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 rappresenti un vantaggio o un rischio dipende dal valore di mercato dell’energia solare, che nel 2026 ha oscillato tra 1,317 ct/kWh ad aprile e 6,190 ct/kWh a giugno.
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. A partire da 100 kWp di potenza installata, la commercializzazione diretta sovvenzionata è obbligatoria (§ 21b EEG).
Il valore di mercato dell'energia solare a giugno 2026 era pari a 6,190 ct/kWh e subisce forti oscillazioni mensili. La presente analisi illustra i meccanismi, 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.
Vendita diretta, autoconsumo, copertura: un calcolo su misura per il vostro progetto
Logic Energy progetta, realizza e gestisce impianti fotovoltaici chiavi in mano. Il partner contrattuale per gli investimenti diretti è mediplan Helm e.K., con responsabilità personale dei titolari. Elaboriamo i vostri scenari di ricavi basati sul premio di mercato, sull’autoconsumo e sulla quota PPA – gratuitamente per la vostra sede.
Informazioni sull'investimento nel fotovoltaicoEcco come funziona il modello di investimento
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 dell’energia elettrica; il gestore accede al mercato dell’energia elettrica tramite un fornitore di servizi. Il cambio di modalità è consentito solo il primo giorno di ogni mese solare, previa notifica al gestore di rete prima dell’inizio del mese successivo (§ 21b 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 potenza pari o superiore a 500 kW dovevano commercializzare direttamente la propria energia elettrica; dal 2016 la soglia è scesa 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
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 (BGBl. 2025 I n. 51 del 21 febbraio 2025). Continua a valere quanto segue: la commercializzazione diretta sovvenzionata è obbligatoria per gli impianti fotovoltaici con 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 dall’esercizio 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 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 | 3,163 ct/kWh | 9,754 ct/kWh | 0,32 |
| Giugno 2026 (attuale) | 6,190 ct/kWh | 10,952 ct/kWh | 0,57 |
| Fonte: netztransparenz.de (panoramica dei valori di mercato), pubblicata dai gestori delle reti di trasmissione; valori mensili confermati da pv magazine. Il valore relativo a luglio 2026 non era ancora stato pubblicato al momento della redazione (6 agosto 2026). Fattore di profilo = valore di mercato dell’energia solare diviso per il valore medio day-ahead (arrotondato). | |||
Il fattore "solare" registra un calo strutturale
Il fattore di profilo – valore di mercato dell’energia solare diviso per il carico di base della borsa elettrica – è sceso nel giro di pochi anni da circa 0,84 (2023) a 0,505 nella media annuale del 2025. Nel 2025, quindi, l’energia solare valeva in media annuale solo circa la metà del valore medio della borsa elettrica. I prezzi negativi dell’energia elettrica sono il fattore trainante principale: nel 2025 si è registrato un record di 573 ore con prezzi day-ahead negativi (2024: 457 ore); nel primo semestre del 2026 le ore sono state circa 291 – la frequenza è diminuita rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente, mentre l’entità dei prezzi negativi è aumentata. Il funzionamento 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 gli impianti fotovoltaici messi in funzione 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 sulle energie rinnovabili (EEG), non esiste più un premio di gestione separato pari a 0,4 ct/kWh: tale importo è ormai integrato nel valore attualmente applicabile. I testi di settore che calcolano un ulteriore «0,4 centesimi in più» per i nuovi impianti sono errati.
Esempio di calcolo in caso di valore di mercato basso (aprile 2026)
Un impianto fotovoltaico su tetto a uso commerciale con un valore di riferimento pari a 5,84 ct/kWh ottiene, nell’aprile 2026, con un valore di mercato mensile di 1,317 ct/kWh, un premio di mercato di 4,523 ct/kWh. Somma di questo importo ai proventi di borsa si ottiene, a titolo di calcolo, il valore di riferimento di 5,84 ct/kWh, al netto dei costi di commercializzazione. Il premio di mercato tutela così il gestore dal crollo del mercato e garantisce il limite minimo calcolato. Questo esempio ha scopo illustrativo.
Esempio di calcolo in caso di valore di mercato elevato (giugno 2026)
A parità di valore di riferimento di 5,84 ct/kWh e con un valore di mercato dell’energia solare pari a 6,190 ct/kWh nel giugno 2026, il premio di mercato calcolato risulta negativo e non viene erogato. Il gestore trattiene l’intero ricavo di borsa pari a circa 6,19 ct/kWh, ovvero circa 0,35 ct/kWh in più rispetto al valore di riferimento. Nei mesi in cui il valore di mercato è elevato, la commercializzazione diretta sovvenzionata mostra il proprio vantaggio rispetto alla tariffa fissa di immissione in rete: il ricavo non è soggetto a un limite massimo. È proprio questa asimmetria a cessare con il passaggio ai contratti differenziali bilaterali previsti 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. I prezzi dei PPA solari si sono attestati recentemente a circa 55 €/MWh (1° trimestre 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 al ricavo: l’energia elettrica autoprodotta sostituisce l’acquisto dalla rete a un costo compreso tra 19 e 33 ct/kWh (Destatis, secondo semestre 2025). L’energia residua viene immessa sul mercato diretto; tale opzione può essere implementata anche negli impianti esistenti tramite la misurazione RLM e un contratto con un operatore di commercializzazione diretta. Il fattore economicamente determinante rimane la quota di autoconsumo.
