Prezzi negativi dell'energia elettrica e fotovoltaico: ciò che gli investitori devono davvero sapere nel 2026
Estratto
I prezzi negativi dell'energia elettrica non sono più un fenomeno marginale: nel 2025 la Germania ha registrato un nuovo record con 573 ore di prezzi negativi — e in alcune giornate estive quasi tutta la produzione di energia solare è stata immessa nella borsa elettrica a prezzi negativi. Chi, in qualità di investitore nel fotovoltaico, comprende la causa di questo fenomeno, perché la legge sui picchi solari ha cambiato le regole del gioco e quale strategia di accumulo sblocca l'opportunità che ne deriva, è chiaramente avvantaggiato.
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I prezzi negativi dell'energia elettrica si verificano quando l'offerta di energia elettrica supera il consumo a tal punto che la borsa elettrica spinge il prezzo sotto lo zero — soprattutto a mezzogiorno nei fine settimana soleggiati. Nel 2025 in Germania si sono registrate 573 ore con prezzi negativi dell'energia elettrica, un record. La legge sui picchi solari (in vigore dal 25/02/2025), con la nuova normativa ai sensi del § 51 EEG, ha immediatamente azzerato la remunerazione in caso di prezzi negativi, introducendo però al contempo un meccanismo di compensazione. Per i gestori di impianti e gli investitori con una strategia di accumulo in batterie, le soluzioni sono chiare: durante le ore con prezzi negativi caricare invece di immettere in rete, per poi vendere in serata con un profitto. Questo articolo offre una panoramica generale; i dettagli sulla legge e sull'arbitraggio sono disponibili negli articoli del cluster collegati.
Indice
Con quale frequenza si verificano? La serie temporale 2021–2025
Cosa cambia in caso di prezzi negativi? Panoramica della legge sui picchi solari
I prezzi negativi dell'energia elettrica come opportunità di investimento: accumulo e arbitraggio
Cosa comporta questo per la vostra decisione di investimento?
Cosa sono i prezzi negativi dell'energia elettrica?
I prezzi negativi dell'energia elettrica si verificano quando l'offerta di energia elettrica supera la domanda e il prezzo in borsa scende sotto lo zero. In tal caso, i produttori di energia elettrica sono disposti a pagare per far ritirare la loro energia. Alla borsa dell'energia elettrica (EPEX Spot) il prezzo day-ahead scende sotto lo zero — il valore dell'energia elettrica in rete è letteralmente negativo. Per gli impianti fotovoltaici soggetti alla legge EEG ciò significa che in queste ore non viene corrisposto alcun compenso per l'immissione in rete.
Come funziona il meccanismo
Il mercato dell'energia elettrica funziona secondo il principio della domanda e dell'offerta. Quando si verificano contemporaneamente weekend soleggiati, giorni festivi e notti ventose, gli impianti solari, eolici e le centrali elettriche convenzionali immettono contemporaneamente grandi quantità di energia nella rete, mentre l'industria e il settore commerciale ne consumano pochissima. L'offerta di energia elettrica supera la domanda, creando un eccesso di offerta nel sistema elettrico.
In un mercato ben funzionante, le centrali elettriche si spegnerebbero semplicemente. Il problema è che molti produttori di energia convenzionali (nucleare, lignite, ma anche biomassa e cogenerazione) non possono essere ridimensionati abbastanza rapidamente. Continuano a produrre, e i gestori della rete devono in qualche modo smaltire questa energia in eccesso affinché la rete elettrica rimanga stabile.
Il risultato è un prezzo di mercato negativo. I produttori di energia elettrica pagano letteralmente affinché i consumatori acquistino la loro energia — ad esempio le fonderie di alluminio, le centrali di pompaggio o le reti estere che importano l'eccesso di offerta.
Cosa significa concretamente "negativo"
Sulle borse europee dell'energia elettrica — in particolare l'EPEX Spot — l'energia elettrica viene negoziata sul mercato day-ahead: acquirenti e venditori concordano il giorno precedente il volume di fornitura e il prezzo per ogni ora del giorno successivo. A partire da ottobre 2025, le negoziazioni avverranno addirittura su prodotti a intervalli di un quarto d'ora.
I prezzi negativi dell'energia elettrica in borsa non sono un fenomeno nuovo: in Germania sono stati osservati per la prima volta nel 2008 — all'epoca rappresentavano ancora un'eccezione nei giorni particolarmente ventosi e soleggiati. Oggi costituiscono una caratteristica strutturale ricorrente del mercato dell'energia elettrica.
