Tariffe EEG 2026: la guida completa per investitori e aziende
Estratto
La tariffa EEG per il 2026 è pari a 7,78 ct/kWh (immissione parziale) o 12,34 ct/kWh (immissione totale), con una riduzione semestrale e un cambiamento radicale del sistema a partire dal 2027. Chi mette in funzione un impianto fotovoltaico entro il 31 dicembre 2026 si assicura 20 anni di incentivazione garantita secondo il collaudato sistema EEG — senza l'obbligo di rimborso CfD, che a partire da luglio 2027 si applicherà a tutti i nuovi impianti. Questa guida spiega tutte le tariffe di remunerazione attuali, l'andamento storico dal 2000, la differenza tra immissione in rete totale e parziale, nonché le conseguenze della riforma del CfD per investitori e aziende.
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La tariffa EEG per il 2026 è pari a 7,78 ct/kWh (immissione parziale ≤ 10 kWp) o 12,34 ct/kWh (immissione totale) — e diminuisce dell’1% ogni sei mesi. Più importante dell'ammontare della tariffa è la scadenza del sistema: a partire dal 17 luglio 2027, la normativa UE prescrive contratti bilaterali di differenza (CfD) che prevedono la restituzione degli utili in eccesso. Chi mette in funzione un impianto entro il 31 dicembre 2026 si assicura 20 anni di tutela dei diritti acquisiti senza rischio di clawback. Le aziende che intendono realizzare un proprio impianto fotovoltaico possono trovare le informazioni giuste su logicenergy.de/eigene-pv-anlage.
Indice
Tariffe di immissione in rete attuali per il 2026: panoramica di tutte le aliquote
Tabella delle tariffe di immissione in rete: l'andamento dal 2000
Immissione totale vs. immissione parziale: quando conviene l'una e quando l'altra?
Legge sui picchi solari: remunerazione pari a zero in caso di prezzi dell'energia elettrica negativi
Riforma dei CfD 2027: cosa cambierà dopo la finestra di investimento
La finestra normativa per gli investimenti 2026 — Assicurarsi gli incentivi EEG
1. Che cos'è la tariffa EEG e come funziona?
La tariffa EEG è un pagamento garantito per legge per ogni chilowattora di energia solare immessa nella rete elettrica — indipendentemente dal prezzo dell'energia in borsa — per 20 anni a partire dalla messa in funzione. L'importo della tariffa dipende dalla potenza dell'impianto e dal modello di immissione in rete. Base giuridica: §§ 21 e 48 EEG 2023. Hanno diritto alla remunerazione tutti i gestori di impianti fotovoltaici fino a 1.000 kWp registrati nel registro dei dati di base di mercato della BNetzA. La registrazione nel registro dei dati di base di mercato dell'Agenzia federale delle reti è un requisito indispensabile per ottenere l'incentivo EEG.
La legge sulle energie rinnovabili (EEG) è stata approvata nel 2000 come prima legge al mondo nel suo genere e ha influenzato in modo determinante lo sviluppo delle energie rinnovabili in Germania. Da allora il principio di base non è cambiato: chi gestisce un impianto fotovoltaico in Germania e immette energia solare nella rete elettrica pubblica riceve un importo fisso in centesimi per ogni chilowattora di energia elettrica — e questo per esattamente 20 anni, a partire dalla data di messa in funzione dell'impianto.
Il tasso di remunerazione viene fissato una volta sola al momento della realizzazione dell'impianto solare e rimane valido per l'intera durata del contratto. Eventuali modifiche legislative successive, il calo dei prezzi di mercato dell'energia elettrica o cambiamenti di rotta politica non incidono in alcun modo su tale tasso. In oltre 25 anni di storia della legge sulle energie rinnovabili (EEG), la Germania non ha mai ridotto retroattivamente i tassi di remunerazione per gli impianti esistenti.
I due modi per ottenere la remunerazione ai sensi della legge sulle energie rinnovabili (EEG)
In pratica, esistono due modalità tecnicamente diverse per ottenere gli incentivi previsti dalla legge sulle energie rinnovabili (EEG):
Tariffa fissa di immissione in rete (art. 21 EEG): il gestore di rete versa direttamente un importo fisso in centesimi per kWh per l'immissione in rete di energia fotovoltaica, senza riferimento al mercato e senza intermediari. Questa opzione è disponibile per gli impianti EEG con potenza fino a 100 kWp.
Modello del premio di mercato / Commercializzazione diretta (art. 20 EEG): l'impianto solare immette la propria energia elettrica nella rete tramite un operatore di commercializzazione diretta sul mercato spot. Se il valore di borsa è inferiore al valore di riferimento EEG (il cosiddetto «valore da applicare»), il gestore di rete versa la differenza sotto forma di premio di mercato. Se è superiore, il ricavo in eccesso rimane interamente al gestore. Obbligatorio per ogni impianto a partire da 100 kWp.
Entrambe le opzioni garantiscono lo stesso ricavo economico minimo. La vendita diretta comporta strutturalmente circa 0,4 centesimi in più per chilowattora (differenza tra il valore di riferimento e la tariffa fissa di remunerazione) — e, nei periodi di prezzi elevati, molto di più. Il nostro articolo sulla vendita diretta dell’energia fotovoltaica nel 2026 offre un’analisi dettagliata dei ricavi derivanti dalla vendita diretta.
Quali impianti fotovoltaici hanno diritto alla tariffa EEG?
In linea di principio, hanno diritto all’incentivo tutti i gestori di impianti fotovoltaici fino a 1.000 kWp, a condizione che l’impianto sia situato in Germania, sia registrato nel registro dei dati di base di mercato della BNetzA e soddisfi i requisiti tecnici di cui al § 9 EEG. La registrazione nel registro dei dati di base di mercato dell’Agenzia federale delle reti è un requisito indispensabile per ottenere l’incentivo EEG: in sua assenza non sussiste alcun diritto alla remunerazione. La potenza fotovoltaica dell'impianto determina sia l'importo della remunerazione che la modalità di remunerazione consentita. A partire da 1.000 kWp di potenza installata si applica l'obbligo di gara (cfr. sezione 2).
