Tariffe EEG 2026: quali tariffe di immissione in rete saranno in vigore da agosto – e cosa cambierà con l'EEG 2027?
Dal 1° agosto 2026, la tariffa EEG 2026 è pari a 7,70 ct/kWh (immissione parziale) e a 12,22 ct/kWh (immissione totale) per gli impianti su tetto fino a 10 kWp – garantita per legge per 20 anni a partire dalla messa in funzione. Contemporaneamente, il 29 luglio 2026 il Consiglio dei ministri federale ha approvato il disegno di legge governativo per la legge sulle energie rinnovabili (EEG) 2027: per i nuovi impianti è prevista l’abolizione della tariffa fissa di immissione in rete.
La risposta breve
A partire dal 1° agosto 2026, per gli impianti su tetto fino a 10 kWp si applicherà una tariffa di immissione in rete pari a 7,70 ct/kWh (immissione parziale) o 12,22 ct/kWh (immissione totale), garantita per 20 anni. La prossima riduzione, pari a circa l’1%, avrà luogo il 1° febbraio 2027.
Chi entra in esercizio entro il 31 dicembre 2026 si assicura il collaudato sistema di incentivazione con premio di mercato unilaterale, senza l’obbligo di rimborso previsto dai contratti di differenza (CfD) bilaterali che la legge EEG 2027, approvata dal Consiglio dei ministri il 29 luglio 2026, introduce per i nuovi impianti.
La tariffa EEG del 2026 costituisce l’ultimo tassello di un sistema di incentivi che subirà cambiamenti radicali nel 2027. La presente guida illustra tutte le attuali tariffe di remunerazione stabilite dall’Agenzia federale delle reti, l’andamento storico della tariffa di immissione in rete dal 2000, la differenza tra immissione totale e parziale, il valore da applicare, nonché le conseguenze della riforma della legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 2027 per investitori e imprese.
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1. Che cos’è la remunerazione prevista dalla legge EEG e come funziona?
La legge sulle energie rinnovabili (EEG) è stata approvata nel 2000 come prima legge al mondo nel suo genere. Da allora il principio di base non è cambiato: chi in Germania gestisce un impianto fotovoltaico e immette energia solare nella rete pubblica riceve per ogni chilowattora un importo fisso in centesimi – per esattamente 20 anni a partire dalla data di messa in funzione.
La tariffa di riacquisto viene fissata una volta sola al momento della realizzazione dell’impianto solare e rimane valida per l’intera durata del contratto. Eventuali successive modifiche legislative, il calo dei prezzi di borsa o cambiamenti di rotta politica non incidono in alcun modo su tale tariffa. In oltre 25 anni di storia della legge EEG, la Germania non ha mai ridotto retroattivamente le tariffe di riacquisto per gli impianti esistenti. Proprio questa tutela degli impianti esistenti diventerà un fattore decisivo nel 2026.
I due modi per ottenere la remunerazione ai sensi della legge sulle energie rinnovabili (EEG)
In pratica esistono due modalità tecnicamente diverse per ottenere gli incentivi previsti dalla legge EEG. La tariffa fissa di immissione in rete (§ 21 EEG): il gestore di rete versa direttamente un importo fisso in centesimi per kWh per l’energia fotovoltaica immessa in rete, senza alcun riferimento al mercato. Questa opzione è disponibile per impianti fino a 100 kWp. Il modello del premio di mercato / la commercializzazione diretta (§ 20 EEG): l’impianto commercializza la propria energia elettrica tramite un operatore di commercializzazione diretta sul mercato spot. Se il valore di borsa è inferiore al valore di riferimento, il gestore di rete versa la differenza sotto forma di premio di mercato variabile. A partire da 100 kWp questa modalità è obbligatoria.
Entrambe le soluzioni garantiscono lo stesso ricavo economico minimo. La commercializzazione diretta comporta strutturalmente un guadagno in più di circa 0,4 centesimi per chilowattora – ovvero la differenza tra il valore di riferimento e la tariffa fissa di remunerazione – e, nei periodi di prezzi elevati, un guadagno nettamente superiore. Per un’analisi dettagliata, si rimanda al nostro articolo sulla commercializzazione diretta dell’energia fotovoltaica nel 2026.
Quali impianti fotovoltaici hanno diritto alla remunerazione prevista dalla legge EEG?