Un prezzo day-ahead negativo significa che il prezzo sul mercato spot è inferiore a 0 €/MWh
Il prezzo più basso del 2025: −250,32 €/MWh l'11 maggio 2025 — I produttori hanno pagato 25 centesimi per ogni chilowattora immessa in rete
Per gli impianti fotovoltaici che rientrano nel modello del premio di mercato previsto dalla legge sulle energie rinnovabili (EEG), in caso di prezzi negativi, ai sensi dell'articolo 51 dell'EEG, la remunerazione viene sospesa — il premio di mercato viene azzerato
Per queste ore in cui i prezzi dell'energia elettrica sono negativi, i gestori degli impianti non ricevono alcun ricavo dall'immissione in rete
Con quale frequenza si verificano? La serie temporale 2021–2025
Il numero di ore con prezzi dell'energia elettrica negativi in Germania è più che quadruplicato, passando da 139 ore (2021) a 573 ore (2025). Il fattore principale è il massiccio sviluppo del fotovoltaico: con 117 GW di potenza installata alla fine del 2025, la produzione di energia fotovoltaica a mezzogiorno supera sistematicamente la capacità di assorbimento del mercato dell'energia elettrica.
Andamento delle ore con prezzi dell'energia negativi (EPEX Spot Day-Ahead)
La seguente tabella mostra quanto sia aumentato negli ultimi anni il numero di ore con prezzi dell'energia elettrica negativi:
2021: 139 ore
2022: 69 ore (fattore straordinario: crisi energetica, prezzi spot elevati a causa della carenza di gas)
2023: 301 ore
2024: 457 ore
2025: 573 ore — Nuovo record
⚠️ I dati si basano sui prezzi spot day-ahead di EPEX. Fonti: BHKW-Infozentrum, energiezukunft.eu / naturstrom. Aggiornato a marzo 2026.
Il 2022 costituisce un'eccezione: la crisi energetica ha fatto salire i prezzi spot a tal punto che persino le situazioni di eccedenza non hanno quasi mai portato a prezzi negativi. Dal 2023 la tendenza è chiaramente al rialzo — ed è di natura strutturale, non una semplice fluttuazione casuale.
Perché l'aumento è di natura strutturale: il boom delle energie rinnovabili
L'espansione delle energie rinnovabili spiega tutto: alla fine del 2025 in Germania erano installati 117 GW di potenza fotovoltaica (Agenzia federale delle reti, gennaio 2026) — circa 17 GW in più rispetto alla fine del 2024. In un soleggiato pomeriggio di maggio, questa produzione di energia elettrica può immettere nella rete, in un breve lasso di tempo, una potenza superiore a quella che l'intera rete tedesca è in grado di assorbire.
Dati chiave sull'espansione del fotovoltaico nel 2025:
Potenza fotovoltaica installata in Germania alla fine del 2025: 117 GW (Agenzia federale delle reti)
Espansione del fotovoltaico nel 2025: circa 16,4–17,6 GW a seconda della fonte (Agenzia federale delle reti / BSW-Solar)
Quota del fotovoltaico nella produzione netta di energia elettrica nel 2025: circa il 16–17 %
Una prima storica: nel 2025 il fotovoltaico supererà per la prima volta la lignite nella produzione netta di energia elettrica (71 TWh contro 67 TWh)
Il problema delle previsioni
Per il 2026 non esistono previsioni ufficiali con dati orari concreti. Le estrapolazioni tratte dalle analisi di mercato indicano 700–900 ore con prezzi dell’energia elettrica negativi — a seconda della rapidità con cui gli impianti di stoccaggio su larga scala e i carichi flessibili entreranno in rete e dell’andamento dei volumi immessi in rete dalle energie rinnovabili. Non è prevedibile un'inversione di tendenza nel sistema elettrico senza un notevole potenziamento degli impianti di accumulo e della rete.
📊 Andamento delle ore a tariffa negativa nel periodo 2021–2025
Ore con prezzo negativo dell'energia elettrica sul mercato spot (EPEX Spot Day-Ahead) · Fonte: BHKW-Infozentrum / energiezukunft.eu
Perché i prezzi negativi dell'energia elettrica colpiscono in modo particolare gli impianti fotovoltaici
Gli impianti fotovoltaici producono energia elettrica proprio quando la rete è più sovraccarica: a mezzogiorno, in estate, nei fine settimana. Questo sistematico disallineamento temporale tra produzione e consumo di energia elettrica — che gli esperti chiamano «problema di mezzogiorno» o «duck curve» — comporta che una quota crescente della produzione fotovoltaica annuale ricada in periodi caratterizzati da prezzi di mercato negativi o molto bassi. Ciò incide direttamente sui ricavi dei gestori degli impianti.
Il problema strutturale dell'ora di punta: gli impianti di energia rinnovabile contro il tempo
Il fotovoltaico produce la maggior parte dell'energia elettrica quando il sole è al culmine del suo percorso, ovvero tra le 10 e le 15. Proprio in questa fascia oraria la domanda di energia elettrica in Germania è strutturalmente bassa: uffici e fabbriche sono in funzione, ma il consumo di energia elettrica è pianificabile e limitato. A ciò si aggiunge il fatto che i fine settimana e i giorni festivi riducono ulteriormente in modo significativo l'assorbimento industriale: l'intera immissione di energia rinnovabile si scontra quindi con una domanda particolarmente bassa.
