Commercializzazione diretta dell'energia fotovoltaica nel 2026: valori di mercato, premio di mercato e strategie di ricavo
Estratto
Il valore di mercato annuale del solare nel 2025 era pari a 4,508 ct/kWh — la metà del prezzo medio di mercato spot sulla borsa elettrica. Cosa significa questo per gli impianti fotovoltaici a partire da 100 kWp e per le aziende commerciali dotate di impianti fotovoltaici propri? Questa guida alla commercializzazione diretta del fotovoltaico spiega il premio di mercato, la scelta del distributore diretto e quattro strategie di ricavo per il 2026 — con tutti i valori mensili, il fattore di profilo 0,505 e scenari di ricavo concreti per l'energia fotovoltaica.
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La commercializzazione diretta sovvenzionata è obbligatoria dal 2014 per gli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 100 kWp: contrariamente a quanto riportato in molti articoli di settore, la legge «Solarspitzengesetz» del febbraio 2025 non ha abbassato tale soglia a 25 kWp. Il modello di premio di mercato combina i ricavi della borsa elettrica con il premio di mercato e ammortizza completamente il rischio di valore di mercato fino al 31.12.2026. Il fattore di profilo del valore di mercato del solare è sceso a circa il 50% nel 2025, il che impone strategie di ricavo che vanno oltre la semplice commercializzazione spot. Nota: se state progettando un impianto commerciale, dovreste prima valutare l'opzione dell'autoconsumo — il calcolo comparativo completo tra autoconsumo e tariffa di immissione in rete è contenuto nella nostra analisi sulla riduzione della tariffa di immissione in rete nel 2026.
Indice
Cosa comporta dal punto di vista giuridico la vendita diretta nel 2026
I valori di mercato del 2025 e del primo trimestre del 2026 in dettaglio
Scenari di ricavi: immissione totale in rete e confronto tra modelli di commercializzazione
Cosa devono decidere ora gli investitori e gli operatori in vista del 2026
Cosa comporta dal punto di vista giuridico la vendita diretta nel 2026
La commercializzazione diretta consiste nella vendita di energia fotovoltaica prodotta da impianti soggetti alla legge sulle energie rinnovabili (EEG) a terzi — in genere un’azienda di commercializzazione diretta che immette l’energia solare sulla borsa elettrica EPEX Spot — anziché nella vendita al gestore di rete a fronte di una tariffa fissa di immissione in rete. Per gli impianti fotovoltaici superiori a 100 kWp, la commercializzazione diretta sovvenzionata è obbligatoria dal 2014. Questa soglia continua ad applicarsi anche dopo l'entrata in vigore della legge sui picchi solari.
La definizione giuridica è contenuta nel § 3, n. 16, della Legge sulle energie rinnovabili (EEG 2023). La legge sulle energie rinnovabili distingue quattro forme di vendita a cui ogni gestore di impianti fotovoltaici deve assegnare i propri impianti di produzione: premio di mercato, tariffa di immissione in rete, supplemento per l'energia elettrica dei locatari o altra commercializzazione diretta (§ 21b EEG). Il cambio è consentito solo il primo giorno di un mese solare, previa comunicazione al gestore di rete prima dell'inizio del mese successivo.
Per gli investitori e le imprese sono rilevanti tre forme di commercializzazione. La commercializzazione diretta sovvenzionata (modello del premio di mercato, § 20 EEG) combina i proventi della borsa elettrica con un premio di mercato a titolo di rete di sicurezza e costituisce lo standard per gli impianti fotovoltaici soggetti a gara d’appalto e per i progetti fotovoltaici commerciali aventi diritto alla remunerazione ai sensi dell’EEG. L'altra forma di commercializzazione diretta (§ 21a EEG) rinuncia a qualsiasi sovvenzione prevista dall'EEG, ma consente in cambio la commercializzazione dei certificati di origine — base contrattuale per gli impianti Ü20 che hanno esaurito le sovvenzioni e per i modelli di fornitura di energia elettrica senza diritto all'EEG. Il modello di energia elettrica per gli inquilini vincola l'energia elettrica a livello spaziale a edifici o quartieri ed è raramente la strada seguita nella pratica per il fotovoltaico commerciale classico.
