Modifica della legge sull'energia (EnWG): cosa cambia ora per gli investitori nel fotovoltaico?
Estratto
L'emendamento alla legge sull'economia energetica (EnWG) del 2025 — ufficialmente denominato «Legge che modifica la normativa sull'economia energetica per rafforzare la tutela dei consumatori nel settore energetico» — è in vigore dal 23 dicembre 2025. La modifica modifica le condizioni per gli investitori nel fotovoltaico e gli operatori di impianti fotovoltaici in tre ambiti specifici: gli accumulatori di energia elettrica vengono notevolmente rafforzati dal punto di vista edilizio e normativo, le auto elettriche vengono trattate per la prima volta come accumulatori fissi e l'energy sharing ottiene una base giuridica. Chi investe in impianti fotovoltaici nel 2026 dovrebbe conoscere queste nuove disposizioni della normativa energetica.
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La modifica alla legge sull'economia energetica (EnWG) del 2025 (Gazzetta ufficiale federale 2025 I n. 347, in vigore dal 23 dicembre 2025) introduce tre riforme fondamentali della legge sull'economia energetica: gli impianti di accumulo di energia elettrica ottengono un trattamento privilegiato in materia di diritto edilizio nelle aree extraurbane (§ 35 BauGB), un'esenzione proporzionale dai costi di rete per gli impianti di accumulo multiuso (§ 118 comma 6 EnWG) e un quadro giuridico per l'energy sharing (§ 42c EnWG). Il Bundestag e il Governo federale hanno così creato le basi per nuovi modelli di reddito legati all'energia fotovoltaica e all'autoconsumo. Per gli investitori, la scadenza più importante è il 1° gennaio 2029: entro tale data un impianto di accumulo deve essere in funzione per garantire 20 anni di esenzione dai costi di rete.
Indice
Perché la modifica della legge EnWG del 2025 è importante per gli investitori nel fotovoltaico
Accumulatori a batteria: tre nuovi vantaggi in un colpo solo
Vehicle-to-Grid: dal punto di vista normativo, l'auto elettrica diventa un accumulatore
Energy Sharing: una nuova fonte di ricavi a partire da giugno 2026 — con alcune limitazioni
1. Perché la modifica della legge sull'energia (EnWG) del 2025 è rilevante per gli investitori nel fotovoltaico
La modifica della legge sull'energia (EnWG) del 2025 rappresenta il pacchetto di riforme più completo in materia di diritto dell'energia degli ultimi anni. Il Bundestag ha approvato la legge il 13 novembre 2025; il governo federale aveva presentato il disegno di legge al Consiglio dei ministri il 6 agosto 2025. La legge introduce modifiche in 28 leggi e regolamenti, tra cui la stessa EnWG, l'EEG 2023, il codice edilizio, la MsbG e la legge sul finanziamento dell'energia.
Per gli investitori nel settore fotovoltaico e i gestori di impianti fotovoltaici, la modifica normativa è fondamentale per un semplice motivo: nel 2026 il valore di un impianto fotovoltaico non dipenderà più esclusivamente dalla tariffa di immissione in rete. Fonti di reddito quali l’arbitraggio di accumulo, le tariffe elettriche dinamiche e l’energy sharing stanno acquisendo sempre più importanza — ed è proprio su questi aspetti che la modifica normativa nel settore energetico introduce nuove regole.
Ciò che la modifica non disciplina: la legge sui picchi solari — un’ulteriore riforma dello stesso anno — disciplina la remunerazione pari a zero in caso di prezzi negativi sulla borsa dell’energia elettrica, nonché il limite di immissione in rete del 60% per i gestori di impianti sprovvisti di contatori intelligenti. Questa legge separata è entrata in vigore già il 25 febbraio 2025 (BGBl. 2025 I n. 51) e si applica a tutti gli impianti fotovoltaici messi in funzione a partire da tale data. Cosa significa concretamente per i nuovi impianti:
A partire dal 1° febbraio 2025, la tariffa di immissione in rete è scesa a 7,78 ct/kWh (immissione parziale, impianti ≤10 kWp)
In caso di prezzi di borsa negativi, il compenso viene completamente sospeso: la perdita di ricavi stimata per un tipico impianto fotovoltaico su tetto è di circa 120 € all'anno
A titolo di compensazione, il periodo di remunerazione viene esteso oltre i 21 anni standard: le ore non prestate vengono aggiunte alla fine del periodo di finanziamento
Gli impianti fotovoltaici a partire da 7 kWp devono essere controllabili dal gestore di rete — fino all'installazione di contatori intelligenti e dispositivi di controllo, si applica un limite di immissione in rete del 60%
Per i nuovi impianti fotovoltaici installati dopo il 25 febbraio 2025 vige quindi l'obbligo di installare un contatore intelligente e un dispositivo di controllo. Fino a quando tale tecnologia non sarà installata, questi impianti potranno immettere in rete al massimo il 60% della loro potenza, indipendentemente dalla quantità di energia solare effettivamente prodotta dall'impianto.