Il risultato è noto come "Duck Curve": il profilo di carico giornaliero del carico residuo (il carico rimanente dopo aver sottratto l'immissione in rete di tutti gli impianti di energia rinnovabile) assume la forma di un'anatra: i fianchi (mattina e sera) rimangono alti, mentre la parte centrale (mezzogiorno) crolla. Più impianti fotovoltaici vengono installati, più si abbassa la pancia dell'anatra — e più spesso i prezzi dell'elettricità scendono in territorio negativo.
I numeri dietro il problema del pranzo
Le ripercussioni sugli investitori nel settore fotovoltaico e sui gestori degli impianti sono tangibili e concrete:
Il 16% dell'energia solare totale prodotta in Germania nel 2025 è stato generato in ore in cui i prezzi dell'energia elettrica erano negativi (pv magazine, 26/01/2026, fonte: ENTSO-E)
Domenica di Pentecoste 2025 (8 giugno): in un solo giorno, l'89% della produzione fotovoltaica giornaliera totale è stata immessa in rete a prezzi negativi
Giugno 2025: il 46% della produzione fotovoltaica mensile complessiva è stata registrata in ore con prezzi dell'energia elettrica negativi
Maggio 2025: il 43% della produzione fotovoltaica mensile nelle ore con prezzi negativi
Valore di mercato più basso per l'energia solare a maggio 2025: solo 1,997 ct/kWh — minimo storico alla borsa elettrica
Non si tratta più di casi isolati. È la nuova realtà di un mercato dell'energia elettrica con 117 GW di potenza fotovoltaica installata.
Chi è colpito e in che misura?
Non tutti gli impianti fotovoltaici sono interessati allo stesso modo. L'orientamento e la configurazione dell'impianto giocano un ruolo determinante sull'andamento dei ricavi:
I più colpiti:
Parchi solari a terra esposti a sud con una resa ottimale nelle ore centrali della giornata
Impianti fissi senza sistema di inseguimento (tracker): nel 2025 circa il 27% della produzione annuale è stato generato in ore con prezzi negativi
Impianti con sistema di inseguimento: circa il 23%
Meno colpiti:
Impianti su tetto orientati est-ovest (maggiore rendimento al mattino e alla sera, picco minore a mezzogiorno)
Impianti con un'elevata quota di autoconsumo (l'energia elettrica prodotta viene utilizzata direttamente, senza passaggio in borsa)
Impianti con accumulo a batteria integrato (separazione tra produzione e commercializzazione)
Per saperne di più sulle strategie di ricavo e su come gli accumulatori in co-locazione possano ribaltare la situazione, leggete il nostro articolo «Gli accumulatori a batteria come opportunità di investimento nel fotovoltaico: arbitraggio, ricavi e strategia» →
Avviso agli investitori: in assenza di una strategia chiara contro i prezzi negativi, questi ultimi possono ridurre sensibilmente il rendimento di un progetto fotovoltaico, rendendo così più difficile la decisione di effettuare nuovi investimenti. Proprio per questo motivo, la scelta della giusta configurazione dell'impianto e del modello di commercializzazione è oggi più importante che mai.
Cosa cambia in caso di prezzi negativi? Panoramica della legge sui picchi solari
La legge sui picchi solari è in vigore dal 25 febbraio 2025 e ha inasprito in modo sostanziale l'articolo 51 della EEG 2023: i nuovi impianti fotovoltaici a partire da 2 kWp non ricevono più immediatamente alcuna remunerazione EEG in caso di prezzo negativo su base quartoraria — la precedente regola oraria con diversi periodi di tolleranza non è più applicabile. Allo stesso tempo, l'articolo 51a della EEG introduce un meccanismo di compensazione che rinvia nel tempo la perdita dell'incentivo.
La norma sulle ore nell’EEG: una breve retrospettiva
Dalla regola delle 6 ore alla regolamentazione dei quarti d'ora
Dall'introduzione della legge sulle energie rinnovabili (EEG), agli impianti fotovoltaici si applicava la cosiddetta regola della tariffa zero in caso di prezzi negativi — un incentivo a scollegare gli impianti di energia rinnovabile dalla rete in caso di eccesso di offerta. La domanda cruciale è sempre stata: a partire da quante ore negative entra in vigore?
La soglia prevista da questa norma oraria è stata gradualmente abbassata nel corso degli anni:
EEG 2014: la remunerazione veniva sospesa solo dopo 6 ore consecutive di produzione negativa — la famosa regola delle 6 ore (nota anche come regola delle sei ore)
EEG 2021: soglia abbassata a 4 ore
EEG 2023: inizialmente 3 ore, a partire dal 2027 è prevista 1 ora — e questo solo per gli impianti da 400 kW in su
Gli impianti fotovoltaici di piccole dimensioni installati sui tetti non erano di fatto interessati da questa normativa. La regola delle 6 ore ha garantito a lungo che i brevi cali di prezzo non avessero alcun effetto sulla remunerazione; tale margine di sicurezza è stato completamente eliminato per i nuovi impianti a partire dal 25 febbraio 2025.
