Legge sui picchi solari: cosa devono sapere ora gli investitori in impianti fotovoltaici
Estratto
Dal 25 febbraio 2025, in Germania vige una norma più rigorosa per i nuovi impianti fotovoltaici: non appena il prezzo sulla borsa elettrica scende sotto lo zero, la tariffa di immissione in rete viene sospesa immediatamente, senza alcun periodo di attesa. Con l'entrata in vigore di questa modifica della Legge sulle energie rinnovabili (EEG) e della Legge sull'economia energetica (EnWG), il legislatore reagisce a un andamento che si evince chiaramente dai dati: nel 2023 si sono registrate 301 ore con prezzi dell’energia elettrica negativi, nel 2024 già 457 ore e nel 2025 un totale di 573 ore. Per gli investitori in impianti fotovoltaici non si tratta di una statistica di mercato astratta, ma di un fattore strutturale che ha un’influenza diretta sul calcolo dei progetti in corso e di quelli pianificati.
Questo articolo spiega cosa comporta concretamente la legge sui picchi solari: quali impianti sono interessati, come funziona il nuovo meccanismo di compensazione e perché gli impianti esistenti continuano a funzionare a condizioni diverse. La nostra guida sui prezzi negativi dell'energia elettrica e il fotovoltaico offre una panoramica generale del contesto del mercato dell'energia elettrica e delle cause dei prezzi negativi.
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La legge sui picchi solari (in vigore dal febbraio 2025) abolisce l'attuale regola del «buffer» di 3 ore: i nuovi impianti fotovoltaici a partire da 2 kWp non riceveranno più alcuna remunerazione EEG in caso di prezzi dell'energia elettrica negativi, e ciò con effetto immediato — a partire dal primo quarto d'ora in cui si registra un valore negativo. Allo stesso tempo, il § 51a EEG introduce un meccanismo di compensazione che recupera mensilmente le perdite di remunerazione alla fine del periodo di incentivazione di 20 anni — con un fattore di dimezzamento di 0,5 per gli impianti solari. Gli impianti esistenti (messi in funzione prima del 25.02.2025) rimangono protetti dai diritti acquisiti.
Prezzi negativi dell'energia elettrica in borsa: perché sono rilevanti per gli investitori
I prezzi negativi dell'energia elettrica in borsa non sono più un evento eccezionale e raro: si verificano in modo strutturale quando una grande quantità di energia solare ed eolica affluisce nella rete e la domanda di energia elettrica è bassa. Nel 2025 saranno 573 ore, pari a circa il 6,5% del totale delle ore annuali. Per gli investitori in impianti solari sovvenzionati dalla EEG ciò significa che, in questi periodi di prezzi negativi dell'energia elettrica, la remunerazione viene meno — e, a seguito della nuova modifica legislativa in vigore dal 25/02/2025, questa regolamentazione si applica molto prima rispetto al passato.
L'aumento delle ore con prezzi negativi segue una chiara tendenza, direttamente collegata allo sviluppo delle energie rinnovabili in Germania. Con ogni gigawatt di capacità solare aggiuntiva, il rapporto tra domanda e offerta nella rete elettrica subisce un ulteriore spostamento — in particolare nelle ore centrali delle giornate soleggiate, quando il consumo è basso e l'immissione di energia fotovoltaica è elevata. L'Agenzia federale delle reti documenta annualmente questo andamento sulla sua piattaforma SMARD.
Il rischio per i proprietari di impianti fotovoltaici non risiede nei singoli episodi di prezzi negativi, bensì nella tendenza: il numero di ore interessate è quasi raddoppiato in due anni. La legge sui picchi solari risponde a queste sfide e modifica le modalità di calcolo dei nuovi impianti fotovoltaici.
Perché lo sviluppo delle energie rinnovabili sta cambiando il mercato dell'energia elettrica
Il contesto strutturale è dato dall'espansione della transizione energetica in Germania: l'energia solare ed eolica raggiungono i picchi di produzione proprio quando la domanda di energia elettrica è bassa, ovvero nelle giornate soleggiate, specialmente a mezzogiorno e nei fine settimana. La rete elettrica non è sempre in grado di assorbire questi picchi di energia solare e la borsa elettrica reagisce con prezzi negativi. Per gli investitori in impianti fotovoltaici, l'attenzione si concentra quindi sempre più sul controllo e sulla flessibilità: chi coordina in modo intelligente immissione in rete, autoconsumo e accumulo può operare in modo redditizio anche in fasi di tariffe elettriche negative.
Legge sui picchi di energia solare: entrata in vigore nel febbraio 2025 e modifiche alla legge sulle energie rinnovabili (EEG)
La legge sui picchi solari (BGBl. 2025 I n. 51) è entrata in vigore il 25 febbraio 2025 e costituisce una modifica della legge sull'economia energetica (EnWG) e della legge sulle energie rinnovabili (EEG): I nuovi impianti fotovoltaici a partire da 2 kWp non ricevono più alcuna tariffa di immissione in rete in caso di prezzi dell'energia elettrica negativi, a partire dal primo quarto d'ora negativo. Allo stesso tempo, il nuovo § 51a EEG introduce un meccanismo di compensazione che garantisce retroattivamente le mancate erogazioni alla fine del periodo di incentivazione.