2. Tariffe di immissione in rete attuali per il 2026: panoramica di tutte le tariffe
Dal 1° febbraio 2026, per gli impianti solari su tetto fino a 10 kWp si applica una tariffa di immissione in rete di 7,78 centesimi per kWh (immissione parziale) e di 12,34 centesimi per kWh (immissione totale). L'importo dell'incentivo EEG subirà un'ulteriore riduzione di circa l'1% il 1° agosto 2026. Fonte: Agenzia federale delle reti / BSW Solarwirtschaft, aggiornato a maggio 2026.
L'Agenzia federale delle reti pubblica semestralmente le tariffe di incentivazione vigenti per gli impianti fotovoltaici. Il momento determinante è sempre quello della messa in funzione dell'impianto, non la data dell'ordine o del permesso di costruzione. Il termine per il prossimo adeguamento delle tariffe scade il 31 luglio 2026. I seguenti valori si applicano agli impianti fotovoltaici messi in funzione dal 1° febbraio al 31 luglio 2026.
Impianti sugli edifici (fotovoltaico su tetto e facciata) — Immissione parziale in rete
Nell'immissione parziale — detta anche immissione dell'eccedenza — viene immessa nella rete elettrica solo l'energia solare che rimane dopo l'autoconsumo. I moduli fotovoltaici producono energia per il fabbisogno proprio; solo ciò che l'impianto non consuma direttamente viene immesso in rete. Questa variante rappresenta la scelta più conveniente per la maggior parte degli impianti su tetto con autoconsumo:
Fino a 10 kWp: 7,78 ct/kWh (valore di riferimento: 8,18 ct/kWh)
Da 10 a 40 kWp: 6,73 ct/kWh (valore di riferimento: 7,13 ct/kWh)
Da 40 a 100 kWp: 5,50 ct/kWh (valore di riferimento: 5,90 ct/kWh)*
Impianti degli edifici — Immissione totale in rete
In caso di immissione totale, i moduli fotovoltaici convogliano tutta l'energia elettrica prodotta direttamente nella rete: l'impianto produce esclusivamente per l'immissione in rete. La tariffa per chilowattora è più alta rispetto all'immissione parziale e non vi è alcun autoconsumo:
Fino a 10 kWp: 12,34 ct/kWh (valore di riferimento: 12,74 ct/kWh)
Da 10 a 40 kWp: 10,35 ct/kWh (valore di riferimento: 10,75 ct/kWh)
Da 40 a 100 kWp: 10,35 ct/kWh (valore di riferimento: 10,75 ct/kWh)*
* Il supplemento di +1,5 ct/kWh (Pacchetto solare I) per impianti da 40 a 1.000 kWp non è ancora stato calcolato: l'approvazione ai sensi delle norme UE in materia di aiuti di Stato è ancora in sospeso, poiché la Commissione richiede l'introduzione di un meccanismo di prelievo; l'attivazione avverrà non prima dell'entrata in vigore della EEG 2027 (aggiornato a maggio 2026).
| Classe di potenza | Alimentazione parziale | Immissione totale | Valore da applicare (parziale) |
|---|---|---|---|
| ≤ 10 kWp | 7,78 ct/kWh | 12,34 ct/kWh | 8,18 ct/kWh |
| 10–40 kWp | 6,73 ct/kWh | 10,35 ct/kWh | 7,13 ct/kWh |
| 40–100 kWp* | 5,50 ct/kWh | 10,35 ct/kWh | 5,90 ct/kWh |
| Superficie libera ≤ 1.000 kWp | 6,26 ct/kWh | 6,66 ct/kWh | |
| Energia elettrica per inquilini ≤ 10 kWp | +2,54 ct/kWh di supplemento | — | |
| Energia per gli inquilini 10–40 kWp | +2,36 ct/kWh di supplemento | — | |
| Energia per inquilini 40–1.000 kWp | +1,59 ct/kWh di supplemento | — | |
* * Il supplemento di +1,5 ct/kWh (Pacchetto solare I) per impianti da 40 a 1.000 kWp non è ancora stato calcolato — la Commissione europea richiede un meccanismo di prelievo che sarà introdotto solo nella legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 2027; Attivazione quindi non prima della metà del 2027. Vale per la messa in funzione dal 01.02 al 31.07.2026. Fonte: Agenzia federale delle reti / BSW Solarwirtschaft, aggiornato a maggio 2026.
Supplemento per l'energia elettrica degli inquilini e altri impianti
Supplemento per l'energia elettrica degli inquilini ≤ 10 kWp: 2,54 ct/kWh
Supplemento per l'energia elettrica degli inquilini (10–40 kWp): 2,36 ct/kWh
Supplemento per l'energia elettrica degli inquilini (40–1.000 kWp): 1,59 ct/kWh
Altri impianti fotovoltaici (superficie a terra ≤ 1.000 kWp): 6,26 ct/kWh (valore da applicare: 6,66 ct/kWh)
Riduzione: nuove tariffe a partire da agosto 2026
A partire da febbraio 2024, gli incentivi EEG per gli impianti solari diminuiscono dell'1% ogni sei mesi (art. 49 EEG 2023). Il prossimo taglio delle tariffe entrerà in vigore il 1° agosto 2026. L'importo della tariffa prevista in centesimi per kWh (immissione parziale):
Feb–lug 2025: 7,94 ct/kWh (≤ 10 kWp) | 6,82 ct/kWh (10–40 kWp)
Agosto–gennaio 2026: 7,86 ct/kWh | 6,73 ct/kWh
Feb–lug 2026 (attuale): 7,78 ct/kWh | 6,73 ct/kWh
Agosto–gennaio 2027 (previsione): ~7,71 ct/kWh | ~6,67 ct/kWh
⚠️ Nota: i valori relativi ad agosto 2026 sono proiezioni basate sulla regola dell'1%. I valori ufficiali saranno pubblicati dall'Agenzia federale delle reti poco prima del 1° agosto. Aggiornare questo articolo in seguito.
