Impianto fotovoltaico con accumulo a batteria: cosa comporta la co-locazione in termini di rendimento, autoconsumo e redditività

Analisi di mercato

20 marzo

La co-locazione abbina un impianto fotovoltaico e un sistema di accumulo a batteria tramite un unico allacciamento alla rete, aumentando l’IRR del progetto di circa il 29% in termini relativi, grazie alla condivisione dei costi infrastrutturali e non a ricavi aggiuntivi.

La risposta breve

Un sistema di accumulo in co-locazione collega l’impianto fotovoltaico e l’accumulatore a un unico punto di connessione alla rete, a differenza dell’accumulatore autonomo che dispone di una propria connessione. Un white paper redatto da 8Energies, enspired e GOLDBECK SOLAR (febbraio 2026) evidenzia, per i nuovi impianti, un aumento relativo dell’IRR del progetto pari a circa il 29% – nell’esempio di calcolo dall’8% a circa il 10%. Il vantaggio deriva essenzialmente dalla ripartizione dei costi infrastrutturali, non da ricavi aggiuntivi derivanti dall’accumulo. Per le aziende, l’accumulatore riduce i costi dell’energia elettrica grazie a un autoconsumo compreso tra il 60 e l’80%; per gli investitori, apre nuove fonti di reddito.

Un sistema di accumulo in co-locazione – ovvero la combinazione di impianto fotovoltaico e sistema di accumulo nella stessa sede – è diventato nel 2026 una caratteristica di qualità determinante nel mercato solare tedesco. Questo articolo è rivolto alle aziende che desiderano ridurre i propri costi energetici grazie a un impianto fotovoltaico con sistema di accumulo di proprietà, nonché agli investitori che intendono sfruttare appieno il potenziale di rendimento di un progetto combinato fotovoltaico-di accumulo, con cifre concrete, dati di mercato aggiornati e una visione chiara del quadro normativo per il periodo 2026-2028.

Un impianto fotovoltaico senza sistema di accumulo oggi significa lasciarsi sfuggire un guadagno concreto: l’energia elettrica immessa in rete all’ora di pranzo genera ricavi inferiori rispetto a quella che può essere prelevata nelle ore di picco. Mentre gli impianti fotovoltaici puri dovranno fare i conti con un tasso di cattura solare in calo e 573 ore all’anno con prezzi dell’energia negativi nel 2025, un sistema di accumulo integrato trasforma proprio queste condizioni di mercato in un vantaggio strutturale.

1. Dati di mercato: 25,5 GWh installati – e questo è solo l’inizio

In sintesi: alla fine del 2025 la Germania contava circa 2,22 milioni di sistemi di accumulo a batteria con una capacità di 25,5 GWh (MaStR / BSW-Solar). Nel 2025 l’incremento è stato pari a 6,57 GWh (+8 %). I sistemi di accumulo su larga scala rappresentano il segmento in crescita: la loro quota è passata dal 13% al 31%.

Il mercato tedesco degli accumulatori fotovoltaici sta crescendo più rapidamente di qualsiasi altro settore dell’industria energetica. La capacità di accumulo installata è quintuplicata in cinque anni. Allo stesso tempo, oltre l’80% di tutti i nuovi impianti fotovoltaici installati sulle abitazioni private è già abbinato a un accumulatore solare: un chiaro segnale della maturità del mercato.

Il cambiamento strutturale nell'espansione edilizia indica la direzione da seguire (RWTH Aachen / ISEA, gennaio 2026):

Segmento	Ampliamento 2025	Variazione rispetto al 2024
Sistemi di accumulo domestici (≤30 kW)	4,19 GWh	−6,4 %
Grandi sistemi di accumulo (>1 MW)	2,02 GWh	più che raddoppiato
Sistemi di accumulo per uso commerciale (30-1.000 kW)	0,36 GWh	+47 %

Alla base di tutto ciò c’è un arretrato storico di investimenti. Nel novembre 2025 l’Agenzia federale delle reti ha segnalato, solo per quanto riguarda i gestori delle reti di trasmissione, circa 400 GW / 661 GWh di richieste di allacciamento alla rete per grandi sistemi di accumulo; secondo un’indagine del BDEW, includendo anche i gestori delle reti di distribuzione, la cifra supera addirittura i 720 GW. A fronte di ciò, attualmente sono in funzione solo 2,4 GW.

Questo ingorgo evidenzia il vero e proprio collo di bottiglia: l’allacciamento alla rete. I punti di allacciamento disponibili sono scarsi, le procedure di assegnazione si protraggono a lungo e spesso sono disponibili solo per un periodo limitato per i nuovi progetti. È proprio qui che entra in gioco la co-locazione: essa sfrutta un allacciamento alla rete già esistente dell’impianto di produzione. BSW-Solar stima che entro il 2030 la capacità di accumulo necessaria sarà di circa 100 GWh, ovvero quattro volte il livello attuale.

2. Co-locazione: da dove deriva il 29% dell'IRR del progetto

In breve: la co-locazione collega l'impianto fotovoltaico e l'accumulatore a batterie tramite un unico punto di allacciamento alla rete. Un white paper redatto da 8Energies, enspired e GOLDBECK SOLAR (febbraio 2026) presenta un modello di impianto fotovoltaico da 20 MWp con un sistema di accumulo da 10 MW / 20 MWh e mostra un aumento relativo del tasso di rendimento interno (IRR) del progetto pari a circa il 29% – nell’esempio di calcolo dall’8% a circa il 10%.