Cosa cambia con la legge sui picchi solari a partire dal 25 febbraio 2025 per i nuovi impianti fotovoltaici
La legge — ufficialmente denominata «Legge di modifica della normativa in materia di energia per evitare eccedenze temporanee di produzione» — è stata pubblicata nella Gazzetta ufficiale federale il 24 febbraio 2025 (BGBl. 2025 I n. 51) ed è entrata in vigore il giorno successivo.
Modifiche fondamentali per i nuovi impianti fotovoltaici (messa in servizio a partire dal 25 febbraio 2025):
La retribuzione scende immediatamente a zero per ogni singolo quarto d'ora negativo — non è più prevista alcuna riserva di ore straordinarie
Soglia notevolmente abbassata: ora riguarda gli impianti a partire da 2 kWp (in precedenza a partire da 400 kW)
Impianti con potenza inferiore a 2 kW: continuano a essere esenti
Impianti da 2 a 100 kW: la tariffa zero per l'immissione in rete si applica solo dopo l'installazione del contatore intelligente (misura transitoria — il presupposto è l'installazione del contatore intelligente)
Impianti superiori a 100 kW: a partire dal 25 febbraio 2025, senza periodo di transizione
L'obbligo dei contatori intelligenti come soluzione transitoria per gli impianti di piccole dimensioni
Per gli impianti fotovoltaici compresi tra 2 e 100 kWp vale quanto segue: la nuova normativa sulla remunerazione pari a zero in caso di prezzi negativi entra in vigore solo una volta installato un contatore intelligente. Finché non è presente un contatore intelligente, si applica la tutela transitoria: l’impianto continua a essere remunerato secondo le vecchie regole. Con l'obbligo di installazione dei contatori intelligenti (obbligo per i gestori di rete a partire dal 2025/2026, scaglionato in base al consumo), questo periodo di transizione è tuttavia destinato a terminare. Chi oggi progetta un nuovo impianto fotovoltaico in questa fascia di potenza dovrebbe tenere conto del requisito del contatore intelligente fin dall'inizio.
Per gli impianti esistenti (messi in servizio prima del 25 febbraio 2025):
Diritto acquisito: le vecchie norme continuano ad applicarsi
Possibilità di adesione volontaria: chi decide di passare volontariamente al nuovo sistema riceve un supplemento di remunerazione di +0,6 ct/kWh a titolo di compensazione
Il meccanismo di compensazione (art. 51a EEG) — Breve panoramica
Senza una misura correttiva, la legge sui picchi solari avrebbe compromesso la redditività di molti impianti: i gestori avrebbero subito una perdita permanente di entrate senza alcun compenso. Per questo motivo il legislatore ha introdotto contemporaneamente un meccanismo di compensazione nell'articolo 51a della EEG:
Il periodo di sovvenzione di 20 anni previsto dalla legge sulle energie rinnovabili (EEG) viene prorogato in base alle ore non prodotte a causa dei prezzi negativi
Per il PV si applica un fattore di 0,5: i quarti d'ora persi contano solo per metà ai fini del prolungamento
Il prolungamento del finanziamento verrà ripartito su base mensile nel periodo successivo alla scadenza ordinaria del finanziamento
In pratica, ciò significa che un impianto che nel 2025 non avrà generato alcun guadagno in 573 ore con prezzi dell'energia elettrica negativi riceverà circa 1–2 anni di incentivi aggiuntivi alla fine del proprio ciclo di vita.
Per un'analisi approfondita del funzionamento del meccanismo di compensazione e di cosa comporti concretamente per il vostro impianto, consultate il nostro articolo dedicato: Legge sui picchi solari e § 51a EEG: cosa devono sapere gli investitori nel fotovoltaico →
I prezzi negativi dell'energia elettrica come opportunità di investimento: accumulo e arbitraggio
Chi gestisce un impianto fotovoltaico senza accumulatore perde la remunerazione in caso di prezzi negativi. Gli accumulatori di energia sono il fattore decisivo per immagazzinare l'energia in eccesso nei periodi di prezzi negativi ed evitare così perdite di guadagno. Chi integra un sistema di accumulo a batteria può sfruttare proprio questo momento: caricare l'energia gratuitamente durante la pausa di mezzogiorno e venderla la sera, quando i prezzi raggiungono il picco, sul mercato intraday o sul mercato day-ahead. Secondo le analisi attuali, queste soluzioni di disaccoppiamento dei prezzi aumentano il tasso di rendimento interno dei parchi solari fino al 29%.
Dal rischio all'opportunità di rendimento
La logica alla base è semplice: i prezzi negativi dell'energia elettrica indicano che l'energia è fisicamente presente nella rete, ma nessuno vuole acquistarla in quel momento. Sulle borse dell'energia elettrica, un prezzo negativo segnala: «Prendete questa energia, altrimenti la rete diventerà instabile». Un accumulatore a batteria può assorbire proprio questa energia — gratuitamente o addirittura con un vantaggio in termini di prezzo — e rilasciarla poche ore dopo, quando la domanda aumenta e il prezzo torna in territorio positivo.
