Cosa comporta la riforma KraftNAV per gli investitori nel settore fotovoltaico e per le aziende?
KraftNAV decide chi può collegarsi alla rete e quando. A partire dalla modifica del dicembre 2025, rappresenta una delle leve più importanti per i progetti fotovoltaici a terra e gli impianti di accumulo a batteria — anche per gli impianti che non rientrano affatto nel suo ambito di applicazione.
La risposta breve
Il KraftNAV si applica alle connessioni alla rete a partire da 110 kV e 100 MW. La modifica del 24 dicembre 2025 esclude gli impianti di accumulo a batteria dal trattamento riservato alle centrali elettriche convenzionali e apre la strada al passaggio dal principio “primo arrivato, primo servito” alla procedura basata sul grado di maturità. Non si applica direttamente agli impianti fotovoltaici di piccole dimensioni, ma il suo effetto si fa sentire attraverso la lista d’attesa presso la sottostazione, nella quale recentemente erano presenti circa 720 GW di richieste di allacciamento.
Per anni il regolamento sull’allacciamento alla rete delle centrali elettriche (KraftNAV) è stato considerato una questione secondaria. A partire dalla modifica del dicembre 2025, il KraftNAV rappresenta uno degli strumenti più importanti per gli investitori nel settore fotovoltaico e per i progetti di accumulo con batterie: è infatti il regolamento che stabilisce chi può allacciarsi alla rete e quando. Questo articolo fa il punto su cosa è cambiato, quali impianti sono interessati e quali sono le scadenze da tenere in considerazione nel 2026 e nel 2027.
Cosa disciplina la KraftNAV e a chi si applica?
La KraftNAV disciplina l'allacciamento alla rete di alta e altissima tensione dei grandi impianti di produzione. Si applica a partire da una tensione di allacciamento di 110 kilovolt e da una potenza nominale di 100 megawatt. Non si applica quindi direttamente agli impianti fotovoltaici su tetto e a terra con potenza nell'ordine di pochi megawatt.
Ciò che conta è l’effetto indiretto. Il KraftNAV stabilisce le modalità con cui i gestori di rete assegnano le capacità di connessione limitate. Chi intende immettere energia nella stessa regione di rete entra in concorrenza con questi grandi progetti per l’utilizzo delle stesse sottostazioni, anche se il proprio impianto non rientra mai nel campo di applicazione del regolamento.
Gli accumulatori a batteria hanno rappresentato a lungo un caso a sé stante. Non sono né produttori classici né semplici consumatori, e il regolamento non era stato concepito per loro. È proprio su questo punto che interviene la modifica.
Perché il principio del “primo arrivato, primo servito” è diventato un problema
La capacità di allacciamento è stata assegnata secondo il principio “primo arrivato, primo servito”: chi presenta la richiesta per primo ha la precedenza. L’Associazione federale tedesca per l’energia e le risorse idriche ha stimato che, nel novembre 2025, le richieste di allacciamento in sospeso ammontavano a circa 720 gigawatt, a fronte di una potenza di generazione installata di circa 263 gigawatt in Germania.
Una parte consistente di queste richieste riguardava progetti che non sarebbero mai stati realizzati. La capacità riservata ha quindi ostacolato progetti concreti. La conseguenza è stata paradossale: progetti pronti per la costruzione, con finanziamenti, terreni e autorizzazioni, sono stati messi in secondo piano rispetto a richieste che non avrebbero mai portato alla realizzazione di un impianto.
La Corte federale di giustizia ha ripreso questa prassi nella sua decisione del 15 luglio 2025 (EnVR 1/24) e ha concesso ai gestori di rete un maggiore margine di manovra nell'assegnazione. Ciò ha aperto la strada a una riforma del regolamento.
Quali sono le conseguenze della modifica del dicembre 2025
Il decreto di modifica è stato pubblicato il 24 dicembre 2025 (Gazzetta ufficiale federale 2025 I n. 368). Il punto centrale è rappresentato da una modifica al testo dell’articolo 1, comma 1, del KraftNAV: gli accumulatori a batteria non vengono più trattati automaticamente alla stregua delle centrali elettriche convenzionali. Il precedente regime di agevolazioni sui costi per gli accumulatori viene abolito.
