Prezzi negativi dell'energia elettrica nel 2026: con quale frequenza si verificano e quanto costano agli investitori nel fotovoltaico
Nel 2025 il prezzo di borsa è rimasto sotto lo zero per 573 ore. Con quale frequenza si verificano i prezzi negativi dell’energia elettrica, quando esattamente — e perché, ai fini del calcolo dei ricavi, non conta il dato di borsa, bensì il conteggio effettuato dai gestori delle reti di trasmissione.
La risposta breve
I prezzi negativi dell’energia elettrica sono indice di un eccesso di offerta di energia elettrica e rappresentano un profondo cambiamento nel sistema energetico — un fenomeno che è emerso con la transizione energetica e l’espansione dell’energia eolica e solare. Si verificano quando un’offerta elevata e poco flessibile si scontra con una domanda bassa, in genere nei fine settimana e nei giorni festivi soleggiati o ventosi. Per gli impianti fotovoltaici si applica l’articolo 51 della legge tedesca sulle energie rinnovabili (EEG): nei periodi in cui il prezzo sul mercato spot è negativo, il valore da applicare si riduce a zero. Quali impianti siano interessati e a partire da quale durata dipende dalla data di messa in funzione: sono in vigore cinque regimi paralleli. Non tutti gli impianti beneficiano di una compensazione tramite la proroga del periodo di remunerazione ai sensi dell’articolo 51a dell’EEG.
I prezzi negativi dell'energia elettrica non sono più da tempo un fenomeno marginale per i gestori di impianti fotovoltaici. Nel 2025 il prezzo di mercato sulla borsa dell'energia elettrica è sceso sotto lo zero per 573 ore, contro le 301 del 2023. Queste ore con prezzi negativi non sono un caso isolato, ma rappresentano una tendenza. In questi periodi, gran parte degli impianti perde completamente il diritto alla remunerazione.
L'articolo è rivolto a gestori, investitori e consulenti nel settore del fotovoltaico. Risponde a tre domande con dati comprovati: con quale frequenza si verificheranno effettivamente i prezzi negativi dell'energia elettrica in Germania nel 2026, in quale momento preciso della giornata e quali saranno le conseguenze sul calcolo dei ricavi di un impianto commerciale o di un parco solare. Tutti i dati provengono da SMARD, dall’Agenzia federale delle reti, dai gestori delle reti di trasmissione e dal testo di legge, con indicazione della data di riferimento.
Due precisazioni preliminari. Primo: i prezzi negativi dell’energia elettrica influenzano sempre più la redditività degli impianti fotovoltaici e pongono i gestori di fronte a nuove sfide — non si tratta di un elemento di disturbo, bensì di un fattore di costo da considerare nel calcolo. Secondo: circolano due diverse serie di dati sui prezzi negativi dell’energia elettrica, che non misurano la stessa cosa. Chi le confonde, fa calcoli errati. Tratteremo il quadro normativo in dettaglio nell’articolo dedicato alla legge sui picchi solari e all’articolo 51a della legge sulle energie rinnovabili (EEG).
Come si formano i prezzi negativi dell'energia elettrica
Il meccanismo del mercato dell'energia elettrica
Sul mercato day-ahead della borsa dell’energia elettrica, il prezzo per ciascun periodo di fornitura del giorno successivo è determinato dalla domanda e dall’offerta. Le negoziazioni avvengono tramite la piattaforma di scambio EPEX SPOT nell’ambito del mercato europeo integrato. Se si produce molta energia eolica e solare, mentre contemporaneamente il consumo è basso, il prezzo di borsa può scendere al di sotto dello zero. Il prezzo dell’energia elettrica sul mercato all’ingrosso riflette quindi il fatto che nella rete è presente più energia elettrica di quanta il sistema elettrico possa consumarne in quel momento.
L'Agenzia federale delle reti descrive il meccanismo sul proprio portale di dati di mercato SMARD come segue: i prezzi negativi si verificano quando un'offerta elevata e rigida si scontra con una domanda ridotta. Ciò potrebbe verificarsi con maggiore frequenza, ad esempio, nei fine settimana estivi o nei giorni festivi.
Perché l'offerta è poco flessibile
La parola chiave è “inflessibile”. Le centrali elettriche convenzionali hanno carichi minimi tecnici e non possono essere disattivate con breve preavviso; l’avvio e l’arresto comportano costi che devono essere ammortizzati in poche ore di funzionamento. Per questi fornitori è economicamente razionale pagare per l’acquisto sul mercato all’ingrosso, piuttosto che interrompere la produzione.