Si chiama arbitraggio: maggiore è la differenza di prezzo tra il minimo di mezzogiorno e il picco serale, più questa strategia diventa interessante per i gestori di impianti fotovoltaici dotati di accumulo. Questi differenziali di prezzo possono essere sfruttati sistematicamente sia nel mercato day-ahead che in quello intraday.
Cosa comporta dal punto di vista economico l'utilizzo di uno spazio di co-locazione
Un white paper pubblicato nel febbraio 2026 da 8Energies, Enspired e Goldbeck Solar ha analizzato il valore economico dei progetti di co-locazione per i gestori di impianti (impianto fotovoltaico e sistema di accumulo a batteria nello stesso sito, collegati insieme alla rete):
Aumento dell'IRR per i nuovi impianti: fino al +29% in termini relativi (esempio: dal 7% a circa il 9% di tasso di rendimento interno)
Aumento dell'IRR per gli impianti esistenti: fino al +24 % in termini relativi
Base: impianto fotovoltaico da 20 MW con un sistema di accumulo a batteria da 10 MW / 20 MWh
⚠️ Valore dell'IRR uplift tratto dal white paper di 8Energies/Enspired/Goldbeck Solar (febbraio 2026). I risultati specifici del progetto possono variare. Aggiornato a marzo 2026.
Perché gli accumulatori a batteria offrono molto di più del semplice arbitraggio
Un sistema di accumulo in co-locazione offre diverse fonti di guadagno contemporaneamente: questo è il vero motivo per cui oggi sta diventando indispensabile per i gestori di impianti fotovoltaici:
1. Arbitraggio (sfruttare i differenziali di prezzo): acquistare energia elettrica o ricaricare autonomamente quando il prezzo è negativo e vendere quando torna positivo — sia nel mercato day-ahead che in quello intraday. Lo spread day-ahead in Germania è aumentato dell'89% dal primo trimestre del 2024 al primo trimestre del 2025 (analisi Gridcog, 2026). Ogni ora con prezzo negativo rappresenta potenzialmente denaro contante per il proprietario di un sistema di accumulo.
2. Ottimizzazione della commercializzazione diretta: immettere l'energia elettrica in modo mirato nelle fasce orarie ad alto prezzo anziché durante il calo di domanda di mezzogiorno aumenta notevolmente il prezzo effettivo ottenuto sul mercato spot. Ciò migliora i ricavi anche in assenza di prezzi negativi. Maggiori informazioni nell'articolo sulla commercializzazione diretta dell'energia fotovoltaica →
2a. Accordi di acquisto di energia (PPA) come strumento di copertura I PPA consentono ai gestori degli impianti di vendere l'energia elettrica a prezzi fissi direttamente ai consumatori commerciali, indipendentemente dal prezzo di mercato giornaliero. Chi vincola contrattualmente la propria energia elettrica a lungo termine tramite un PPA è ampiamente protetto dalle ore con prezzi negativi, poiché in quel caso si applica il prezzo fisso concordato e non il prezzo di mercato. Per gli investitori si tratta di un'importante integrazione alla strategia di arbitraggio di stoccaggio, in particolare in vista dell'obbligo CfD a partire dal 2027, che prescrive comunque modelli di remunerazione basati sul mercato per i nuovi impianti di energia rinnovabile.
3. Energia di regolazione e riserva istantanea Gli accumulatori possono fornire servizi di sistema ai gestori di rete — e ricevere un compenso per questo, indipendentemente dalla produzione di energia elettrica e dal consumo attuali. Questo incentivo rende gli accumulatori redditizi anche quando gli spread di arbitraggio sono stagionalmente più bassi. Maggiori dettagli nell'articolo Impianto fotovoltaico con accumulatore a batteria →
4. Tutelare la remunerazione prevista dalla legge EEG: in caso di rischio di prezzi negativi, l'accumulatore ricarica la propria capacità anziché immettere energia in rete — la perdita di remunerazione ai sensi dell'articolo 51 della legge EEG viene così completamente evitata.
Il mercato della memoria è in crescita
I dati lo dimostrano: altri investitori hanno già colto questa opportunità. Gli accumulatori a batteria stanno passando dall’essere un prodotto di nicchia a diventare una componente fondamentale del sistema elettrico tedesco — insieme all’eolico e al solare, una delle fonti energetiche più importanti della transizione energetica:
Capacità installata degli accumulatori a batteria in Germania alla fine del 2025: circa 25,5 GWh (MaStR / BSW-Solar)
Crescita degli impianti di accumulo di grandi dimensioni (> 1 MW) nel 2025: +60 % rispetto al 2024
Fabbisogno entro il 2030 secondo il Fraunhofer ISE: 100–170 GWh — da quattro a sei volte il livello attuale
Questa tendenza dimostra chiaramente che il mercato delle soluzioni di accumulo flessibili da affiancare agli impianti fotovoltaici è ancora agli inizi.