| Periodo | ≤ 10 kWp, immissione parziale in rete | 10–40 kWp, immissione parziale in rete | ≤ 10 kWp, immissione totale in rete |
|---|---|---|---|
| febbraio–luglio 2025 | 7,94 ct/kWh | 6,82 ct/kWh | 12,60 ct/kWh |
| Agosto 2025–Gennaio 2026 | 7,86 ct/kWh | 6,73 ct/kWh | 12,47 ct/kWh |
| Feb–lug 2026 ← attuale | 7,78 ct/kWh | 6,73 ct/kWh | 12,34 ct/kWh |
| Agosto 2026–Gennaio 2027 (previsto) | ~7,71 ct/kWh | ~6,67 ct/kWh | ~12,23 ct/kWh |
Riduzione: 1% ogni sei mesi (art. 49 EEG 2023). I valori relativi ad agosto 2026 sono proiezioni — la pubblicazione ufficiale da parte della BNetzA è prevista poco prima del 1° agosto 2026. Fonte: Agenzia federale delle reti / BSW Solarwirtschaft.
Obbligo di gara d'appalto a partire da 1.000 kWp — Valori di aggiudicazione della BNetzA per il 2026
A partire dal Pacchetto Solare I (maggio 2024), il limite per le gare d'appalto relative agli impianti fotovoltaici su tetto è fissato a 1.000 kWp di potenza fotovoltaica. Per gli impianti a terra l'obbligo si applica anch'esso a partire da 1 MWp. L'energia elettrica prodotta dall'impianto non viene più remunerata a tariffa fissa, ma commercializzata in rete tramite aste. I valori di aggiudicazione sono determinati dai quattro gestori di rete di trasmissione insieme all'Agenzia federale delle reti. Risultati attuali delle gare d'appalto per impianti fotovoltaici:
Mercato libero, febbraio 2026: fascia di aggiudicazione 5,19–5,5 ct/kWh, media 5,54 ct/kWh
Impianti su tetto > 1 MWp, febbraio 2026: fascia di aggiudicazione 7,88–10,00 ct/kWh, media 9,56 ct/kWh
Valore massimo per gli impianti sui tetti nel 2026: 10,00 ct/kWh (2025: 10,40 ct/kWh)
Bando di febbraio 2026 per impianti fotovoltaici su tetto: offerte nettamente inferiori — solo 177 MW presentati a fronte dei 283 MW oggetto del bando
3. Tabella delle tariffe di immissione in rete: l'andamento dal 2000 al 2026
Da 50,62 ct/kWh nel 2000 al massimo storico di 57,40 ct/kWh nel 2004 — e oggi a 7,78 ct/kWh: la tariffa di immissione in rete per il fotovoltaico è diminuita di oltre l'86% dal 2004. Questo calo riflette direttamente la diminuzione dei costi degli impianti fotovoltaici. La riduzione progressiva prevista dalla legge sulle energie rinnovabili è stata concepita in modo tale da favorire la crescita del mercato non appena gli impianti solari diventano più convenienti.
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La legge sulle energie rinnovabili e la sua logica di riduzione graduale
La legge sulle energie rinnovabili (EEG) non è stata concepita come un programma di incentivazione statico, bensì come un meccanismo autoregolante: più impianti fotovoltaici venivano installati e più i costi di produzione dell’energia solare diminuivano, più rapidamente avrebbe dovuto diminuire la tariffa di riacquisto. La legge mirava a gestire lo sviluppo delle energie rinnovabili in modo tale che il fotovoltaico diventasse gradualmente competitivo rispetto all'approvvigionamento energetico convenzionale, senza gravare in modo permanente sul bilancio dello Stato. Questo principio spiega l'intero andamento della tariffa di immissione in rete dal 2000 ad oggi.