Nel caso di nuovi impianti, il vantaggio in termini di IRR non deriva dai ricavi aggiuntivi generati dall’accumulatore, bensì dall’infrastruttura condivisa: l’allacciamento alla rete, il tracciato dei cavi e la sottostazione vengono sostenuti congiuntamente attraverso un modello di cable pooling. Con un rapporto di ripartizione di 1:1:0,5 (punto di allacciamento alla rete : impianto fotovoltaico : accumulatore), il progetto fotovoltaico sostiene matematicamente solo circa due terzi di tali costi. L’ottimizzazione dell’autoconsumo e il peak shaving non sono contemplati nel modello: l’accumulatore modellato è un accumulatore di energia «grigia», che si ricarica esclusivamente dalla rete e viene contabilizzato separatamente. L’accumulatore genera inoltre ricavi propri derivanti dall’energia di regolazione e dal trading di arbitraggio tra fasi di prezzo basso e alto. Trattiamo in modo approfondito i meccanismi del trading di arbitraggio nella nostra analisi sul rendimento dell’arbitraggio fotovoltaico-accumulatore.

Nuovi impianti: aumento relativo dell'IRR del progetto di circa il 29% – nell'esempio di calcolo dall'8% a circa il 10%
Impianti esistenti dotati di un sistema di accumulo di energia elettrica installato a posteriori: +6-24 % in termini relativi, a seconda delle ipotesi relative ai costi di investimento e ai ricavi; partendo da un’ipotesi del 15 %, ciò corrisponde a circa il 16-19 %
Scenario sfavorevole in termini di ricavi: rimane solo il vantaggio infrastrutturale pari a circa il 6%; in caso di ipotesi molto sfavorevoli, l'effetto aggiuntivo viene completamente azzerato
Riduzione dei ricavi dovuta al punto di allacciamento condiviso: circa il 3,5-4% – riguarda l’accumulatore rispetto a un funzionamento autonomo, non l’impianto fotovoltaico

Gli autori precisano espressamente che i loro dati sono da considerarsi indicativi. 8Energies, enspired e GOLDBECK SOLAR operano esse stesse sul mercato dei progetti di co-locazione: una fonte primaria, ma non indipendente.

3. Sistemi di accumulo in co-locazione vs. sistemi autonomi: modelli e casi d'uso

In breve: un impianto di accumulo in co-locazione condivide l’allacciamento alla rete con un impianto di produzione; un impianto di accumulo autonomo dispone di un proprio allacciamento e opera esclusivamente sul mercato. La co-locazione consente di risparmiare sull’allacciamento alla rete, sullo spazio e sulle autorizzazioni; l’impianto autonomo è più flessibile, ma richiede un proprio allacciamento, che è una risorsa limitata.

Caratteristica	Memoria in co-locazione	Memoria autonoma
Allacciamento alla rete elettrica	condiviso con l'impianto di produzione	un proprio collegamento, breve
Fonte di corrente	Impianto combinato fotovoltaico/eolico (energia verde)	Rete + Mercato (anche Multi-Use)
Ricavi principali	Autoconsumo, riduzione dei picchi di domanda, arbitraggio	Arbitraggio, energia di regolazione, servizi di sistema
Autorizzazione / Costi	in un unico pacchetto, più conveniente	in modo autonomo
Flessibilità	legato alla produzione	massimo

Memoria autonoma: funzionamento basato esclusivamente sul mercato

Un sistema di accumulo a batteria autonomo non immette in rete energia solare o eolica di propria produzione, ma genera ricavi attraverso la commercializzazione dell’energia immagazzinata: arbitraggio sui mercati day-ahead e intraday, nonché energia di regolazione (FCR, aFRR e – con importanza crescente a partire dal 2026 – la riserva minuti). Il funzionamento autonomo offre la massima flessibilità, ma richiede un proprio allacciamento alla rete – ed è proprio questo il collo di bottiglia. Poiché la domanda di servizi di sistema per la stabilizzazione della rete continuerà ad aumentare a partire dal 2026, il contesto di mercato rimane attraente; tuttavia, i ricavi dei singoli mercati sono soggetti a forti fluttuazioni e richiedono un’ottimizzazione attiva tra i diversi mercati da parte di un operatore esperto.

Impianti in co-locazione: accumulo per impianti fotovoltaici o eolici

Negli impianti in co-locazione, l’accumulatore condivide l’allacciamento alla rete con un impianto di generazione – un impianto fotovoltaico o anche un parco eolico. L’accumulatore immagazzina l’energia elettrica in eccesso, che altrimenti verrebbe immessa in rete a prezzi bassi o negativi oppure verrebbe regolata al ribasso, evitando così le perdite dovute alla regolazione. L’utilizzo condiviso del punto di allacciamento alla rete ne ottimizza il grado di utilizzo e livella i picchi di immissione in rete, stabilizzando così la rete di distribuzione locale. Allo stesso tempo, la concentrazione spaziale di generazione e accumulo riduce i costi infrastrutturali e di costruzione e semplifica le procedure autorizzative. Laddove la capacità di allacciamento alla rete è limitata, la co-locazione rappresenta quindi spesso la soluzione più praticabile.