Questi due regolamenti, nel loro insieme, definiscono il nuovo quadro normativo per gli investimenti nel fotovoltaico in Germania e fanno parte della trasformazione in corso del sistema elettrico tedesco.
2. Accumulatori a batteria: tre nuovi vantaggi in un colpo solo
La modifica della legge sull'energia (EnWG) del 2025 conferisce per la prima volta agli impianti di accumulo di energia elettrica uno status giuridico chiaramente definito — nell'ambito del diritto edilizio, del diritto energetico e delle tariffe di rete. Un impianto di accumulo a batteria è un impianto che immagazzina temporaneamente l'energia solare prodotta e la rilascia in base alle esigenze — per l'autoconsumo, l'immissione in rete o i servizi di sistema. L'emendamento elimina la doppia tassazione dell'energia solare immagazzinata in caso di funzionamento multiuso, migliorando strutturalmente la redditività degli accumulatori a batteria. È possibile ottenere bonus di flessibilità immagazzinando l'energia elettrica nei periodi di prezzi negativi e commercializzandola nelle fasi di prezzi elevati. L'emendamento promuove inoltre la commercializzazione diretta dell'energia elettrica in borsa, senza obblighi di fornitura a lungo termine. I gestori di impianti e gli investitori che progettano impianti fotovoltaici con sistemi di accumulo co-localizzati beneficiano contemporaneamente di tutte e tre le modifiche. Ciò elimina tre dei maggiori ostacoli agli investimenti degli ultimi anni in un'unica legge.
2.1 Diritto edilizio: agevolazioni nelle aree extraurbane per gli impianti fotovoltaici con accumulo (art. 35 BauGB)
Finora l'autorizzazione degli impianti di accumulo di energia elettrica in aree extraurbane era caratterizzata da incertezze giuridiche. A seconda dello Stato federale e dell'autorità competente, ciò comportava complesse procedure di pianificazione urbanistica e lunghi tempi di realizzazione dei progetti. Il Codice edilizio non prevedeva una normativa specifica per gli impianti di accumulo: un problema strutturale del diritto energetico tedesco che operatori e investitori avevano segnalato per anni.
Con la modifica sono stati inseriti due nuovi punti nel § 35, comma 1, del BauGB:
§ 35, comma 1, n. 11 del BauGB (Co-located): gli impianti di accumulo di energia elettrica che presentano un nesso spaziale e funzionale con un impianto esistente a energia rinnovabile godono di un trattamento privilegiato. Non sono richiesti né una capacità minima né requisiti relativi al modo di funzionamento.
§ 35, comma 1, n. 12 del BauGB (autonomo): I serbatoi autonomi godono di un trattamento privilegiato se sono soddisfatte cumulativamente tre condizioni:
Ubicazione a non più di 200 metri da una sottostazione elettrica (alta tensione o altissima tensione, oppure media tensione o alta tensione) o da una centrale elettrica con una potenza pari o superiore a 50 MW
Potenza nominale di almeno 4 megawatt
Superficie massima di 50.000 m²
Per gli investitori nel settore fotovoltaico, il punto 11 è particolarmente rilevante dal punto di vista pratico: chi progetta o gestisce un impianto fotovoltaico a terra può ora realizzare un sistema di accumulo in co-locazione senza dover avviare una procedura separata di piano regolatore, il che riduce notevolmente i tempi e i costi di progettazione. L'allacciamento alla rete per tali progetti di co-locazione è regolato dal KraftNAV e dalle sue attuali modifiche per il mercato fotovoltaico: in questo caso, il diritto edilizio e l'allacciamento alla rete si integrano direttamente.
2.2 Interesse pubblico prevalente (art. 11c della legge sull'energia)
Il § 11c modificato della legge sull'energia (EnWG) definisce la realizzazione e la gestione di tutti gli impianti di accumulo di energia come di interesse pubblico preminente e come motore della transizione energetica. Nelle procedure di autorizzazione, gli impianti di accumulo assumono così un peso notevole rispetto agli interessi concorrenti — dalla tutela della natura alla protezione dalle emissioni. Vengono agevolate le esenzioni e le deroghe. Si tratta di un effetto diretto della modifica legislativa per gli investitori che intendono realizzare progetti in aree extraurbane.