Andamento delle tariffe di immissione in rete: tabella 2000–2026
Le tappe fondamentali dell'evoluzione delle tariffe (riferimento: impianto solare su tetto ≤ 10–30 kWp, tariffa fissa):
2000: 50,62 ct/kWh — Entra in vigore la legge sulle energie rinnovabili (EEG), con una tariffa unica per tutti gli impianti solari
2004: 57,40 ct/kWh — massimo storico; la legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 2004 aumenta gli incentivi per il fotovoltaico e il mercato esplode
2008: 46,75 ct/kWh — la riduzione annuale del 5% è in vigore dal 2005
Luglio 2010: 34,05 ct/kWh — Riduzione d’emergenza di circa il 13% a seguito dell’emendamento sulla energia fotovoltaica del 2010 a causa di un’espansione record
Aprile 2012: 19,50 ct/kWh — i tagli più drastici nella storia della legge sulle energie rinnovabili (EEG): riduzione mensile dell'1% + taglio una tantum di circa il 20%
2014: 12,88 ct/kWh — La legge EEG del 2014 introduce l'obbligo di vendita diretta per i grandi impianti fotovoltaici
2017: 12,30 ct/kWh — La legge EEG 2017 introduce un sistema di gare d'appalto per gli impianti fotovoltaici > 750 kWp
2020: 9,87 ct/kWh — riduzione accelerata a causa del forte aumento degli impianti solari
Luglio 2022: 6,24 ct/kWh — minimo storico della tariffa di immissione in rete
Agosto 2022: 8,20 ct/kWh (T) / 13,00 ct/kWh (V) — primo aumento delle tariffe nella storia della legge sulle energie rinnovabili (EEG); l'EEG 2023 ("pacchetto di Pasqua") introduce per la prima volta l'immissione totale in rete per le energie rinnovabili
Febbraio 2024: 8,11 ct/kWh (T) / 12,87 ct/kWh (V) — Inizia la riduzione semestrale dell'1%
Febbraio 2025: 7,94 ct/kWh (T) / 12,60 ct/kWh (V) — Entra in vigore la legge sui picchi solari
Febbraio 2026: 7,78 ct/kWh (T) / 12,34 ct/kWh (V) — attualmente in vigore
(T) = immissione parziale, (V) = immissione totale, in entrambi i casi ≤ 10 kWp per impianto su tetto
| Anno | Tariffa (ct/kWh) | Versione EEG / Evento |
|---|---|---|
| 2000 | 50,62 | Entra in vigore la legge sulle energie rinnovabili (EEG) — aliquota unica per tutti gli impianti solari |
| 2004 | 57,40 | EEG 2004 — massimo storico, il mercato è in forte espansione |
| 2008 | 46,75 | Dal 2005 è in vigore una riduzione del 5% |
| Luglio 2010 | 34,05 | Modifica della legge sul fotovoltaico — Riduzione d'emergenza ~−13 % a causa di un'espansione record |
| Aprile 2012 | 19,50 | I tagli più drastici nella storia della legge sulle energie rinnovabili (EEG) — riduzione mensile dell'1% + taglio una tantum di circa il 20% |
| 2014 | 12,88 | EEG 2014 — Obbligo di vendita diretta per i grandi impianti fotovoltaici |
| 2017 | 12,30 | EEG 2017 — Sistema di gare d'appalto per impianti fotovoltaici > 750 kWp |
| 2020 | 9,87 | Riduzione accelerata a causa dell'elevato aumento della capacità installata |
| Luglio 2022 | 6,24 | Minimo storico della tariffa di immissione in rete |
| Agosto 2022 | 8,20 (T) / 13,00 (V) | EEG 2023 — primo aumento delle tariffe nella storia dell'EEG, introdotta la nuova modalità di immissione totale |
| Febbraio 2024 | 8,11 (T) / 12,87 (V) | Inizia la riduzione semestrale dell'1% |
| Febbraio 2025 | 7,94 (T) / 12,60 (V) | Entra in vigore la legge sui picchi di energia solare |
| Febbraio 2026 | 7,78 (T) / 12,34 (V) | Attualmente in vigore — ultimo semestre completo prima della riforma del sistema EEG del 2027 |
Riferimento: impianti su tetto ≤ 10–30 kWp, tariffa fissa. (T) = immissione parziale, (V) = immissione totale. Fonti: Archivio BNetzA, BSW Solarwirtschaft, Clearingstelle EEG|KWKG, SFV.
L'andamento storico evidenzia la tendenza principale: le tariffe di riacquisto e i costi di investimento per gli impianti fotovoltaici sono diminuiti parallelamente. Chi investe nel 2026 beneficerà di costi di impianto ai minimi storici (circa 1.015 €/kWp) con un incentivo EEG garantito per 20 anni — prima che l'attuale sistema di incentivi giunga a scadenza nel 2027.
4. Immissione totale vs. immissione parziale: quando conviene l'una e quando l'altra?
L'autoconsumo dell'energia solare autoprodotta, con un risparmio di circa 35 centesimi per kWh, consente di risparmiare circa tre volte di più rispetto alla migliore tariffa di immissione in rete a pieno regime (12,34 ct/kWh). L'immissione in rete a pieno regime è conveniente solo in caso di autoconsumo molto basso, inferiore al 15-20% circa — ad esempio nei magazzini o negli impianti fotovoltaici realizzati appositamente a tale scopo. Per la maggior parte degli operatori commerciali esistono opzioni economicamente più vantaggiose rispetto all'immissione completa in rete: l'immissione parziale con consumo proprio massimizzato rappresenta la scelta migliore.
Da agosto 2022, i gestori di impianti fotovoltaici su tetto possono scegliere tra due modelli di immissione in rete. Chi opta per l'immissione totale riceve di norma tariffe di remunerazione più elevate rispetto a chi sceglie l'immissione parziale: nel 2026 saranno 12,34 ct/kWh contro i 7,78 ct/kWh per gli impianti fino a 10 kWp. La decisione ha notevoli ripercussioni economiche e dovrebbe essere presa prima della costruzione: sebbene sia possibile cambiare modello ogni anno (comunicazione entro il 30 novembre per l'anno successivo), la tariffa di remunerazione rimane fissata alla data di messa in funzione.
Esempio di calcolo: impianto fotovoltaico da 10 kWp su tetto, 30% di autoconsumo
Ipotesi: impianto da 10 kWp, 9.500 kWh/anno, 30% di autoconsumo (2.850 kWh), prezzo di acquisto dell'energia elettrica 35 centesimi per kWh:
Alimentazione parziale:
Consumo proprio: 2.850 kWh × 35 ct = 997,50 € di risparmio sull'acquisto di energia elettrica
Immissione in rete: 6.650 kWh × 7,78 ct = 517,37 € di remunerazione
Totale: 1.514,87 € all'anno
Immissione totale:
Immissione in rete: 9.500 kWh × 12,34 ct = 1.172,30 € di remunerazione
L'energia elettrica deve essere prelevata interamente dalla rete
Retribuzione complessiva: 1.172,30 € all'anno
Vantaggio dell'immissione parziale: circa 343 € in più all'anno
⚠️ Nota: questo esempio di calcolo ha scopo puramente illustrativo e si basa su ipotesi indicative. I risultati effettivi dipendono dall'ubicazione, dalle dimensioni dell'impianto, dal profilo di consumo energetico individuale e dal gestore di rete. Non costituisce una consulenza in materia di impianti, fiscale o legale.