Accumulatori di energia verde vs. multiuso: cosa può caricare l’accumulatore

Il quadro normativo influisce sul grado di flessibilità con cui è possibile utilizzare un sistema di accumulo. Un sistema di accumulo di energia verde può prelevare esclusivamente energia elettrica da fonti rinnovabili: rimane vincolato all’impianto di generazione da fonti rinnovabili a cui è collegato, ma ne garantisce in cambio l’ammissibilità agli incentivi. A partire dalla modifica della legge tedesca sull’energia (EnWG), in vigore dal 23 dicembre 2025, un sistema di accumulo multiuso o misto può assorbire in misura proporzionale anche energia dalla rete e assumere ulteriori ruoli di mercato. Questa distinzione è fondamentale per la pianificazione dei ricavi: determina infatti quali casi d’uso e canali di commercializzazione sono disponibili.

Casi d'uso: quando è opportuno utilizzare un determinato modello

Consumo proprio e peak shaving: sistemi di accumulo presso la propria sede (collocazione in co-locazione con l’impianto sul tetto o a terra) – per aziende con un fabbisogno energetico elevato e costante.
Ottimizzazione del rendimento di grandi parchi solari o eolici: la co-locazione ottimizza la commercializzazione dell'energia verde prodotta e aumenta l'IRR, per progetti di investimento nell'ordine dei MW.
Operatore specializzato esclusivamente nei servizi di mercato e di sistema: accumulo autonomo – quando è disponibile un proprio allacciamento alla rete e non si intende collegare alcuna produzione.

La scelta del modello non è una questione puramente tecnica, ma riguarda anche l'ubicazione e la commercializzazione. La pianificazione dell'ubicazione degli impianti di stoccaggio co-localizzati tiene conto, oltre alla situazione di allacciamento alla rete, anche dell'accessibilità dell'area e dei rischi ambientali. Logic Energy, in qualità di gruppo aziendale, offre da un unico fornitore tutto il know-how necessario: dall'acquisizione dei terreni alla pianificazione dell'allacciamento alla rete, fino all'ottimizzazione cross-market.

4. Sei fonti di ricavo invece di una sola

In breve: mentre un impianto fotovoltaico puro dipende da una o due fonti di ricavo, un sistema di accumulo a batteria ne offre fino a sei: autoconsumo, riduzione dei picchi di consumo e risparmio sui costi di rete come ricavi dell’impianto, nonché arbitraggio day-ahead, energia di regolazione e trading intraday come ricavi di mercato.

Fonti di ricavo degli impianti

Autoconsumo: un sistema di accumulo aumenta la quota di autoconsumo dal 20-35% al 60-80%. Ogni kWh autoconsumato consente di risparmiare il prezzo dell’energia elettrica per uso commerciale, pari a 16-31 ct/kWh (BDEW / wattline, febbraio 2026) – un valore circa 2-4 volte superiore alla tariffa di immissione in rete prevista dalla legge EEG di 7,70 ct/kWh (immissione parziale fino a 10 kWp, a partire dal 01/08/2026).
Peak-shaving: con un prezzo della potenza compreso tra 80 e 200 EUR/kW/anno e una riduzione del picco di 300 kW, si ottengono risparmi annui compresi tra 24.000 e 60.000 EUR. Ammortamento tipico: 3-5 anni.
Esenzione dai costi di rete (art. 118, comma 6, EnWG) – Gli impianti di accumulo entrati in funzione entro agosto 2029 sono esenti per 20 anni dai costi di rete relativi all’energia elettrica prelevata. Tale esenzione è prevista dalla normativa vigente; l’Agenzia federale delle reti può stabilire disposizioni divergenti (art. 118, comma 6, frase 12, EnWG).

Fonti di ricavo dal commercio e dall'energia di regolazione

Arbitraggio day-ahead: l’ISEA Battery Revenue Index (RWTH Aachen) non riporta separatamente l’arbitraggio, ma lo include nel risultato cross-market; quest’ultimo, per un sistema a 2 ore con due cicli al giorno, si attestava a circa 215.400 EUR/MW/anno nella media mobile su 365 giorni (dati al 18/08/2026).
Energia di regolazione (FCR + aFRR) – totale circa 179.000 EUR/MW/anno (indice BESS di enervis / pv magazine, 2025/2026).
Trading intraday e riserva istantanea: il risultato cross-market dell’ISEA Battery Revenue Index (FCR + aFRR + arbitraggio) ammontava, al 18 agosto 2026, a circa 215.400 EUR/MW/anno; l’indice viene aggiornato quotidianamente e non esiste un valore annuale fisso.

5. Tecnologia: LFP, rendimento e sistema di gestione della batteria

In sintesi: i sistemi di accumulo di energia elettrica per uso commerciale si basano quasi esclusivamente su celle LFP: elevata sicurezza, >10.000 cicli di carica, prezzi di sistema intorno ai 108 USD/kWh (BNEF, dicembre 2025) e un’efficienza round-trip del 92-95%. Un sistema di gestione della batteria monitora ogni singola cella e controlla la carica, la scarica e la potenza di regolazione.

LFP vs. NMC: quale tecnologia delle celle per gli accumulatori commerciali?

Il fosfato di ferro e litio (LFP) è lo standard industriale per le applicazioni commerciali stazionarie: nessuna instabilità termica (elevata sicurezza), da >6.000 a >10.000 cicli di carica con una capacità residua dell'80%, funzionamento stabile tra −20 °C e +60 °C, materie prime più economiche (nessun cobalto) e un'efficienza round-trip del 92-95%. BNEF riporta prezzi di sistema pari a 108 USD/kWh (dicembre 2025) – un calo del 45 % rispetto al 2024.