La legge costituisce una modifica della legge sull'economia energetica (EnWG) e della legge sulle energie rinnovabili (EEG) con un obiettivo chiaro: i picchi solari — ovvero i periodi in cui l'offerta di energia elettrica da fotovoltaico supera il carico di rete e fa scendere i prezzi sotto lo zero — non devono più essere sovvenzionati tramite gli incentivi previsti dall'EEG. L'integrazione delle energie rinnovabili nella rete elettrica deve così essere resa più in linea con le dinamiche di mercato.
Obiettivo, normativa e dati salienti in sintesi
Denominazione ufficiale: «Legge che modifica la normativa in materia di energia per evitare eccedenze temporanee di produzione»
Gazzetta ufficiale federale: BGBl. 2025 I n. 51, emanata il 21/02/2025, pubblicata il 24/02/2025
Entrata in vigore: 25 febbraio 2025
Itinerario legislativo: Bundestag 31 gennaio 2025, Bundesrat 14 febbraio 2025
Impianti interessati: nuovi impianti fotovoltaici a partire da 2 kWp
Nuova disposizione fondamentale: remunerazione pari a zero con effetto immediato in caso di prezzo di borsa negativo (art. 51, comma 1, EEG nella nuova versione)
Compensazione: proroga del periodo di incentivazione ai sensi dell'articolo 51a della legge sulle energie rinnovabili (EEG) — con un fattore di 0,5 per gli impianti fotovoltaici
Diritto acquisito: gli impianti esistenti (realizzati prima del 25 febbraio 2025) continuano a essere soggetti alle vecchie norme
Quali impianti fotovoltaici sono interessati — Il ruolo del sistema di misurazione intelligente iMSys
La legge opera una distinzione in base alle dimensioni dell'impianto e al sistema di misurazione. È determinante l'utilizzo di un sistema di misurazione intelligente (iMSys) — noto anche come smart meter — abbinato a un dispositivo di controllo che consente la registrazione dell'immissione di energia elettrica con una precisione al quarto d'ora, nonché il controllo remoto da parte del gestore di rete:
Meno di 2 kWp: esenzione permanente — nessuna limitazione dell'immissione in rete in caso di prezzi negativi (art. 51, comma 2, EEG)
Da 2 a 100 kWp: la tariffa zero si applica solo a partire dall'anno successivo all'installazione dello smart meter e del dispositivo di controllo. I costi del sistema di misurazione intelligente sono generalmente a carico del gestore del punto di misurazione a partire da una determinata dimensione dell'impianto.
A partire da 100 kWp: applicazione immediata delle nuove disposizioni — In questi impianti, i contatori intelligenti e i sistemi di controllo sono già presenti in virtù degli obblighi di telegestione esistenti
La regola dei quarti d'ora: come vengono misurati i prezzi negativi
Da quando il mercato day-ahead tedesco è passato ai contratti di 15 minuti, per tutti i nuovi impianti fotovoltaici a partire da 2 kWp vale quanto segue: la tariffa di immissione in rete viene sospesa non appena il prezzo di mercato in un qualsiasi intervallo di 15 minuti è negativo — e non solo dopo diverse ore consecutive come previsto dal precedente § 51 EEG. Per gli impianti inferiori a 100 kWp senza contatore intelligente e centralina di controllo si applica parallelamente una disposizione transitoria: fino all'installazione, solo il 60% della potenza installata dell'impianto può essere immesso in rete (§ 9 comma 2 EEG 2023 n.F.).
Contatori intelligenti e centralina di controllo: obbligo e requisito economico
Gli smart meter (sistema di misurazione intelligente iMSys) e la centralina di controllo sono obbligatori per legge per i nuovi impianti fotovoltaici e costituiscono al contempo la base tecnica per numerosi vantaggi economici, soprattutto in vista dell 'obbligo di installazione degli smart meter a partire dal 2026:
Registrazione dell'immissione in rete con cadenza di un quarto d'ora: requisito indispensabile per una corretta fatturazione ai sensi dell'articolo 51 della legge tedesca sulle energie rinnovabili (EEG) nella sua versione attuale
Partecipazione al meccanismo di compensazione (art. 51a EEG): solo con uno smart meter è possibile registrare in modo completo i quarti d'ora di interruzione e farli valere ai fini del rinnovo dell'incentivo
Commercializzazione diretta e tariffe elettriche dinamiche: i contatori intelligenti e i dispositivi di controllo consentono la commercializzazione dell'energia fotovoltaica in linea con il mercato e l'adesione a tariffe flessibili
Controllo dell'immissione in rete: la centralina di controllo consente al gestore di rete l'accesso remoto e, al contempo, elimina il limite transitorio del 60%
Senza questa tecnologia di misurazione si rischia sia una riduzione della produzione a causa della limitazione dell'immissione in rete, sia la perdita del diritto alla proroga degli incentivi ai sensi dell'articolo 51a della EEG.