In pratica, ciò comporta tre aspetti. In primo luogo, i costi di allacciamento per gli impianti di accumulo non saranno più ripartiti in modo forfettario come nel caso degli impianti di produzione. In secondo luogo, i gestori di rete potranno integrare gli impianti di accumulo in modo più flessibile nei punti di allacciamento esistenti. In terzo luogo, si apre la strada a una procedura di aggiudicazione che non si baserà più esclusivamente sulla data della richiesta.
Per i progetti su aree libere che prevedono l'installazione di un impianto di accumulo, questa è la modifica più rilevante degli ultimi due anni. Essa determina se un impianto di accumulo possa essere realizzato presso lo stesso punto di allacciamento oppure se sia necessaria una procedura a sé stante.
Quali impianti fotovoltaici sono interessati — e quali no
Non sono interessati gli impianti su tetto collegati alla rete a bassa e media tensione, né gli impianti a terra con potenza inferiore alla soglia dei 110 kilovolt. Sono direttamente interessati i grandi progetti a partire da 100 megawatt collegati alla rete ad alta tensione. La grande maggioranza è interessata indirettamente, a causa dei tempi di attesa presso la sottostazione.
Per gli impianti su tetto e quelli di piccole dimensioni installati su spazi aperti, l’allacciamento continua a essere regolato dalla legge sulle energie rinnovabili (EEG) e dalle norme tecniche di allacciamento, non dal regolamento KraftNAV. In Germania esiste solo un numero limitato di parchi solari che superano la soglia dei 100 megawatt; dal punto di vista pratico, il regolamento è più rilevante per gli impianti eolici e di accumulo.
Il vantaggio pratico risiede nella lista d'attesa: quando i progetti inattivi vengono eliminati, quelli reali avanzano di posizione. Chi pianifica un progetto su terreno libero in una regione in cui la situazione della rete è critica ne trae beneficio immediato — anche senza rientrare direttamente nel campo di applicazione del regolamento.
Co-locazione: diventa più facile installare sistemi di accumulo nei parchi solari
Il termine “co-location” indica l’installazione di un sistema di accumulo a batteria presso lo stesso punto di allacciamento alla rete dell’impianto fotovoltaico. L’Associazione federale dell’industria solare prevede che circa il 90% dei nuovi parchi solari sarà progettato con un sistema di accumulo. Il punto di allacciamento comune consente in genere un risparmio compreso tra 50.000 e 150.000 euro rispetto a due allacciamenti separati.
Anche il lato dei ricavi registra un miglioramento. Un’analisi contenuta in un white paper del febbraio 2026 evidenzia, per gli impianti in co-locazione, un vantaggio in termini di valore attuale netto (VAN) pari a circa il 29% rispetto alla variante stand-alone. L’articolo dedicato al fotovoltaico con accumulo a batteria e co-locazione illustra in dettaglio come si articolano le fonti di ricavo.
A ciò si aggiunge l’esenzione dai corrispettivi di rete ai sensi dell’articolo 118, comma 6, dell’EnWG. Gli impianti di accumulo che entrano in funzione entro 18 anni dal 4 agosto 2011 sono esenti per 20 anni dai corrispettivi di rete sull’energia elettrica prelevata. Il periodo di validità termina quindi all’inizio di agosto 2029. Se l’esenzione verrà prorogata oltre tale data è ancora da definire nell’ambito del procedimento AgNes in corso — per un approfondimento al riguardo si rimanda all’articolo sulla riforma AgNes e sui costi di rete del 2026.
Il processo di valutazione del grado di maturità: avvio in base alla maturità del progetto
Dal 1° aprile 2026 i gestori di rete stanno sperimentando una procedura basata sul grado di maturità. Anziché la data di presentazione, è lo stato di avanzamento comprovato del progetto a determinare l’esito: acquisizione del terreno, autorizzazione, finanziamento e contratto di fornitura per i componenti principali. La procedura si articola in tre fasi: richiesta preliminare, attestazione del grado di maturità, impegno vincolante.