Precisazione in merito alla discussione sui 25 kWp
Nella bozza originaria della legge sui picchi solari (ottobre 2024) era prevista una riduzione dell'obbligo di commercializzazione diretta a 25 kWp. Tale riduzione è stata eliminata nella versione definitiva della legge (Gazzetta ufficiale federale 2025 I n. 51 del 21/02/2025). A partire da aprile 2026 continua quindi a valere l'obbligo di commercializzazione diretta sovvenzionata per gli impianti fotovoltaici con una potenza installata superiore a 100 kW. La tabella dettagliata delle attuali tariffe EEG e la discussione sulla possibile reintroduzione della soglia sono disponibili nella nostra guida alle tariffe EEG 2026.
Possibilità di controllo a distanza ai sensi dell'articolo 10b della legge sulle energie rinnovabili (EEG)
Il § 10b della legge sulle energie rinnovabili (EEG) impone ai gestori di impianti di produzione con potenza superiore a 25 kW di rilevare in tempo reale l'immissione effettiva in rete e di ridurre la potenza tramite comando a distanza. 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 (registratori di dati con modem). L'onere aggiuntivo rimane quindi gestibile fino a quella data.
I valori di mercato del 2025 e del primo trimestre del 2026 in dettaglio
Il valore di mercato annuale del solare nel 2025 si è attestato a 4,508 ct/kWh, rispetto ai 4,624 ct/kWh del 2024. I valori mensili hanno oscillato tra 1,843 ct/kWh (giugno 2025) e 11,511 ct/kWh (gennaio 2025). Nel gennaio 2026 il valore di mercato è risalito a 11,019 ct/kWh, mentre nel marzo 2026 è sceso a 5,455 ct/kWh.
Il valore di mercato dell'energia solare viene pubblicato mensilmente dai gestori delle reti di trasmissione sul sito netztransparenz.de. Esso risulta dalla media ponderata in base alla produzione di tutti i prezzi orari day-ahead registrati sulla borsa elettrica, moltiplicata per il volume nazionale di energia solare prodotta. Nel 2025 la volatilità di questi prezzi ha raggiunto livelli senza precedenti nella storia e influisce direttamente sul calcolo del premio di mercato per tutti gli impianti EEG.
| Mese | Valore di mercato del settore solare | Mercato elettrico day-ahead | Fattore di profilo |
|---|---|---|---|
| Gennaio 2025 | 11,511 | 12,463 | 0,924 |
| Febbraio 2025 | 11,099 | 12,847 | 0,864 |
| Marzo 2025 | 5,027 | 9,473 | 0,531 |
| Aprile 2025 | 3,041 | 7,794 | 0,390 |
| Maggio 2025 (minimo) | 1,997 | 6,734 | 0,297 |
| Giugno 2025 | 1,843 | 6,399 | 0,288 |
| Luglio 2025 | 5,923 | 8,780 | 0,675 |
| Agosto 2025 | 3,832 | 7,699 | 0,498 |
| Settembre 2025 | 4,307 | 8,351 | 0,516 |
| Ottobre 2025 | 7,150 | 8,440 | 0,847 |
| Novembre 2025 | 9,102 | 10,188 | 0,893 |
| Dicembre 2025 | 9,373 | 9,347 | 1,003 |
| Gennaio 2026 | 11,019 | 11,009 | 1,001 |
| Febbraio 2026 | 7,717 | 9,658 | 0,799 |
| Marzo 2026 | 5,455 | 9,929 | 0,549 |
| Fonte: Netztransparenz.de · DGS Sonnenenergie · Solarserver. Fattore di profilo = valore di mercato dell'energia solare diviso per la media day-ahead della borsa elettrica (denominato anche «capture rate» nel dibattito internazionale). | |||
Valore di mercato annuale ponderato per il volume del settore solare nel 2025: 4,508 ct/kWh — il secondo valore più basso dall'introduzione del modello di premio di mercato nel 2012.
Il fattore di profilo del solare in un confronto storico
Il fattore di profilo (valore di mercato del solare diviso per il baseload della borsa elettrica) è sceso in due anni da 0,84 (2023) a 0,505 (2025). Nel 2025 l'energia solare valeva solo la metà rispetto al valore medio della borsa elettrica: questa evoluzione costituisce il contesto fondamentale per ogni decisione di investimento nel 2026. Il prezzo medio del baseload sul mercato spot nel 2025, pari a 8,932 centesimi per kWh, era nettamente superiore al valore di mercato dell'energia solare; il fattore più evidente alla base di questo effetto sono i prezzi negativi dell'energia elettrica, che nel 2025 hanno raggiunto in Germania un record storico di 573 ore. Quali concrete opportunità di guadagno ne derivino, come reagisca la legge sui picchi solari con la regola della remunerazione zero e quali meccanismi vi siano alla base, è approfondito nella nostra guida separata sui prezzi negativi dell'energia elettrica per gli investitori nel fotovoltaico.