Si tratta di una soluzione di compromesso, non di una priorità assoluta. Sono esplicitamente escluse solo le esigenze relative alla difesa nazionale e dell'alleanza. La normativa resterà in vigore fino al raggiungimento di un approvvigionamento energetico praticamente a emissioni zero (obiettivo del governo: 2045) — un obiettivo chiaramente definito dal governo federale nel contesto della transizione energetica.
2.3 Fine della doppia imposizione sui corrispettivi di rete (art. 118, comma 6, della legge sull'energia)
Si tratta della modifica più rilevante dal punto di vista economico della legge sull'energia per gli investitori nel settore dello stoccaggio. Una singola modifica terminologica — da «se» a «purché» nel § 118, comma 6, terza frase, della legge sull'energia (EnWG) — consente per la prima volta un 'esenzione proporzionale dai costi di rete per gli impianti di stoccaggio multiuso.
Cosa significa questo per i gestori e i proprietari di impianti: finora le esenzioni dai costi di rete si applicavano solo agli accumulatori che reimmettevano il 100% dell’energia immagazzinata nella stessa rete elettrica. Gli accumulatori di energia che svolgono più funzioni contemporaneamente — autoconsumo, commercializzazione diretta, energia di regolazione, servizi di rete — non rientravano nell'esenzione e pagavano due volte i costi di rete: al momento della ricarica dalla rete e al momento dell'immissione in rete.
Altre modifiche importanti all'articolo 118, paragrafo 6, della legge sull'energia (EnWG):
Proroga del termine per l'entrata in funzione: dal 4 agosto 2026 al 1° gennaio 2029 — Gli investitori hanno tre anni in più per l'attuazione e l'ampliamento
I punti di ricarica bidirezionali vengono equiparati: le wallbox per auto elettriche vengono trattate come sistemi di accumulo in base al riferimento all'articolo 21 della legge tedesca sull'energia (EnFG) — un passo importante per la gestione energetica
Periodo di esenzione: 20 anni a partire dalla messa in servizio
⚠️ Rischio normativo: l’Agenzia federale delle reti sta lavorando a un nuovo sistema tariffario di rete nell’ambito della procedura AgNes. Ai sensi dell’articolo 118, paragrafo 6, comma 12 della legge sull’energia (EnWG), l’Agenzia federale delle reti può adottare in qualsiasi momento disposizioni divergenti. Secondo un’analisi condotta da FfE e dalla Fondazione per il diritto ambientale ed energetico, le esenzioni si trovano, dal punto di vista normativo, «su un terreno instabile». La garanzia ventennale si applica solo agli impianti che entreranno in funzione prima del 1° gennaio 2029. Le conseguenze strategiche di questa riforma in termini di investimenti — e cosa ciò significhi concretamente per la pianificazione dei rendimenti — sono illustrate nell’articolo sulla riforma AgNes e sui suoi effetti sugli investimenti nel fotovoltaico.
Contesto di mercato: alla fine del 2025 in Germania erano installati sistemi di accumulo a batteria con una capacità complessiva di circa 25,5 GWh — cinque volte di più rispetto al 2020/2021 (BSW Solar, gennaio 2026). Per gli impianti di accumulo chiavi in mano di grandi dimensioni superiori a 10 MW, i costi di sistema sono ora inferiori a 250 €/kWh (dati di mercato Q1 2026).
3. Vehicle-to-Grid: dal punto di vista normativo, l'auto elettrica diventa un accumulatore
La modifica alla legge EnWG del 2025 elimina il principale ostacolo normativo alla ricarica bidirezionale. A partire dal 1° gennaio 2026, le auto elettriche saranno trattate giuridicamente alla stregua degli accumulatori di energia fissi: non saranno più applicati costi di rete in caso di reimmissione di energia nella rete elettrica. Questo è il presupposto affinché il Vehicle-to-Grid possa diventare economicamente sostenibile.
Cosa cambia concretamente per il V2G con la modifica della legge EnWG
A seguito della modifica apportata all'articolo 118, paragrafo 6, della legge sull'energia (EnWG) e del rinvio all'articolo 21 della legge sull'energia rinnovabile (EnFG), si applica quanto segue: l'energia solare o quella di rete reimmessa nella rete o in un edificio tramite una wallbox bidirezionale a partire da una batteria di un veicolo non comporta più il pagamento di doppie tariffe di rete. Il sistema di gestione energetica domestica (HEMS) — ovvero il controllo intelligente di produzione, accumulo, wallbox e consumo — diventa così per la prima volta utilizzabile in modo giuridicamente sensato.