A ciò si aggiunge l’espansione degli impianti fotovoltaici ed eolici, che genera picchi di potenza nella rete elettrica. Maggiore è la quantità di energia proveniente da fonti rinnovabili immessa contemporaneamente nella rete, più frequenti diventano i prezzi negativi in borsa. E gli impianti che beneficiano di un incentivo erogato indipendentemente dal prezzo di borsa non hanno storicamente avuto alcun incentivo a ridurre la produzione: è proprio qui che entra in gioco l’articolo 51 della legge sulle energie rinnovabili (EEG). Questo è il vero scopo della norma: essa mira a collegare la gestione dell’immissione in rete al segnale di prezzo.
Con quale frequenza si verificano prezzi negativi dell'energia elettrica: i dati
Il numero di ore a retribuzione negativa in Germania è aumentato notevolmente negli ultimi anni. Questa tendenza è chiaramente riscontrabile nei dati ufficiali.
| Anno | Ore con prezzo negativo | Percentuale dell'anno |
|---|---|---|
| 2023 | 301 su 8.760 | 3,4 % |
| 2024 | 457 su 8.784 | 5,2 % |
| 2025 | 573 su 8.760 | 6,5 % |
Interruzione della serie temporale a partire da ottobre 2025
Per il 2026 sono disponibili finora solo i dati trimestrali, che non sono direttamente comparabili con quelli degli anni precedenti. A partire da ottobre 2025, tutti i prodotti sul mercato day-ahead vengono negoziati in unità di un quarto d’ora e SMARD ha adeguato di conseguenza la propria banca dati. Il portale dei dati di mercato sottolinea quindi che occorre tenere conto di questo cambiamento quando si effettuano confronti con articoli trimestrali e annuali precedenti.
Per il 2026, quindi, si registrano: 172 ore trimestrali negative nel primo trimestre e 1.006 nel secondo. Nel secondo trimestre del 2025 erano state 1.380.
I valori estremi
Il prezzo più basso dell’energia elettrica in borsa è stato di -500,00 euro per megawattora nel 2023, di -135,45 euro nel 2024 e di -250,32 euro nel 2025. Nel secondo trimestre del 2026 è stato nuovamente raggiunto il valore di -500,00 euro per megawattora, pari a -50 centesimi per chilowattora. Nello stesso periodo, il valore massimo è stato di 747,10 euro per megawattora, ovvero circa 75 centesimi per chilowattora. L’ampiezza di oscillazione su un unico mercato supera quindi i 1.200 euro per megawattora, ovvero 1,20 euro per chilowattora: una variazione che, in questa forma, non esisteva prima dell’espansione delle energie rinnovabili.
Due metodi di conteggio, due cifre — e perché è importante
È proprio su questo punto che il presente articolo si discosta dalla maggior parte delle analisi. Non esiste un unico dato relativo alle ore negative, bensì due serie ufficiali con significati diversi.
- Il conteggio di SMARD e dell’Agenzia federale delle reti registra ogni ora in cui il prezzo day-ahead è sceso sotto lo zero. Risponde alla domanda: con quale frequenza l’energia elettrica è stata quotata a prezzo negativo in borsa? È questo il dato che solitamente compare nei resoconti dei media sulle ore con prezzo dell’energia elettrica.
- Il conteggio EEG effettuato dai quattro gestori di rete di trasmissione ai sensi dell’articolo 51a, comma 4, della legge EEG rileva i periodi in cui il valore da applicare si è effettivamente ridotto a zero. Esso risponde alla domanda: con quale frequenza è venuta meno la remunerazione?
Le due serie non coincidono perché le norme giuridiche più datate presuppongono periodi contigui di durata minima. Un’unica ora negativa tra due ore positive non determina in tal caso alcuna conseguenza giuridica.
Tre file previste dalla legge
Il § 51a, comma 4, della legge sulle energie rinnovabili (EEG) impone ai gestori delle reti di trasmissione di pubblicare tre serie di dati distinte — entro il 31 gennaio di ogni anno per l'anno precedente:
- Lettera a): quarti d'ora, ai sensi della versione vigente dell'articolo 51, comma 1
- Lettera b): Ore secondo la versione del 24 febbraio 2025
- Lettera c): ore secondo la versione del 31 dicembre 2022
Sul portale netztransparenz.de i dati giornalieri possono essere filtrati addirittura in base a sette criteri di calcolo: sei ore, quattro, tre, due, un’ora, un quarto d’ora e la soglia dei due centesimi per il biogas. La serie relativa alle sei ore esiste perché tale regime continua ad applicarsi agli impianti più vecchi.