Quando è opportuno ricorrere all'immissione totale
Edifici con un consumo energetico molto basso o nullo (magazzini, fienili, immobili sfitti)
Come secondo impianto separato affiancato a un impianto di autoconsumo esistente (l'articolo 100, paragrafo 14, della EEG consente di installare due impianti fotovoltaici distinti entro 12 mesi)
Se la quota di autoconsumo è inferiore a circa il 15–20 %
Per le aziende con un elevato fabbisogno di energia elettrica, l'ottimizzazione dell'autoconsumo rappresenta il principale fattore di rendimento, ben prima della tariffa di immissione in rete per l'energia solare fornita alla rete. I costi dell'energia autoprodotta sono nettamente inferiori al prezzo dell'energia di rete: un impianto produce energia a meno di 8 centesimi per kWh, mentre l'energia di rete costa 35–40 centesimi per kWh. Il nostro articolo sul rendimento degli impianti solari nel 2026 illustra quali rendimenti un impianto fotovoltaico commerciale possa realisticamente raggiungere. Una panoramica generale sul fotovoltaico per l'industria è disponibile nella nostra guida.
5. Valore da attribuire, premio di mercato e vendita diretta
Il valore di riferimento è il prezzo di riferimento EEG, dal quale si calcolano sia la tariffa fissa di immissione in rete (meno 0,4 centesimi per chilowattora) sia il premio di mercato variabile. In caso di commercializzazione diretta, il gestore di rete paga la differenza tra il valore da applicare e l'attuale valore di mercato mensile dell'energia solare — e in caso di prezzi superiori, il gestore trattiene interamente il ricavo in eccesso. A partire da 100 kWp di potenza installata, la commercializzazione diretta è obbligatoria per legge per gli impianti fotovoltaici.
Come funziona il premio di mercato mobile
La formula è la seguente: Premio di mercato = Valore di riferimento − Valore di mercato mensile del solare
Valore di mercato dell'energia fotovoltaica: intervallo di variazione nel 2025
Il valore di mercato mensile dell'energia solare (MMW) è il prezzo medio del mercato spot dell'energia solare di un mese, ponderato in base al profilo di produzione, pubblicato mensilmente dai quattro gestori di rete di trasmissione sul sito netztransparenz.de. Il MMW per l'energia fotovoltaica nel 2025 ha registrato forti oscillazioni sulla borsa elettrica: da 11,51 ct/kWh a gennaio fino a un minimo di 1,997 ct/kWh a maggio (media annuale: 4,508 ct/kWh).
Se il MMW è inferiore al valore di riferimento, il gestore di rete versa la differenza sotto forma di premio di mercato — ovvero il contributo statale alla redditività dell'impianto. Se il MMW è superiore, il premio di mercato scende a zero — ma il gestore trattiene tutti i ricavi derivanti dall'energia elettrica immessa in rete. Il sistema di incentivazione EEG per le energie rinnovabili è quindi asimmetrico: garantisce un minimo, ma non limita il profitto massimo. È proprio questa asimmetria che cesserà con la riforma CfD del 2027 (maggiori dettagli nella sezione 7).
Obbligo di vendita diretta: chi è tenuto a farlo, chi può farlo?
Impianti fotovoltaici > 100 kWp: obbligo di vendita diretta (art. 20, art. 22, comma 3, EEG 2023)
Impianti fotovoltaici ≤ 100 kWp: libera scelta tra tariffa fissa di immissione in rete e commercializzazione diretta volontaria
A partire dal Pacchetto Solare I: gli impianti solari con potenza inferiore a 25 kWp non necessitano più della possibilità di controllo remoto per la vendita diretta
È possibile cambiare modello ogni mese (preavviso > 1 mese)
Importante per la pianificazione: la riduzione dell’obbligo di vendita diretta a 75 kWp (2026) e 25 kWp (2027), originariamente prevista nella legge sui picchi solari, non è stata recepita nella versione definitiva della legge. Il limite di potenza di 100 kWp rimane in vigore. Diverse fonti che indicano soglie inferiori fanno riferimento a bozze di legge scartate.
6. Legge sui picchi solari: remunerazione pari a zero in caso di prezzi dell'energia elettrica negativi
A partire dal 25 febbraio 2025 vigerà quanto segue: i nuovi impianti solari a partire da 2 kWp non riceveranno più alcuna remunerazione EEG in caso di prezzi negativi dell’energia elettrica in borsa, e ciò con effetto immediato — a partire dal primo quarto d’ora in cui i prezzi diventano negativi. Nel 2025 si sono registrate 573 ore di questo tipo (fonte: SMARD/BNetzA). Il § 51a EEG prevede un meccanismo di compensazione che recupera le perdite di remunerazione dopo 20 anni, ma con un fattore di dimezzamento di 0,5 ha un effetto limitato. Gli impianti esistenti prima del 25/02/2025 rimangono completamente protetti.
La legge sui picchi solari (Gazzetta ufficiale federale 2025 I n. 51) ha sostituito completamente il precedente sistema di riserva oraria.