Per i tipici impianti fotovoltaici a terra e su tetto di edifici commerciali — di solito con una potenza ben superiore ai 100 kWp — le nuove disposizioni si applicano quindi senza limitazioni a partire dalla messa in servizio successiva al 25 febbraio 2025. La produzione media annua degli impianti fotovoltaici subisce solo un moderato impatto a causa delle fasi di ribasso dei prezzi: con una progettazione professionale, gli investimenti rimangono economicamente sostenibili.
Limite di immissione in rete del 60% come soluzione transitoria (per impianti inferiori a 100 kWp)
Per i nuovi impianti di piccole dimensioni inferiori a 100 kWp privi di contatori intelligenti e di centraline di controllo, fino al momento dell’installazione si applica in via transitoria un limite di immissione in rete pari al 60% della potenza nominale (§ 9 comma 2 EEG 2023 nella nuova versione) — un limite di potenza, non di quantità. Per il gruppo target di questo articolo — impianti di investitori superiori a 100 kWp in commercializzazione diretta — questa regolamentazione transitoria non è rilevante: questi impianti rientrano immediatamente nella nuova regola della remunerazione zero e il limite del 60% non si applica comunque alla commercializzazione diretta (§ 21a EEG). Per completezza: non appena lo smart meter e il dispositivo di controllo saranno installati e testati, la limitazione verrà automaticamente meno. Secondo l’HTW di Berlino, le perdite di rendimento dovute al limite massimo variano tra l’1,1% e il 9% a seconda dell’orientamento — rilevante soprattutto per gli impianti a immissione totale senza accumulo.
Tariffa di immissione in rete in caso di prezzi negativi dell'energia elettrica: vecchia normativa vs. nuova normativa per gli impianti fotovoltaici
Il precedente articolo 51 della legge sulle energie rinnovabili (EEG) prevedeva una regola oraria graduale: la tariffa di immissione in rete veniva sospesa solo dopo diverse ore consecutive in negativo — un margine di sicurezza che consentiva brevi cali di prezzo senza conseguenze. Le nuove disposizioni eliminano tale margine: dal 25 febbraio 2025, per i nuovi impianti fotovoltaici conta ogni singolo quarto d'ora in negativo.
Vecchia norma sulle ore di funzionamento per gli impianti fotovoltaici con tutela dei diritti acquisiti (art. 51 EEG nella versione precedente)
Per gli impianti entrati in funzione prima del 25 febbraio 2025 continua ad applicarsi una regolamentazione graduale. La remunerazione pari a zero in caso di prezzi dell'energia elettrica negativi è entrata in vigore — a seconda del periodo di messa in funzione — solo dopo un numero minimo di ore consecutive con prezzi negativi:
Messa in servizio nel 2023: remunerazione pari a zero a partire da 4 ore consecutive di prezzi negativi
Messa in servizio 2024–24 febbraio 2025: remunerazione pari a zero a partire da 3 ore consecutive
Messa in servizio a partire dal 2026 (vecchia normativa): remunerazione pari a zero a partire da 2 ore (ipoteticamente, in caso di tutela dei diritti acquisiti)
A partire dal 2027 (vecchia normativa): tariffa zero a partire da 1 ora
Importante: la vecchia soglia di 400 kW era considerata il valore minimo a partire dal quale si applicava il § 51 della precedente versione della legge EEG. Gli impianti fotovoltaici di potenza inferiore a 400 kW messi in esercizio prima del 25 febbraio 2025 beneficiavano quindi in ogni caso dell'intero incentivo EEG, indipendentemente dai prezzi dell'energia elettrica.
Nuova normativa a partire da febbraio 2025: tariffa zero immediata per i nuovi impianti solari
La remunerazione pari a zero ha effetto immediato — a partire dal primo quarto d’ora in cui il prezzo di mercato dell’energia fotovoltaica è negativo
Nessuna durata minima, nessun margine: l'immissione in rete continua, ma la remunerazione no
Si applica a tutti gli impianti solari a partire da 2 kWp (con differenziazione in base al contatore intelligente a seconda della potenza, vedi sopra)
Nessun obbligo di restituzione: i contributi già ricevuti rimangono invariati — il finanziamento scende a zero, ma non diventa negativo
Il quadro è quindi chiaro: per ogni quarto d’ora in cui il prezzo di borsa è negativo, la remunerazione viene completamente sospesa — né il premio di mercato né la tariffa di immissione in rete. Grazie a queste disposizioni dell’EnWG e dell’EEG, la gestione dei prezzi negativi diventa più diretta e trasparente rispetto al passato.
