevano commercializzare direttamente la propria energia elettrica; dal 2016 il limite è sceso a 100 kW. Gli impianti al di sotto di tale soglia possono optare volontariamente per la commercializzazione diretta. Questa misura rientrava nel processo di transizione dalle tariffe fisse verso una maggiore integrazione delle energie rinnovabili nel mercato dell’energia elettrica.
Il limite di 100 kWp rimane in vigore
Vale quanto segue: la commercializzazione diretta sovvenzionata è obbligatoria per gli impianti fotovoltaici con una potenza installata superiore a 100 kW. Gli impianti fino a 100 kWp possono scegliere liberamente tra la tariffa fissa di immissione in rete e la commercializzazione diretta volontaria. I ricavi derivanti dalla gestione di un impianto fotovoltaico fino a 30 kWp – compresi quelli provenienti dalla commercializzazione diretta – sono esenti dall’imposta sul reddito ai sensi del § 3 n. 72 dell’EStG (Legge tedesca sull’imposta sul reddito); i dettagli sono trattati nella nostra guida sul risparmio fiscale nel settore fotovoltaico. La tabella completa delle tariffe di immissione in rete è disponibile nella nostra guida sulle tariffe EEG 2026.
Requisiti tecnici: controllabilità a distanza, misurazione e previsione
I requisiti tecnici per la commercializzazione diretta sono un dispositivo di misurazione adeguato e la possibilità di controllo remoto. L’articolo 10b della legge tedesca sulle energie rinnovabili (EEG) obbliga i gestori di impianti con potenza superiore a 25 kW a rilevare in tempo reale l’immissione effettiva in rete e a ridurre la potenza tramite controllo remoto. La fatturazione avviene tramite un sistema di misurazione della potenza con registrazione (RLM) o un sistema di misurazione intelligente; l’adempimento tramite lo Smart Meter Gateway sarà obbligatorio solo a partire dal 1° gennaio 2028; fino ad allora sono ammessi canali di trasmissione alternativi, come i data logger con modem. Il venditore diretto elabora inoltre previsioni di produzione basate sulle condizioni meteorologiche, al fine di immettere l’energia solare nel mercato del gruppo di bilanciamento. L’onere tecnico aggiuntivo per la commercializzazione diretta rimane quindi gestibile.
2. Valore di mercato del settore solare nel 2026: quali sono i valori in centesimi attualmente in vigore – e perché variano
La fluttuazione è di natura strutturale: nei mesi primaverili ed estivi, caratterizzati da un forte soleggiamento, l’elevata immissione simultanea di energia fotovoltaica spinge il prezzo nelle ore centrali della giornata talvolta a livelli pari o inferiori a zero, mentre in inverno, con una produzione solare ridotta, il valore di mercato aumenta.
| Mese | Valore di mercato del settore solare | Mercato spot day-ahead | Fattore di profilo |
|---|---|---|---|
| Gennaio 2026 | 11,019 ct/kWh | 11,009 ct/kWh | 1,00 |
| Febbraio 2026 | 7,717 ct/kWh | 9,658 ct/kWh | 0,80 |
| Marzo 2026 | 5,455 ct/kWh | 9,929 ct/kWh | 0,55 |
| Aprile 2026 | 1,317 ct/kWh | 7,852 ct/kWh | 0,17 |
| Maggio 2026 | 3,296 ct/kWh* | 9,754 ct/kWh | 0,34 |
| Giugno 2026 | 6,190 ct/kWh | 10,952 ct/kWh | 0,57 |
| Luglio 2026 | 5,226 ct/kWh | 10,545 ct/kWh | 0,50 |
| Agosto 2026 (ultima pubblicazione) | 6,359 ct/kWh | 12,689 ct/kWh | 0,50 |
| Fonte: netztransparenz.de (Panoramica dei valori di mercato dei gestori delle reti di trasmissione), dati mensili confermati da pv magazine e Solarserver. * Maggio 2026: valore corretto a posteriori dai gestori delle reti di trasmissione da 3,163 a 3,296 ct/kWh (errore nell'estrapolazione online della produzione solare per il 1° maggio 2026). Il dato relativo a settembre verrà pubblicato entro il decimo giorno lavorativo di ottobre 2026. Fattore di profilo = valore di mercato dell’energia solare diviso per la media day-ahead (arrotondato). | |||
Valore di mercato annuale del settore solare dal 2023 al 2025
Per tutti gli impianti messi in funzione a partire dal 2023, il valore di mercato annuale è il parametro determinante. Esso viene ponderato in base alla produzione solare nell’arco dell’intero anno solare: i mesi più soleggiati con prezzi bassi hanno quindi un peso maggiore rispetto ai mesi invernali.