Hanno diritto alla remunerazione, in linea di principio, tutti i gestori di impianti fotovoltaici fino a 1.000 kWp, a condizione che l’impianto sia situato in Germania, sia registrato nel registro dei dati di base di mercato dell’Agenzia federale delle reti e soddisfi i requisiti tecnici di cui al § 9 della legge sulle energie rinnovabili (EEG). La registrazione è un requisito indispensabile per il diritto alla remunerazione. A partire da una potenza installata di 1.000 kWp si applica l’obbligo di partecipazione a gare d’appalto.
2. Tariffe di immissione in rete attuali per il 2026: panoramica di tutte le tariffe
A quanto ammonterà la tariffa di immissione in rete nel 2026 in ct/kWh?
L'Agenzia federale delle reti pubblica semestralmente le tariffe di incentivazione in vigore espresse in ct/kWh. Fa sempre fede la data di messa in funzione, non quella dell'assegnazione dell'incarico o del rilascio del permesso di costruzione. Gli importi specifici per ciascuna classe di potenza sono riportati negli elenchi seguenti e nella tabella riassuntiva.
Impianti sugli edifici (fotovoltaici su tetto e facciata) – Immissione parziale in rete
Nell'immissione parziale – detta anche immissione dell'eccedenza – viene immessa in rete solo l'energia solare che rimane dopo l'autoconsumo. Per la maggior parte degli impianti su tetto con autoconsumo, questa è la scelta più conveniente:
- Fino a 10 kWp: 7,70 ct/kWh (valore di riferimento: 8,10 ct/kWh)
- Da 10 a 40 kWp: 6,66 ct/kWh (valore di riferimento: 7,06 ct/kWh)
- Da 40 a 100 kWp: 5,44 ct/kWh (valore di riferimento: 5,84 ct/kWh)
Impianti degli edifici – Iniezione totale
In caso di immissione totale, l'impianto immette nella rete tutta l'energia elettrica prodotta. La tariffa per chilowattora è più alta e non vi è alcun autoconsumo:
- Fino a 10 kWp: 12,22 ct/kWh (valore di riferimento: 12,62 ct/kWh)
- Da 10 a 40 kWp: 10,24 ct/kWh (valore di riferimento: 10,64 ct/kWh)
- Da 40 a 100 kWp: 10,24 ct/kWh (valore di riferimento: 10,64 ct/kWh)
Supplemento per l'energia elettrica degli inquilini e altri impianti
- Supplemento per l'energia elettrica degli inquilini fino a 10 kWp: 2,51 ct/kWh
- Supplemento per l'energia elettrica degli inquilini da 10 a 40 kWp: 2,33 ct/kWh
- Supplemento per l'energia elettrica degli inquilini da 40 a 1.000 kWp: 1,57 ct/kWh
- Altri impianti fotovoltaici, tra cui quelli a terra fino a 100 kWp (art. 48, comma 1, EEG): 6,19 ct/kWh (valore di riferimento: 6,59 ct/kWh)
| Classe di potenza | Alimentazione parziale | Immissione totale | Valore da applicare (parziale) |
|---|---|---|---|
| fino a 10 kWp | 7,70 ct/kWh | 12,22 ct/kWh | 8,10 ct/kWh |
| 10–40 kWp | 6,66 ct/kWh | 10,24 ct/kWh | 7,06 ct/kWh |
| 40–100 kWp | 5,44 ct/kWh | 10,24 ct/kWh | 5,84 ct/kWh |
| Altro/Superficie libera fino a 100 kWp | 6,19 ct/kWh | 6,19 ct/kWh | 6,59 ct/kWh |
| Elettricità per inquilini fino a 10 kWp | +2,51 ct/kWh di supplemento | – | – |
| Energia per gli inquilini 10–40 kWp | +2,33 ct/kWh di supplemento | – | – |
| Energia per inquilini 40–1.000 kWp | Supplemento di +1,57 ct/kWh | – | – |