Inoltre, dal 1° aprile 2026 sono entrate in vigore le norme procedurali MiSpeL dell'Agenzia federale delle reti. Queste norme standardizzano:
Contabilizzazione delle operazioni di ricarica bidirezionali nella rete
Scambio di dati tra gestore, fornitore, gestore dei punti di misurazione e gestore della rete
Trattamento dei punti di ricarica come unità di stoccaggio nel sistema elettrico
Veicoli, potenziale di risparmio e diffusione dei contatori intelligenti
Secondo l'Ufficio federale tedesco per la motorizzazione (Kraftfahrt-Bundesamt), al 1° gennaio 2026 in Germania erano immatricolate esattamente 2.034.260 autovetture elettriche a batteria (BEV), superando per la prima volta la soglia dei 2 milioni. Nel 2025 sono state immatricolate 545.142 nuove BEV (+43,2 %). Si stima che circa 225.000 veicoli siano già tecnicamente in grado di ricaricarsi in modo bidirezionale, anche se la vera capacità V2G (reimmissione di energia nella rete pubblica) è disponibile su un numero nettamente inferiore di modelli.
Modelli compatibili con V2G/V2H attualmente disponibili (aggiornato al primo trimestre 2026):
Famiglia VW ID. (ID.3, ID.4, ID.5, ID.7, ID.Buzz con batteria da 77 kWh) — V2H tramite DC/CCS
Hyundai Ioniq 5, Kia EV6/EV9 — V2H e V2L
BMW iX3 Nuova Classe — prima offerta commerciale V2G in Germania con E.ON, fino a 720 € di bonus all'anno
Renault 5, Renault 4, Renault Scenic — gli unici produttori con bidirezionalità AC
Il potenziale economico: uno studio Fraunhofer (ISI/ISE, commissionato da Transport & Environment, ottobre 2024) stima un potenziale di risparmio fino a 700 € all’anno per famiglia in caso di combinazione ottimale di impianto fotovoltaico, sistema di accumulo domestico e ricarica bidirezionale — pari a un massimo del 45% dei costi annuali dell’energia elettrica. Scenari più prudenti si attestano sui 200–400 € all'anno.
⚠️ Nota: le wallbox bidirezionali a corrente continua costano 3.000–6.000 € per l'apparecchio, più i costi di installazione. L'investimento complessivo per un'infrastruttura di ricarica bidirezionale ammonta a 4.500–10.000 €. L'introduzione dei contatori intelligenti (attualmente: tasso di diffusione del 5,5%, situazione alla fine del 2025) è un requisito tecnico per lo Smart Meter Gateway e rimane il principale ostacolo all'integrazione nella rete elettrica.
4. Energy Sharing: nuova fonte di ricavi a partire da giugno 2026 — con alcune limitazioni
A partire dal 1° giugno 2026, l’Energy Sharing sarà sancito per la prima volta dalla legislazione energetica tedesca. L’articolo 42c dell’EnWG (Legge sull’energia) getta le basi affinché l’energia fotovoltaica — ovvero l’energia solare proveniente da fonti rinnovabili — possa essere condivisa attraverso la rete elettrica pubblica: senza una linea diretta fisica, ma con un gestore di rete che funga da intermediario. L'energia elettrica prodotta localmente viene consumata localmente: ciò riduce la necessità di ampliare la rete e aumenta il potenziale di flessibilità delle comunità energetiche dei cittadini e dei progetti di quartiere. Si tratta di una pietra miliare normativa della riforma dell'EnWG, ma non di un modello di business immediatamente redditizio.
Cosa consente concretamente l'articolo 42c della legge tedesca sull'energia (EnWG) per gli impianti fotovoltaici e l'energy sharing
L'Energy Sharing consiste nell'utilizzo condiviso di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili attraverso la rete di distribuzione pubblica. Un investitore nel settore fotovoltaico o un gestore di impianti immette in rete l'energia solare; i partecipanti alla stessa zona di bilanciamento acquistano tale energia a prezzi concordati autonomamente, solitamente compresi tra la tariffa di immissione in rete e il prezzo dell'energia elettrica per uso domestico. Il vantaggio per i consumatori: energia elettrica più conveniente proveniente dai vicini anziché dalla rete generale.
Punti salienti della legge:
Operatori ammessi: persone fisiche, PMI, comunità energetiche di cittadini e comuni. Sono esclusi i grandi fornitori di energia e le grandi imprese.