Come funziona concretamente il premio di mercato
Il premio di mercato costituisce il meccanismo di transizione previsto dalla legge sulle energie rinnovabili (EEG) che assorbe il rischio legato al valore di mercato. Esso viene calcolato, ai sensi dell'allegato 1 al § 23a EEG, come differenza tra il valore di riferimento e il valore di mercato specifico per ciascuna fonte energetica. Se il valore di mercato è superiore al valore di riferimento, il premio viene limitato a zero — non diventa mai negativo. Il pagamento viene effettuato dal gestore della rete.
Per gli impianti fotovoltaici entrati in esercizio a partire dal 1° gennaio 2023 fa fede il valore di mercato annuale, mentre per gli impianti più vecchi fa fede il valore di mercato mensile. Dal 2014, con l'entrata in vigore della legge EEG, non esiste più un premio di gestione separato di 0,4 ct/kWh: esso è infatti già incluso nel valore attualmente applicabile. Gli articoli di settore che calcolano un supplemento di "+0,4 centesimi per kWh" sono errati per i nuovi impianti.
Esempio 1: Valore di mercato basso (maggio 2025)
Un impianto su tetto da 100 kWp con un valore di riferimento di 7,50 ct/kWh ottiene nel maggio 2025, a fronte di un valore di mercato mensile di 1,997 ct/kWh, un premio di mercato pari a 5,503 ct/kWh. Ricavo lordo effettivo per chilowattora: 7,50 ct, al netto della commissione del venditore diretto, che in genere è pari a 0,15 ct/kWh, rimangono circa 7,35 ct/kWh netti. Il premio di mercato protegge il gestore dal crollo della borsa elettrica e garantisce i suoi ricavi.
Esempio 2: Valore di mercato elevato (gennaio 2025)
Con lo stesso valore di riferimento di 7,50 ct/kWh e un valore di mercato dell'energia solare pari a 11,511 ct/kWh, il premio di mercato calcolato risulterebbe negativo. Esso non viene corrisposto: il gestore trattiene l'intero prezzo di mercato derivante dalla vendita sul mercato spot. Ricavo effettivo: circa 11,30 ct/kWh netti, quasi 4 ct/kWh in più rispetto alla tariffa fissa. Proprio in questi mesi invernali, la commercializzazione diretta sovvenzionata mostra il suo vantaggio economico rispetto alla tariffa fissa di immissione in rete.
Esempio 3: Bando di gara per aree libere 2025
I valori di aggiudicazione ponderati in base al volume per gli impianti fotovoltaici derivanti dalle gare d’appalto della BNetzA per i parchi solari a terra erano pari a 4,76 ct/kWh nel dicembre 2024, a 4,84 ct/kWh nel luglio 2025 e a 5,00 ct/kWh nel dicembre 2025. Il valore massimo per la scadenza del 01.03.2026 è stato fissato dalla BNetzA a 5,79 ct/kWh. Il premio di mercato colma il divario tra i proventi della borsa elettrica e il valore di aggiudicazione: anche in un anno in cui il valore di mercato dell'energia solare è pari a 4 ct/kWh, i proventi del gestore dell'impianto sono garantiti.
I valori esatti da applicare ai diversi segmenti di impianti sono riportati nella tabella completa delle tariffe EEG 2026. In questa sede ci concentreremo sui meccanismi di commercializzazione, ovvero su come il premio di mercato garantisca economicamente i ricavi del mercato spot.
Scenari di ricavi: immissione totale in rete e confronto tra modelli di commercializzazione
Nel caso di un impianto a terra da 1 MWp alimentato da energie rinnovabili, il ricavo netto nella commercializzazione diretta sovvenzionata si attesta a circa 47.000–48.000 € all’anno. Il modello di commercializzazione stesso — modello del valore di mercato (media mensile) contro Pay-as-Produced (prezzi spot effettivi) — può variare il ricavo netto di ulteriori 1.000–3.000 € all'anno, a seconda del fattore di profilo e delle ore di produzione.