Chi desidera approfondire i meccanismi di generazione dei ricavi e le opzioni di commercializzazione in caso di prezzi negativi, troverà un'analisi completa nell'articolo dedicato agli attuali prezzi di vendita diretta dell'energia fotovoltaica.
Meccanismo di compensazione ai sensi dell'articolo 51a della legge sulle energie rinnovabili (EEG): come gli investitori che hanno aderito alla legge sui picchi solari possono recuperare gli incentivi EEG
Il § 51a della EEG rappresenta il rovescio della medaglia della più severa regola della remunerazione zero: per ogni quarto d’ora di interruzione, il periodo di incentivazione ventennale previsto dalla EEG viene prorogato — sebbene con un fattore di dimezzamento pari a 0,5 per il fotovoltaico. La proroga ha luogo dopo la scadenza del periodo di incentivazione regolare, su base mensile, in base ai quarti d'ora a pieno carico per mese stabiliti dalla legge.
Questo meccanismo rappresenta il cambiamento più significativo per gli investitori in nuovi impianti fotovoltaici: garantisce che le mancate remunerazioni nei periodi in cui i prezzi dell'energia elettrica sono negativi non vadano semplicemente perse, ma vengano recuperate al termine del periodo di incentivazione. Ciò rende prevedibili gli effetti della legge sui picchi solari sul rendimento complessivo di un impianto.
Le tre fasi del meccanismo
Fase 1: Raccogliere i dati relativi alle interruzioni dell'energia solare in presenza di prezzi dell'energia negativi
Nel corso dell'intero periodo di incentivazione ventennale vengono registrati tutti i quarti d'ora con prezzi dell'energia elettrica negativi in cui l'impianto fotovoltaico non ha ricevuto alcuna remunerazione
Ogni quarto d'ora interessato viene registrato come «quarto d'ora di interruzione»: i dati provengono dallo smart meter (sistema di misurazione intelligente iMSys) in combinazione con il sistema di controllo dell'impianto
Non è previsto alcun rendiconto annuale: il fondo di riserva cresce per tutta la durata del finanziamento
Fase 2: Dimezzare — Fattore 0,5 per gli impianti fotovoltaici
Al termine del periodo di sovvenzione regolare di 20 anni, i quarti d'ora di inattività accumulati vengono moltiplicati per il fattore 0,5
Base giuridica: § 51a, comma 2, primo periodo, della Legge sulle energie rinnovabili (EEG) 2023 (nella versione del 25 febbraio 2025)
Il risultato sono i cosiddetti quarti d'ora a pieno carico (VLVS)
Il fattore 0,5 tiene conto del fatto che gli impianti solari in genere non producono alla potenza massima: l'effettiva immissione di energia elettrica durante le ore negative è spesso nettamente inferiore alla potenza nominale
Per gli altri impianti di energia rinnovabile (ad es. eolici) si applica l'articolo 51a, paragrafo 1, senza la riduzione della metà — il solare contribuisce quindi in misura maggiore all'integrazione delle energie rinnovabili nel sistema
Fase 3: Rinnovare mensilmente il compenso EEG
I VLVS vengono "addebitati" mensilmente al termine del periodo di sovvenzione — la sovvenzione continua fino all'esaurimento del credito VLVS
La base è costituita dai quarti d'ora mensili a pieno carico stabiliti per legge (§ 51a, comma 2, terza frase, EEG), che rispecchiano l'andamento stagionale della produzione di energia solare immessa in rete in Germania
Totale annuale: 3.800 VLVS all'anno (base per il calcolo del rinnovo)
La proroga è valida fino alla fine dell'ultimo mese iniziato (arrotondamento al mese intero)
L'Agenzia federale delle reti può adeguare il fattore mediante una decisione (art. 85, comma 2, n. 13, EEG)
Quartidici mensili a pieno carico: come l’immissione stagionale di energia fotovoltaica determina la proroga
| Mese | Jan | feb | Mar | apr | maggio | giugno | luglio | occhio | settembre | ott | Novembre | dicembre | Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| VLVS | 87 | 189 | 340 | 442 | 490 | 508 | 498 | 453 | 371 | 231 | 118 | 73 | 3.800 |
Fonte: § 51a, comma 2, terza frase, della Legge sulle energie rinnovabili (EEG) 2023 (nella versione del 25 febbraio 2025)
Esempio di calcolo: di quanto viene prorogato il contributo EEG per gli impianti solari?
L'esempio seguente illustra il calcolo basato su 300 ore all'anno con prezzi negativi — un valore di riferimento realistico per gli impianti fotovoltaici, tenuto conto dell'attuale andamento del mercato in Germania.