| Anno | Valore di mercato annuale del settore solare | Media annuale spot | Fattore di profilo |
|---|---|---|---|
| 2023 | 7.200 ct/kWh | 9,518 ct/kWh | 0,76 |
| 2024 | 4,624 ct/kWh | 7,946 ct/kWh | 0,58 |
| 2025 | 4,508 ct/kWh | 8,932 ct/kWh | 0,50 |
| Fonte: netztransparenz.de (valori di mercato annuali ai sensi dell’Allegato 1, n. 4, EEG 2023); LfL Baviera, Mercato dell’energia solare 2023–2025, aggiornato al 26 gennaio 2026. Fa fede il valore di mercato annuale ponderato in base alla produzione. La media non ponderata dei dodici valori mensili pubblicata accanto (2023: 8,003 ct/kWh) non costituisce il parametro di calcolo previsto dalla legge. Il valore di mercato annuale 2026 sarà pubblicato nel gennaio 2027. | |||
Il fattore "solare" registra un calo strutturale
Il fattore di profilo – valore di mercato annuale dell’energia solare diviso per la media annuale del prezzo spot – è sceso da 0,76 (2023) a 0,58 (2024) fino a 0,505 nel 2025. Nel 2025, quindi, l’energia solare aveva in media annuale un valore pari solo a circa la metà della media della borsa elettrica. Il fattore determinante sono i prezzi negativi dell’energia elettrica: nel 2025 si è registrato un record di 573 ore con prezzi day-ahead negativi (2024: 457 ore); nel primo semestre del 2026, secondo un’analisi di naturstrom AG, si sono registrate circa 291 ore (1.178 quarti d’ora, SMARD): la frequenza è diminuita rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente, mentre l’entità dei prezzi negativi è aumentata. Il meccanismo della remunerazione pari a zero in caso di prezzi negativi è trattato nella nostra guida sui prezzi negativi dell’energia elettrica per gli investitori nel fotovoltaico.
3. Come viene calcolato concretamente il premio di mercato – con dati aggiornati
Per i nuovi impianti, il gestore di rete versa acconti mensili nel corso dell’anno, che può calcolare in base al valore di mercato annuale dell’anno precedente. Gli acconti troppo elevati o troppo bassi vengono compensati nel rendiconto finale dell’anno successivo, non appena viene pubblicato il valore di mercato annuale (§ 26 comma 1 EEG 2023). Anche gli impianti più vecchi passano al valore di mercato annuale se utilizzano l’opzione di delimitazione o forfettaria ai sensi del § 19 comma 3b o 3c EEG. Un premio di gestione separato di 0,4 ct/kWh non esiste più in forma autonoma a partire dall’EEG 2014: è infatti già incluso nel valore da applicare attualmente. I testi di settore che calcolano un ulteriore «0,4 centesimi in più» per i nuovi impianti sono errati.
Esempio di calcolo per un nuovo investimento (valore di mercato annuale)
Un impianto fotovoltaico su tetto a uso commerciale, con messa in funzione nel 2026 e un valore di riferimento di 5,84 ct/kWh, riceve il premio di mercato sulla base del valore di mercato annuale del solare 2026, che sarà determinato solo nel gennaio 2027. Se si prende come riferimento il valore di mercato annuale del 2025 pari a 4,508 ct/kWh, si ottiene un premio di mercato di 1,332 ct/kWh. Sommando a ciò i proventi di borsa, il gestore raggiunge, in media annuale, il valore di riferimento, al netto dei costi di commercializzazione. I singoli mesi non modificano questo risultato: un aprile debole abbassa il valore di mercato annuale, un agosto forte lo aumenta – il calcolo viene effettuato sull’intero anno. Questo esempio serve a illustrare il concetto.
Esempio di calcolo per un impianto esistente prima del 2023 (valore di mercato mensile)
Per gli impianti entrati in esercizio prima del 2023, il calcolo viene effettuato su base mensile. Ipotizzando un valore di riferimento di 5,84 ct/kWh, nell’aprile 2026 (valore di mercato mensile 1,317 ct/kWh) si è ottenuto un premio di mercato di 4,523 ct/kWh. Nell’agosto 2026 il valore di mercato mensile era superiore, pari a 6,359 ct/kWh: il premio è venuto meno e il gestore ha trattenuto il ricavato di borsa, pari a circa 0,52 ct/kWh in più rispetto al valore di riferimento. L’asimmetria – protetta al ribasso, aperta al rialzo – vale per entrambi i gruppi, per i nuovi impianti su base annuale. Essa cesserà con il previsto passaggio ai contratti differenziali bilaterali previsto dalla legge EEG del 2027.