Chi non presenta la documentazione entro i termini previsti perde il proprio posto nella lista d'attesa. Anche la struttura dei costi subisce una modifica: la tariffa di gestione sale a 50.000 euro di importo base più 1.500 euro per megawatt; in precedenza era di circa 1.000 euro per megawatt. L'aumento della tariffa è voluto: rende più costose le richieste non serie.
Netze BW è stata una delle prime società di gestione delle reti di distribuzione ad ampliare la procedura, applicandola alle richieste di allacciamento a partire da 950 kilowatt e agli impianti di accumulo autonomi. Per i progettisti ciò significa che l’onere di dimostrazione inizia ben al di sotto della soglia prevista dal KraftNAV.
Sono state sollevate critiche riguardo alla profondità della valutazione. L’Agenzia federale delle reti richiede ai gestori di rete criteri trasparenti e uniformi, affinché il grado di maturità non si trasformi in un margine di discrezionalità.
Cosa significa questo per gli investitori
Per gli investitori, la riforma sposta il baricentro della valutazione: non è la data della richiesta di allacciamento a essere determinante, bensì la dimostrabilità del progetto. Lo stato dell’allacciamento alla rete, la documentazione relativa al grado di maturità e un’opzione di stoccaggio già predisposta diventano quindi fattori rilevanti ai fini del prezzo di acquisto.
Ogni due diligence deve includere tre elementi fondamentali. In primo luogo, lo stato dell’allacciamento alla rete: esiste un impegno vincolante o si tratta solo di una richiesta preliminare? In secondo luogo, la documentazione relativa allo stato di avanzamento del progetto — acquisizione del terreno, autorizzazione e contratto relativo ai componenti. In terzo luogo, l’opzione di stoccaggio: un progetto con un allacciamento in co-locazione già predisposto va valutato in modo diverso sul mercato secondario rispetto a uno che ne è sprovvisto.
Parallelamente è in corso la transizione del sistema di incentivazione. Ai sensi dell’articolo 19d del regolamento sul mercato dell’energia elettrica, nella versione prevista dal regolamento (UE) 2024/1747, gli incentivi diretti sui prezzi per i contratti stipulati a partire dal 17 luglio 2027 devono assumere la forma di contratti bilaterali a differenza. Il disegno di legge del governo tedesco relativo alla legge sulle energie rinnovabili (EEG) 2027 è stato approvato dal Consiglio dei ministri il 29 luglio 2026; il Bundestag e il Bundesrat stanno ancora discutendo la questione. Gli impianti che entreranno in funzione entro la fine del 2026 manterranno la loro tutela dei diritti acquisiti. I dettagli sono illustrati nell’articolo dedicato all’obbligo dei CfD a partire dal 2027.
Cosa significa questo per le aziende che dispongono di un proprio impianto
Il KraftNAV non apporta alcuna modifica alla procedura di allacciamento per gli impianti industriali. La sua rilevanza è indiretta: laddove la capacità di rete è limitata, anche gli allacciamenti industriali subiscono ritardi. Il fattore determinante per il rendimento rimane il risparmio sui costi di prelievo dalla rete: il BDEW riporta, per i nuovi contratti delle piccole e medie imprese industriali nell’aprile 2026, un valore di 16,7 centesimi per chilowattora.
Secondo i dati dell’Ufficio federale di statistica, i consumi delle piccole imprese inferiori a 20 megawattora si attestano nettamente al di sopra di tale soglia. Ogni chilowattora autoconsumato sostituisce tale acquisto: è questa la vera leva, non la tariffa di immissione in rete.
Per il dimensionamento dell'accumulatore si sono dimostrate valide due regole empiriche: circa un chilowattora di capacità utilizzabile per ogni kilowatt di potenza di picco dell'impianto, al fine di ottimizzare l'autoconsumo, e, in caso di limitazione dei picchi di carico, il dimensionamento in base alla potenza da limitare anziché alla capacità.
Dal punto di vista fiscale, il periodo di riferimento rimane aperto fino alla fine del 2027. Si applicano congiuntamente la detrazione per investimenti (fino al 50%, § 7g comma 1 EStG), l’ammortamento straordinario (40%, § 7g comma 5 EStG) e l’ammortamento decrescente. L’ammortamento decrescente ammonta al massimo al triplo dell’ammortamento lineare, con un limite massimo del 30%: nel caso del fotovoltaico, con un ammortamento lineare del 5%, si arriva al 15%, mentre per gli accumulatori a batteria si raggiunge il 30%. Cumulativamente, in due anni è possibile applicare fino al 77,5%; nell’anno dell’investimento la quota è pari al 27,5%, poiché la detrazione per investimenti matura già nell’anno precedente. L’articolo sull’ammortamento nel settore fotovoltaico ne illustra il calcolo in dettaglio.