Cosa è cambiato concretamente
Prima del 25 febbraio 2025: perdita di remunerazione per gli impianti fotovoltaici solo dopo 3 ore consecutive di prezzo negativo, solo per impianti con potenza ≥ 400 kW
A partire dal 25 febbraio 2025 (nuovi impianti): la tariffa EEG scende a zero a partire dal primo quarto d'ora in deficit — per tutti gli impianti solari a partire da 2 kWp
Impianti da 2 a 100 kWp: la norma si applica solo dopo l'installazione di un sistema di misurazione intelligente (iMSys/Smart Meter); fino a quel momento, l'immissione in rete è limitata al 60% della potenza installata
Diritti acquisiti: gli impianti fotovoltaici messi in funzione prima del 25 febbraio 2025 continuano a essere soggetti alle vecchie norme, più favorevoli (§ 100 comma 46 EEG)
573 ore di prezzi negativi nel 2025 — e la tendenza
L'andamento delle ore a prezzo negativo mostra una chiara tendenza:
2022: 69 ore
2023: 301 ore (+336 %)
2024: 457 ore (+52 %)
2025: 573 ore (+25 %) — pari a circa il 6,5 % del totale delle ore annuali
Record mensile giugno 2025: 141 ore in 23 giorni
Previsioni per il 2026: 700–900 ore con un’ulteriore crescita dell’installazione di impianti fotovoltaici
Secondo un'analisi di Grant Thornton, in base alle nuove norme nel 2024 fino al 18,4% dei potenziali ricavi derivanti dall'immissione in rete di energia solare nel segmento 2–400 kWp non avrebbe potuto essere remunerato. Per gli investitori in impianti EEG si tratta di un rischio da prendere sul serio, che può essere affrontato attivamente tramite sistemi di accumulo a batteria e una gestione intelligente della ricarica. L'accumulo offre in questo caso un duplice vantaggio: previene le perdite di remunerazione e genera ricavi aggiuntivi attraverso l'arbitraggio di energia nella rete.
Il nostro articolo dedicato alla legge sui picchi solari per gli investitori nel fotovoltaico spiega in che modo tale legge si riflette concretamente sugli impianti fotovoltaici esistenti e in progetto e come funziona nel dettaglio il meccanismo di compensazione previsto dall'articolo 51a della legge sulle energie rinnovabili (EEG).
7. Riforma dei CfD del 2027: cosa cambierà dopo la finestra di investimento
A partire dal 17 luglio 2027, il regolamento UE 2024/1747 impone a tutti gli Stati membri l'introduzione di contratti differenziali bilaterali (CfD) per i nuovi impianti fotovoltaici sovvenzionati e altre fonti di energia rinnovabile. Per la prima volta, i CfD prevedono un obbligo di restituzione in caso di utili eccedenti il prezzo di riferimento. La bozza di lavoro del BMWE del gennaio 2026 prevede inoltre la completa abolizione della tariffa fissa di immissione in rete, anche per i piccoli impianti.
Che cos'è un contratto a differenza bilaterale?
Nel modello di premio di mercato attualmente in vigore, lo Stato interviene a proprie spese se il prezzo di mercato scende al di sotto del valore di riferimento, ma se il prezzo sale, l'operatore ne trae un profitto illimitato. Questa asimmetria viene meno con i CfD:
Prezzo di mercato inferiore al prezzo di esercizio: l'operatore riceve, come finora, la differenza (sovvenzione)
Prezzo di mercato superiore al prezzo di esercizio: l'operatore rimborsa la differenza (clawback)
Il rischio è ripartito tra lo Stato e il gestore — I profitti derivanti dai prezzi elevati vengono prelevati
Obbligo di contratti per differenza (CfD) per le energie rinnovabili: cosa prevede l'UE
Il regolamento UE 2024/1747 non prevede eccezioni per singole tecnologie: l'eolico, il fotovoltaico, la geotermia e l'energia idroelettrica rientrano tutti nell'obbligo dei CfD a partire dal 17 luglio 2027. Solo la biomassa ne è esclusa. La Germania deve riorganizzare di conseguenza l'intero sistema di incentivazione EEG per le energie rinnovabili: questo è il motivo per cui la bozza di lavoro del BMWE ha una portata così ampia.
Bozza di lavoro del BMWE sulla EEG 2027 — i punti chiave
Il 22 gennaio 2026 il Ministero federale dell'Economia e dell'Energia ha redatto una bozza di lavoro di 442 pagine relativa alla legge sulle energie rinnovabili (EEG) 2027. I punti salienti:
Contributo di rifinanziamento (art. 20a EEG 2027-ArbE): se il valore di mercato annuale supera il valore di riferimento, i gestori devono restituire la differenza moltiplicata per la quantità di energia solare immessa in rete — acconti mensili, rendicontazione annuale. Nel progetto di legge del 21/04/2026 è stato eliminato il corridoio di valore di mercato originariamente previsto; il prelievo ha quindi effetto immediato dal momento del superamento.
Abolizione della tariffa fissa di immissione in rete — anche per gli impianti di piccole dimensioni inferiori a 25 kWp; al suo posto, acquisto transitorio da parte del gestore di rete al valore di mercato fino alla fine del 2027 (≤ 25 kWp) o alla fine del 2028 (≤ 10 kWp). L'attuale incentivazione prevista dalla legge sulle energie rinnovabili (EEG) per gli impianti fotovoltaici di queste dimensioni giunge così formalmente a scadenza.
Obbligo di CfD a partire da ≥ 100 kW per tutti i nuovi impianti solari sovvenzionati
Opzione di recesso (§ 20b): recesso una tantum e irrevocabile dal sistema di incentivazione e rimborso — destinata ai progetti fotovoltaici finanziati tramite PPA
Obbligo di vendita diretta: la soglia viene gradualmente ridotta da 100 kWp a 25 kWp (fino al 31/12/2026 rimane a 100 kWp; 01/01–31/12/2027: 90 kWp; 01.01.–31.12.2028: 75 kWp; dal 01.01.2029: 25 kWp)
⚠️ Urgenza: l'attuale autorizzazione UE agli aiuti di Stato per la EEG 2023 scade il 31 dicembre 2026. Se la EEG 2027 non verrà approvata in tempo, si rischia un vuoto normativo in materia di incentivi. Il 22 aprile 2026 l'Unione e l'SPD hanno raggiunto un accordo sui punti fondamentali della revisione della EEG; il progetto di legge rivisto è disponibile dal 21 aprile 2026. Al 28 aprile 2026 la consultazione delle associazioni non era ancora iniziata ufficialmente, la decisione del Consiglio dei ministri è prevista per il terzo trimestre del 2026 (aggiornato a maggio 2026).