4. Quanto costa la commercializzazione diretta – Commissioni di commercializzazione e modelli di fatturazione
Tre modelli di fatturazione
Gli operatori di vendita diretta applicano in genere uno dei tre modelli di fatturazione. Nel modello basato sul valore di mercato, l’operatore riceve il valore di mercato mensile al netto della commissione di commercializzazione: si tratta del modello più semplice, con un onere di rendicontazione minimo. Nel modello «day-ahead» o «pay-as-produced», vengono trasferiti i prezzi spot effettivi su intervalli di 15 minuti; a partire dalla riforma UE del 30 settembre 2025, in borsa si applica la risoluzione su intervalli di 15 minuti. Il modello ibrido a prezzo fisso garantisce una fascia di prezzo minimo.
Quando conviene scegliere un determinato modello
Per gli impianti a immissione totale senza accumulo, il modello basato sul valore di mercato rappresenta solitamente la configurazione più redditizia e stabile, poiché la media mensile ponderata sulla produzione attenua il rischio di profilo. Il modello «Pay-as-Produced» è vantaggioso solo se un impianto è in grado di reagire attivamente alla struttura dei prezzi su intervalli di 15 minuti – ad esempio con un sistema di accumulo a batteria che sposta l’energia solare prodotta durante il calo di mezzogiorno verso le ore in cui i prezzi sono più elevati. Finché il valore di mercato annuale rimane al di sotto del valore di riferimento, il premio di mercato annulla comunque in larga misura le differenze tra i modelli per quanto riguarda la quota sovvenzionata.
5. Quattro strategie di ricavo per contrastare il deprezzamento
Strategia 1: Ottimizzazione della commercializzazione basata sulla memoria
Un sistema di accumulo in co-locazione trasferisce l’energia solare prodotta durante il calo di produzione di mezzogiorno verso le ore in cui i prezzi sono più elevati, aumentando così – grazie alla gestione tramite un sistema di gestione energetica – il valore di mercato effettivo di un impianto fotovoltaico. Inoltre, consente di ottenere ricavi dall’arbitraggio day-ahead, dal trading intraday e dall’energia di regolazione. La nostra guida al fotovoltaico con accumulo a batteria illustra quali fonti di ricavo si aprono concretamente grazie a un sistema di accumulo a batteria e come ciò si traduca in un rendimento più elevato rispetto alla semplice commercializzazione dell’energia fotovoltaica.
Strategia 2: Contratti di acquisto di energia elettrica a lungo termine (PPA)
Un Power Purchase Agreement garantisce un prezzo di acquisto fisso per un periodo compreso tra 10 e 20 anni e svincola i ricavi dal prezzo di borsa. Per un PPA solare decennale in Germania, il PPA-Price-Tracker di enervis indica per agosto 2026 un intervallo compreso tra 28 e 40 €/MWh (pv magazine, 7 settembre 2026). Per gli investitori istituzionali, il PPA rappresenta la principale strategia di copertura in vista della scadenza dell’autorizzazione al premio di mercato alla fine del 2026. Un PPA non sostituisce il premio di mercato, ma può sostituire la quota di commercializzazione sul mercato spot e trasferire il rischio di profilo all’acquirente.
Strategia 3: commercializzazione diretta dell'energia residua, oltre all'autoconsumo
Per le aziende dotate di impianti fotovoltaici propri, non è la commercializzazione diretta, bensì l’autoconsumo diretto a fornire il maggiore contributo ai ricavi: l’energia elettrica autoprodotta sostituisce l’acquisto dalla rete, per il quale i soggetti non domestici hanno pagato, nel secondo semestre del 2025, in media 19,22 ct/kWh per tutte le fasce di consumo e 32,58 ct/kWh per un consumo annuo inferiore a 20 MWh (Destatis, IVA e imposte deducibili escluse). L’energia residua viene immessa sul mercato; tale opzione è implementabile anche negli impianti esistenti tramite la misurazione RLM e un contratto con un operatore di commercializzazione diretta. La quota di autoconsumo rimane il fattore economico determinante.