Quale serie si applica alla vostra fattura
Ai fini del calcolo dei ricavi, la misurazione EEG costituisce la base corretta — e precisamente nella serie corrispondente alla data di messa in funzione del rispettivo impianto. Per i regimi su base oraria ciò significa che chi effettua i calcoli utilizzando i dati di borsa sovrastima la perdita.
Per gli investimenti a partire dal 25 febbraio 2025 la situazione si inverte. In quel caso conta ogni quarto d’ora negativo, mentre un’ora di calendario nelle tabelle orarie viene considerata negativa solo se la media aritmetica dei suoi quattro quarti d’ora è inferiore a zero. L’interruzione può quindi superare anche il numero di ore di borsa. Un esempio: mercoledì 29 luglio 2026, la tabella oraria riporta due ore senza diritto, mentre la tabella dei quarti d’ora indica invece l’intervallo dalle 12:30 alle 14:45, ovvero 2,25 ore.
Quando si verificano prezzi negativi dell'energia elettrica
La distribuzione nell'arco della giornata è particolarmente sfavorevole per il fotovoltaico, poiché coincide con il picco di produzione. Il riepilogo ufficiale dei gestori delle reti di trasmissione lo evidenzia molto chiaramente per una qualsiasi settimana estiva.
Una settimana estiva nella classifica ufficiale
L'esempio seguente è tratto dalla tabella oraria con base di diritto di un'ora e si applica quindi agli impianti entrati in esercizio tra il 1° gennaio 2023 e il 24 febbraio 2025, la cui soglia nel 2026 è fissata a due ore consecutive. Per gli impianti più vecchi soggetti alla regola delle quattro o delle sei ore, i periodi più brevi non vengono considerati; per gli impianti messi in esercizio a partire dal 25 febbraio 2025 si applica la tabella dei quarti d’ora con tempi diversi. Nella settimana dal 25 al 31 luglio 2026 non sussisteva alcun diritto alla remunerazione:
- Sabato 25 luglio: dalle 10 alle 17, ovvero sette ore consecutive
- Domenica 26 luglio: dalle 11 alle 16
- Lunedì 27 luglio: dalle 12 alle 17
- Martedì 28 luglio: dalle 12 alle 15
- Mercoledì 29 luglio: dalle 13 alle 15
- Giovedì e venerdì: nessuna sospensione
Nella tabella dei quarti d'ora, l'interruzione inizia in alcuni casi in orari sfalsati: sabato alle 10:15 anziché alle 10:00, domenica a partire dalle 11:30 anziché dalle 11:00. Chi effettua calcoli precisi in base all'impianto deve fare riferimento alla tabella corrispondente alla propria base di calcolo.
L'effetto festivo
Il modello è tipico: nelle ore centrali della giornata, in particolare nei fine settimana. Un altro esempio è rappresentato dal 1° maggio 2026. SMARD registra prezzi particolarmente bassi in Germania e in altri paesi europei nell’intervallo dalle 13:15 alle 14:30. Il cielo su tutta l’Europa era quasi completamente sereno, con un’immissione di energia dagli impianti fotovoltaici di conseguenza elevata sull’intero mercato interno dell’energia elettrica — e poiché il 1° maggio è un giorno festivo nella maggior parte dei paesi europei, la domanda a livello europeo era bassa.
Un maggiore ricorso al fotovoltaico non comporta automaticamente un aumento delle ore negative
Il rapporto tra espansione e andamento dei prezzi viene spesso presentato come una semplice catena causale. I dati lo confermano solo in misura limitata.
| Data di riferimento | Potenza lorda fotovoltaica installata | Ore negative |
|---|---|---|
| Fine del 2023 | 83.239 MW | 301 |
| Fine del 2024 | 100.723 MW | 457 |
| Fine del 2025 | 117.978 MW | 573 |
| Giugno 2026 | 125.372 MW | solo dati trimestrali |
Questi valori si riferiscono alla potenza lorda riportata nel registro dei dati di base del mercato. L’espansione dell’energia solare rappresenta quindi l’evoluzione più evidente nel sistema elettrico tedesco degli ultimi anni. SMARD riporta 103,3 gigawatt per lo stesso trimestre, poiché in quel caso viene considerata la potenza netta nominale — anche in questo caso vale la pena verificare quale dato si sta utilizzando.