NMC (Lithium-Nickel-Mangan-Kobalt) bietet höhere Energiedichte, hat aber geringere Zyklenlebensdauer (~3.000-5.000) und höhere Kosten durch Kobalt - in Großspeichern kaum noch relevant. Blei-Säure-Batterien spielen mit ~80 % Wirkungsgrad und <1.000 Zyklen keine wirtschaftliche Rolle mehr.

Rendimento: cosa si perde durante la carica e la scarica

Nei moderni sistemi LFP, l'efficienza round-trip si attesta al 92-95%: su 100 kWh di energia solare immagazzinata, ne sono nuovamente disponibili 92-95 kWh. Con 365 cicli di ricarica all’anno e una capacità di 1.000 kWh, si registrano perdite annuali comprese tra circa 18.000 e 29.000 kWh. L’efficienza DC/AC dell’inverter è pari al 97-99%; la gestione termica può ridurre l’efficienza di 2-5 punti percentuali in ambienti caldi.

Sistema di gestione della batteria (BMS): il cervello dell'accumulatore

Il BMS monitora tensione, corrente e temperatura di ogni cella e protegge da sovraccarico, scarica profonda e cortocircuito; la gestione termica e la protezione antincendio sono fattori di sicurezza fondamentali del concetto operativo. Si occupa del bilanciamento delle celle, della stima dello stato di carica (SoC) e dello stato di salute (SoH) e della comunicazione tramite CAN-Bus, Modbus e SunSpec. Integrato nel sistema di gestione dell’energia (EMS) di livello superiore, controlla la carica e la scarica. EERA Consulting (ottobre 2025) ha documentato, grazie a un’ottimizzazione attiva cross-market, ricavi fino al 243% superiori rispetto ai sistemi passivi.

Contatori intelligenti e comunicazione

Dal 1° giugno 2026, per tutti i nuovi impianti fotovoltaici a partire da 7 kW vige l’obbligo di installazione di un contatore intelligente (legge “Solarspitzengesetz”, in vigore dal 25 febbraio 2025) – in precedenza la soglia era fissata a 25 kWp. Lo smart meter consente la regolazione a distanza (§ 14a EnWG), tariffe di rete dinamiche e una base di fatturazione trasparente. Per gli investitori rappresenta un fattore chiave per l’adozione di modelli tariffari dinamici, in grado di aumentare i ricavi derivanti dall’accumulo di energia di circa il 3-8 %.

6. Componenti di un impianto fotovoltaico con accumulo

In breve: un sistema di accumulo fotovoltaico è costituito da celle di batteria, un inverter di accumulo e un sistema di gestione della batteria, a cui si aggiungono il cablaggio e un sistema di gestione dell’energia. Insieme, questi componenti formano un sistema integrato che genera, immagazzina e eroga energia solare in base alle esigenze.

Batterie agli ioni di litio: il cuore del sistema di accumulo

Le celle della batteria sono la componente più costosa. Parametri di riferimento per gli impianti LFP commerciali: capacità di accumulo per modulo tipicamente compresa tra 50 e 250 kWh, >10.000 cicli di carica con una capacità residua dell’80%, durata di vita utile di 10-15 anni, prezzo del sistema pari a 108 USD/kWh a livello di pacco batterie (BNEF, dicembre 2025). Per la maggior parte dei progetti fotovoltaici in co-locazione (sistemi da 2 ore, C-Rate 0,5), le batterie agli ioni di litio rappresentano la scelta migliore; i prezzi dei sistemi chiavi in mano per kWh diminuiscono notevolmente all’aumentare della potenza dell’impianto.

Inverter ad accumulo: collegamento tra impianto fotovoltaico e rete elettrica

L'inverter di accumulo funge da punto di collegamento tra l'impianto fotovoltaico, il sistema di accumulo a batteria e la rete: conversione CA/CC, MPPT, grid-forming (funzionamento in isola) e connessione alla rete. Per gli impianti commerciali vengono utilizzati prevalentemente inverter bidirezionali; l'efficienza CC/CA è compresa tra il 97% e il 99%. I costi si aggirano tra i 50.000 e i 200.000 euro per classe di potenza (da 100 kW a 5 MW); nei progetti di co-locazione a partire da 1 MWp, gli inverter rappresentano circa il 10-15% dell’investimento totale.

Moduli fotovoltaici: generare energia solare

I moduli fotovoltaici trasformano la luce solare in energia elettrica. Negli impianti commerciali prevalgono i moduli monocristallini ad alte prestazioni: rendimento del 21-23%, potenza nominale 550-700 Wp, durata di vita 25-30 anni (80% della potenza dopo 25 anni), degrado ~0,3-0,5 % all’anno, costi di sistema (superficie libera) 750-1.000 EUR/kWp. I moduli bifacciali generano il 10-25 % in più di energia su fondi chiari. Per la forma speciale dell’impianto, consultare la nostra pagina dedicata all’Agri-PV.

Installazione e messa in funzione

L'installazione comprende la realizzazione delle fondamenta, la posa dei moduli e il cablaggio in corrente continua (DC), l'installazione dei container di accumulo, l'installazione sul lato corrente alternata (AC) (allacciamento alla rete, dispositivi di protezione secondo la norma VDE 0100), la messa in servizio e la parametrizzazione (EMS/BMS, gateway per contatori intelligenti), nonché la consegna dell'allacciamento alla rete e la registrazione nel MaStR. La durata dei lavori per un impianto da 500 kWp + 400 kWh è di 4-8 settimane dopo l’approvazione; per gli impianti a terra da diversi MWp occorre prevedere un periodo di costruzione di 3-6 mesi.