Nel nostro articolo sull'obbligo CfD 2027 per gli investitori nel settore fotovoltaico analizziamo in dettaglio cosa comporti concretamente tale obbligo per gli investitori nella fase di progettazione.
8. La finestra normativa per gli investimenti 2026
Gli impianti fotovoltaici messi in funzione entro il 31 dicembre 2026 beneficiano di una tariffa garantita ai sensi della legge sulle energie rinnovabili (EEG) per 20 anni, in base alle normative vigenti — senza obbligo di rimborso del CfD e senza modifiche previste dalla legge EEG 2027. Allo stesso tempo, i costi di investimento per gli impianti fotovoltaici sono ai minimi storici. La combinazione di incentivi garantiti, costi contenuti e un rischio crescente di prezzi negativi per i progetti futuri rende il 2026 il momento strategicamente più favorevole degli ultimi anni.
Nel 2026 tre tendenze si intrecciano in un modo che non si ripeterà più:
Fattore 1 — 20 anni di incentivi EEG con tutela dei diritti acquisiti
Chi entra in funzione entro il 31 dicembre 2026 potrà beneficiare del sistema di remunerazione EEG 2023 per 20 anni, indipendentemente da future modifiche legislative. In concreto, ciò significa: nessun rischio di rimborso CfD, nessuna abolizione della tariffa fissa di immissione in rete per il proprio impianto fotovoltaico e piena partecipazione alle fasi di prezzo elevato. L'energia elettrica immessa in rete a prezzi di borsa elevati porta all'impianto maggiori ricavi — e non è necessario rimborsare alcuna somma.
Fattore 2 — Costi di investimento ai minimi storici
I costi degli impianti fotovoltaici su tetto e degli impianti solari in generale non sono mai stati così bassi, sia per i moduli fotovoltaici che per l'intera installazione:
Impianti fotovoltaici su tetto chiavi in mano da 30 a 100 kWp: 800–1.300 €/kWp (al netto) [Fonte: Fraunhofer ISE / BSW Solar, primo trimestre 2026]
Impianti solari su tetto/industriali chiavi in mano da 100 a 500 kWp: 700–1.100 €/kWp (al netto) [Fonte: Fraunhofer ISE / BSW Solar, primo trimestre 2026]
Media su tutti i segmenti: circa 1.015 €/kWp
Sistemi di accumulo a batteria (BESS): circa 325 €/kWh — calo globale dei prezzi di oltre il 20% nel 2025
Fattore 3 — Aumento del rischio di prezzi negativi per i nuovi impianti a partire dal 2027
A partire dal 2027, senza diritti acquisiti: remunerazione pari a zero in caso di prezzi negativi a partire dal primo quarto d'ora, obbligo di rimborso dei CfD e abolizione della tariffa fissa di immissione in rete per gli impianti solari. Con una previsione di 700-900 ore di prezzi negativi per il 2026 — e una tendenza in ulteriore aumento — un investitore del 2027 con nuovi impianti fotovoltaici si assume strutturalmente un rischio di ricavi maggiore rispetto a un investitore del 2026 con tutela degli impianti esistenti.
Per le aziende: la riduzione della tariffa di immissione in rete come argomento a favore dell'autoconsumo
Le aziende che intendono installare un impianto fotovoltaico per la propria attività dovrebbero tenere presente quanto segue: la tariffa di immissione in rete è comunque secondaria per gli impianti destinati all’autoconsumo — ciò che conta è il valore dell’energia solare autoprodotta (35–40 centesimi per kWh di costo dell’energia di rete risparmiato). Poiché i costi dell'energia di rete aumentano strutturalmente, mentre la tariffa di immissione in rete diminuisce e i costi degli impianti fotovoltaici continuano a scendere, il vantaggio dell'autoconsumo continua ad aumentare. Nel 2026, risparmiare denaro invece di immettere energia in rete sarà più vantaggioso che mai. Maggiori informazioni sono disponibili sulla nostra pagina Impianto fotovoltaico proprio per la vostra azienda.
Per gli investitori: un'analisi completa del modello di investimento nel fotovoltaico — con le aspettative di rendimento, i vantaggi fiscali e un confronto con altre classi di investimento — è disponibile alla pagina Investimenti nel fotovoltaico 2026.
Avviso legale: il presente articolo ha esclusivamente scopo informativo generale e non costituisce una consulenza in materia di investimenti, fiscale o legale. I dati relativi ai rendimenti si basano sui valori storici del gruppo Helm e non costituiscono una garanzia di risultati futuri. Le tariffe, la normativa vigente e i risultati delle gare d’appalto sono aggiornati al mese di maggio 2026 e sono soggetti a modifiche. Tutte le informazioni di natura legale sono fornite senza garanzia. Per la vostra situazione specifica, rivolgetevi a un consulente autorizzato. Aggiornato a maggio 2026.
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La tariffa EEG del 2026 non segna la fine della redditività del fotovoltaico: è l'ultimo tassello di un sistema che subirà un cambiamento radicale nel 2027. Chi comprende l'interazione tra tutela dei diritti acquisiti, rischio CfD, tendenza dei prezzi al ribasso e costi di sistema storicamente bassi, si rende conto che la finestra per 20 anni di incentivazione garantita senza clawback si chiuderà il 31 dicembre 2026. Logic Energy progetta e costruisce impianti fotovoltaici chiavi in mano — con finanziamento assicurato prima dell'inizio dei lavori, un proprio team di gestione operativa e una partecipazione agli utili a lungo termine. Contattateci — calcoleremo gratuitamente il vostro progetto individuale e vi mostreremo concretamente quali tariffe, quali effetti fiscali e quale rendimento sono realistici per la vostra situazione. Ecco come funziona il modello per gli investitori →
Domande frequenti
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Dal 1° febbraio 2026, la tariffa di immissione in rete per gli impianti fotovoltaici fino a 10 kWp è pari a 7,78 ct/kWh in caso di immissione parziale e a 12,34 ct/kWh in caso di immissione totale. Per gli impianti solari da 10 a 40 kWp si applicano 6,73 ct/kWh (immissione parziale) e 10,35 ct/kWh (immissione totale). Il 1° agosto 2026 le tariffe di incentivazione scenderanno nuovamente di circa l'1%. Fonte: Agenzia federale delle reti, BSW Solarwirtschaft.