Requisiti tecnici: rilevamento dei dati con precisione al quarto d'ora tramite contatori intelligenti e gateway per contatori intelligenti — indispensabile per ogni implementazione
Prezzo: liberamente negoziabile tra gestore e consumatore
Le tariffe di rete continuano ad essere dovute per intero — uno svantaggio economico determinante rispetto ad altri paesi dell'UE
Calendario: quando partirà l'Energy Sharing per gli operatori del settore delle energie rinnovabili
A partire dal 1° giugno 2026: condivisione dell'energia all'interno di un'area di bilanciamento
A partire dal 1° giugno 2028: a livello interregionale all'interno della stessa zona di regolamentazione
Fino al 1° gennaio 2029: periodo transitorio per gli impianti esistenti dei clienti (art. 118, comma 7, della legge sull'energia)
Il prezzo di vendita tipico dell'energia solare nell'Energy Sharing è stimato tra i 10 e i 15 ct/kWh — a metà strada tra la tariffa di immissione in rete prevista dalla legge EEG (~7–8 ct/kWh) e il prezzo dell'energia elettrica per uso domestico (~30–40 ct/kWh). Sembra allettante. Il problema: le tariffe di rete complete (in media ~9,3 ct/kWh nel 2026) riducono notevolmente il margine. L'integrazione nella rete elettrica costa denaro e, a differenza di altri paesi dell'UE, il governo federale tedesco ha deciso di non ridurre questi costi. La Germania ha inoltre scelto il raggio geografico più ristretto possibile e, a differenza di Austria, Italia e Spagna, rinuncia completamente a premi o tariffe di rete ridotte.
L'alleanza Bürgerenergie sintetizza così la situazione: la mancanza di redditività è il punto cruciale — non esistono incentivi che compensino l'onere burocratico e tecnico aggiuntivo.
Gli osservatori del settore prevedono che il mercato registrerà un'effettiva crescita non prima del 2029, quando l'introduzione dei contatori intelligenti sarà a uno stadio più avanzato, un maggior numero di gestori di rete ne sosterrà l'implementazione e gli adeguamenti politici ne miglioreranno la redditività.
5. Le tre scadenze principali e le opportunità di investimento
Per gli investitori nel settore fotovoltaico e i gestori di impianti fotovoltaici, la scelta del periodo di tempo giusto è determinante per la redditività a lungo termine. La modifica della legge sull'energia (EnWG) stabilisce scadenze chiare che fungono da punti di riferimento strategici per l'espansione e la realizzazione degli impianti.
Scadenza 1 — Messa in funzione dell'accumulatore prima del 1° gennaio 2029: chi mette in funzione un accumulatore di energia elettrica prima del 1° gennaio 2029 si assicura 20 anni di esenzione dai costi di rete per l'energia elettrica immessa e prelevata dalla rete. Si tratta della misura singola più importante per i progetti di co-locazione. Dopo tale data, la normativa potrebbe non essere più in vigore in questa forma: l'Agenzia federale delle reti si riserva il diritto di apportare modifiche nell'ambito della procedura AgNes.
Scadenza 2 — Pianificare subito la co-locazione: la combinazione di agevolazioni urbanistiche (art. 35 n. 11 BauGB), interesse pubblico prevalente (art. 11c EnWG) ed esenzione dai costi di rete rende oggi gli impianti fotovoltaici con accumulo in co-locazione più attraenti che mai. Chi progetta un impianto fotovoltaico su terreno aperto dovrebbe integrare un sistema di accumulo nella progettazione fin dall'inizio — non come opzione di retrofit, ma come parte integrante del modello di business. Gli investimenti in sistemi di accumulo a batteria sono essenziali per immagazzinare l'energia elettrica, massimizzare la quota di autoconsumo e ridurre la dipendenza dai prezzi fluttuanti del mercato. In questo modo, la gestione energetica può essere ottimizzata fin dall'inizio in termini di autoconsumo e stabilità della rete.
Scadenza 3 — Monitorare l'Energy Sharing a partire da giugno 2026: dal punto di vista normativo, l'Energy Sharing entrerà in vigore a giugno 2026. Per gli investitori è consigliabile una fase di osservazione in attesa: le condizioni economiche generali non sono ancora sufficientemente allettanti per un posizionamento immediato. Il valore strategico consiste nel pianificare gli impianti fotovoltaici e gli accumulatori in modo tale che l'Energy Sharing possa essere attivato a partire dal 2028–2029 come fonte di ricavo aggiuntiva per l'energia solare.
