Con la decisione del Consiglio federale del 27 maggio 2026 relativa alla revisione dell’Ordinanza sull’energia (OEn), la logica di remunerazione dell’energia solare in Svizzera subirà una profonda trasformazione. A partire dal 1° gennaio 2027 – con un periodo transitorio di un anno fino all'inizio del 2028 – la remunerazione per l'immissione in rete non sarà più basata sul prezzo di riferimento trimestrale del mercato, ma direttamente sul prezzo spot orario del mercato al momento dell'immissione. Per i gestori di impianti fotovoltaici commerciali a partire da 150 kWp si tratta di un cambiamento di paradigma con notevoli conseguenze economiche, poiché la remunerazione minima prevista dalla legge a tutela degli investimenti non si applica espressamente a questa classe di potenza.

Ecco cosa cambierà concretamente a partire dal 2027

Panoramica dei punti salienti della nuova normativa:

Prezzo di mercato spot orario anziché media trimestrale: d'ora in poi farà da riferimento il prezzo EPEX Day-Ahead per la Svizzera nell'ora di immissione in rete corrispondente. L'energia solare immessa in rete a mezzogiorno, quando la quota di energia fotovoltaica è elevata, riceverà quindi una remunerazione nettamente inferiore rispetto all'energia immessa nelle ore mattutine e serali.
Entrata in vigore il 1° gennaio 2027 con un periodo transitorio di un anno: il passaggio definitivo avverrà quindi al più tardi all'inizio del 2028.
Premio di remunerazione minima solo per impianti inferiori a 150 kW: gli impianti di dimensioni più ridotte continuano a beneficiare di una tutela degli investimenti. Se il prezzo di mercato di riferimento trimestrale è inferiore alla remunerazione minima definita dalla legge (ad es. 6 centesimi/kWh per impianti fino a 30 kW, decrescente fino a 1,2 centesimi/kWh per 149 kW), la differenza per ogni chilowattora immessa in rete viene compensata a posteriori.
Nessuna tariffa minima a partire da 150 kWp: gli impianti di questa classe di potenza sono interamente soggetti al prezzo del mercato spot, comprese le fasi in cui i prezzi dell'energia elettrica sono molto bassi o addirittura negativi.
I gestori delle reti di distribuzione potranno continuare a versare compensi più elevati: Swissolar ritiene che molte aziende fornitrici di energia lo faranno volontariamente, ma su base contrattuale e senza alcun diritto legale.

Perché la soglia dei 150 kWp è fondamentale

Il limite di 150 kWp non è stato scelto a caso. Esso segna la zona di transizione tra i tipici impianti fotovoltaici su tetto installati su abitazioni e piccole imprese, da un lato, e gli impianti fotovoltaici commerciali e industriali, dall’altro. Con il nuovo modello di remunerazione, questa soglia diventa un punto di rottura economicamente rilevante: chi progetta impianti di potenza leggermente superiore a tale limite rinuncia alla tutela statale degli investimenti e si assume l’intero rischio legato al prezzo di mercato.

È proprio qui che si crea un nuovo dilemma per gli investitori e i gestori di impianti fotovoltaici commerciali: se da un lato il massimo sfruttamento della superficie del tetto aumenta la resa assoluta, dall’altro espone maggiormente l’impianto al rischio del mercato spot. La corretta configurazione dell’impianto non è quindi più solo una questione di superficie del tetto, ma una decisione strategica tra la massimizzazione della resa e la copertura normativa.

Cosa significa questo dal punto di vista economico

Il collegamento diretto al mercato spot produce i suoi effetti proprio quando la produzione di energia solare è oggi più elevata: a mezzogiorno nelle giornate soleggiate. In queste ore, gli elevati volumi di immissione fotovoltaica spingono regolarmente il prezzo spot a pochi centesimi – nelle giornate di picco addirittura in territorio negativo. Le prime analisi dei dati EPEX per la Svizzera 2024/2025 mostrano che nelle giornate estive soleggiate i prezzi di mezzogiorno scendono in parte sotto i 2 centesimi/kWh, mentre quelli serali salgono a 15–25 centesimi/kWh.

Per un tipico impianto fotovoltaico commerciale da 250 kWp con una quota di autoconsumo del 30%, ciò significa, rispetto all'attuale modello trimestrale:

Oggi (dati aggiornati al 2026): remunerazione dei 175 MWh immessi in rete al prezzo di riferimento trimestrale del mercato, ad esempio 6 Rp/kWh = circa 10'000 CHF di ricavi da immissione in rete all'anno.
A partire dal 2027/2028: remunerazione al prezzo spot orario. Con una remunerazione media ponderata realistica compresa tra 4 e 6 Rp/kWh (il fotovoltaico produce proprio nelle ore in cui i prezzi sono più bassi), i ricavi da immissione in rete scendono a 7'000–10'000 CHF – un calo del 25–50 %.

Nel settore energetico si parla in questo contestodell’«effetto cannibalizzazione»del fotovoltaico: maggiore è la potenza fotovoltaica immessa contemporaneamente nella rete, maggiore è la pressione al ribasso sul proprio valore di mercato. In Svizzera questo effetto diventa sempre più evidente con ogni gigawatt aggiuntivo di potenza installata.