Scenario A — 1 MWp su terreno libero, modello basato sul valore di mercato
Con una resa specifica di 1.050 kWh/kWp/anno, l'impianto produce 1,05 GWh. Applicando un valore di 5,00 ct/kWh (sovrapprezzo BNetzA dicembre 2025), si ottiene un ricavo lordo di 52.500 €/anno. Con una tariffa del venditore diretto di 0,15 ct/kWh (1.575 €/anno) e una perdita di ricavi stimata dovuta alle ore a prezzo negativo del 5–8 % (circa 3.000–4.000 €/anno), rimane un ricavo netto di circa 47.000–48.000 € all’anno, corrispondenti a 4,5–4,6 ct/kWh effettivi. Il premio di mercato protegge questo calcolo dal ribasso: anche in un anno con un valore di mercato dell’energia solare pari a 3,5 ct/kWh, il ricavo derivante dal mercato spot più il premio di mercato garantirebbe il valore da applicare.
Scenario B — 1 MWp su terreno aperto, Pay-as-Produced (prezzo spot su base 15 minuti)
Lo stesso impianto da 1 MWp, stessa ubicazione, stesso valore di riferimento — ma remunerazione basata sul profilo effettivo dei prezzi spot su 15 minuti a partire dalla riforma UE del 30 settembre 2025. L'impianto ottiene il proprio prezzo orario specifico anziché la media mensile. Con un fattore di profilo solare pari a 0,505 (2025), la media diretta del mercato spot per ora di irraggiamento solare è tipicamente inferiore del 4-8% rispetto alla media mensile — il ricavo lordo al lordo del premio di mercato diminuisce di conseguenza di circa 2.000-4.000 € all'anno. Il premio di mercato annulla l'effetto, a condizione che il valore di mercato annuale rimanga al di sotto del valore da applicare. Al netto, il modello per impianti fotovoltaici puri senza accumulo risulta solitamente più debole di 0,5–1,5 ct/kWh rispetto al modello del valore di mercato — il Pay-as-Produced diventa rilevante quando l’impianto è in grado di reagire in modo flessibile (ad es. con un accumulatore collegato, la cui logica di ottimizzazione è trattata nella guida NEGS).
| Posizione | A: Modello del valore di mercato (media mensile) | B: Pay-as-Produced (prezzo spot ogni 15 minuti) |
|---|---|---|
| Rendimento specifico | 1.050 kWh/kWp | 1.050 kWh/kWp |
| Reddito annuo | 1.050.000 kWh | 1.050.000 kWh |
| Valore da applicare | 5,00 ct/kWh | 5,00 ct/kWh |
| Ricavi lordi | 52.500 € | 52.500 € |
| Tassa per il servizio informatico | −1.575 € (0,15 ct/kWh) | −2.100 € (0,20 ct/kWh) |
| Perdita dovuta alle ore negative | da 3.000 a 4.000 € | Da −4.000 a 5.500 € (rischio di profilo) |
| onere di rendicontazione | modesto | più elevato (flusso di dati ogni 15 minuti) |
| Ricavi netti annui | circa 47.000–48.000 € | circa 44.500–46.500 € |
| Ipotesi: aggiudicazione della BNetzA a dicembre 2025, tariffa DV 0,15 contro 0,20 ct/kWh, fattore di profilo solare 2025: 0,505. Modello di calcolo — nessuna garanzia di rendimento. | ||
Il messaggio è chiaro: nel caso di un'immissione in rete totale da impianti fotovoltaici, il modello basato sul valore di mercato rappresenta la soluzione più stabile e redditizia per la maggior parte dei gestori. Il modello «pay-as-produced» risulta vantaggioso solo se l'impianto è in grado di reagire attivamente alla struttura dei prezzi su base quindicinale tramite un sistema di accumulo o una tranche di PPA. Per gli operatori commerciali che vogliono dare priorità all'autoconsumo — spesso un fattore economicamente più determinante rispetto alla scelta del modello di commercializzazione —, la nostra analisi separata sulla riduzione della tariffa di immissione in rete nel 2026 presenta un calcolo comparativo completotra autoconsumo e tariffa di immissione in rete.