| Valido per la messa in servizio nel periodo dal 1° agosto 2026 al 31 gennaio 2027. Il supplemento di +1,5 ct/kWh (Pacchetto solare I) per gli impianti a partire da 40 kW non è incluso: secondo l’Agenzia federale delle reti, l’autorizzazione ai sensi della normativa UE in materia di aiuti di Stato è ancora in sospeso. Fonte: Agenzia federale delle reti, aggiornato ad agosto 2026. | |||
Digressione: le nuove tariffe a partire da agosto 2026
A partire da febbraio 2024, l’incentivo previsto dalla legge EEG diminuisce ogni sei mesi di circa l’1% (art. 49 EEG 2023). Il 1° agosto 2026 è entrata in vigore la successiva riduzione; la fase successiva avrà effetto dal 1° febbraio 2027. Andamento della tariffa di immissione in rete parziale per impianti fino a 10 kWp:
| Periodo | ≤ 10 kWp, immissione parziale in rete | 10–40 kWp, immissione parziale in rete | ≤ 10 kWp, immissione totale in rete |
|---|---|---|---|
| febbraio–luglio 2025 | 7,94 ct/kWh | 6,82 ct/kWh | 12,60 ct/kWh |
| Agosto 2025–Gennaio 2026 | 7,86 ct/kWh | 6,73 ct/kWh | 12,47 ct/kWh |
| febbraio–luglio 2026 | 7,78 ct/kWh | 6,73 ct/kWh | 12,34 ct/kWh |
| Agosto 2026–Gennaio 2027 (attualmente) | 7,70 ct/kWh | 6,66 ct/kWh | 12,22 ct/kWh |
| Riduzione: circa l'1% ogni sei mesi (art. 49 EEG 2023). I valori relativi ad agosto 2026 sono le tariffe ufficiali pubblicate dall'Agenzia federale delle reti. Prossima riduzione: 1° febbraio 2027. Fonte: Agenzia federale delle reti. | |||
Obbligo di gara d'appalto a partire da 1.000 kWp – Valori massimi per il 2026
A partire dal “Pacchetto solare I”, il limite per le gare d’appalto per gli impianti su tetto è fissato a 1.000 kWp; per gli impianti a terra l’obbligo si applica anch’esso a partire da 1 MWp. L’energia elettrica non viene più remunerata a tariffa fissa, ma commercializzata tramite aste. Per il 2026 si applicano i seguenti valori di riferimento:
- Impianti a terra (Segmento 1), valore massimo nel 2026: 5,90 ct/kWh (art. 37b, comma 1, EEG). L’ultima tornata pubblicata (termine di presentazione delle offerte: 1° marzo 2026) ha registrato un prezzo medio ponderato in base al volume di 4,94 ct/kWh (intervallo 3,99–5,10 ct/kWh) ed è stata nettamente sovrascritta. Il risultato del ciclo del 1° luglio 2026 (volume di circa 2,13 GW) non era ancora stato pubblicato al momento della redazione del presente articolo.
- Impianti su tetto superiori a 1 MWp (segmento 2), valore massimo nel 2026: 10,00 ct/kWh (2025: 10,40 ct/kWh).
3. Tabella delle tariffe di immissione in rete: l'andamento dal 2000 al 2026
La legge sulle energie rinnovabili e la sua logica di riduzione graduale
La legge sulle energie rinnovabili non è stata concepita come un programma di incentivazione statico, bensì come un meccanismo autoregolante: più impianti venivano installati e più i costi di produzione diminuivano, più rapidamente avrebbe dovuto diminuire la tariffa di riacquisto. La legge mirava a rendere il fotovoltaico progressivamente competitivo, senza gravare in modo permanente sul bilancio dello Stato.