Il controesempio relativo al secondo trimestre del 2026
La coincidenza è evidente. Ciò non dimostra però l’esistenza di un nesso causale. Nel secondo trimestre del 2026 il fotovoltaico ha raggiunto, con 31,8 terawattora, il massimo storico di immissione in rete su base trimestrale, superiore del 6,9% al precedente record; ciononostante, si sono registrati meno quarti d’ora negativi rispetto allo stesso trimestre dell’anno precedente, ovvero 1.006 contro 1.380.
SMARD non attribuisce questo fenomeno alla produzione, bensì al livello complessivamente più elevato dei prezzi: il prezzo medio all’ingrosso, pari a 95,21 euro per megawattora, è risultato superiore del 36,5% rispetto allo stesso trimestre dell’anno precedente, mentre i prezzi all’ingrosso del gas sono aumentati di circa il 25%. In 5.168 dei 8.736 quarti d’ora il prezzo ha superato i 100 euro per megawattora, mentre nel trimestre corrispondente dell’anno precedente ciò si era verificato solo in 2.496 casi.
SMARD individua sistematicamente come causa la combinazione tra un’offerta elevata e rigida — eolica e/o fotovoltaica — e una domanda ridotta. Non è la potenza installata di per sé a determinare la situazione, bensì la concomitanza di diversi fattori. Chi deduce in modo lineare che l’espansione delle energie rinnovabili comporti un aumento dei prezzi negativi, semplifica eccessivamente l’analisi.
Cosa comporta dal punto di vista giuridico la soppressione della retribuzione
La versione vigente dell'articolo 51, comma 1, della legge sulle energie rinnovabili (EEG) è concisa: nei periodi in cui il prezzo del mercato spot è negativo, il valore da applicare si riduce a zero.
Il quadro giuridico è quindi più sintetico rispetto al passato. È degno di nota ciò che non vi è riportato: nella versione vigente non è più prevista una durata minima — né di quattro ore né, espressamente, di un quarto d’ora. La norma si limita a fare riferimento a intervalli di tempo. Il quarto d’ora entra in gioco attraverso il metodo di calcolo di cui al § 51a e attraverso l’adeguamento dei prodotti di borsa.
Le eccezioni e la loro data di scadenza
Ai sensi dell’articolo 51, comma 2, punto 1, sono escluse gli impianti con una potenza installata inferiore a 100 kilowatt — un impianto con esattamente 100 kilowatt non rientra quindi nell’esenzione. Inoltre, l’esenzione si applica solo ai periodi precedenti alla fine dell’anno solare in cui l’impianto viene dotato di un sistema di misurazione intelligente. Non si tratta quindi di un’esenzione permanente, bensì di una norma transitoria che scade con il completamento dell’installazione dei contatori intelligenti.
Lo stato di avanzamento dell’introduzione degli smart meter mostra quanto tempo ci sia ancora a disposizione: solo circa il 5,5% dei punti di misurazione in Germania è dotato di un sistema di misurazione intelligente. Per gli impianti di piccole dimensioni, la data limite viene di fatto posticipata — e non è possibile pianificarla. Maggiori dettagli al riguardo nell’articolo sull’obbligo degli smart meter nel 2026.
Il punto 2 esclude inoltre gli impianti di potenza inferiore a 2 kilowatt, fino a quando l’Agenzia federale delle reti non avrà adottato la propria decisione ai sensi dell’articolo 85, comma 2, punto 12. Per quanto riguarda le dimensioni degli impianti, si applica il raggruppamento di cui all’articolo 24 della legge sulle energie rinnovabili (EEG).
Limitazione e controllo nelle ore con prezzo negativo
Il fatto che non venga corrisposto alcun compenso non significa necessariamente che l'impianto smetta di funzionare. La decisione di continuare a immettere energia in rete nelle ore in cui il prezzo è negativo dipende dal sistema di controllo — e, a seconda del canale di commercializzazione, tale controllo è affidato a soggetti diversi.
Nella commercializzazione diretta, è l’operatore a gestire il processo. Egli ha un incentivo economico a ridurre l’immissione in rete in questi periodi, poiché altrimenti venderebbe l’energia elettrica a un prezzo negativo. Il presupposto tecnico è la possibilità di controllo remoto ai sensi del § 10b EEG: l’operatore deve poter rilevare l’immissione effettiva e ridurre la potenza tramite controllo remoto.
Da ciò va distinto il controllo esercitato dal gestore della rete. Esso interviene in caso di congestione della rete e segue una logica diversa rispetto al segnale di prezzo in borsa. Un ulteriore tipo di controllo è disciplinato dall’articolo 14a dell’EnWG: in questo caso si tratta di dispositivi di consumo controllabili nella rete a bassa tensione, non dell’immissione in rete. Nella pratica, questi tre livelli vengono spesso confusi.
