Rimunerazione del ritiro

I gestori delle reti di distribuzione (GRD) sono tenuti a ritirare e rimunerare l’elettricità prodotta da determinati impianti fotovoltaici (Art. 15, Legge federale sull’energia (LEne), Art. 12, Ordinanza sull’energia (OEn)). Questo obbligo di ritiro e di rimunerazione secondo l’Art. 15 LEne si applica per impianti fotovoltaici con una potenza massima di 3 MW o una produzione annua massima (dedotto un eventuale consumo proprio) di 5000 MWh, tuttavia non per impianti nel sistema di rimunerazione per l'immissione di elettricità (RIC) o per impianti che ricevono un premio di mercato fluttuante. 

Se il produttore e il GRD non riescono ad accordarsi su una rimunerazione, finora la stessa si basava sul prezzo del mercato di riferimento PV trimestrale, un prezzo di mercato medio specifico per tecnologia al momento dell'immissione in rete, calcolato e pubblicato dall’Ufficio federale dell’energia (UFE). 

Da inizio 2027, se il produttore e il GRD non riescono ad accordarsi, la rimunerazione si fonda sul prezzo Day Ahead al momento dell’immissione in rete. Il prezzo Day Ahead viene determinato in un'asta che si tiene il giorno precedente: i produttori e gli acquirenti comunicano la quantità di elettricità che intendono acquistare o vendere il giorno successivo. Il mercato stabilisce quindi un prezzo per ogni ora del giorno successivo. Si parla anche di “prezzo spot” per l’elettricità, poiché si tratta del “prezzo in tempo reale” dell’elettricità sul mercato. Questo prezzo cambia con cadenza oraria e, presumibilmente a partire dall’inverno 2026, ogni 15 minuti, in linea con i Paesi europei confinanti. 

I GRD possono anche offrire dei modelli di rimunerazione alternativi, come ad esempio una rimunerazione fissa che viene stabilita annualmente. 

I gestori di piccoli impianti fotovoltaici con una potenza inferiore a 150 kW continuano a beneficiare di una protezione dell’investimento sottoforma di un premio di rimunerazione minimo (Art. 12a, OEn): nei trimestri in cui il prezzo di mercato di riferimento trimestrale risulta inferiore alla rimunerazione minima specifica dell’impianto, in aggiunta al prezzo di mercato spot per chilowattora immesso in rete viene versato il premio di rimunerazione minimo, che corrisponde alla differenza tra il prezzo di mercato di riferimento e la rimunerazione minima. 

Inoltre, molti gestori di rete continuano a versare rimunerazioni per le garanzie di origine nell’ordine di pochi centesimi per chilowattora immesso in rete. 

In base alla decisione del Consiglio federale, la modifica di legge (Art. 15 cpv. 1bis LEne) e i relativi adeguamenti dell’Ordinanza (Art. 12 OEn) entrano in vigore il 1° gennaio 2027. Per alcuni gestori delle reti di distribuzione (GRD), nel corso del 2026 è già possibile un passaggio volontario alla rimunerazione dinamica (p. es. BKW). 

Per la rimunerazione dinamica del ritiro è necessario un sistema di misurazione intelligente. Per gli impianti esistenti che non sono ancora provvisti di un tale sistema, la rimunerazione dinamica verrà offerta dal GRD al più tardi a partire dal 1° gennaio 2028 (Art. 80c, OEn). I GRD sono tenuti ad installare sistemi di misurazione intelligenti entro fine 2027 per tutti gli impianti di produzione che rientrano nell’obbligo di ritiro e di rimunerazione ai sensi dell’Art. 15 LEne (Art. 8a decies, Ordinanza sull’approvvigionamento elettrico (OAEl)). 

I prezzi di mercato in euro sono visibili sulle pagine di EPEX e ENTSO-E. Inoltre, molti sistemi di gestione dell’energia mettono a disposizione dei loro clienti i prezzi attuali in franchi svizzeri. 

Per fare in modo che i gestori degli impianti possano sfruttare in modo ottimale il nuovo modello di rimunerazione, è tuttavia necessario un accesso gratuito ai dati di mercato rilevanti in franchi svizzeri. Swissolar chiede pertanto all’Ufficio federale dell’energia (UFE): 

• I prezzi Day Ahead dell’elettricità per il mercato svizzero dovrebbero venir rappresentati pubblicamente nel Dashboard dell’UFE. 

• È necessaria di un’interfaccia dati (API) liberamente accessibile per accedere automaticamente ai prezzi. Questi dati consentono di gestire in modo intelligente i sistemi di gestione dell’energia, gli accumulatori a batteria e il consumo, di modo che in caso di prezzi bassi l’elettricità solare venga utilizzata localmente oppure stoccata. 

In pochi anni, il fotovoltaico è diventato un pilastro portante dell’approvvigionamento elettrico e nel 2026 l’elettricità solare dovrebbe già coprire quasi il 17% del fabbisogno elettrico svizzero. Il fotovoltaico fornirà il maggior contributo al raggiungimento degli obiettivi di espansioni per le nuove energie rinnovabili secondo la strategia energetica. 