| Anno | Tariffa (ct/kWh) | Versione EEG / Evento |
|---|---|---|
| 2000 | 50,62 | Entra in vigore la legge EEG – aliquota unica per tutti gli impianti solari |
| 2004 | 57,40 | EEG 2004 – massimo storico, il mercato è in forte espansione |
| 2008 | 46,75 | Dal 2005 è in vigore una riduzione del 5% |
| Luglio 2010 | 34,05 | Modifica alla legge sul fotovoltaico – Riduzione d’emergenza di circa il −13% a causa di un’espansione record |
| Aprile 2012 | 19,50 | Tagli drastici – riduzione progressiva mensile + taglio una tantum |
| 2014 | 12,88 | EEG 2014 – Obbligo di commercializzazione diretta per i grandi impianti fotovoltaici |
| 2017 | 12,30 | EEG 2017 – Sistema di gare d'appalto per impianti fotovoltaici superiori a 750 kWp |
| 2020 | 9,87 | Riduzione accelerata a causa dell'elevato aumento della capacità installata |
| Luglio 2022 | 6,24 | Minimo storico della tariffa di immissione in rete |
| Agosto 2022 | 8,20 (T) / 13,00 (V) | EEG 2023 – primo aumento delle tariffe, introduzione del regime di immissione totale |
| Febbraio 2024 | 8,11 (T) / 12,87 (V) | Inizia la riduzione semestrale dell'1% |
| Febbraio 2025 | 7,94 (T) / 12,60 (V) | Entra in vigore la legge sui picchi di energia solare |
| Febbraio 2026 | 7,78 (T) / 12,34 (V) | L'ultimo semestre prima della riduzione di agosto |
| Agosto 2026 | 7,70 (T) / 12,22 (V) | Attualmente in vigore – ultimo anno completo prima della riforma del sistema EEG del 2027 |
| Riferimento: impianti su tetto fino a 10 kWp, tariffa fissa. (T) = immissione parziale, (V) = immissione totale. Fonti: Archivio BNetzA, BSW Solarwirtschaft, Clearingstelle EEG|KWKG, SFV. | ||
L'andamento storico evidenzia la tendenza principale: le tariffe di riacquisto e i costi di investimento per gli impianti fotovoltaici sono diminuiti parallelamente. Chi investirà nel 2026 potrà beneficiare di costi di impianto contenuti, con il sostegno garantito dalla legge EEG per 20 anni, prima che l'attuale sistema di incentivi venga modificato nel 2027.
4. Immissione totale vs. immissione parziale: quando conviene l'una e quando l'altra?
Da agosto 2022 i gestori di impianti su tetto possono scegliere tra i due modelli. Chi immette tutta l’energia in rete riceve di norma tariffe di remunerazione più elevate: nel 2026 saranno pari a 12,22 ct/kWh rispetto ai 7,70 ct/kWh previsti per gli impianti fino a 10 kWp. La decisione dovrebbe essere presa prima della costruzione. È possibile cambiare modello ogni anno (comunicazione entro il 30 novembre per l’anno successivo), ma la tariffa di remunerazione rimane fissata alla data di messa in funzione.
Esempio di calcolo: impianto sul tetto da 10 kWp, autoconsumo del 30%
Ipotesi: impianto da 10 kWp, 9.500 kWh/anno, autoconsumo del 30% (2.850 kWh), prezzo di acquisto dell'energia elettrica pari a 35 centesimi per kWh.
Alimentazione parziale:
- Consumo proprio: 2.850 kWh × 35 ct = 997,50 € di risparmio sull’acquisto di energia elettrica
- Immissione in rete: 6.650 kWh × 7,70 ct = 512,05 € di compenso
- Totale: 1.509,55 € all'anno
Immissione totale:
- Immissione in rete: 9.500 kWh × 12,22 ct = 1.160,90 € di compenso
- L'energia elettrica deve essere prelevata interamente dalla rete
- Totale: 1.160,90 € all’anno
Vantaggio dell'immissione parziale in rete: circa 349 € in più all'anno. Questo esempio di calcolo ha scopo illustrativo e si basa su ipotesi esemplificative; i risultati effettivi dipendono dall'ubicazione, dalle dimensioni dell'impianto, dal profilo di consumo e dal gestore di rete. Non costituisce una consulenza in materia di impianti, fiscale o legale.
Quando è opportuno ricorrere all'immissione totale
- Edifici con un consumo energetico molto basso o nullo (magazzini, fienili, immobili sfitti)
- Come secondo impianto separato, in aggiunta a un impianto di autoconsumo già esistente (l’articolo 100, comma 14, della legge EEG consente la realizzazione di due impianti distinti entro 12 mesi)
- Con una quota di autoconsumo inferiore al 15-20 per cento circa
Per le aziende con un elevato fabbisogno di energia elettrica, l’ottimizzazione dell’autoconsumo rappresenta il principale fattore di rendimento, ben prima della tariffa di immissione in rete. L’energia elettrica autoprodotta costa nettamente meno rispetto al prezzo dell’energia della rete. Il nostro articolo sul rendimento degli impianti solari nel 2026 illustra quali rendimenti possa realisticamente ottenere un impianto commerciale. La nostra guida “Fotovoltaico per l’industria” offre una panoramica per le aziende.