Il passo successivo: da produttore a direttore d’orchestra dell’energia

Il cambiamento normativo mette in evidenza un aspetto inequivocabile: chi investe in un impianto fotovoltaico da almeno 150 kWp non può più contare su una tariffa di immissione in rete stabile. In futuro, la redditività si otterrà laddove l’energia elettrica prodotta non verrà immessa in rete al prezzo giornaliero più basso, ma verrà utilizzata localmente, immagazzinata o differita nel tempo. Tre fattori assumono un ruolo centrale:

1. Ottimizzazione dell'autoconsumo

Ogni chilowattora di autoconsumo non vale più solo la differenza tra il prezzo di acquisto e la tariffa di immissione in rete, ma l’intero prezzo di acquisto rispetto a un ricavo da immissione in rete in parte marginale. Con una tariffa elettrica commerciale tipica di 18–28 centesimi/kWh e una tariffa di immissione in rete a mezzogiorno di 2–5 centesimi/kWh, ogni kWh di autoconsumo diventa da cinque a dieci volte più prezioso di quello immesso in rete. Lo spostamento dei carichi, il controllo intelligente delle pompe di calore, dei sistemi di refrigerazione e di aria compressa, nonché la ricarica pianificata delle flotte di veicoli elettrici diventano così la leva centrale per la creazione di valore aggiunto.

2. Accumulatori

Con l’accoppiamento diretto al mercato spot, la logica economica dell’accumulatore a batteria viene sostanzialmente valorizzata. Anziché immettere energia in rete a mezzogiorno a 3 Rp/kWh, è possibile posticipare l’erogazione dell’energia alle ore serali e utilizzarla per il proprio fabbisogno o immetterla in rete. L’arbitraggio tra i prezzi minimi diurni e quelli massimi serali diventa un modello di business misurabile, rafforzato dalla possibilità, a partire dal 1° gennaio 2026, di richiedere il rimborso del canone di utilizzo della rete per gli impianti di accumulo con consumo finale (art. 18d StromVV). Gli impianti di accumulo senza consumo finale sono comunque esenti dal canone di utilizzo della rete già dal 2025.

3. Comunità energetiche locali (LEG) e veicoli a emissioni zero (ZEV)/veicoli a emissioni quasi zero (vZEV)

Dall’inizio del 2026, la legge riveduta sull’approvvigionamento elettrico (LSE, art. 17d e segg.) consente la costituzione di comunità elettriche locali all’interno dello stesso comune e dello stesso livello di rete. L’energia elettrica consumata a livello locale beneficia di uno sconto del 40 % sul canone di utilizzo della rete (del 20 % in caso di utilizzo del livello di rete di trasformazione). In combinazione con i consorzi per l'autoconsumo (ZEV) e la loro variante virtuale (vZEV), per aree, parchi industriali e siti ad uso misto si crea un modello economicamente interessante per monetizzare l'energia solare direttamente nel luogo di produzione, invece di esporla alla volatilità del mercato spot.

Cosa dovrebbero fare ora i gestori

Chi sta progettando, ampliando o già gestisce un impianto fotovoltaico da almeno 150 kWp dovrebbe rivalutare quattro aspetti fondamentali alla luce del nuovo regolamento:

Aggiornare il calcolo di redditività: i business case esistenti si basano per lo più su tariffe di immissione in rete costanti. È essenziale effettuare un nuovo calcolo utilizzando i profili dei prezzi spot orari
La quota di autoconsumo come parametro di riferimento: già un aumento della quota di autoconsumo dal 30% al 50% può incrementare i ricavi annuali di 10'000–20'000 CHF (per un impianto da 250 kWp). Gli investimenti nella gestione energetica, nello spostamento del carico e nell'accumulo in batterie si ripagano quindi molto più rapidamente
Considerare le flessibilità di accumulo e di carico nel loro insieme: gli accumulatori a batteria, le flotte di veicoli elettrici, le pompe di calore e gli impianti di refrigerazione dovrebbero essere progettati come un sistema integrato, non come singoli componenti
Valutare le opzioni LEG/ZEV: proprio nel caso di aree industriali, zone commerciali e immobili a destinazione mista, è opportuno effettuare tempestivamente un’analisi delle opportunità di commercializzazione a livello locale

Conclusione: da semplice fornitore di energia a gestore attivo dell’energia

La revisione dell'ordinanza del 27 maggio 2026 è più di un semplice adeguamento tecnico. Segna la fine della tariffa di immissione in rete prevedibile per gli impianti fotovoltaici commerciali e industriali in Svizzera e pone gli operatori di fronte a una domanda: chi è il titolare dell'impianto – un venditore passivo di energia elettrica o un gestore attivo dell'energia? Chi assumerà il secondo ruolo – con un autoconsumo ottimizzato, un uso intelligente dello stoccaggio e la commercializzazione locale – gestirà impianti economicamente redditizi anche con il nuovo modello. Chi rimarrà fedele alla logica precedente, si troverà di fronte a una realtà deludente nei primi conteggi trimestrali a partire dal 2027.

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