Valore iniziale: 300 ore all'anno con prezzi dell'energia elettrica negativi (fasi di eccedenza della domanda e della produzione)
Conversione in quarti d'ora: 300 ore × 4 = 1.200 quarti d'ora di assenza all'anno
Oltre 20 anni: 1.200 × 20 = 24.000 quarti d'ora di inattività nell'intero periodo di finanziamento
Applicazione del fattore 0,5: 24.000 × 0,5 = 12.000 quarti d'ora a pieno carico (VLVS)
Durata della proroga: 12.000 VLVS ÷ 3.800 VLVS/anno = circa 3,2 anni di incentivazione EEG aggiuntiva dopo la scadenza normale dell'incentivo
⚠️ Calcolo teorico basato sulle attuali disposizioni della legge sulle energie rinnovabili (EEG). La durata esatta della proroga dipende dalle ore effettive con prezzi negativi e dalla potenza dell'impianto. Aggiornato a marzo 2026.
A titolo di confronto: con 573 ore di prezzi negativi dell'energia elettrica (come nel 2025), i VLVS aumenterebbero di conseguenza — e la proroga si estenderebbe di conseguenza. La formula rimane la stessa: totale dei quarti d'ora di interruzione × 0,5 ÷ 3.800 = anni di proroga.
Per ulteriori informazioni sulla struttura tariffaria della legge sulle energie rinnovabili (EEG) e sulle attuali tariffe di incentivazione, si rimanda all'articolo dedicato alle tariffe EEG 2026.
Contesto economico: in che misura la perdita di rendimento incide sugli investitori nel settore fotovoltaico?
I prezzi negativi dell'energia elettrica si verificano in modo concentrato in determinate fasce orarie — soprattutto nelle giornate soleggiate tra le 10 e le 15, spesso nei fine settimana e nei giorni festivi in primavera e in estate. Rispetto all'intero spettro di produzione annuale di un impianto fotovoltaico, ciò rappresenta meno del 7% di tutte le ore dell'anno, nonostante l'aumento a 573 ore nel 2025. La produzione media annua degli impianti fotovoltaici ne risente solo in misura moderata, a condizione che il progetto sia dotato di un sistema di controllo intelligente e di un accumulatore di energia.
L'obiettivo della pianificazione economica non è quindi quello di evitare ogni singola ora negativa, bensì di agire su tre leve:
Prevedere fin dall'inizio l'installazione di contatori intelligenti e di un dispositivo di controllo: questi consentono di ottenere dati di fatturazione precisi, evitano il limite del 60% all'immissione in rete e sono un requisito indispensabile per il meccanismo di compensazione e per le tariffe elettriche dinamiche
Massimizzare l'autoconsumo — L'energia solare autoconsumata consente di ottenere un risparmio effettivo di 25–35 ct/kWh (sulla spesa per l'acquisto di energia elettrica), una cifra nettamente superiore alla tariffa di immissione in rete. L'autoconsumo rimane quindi una delle soluzioni più convenienti per i gestori di impianti fotovoltaici, indipendentemente dalle nuove disposizioni
Integrare i sistemi di accumulo di energia — i sistemi di controllo intelligenti aiutano a ottimizzare l'immissione in rete dell'energia solare: ricarica quando i prezzi sono negativi, immissione in rete o utilizzo quando i prezzi sono positivi. Ciò riduce al minimo le perdite finanziarie in caso di prezzi negativi dell'energia elettrica e apre nuove fonti di guadagno
Gli investimenti nel fotovoltaico rimangono economicamente sostenibili nonostante i prezzi negativi, in particolare se accompagnati da una progettazione professionale e da flessibilità tecnica garantita da soluzioni di accumulo e da una gestione intelligente dell'energia.
Tutela dei diritti acquisiti per gli impianti fotovoltaici esistenti: cosa rimane in vigore?
Gli impianti messi in esercizio prima del 25 febbraio 2025 non rientrano nelle modifiche apportate alla legge sui picchi solari. A essi si applicano le versioni del § 51 EEG (art. 100, comma 46, EEG 2023, nuova versione) in vigore al momento della messa in esercizio, con le vecchie soglie orarie e il vecchio limite di potenza di 400 kW.
La tutela dei diritti acquisiti è sancita dal § 100, comma 46, della legge sulle energie rinnovabili (EEG) 2023 (nuova versione). Essa garantisce che i calcoli di investimento esistenti non vengano successivamente vanificati dalla nuova modifica legislativa — un aspetto importante della politica di transizione energetica che limita il rischio per gli operatori che hanno già investito.
Effetti dopo il periodo di avviamento: quali sono le disposizioni applicabili ai diversi gestori?