Quattro strategie di ricavo contro il deprezzamento
Il calo strutturale del valore dell'energia fotovoltaica costringe gli investitori e gli operatori del settore a ottimizzare attivamente i ricavi. Nel 2026 prevarranno quattro strategie: ricavi da accumulo, contratti di acquisto di energia a lungo termine, ottimizzazione dell'autoconsumo e un portafoglio di commercializzazione ibrido. Queste strategie si differenziano per complessità ed effetto di diversificazione.
Strategia 1: Ottimizzazione della commercializzazione basata sull'accumulo. Gli impianti di accumulo in co-locazione trasferiscono l'energia solare prodotta durante il calo di produzione di mezzogiorno verso le ore con tariffe più elevate e possono aumentare sensibilmente il valore di mercato effettivo di un impianto fotovoltaico. Quali fonti di reddito un sistema di accumulo a batteria aprirà concretamente nel 2026 — arbitraggio day-ahead, energia di regolazione, riserva istantanea e intraday — e come ne deriverà un aumento dell'IRR rispetto alla semplice commercializzazione dell'energia fotovoltaica, è trattato nella nostra guida sull'arbitraggio dell'accumulo fotovoltaico e sui prezzi negativi dell'energia elettrica.
Strategia 2: Contratti di acquisto di energia a lungo termine (PPA). I Power Purchase Agreements garantiscono ai gestori di impianti fotovoltaici un prezzo di acquisto fisso per un periodo di 10-20 anni e svincolano i ricavi dal prezzo di mercato in borsa. Rappresentano la principale strategia di copertura per gli investitori istituzionali in vista della scadenza del premio di mercato al 31 dicembre 2026. La nostra panoramica sull'energia solare senza capitale proprio tratta le diverse forme contrattuali e le attuali fasce di prezzo. Rilevante per la commercializzazione diretta sovvenzionata: un PPA non può sostituire il premio di mercato, ma può sostituire la quota di commercializzazione spot e trasferire il rischio di profilo a un acquirente.
Strategia 3: commercializzazione diretta dell'energia residua in aggiunta all'autoconsumo. Per gli operatori commerciali che dispongono di impianti fotovoltaici propri, non è la commercializzazione diretta in sé, bensì l'autoconsumo diretto a fornire il contributo prevalente al ricavo. L'energia residua viene immessa nella commercializzazione diretta — tecnicamente installabile a posteriori in ogni impianto esistente tramite misurazione RLM e contratto con il commercializzatore diretto; anche gli impianti solari più vecchi possono essere equipaggiati di conseguenza. Dal punto di vista economico, sono determinanti la quota di autoconsumo, la sua ottimizzazione e la scelta tra immissione totale e parziale, argomenti trattati in dettaglio nella nostra analisi sulla riduzione della tariffa di immissione in rete nel 2026. In un contesto di commercializzazione diretta, l'impianto dovrebbe essere dimensionato in modo tale che la quota di energia residua per chilowattora giustifichi un modello di remunerazione adeguato: un modello forfettario per quantità di energia residua ridotte, un modello ibrido basato sul valore di mercato o su un prezzo fisso per impianti solari di maggiori dimensioni.
Strategia 4: Portafoglio di commercializzazione ibrido. Una tipica allocazione dei portafogli di impianti solari istituzionali combina la commercializzazione diretta sovvenzionata tramite il premio di mercato con una quota di PPA e una quota variabile di commercializzazione spot. La suddivisione in tranche attenua sia il rischio di valore di mercato che il rischio politico della riforma EEG del 2027. Un rapporto tipico: circa la metà coperta a lungo termine, il resto variabile con potenziale di rialzo.
| Strategia | Effetto principale | Idoneità per | complessità |
|---|---|---|---|
| Co-locazione di sistemi di archiviazione | sposta i ricavi nelle fasce orarie con prezzi più elevati | Investitori a partire da 1 MWp (cfr. la guida NEGS) | alto |
| Accordi di acquisto di energia a lungo termine | Garanzia del prezzo per 10-20 anni | progetti istituzionali | medio |
| Fatturazione dell'energia residua oltre all'autoconsumo | commercializza l'energia solare in eccesso | Attività commerciali (per il consumo proprio, consultare l'articolo dedicato ai proprietari) | 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. | |||
Quale venditore diretto è adatto a quale profilo
Il mercato tedesco della vendita diretta di impianti fotovoltaici alimentati da energie rinnovabili ha registrato un forte consolidamento nel periodo 2024-2026. I cinque principali operatori detengono complessivamente un portafoglio di vendita superiore a 40 GW. Quadra Energy (TotalEnergies) ed EnBW sono in testa, mentre Next Kraftwerke (Shell) è leader di mercato nel segmento fotovoltaico.