Per scoprire come integrare concretamente gli accumulatori a batteria negli investimenti fotovoltaici e quali fonti di guadagno siano realisticamente possibili, leggete il nostro articolo di approfondimento: I prezzi negativi dell'energia elettrica come opportunità di investimento: accumulo, arbitraggio e strategia di guadagno →
Cosa comporta questo per la vostra decisione di investimento?
Alla luce della riorganizzazione del mercato elettrico tedesco, i prezzi negativi dell'energia elettrica non rappresentano un problema temporaneo, bensì una caratteristica strutturale permanente. Per gli investitori che comprendono questo fenomeno e scelgono un impianto fotovoltaico con una strategia di accumulo integrata, non si tratta di un rischio, ma di un elemento di differenziazione rispetto a tutti coloro che lo ignorano.
Il periodo di riferimento normativo del 2026
La legge sui picchi solari è in vigore da oltre un anno e ha definito chiaramente le norme relative ai nuovi impianti. Allo stesso tempo, il nuovo governo federale ha confermato nel contratto di coalizione 2025 l’obiettivo di espansione della legge sulle energie rinnovabili (EEG) di 215 GW entro il 2030, che rimane valido per validi motivi: le energie rinnovabili costituiscono il fondamento della politica energetica tedesca fino al 2040.
Ciò significa: un aumento di 15-18 GW all'anno delle energie rinnovabili fino al 2030 — e quindi un ulteriore aumento delle ore con prezzi dell'energia elettrica negativi, finché gli impianti di stoccaggio e le reti non riusciranno a tenere il passo.
Allo stesso tempo, l'obbligo dei CfD per gli impianti di energia rinnovabile di grandi dimensioni è all'ordine del giorno nell'agenda politica per il 2027: un ulteriore passo normativo che costringe gli investitori a pianificare con lungimiranza fin da ora. Maggiori informazioni nell'articolo «Obbligo dei CfD nel 2027: cosa devono sapere ora gli investitori nel fotovoltaico» →
E la riduzione della tariffa di immissione in rete prevista per il 2026 — attualmente pari a 7,78 ct/kWh — evidenzia perché gli investitori che puntano esclusivamente sulla tariffa base prevista dalla legge sulle energie rinnovabili (EEG) siano strutturalmente svantaggiati.
Tre linee guida per gli investitori
1. Prevedere l'accumulo fin dall'inizio: nel 2026, un impianto fotovoltaico senza accumulo sarà un impianto che rinuncia sistematicamente alla propria resa. Gli accumulatori in co-locazione non sono più un'opzione premium: sono ormai un must economico per gli impianti che vendono direttamente all'utente finale e per tutti i gestori che non intendono semplicemente accettare le ore con prezzi negativi.
2. Scegliere l'ubicazione e l'orientamento in base al profilo dei prezzi dell'energia elettrica: gli impianti con immissione a pieno regime in direzione sud hanno il problema maggiore nelle ore centrali della giornata. Le configurazioni est-ovest, l'ottimizzazione dell'autoconsumo e i sistemi flessibili di gestione del carico riducono notevolmente il rischio, poiché l'energia prodotta viene così convogliata maggiormente nelle fasce orarie in cui il prezzo è positivo.
3. Sfruttare le finestre temporali normative Il 2026 è l'ultimo anno completo prima della riforma dei CfD del 2027. Chi investe ora lo fa in condizioni chiaramente definite nel quadro della legge sulle energie rinnovabili (EEG), senza l'incertezza che comporteranno i nuovi modelli di gara.
Chi trae vantaggio dai prezzi negativi — e chi no?
I prezzi negativi dell'energia elettrica hanno un impatto molto diverso sui vari operatori di mercato. Questa classificazione aiuta a comprendere appieno il fenomeno:
Utenti con tariffe dinamiche: le famiglie e le imprese dotate di contatori intelligenti e di una tariffa elettrica dinamica (ad esempio tramite fornitori come Tibber) possono acquistare energia elettrica a prezzi particolarmente convenienti, o addirittura a prezzi netti negativi, nelle ore in cui i prezzi sono negativi. L'11 maggio 2025, i clienti Tibber in Germania hanno ricevuto per la prima volta −8,6 ct/kWh: sono stati pagati per il loro consumo di energia elettrica. Ciò è particolarmente interessante per le famiglie con un consumo elevato dovuto a auto elettriche o pompe di calore, che possono spostare automaticamente il loro consumo nelle fasce orarie a basso prezzo.