Per gli impianti privi di telecontrollo non resta che un'analisi a posteriori: continuano a immettere energia in rete senza ricevere alcun compenso per quei periodi.
Cosa succede con i contributi e le imposte
L'eliminazione riguarda il valore da applicare, non le altre voci della fattura. I costi di rete, i contributi e le imposte sono regolati da norme specifiche e non vengono automaticamente eliminati. Chi redige una fattura sui ricavi dovrebbe tenere separate le voci; in caso contrario, l'effetto calcolato risulterà maggiore di quanto non sia in realtà.
Vendita diretta e indennizzo per mancato raccolto
Il valore da applicare incide sia sul premio di mercato che sulla tariffa di immissione in rete — la norma non opera alcuna distinzione in base alla forma di vendita. La differenza tra commercializzazione diretta e indennizzo per mancata immissione è di natura economica, non normativa. Alla remunerazione per interruzione si aggiunge inoltre l’obbligo di segnalazione di cui al § 51, comma 3: chi non comunica al gestore di rete la quantità immessa in rete nei periodi negativi perde, per ogni giorno di calendario interessato, il cinque per cento del diritto relativo al mese in questione. L’andamento dei prezzi di commercializzazione è illustrato nell’articolo sui prezzi attuali della commercializzazione diretta.
Cinque regimi coesistenti: quale si applica al vostro impianto?
Un errore comune nella pratica di consulenza è il presupposto che esista una regola unica. In realtà coesistono cinque regimi diversi. È determinante la data di messa in servizio o la data di presentazione dell’offerta:
| Messa in servizio o aggiudicazione | Regola applicabile | Eccezione ai sensi di |
|---|---|---|
| prima del 1° gennaio 2016 | Il § 51 della legge sulle energie rinnovabili (EEG) non è applicabile | — |
| Dal 1° gennaio 2016 al 31 dicembre 2020 | almeno sei ore consecutive con esito negativo | — |
| Dal 1° gennaio 2021 al 31 dicembre 2022 | almeno quattro ore consecutive | 500 kW |
| Dal 1° gennaio 2023 al 24 febbraio 2025 | Scaglionamento: quattro ore nel 2023, tre ore nel 2024 e nel 2025, due ore nel 2026, un’ora a partire dal 2027 | 400 kW |
| a partire dal 25 febbraio 2025 | ogni periodo con prezzo negativo | Da 100 kW fino all’anno dell’introduzione degli smart meter, da 2 kW fino alla definizione della BNetzA |
Che queste distinzioni esistano davvero si può verificare sul portale dei gestori delle reti di trasmissione: i dati giornalieri possono essere filtrati proprio in base a questi criteri di ammissibilità, dalla regola delle sei ore a quella del quarto d’ora. Gli impianti esistenti mantengono le loro vecchie soglie orarie ai sensi dell’articolo 100, paragrafo 46, della legge sulle energie rinnovabili (EEG).
Tre idee sbagliate molto diffuse
In primo luogo: l’affermazione secondo cui la regola delle quattro ore sarebbe stata in vigore fino a febbraio 2025 non è esatta. Essa si applica agli impianti realizzati nel 2021 e nel 2022 — prima di allora il limite era di sei ore, mentre per il gruppo a partire dal 2023, nel 2024 e nel 2025 si applicava la regola delle tre ore.
In secondo luogo: le soglie del gruppo intermedio si riferiscono all’anno solare, non all’anno di entrata in funzione.
In terzo luogo — e questa è l’affermazione più importante dal punto di vista pratico di questo articolo: per questo gruppo, la soglia scenderà a due ore nel 2026 e a un’ora a partire dal 2027, automaticamente e senza che sia necessario approvare alcuna nuova disposizione. Tale scala è prevista dalla legge sul freno ai prezzi dell’energia elettrica del dicembre 2022. Per i nuovi impianti realizzati a partire dal 25 febbraio 2025, la vecchia regola delle quattro ore verrà comunque completamente abolita: in caso di prezzo di borsa negativo, non riceveranno più immediatamente alcuna tariffa di immissione in rete.
Chi ha nel proprio portafoglio un investimento appartenente al gruppo intermedio dovrebbe calcolare l'effetto per il 2027 prima di avvertirne le conseguenze.
Cosa possono aspettarsi gli investitori da tutto ciò
Nessuna fonte ufficiale fornisce un dato attendibile relativo alla perdita di ricavi di un impianto specifico. Chiunque citi una cifra la calcola autonomamente e dovrebbe rendere note le variabili di input.