Panoramica dei 5 principali venditori diretti
| Classifica | Venditori diretti | società madre | Portafoglio (MW) | Tema centrale |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Quadra Energy | TotalEnergies | 10.100 | Energia eolica, +300 MW di crescita nel settore solare |
| 2 | EnBW | Land Baden-Württemberg / OEW | 9.900 | 4.700 MW di energia solare |
| 3 | Next Centrali elettriche | Shell plc | 8.020 | Leader di mercato con 6.639 MW di energia solare |
| 4 | Statkraft Markets | Statkraft AS | 6.800 | contratti di acquisto a lungo termine |
| 5 | Danske Commodities | Equinor ASA | 6.400 | Pagamento in base alle previsioni |
| Fonti: Indagine ZfK sulla vendita diretta, febbraio 2026; Indagine di settore di Energie & Management, aggiornata al 1° gennaio 2026. Altri fornitori rilevanti: BKW, MVV Trading, RWE, Energy2market, Trianel. | ||||
Modelli retributivi e commissioni
I fornitori applicano solitamente tre modelli di tariffazione: il modello basato sul valore di mercato (media mensile meno una commissione), il modello day-ahead (prezzi spot su base quindicinale rilevati in borsa, in vigore dal 30 settembre 2025) e il modello ibrido a prezzo fisso con un intervallo di prezzo minimo. Per impianti superiori a 1 MWp, le commissioni si aggirano in genere intorno a 0,1–0,3 ct/kWh, mentre per quelli inferiori a 1 MWp prevalgono forfait di 40–80 € al mese più circa 200 € di costi di installazione. L'importo della commissione è negoziabile e dipende dal portafoglio di impianti.
Criteri di selezione al di là del prezzo
Ciò che conta davvero: la solvibilità del fornitore (i ricavi vengono incassati con un certo ritardo), le dimensioni del gruppo di bilanciamento (che migliorano l’accuratezza delle previsioni) e la competenza nella mediazione dei contratti di fornitura di energia elettrica — quest’ultimo aspetto diventa sempre più importante man mano che si avvicina la scadenza del premio di mercato, prevista per il 31 dicembre 2026.
Indennizzo in caso di insolvenza del venditore diretto
Le ondate di insolvenze del 2017 (CLENS) e del 2021 (Lition Energie, in.power, Otima) hanno dimostrato che anche gli operatori consolidati possono andare in insolvenza: l’articolo 21, paragrafo 1, primo comma, punto 3, della legge sulle energie rinnovabili (EEG) prevede in tal caso un indennizzo per interruzione del servizio pari all’80% del valore di riferimento, per un massimo di sei mesi all’anno.
Modifiche e scadenza del premio di mercato 2026/2027
Il cambio di fornitore è possibile in qualsiasi momento, a partire dal primo giorno del mese, all’interno della stessa forma di vendita (art. 21b, comma 4, n. 1, EEG). Compreso il termine di preavviso, il processo dura in genere 4-6 settimane, più 3 mesi di preavviso. L'autorizzazione ai sensi della normativa sugli aiuti di Stato relativa all'attuale premio di mercato scade il 31.12.2026: chi entra in funzione entro il 2026 si assicura l'attuale sistema per 20 anni.
Il processo di transizione nella pratica
In pratica, è il nuovo venditore diretto a occuparsi della registrazione presso il gestore della rete di distribuzione: i gestori degli impianti devono semplicemente disdire il vecchio contratto entro i termini previsti (in genere 3 mesi), rilasciare una procura e fornire i dati dell'impianto (numero MaStR, ID di localizzazione di mercato, verbale di messa in servizio, attestato di telecomandabilità ai sensi del § 10b EEG). La registrazione formale deve avvenire prima dell'inizio del mese successivo alla data prevista per il cambio (§ 21c comma 1 EEG).
Cosa cambierà a partire dal 2027
L'attuale premio di mercato rimarrà in vigore come strumento di base, ma sarà trasformato in un contratto differenziale simmetrico. I dettagli normativi previsti dalla bozza di lavoro della EEG 2027 e le modalità di applicazione della tutela dei diritti acquisiti per gli impianti entrati in esercizio entro la fine del 2026 sono trattati nella nostra guida dedicata all'obbligo CfD 2027 per gli investitori nel settore fotovoltaico. Parallelamente, la riforma del mercato dell'energia elettrica dell'UE — Regolamento (UE) 2024/1747 — è già direttamente applicabile in Germania; tra le altre cose, ha reso effettiva la liquidazione day-ahead a 15 minuti sulla borsa dell'energia elettrica a partire dal 30 settembre 2025.