Sintesi dei dati principali:
117 GW di potenza fotovoltaica totale installata in Germania alla fine del 2025 (BNetzA)
25,5 GWh di capacità di accumulo in batterie installata in Germania alla fine del 2025 (BSW Solar, gennaio 2026)
Piano di sviluppo di impianti di stoccaggio su larga scala da 5,6 GW per il periodo 2026–2027 (Modo Energy, febbraio 2026)
Sistemi di stoccaggio su larga scala da oltre 10 MW chiavi in mano a un costo inferiore a 250 €/kWh (primo trimestre 2026)
2.034.260 veicoli elettrici a batteria immatricolati in Germania al 1° gennaio 2026 (KBA)
1° gennaio 2029 — Scadenza cruciale per l'esenzione dal canone di rete per gli accumulatori a batteria
6. Rischi che gli investitori non dovrebbero sottovalutare
Una valutazione obiettiva della modifica della legge sull'energia (EnWG) richiede anche di considerare i punti deboli. L'architettura normativa è ambiziosa, ma i rischi legati all'attuazione per i gestori degli impianti e gli investitori sono reali. Chi conosce la riforma e i suoi limiti investe con maggiore lucidità e sicurezza.
Panoramica dei quattro rischi principali:
Potere discrezionale della BNetzA — l'esenzione dai costi di rete può essere modificata in qualsiasi momento tramite regolamentazione
Diffusione dei contatori intelligenti — Il tasso di diffusione del 5,5% previsto per la fine del 2025 frena l'energy sharing, il V2G e le tariffe dinamiche
Incertezza giuridica sugli impianti dei clienti — La sentenza della Corte federale di cassazione del maggio 2025 mette a rischio i nuovi impianti nei progetti di quartiere
Aumento delle ore con prezzi negativi — 575 ore nel 2025, nessuna remunerazione EEG, calo del rendimento in assenza di sistemi di accumulo
Rischio 1 — Potere di deroga della BNetzA: il punto debole della modifica della legge sull'energia (EnWG)
Ai sensi dell’articolo 118, paragrafo 6, comma 12, della legge sull’energia (EnWG), l’Agenzia federale delle reti può stabilire norme divergenti in materia di tariffe di rete. La procedura AgNes (adeguamento del sistema tariffario di rete) è in corso. Secondo le valutazioni giuridiche, non sussiste un affidamento degno di tutela a lungo termine sull'attuale regime di esenzione. Non si tratta di un rischio teorico, bensì di una competenza esplicitamente sancita dalla legge.
Rischio 2 — L'introduzione dei contatori intelligenti e il gateway dei contatori intelligenti come collo di bottiglia
Al 31 dicembre 2025 erano stati installati solo circa 3,09 milioni di sistemi di misurazione intelligenti con gateway per contatori intelligenti — pari al 5,5% di tutti gli allacciamenti elettrici in Germania (BNetzA). L'energy sharing, il V2G e le tariffe elettriche dinamiche richiedono obbligatoriamente contatori intelligenti e un dispositivo di controllo. Senza questa infrastruttura non è possibile né gestire in modo ottimale la limitazione dell'immissione in rete né realizzare i nuovi modelli di ricavo. Nel marzo 2026 la BNetzA ha già avviato 77 procedimenti contro gestori di rete e gestori di punti di misurazione inadempienti. Finché l'implementazione ristagna, la realizzazione pratica di questi modelli di business rimane limitata.
Rischio 3 — Incertezza giuridica relativa agli impianti dei clienti per gli impianti fotovoltaici nel quartiere
Con sentenza del 13 maggio 2025 (n. EnVR 83/20), la Corte federale di cassazione tedesca ha fortemente ristretto la definizione di «impianto del cliente». I progetti di energia per gli inquilini e i progetti di quartiere che coinvolgono più edifici rischiano di essere classificati come reti di distribuzione regolamentate, con conseguenze significative per i gestori e le aziende che utilizzano i propri impianti fotovoltaici per fornire energia agli inquilini. Il periodo transitorio fino a gennaio 2029 tutela solo gli impianti esistenti — per i nuovi impianti regna la totale incertezza giuridica. 27 associazioni di categoria chiedono una riforma permanente della legislazione in materia di energia.
Rischio 4 — Aumento delle ore con prezzi negativi per le energie rinnovabili
Nel 2025 si sono registrate circa 575 ore di prezzi negativi dell'energia elettrica sulla borsa elettrica (FfE/EPEX SPOT 2025). Da febbraio 2025, in queste ore non è più prevista la tariffa di immissione in rete prevista dalla legge tedesca sulle energie rinnovabili (EEG) per i nuovi impianti fotovoltaici. Chi non pianifica attivamente strategie di ricavo dinamiche con accumulo a batteria rinuncia a una parte di rendimento. Allo stesso tempo, il rischio di un sovraccarico della rete nei periodi di elevata immissione di energie rinnovabili rimane reale: il valore di mercato del solare nel 2025 era in media annuale di soli 4,508 ct/kWh.