Da non dimenticare: l’iscrizione nel registro dei dati anagrafici del mercato deve avvenire entro un mese dalla messa in funzione.
Panoramica degli indicatori chiave
I sei valori utilizzati più frequentemente nelle domande relative a KraftNAV — con data di aggiornamento e fonte. Tutti i dati si riferiscono alla situazione di agosto 2026.
| Indicatore | Valore | Fonte / Aggiornamento |
|---|---|---|
| Soglia di applicazione KraftNAV | a partire da 110 kV e 100 MW | § 1, comma 1, KraftNAV |
| Richieste di allacciamento alla rete in sospeso | circa 720 GW | BDEW, novembre 2025 |
| Metodo di valutazione del grado di maturità in fase di sperimentazione | dal 1° aprile 2026 | Operatore di rete, 2026 |
| Spese amministrative per la richiesta di allacciamento | 50.000 € + 1.500 €/MW | Metodo di valutazione del grado di maturità, 2026 |
| Esenzione dal corrispettivo di immissione in rete | Messa in servizio entro l'inizio di agosto 2029 | § 118, comma 6, della legge sull'energia (EnWG) |
| Obbligo di CfD per i nuovi contratti di sovvenzione | dal 17 luglio 2027 | Art. 19d del regolamento (UE) n. 2024/1747 |
Chiarire tempestivamente la questione dell'allacciamento alla rete: verifichiamo il vostro progetto
Che si tratti di un progetto su terreno libero, di un impianto di accumulo commerciale o di una soluzione di co-locazione: verifichiamo lo stato dell’allacciamento alla rete, la documentazione relativa al grado di maturità e le opzioni di accumulo, e vi indichiamo a che punto si trova il vostro progetto nella lista d’attesa.
Domande frequenti
Il programma KraftNAV è applicabile al mio impianto fotovoltaico su tetto?
No. Il KraftNAV si applica solo in presenza di una tensione di alimentazione pari o superiore a 110 kilovolt e di una potenza pari o superiore a 100 megawatt. Gli impianti su tetto collegati alla rete a bassa e media tensione non rientrano in questa categoria. Lei ne è interessato solo indirettamente, attraverso il carico sulla rete regionale.
Cosa è cambiato a dicembre 2025?
Il decreto di modifica del 24 dicembre 2025 ha ridefinito l'ambito di applicazione di cui al § 1, comma 1, del KraftNAV. Gli impianti di accumulo a batteria non vengono più trattati automaticamente alla stregua delle centrali elettriche convenzionali, il precedente regime di agevolazioni sui costi viene meno e si apre la strada a una procedura di aggiudicazione basata sulla maturità del progetto.
Che cos’è il processo di valutazione del grado di maturità?
Una procedura di aggiudicazione in cui non conta la data della richiesta, bensì lo stato di avanzamento comprovato del progetto. Vengono verificati l’assicurazione dei terreni, le autorizzazioni, il finanziamento e i contratti relativi ai componenti. È in fase di sperimentazione dal 1° aprile 2026; Netze BW la applica a partire da 950 kilowatt.
Fino a quando un sistema di accumulo deve essere in funzione per essere esente dal pagamento dei costi di rete?
Ai sensi dell’articolo 118, comma 6, della legge tedesca sull’energia (EnWG), sono esenti gli impianti di stoccaggio messi in esercizio entro 18 anni dal 4 agosto 2011. Il periodo di riferimento termina all’inizio di agosto 2029. L’esenzione si applica quindi per 20 anni a partire dalla messa in esercizio per l’acquisto dell’energia da stoccare.
A partire da quando entra in vigore l'obbligo di CfD?