5. Valore da attribuire, premio di mercato e vendita diretta
Come funziona il premio di mercato mobile
La formula è la seguente: premio di mercato = valore da applicare − valore di mercato mensile dell’energia solare. Il valore di mercato mensile dell’energia solare è il prezzo medio di mercato spot dell’energia solare di un mese, ponderato in base al profilo di produzione, pubblicato dai quattro gestori di rete di trasmissione sul sito netztransparenz.de. Esso è soggetto a forti oscillazioni: il valore di mercato annuale dell’energia solare nel 2025 si è attestato in media a 4,508 ct/kWh, con valori mensili che variavano da ben oltre 10 ct/kWh in inverno a meno di 2 ct/kWh nei mesi primaverili particolarmente soleggiati.
Se il valore di mercato è inferiore al valore di riferimento, il gestore della rete versa la differenza sotto forma di premio di mercato. Se è superiore, il premio di mercato scende a zero, ma il gestore trattiene tutti i ricavi. L’attuale sistema di incentivazione della legge sulle energie rinnovabili (EEG) è quindi asimmetrico: garantisce un minimo, ma non pone un limite massimo al profitto. È proprio questa asimmetria a cessare con il passaggio ai contratti differenziali bilaterali previsti dalla EEG 2027.
Obbligo di vendita diretta: chi è tenuto a farlo, chi può farlo?
- Impianti fotovoltaici di potenza superiore a 100 kWp: obbligo di commercializzazione diretta (art. 21b in combinato disposto con l’art. 20 della legge EEG 2023)
- Impianti fino a 100 kWp: libera scelta tra tariffa fissa di immissione in rete e commercializzazione diretta volontaria
- A partire dal “Pacchetto solare I”: gli impianti con potenza inferiore a 25 kWp non necessitano più della possibilità di controllo remoto per la commercializzazione diretta
- È possibile passare da un modello all’altro ogni mese, previa prenotazione
La riduzione dell’obbligo di commercializzazione diretta a 25 kWp, inizialmente discussa, non è stata finora recepita nella normativa vigente: il limite di 100 kWp rimane in vigore. Con la legge EEG 2027, tuttavia, l’obbligo di commercializzazione diretta dovrebbe essere esteso a tutti gli impianti. La composizione dei ricavi derivanti dalla commercializzazione diretta è illustrata nel nostro articolo sulla commercializzazione diretta dell’energia fotovoltaica nel 2026.
6. Legge sui picchi solari: remunerazione pari a zero in caso di prezzi dell'energia elettrica negativi
La legge sui picchi solari (BGBl. 2025 I n. 51) ha sostituito il precedente sistema di “buffer orario”. In concreto, vale quanto segue: prima del 25/02/2025 la remunerazione veniva sospesa solo dopo 3 ore consecutive di prezzo negativo, esclusivamente per gli impianti a partire da 400 kW. A partire dal 25 febbraio 2025, la remunerazione EEG per i nuovi impianti a partire da 2 kWp scende a zero già dal primo quarto d’ora con prezzo negativo. Per gli impianti compresi tra 2 e 100 kWp, la norma si applica solo dopo l’installazione di un sistema di misurazione intelligente; fino ad allora si applica un limite di immissione in rete pari al 60% della potenza installata. Gli impianti esistenti prima del 25 febbraio 2025 continuano a essere soggetti alle norme meno restrittive (§ 100 comma 46 EEG).
573 ore di prezzi negativi nel 2025 – e la tendenza per il 2026
L'andamento delle ore con prezzi day-ahead negativi mostra una tendenza al rialzo a lungo termine, che tuttavia nel 2026 non proseguirà in modo lineare:
- 2022: 69 ore
- 2023: 301 ore
- 2024: 457 ore
- 2025: 573 ore (record, circa il 6,5% del totale delle ore annuali)
- Primo semestre 2026: circa 291 ore – la frequenza delle ore negative è diminuita rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente, mentre la profondità dei prezzi è aumentata (il 1° maggio 2026 si è registrato il minimo storico di circa −499 €/MWh nel mercato day-ahead)
Per gli investitori, il rischio di prezzi negativi rimane un fattore da prendere sul serio – è possibile affrontarlo attivamente tramite sistemi di accumulo a batteria e una gestione intelligente della ricarica: l’accumulo previene le perdite di remunerazione e genera ricavi aggiuntivi grazie all’arbitraggio. Il nostro articolo dedicato alla legge sui picchi solari e al § 51a EEG spiega in dettaglio come funzionano questi provvedimenti per gli investitori nel settore fotovoltaico.