7. Conclusione: cosa fare concretamente ora
La modifica della legge sull'energia (EnWG) del 2025 getta le basi normative per una nuova generazione di modelli di business nel settore fotovoltaico. Per gli investitori e i gestori di impianti è possibile ricavarne tre raccomandazioni operative:
In primo luogo: progettare subito gli impianti fotovoltaici con accumulo e integrare l'accumulo co-localizzato nella pianificazione iniziale del progetto — non come opzione da aggiungere in un secondo momento. La combinazione di privilegi in materia di diritto edilizio, interesse pubblico preminente ed esenzione dai costi di rete è straordinariamente vantaggiosa. La data di riferimento del 1° gennaio 2029 per l'esenzione ventennale è reale. Attuare oggi significa garantirsi 20 anni di vantaggi sui costi dell'energia elettrica.
In secondo luogo: monitorare strategicamente il V2G e l’energy sharing, ma non considerarli come fattori di rendimento immediati. Le basi normative sono state gettate: l’infrastruttura economica (contatori intelligenti, diffusione dei contatori intelligenti, wallbox compatibili con il V2G, processi standardizzati del gestore di rete) è in fase di sviluppo. È più sensato puntare al 2028–2029 piuttosto che investire immediatamente in un’infrastruttura non ancora matura.
Terzo: prendere sul serio la competenza della BNetzA. Chi investe in impianti di stoccaggio su larga scala dovrebbe valutare scenari in cui l'esenzione dai costi di rete sia ridotta o venga completamente meno. La redditività di un progetto di co-locazione con energie rinnovabili dovrebbe essere dimostrabile anche senza questo vantaggio: si tratta di un bonus, non di una base di pianificazione.
Per chi desidera approfondire l'argomento: le modifiche alla KraftNAV e il loro significato per l'allacciamento alla rete completano il quadro normativo in materia edilizia con la dimensione tecnica dell'allacciamento alla rete — entrambe le normative si integrano direttamente nei progetti di co-locazione.
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 alcuna garanzia di risultati futuri. Per la vostra situazione specifica, rivolgetevi a un consulente abilitato. Tutte le informazioni sono fornite senza alcuna garanzia. Aggiornato ad aprile 2026.
Vai agli investimenti nel fotovoltaico → La modifica della legge EnWG del 2025cambia radicalmente la struttura dei rendimenti degli investimenti nel fotovoltaico, in particolare per i progetti con accumulo in batteria integrato.
È raro che si verifichino tre cambiamenti contemporaneamente. Normativa edilizia, tariffe di rete e energy sharing: la modifica della legge sull’energia fornisce ilquadro giuridico cherendegli impianti fotovoltaicicon accumulo di energia più redditizi che mai. Gli impianti fotovoltaici con accumulo co-localizzato beneficiano direttamente diprocedure di autorizzazionepiù agevoli,tariffe di reteridottee un chiaroobbligo di vendita diretta a partire da 25 kWp . Ma le leggi da sole non costruiscono un impianto e non garantiscono un rendimento. Logic Energy progetta e realizza impianti fotovoltaici che sono concepiti fin dall'inizio in base alle nuove condizioni quadro: sistemi di accumulo co-localizzati, partecipazione ai ricavi a lungo termine, ben ponderati dal punto di vista tecnico e giuridico. Approfittate del momento favorevole dal punto di vista normativo: contattateci e calcoleremo gratuitamente il vostro potenziale di investimento individuale.
Domande frequenti
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La modifica della legge sull'energia (EnWG) del 2025 è una legge articolata che apporta modifiche a 28 leggi e regolamenti, tra cui l'EnWG, l'EEG 2023, il BauGB e il MsbG. È stata approvata dal Bundestag il 13 novembre 2025, è passata al Bundesrat il 21 novembre 2025 ed è in vigore dal 23 dicembre 2025 (BGBl. 2025 I n. 347).
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Gli impianti di accumulo a batteria beneficiano di tre nuovi vantaggi: per la prima volta un proprio privilegio in materia di diritto edilizio nelle aree esterne (§ 35 comma 1 n. 11 e 12 BauGB), lo status di "interesse pubblico preminente" nelle procedure di autorizzazione (§ 11c EnWG) e un'esenzione proporzionale dai costi di rete per gli accumulatori multiuso (§ 118 comma 6 EnWG). Il termine di messa in servizio per l'esenzione ventennale è stato prorogato al 1° gennaio 2029.
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L'Energy Sharing (art. 42c EnWG) consentirà, a partire dal 1° giugno 2026, la commercializzazione di energia fotovoltaica attraverso la rete di distribuzione pubblica a favore di utenti situati nella stessa zona di bilancio. I prezzi sono liberamente negoziabili e si attestano in genere tra i 10 e i 15 ct/kWh. Rimangono tuttavia dovuti i costi di rete per intero (~9,3 ct/kWh). Un mercato su larga scala è realistico non prima del 2029.