Strategia 4: Portafoglio di commercializzazione ibrido
I portafogli solari di maggiori dimensioni combinano la commercializzazione diretta sovvenzionata tramite il premio di mercato con una quota di PPA e una quota variabile di commercializzazione spot. Questa suddivisione in tranche attenua sia il rischio legato al valore di mercato sia il rischio politico legato alla riforma della legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 2027. Un rapporto tipico: circa la metà è garantita a lungo termine, il resto è variabile con potenziale di rialzo. Ciò aumenta la prevedibilità senza rinunciare completamente alle opportunità offerte dalle fasi di prezzi elevati.
| Strategia | Effetto principale | Idoneità | complessità |
|---|---|---|---|
| Co-locazione di sistemi di archiviazione | sposta i ricavi nelle fasce orarie con prezzi più elevati | Investitori a partire da 1 MWp | alto |
| PPA a lungo termine | Garanzia sul prezzo per 10–20 anni | progetti istituzionali | medio |
| Fatturazione dell'energia residua oltre all'autoconsumo | commercializza l'energia solare in eccesso | Attività commerciali con consumo proprio | basso |
| Portafoglio ibrido | Diversificazione del rischio | Progetti di medie e grandi dimensioni | medio |
| Le strategie possono essere combinate. Si tratta di un modello teorico: non vi è alcuna garanzia di successo. | |||
6. Scegliere un venditore diretto: panoramica del mercato e criteri di selezione
| Classifica | Venditori diretti | società madre | Portafoglio (MW) |
|---|---|---|---|
| 1 | Quadra Energy | TotalEnergies | 10.100 |
| 2 | EnBW | Land Baden-Württemberg / OEW | 9.900 |
| 3 | Next Centrali elettriche | Shell plc | 8.020 |
| 4 | Statkraft Markets | Statkraft AS | 6.800 |
| 5 | Danske Commodities | Equinor ASA | 6.400 |
| Fonte: Indagine ZfK sulla vendita diretta, data di riferimento 1° gennaio 2026 (ZfK, 12/01/2026). Altri fornitori rilevanti: BKW, MVV Trading, RWE, Energy2market, Trianel. | |||
Criteri di selezione al di là del prezzo
Ciò che conta davvero: la solvibilità del fornitore, poiché i ricavi vengono incassati con un certo ritardo; le dimensioni del gruppo di bilanciamento, poiché migliorano l’accuratezza delle previsioni; e la competenza nella mediazione dei PPA – quest’ultima diventa sempre più importante man mano che si avvicina la scadenza dell’autorizzazione ai premi di mercato alla fine del 2026. Il prezzo da solo è raramente il criterio decisivo.
Indennizzo in caso di insolvenza del venditore diretto
I fallimenti del Gruppo CLENS nel 2017 e della in.power GmbH nel 2021 hanno dimostrato che anche i venditori diretti affermati possono fallire. In tal caso, l’articolo 21, paragrafo 1, prima frase, n. 3 della EEG prevede un indennizzo per inadempienza: Il gestore di rete acquista l’energia elettrica, in via transitoria, all’80% del valore di riferimento, per un massimo di tre mesi civili consecutivi e per un totale di sei mesi civili per anno civile. Se una di queste durate massime viene superata, il diritto scende a zero per l’intero mese civile – l’indennizzo per interruzione di fornitura copre quindi solo il periodo fino all’individuazione di un nuovo operatore di vendita diretta.
7. Transizione, scadenza del premio di mercato e EEG 2027
Il processo di transizione nella pratica
Per effettuare il passaggio, il nuovo fornitore diretto necessita del numero MaStR, dell’ID di localizzazione del mercato, del verbale di messa in servizio e dell’attestato di telecontrollabilità ai sensi del § 10b della legge sulle energie rinnovabili (EEG). Il gestore deve semplicemente disdire il vecchio contratto entro i termini previsti (in genere tre mesi) e rilasciare una procura. Se contemporaneamente si cambia anche la forma di cessione, ciò deve essere comunicato al gestore della rete prima dell’inizio del mese civile precedente (§ 21c, comma 1, frase 1, EEG).
Cosa cambierà a partire dal 2027
Il 29 luglio 2026 il Consiglio dei ministri federale ha approvato il disegno di legge governativo relativo alla legge sulle energie rinnovabili (EEG) 2027. L’attuale premio di mercato unilaterale sarà trasformato in un contratto per differenza (CfD) bilaterale: se il prezzo di mercato sarà superiore al valore di riferimento, in futuro il gestore dovrà restituire la differenza. Verrà attuato il regolamento UE 2024/1747 con l’obbligo di CfD per i nuovi contratti a partire dal 17 luglio 2027. La legge non è ancora in vigore; il progetto è politicamente controverso e non è ancora definitivo nei dettagli. Per gli impianti entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2026, allo stato attuale rimane in vigore la tutela dei diritti acquisiti con un premio di mercato unilaterale per 20 anni. I dettagli sono trattati nella nostra guida sull’obbligo CfD 2027 per gli investitori nel settore fotovoltaico.