7. EEG 2027 e obbligo di CfD: cosa cambierà dopo la finestra di investimento
Con l’attuale modello di premio di mercato, lo Stato interviene a copertura se il prezzo di mercato è inferiore al valore di riferimento; se il prezzo aumenta, il gestore ne trae un profitto illimitato. Questa asimmetria cessa con i CfD: se il prezzo di mercato è inferiore al valore di riferimento (strike price), il gestore riceve, come in precedenza, la differenza. Se invece è superiore, il gestore restituisce la differenza (recupero degli utili eccedenti). Il rischio è ripartito tra lo Stato e il gestore. Il regolamento UE 2024/1747 non prevede eccezioni per singole tecnologie: l’eolico, il fotovoltaico, la geotermia e l’energia idroelettrica rientrano tutti nell’obbligo dei CfD, mentre solo la biomassa ne è esclusa.
I punti chiave per i nuovi impianti fotovoltaici (delibera del Consiglio dei ministri del 29 luglio 2026)
In base al progetto di legge approvato – che potrà ancora subire modifiche nel corso dell'iter parlamentare – sono previste le seguenti misure:
- Abolizione della tariffa fissa di immissione in rete per i nuovi impianti; al suo posto, un pagamento transitorio a tempo determinato al valore di mercato per i piccoli impianti
- Obbligo di vendita diretta per tutti i nuovi impianti
- Contratti di differenza bilaterali con prelievo sugli utili eccedenti per i nuovi impianti di grandi dimensioni che beneficiano di incentivi
- Limitazione della potenza di immissione consentita nel punto di allacciamento alla rete al 50% per i piccoli impianti fotovoltaici e al 70% per gli impianti a terra
- Concessioni emerse dalla riunione di gabinetto: la riserva relativa al redispatch ha una durata limitata a 6 anni e si applica solo a partire da una riduzione di potenza superiore al 5%; la riduzione di potenza senza indennizzo è limitata a un massimo del 20%; è prevista una valutazione dopo 2 anni
- Non dovrebbe più essere possibile passare successivamente da un CfD a un PPA
C'è urgenza, poiché l'attuale autorizzazione dell'UE in materia di aiuti di Stato per la legge sulle energie rinnovabili (EEG) scade il 31 dicembre 2026; essa costituisce al contempo un presupposto per l'entrata in vigore delle nuove disposizioni. La bozza è politicamente controversa e non è ancora definitiva nei dettagli. Nel nostro articolo sull’obbligo CfD 2027 per gli investitori nel fotovoltaico analizziamo cosa comporti concretamente tale obbligo per la pianificazione degli investimenti.
Cosa significa questo per gli impianti esistenti
Aspectto fondamentale per gli investitori: la modifica normativa riguarda i nuovi impianti. Gli impianti entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2026 si assicurano il premio di mercato unilaterale previsto dalla EEG 2023 per l’intero periodo di 20 anni – senza obbligo di restituzione. Se in futuro il prelievo sugli utili eccedenti possa estendersi anche agli impianti esistenti non è stato chiarito in modo definitivo nel procedimento in corso; allo stato attuale, la collaudata tutela degli impianti esistenti rimane determinante. Verifichiamo lo stato della normativa prima di ogni decisione di investimento.
8. La finestra normativa per gli investimenti 2026
Fattore 1 – 20 anni di incentivi EEG con tutela dei diritti acquisiti
Chi entra in esercizio entro il 31/12/2026 potrà beneficiare del sistema di remunerazione previsto dalla legge EEG 2023 per 20 anni, indipendentemente da future modifiche legislative. Ciò significa: nessun rischio di rimborso del CfD, nessuna abolizione della tariffa fissa di immissione in rete per il proprio impianto e piena partecipazione alle fasi di prezzo elevato. L’energia elettrica immessa in rete a prezzi elevati di borsa genera ricavi aggiuntivi che non devono essere restituiti.
Fattore 2 – Costi di investimento contenuti
I costi di sistema per il fotovoltaico sono contenuti. Come riferimento si utilizzano le fasce indicate nello studio sui costi di produzione dell'energia elettrica del Fraunhofer ISE (luglio 2024, che rimane l'edizione più recente): grandi impianti su tetto superiori a 30 kWp (commerciale/industriale) circa 900–1.600 €/kWp, impianti a terra superiori a 1 MWp circa 700–900 €/kWp. I prezzi dei moduli avevano registrato un temporaneo aumento all’inizio del 2026; tale aumento si è arrestato a partire da luglio 2026 e la disponibilità è migliorata.