7. Dimensionamento: quali devono essere le dimensioni di un sistema di accumulo fotovoltaico per uso commerciale?

In sintesi: il dimensionamento dipende dall’obiettivo: per l’autoconsumo 0,8-1,2 kWh per kWp di impianto fotovoltaico, per il peak shaving il 20-40% del picco di carico, per l’arbitraggio un C-Rate compreso tra 0,5 e 1,0. È sempre necessario un dimensionamento specifico per ogni sito sulla base del profilo di carico reale.

Linee guida per gli accumulatori fotovoltaici commerciali

Autoconsumo: 0,8-1,2 kWh per kWp - Impianto fotovoltaico da 500 kWp → 400-600 kWh di accumulo; quota di autoconsumo 60-80%.
Peak Shaving: potenza di accumulo = 20-40 % del picco di carico da smorzare; capacità = potenza × durata (15-60 min.).
Arbitraggio / Revenue Stacking: C-Rate 0,5-1,0 - 10 MW → 10-20 MWh (modello di riferimento del white paper di 8Energies).

Dimensioni tipiche dei sistemi e costi di investimento per segmento

Impianto fotovoltaico commerciale con accumulo (200-1.000 kWp): produzione annua ~180.000-900.000 kWh; capacità di accumulo consigliata 160-1.000 kWh; costi dell’impianto fotovoltaico (su tetto) 750-950 EUR/kWp; investimento complessivo per l’impianto su tetto con accumulo 300.000 EUR-1,5 milioni di EUR.

Impianti fotovoltaici industriali / su spazi aperti con accumulo in co-locazione (1-20 MWp): capacità di accumulo 1-20 MWh; investimento complessivo per fotovoltaico + accumulo a partire da circa 5 milioni di euro. I prezzi specifici per kWh dipendono fortemente dalle dimensioni e dalla configurazione dell’impianto e diminuiscono notevolmente all’aumentare delle dimensioni dell’impianto.

Quale C-Rate per quale scopo?

Tasso C 0,25 (4 ore): arbitraggio day-ahead, spostamento del carico a lungo termine.
Tasso C 0,5 (2 ore): standard di mercato per la co-locazione – equilibrio tra arbitraggio e FCR.
Tasso C 1,0 (1 h): FCR e picchi intraday di breve durata.
Tasso C 4,0 (15 min.): prequalificazione FCR.

Riqualificazione vs. riprogettazione

Un sistema di accumulo progettato fin dall’inizio è nettamente più conveniente rispetto a un’installazione a posteriori: la pianificazione congiunta dell’allacciamento alla rete consente un risparmio di 50.000-150.000 EUR, è possibile ottimizzare il dimensionamento dell’inverter, le autorizzazioni vengono gestite in parallelo e il regime agevolato in materia di diritto edilizio (§ 35 comma 1 n. 11 BauGB) si applica solo in presenza di un nesso spaziale-funzionale. Per gli impianti esistenti con riserva di allacciamento, il white paper di 8Energies stima comunque un aumento dell’IRR compreso tra il +6% e il +24%.

8. Per le aziende: autoconsumo, autosufficienza e ammortamento in 3-5 anni

In breve: un sistema di accumulo fotovoltaico aumenta la quota di autoconsumo dal 20-35% al 60-80% e riduce i costi delle tariffe di rete grazie al “peak shaving”. Con il “peak shaving” è realistico prevedere tempi di ammortamento di 3-5 anni, contro i 6-10 anni necessari per un impianto fotovoltaico senza accumulo.

Il volume complessivo dell’autoconsumo fotovoltaico in Germania è aumentato da 3,55 TWh (2020) a 12,28 TWh (2024) – pari al 17% della produzione fotovoltaica netta (Fraunhofer ISE, dicembre 2025). Livelli raggiungibili: quota di autoconsumo da ~25% a 60-80%, prelievo dalla rete riducibile di 35-55 punti percentuali, costi dell’energia elettrica (16-31 ct/kWh per l’energia elettrica commerciale) riducibili da migliaia a centinaia di migliaia di euro all’anno, autosufficienza del 40-60% del fabbisogno annuo di energia elettrica.

Peak shaving: la leva sottovalutata

Le aziende pagano una tariffa di potenza sul loro picco di carico annuale, solitamente compresa tra 80 e 200 EUR/kW/anno. Un impianto di produzione (da 800 kW a 500 kW) risparmia circa 24.000 EUR/anno a 80 EUR/kW; nel caso di un grande consumatore (carico massimo di 2.000 kW, 200 EUR/kW) è possibile ottenere un risparmio sui costi di rete fino a 400.000 EUR/anno.

Confronto dei tempi di ammortamento

Costellazione	Ammortamento
Settore commerciale - Accumulatori fotovoltaici con funzione di peak shaving	3-5 anni
Settore commerciale - Fotovoltaico + accumulo (senza riduzione dei picchi)	5-8 anni
Settore commerciale - solo fotovoltaico (senza accumulo)	6-10 anni

Le aziende che intendono realizzare un proprio impianto fotovoltaico con sistema di accumulo integrato possono trovare ulteriori informazioni sui modelli di progetto e di finanziamento alla pagina " Il proprio impianto fotovoltaico per la vostra azienda ".