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Il valore di riferimento è il prezzo di riferimento EEG. La tariffa fissa di immissione in rete è inferiore di 0,4 ct/kWh (§ 53, comma 1, EEG). In caso di commercializzazione diretta, il valore di riferimento funge da limite minimo: premio di mercato = valore di riferimento meno valore di mercato mensile dell'energia solare. Se il prezzo di mercato è superiore, il gestore trattiene l'intero surplus di ricavi.
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La tariffa EEG è valida per esattamente 20 anni a partire dalla messa in funzione dell'impianto solare. La tariffa fissata al momento della costruzione è garantita e non è soggetta a successive modifiche legislative (tutela dei diritti acquisiti). Alla scadenza, l'impianto fotovoltaico può continuare a funzionare: l'energia solare prodotta può quindi essere utilizzata per la vendita diretta, per l'autoconsumo o nell'ambito di nuove normative come l'Energy Sharing (§ 42c EnWG a partire da giugno 2026).
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Per gli impianti fotovoltaici esistenti messi in funzione entro il 31 dicembre 2026 non cambia nulla. La tutela degli impianti esistenti garantisce la tariffa di remunerazione fissata per 20 anni. L’obbligo di CfD con clausola di rimborso si applica esclusivamente ai nuovi impianti fotovoltaici che entreranno in funzione dopo l’entrata in vigore della EEG 2027. L'entrata in vigore prevista dalla legge è il 17 luglio 2027 (Regolamento UE sul mercato dell'energia elettrica 2024/1747); alla luce dell'attuale stato di avanzamento della procedura (aggiornato a maggio 2026, la consultazione delle associazioni non è ancora iniziata), è possibile un rinvio.
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A partire dal 25 febbraio 2025, i nuovi impianti solari a partire da 2 kWp non riceveranno più la tariffa EEG in caso di prezzi negativi dell'energia elettrica in borsa — a partire dal primo quarto d'ora in cui si registrano prezzi negativi. Nel 2025 si sono registrate 573 ore (fonte: SMARD/BNetzA). Il § 51a EEG prevede un meccanismo di compensazione che recupera le perdite di remunerazione dopo 20 anni con un fattore di 0,5. Gli impianti fotovoltaici realizzati prima del 25/02/2025 sono completamente protetti grazie alla clausola di salvaguardia.
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Sì. È possibile effettuare il cambio una volta all'anno. La comunicazione al gestore di rete deve essere effettuata entro il 30 novembre per l'anno successivo. La tariffa di remunerazione stabilita al momento della messa in funzione dell'impianto fotovoltaico rimane invariata: cambia solo il modello di immissione in rete. Per la maggior parte degli impianti solari con autoconsumo, il passaggio all'immissione totale in rete ha senso solo se la quota di autoconsumo è scesa al di sotto del 15-20% circa.
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A partire da febbraio 2024, la riduzione graduale degli incentivi EEG è pari all’1% ogni sei mesi (art. 49 EEG 2023). Per il periodo compreso tra agosto 2026 e gennaio 2027 è prevista una tariffa di circa 7,71 ct/kWh (immissione parziale ≤ 10 kWp). A partire dal 2027, la bozza di lavoro del BMWE prevede una trasformazione radicale del sistema: la tariffa fissa di immissione in rete per gli impianti solari dovrebbe essere sostituita da contratti CfD e gradualmente eliminata come modello di incentivazione. Gli impianti esistenti non sono interessati.
Riferimenti bibliografici
Agenzia federale delle reti — Incentivi EEG e tariffe di incentivazione, aggiornati costantemente, situazione ad aprile 2026
BSW — Associazione federale dell'industria solare — Tariffe di remunerazione attuali per gli impianti fotovoltaici (tabella), aggiornato a febbraio 2026
Comunicato stampa dell'Agenzia federale delle reti — Risultati delle gare d'appalto per l'eolico e il solare, 31 marzo 2026
pv magazine — La BNetzA abbassa il valore massimo delle gare d'appalto per impianti su tetto a 10,00 ct/kWh per il 2026, 16 dicembre 2025
Organismo di compensazione EEG|KWKG — Quando e come cambiano le tariffe di remunerazione per l'energia fotovoltaica?
Associazione tedesca per la promozione dell'energia solare (SFV) — Panoramica delle tariffe di immissione in rete — Andamento storico
Finanztip — Tariffa di immissione in rete 2026: importo, andamento e riforme previste, marzo 2026
energie-experten.org — Tariffe di immissione in rete 2026: importi attuali e tabelle, aggiornato ad aprile 2026
Grant Thornton — Impatto economico della legge sui picchi solari sugli impianti fotovoltaici ed eolici, maggio 2025
EUR-Lex — Regolamento (UE) 2024/1747 che modifica il regolamento sul mercato dell'energia elettrica (obbligo CfD), 26 giugno 2024
Raue Rechtsanwälte — Progetto di modifica della legge sulle energie rinnovabili (EEG): passaggio del sistema di incentivazione a contratti differenziali bilaterali, 2026
EWE — Modifiche al settore fotovoltaico introdotte dalla legge sui picchi solari del 2025
Energia e diritto (studio legale) — EEG 2023: nuove norme in caso di prezzi negativi dell'energia elettrica, articoli 51 e 51a EEG
Gruppo Helm — Dati sul rendimento del portafoglio 2024, dati interni sui progetti, 6–10 % all'anno