Fattore 3 – Aumento del rischio di prezzi negativi per i nuovi impianti a partire dal 2027
Senza tutela dei diritti acquisiti, a partire dal 2027 si applicheranno le seguenti disposizioni: remunerazione pari a zero in caso di prezzi negativi a partire dal primo quarto d’ora, obbligo di commercializzazione diretta e passaggio a contratti differenziali bilaterali con obbligo di rimborso. Alla luce del numero crescente nel lungo periodo di ore con prezzi negativi, un investitore con un nuovo impianto a partire dal 2027 si assume strutturalmente un rischio di ricavi maggiore rispetto a un investitore che beneficia della tutela degli impianti esistenti dal 2026.
Per le aziende: l'autoconsumo batte l'immissione in rete
Le aziende che intendono realizzare un impianto fotovoltaico proprio per la propria attività dovrebbero tenere presente quanto segue: la tariffa di immissione in rete è secondaria per gli impianti destinati all’autoconsumo; ciò che conta è il valore dell’energia autoprodotta (35–40 centesimi per kWh di energia di rete risparmiata). Poiché i prezzi dell’energia di rete sono in aumento strutturale, mentre le tariffe di immissione e i costi degli impianti diminuiscono, il vantaggio dell’autoconsumo continua a crescere. Maggiori informazioni sono disponibili sulla nostra pagina «Impianto fotovoltaico proprio per la vostra azienda». Un’analisi completa del modello di investimento – con aspettative di rendimento, vantaggi fiscali e confronto con altre classi di investimento – è disponibile alla voce «Investimento nel fotovoltaico 2026».
Sfruttare il 2026: assicurarsi 20 anni di incentivi senza clausola di recupero
Il termine per beneficiare degli incentivi EEG garantiti per 20 anni senza obbligo di rimborso scade il 31 dicembre 2026. Logic Energy progetta e realizza impianti fotovoltaici chiavi in mano, con finanziamento assicurato prima dell’inizio dei lavori, un proprio team di gestione operativa e una partecipazione agli utili a lungo termine. Il partner contrattuale per gli investimenti diretti è mediplan Helm e.K., con responsabilità personale dei titolari.
Ecco come funziona il modello per gli investitoriL'investimento nel fotovoltaico
9. Domande frequenti sulla tariffa EEG per il 2026
A quanto ammonta attualmente la tariffa EEG per il 2026?
Dal 1° agosto 2026, gli impianti su tetto fino a 10 kWp riceveranno 7,70 ct/kWh in caso di immissione parziale e 12,22 ct/kWh in caso di immissione totale. Per gli impianti da 10 a 40 kWp si applicano rispettivamente 6,66 e 10,24 ct/kWh, mentre per quelli da 40 a 100 kWp si applicano rispettivamente 5,44 e 10,24 ct/kWh. Le tariffe sono valide fino al 31 gennaio 2027 (fonte: Agenzia federale delle reti, aggiornato ad agosto 2026).
Qual è la differenza tra valore di riferimento e tariffa di immissione in rete?
Il valore da applicare è il prezzo di riferimento EEG. La tariffa fissa di immissione in rete è inferiore di 0,4 ct/kWh; il premio di mercato variabile colma la differenza rispetto al valore di mercato mensile dell’energia solare. In caso di commercializzazione diretta, il valore da applicare comporta quindi, per via strutturale, circa 0,4 ct/kWh in più rispetto alla tariffa fissa.
Per quanto tempo è valida la tariffa EEG e cosa succede in seguito?
La tariffa prevista dalla legge EEG è valida per 20 anni a partire dalla data di entrata in funzione, più l’anno stesso di entrata in funzione. La tariffa viene fissata alla data di entrata in funzione e rimane costante. Alla scadenza, l’impianto può continuare a funzionare, ad esempio tramite la vendita diretta, un accordo di acquisto di energia (PPA) o un maggiore autoconsumo. Non ci sono mai state riduzioni retroattive per gli impianti esistenti.
Quali cambiamenti comporta la legge EEG 2027 per gli impianti esistenti?