9. Il periodo di riferimento normativo 2026-2028

In sintesi: tre fattori definiscono il periodo di tempo in questione: l’esenzione dai costi di rete (art. 118, comma 6, EnWG) è valida fino ad agosto 2029, l’ammortamento decrescente del 30% sugli impianti di accumulo termina il 31 dicembre 2027 e la riforma dell’EEG del 2027 continua a mettere sotto pressione gli impianti fotovoltaici puri senza accumulo.

Esenzione dal pagamento dei costi di rete (art. 118, comma 6, della legge tedesca sull'energia)

Sono ammissibili gli impianti di accumulo che entrano in funzione entro 18 anni a partire dal 4 agosto 2011; il termine scade nell’agosto 2029. Per “messa in funzione” si intende il primo prelievo di energia elettrica per il funzionamento di prova (art. 118, comma 6, sesto periodo, della legge tedesca sull’energia, EnWG).

L’esenzione riguarda solo i costi di rete in senso stretto, ovvero il prezzo per il servizio e il prezzo per la potenza. Non sono inclusi i contributi previsti dalla legge, il canone di concessione, la gestione dei punti di misurazione e la fatturazione, l’imposta sull’energia elettrica e il contributo ai costi di costruzione (Corte federale di cassazione, decisione del 20 giugno 2017 - EnVR 24/16). L’entità dell’esenzione nei singoli casi dipende dal livello di tensione, dall’area di rete e dalla durata di utilizzo e non può essere quantificata in modo forfettario.

Riserva normativa. L’esenzione ventennale è prevista dalla legge, ma non costituisce una base di calcolo certa per l’intera durata. Ai sensi dell’articolo 118, comma 6, frase 12, dell’EnWG, l’Agenzia federale delle reti può adottare disposizioni che si discostano dalle frasi da 1 a 11, anche espressamente per quanto riguarda il periodo di applicazione. A tal fine è necessaria una procedura di definizione ai sensi dell’articolo 29, comma 1, della legge sull’energia (EnWG); tale procedura è attualmente in corso con il numero di protocollo GBK-25-01-1#3 (AgNes). In tale ambito, l’Agenzia federale delle reti ha definito l’esenzione totale come non riflettevole in termini di costi. Non esiste una clausola di tutela dei diritti acquisiti prevista dalla legge, né tantomeno una giurisprudenza in materia di tutela del legittimo affidamento; la letteratura specialistica ritiene comunque difficilmente giustificabile un legittimo affidamento, almeno per i nuovi impianti. Considerate l’esenzione come un bonus, non come una base di pianificazione garantita per l’intera durata del contratto.

La data esatta di scadenza non è indicata in modo univoco: secondo il calcolo dei termini ai sensi degli articoli 187, comma 2, e 188, comma 2, del BGB (Codice civile tedesco), il termine scade alla fine del 3 agosto 2029, mentre i documenti dell’Agenzia federale delle reti indicano il 4 agosto 2029. Non esiste un chiarimento giurisprudenziale in merito: chi deve pianificare con precisione al giorno dovrebbe considerare la data precedente.

Esenzione KraftNAV e integrazione nella rete

A partire da dicembre 2025, gli accumulatori a batteria sono esenti dalla complessa procedura KraftNAV; gli accumulatori in co-locazione beneficiano della priorità di allacciamento dell’impianto di energia rinnovabile ai sensi dell’articolo 8 della legge EEG. D'altra parte, gli impianti a partire da 100 kW – sia gli impianti di produzione che quelli di accumulo – vengono integrati nella gestione delle congestioni dei gestori di rete tramite Redispatch 2.0. Per la co-locazione ciò significa che l'impianto di accumulo può livellare i picchi di immissione in rete e contribuire attivamente alla stabilità del sistema e al decongestionamento della rete di distribuzione.

Privilegio in materia di diritto edilizio (art. 35, comma 1, n. 11 del BauGB)

Gli impianti di stoccaggio in co-locazione, situati in un contesto spaziale e funzionale con un impianto esistente alimentato da fonti rinnovabili, godono di un trattamento privilegiato ai sensi della normativa edilizia per le aree esterne: non è necessario un piano regolatore. Ciò accelera notevolmente le procedure di autorizzazione per gli impianti a terra.

EEG 2027: abolita la tariffa fissa di immissione in rete per i nuovi impianti

Il 29 luglio 2026 il Consiglio dei ministri federale ha approvato il disegno di legge governativo relativo alla legge sulle energie rinnovabili (EEG) 2027, insieme al pacchetto sulle connessioni alla rete. Per i nuovi impianti fotovoltaici, la tariffa fissa di immissione in rete verrà abolita e sostituita da un pagamento transitorio a tempo determinato; la commercializzazione diretta diventerà la regola. Il progetto non è ancora definitivo: il Bundestag e il Bundesrat ne discuteranno dopo la pausa estiva, mentre l’entrata in vigore è prevista per il 1° gennaio 2027. Gli impianti che entreranno in funzione entro la fine del 2026 manterranno la tariffa garantita per 20 anni. Per gli impianti esclusivamente fotovoltaici senza accumulo, ciò comporta un aumento del rischio di perdita di ricavi e di interruzione dell’erogazione della tariffa: un ulteriore incentivo a integrare l’accumulatore solare fin dall’inizio. Maggiori dettagli nella guida alla tariffa EEG 2026.