8. Cosa devono decidere ora gli investitori e le imprese in vista del 2026
La potenza fotovoltaica installata in Germania era pari a circa 118 GWp alla fine del 2025 e ha superato la soglia dei 128 GWp nell’agosto 2026 (BSW-Solar). Con l’ulteriore espansione è probabile una compressione continua del fattore di profilo, a meno che l’accumulo e l’integrazione settoriale non contrastino questa tendenza. Per le aziende con impianti esistenti, prima di qualsiasi decisione relativa alla vendita diretta, si dovrebbe quindi valutare l’opzione dell’autoconsumo. Per gli investitori, l’attuale logica dei premi di mercato rimane la rete di sicurezza per 20 anni, mentre restano aperte tutte le opzioni relative ai ricavi da accumulo e alla copertura tramite PPA. La struttura completa dei rendimenti è illustrata dal nostro «Pilastro degli investimenti nel fotovoltaico».
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Ecco come funziona il modello per gli investitoriL'investimento nel fotovoltaico
9. Domande frequenti sulla vendita diretta dell'energia fotovoltaica
Che cos’è la vendita diretta di energia fotovoltaica?
La commercializzazione diretta consiste nella vendita di energia solare in borsa da parte di un operatore di commercializzazione diretta, anziché nella sua acquisizione da parte del gestore di rete a fronte di una tariffa fissa di immissione in rete. Nella commercializzazione diretta sovvenzionata, il gestore riceve inoltre il premio di mercato variabile previsto dalla legge EEG. La base giuridica è costituita dal § 20 della legge EEG 2023.
A partire da quale dimensione dell'impianto la vendita diretta è obbligatoria?
Per gli impianti fotovoltaici con potenza installata superiore a 100 kWp, dal 2016 non è più prevista una tariffa di immissione in rete a tempo indeterminato (§ 21, comma 1, frase 1, n. 1 EEG 2023); tali impianti sono incentivati esclusivamente tramite il premio di mercato nell’ambito della commercializzazione diretta (§§ 20, 21b EEG) – di fatto un obbligo. Gli impianti fino a 100 kWp possono scegliere liberamente tra la tariffa fissa di immissione in rete e la commercializzazione diretta volontaria.
Qual è l'attuale valore di mercato del settore solare?
L'ultimo valore di mercato mensile del solare pubblicato è quello relativo ad agosto 2026: 6,359 ct/kWh (netztransparenz.de). Esso subisce forti oscillazioni mensili: ad aprile 2026 è sceso a 1,317 ct/kWh, il livello più basso dall'aprile 2020. Per gli impianti entrati in funzione a partire dal 2023 fa fede il valore di mercato annuale: nel 2025 era pari a 4,508 ct/kWh, mentre il valore relativo al 2026 sarà reso noto a gennaio 2027.
Qual è la differenza tra la commercializzazione diretta sovvenzionata e quella di altro tipo?
La commercializzazione diretta sovvenzionata (art. 20 EEG) combina i proventi della borsa con il premio di mercato e presuppone il diritto alla remunerazione ai sensi dell’EEG. La commercializzazione diretta di altro tipo (§ 21a EEG) rinuncia a qualsiasi incentivazione ai sensi dell’EEG, ma consente la commercializzazione dei certificati di origine – pratica comune per gli impianti Ü20 che hanno esaurito gli incentivi e per i modelli di fornitura di sola energia elettrica.
Quali sono i costi legati alla vendita diretta?
È prevista una commissione di commercializzazione da parte del venditore diretto, il cui importo è liberamente negoziabile e dipende dalle dimensioni dell'impianto e dal portafoglio. Non esiste una commissione regolamentata a livello ufficiale. Gli impianti di grandi dimensioni pagano una commissione ridotta per chilowattora, mentre quelli più piccoli spesso versano un canone mensile forfettario. A ciò si aggiungono i costi tecnici relativi alla telegestione e alla misurazione.
Cosa succederà al premio di mercato a partire dal 2027?