Indicatori disponibili per il calcolo
- Il valore di mercato annuale del solare per il 2025 ai sensi dell’Allegato 1 alla legge EEG: 4,508 centesimi per chilowattora. Da non confondere con il valore di mercato del solare ai sensi dell’articolo 33 della legge EEG 2012, che per lo stesso anno è pari a 6,170 centesimi per chilowattora — base giuridica diversa, calcolo diverso. I fattori di valore di mercato per il fotovoltaico subiscono un’ulteriore riduzione in periodi di prezzi negativi.
- I periodi in cui non sussiste alcun diritto al compenso, riportati nella panoramica dei gestori delle reti di trasmissione — nella riga corrispondente alla propria base di diritto. Il portale mette a disposizione i dati giornalieri e un’esportazione in formato CSV per la propria analisi; il totale annuale va calcolato autonomamente sulla base di tali dati.
- La tabella dei quarti d'ora a pieno carico di cui all'articolo 51a, comma 2, della legge EEG, con cui il legislatore stesso modella la distribuzione della produzione solare nel corso dell'anno: da 73 a dicembre, passando per 87 a gennaio, fino a 508 a giugno.
La trappola metodologica
La percentuale dei periodi di inattività rispetto alle ore annuali non corrisponde alla percentuale sul rendimento. Le interruzioni si verificano all’ora di pranzo, proprio quando l’impianto raggiunge i valori massimi di produzione. Chi calcola la perdita di ricavi in proporzione al numero di ore, la sottostima. Solo il profilo di carico individuale fornisce un dato attendibile.
La compensazione prevista dall'articolo 51a non si applica affatto ovunque
È proprio qui che risiede la principale fonte di errore nella pratica della consulenza. L’affermazione, spesso ripetuta, secondo cui il periodo di remunerazione si prolungherebbe di conseguenza, non è valida in questa forma generica.
Per gli impianti realizzati a partire dal 25 febbraio 2025, l’articolo 51a, comma 1, proroga il periodo di remunerazione del numero di quarti d’ora persi, arrotondato al giorno di calendario intero successivo. Per gli impianti solari, ai sensi del comma 2, tale numero viene moltiplicato per il fattore 0,5 e ridotto in base alla tabella dei quarti d’ora a pieno carico.
Ciò non vale per tutti gli impianti più vecchi. L’articolo 100, paragrafo 46, seconda frase, della EEG esclude l’applicazione dell’articolo 51a, paragrafo 2, agli impianti solari entrati in funzione prima del 25 febbraio 2025. Inoltre, l’articolo 51a, paragrafo 1, nella versione precedente a loro applicabile, concede la proroga solo agli impianti il cui valore di riferimento è determinato tramite gare d’appalto — e il conteggio avviene in ore, non in quarti d’ora.
Cosa potrebbe cambiare con la legge EEG 2027
Il 29 luglio 2026 il Consiglio dei ministri federale ha approvato il progetto di modifica della legge EEG, che prevede la ridenominazione della legge in EEG 2027. Il progetto sostituisce integralmente l’articolo 51. Il nuovo titolo recita: «Riduzione del diritto al pagamento e dell’obbligo di pagamento in caso di prezzi negativi». Anche l’articolo 51a viene modificato: in futuro il titolo farà riferimento alla proroga del periodo di pagamento. L’entrata in vigore è prevista per il 1° gennaio 2027.
Nota importante per il contesto: alla data di chiusura redazionale del presente articolo, il 14 agosto 2026, il disegno di legge è stato trasmesso al Bundesrat, ma deve ancora essere esaminato in prima lettura — la prossima seduta plenaria è fissata per il 25 settembre 2026. Il disegno di legge del governo non è ancora stato presentato al Bundestag; la ricerca nel sistema di documentazione e informazione non rileva alcuna pratica relativa ad esso nella 21ª legislatura. Da distinguere da questo è un progetto di legge omonimo presentato da un gruppo parlamentare, che è già stato deferito. Non è quindi ancora certo che le disposizioni entrino in vigore a partire dal 2027. Aggiorneremo questa sezione non appena il procedimento proseguirà. Le aliquote di incentivazione attuali sono riportate nella guida alla remunerazione EEG 2026.
Possibili linee d'azione per gestori e investitori
Dai dati disponibili emergono quattro approcci pratici, senza che ciò implichi alcuna promessa di rendimento:
- Aumentare l'autoconsumo. Ogni chilowattora autoconsumata non rientra affatto nell'ambito di applicazione dell'articolo 51. Per le aziende con un andamento del carico nelle ore di mezzogiorno, questa è la leva più diretta.