10. Agevolazioni fiscali: ammortamento decrescente del 30% per gli accumulatori a batteria

In sintesi: dal 1° luglio 2025, per i sistemi di accumulo a batteria si applica un ammortamento decrescente del 30% (il triplo dell’aliquota lineare), in vigore fino al 31 dicembre 2027. Grazie all’IAB e all’ammortamento straordinario, è possibile dedurre una parte significativa dell’investimento già nei primi uno o due anni.

La legge sul rafforzamento della Germania come polo economico (approvata dal Bundesrat nel luglio 2025) ha aumentato l’ammortamento decrescente ai sensi dell’articolo 7, comma 2, dell’EStG (Legge sull’imposta sul reddito) portandolo a tre volte l’aliquota lineare, con un massimo del 30%.

Accumulatore a batteria (durata utile 10 anni): ammortamento decrescente del 30% (3 x 10%), con validità limitata dal 1° luglio 2025 al 31 dicembre 2027.
Impianto fotovoltaico (vita utile 20 anni): ammortamento decrescente del 15% (3 x 5%, § 7 comma 2 EStG).

La detrazione per investimenti (50%, § 7g comma 1 EStG), l’ammortamento straordinario (40%, § 7g comma 5 EStG) e l’ammortamento decrescente sono cumulabili. L’ammortamento decrescente viene calcolato nell’anno di acquisto sulla base imponibile totale, ridotta della detrazione per investimenti; l’ammortamento straordinario riduce il valore contabile residuo solo negli anni successivi. Ciò comporta un elevato onere fiscale nei primi uno o due anni: l’ammontare esatto dipende dalla situazione individuale. Maggiori dettagli nell’articolo «Risparmiare sulle tasse con il fotovoltaico nel 2026».

Nota: l'effetto fiscale dipende dalla situazione fiscale individuale. L'applicabilità nel caso specifico deve essere verificata dal consulente fiscale.

11. Esistono programmi di incentivazione per i sistemi di accumulo fotovoltaici?

In breve: sì: il prestito KfW 270 (fino a 150 milioni di euro, a partire da circa il 3,8% effettivo), i programmi di incentivazione regionali, il premio di mercato EEG, i bandi per l'innovazione, nonché l'esenzione dai costi di rete e l'ammortamento fiscale. Per diversi programmi è necessario presentare domanda prima dell'acquisto dell'impianto.

Prestito KfW 270: finanziamento per impianti fotovoltaici e sistemi di accumulo

Il programma KfW “Energie rinnovabili – Standard” (270) è il principale strumento di finanziamento per gli impianti fotovoltaici commerciali. Volume di credito fino a 150 milioni di euro per progetto, durata da 5 a 30 anni con anni iniziali senza ammortamento, tasso d’interesse variabile in base al merito creditizio e alla durata a partire da circa il 3,8% effettivo (massima solvibilità; le condizioni aggiornate quotidianamente sono pubblicate dalla KfW, dati aggiornati ad agosto 2026), quota di finanziamento fino al 100% dei costi ammissibili. Sono ammissibili al finanziamento gli impianti solari, gli accumulatori a batteria, gli inverter, l’installazione e l’allacciamento alla rete. La richiesta va presentata tramite la propria banca di fiducia, prima dell’inizio dei lavori.

Programmi di incentivazione regionali per i sistemi di accumulo

Diversi Länder sostengono l’acquisto e l’installazione di sistemi di accumulo: la Baviera (BayernLabo e programmi regionali), il Baden-Württemberg (programma di crediti ambientali L-Bank), la Turingia, la Sassonia e il Brandeburgo (contributi agli investimenti erogati dagli istituti di promozione regionali). I contributi possono variare da diverse centinaia a migliaia di euro; la maggior parte dei programmi richiede la presentazione della domanda prima dell’acquisto e spesso i fondi disponibili si esauriscono rapidamente.

Remunerazione, premio di mercato e gare d'appalto

Premio di mercato EEG: gli impianti solari a partire da 100 kW ricevono un premio di mercato variabile tramite il partner di commercializzazione diretta. La tariffa di immissione in rete prevista dalla legge EEG per gli impianti fino a 100 kW è pari a 7,70 ct/kWh (immissione parziale fino a 10 kWp, a partire dal 1° agosto 2026, valida fino al 31 gennaio 2027). Maggiori informazioni nell'articolo dedicato alla tariffa EEG 2026.
I bandi per l’innovazione dell’Agenzia federale delle reti promuovono in modo mirato combinazioni di impianti di produzione da fonti rinnovabili e di stoccaggio, il che è rilevante per i progetti di co-locazione nel segmento dei bandi.
Ammortamento decrescente e IAB: una parte consistente dell'investimento in sistemi di stoccaggio è fiscalmente deducibile nei primi anni.

Conclusione: tenere conto della co-locazione fin dall'inizio

Oggi l’accumulatore non è più un semplice complemento, ma parte integrante della struttura di rendimento. Logic Energy, in qualità di gruppo aziendale, progetta e realizza impianti combinati fotovoltaici con accumulo da un unico fornitore – dall’analisi del sito e dall’acquisizione dei terreni fino alla gestione operativa. Che siate investitori interessati a un progetto di co-locazione, un’azienda che desidera ridurre i costi dell’energia elettrica tramite un impianto fotovoltaico proprio per la propria attività, o interessati alle attuali tariffe di remunerazione previste dalla legge EEG o agli incentivi fiscali: contattateci – calcoleremo gratuitamente il vostro potenziale personalizzato.