Cosa devono decidere ora gli investitori e gli operatori in vista del 2026
Chi investirà nel fotovoltaico nel 2026 dovrebbe considerare la vendita diretta come un elemento del proprio portafoglio di ricavi, non come l'unica soluzione. I progetti basati esclusivamente sull'immissione totale in rete, senza sistemi di accumulo né copertura, comportano un rischio crescente legato al valore di mercato. La scelta tra il modello basato sul valore di mercato e il modello Pay-as-Produced, nonché il merito creditizio del venditore diretto, diventeranno nel 2026 i fattori decisionali principali.
Secondo il registro dei dati di base di mercato, il 26 gennaio 2026 la potenza fotovoltaica installata in Germania ha raggiunto i 117,737 GW, con un aumento del 17,1% rispetto all'anno precedente. Lo sviluppo delle capacità di produzione da fonti rinnovabili continua ad accelerare: con un percorso previsto dal BMWE (Ministero federale dell'Economia e dell'Energia) che prevede un aumento netto annuo di 22 GW fino al 2026 e di 215 GW fino al 2030, è probabile un'ulteriore compressione del fattore di profilo a 0,40–0,45 entro il 2030, a meno che l'accumulo e l'integrazione settoriale non facciano da contrappeso.
Conseguenze per i titolari di attività commerciali con impianti esistenti
Prima di qualsiasi decisione relativa alla commercializzazione diretta, è opportuno valutare l'opzione dell'autoconsumo: il nostro studio sul calo della tariffa di immissione in rete previsto per il 2026 fornisce un confronto economico tra autoconsumo e tariffa di immissione in rete. Solo successivamente diventa determinante la scelta del distributore diretto e del modello di remunerazione per l'energia residua: modello basato sul valore di mercato per impianti a immissione totale a regime stabile, Pay-as-Produced o ibrido a prezzo fisso per impianti con accumulo o collegamento PPA.
Conseguenze per gli investitori in impianti fotovoltaici
Entrare nel mercato ora conviene doppiamente: l'attuale logica dei premi di mercato costituisce una rete di sicurezza per i prossimi 20 anni, e tutte le opzioni relative ai ricavi da accumulo o alla copertura tramite PPA rimangono aperte. L'analisi economica complessiva — struttura dei rendimenti, leva fiscale e scenari concreti di ingresso per investimenti a partire da 100.000 € — è disponibile nella nostra sezione dedicata agli investimenti fotovoltaici.
Logic Energy progetta impianti fotovoltaici con acquisizione attiva dei terreni e finanziamento garantito prima dell'inizio dei lavori — Il partner contrattuale è mediplan Helm e.K., con responsabilità personale del titolare. Se nel 2026 avete in programma un impianto fotovoltaico idoneo alla vendita diretta o desiderate ristrutturare un impianto esistente, verificheremo la vostra ubicazione e modelleremo scenari di ricavo adeguati basati sul premio di mercato, sull'autoconsumo e sulla quota di hedging. Contattate il nostro team senza impegno.
Il presente articolo ha esclusivamente scopo informativo generale e non costituisce una consulenza in materia di investimenti, fiscale o legale. I valori di mercato e i dati relativi ai ricavi si basano su dati storici o attualmente disponibili e non costituiscono alcuna garanzia di risultati futuri. I livelli dei premi di mercato e le tariffe di remunerazione EEG sono soggetti a continue modifiche, in particolare a causa dell'imminente riforma EEG del 2027. Per la vostra situazione individuale, rivolgetevi a un consulente finanziario, fiscale o legale autorizzato. Tutte le informazioni sono fornite senza garanzia. Aggiornato ad aprile 2026.
Domande frequenti
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La commercializzazione diretta consiste nella vendita di energia fotovoltaica a terzi (in genere un'azienda di commercializzazione diretta) anziché nella cessione al gestore di rete a fronte di una remunerazione fissa. La base giuridica è costituita dall'articolo 3, n. 16, della legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 2023; l'energia solare viene immessa nella borsa elettrica EPEX Spot e garantita economicamente tramite il premio di mercato (articolo 20 EEG). Esistono diverse forme di commercializzazione diretta: quella sovvenzionata, quella di altro tipo e quella per gli inquilini.