L'autorizzazione, ai sensi della normativa sugli aiuti di Stato, relativa all'attuale premio di mercato è valida fino alla fine del 2026 (Commissione europea, SA.102084). La legge EEG 2027, approvata dal Consiglio dei ministri il 29 luglio 2026, prevede la trasformazione del premio di mercato unilaterale in un contratto di differenza (CfD) bilaterale. Gli impianti entrati in funzione entro la fine del 2026 manterranno, allo stato attuale, la tutela dei diritti acquisiti per 20 anni.
Come faccio a cambiare fornitore diretto?
È possibile cambiare il venditore diretto in qualsiasi momento (art. 21b, comma 4, n. 1 della EEG). Il nuovo venditore diretto si occupa della registrazione presso il gestore di rete; quest’ultimo disdice il vecchio contratto entro i termini previsti (in genere tre mesi), rilascia una procura e fornisce i dati dell’impianto. Solo se contemporaneamente cambia anche la forma di cessione, si applica il termine di comunicazione di cui al § 21c, comma 1, frase 1, EEG: prima dell’inizio del mese civile precedente.
Conclusione
Nel 2026 la commercializzazione diretta dell’energia fotovoltaica non rappresenterà un rischio in termini di rendimento, bensì una fonte di ricavi dotata di una rete di sicurezza: il premio di mercato mobile garantisce il valore minimo da applicare – per i nuovi impianti sulla base del valore di mercato annuale –, mentre l’operatore trattiene i ricavi di borsa al di sopra di tale soglia. Il fattore decisivo è il valore di mercato del solare, che nel 2026 ha oscillato finora tra 1,317 e 11,019 ct/kWh al mese e il cui fattore di profilo è strutturalmente in calo. Chi affronta attivamente questo calo di valore con sistemi di accumulo, PPA e autoconsumo garantisce la redditività; chi entra in esercizio entro la fine del 2026 si assicura il premio di mercato unilaterale senza obbligo di rimborso per 20 anni. Maggiori informazioni sono disponibili nelle nostre guide sulla remunerazione EEG 2026, sull’obbligo CfD 2027 e sugli investimenti nel fotovoltaico.
Fonti e basi giuridiche
- netztransparenz.de – Panoramica dei valori di mercato (valore di mercato del solare, dati mensili e annuali), consultato nel settembre 2026
- pv magazine Germania – «Il valore di mercato dell’energia solare ad agosto si attesta a 6,359 centesimi per chilowattora», 9 settembre 2026
- pv magazine Germania – «Il valore di mercato dell’energia solare scende a 5,226 centesimi per chilowattora a luglio», 10 agosto 2026
- LfL Baviera – Energia solare/fotovoltaica: mercato dell'energia elettrica negli anni 2025, 2024, 2023, aggiornato al 26 gennaio 2026
- Legislazione su Internet – Allegato 1 al § 23a della EEG 2023 (importo del premio di mercato); inoltre § 26 della EEG 2023 (detrazioni e rendiconto finale)
- pv magazine Germania – «Il valore di mercato dell’energia solare sale a 6,19 centesimi per chilowattora a giugno», 9 luglio 2026
- pv magazine Germania – «Il valore di mercato dell’energia solare scende a 1,317 centesimi per chilowattora ad aprile», 11 maggio 2026
- Agenzia federale delle reti – Incentivi EEG e tariffe di incentivazione (valori da applicare, premio di mercato), consultato il 6 agosto 2026
- Legislazione su Internet – § 20 EEG 2023 (commercializzazione diretta); inoltre §§ 3 n. 16, 10b, 21, 21a, 21b, 21c, 23a EEG
- EUR-Lex – Regolamento (UE) 2024/1747 che modifica il regolamento sul mercato dell’energia elettrica (obbligo CfD), 26 giugno 2024
- pv magazine Germania – «Il Consiglio dei ministri approva le bozze della legge EEG 2027 e del pacchetto sulla rete», 29 luglio 2026
- Ufficio federale di statistica (Destatis) – Comunicato stampa n. 111: Prezzi dell’energia elettrica per i non nuclei familiari, secondo semestre 2025, 31 marzo 2026
- pv magazine Germania – enervis PPA-Price-Tracker per il fotovoltaico (agosto 2026), 7 settembre 2026
- ZfK – Indagine sulla commercializzazione diretta, data di riferimento 1° gennaio 2026 (12/01/2026)
- BSW-Solar – «La produzione solare raggiunge un traguardo importante – Il settore mette in guardia da un rallentamento dell’espansione», 20 agosto 2026
Redazione Logic Energy. Aggiornato al 24 settembre 2026.