§ 14a EnWG — Consumatori soggetti a tassazione con vantaggio tariffario: dal 2024, il § 14a della legge sull'economia energetica (EnWG) stabilisce che i gestori di consumatori regolabili (ad es. pompe di calore, wallbox, sistemi di accumulo domestici) beneficiano di tariffe di rete ridotte se adeguano in modo flessibile il proprio consumo in caso di congestione della rete. In combinazione con prezzi di borsa negativi e tariffe dinamiche, ciò può ridurre notevolmente i costi dell'energia elettrica per queste applicazioni.
Clienti con tariffe a prezzo fisso: le famiglie e le imprese con contratti classici a prezzo fisso non risentono praticamente per nulla dei prezzi negativi sul mercato — le imposte, i costi di rete e i contributi mantengono stabile il prezzo finale, indipendentemente da ciò che accade sul mercato dell'energia elettrica. I prezzi negativi sono per loro invisibili.
Gestori di impianti fotovoltaici senza accumulatori: in queste ore perdono la tariffa di immissione in rete, ma non possono né beneficiare di prezzi di acquisto vantaggiosi né immagazzinare energia elettrica per un uso futuro. Si assumono il rischio senza ottenere alcun compenso.
Come Logic Energy guida gli investitori attraverso questo argomento
Logic Energy e mediplan Helm e.K. progettano e realizzano impianti fotovoltaici — dall'acquisizione dei terreni alla gestione operativa, tutto da un unico fornitore. Il modello per gli investitori prevede:
Gli investitori acquistano uno o più inverter e ne percepiscono i proventi
Durata: 20–40 anni; il contraente è mediplan Helm e.K., con responsabilità personale del titolare (e.K.)
L'integrazione di sistemi di accumulo a batteria è parte integrante della progettazione di tutti i progetti rilevanti su terreni liberi e in ambito commerciale
Nessun rischio legato allo sviluppo: gli investitori entrano in gioco solo dopo il rilascio della licenza edilizia
Come funziona il modello nel dettaglio: ecco come funziona il modello per gli investitori di Logic Energy →
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.
Chi investe oggi nel fotovoltaico non dovrebbe considerare i prezzi negativi dell'energia elettrica come uno spauracchio, ma piuttosto come una caratteristica del mercato che distingue i gestori di impianti ben preparati da quelli meno preparati. Scopri di più sugli investimenti nel fotovoltaico →
I prezzi negativi dell'energia elettrica non scompariranno nei prossimi anni, anzi diventeranno più frequenti. Le ragioni risiedono nella struttura del sistema elettrico tedesco: più sole, più vento, meno carico di base pianificabile — tutto ciò porta strutturalmente a fluttuazioni del prezzo dell'energia elettrica che colpiscono direttamente i gestori degli impianti privi di sistemi di accumulo. Chi, in qualità di investitore nel fotovoltaico, comprende come il mercato dell’energia elettrica gestisce i prezzi negativi, non solo può evitare perdite di rendimento, ma trasformare proprio queste fluttuazioni in profitti di arbitraggio. Le soluzioni esistono: sistemi di accumulo a batteria, commercializzazione intelligente nel mercato intraday, meccanismo di compensazione EEG. Logic Energy e mediplan Helm e.K. accompagnano gli investitori proprio attraverso questa complessità: dalla scelta del sito all’integrazione di sistemi di accumulo a batteria, fino alla gestione operativa a lungo termine per 20–40 anni. Con responsabilità personale del titolare, acquisizione attiva di terreni e un contratto che tiene conto fin dall’inizio della struttura di mercato del 2026. Contattateci: vi mostreremo quali progetti sono attualmente disponibili e come i prezzi negativi dell'energia elettrica vengono sistematicamente affrontati nella vostra pianificazione dei rendimenti.
Domande frequenti
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Gli impianti entrati in funzione prima del 25 febbraio 2025 godono di diritti acquisiti e sono soggetti alle vecchie disposizioni della legge sulle energie rinnovabili (EEG) — in particolare alla regola delle 3 ore per gli impianti a partire da 400 kW. Gli impianti esistenti di dimensioni inferiori non sono di norma direttamente interessati, poiché la precedente regola delle ore si applicava solo dopo diverse ore consecutive di produzione negativa. È possibile passare volontariamente al nuovo sistema pagando un supplemento di remunerazione di 0,6 ct/kWh.
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Senza accumulo: durante le ore in cui i prezzi dell'energia elettrica sono negativi, il compenso EEG per i nuovi impianti viene sospeso — ciò comporta una perdita reale di entrate per il gestore dell'impianto. Con accumulo: invece di immettere la corrente in rete, l'impianto può immagazzinarla e commercializzarla in un secondo momento quando il prezzo è positivo. Inoltre, l'articolo 51a della EEG proroga il periodo di incentivazione a titolo di compensazione. L'impatto economico dipende fortemente dalla configurazione dell'impianto e dal modello di commercializzazione.
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Nel 2025 si sono registrate 573 ore con prezzi dell'energia elettrica negativi, pari a circa il 6,5% del totale delle ore annuali. Nel picco estivo (maggio/giugno), addirittura il 43–46 % della produzione fotovoltaica mensile è ricaduto in ore con prezzi negativi. Le previsioni per il 2026 indicano un numero di 700–900 ore a prezzo negativo, sebbene non sia disponibile alcuna previsione ufficiale da parte di istituti con un numero concreto di ore.