La seguente tabella illustra gli effetti in base al periodo di messa in servizio:
| Messa in funzione | Soglia di prestazione | Normativa vigente | Proroga dell'articolo 51a |
|---|---|---|---|
| A partire dal 25 febbraio 2025 | A partire da 2 kWp (classificazione iMSys) | Con effetto immediato a partire dal primo quarto d'ora negativo (art. 51, comma 1, nuova versione) | Sì — Art. 51a, comma 2, con un coefficiente di 0,5 |
| 1 gennaio 2024 – 24 febbraio 2025 | A partire da 400 kW | 3 ore consecutive | Sì — § 51a, comma 1, nella versione precedente (fattore 1,0) |
| 1 gennaio 2023–31 dicembre 2023 | A partire da 400 kW | 4 ore consecutive | Sì — § 51a, comma 1, nella versione precedente (fattore 1,0) |
| 1° gennaio 2016–31 dicembre 2022 | A partire da 500 kW | 6 ore consecutive | No |
| Prima del 1° gennaio 2016 | Senza soglia | Nessuna riduzione della retribuzione | No |
Fonte: Centro di compensazione EEG|KWKG; § 100, comma 46, EEG 2023, nuova versione — Aggiornato a marzo 2026
Importante per gli investitori con impianti su tetto: i proprietari di impianti fotovoltaici con potenza inferiore a 400 kW e messa in servizio tra il 1° gennaio 2023 e il 24 febbraio 2025 non sono mai rientrati nel campo di applicazione del vecchio § 51 — riceveranno in ogni caso l'intera tariffa EEG, indipendentemente dal numero di ore in cui si verificano prezzi negativi dell'energia elettrica.
Cambio volontario: installare un contatore intelligente, informare il gestore di rete, ricevere +0,6 ct/kWh
I gestori degli impianti esistenti possono passare volontariamente al nuovo sistema e, in cambio, ricevono un supplemento di 0,6 ct/kWh sul valore di riferimento. Requisiti:
Installazione di uno smart meter (sistema di misurazione intelligente iMSys) e di un dispositivo di controllo da parte del gestore di rete
Dichiarazione scritta all'operatore di rete
Il passaggio è volontario e irrevocabile
L'autorizzazione ai sensi della normativa UE in materia di aiuti di Stato è stata concessa il 18 settembre 2025 (art. 100, comma 47, della legge sulle energie rinnovabili, EEG)
Se questo passaggio sia economicamente vantaggioso dipende dall'impianto specifico, in particolare dalla sua esposizione ai prezzi negativi dell'energia elettrica, dai costi relativi allo smart meter e al dispositivo di gestione fiscale, nonché dal valore del supplemento di remunerazione aggiuntivo. Chi punta sulle tariffe elettriche dinamiche e sulla vendita diretta beneficia comunque della tecnologia di misurazione. Ulteriori informazioni sugli effetti sulla tariffa di immissione in rete sono disponibili nell'articolo dedicato alla riduzione della tariffa di immissione in rete nel 2026. Le aziende che esitano a investire possono inoltre valutare modelli di energia solare senza capitale proprio.
Accumulo di energia elettrica e vendita diretta: una risposta strategica ai prezzi negativi dell'energia elettrica
Un sistema di accumulo di energia elettrica può immagazzinare temporaneamente l'energia solare prodotta nei periodi in cui i prezzi dell'energia elettrica sono negativi e utilizzarla in un secondo momento per l'autoconsumo oppure immetterla in rete a un prezzo positivo, riducendo così le perdite di remunerazione. L'analisi economica completa delle soluzioni di accumulo e dei ricavi da arbitraggio è disponibile in un articolo a parte.
L'integrazione di un sistema di accumulo in un progetto fotovoltaico garantisce flessibilità di fronte a eventi di prezzo negativo: invece di non generare alcun ricavo, l'energia fotovoltaica viene posticipata nel tempo e beneficia delle opportunità offerte dal mercato in crescita dell'accumulo in batteria per gli investitori. Soprattutto nelle giornate soleggiate, quando l'immissione di energia solare supera il carico di rete e le tariffe dinamiche dell'energia elettrica scendono in territorio negativo, le soluzioni di accumulo con controllo intelligente offrono una risposta diretta al problema strutturale. Il sistema di accumulo si ricarica quando i prezzi sono negativi e immette energia nella rete quando i prezzi tornano positivi. La differenza di prezzo tipica tra il minimo di mezzogiorno e il picco serale è molte volte superiore al prezzo medio positivo, il che rende l'opportunità di arbitraggio economicamente interessante per gli operatori di sistemi di accumulo. Un'analisi dettagliata di queste fonti di reddito è disponibile nell'articolo "Quando l'elettricità non vale più nulla: i prezzi negativi come segnale di investimento", così come una panoramica degli impianti fotovoltaici con sistemi di accumulo a batteria sulla nostra pagina dei prodotti.
Per approfondire l'argomento degli accumulatori a batteria, potete consultare la nostra guida.