- Spostare i carichi. Gli utenti flessibili in ambito industriale possono concentrare il proprio consumo di energia elettrica in modo mirato nelle fasce orarie in cui il prezzo è positivo. Ciò che per le famiglie avviene tramite tariffe elettriche dinamiche, nel settore commerciale è una questione di gestione dei carichi.
- Verificare i sistemi di accumulo. I prezzi negativi incentivano gli investimenti nei sistemi di accumulo a batteria, poiché consentono di posticipare la produzione delle ore con prezzi negativi a periodi in cui i prezzi sono positivi. Gli investimenti nella flessibilità e nelle soluzioni di accumulo diventano quindi sempre più urgenti. Come si possa costruire un modello di ricavi a partire da questo, lo analizziamo nell’articolo sull’arbitraggio con i sistemi di accumulo a batteria; la combinazione con le tariffe dinamiche è trattata nell’articolo sui sistemi di accumulo a batteria e le tariffe dinamiche.
- Conoscere il proprio regime e applicare correttamente il metodo di calcolo. La scelta della versione tra le cinque disponibili per un impianto determina l’ordine di grandezza. Per i calcoli dei ricavi, utilizzare il metodo di calcolo EEG dei gestori della rete di trasmissione, non quello della borsa. Nel caso di portafogli esistenti, è opportuno effettuare una verifica specifica per ogni singolo impianto.
Classificare il proprio portafoglio in base alla tipologia di investimento
La scelta del regime applicabile a un impianto tra i cinque previsti e l’eventuale applicazione della compensazione ai sensi del § 51a dipendono dalla data di messa in funzione e dalla forma di commercializzazione. Logic Energy progetta, realizza e gestisce impianti fotovoltaici chiavi in mano e affianca gli investitori dalla fase di calcolo dei costi fino alla gestione operativa corrente. Il partner contrattuale per gli investimenti diretti è mediplan Helm e.K., con responsabilità personale dei titolari.
Domande frequenti sui prezzi negativi dell'energia elettrica
Quante ore con prezzi dell'energia elettrica negativi si sono registrate di recente?
Sul mercato day-ahead, il prezzo di borsa è stato inferiore a zero per 301 ore nel 2023, per 457 ore nel 2024 e per 573 ore nel 2025 — il che corrisponde al 3,4 · 5,2 · 6,5 per cento dei rispettivi anni. Per il 2026 sono disponibili finora solo i dati trimestrali: 172 quarti d’ora negativi nel primo trimestre, 1.006 nel secondo. La fonte è l’Agenzia federale delle reti (Bundesnetzagentur) e SMARD.
Perché ci sono due cifre diverse per le ore negative?
Perché misurano cose diverse. SMARD e l’Agenzia federale delle reti considerano ogni ora in cui il prezzo di borsa è negativo. I gestori delle reti di trasmissione, ai sensi dell’articolo 51a, comma 4, della legge sulle energie rinnovabili (EEG), considerano i periodi in cui il valore da applicare è effettivamente sceso a zero — in questo caso, le precedenti disposizioni di legge prevedono una durata minima. Ai fini del calcolo dei ricavi, fa fede la seconda serie.
A partire da quando non viene corrisposto il compenso in caso di prezzi negativi?
Dipende dalla data di messa in servizio. Gli impianti realizzati prima del 1° gennaio 2016 non sono affatto interessati. Dal 2016 al 2020 si applicano sei ore consecutive, nel 2021 e nel 2022 quattro ore, con un’eccezione per gli impianti di potenza inferiore a 500 kilowatt. Per le messe in servizio tra il 2023 e il 24 febbraio 2025 si applica una scala graduale; a partire dal 25 febbraio 2025, ogni periodo con prezzo negativo viene conteggiato.
La normativa diventerà automaticamente più severa nel 2027?
Sì, per gli impianti entrati in funzione tra il 1° gennaio 2023 e il 24 febbraio 2025. La soglia scenderà a due ore consecutive nel 2026 e a un’ora a partire dal 2027. Il regime è previsto dalla legge sul contenimento dei prezzi dell’energia elettrica del dicembre 2022; non è necessario approvare alcuna nuova disposizione.
Il mancato pagamento viene sempre compensato ai sensi dell'articolo 51a della legge sulle energie rinnovabili (EEG)?