Ai sensi dell’articolo 19d del regolamento sul mercato dell’energia elettrica, a partire dal 17 luglio 2027 i sostegni diretti ai prezzi per i contratti dovranno assumere la forma di contratti bilaterali a differenza. La bozza tedesca della legge EEG 2027 è stata approvata dal Consiglio dei ministri il 29 luglio 2026, ma non è ancora stata adottata.
In questo momento conviene installare un accumulatore nel parco solare?
In molti casi sì. Il punto di connessione condiviso consente in genere un risparmio compreso tra 50.000 e 150.000 euro e, secondo un’analisi del febbraio 2026, i progetti in co-locazione presentano un valore attuale netto superiore di circa il 29%. La situazione concreta della rete in loco rimane comunque determinante.
Conclusione
La modifica alla normativa KraftNAV non è una correzione di dettaglio, bensì un cambiamento di sistema nell’assegnazione delle capacità di rete limitate. Si applica direttamente ai grandi progetti, mentre per tutti gli altri entra in vigore tramite la lista d’attesa. Chi sta pianificando un progetto su terreno libero o un impianto di accumulo commerciale per il 2026 dovrebbe affrontare la questione dell’allacciamento alla rete con maggiore anticipo e con una documentazione più completa rispetto al passato.
In ogni calendario devono essere inseriti due termini: la finestra temporale per l’accumulo ai sensi dell’articolo 118, comma 6, dell’EnWG fino all’inizio di agosto 2029 e il passaggio al CfD per i contratti a partire dal 17 luglio 2027. Gli articoli dedicati all’articolo 14a dell’EnWG, agli accumulatori a batteria e al fotovoltaico su terreno illustrano come si calcoli la redditività di un progetto in base a tali termini.
Avviso importante: il presente articolo ha esclusivamente scopo informativo generale e non costituisce una consulenza in materia di investimenti, fiscale o legale. I dati relativi a rendimenti, proventi, ricavi, canoni di locazione e costi sono calcoli esemplificativi o osservazioni di mercato alla data indicata e non costituiscono alcuna garanzia di risultati futuri; i valori effettivamente ottenibili dipendono dall’ubicazione, dalla configurazione dell’impianto, dai termini contrattuali e dall’andamento del mercato. La situazione giuridica descritta riflette lo stato alla data indicata. Laddove si faccia riferimento a bozze, non si tratta di diritto vigente; sono possibili modifiche nel corso dell’iter procedurale. Sono in corso procedimenti normativi relativi a KraftNAV, alla procedura di valutazione dello stato di maturità, ad AgNes e all’EEG 2027; lo stato di avanzamento dei procedimenti deve essere nuovamente verificato prima di prendere una decisione di investimento. Il partner contrattuale per gli investimenti diretti nel fotovoltaico è mediplan Helm e.K., con responsabilità personale dei titolari ai sensi degli articoli 1, 17 e 19 del Codice commerciale tedesco (HGB). Per la vostra situazione specifica, rivolgetevi a un commercialista, un avvocato o un consulente finanziario abilitato. Tutte le informazioni sono fornite senza garanzia. Aggiornato ad agosto 2026.
Riferimenti bibliografici
- Regolamento sull’allacciamento alla rete delle centrali elettriche (KraftNAV) — Ambito di applicazione, § 1, comma 1
- § 118 EnWG — Esenzione dal corrispettivo di rete per gli impianti di accumulo, comma 6
- Regolamento (UE) 2024/1747 — Art. 19 quinquies, contratti bilaterali su differenziali a partire dal 17 luglio 2027
- § 7g della legge sull'imposta sul reddito (EStG) — Detrazione per investimenti e ammortamento straordinario
- Agenzia federale delle reti — Requisiti relativi alla procedura di valutazione del grado di maturità
- BDEW — Analisi dei prezzi dell'energia elettrica, aprile 2026 (prezzi dell'energia elettrica per l'industria - nuovi contratti) e richieste di allacciamento alla rete, novembre 2025
- Corte federale di cassazione (BGH), ordinanza del 15 luglio 2025, EnVR 1/24 — Assegnazione delle capacità nell'allacciamento alla rete
Aggiornato ad agosto 2026. Articoli correlati: Tariffe di rete 2026 e la riforma AgNes, Impianti fotovoltaici con accumulo a batteria, Obbligo CfD 2027.