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 sulla commercializzazione diretta di ZfK e “Energie & Management”, indagine di settore aggiornata al 1° gennaio 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
Le ondate di insolvenza del 2017 e del 2021 hanno dimostrato che anche gli operatori affermati possono fallire. In tal caso, l’articolo 21, paragrafo 1, prima frase, n. 3 della EEG prevede un indennizzo per inadempienza: il gestore della rete acquista l’energia elettrica, in via transitoria, all’80% del valore da applicare, per un massimo di sei mesi all’anno. Il diritto alla remunerazione non viene quindi meno in caso di inadempienza di un operatore di commercializzazione diretta.
7. Transizione, scadenza del premio di mercato e EEG 2027
Il processo di transizione nella pratica
Per effettuare il cambio, il nuovo fornitore diretto necessita del numero MaStR, dell’ID di localizzazione del mercato, del verbale di messa in servizio e dell’attestato di telecomandabilità 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. La richiesta formale deve essere presentata al gestore di rete prima dell’inizio del mese successivo alla data prevista per il cambio.
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
Alla fine del 2025, la potenza fotovoltaica installata in Germania era pari a circa 117 GWp ed è salita a circa 118,2 GWp alla fine di maggio 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 facciano da contrappeso. Per gli operatori con impianti esistenti, prima di qualsiasi decisione relativa alla commercializzazione diretta, è quindi opportuno valutare l’opzione dell’autoconsumo. Per gli investitori, l’attuale logica dei premi di mercato rimane la rete di sicurezza per i prossimi 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 nel nostro «Pillar degli investimenti nel fotovoltaico».
Scenari di ricavi per il vostro impianto – Premio di mercato, autoconsumo, copertura
Logic Energy progetta impianti fotovoltaici con un’offerta full-service – che comprende l’acquisizione attiva dei terreni e il finanziamento garantito prima dell’inizio dei lavori, dalla realizzazione di nuovi impianti fotovoltaici alla ristrutturazione di impianti solari esistenti. Il partner contrattuale per gli investimenti diretti è mediplan Helm e.K., con responsabilità personale dei titolari. Se nel 2026 state progettando un impianto fotovoltaico destinato alla vendita diretta o intendete ristrutturare un impianto esistente, valuteremo la vostra ubicazione e modelleremo scenari di ricavi adeguati.
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 una potenza installata superiore a 100 kWp, la commercializzazione diretta sovvenzionata è obbligatoria dal 2014 (art. 21b EEG 2023). La riduzione a 25 kWp, inizialmente discussa nella “Legge sui picchi solari”, non è stata attuata. 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?
Il valore di mercato dell’energia solare a giugno 2026 era pari a 6,190 ct/kWh (netztransparenz.de). Esso subisce forti oscillazioni mensili: ad aprile 2026 è sceso a 1,317 ct/kWh, il secondo valore più basso mai registrato. Il valore di mercato annuale del 2025 era pari a 4,508 ct/kWh. Al momento della stesura di questo articolo, il valore relativo a luglio 2026 non era ancora stato pubblicato.
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 scade il 31 dicembre 2026. 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 esercizio entro la fine del 2026 manterranno, allo stato attuale, la tutela dei diritti acquisiti per 20 anni.
Come faccio a cambiare fornitore diretto?
Il cambio di fornitore è possibile in qualsiasi momento a partire dal primo del mese (§ 21b EEG). Il nuovo fornitore diretto si occupa della registrazione presso il gestore di rete; il gestore recede dal contratto precedente entro i termini previsti (in genere tre mesi), rilascia una procura e fornisce i dati dell'impianto. La registrazione deve avvenire prima dell'inizio del mese successivo alla data di cambio.
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 applicabile, mentre nelle fasi di prezzi elevati il gestore trattiene l’intero ricavo di borsa. Il fattore decisivo è il valore di mercato dell’energia solare, che nel 2026 oscillava tra 1,317 e 6,190 ct/kWh 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 del valore di mercato (valore di mercato del solare, dati mensili e annuali), consultato il 6 agosto 2026
- 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
- Normativa su Internet – § 20 EEG 2023 (commercializzazione diretta); inoltre §§ 3 n. 16, 10b, 21, 21a, 21b, 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) – Prezzi dell’energia elettrica per i non nuclei familiari, secondo semestre 2025
- ZfK / Energia e gestione – Indagine sulla commercializzazione diretta, aggiornato al 1° gennaio 2026
- BSW-Solar – Potenza fotovoltaica installata in Germania, dati aggiornati a maggio 2026
Redazione Logic Energy. Aggiornato ad agosto 2026.