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A partire dall'aprile 2026, il limite rimane fissato a oltre 100 kW di potenza installata per gli impianti fotovoltaici che beneficiano di incentivi. La riduzione a 25 kWp prevista nella bozza originaria della legge sui picchi solari è stata eliminata nella versione definitiva (Gazzetta ufficiale federale 2025 I n. 51 del 21/02/2025). Per gli impianti fotovoltaici inferiori a 100 kWp, la commercializzazione diretta è facoltativa.
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Il valore di mercato annuale dell'energia solare nel 2025 era pari a 4,508 ct/kWh (Netztransparenz.de). Nel 2025 i valori mensili hanno oscillato tra 1,843 ct/kWh (giugno) e 11,511 ct/kWh (gennaio). Nel marzo 2026 è stato raggiunto il valore di 5,455 ct/kWh, nel febbraio 2026 quello di 7,717 ct/kWh e nel gennaio 2026 quello di 11,019 ct/kWh.
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Nel caso della commercializzazione diretta sovvenzionata, il gestore di rete versa, oltre al ricavo derivante dalla borsa dell'energia elettrica, un premio di mercato (art. 20 EEG); si applica il divieto di doppia commercializzazione, per cui i certificati di origine non possono essere venduti separatamente. La commercializzazione diretta di altro tipo (§ 21a EEG) rinuncia a qualsiasi sovvenzione EEG, ma consente la commercializzazione aggiuntiva dei certificati di origine — rilevante per gli impianti con potenza superiore a 20 kW e i modelli di fornitura di energia elettrica senza diritto EEG.
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I venditori diretti applicano solitamente una commissione di 0,1–0,3 ct/kWh o dell’1,5–4,5 % dei ricavi per gli impianti superiori a 1 MWp. Per gli impianti fotovoltaici più piccoli (100 kWp–1 MW) prevalgono tariffe forfettarie di 40–80 € al mese più una quota una tantum di installazione di circa 200 €. A ciò si aggiungono i costi per la tecnologia di controllo remoto ai sensi del § 10b EEG (una tantum 1.500–3.000 €).
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L'autorizzazione in materia di aiuti di Stato relativa all'attuale premio di mercato scade il 31 dicembre 2026. La legge EEG 2027 manterrà il premio di mercato come strumento di base, ma lo trasformerà in un contratto differenziale simmetrico. Chi entrerà in esercizio entro il 2026 si assicurerà l'attuale regime per 20 anni.
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È possibile in qualsiasi momento a partire dal primo giorno del mese, purché si mantenga la stessa forma di cessione (§ 21b, comma 4, n. 1 EEG). Prassi dei fornitori: il nuovo venditore diretto deve effettuare la registrazione presso il gestore di rete 10-15 giorni lavorativi prima della data prevista per il cambio. Sono necessari la disdetta del vecchio contratto (in genere con un preavviso di 3 mesi), la procura per il nuovo fornitore, i dati MaStR e la prova della possibilità di controllo remoto.
10. Fonti
Netztransparenz.de — Panoramica del valore di mercato del settore solare (dati annuali e mensili 2020–2026)
DGS — Valore di mercato annuale del settore solare 2025 e valore di mercato mensile del settore solare gennaio 2026
Agenzia federale delle reti — Incentivi EEG, tariffe di incentivazione per il 2026 e valori massimi per il 2026 Comunicato stampa del 16 dicembre 2025
Leggi su Internet — Art. 20 EEG 2023, Art. 21b EEG 2023, Art. 10b EEG 2023
EPEX Spot / Energy-Charts.info — Prezzi del mercato spot day-ahead 2025
BSW-Solar — Tabella delle tariffe del primo trimestre 2026 e domande frequenti sulla legge sui picchi solari
BDEW — Analisi dei prezzi dell'energia elettrica 10/2025 (prezzi dell'energia elettrica per le imprese)
Legge sui picchi di produzione solare — Gazzetta ufficiale federale 2025 I n. 51 del 21 febbraio 2025
Sondaggio ZfK sulla vendita diretta, febbraio 2026 / Sondaggio di settore su energia e gestione, aggiornato al 1° gennaio 2026