No. Per gli impianti realizzati a partire dal 25 febbraio 2025, il periodo di remunerazione viene prorogato in base ai quarti d’ora persi, con un fattore di 0,5 per gli impianti solari. Per gli impianti più vecchi, l’articolo 100, paragrafo 46, seconda frase, della legge sulle energie rinnovabili (EEG) esclude l’applicazione dell’articolo 51a, paragrafo 2, e la versione precedente dell’articolo 51a, paragrafo 1, concede la proroga solo agli impianti il cui valore di riferimento è stato determinato tramite gare d’appalto.
L'impianto deve essere spento nelle ore con prezzo negativo?
No, la sospensione della remunerazione non comporta l’obbligo di disattivazione. Nella commercializzazione diretta, il venditore diretto ha un incentivo economico a ridurre l’immissione in rete e, a tal fine, si avvale della possibilità di controllo remoto ai sensi dell’articolo 10b della legge tedesca sulle energie rinnovabili (EEG). Occorre distinguere da ciò il controllo esercitato dal gestore di rete in caso di congestioni della rete e le disposizioni dell’articolo 14a della legge tedesca sull’energia (EnWG) relative agli impianti di consumo controllabili.
In questi periodi sono esenti anche i costi di rete e i contributi?
No. L'eliminazione riguarda esclusivamente il valore da applicare. I costi di rete, i contributi e le imposte sono regolati da norme specifiche e non vengono automaticamente eliminati. In un conto dei ricavi, tali voci devono essere riportate separatamente, altrimenti l'effetto calcolato risulterà eccessivo.
Conclusione
I prezzi negativi dell’energia elettrica sono aumentati da 301 ore nel 2023 a 573 nel 2025. Secondo i dati forniti da SMARD, si verificano tipicamente nei fine settimana e nei giorni festivi caratterizzati da forte soleggiamento e vento; non è disponibile una quantificazione ufficiale della distribuzione oraria. Per la remunerazione non è determinante il dato di borsa, bensì il conteggio effettuato dai gestori della rete di trasmissione — e, in questo caso, la serie che corrisponde alla data di entrata in funzione del rispettivo impianto.
Nella pratica, due aspetti vengono spesso trascurati. In primo luogo, la scala progressiva per gli impianti entrati in funzione tra il 2023 e il febbraio 2025: la loro soglia scenderà a due ore nel 2026 e a un’ora nel 2027, automaticamente e senza necessità di una nuova delibera. In secondo luogo, la compensazione ai sensi del § 51a, che non si applica affatto agli impianti realizzati prima del 25 febbraio 2025 con un valore di riferimento stabilito dalla legge.
Chi possiede impianti di questo tipo nel proprio parco immobiliare dovrebbe calcolare entrambi gli aspetti fin da ora.
Riferimenti bibliografici
- Agenzia federale delle reti, SMARD — Dati sul mercato dell'energia elettrica 2024 e 2025, comunicati stampa del 3 gennaio 2025 e del 5 gennaio 2026
- SMARD — Relazioni trimestrali Q1 2026 (18/05/2026) e Q2 2026 (03/08/2026), articolo specialistico “Prezzi all’ingrosso negativi”
- Gestore della rete di trasmissione, netztransparenz.de — Prezzo negativo sul mercato spot, tabelle riassuntive ai sensi dell’articolo 51a, comma 4, della legge sulle energie rinnovabili (EEG), aggiornato al 13 agosto 2026; panoramica dei valori di mercato
- EEG 2023 nella versione del 18 dicembre 2025 — §§ 10b, 21, 21b, 24, 51, 51a, 100
- Legge sul contenimento dei prezzi dell'energia elettrica del 20 dicembre 2022, Gazzetta ufficiale federale 2022 I n. 54
- Legge che modifica la normativa in materia di energia per evitare eccedenze temporanee di produzione del 21 febbraio 2025, pubblicata il 24 febbraio 2025 nella Gazzetta Ufficiale Federale (BGBl.) 2025 I n. 51; la modifica dell’articolo 51 è in vigore dal 25 febbraio 2025
- EEG 2021, § 100, comma 2, n. 13 (regola delle sei ore per gli impianti 2016–2020), BGBl. 2020 I, pag. 3138
- Consiglio federale, calendario delle sedute plenarie; Bundestag tedesco, sistema di documentazione e informazione
- Governo federale e Ministero federale dell’Economia e dell’Energia (BMWE) — Delibera del Consiglio dei ministri sull’emendamento alla legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 29 luglio 2026, progetto di legge
- Agenzia federale delle reti — Statistiche sulle energie rinnovabili MaStR, dati aggiornati al 13/07/2026