Il 29 luglio 2026 il Consiglio dei ministri federale ha approvato il progetto di legge EEG-2027, che non è ancora entrato in vigore. Il passaggio al sistema dei contratti differenziali bilaterali riguarda i nuovi impianti. Gli impianti messi in funzione entro il 31 dicembre 2026 mantengono, allo stato attuale, la tutela dei diritti acquisiti con un premio di mercato unilaterale per 20 anni.
In che modo la legge sui picchi di produzione solare influisce sulla tariffa prevista dalla legge sulle energie rinnovabili (EEG)?
A partire dal 25 febbraio 2025, per i nuovi impianti a partire da 2 kWp, la remunerazione prevista dalla legge EEG viene sospesa a partire dal primo quarto d’ora in cui si registra un saldo negativo sul mercato dell’energia elettrica. Nel 2025 ciò ha riguardato 573 ore. L'articolo 51a della legge EEG compensa parzialmente le perdite dopo 20 anni (fattore 0,5). Gli impianti esistenti prima del 25/02/2025 sono tutelati.
Posso passare dall'immissione totale a quella parziale?
È possibile effettuare un cambio una volta all'anno; la comunicazione al gestore di rete deve essere effettuata entro il 30 novembre per l'anno successivo. La tariffa di remunerazione rimane fissata alla data di messa in funzione. Per gli impianti con autoconsumo, l'immissione parziale in rete è solitamente più conveniente, mentre l'immissione totale in rete è vantaggiosa solo in caso di autoconsumo molto ridotto.
Quando verrà nuovamente ridotta la tariffa di immissione in rete?
La prossima riduzione avrà luogo il 1° febbraio 2027 e sarà pari a circa l’1% (art. 49 EEG 2023). L’Agenzia federale delle reti pubblica le nuove tariffe con cadenza semestrale. Con l’EEG 2027, inoltre, il sistema di incentivazione per i nuovi impianti potrebbe subire modifiche sostanziali; il relativo progetto di legge del Consiglio dei ministri è disponibile dal 29 luglio 2026.
Conclusione
La tariffa EEG del 2026 non segna la fine della redditività del fotovoltaico: è l’ultimo tassello di un sistema che subirà cambiamenti radicali nel 2027. Chi comprende l’interazione tra tutela dei diritti acquisiti, rischio CfD, tendenza dei prezzi al ribasso e bassi costi di sistema, si rende conto che la finestra per 20 anni di incentivazione garantita senza clawback si chiuderà il 31 dicembre 2026. Per i progetti di autoconsumo delle aziende, la leva più potente è comunque l’energia di rete risparmiata – per i dettagli, consultate la nostra guida sul rendimento degli impianti solari nel 2026, sugli investimenti nel fotovoltaico nel 2026 e sull’obbligo CfD del 2027 per gli investitori nel fotovoltaico.
Fonti e basi giuridiche
- Agenzia federale delle reti – Incentivi EEG e tariffe di incentivazione (tariffa di immissione in rete, premio di mercato, supplemento per l’energia elettrica destinata agli inquilini, periodo 1° agosto 2026–31 gennaio 2027), consultato il 4 agosto 2026
- Agenzia federale delle reti – Gare d'appalto concluse per impianti solari, segmento 1 (valori massimi e di aggiudicazione 2025/2026)
- Legislazione su Internet – EEG 2023 (tra l’altro, articoli 20, 21, 21b, 48, 48a, 49, 51, 51a, 100)
- EUR-Lex – Regolamento (UE) 2024/1747 che modifica il regolamento sul mercato dell’energia elettrica (obbligo CfD), 26 giugno 2024
- pv magazine Germania – «Il Consiglio dei ministri approva le bozze della legge EEG 2027 e del pacchetto sulla rete», 29 luglio 2026
- netztransparenz.de – Panoramica del valore di mercato (valore di mercato del solare), valore di mercato annuale 2025: 4,508 ct/kWh
- SMARD / Agenzia federale delle reti – Dati di mercato (ore con prezzi day-ahead negativi)
- Fraunhofer ISE – Costi di produzione dell'energia elettrica da fonti rinnovabili, luglio 2024 (ultima edizione)
- Organismo di compensazione EEG|KWKG – Modifica delle tariffe di remunerazione per l'energia fotovoltaica
- Gruppo Helm – Dati sul rendimento del portafoglio 2024 (dati interni del progetto, 6–10 % p. a.)
Redazione Logic Energy. Aggiornato ad agosto 2026.