Autoconsumo vs. immissione in rete: opportunità per i gestori di impianti fotovoltaici
Chi immagazzina temporaneamente l'energia solare in periodi di prezzi negativi ha fondamentalmente due opzioni: utilizzare l'energia per l'autoconsumo e ridurre così i costi dell'elettricità, oppure immetterla in rete in un momento successivo, quando il prezzo di mercato è positivo, e ottenere un compenso tramite la vendita diretta. L'autoconsumo rimane una delle soluzioni più economiche per i gestori di impianti fotovoltaici, in particolare alla luce delle nuove disposizioni della legge tedesca sui picchi solari (Solarspitzengesetz), come dimostrano le nostre soluzioni fotovoltaiche specifiche per le aziende. I sistemi di controllo intelligenti, che coordinano produzione, accumulo e consumo, aiutano a ottimizzare l'immissione in rete e a ridurre al minimo le perdite finanziarie in caso di prezzi dell'energia negativi. Entrambe le opzioni — autoconsumo e commercializzazione diretta — riducono il rischio di mancati ricavi e migliorano il rendimento complessivo del progetto. La guida completa sui prezzi negativi dell'energia elettrica come segnale di investimento spiega in dettaglio come funzionano lo stoccaggio, l'arbitraggio e le fonti di ricavo — dall'energia di regolazione alla riserva istantanea.
Il quadro normativo relativo alla legge sui picchi solari fa parte di unapiù ampia transizione: dal sistema di remunerazione fissa previsto dalla legge sulle energie rinnovabili (EEG) verso modelli di ricavo orientati al mercato. Chi investe oggi nel fotovoltaico dovrebbe comprendere come integrare questi cambiamenti in una strategia di progetto a lungo termine.
La legge sui picchi solari ha modificato le condizioni per i nuovi impianti fotovoltaici, ma ha anche creato strutture chiare: il meccanismo di compensazione previsto dall’articolo 51a della EEG rende prevedibili le perdite di remunerazione nei periodi in cui i prezzi dell’energia elettrica sono negativi, mentre la tutela degli investimenti esistenti protegge gli investimenti in corso. Chi investe ora nel fotovoltaico lo fa in un quadro normativo che non ignora i periodi di inattività, ma li compensa sistematicamente.
Logic Energy progetta e gestisce impianti fotovoltaici con una durata compresa tra i 20 e i 40 anni e, in qualità di sviluppatore specializzato in progetti fotovoltaici per il settore industriale e commerciale, affianca gli investitori dalla fase iniziale di calcolo del progetto fino alla gestione operativa. Se desiderate capire come le nuove normative vengano concretamente integrate in un modello di investimento e quali modelli di investimento nel settore dell'energia solare offriamo complessivamente, contattateci senza impegno. Vai al modello per investitori → oppure direttamente tramite il nostro modulo di contatto.
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 a marzo 2026.
Domande frequenti
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La legge sui picchi solari (ufficialmente: «Legge di modifica della normativa in materia di energia per evitare eccedenze temporanee di produzione») è entrata in vigore il 25 febbraio 2025 (Gazzetta ufficiale federale 2025 I n. 51). Essa stabilisce che gli impianti fotovoltaici sovvenzionati ai sensi della EEG a partire da 2 kWp, in caso di prezzi dell’energia elettrica negativi, non ricevano più alcuna tariffa di immissione in rete a partire immediatamente dal primo quarto d’ora in cui si registra un valore negativo. Allo stesso tempo, il § 51a EEG introduce un meccanismo di compensazione che compensa le perdite attraverso l’estensione del periodo di sovvenzione.
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No. Gli impianti entrati in esercizio prima del 25 febbraio 2025 beneficiano della tutela dei diritti acquisiti (art. 100, comma 46, EEG). A essi continuano ad applicarsi le vecchie disposizioni dell’art. 51 EEG — ovvero le soglie orarie graduate, a condizione che l’impianto avesse una potenza pari o superiore a 400 kW. È possibile passare volontariamente al nuovo sistema, il che comporta un aumento di +0,6 ct/kWh.
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Il § 51a della EEG introduce una compensazione per i periodi in cui i prezzi dell'energia elettrica sono negativi: per ogni quarto d'ora di interruzione, il periodo di incentivazione di 20 anni viene prolungato — con un fattore di 0,5 per gli impianti solari. 24.000 quarti d'ora di interruzione accumulati in 20 anni corrispondono, ad esempio, a 12.000 quarti d'ora a pieno carico (VLVS), il che, con 3.800 VLVS all'anno, comporta un prolungamento di circa 3,2 anni dell'incentivo EEG.
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No. La legge sui picchi solari non comporta alcun obbligo di rimborso. In caso di prezzi dell'energia elettrica negativi, il diritto alla remunerazione si azzera, ma solo per la durata del periodo in cui i prezzi sono negativi. La remunerazione in caso di prezzi dell'energia elettrica negativi viene sospesa in modo prospettico, non retroattivo. Le remunerazioni relative ai periodi con prezzi positivi vengono mantenute integralmente.