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Sì. Grazie alla modifica dell'articolo 118, paragrafo 6, della legge sull'energia (EnWG) e al riferimento all'articolo 21 della legge sull'energia rinnovabile (EnFG), a partire dal 1° gennaio 2026 i punti di ricarica bidirezionali saranno trattati a livello normativo alla stregua degli accumulatori a batteria fissi. L'energia reimmessa in rete dalle batterie dei veicoli non comporterà più il pagamento di doppie tariffe di rete. A partire dal 1° aprile 2026, le regole di processo MiSpeL standardizzeranno la contabilizzazione.
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Con la modifica della legge sull'energia (EnWG), il termine per la messa in esercizio è stato prorogato dall'agosto 2026 al 1° gennaio 2029. Chi mette in esercizio un impianto di accumulo entro tale data si assicura un'esenzione di 20 anni dai costi di rete per l'energia elettrica immessa e prelevata, a condizione che l'Autorità federale delle reti (BNetzA) non adotti disposizioni diverse nell'ambito dell'attuale procedura AgNes.
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Il principale rischio normativo è rappresentato dal potere di deroga dell'Agenzia federale delle reti (art. 118, comma 6, frase 12 della Legge sull'energia). La lenta diffusione dei contatori intelligenti (tasso di copertura del 5,5% alla fine del 2025) ritarda la realizzazione dell'Energy Sharing e del V2G. L'incertezza giuridica relativa agli impianti dei clienti a seguito della sentenza della Corte federale di cassazione del maggio 2025 riguarda i progetti di quartiere. L'aumento delle ore con prezzi negativi (575 ore nel 2025) grava sulla commercializzazione diretta senza accumulo.
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In parte. Il regime agevolato in materia di diritto edilizio si applica ai nuovi progetti di accumulo. L'esenzione dai costi di rete può essere utilizzata anche per gli impianti esistenti, a condizione che un nuovo impianto di accumulo entri in funzione entro il 1° gennaio 2029. L'Energy Sharing è accessibile a tutti i proprietari di impianti di energia rinnovabile, indipendentemente dalla data di messa in funzione dell'impianto fotovoltaico, purché siano soddisfatti i requisiti tecnici (contatore intelligente, possibilità di bilanciamento).
Riferimenti bibliografici
Bundestag — Approvata la legge per la tutela dei consumatori dalle fluttuazioni dei prezzi dell'energia elettrica, 13 novembre 2025
pv magazine — Il Consiglio federale approva la modifica della legge sull'energia (EnWG), 21 novembre 2025
Gleiss Lutz — Regime privilegiato per gli impianti di accumulo a batteria in aree non soggette a zonizzazione: nuovi punti 11 e 12 dell'articolo 35, paragrafo 1, del BauGB, novembre 2025
Gleiss Lutz — Condivisione dell'energia – Utilizzo congiunto di energia elettrica da fonti rinnovabili ai sensi del nuovo articolo 42c della Legge sull'industria energetica, dicembre 2025
FfE — Nuovi privilegi tariffari di rete per impianti di accumulo e punti di ricarica – Le esenzioni sono a rischio?, dicembre 2025
BSW Solar — La capacità di accumulo delle batterie quintuplicata in 5 anni, 12 gennaio 2026
Modo Energy — Rapporto sull'espansione degli impianti di accumulo a batteria in Germania: la crescita della capacità raggiungerà livelli record nel 2025, febbraio 2026
Ufficio federale tedesco per la motorizzazione — Il numero di veicoli esclusivamente elettrici immatricolati in Germania supera per la prima volta la soglia dei due milioni, 2026
Baker Tilly — Condivisione dell'energia: nuovo quadro normativo nella legge sull'energia (EnWG), 2025
Alleanza per l'energia dei cittadini — Finalmente l'Energy Sharing – purtroppo solo a metà, 21 novembre 2025
Trasporti e Ambiente / Electrive — Il Fraunhofer valuta il potenziale economico delle stazioni di ricarica bidirezionali, ottobre 2024
Tengelmann Energie — Modifica della legge sull'energia (EnWG) del 2025: ciò che le aziende devono sapere ora, 2025
Bittner+Krull — Implementazione dei contatori intelligenti nel 2026: iMSys tra obiettivi e realtà, 2026
Photovoltaik.sh — Condivisione dell'energia solare: opportunità e condizioni quadro a partire da giugno 2026, 2026
Gruppo Helm — Dati sul rendimento del portafoglio 2024 — Dati interni sui progetti