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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 su valori storici del gruppo Helm e su studi di mercato di terzi citati; non costituiscono alcuna garanzia di risultati futuri. I dati tecnici sono indicativi e dipendono dal prodotto, dal funzionamento e dall’ubicazione. Per la vostra situazione specifica, rivolgetevi a un consulente finanziario o fiscale abilitato. Le disposizioni di legge e le procedure sono aggiornate ad agosto 2026 e possono subire modifiche; i procedimenti normativi in corso, come AgNes (Agenzia federale delle reti), possono modificare le condizioni quadro illustrate. Tutte le informazioni sono fornite senza garanzia. Aggiornato ad agosto 2026.

Domande frequenti

Cosa significa “co-locazione” nel contesto degli accumulatori a batteria?

Il termine "co-location" indica l'utilizzo condiviso di un allacciamento alla rete da parte di un sistema di accumulo a batteria e di un impianto di generazione a valle di un punto di allacciamento alla rete. Secondo il white paper di 8Energies, enspired e GOLDBECK SOLAR (febbraio 2026), ciò comporta un aumento relativo dell'IRR (tasso di rendimento interno) di un nuovo impianto pari a circa il 29%, soprattutto perché entrambi gli impianti condividono l'infrastruttura di allacciamento.

Qual è la differenza tra la co-locazione e lo storage stand-alone?

Un sistema di accumulo in co-locazione condivide l’allacciamento alla rete con un impianto fotovoltaico o eolico e funge da serbatoio per l’energia elettrica da essi prodotta. Un sistema di accumulo stand-alone dispone di un proprio allacciamento alla rete e viene gestito esclusivamente sul mercato e tramite servizi di sistema, senza generazione abbinata. La co-locazione consente di risparmiare sull’allacciamento alla rete, sullo spazio e sulle pratiche autorizzative; lo stand-alone è più flessibile, ma richiede un proprio allacciamento, che è una risorsa limitata.

Vale la pena installare un sistema di accumulo fotovoltaico per un’azienda?

Sì, in determinate condizioni. Un accumulatore aumenta la quota di autoconsumo dal 20-35% al 60-80% e, grazie al “peak shaving”, riduce i costosi picchi di carico (prezzo della potenza 80-200 EUR/kW/anno). Con il “peak shaving” è realistico prevedere tempi di ammortamento di 3-5 anni. È fondamentale che l’impianto sia progettato in base al profilo di carico effettivo dell’azienda.

Qual è il rendimento che può garantire un sistema di accumulo fotovoltaico in co-locazione?

Il white paper di 8Energies, enspired e GOLDBECK SOLAR (febbraio 2026) evidenzia, per un nuovo impianto, un aumento relativo dell’IRR del progetto pari a circa il 29% – nell’esempio di calcolo dall’8% a circa il 10%. Il vantaggio deriva dalla ripartizione dei costi infrastrutturali ed è definito dagli autori come indicativo. I dati relativi ai rendimenti si basano su valori storici e non costituiscono una garanzia di risultati futuri.

L'esenzione dal pagamento dei costi di rete si applica anche agli impianti di accumulo in co-locazione?

Sì. L’esenzione ai sensi dell’articolo 118, paragrafo 6, dell’EnWG si applica agli impianti di accumulo messi in esercizio entro agosto 2029, indipendentemente dal fatto che si tratti di impianti in co-locazione o autonomi. L’Agenzia federale delle reti sta rivedendo il sistema tariffario di rete nell’ambito della procedura AgNes: il progetto di decisione del 6 agosto 2026 intende limitare l’esenzione agli impianti per i quali sia stata presa una decisione definitiva di investimento prima del 1° gennaio 2027.

Qual è la differenza tra LFP e NMC negli accumulatori fotovoltaici?

LFP (fosfato di litio-ferro) è lo standard per gli accumulatori commerciali: >10.000 cicli di ricarica, elevata sicurezza, materie prime più economiche, prezzi di sistema intorno ai 108 USD/kWh (BNEF, dicembre 2025). L’NMC offre una maggiore densità energetica in uno spazio più ridotto, ma presenta una minore resistenza ai cicli (~3.000-5.000) e costi più elevati dovuti al cobalto. Per gli accumulatori fotovoltaici stazionari, l’LFP è quasi sempre la soluzione migliore.

Quante fonti di guadagno offre un sistema di accumulo fotovoltaico in Germania?

Fino a sei. Tre sono legati all'impianto: ottimizzazione dell'autoconsumo (quota del 60-80% a fronte di 16-31 ct/kWh di energia elettrica per uso commerciale), peak shaving (80-200 EUR/kW/anno) ed esenzione dai costi di rete ai sensi del § 118 comma 6 della legge tedesca sull'energia (EnWG). Tre sono ricavi di mercato: arbitraggio day-ahead, energia di regolazione (FCR/aFRR) e riserva intraday/istantanea.

Quando scade l'ammortamento decrescente del 30% per gli accumulatori a batteria?

L'ammortamento decrescente del 30% ai sensi dell'articolo 7, comma 2, dell'EStG è in vigore fino al 31 dicembre 2027. Per gli investimenti che saranno capitalizzati dopo tale data, la norma non sarà più applicabile, salvo proroga legislativa. L'applicabilità individuale deve essere verificata dal consulente fiscale.

Riferimenti bibliografici

Tutte le informazioni sono fornite a titolo puramente indicativo. Aggiornato ad agosto 2026.

Redazione Logic Energy https://www.logicenergy.de/