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La tendenza è chiaramente in aumento: nel 2023 si sono registrate 301 ore, nel 2024 già 457 ore e nel 2025 un totale di 573 ore di prezzi negativi dell’energia elettrica (Agenzia federale delle reti/SMARD, 05.01.2026). 573 ore corrispondono a circa il 6,5% di tutte le ore dell'anno: non si tratta più di un fenomeno statistico marginale, ma di una sfida strutturale per l'integrazione nel sistema dell'energia solare e di altre energie rinnovabili.
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Gli impianti fotovoltaici con potenza inferiore a 2 kWp sono esentati in via definitiva (art. 51, comma 2, EEG). Per gli impianti compresi tra 2 e 100 kWp, la tariffa zero si applica solo a partire dall'anno successivo all'installazione di un sistema di misurazione intelligente (iMSys / Smart Meter). Gli impianti a partire da 100 kWp rientrano immediatamente nelle nuove disposizioni a partire dalla messa in funzione dopo il 25/02/2025.
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Gli accumulatori di energia possono immagazzinare temporaneamente l'energia solare quando i prezzi sono negativi e reimmetterla in rete in un secondo momento, quando il prezzo di mercato è positivo, oppure utilizzarla per l'autoconsumo, riducendo così le perdite di remunerazione. Si aprono opportunità soprattutto nella commercializzazione diretta dell'energia fotovoltaica immagazzinata temporaneamente e in nuovi modelli di business come il mercato delle riserve istantanee con accumulatori a batteria. L'analisi completa della redditività, comprese tutte le fonti di ricavo, è disponibile nell'articolo «Quando l'energia elettrica non vale più nulla».
Fonti
Agenzia federale delle reti/SMARD — «L'Agenzia federale delle reti pubblica i dati sul mercato dell'energia elettrica nel 2025» — Numero di ore con prezzi negativi nel 2025 (573 h). 05.01.2026.
Agenzia federale delle reti/SMARD — «L'Agenzia federale delle reti pubblica i dati sul mercato dell'energia elettrica per il 2024» — Dati annuali relativi alle ore con prezzi negativi nel 2024 (457 ore) e nel 2023 (301 ore). 03.01.2025.
Centro informazioni sulle centrali di cogenerazione — «Prezzi negativi dell'energia elettrica – Fatti e statistiche» — Statistiche aggiornate mensilmente sulle ore con prezzi negativi 2015–2025. Aggiornato a marzo 2026.
Gazzetta ufficiale federale — BGBl. 2025 I n. 51 — «Legge che modifica la normativa in materia di energia per evitare eccedenze temporanee di produzione». Firmata il 21.02.2025, promulgata il 24.02.2025.
Leggi su Internet (BMJV) — § 51 EEG 2023 — Riduzione del diritto al pagamento in caso di prezzi negativi, versione attuale.
Leggi su Internet (BMJV) — § 51a EEG 2023 — Proroga del periodo di remunerazione in caso di prezzi negativi, versione attuale.
Centro di compensazione EEG|KWKG — «Legge sui picchi solari» — Analisi giuridica e documentazione. Consultato nel marzo 2026.
Ufficio di compensazione EEG|KWKG — «La remunerazione del mio impianto verrà ridotta a causa dei prezzi negativi?» — Tabella riassuntiva su tutela dei diritti acquisiti, soglie, vecchie e nuove disposizioni. Consultato nel marzo 2026.
Grant Thornton Germania — «Impatto economico della legge sui picchi solari sugli impianti fotovoltaici e eolici terrestri» — Analisi economica, entrata in vigore il 25 febbraio 2025. 2025.
pv magazine Germania — «Come funziona nel dettaglio il nuovo meccanismo di compensazione per la proroga degli incentivi EEG in caso di ore con prezzo dell'energia elettrica negativo» — Analisi dettagliata del § 51a EEG, inclusi esempi di calcolo. 07/02/2025.
MASLATON Studio Legale — «La legge sui picchi solari inasprisce la gestione dei prezzi negativi dell'energia elettrica» — Analisi giuridica dei §§ 51 / 51a EEG nella nuova versione del 2025.
energiezukunft.eu** / naturstrom** — «Borsa elettrica 2025: forti oscillazioni dei prezzi sul mercato dell'energia elettrica» — 573 ore di prezzi negativi dell'energia elettrica nel 2025. 06.01.2026.
Next Kraftwerke — «Regola delle 6 o delle 4 ore: prezzi negativi dell'energia elettrica e incentivi EEG» — Andamento storico delle soglie orarie. Consultato nel marzo 2026.
Ufficio di compensazione EEG|KWKG — «Quali requisiti tecnici ai sensi del § 9 EEG devono essere rispettati per gli impianti EEG?» — Spiegazione del limite di immissione in rete del 60% ai sensi del § 9 comma 2 EEG 2023 nella nuova versione a partire dal 25/02/2025. Consultato nel marzo 2026. Simulazione della perdita di rendimento: HTW Berlin, citata da BSW-Solar / co2online (1,1–9 % a seconda dell'orientamento).