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Come regola generale, a partire da un impianto fotovoltaico da 100 kWp in su, l'integrazione di un sistema di accumulo in co-locazione è oggi economicamente vantaggiosa. Nel caso dei parchi solari a terra da 1 MWp in su nel mercato della vendita diretta, un sistema di accumulo è di fatto obbligatorio per rimanere competitivi sul mercato. Per gli impianti su tetto di dimensioni più ridotte, molto dipende dal profilo di autoconsumo e dalle condizioni locali della rete.
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La legge sui picchi solari è in vigore dal 25 febbraio 2025 e modifica in modo sostanziale l'articolo 51 della EEG 2023: riguarda principalmente i nuovi impianti fotovoltaici a partire da 2 kWp messi in funzione dopo tale data. Il presupposto per l'applicazione immediata agli impianti compresi tra 2 e 100 kW è la presenza di uno smart meter installato. Per questi impianti, la remunerazione scende immediatamente a zero in caso di prezzi quarti d'ora negativi. Gli impianti esistenti (messa in servizio prima del 25.02.2025) sono soggetti alla normativa di tutela degli impianti esistenti e possono passare facoltativamente al nuovo sistema.
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La Duck Curve (curva a forma di anatra) descrive l'andamento tipico del carico residuo nella rete elettrica nel corso della giornata: crolla a mezzogiorno (il ventre dell'anatra) perché in quel momento gli impianti fotovoltaici forniscono la massima produzione di energia elettrica, mentre la domanda di energia elettrica è contemporaneamente bassa. Queste fluttuazioni di mezzogiorno tra l'eccesso di offerta e la domanda serale aumentano con ogni gigawatt in più di fotovoltaico installato. Più impianti fotovoltaici vengono installati, più profondo diventa questo calo — e più spesso il prezzo sulle borse dell'energia scende in territorio negativo.
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Sì — la Spagna è un esempio al tempo stesso ammonitore e istruttivo: nel 2024 la Spagna ha registrato pochissime ore con prezzi negativi dell’energia elettrica sulle borse dell’energia, mentre nel 2025 erano già 556 — quasi al livello della Germania. L'espansione esplosiva di tutte le fonti di energia rinnovabile da 9 GW (2020) a 32 GW di fotovoltaico (2025) ha cambiato radicalmente la struttura del mercato. La Finlandia, invece, dimostra che lo stoccaggio e la gestione del carico possono ridurre il numero di ore con prezzi negativi nonostante l'espansione delle energie rinnovabili: il fenomeno dei prezzi negativi è quindi risolvibile se il sistema elettrico e la produzione di energia vengono considerati insieme.
Fonti
Centro informazioni sui cogeneratori — Prezzi negativi dell'energia elettrica: fatti e statistiche (serie temporale completa 2015–2025), aggiornato all'11/03/2026
energiezukunft.eu / naturstrom — Borsa dell'energia elettrica 2025: forti oscillazioni dei prezzi sul mercato dell'energia elettrica (573 ore nel 2025), 06/01/2026
pv magazine (Marian Willuhn) — Produzione fotovoltaica in presenza di prezzi negativi dell'energia elettrica: in alcuni giorni il 90%, 26 gennaio 2026
pv magazine — Agenzia federale delle reti: 457 ore con prezzi dell'energia elettrica negativi, 3 gennaio 2025
pv magazine — Nel 2025 il fotovoltaico supererà per la prima volta la lignite, 2 gennaio 2026
pv magazine — Pubblicata nella Gazzetta ufficiale federale la legge sui picchi solari, 24/02/2025
pv magazine — Co-locazione: aumento dell'IRR fino al +29 %, 23 febbraio 2026
Solarserver / White paper di 8Energies — Co-Location mit Batteriespeicher, 23.02.2026
Grant Thornton — Impatto economico della legge sui picchi di produzione solare, 2025
Agenzia federale delle reti — Comunicato stampa sulle statistiche EEG (117 GW di potenza fotovoltaica installata alla fine del 2025), 8 gennaio 2026
Gazzetta ufficiale federale — BGBl. 2025 I n. 51, Legge sui picchi di produzione solare, 24/02/2025
Fraunhofer ISE — Dati aggiornati sul fotovoltaico in Germania, gennaio 2026
BSW-Solar — Capacità di accumulo delle batterie quintuplicata, 12 gennaio 2026
Gridcog — Curva a forma di anatra e differenziali di prezzo in Europa, 2026
pv magazine — Per la prima volta prezzi netti dell'energia elettrica negativi per i clienti finali (Tibber −8,6 ct/kWh, 11/05/2025), 12/05/2025
Legislazione su Internet / BMWK — Art. 14a EnWG: Apparecchiature di consumo regolabili a bassa tensione