Tanto maggiore è la quota di produzione fotovoltaica nel sistema elettrico, tanto più è importante immettere elettricità fotovoltaica nelle ore in cui il suo valore è elevato per la rete elettrica, ossia quando ce n’è particolarmente bisogno. Già oggi, a causa dei picchi di immissione in rete e dei cali di consumo che si verificano contemporaneamente, ad esempio durante i giorni festivi soleggiati, si registrano sempre più spesso prezzi dell’elettricità in borsa molto bassi o addirittura negativi. È opportuno trasmettere questi segnali di mercato ai produttori: se i produttori fotovoltaici riducono la loro immissione in rete tramite il consumo di elettricità a livello locale quando i prezzi sono bassi, o la spostano tramite l’accumulo in batterie nelle ore di prezzi elevati, si crea un effetto di sostegno sui prezzi dell’elettricità e anche sulla rimunerazione del ritiro dei produttori fotovoltaici. 

In media la rimunerazione complessiva per l’energia solare rimane uguale: il prezzo di mercato di riferimento trimestrale è il risultato del calcolo «quantità di elettricità fotovoltaica immessa in rete» moltiplicato per il «prezzo di mercato orario». La rimunerazione minima rimane in vigore. Ciò significa che un impianto medio continua a ricevere complessivamente il prezzo di mercato di riferimento più il premio di rimunerazione minimo più, eventualmente, il compenso per le garanzie di origine. 

In futuro la nuova rimunerazione del ritiro potrà avere addirittura un effetto positivo sul valore dell’elettricità immessa in rete (cfr. anche domanda precedente): se i produttori fotovoltaici riducono la loro immissione in rete tramite il consumo di elettricità a livello locale quando i prezzi sono bassi, o la spostano tramite l’accumulo in batterie nelle ore di prezzi elevati, si crea un effetto di sostegno sui prezzi dell’elettricità e anche sulla rimunerazione del ritiro dei produttori fotovoltaici. 

Al contrario, il mantenimento dell’attuale modello di rimunerazione dei prezzi di mercato di riferimento trimestrali, causerebbe in futuro un ulteriore rafforzamento dell’effetto di cannibalismo: questo effetto descrive il fenomeno per cui le energie rinnovabili riducono il proprio valore di mercato, in questo caso il prezzo di mercato di riferimento, a causa dell'immissione simultanea in rete. 

A prescindere da questa analisi trasversale al mercato, con la nuova rimunerazione del ritiro ogni singolo impianto fotovoltaico è esposto a un rischio di mercato maggiore, poiché ora la rimunerazione dipende anche dal profilo specifico di immissione in rete dell’impianto. Tuttavia, il calo dei costi delle batterie e i modelli per il consumo dell’elettricità a livello locale consentono di reagire a questa modifica (cfr. domanda successiva). Inoltre, il consumo proprio negli impianti di piccole dimensioni rappresenta tipicamente più della metà, fino a due terzi, dei ricavi, il che costituisce un’ulteriore copertura del rischio. 

Adesso, se il produttore e il gestore della rete di distribuzione (GRD) non riescono ad accordarsi, la rimunerazione per impianti soggetti all’obbligo di ritiro e di rimunerazione si fonda sul prezzo di mercato spot nel commercio Day Ahead al momento dell’immissione in rete (cfr. prima domanda). Quindi sì, se questo prezzo è negativo, si paga per l’elettricità immessa in rete. 

Idealmente, ogni trimestre il GRD emette una fattura che comprende le seguenti posizioni: 

• Ricavi dall’immissione in rete a prezzi positivi, 

• dedotti i costi per l’immissione in rete a prezzi negativi, 

• più il premio di rimunerazione minimo, qualora il prezzo di mercato di riferimento trimestrale (incl. l’immissione nelle ore negative) era inferiore alla rimunerazione minima. 

• Inoltre, molti GRD continuano a versare rimunerazioni per le garanzie di origine, generalmente di alcuni centesimi per chilowattora immesso in rete. 

Ciò significa che, in media, la rimunerazione complessiva per l’energia solare rimane uguale anche in considerazione delle ore negative: un impianto medio continua a ricevere complessivamente il prezzo di mercato di riferimento più il premio di rimunerazione minimo più, eventualmente, il compenso per le garanzie di origine. 

Durante le ore negative può essere opportuno ridurre la potenza immessa nella rete elettrica pubblica per ottimizzare le entrate (cfr. domanda 8). 

Il consumo proprio, il calo dei costi delle batterie e i modelli per il consumo di elettricità a livello locale, consentono di reagire alla nuova rimunerazione del ritiro. I prezzi sul mercato spot sono al livello più basso quando il consumo è basso e l’immissione in rete elevata, ad esempio sul mezzogiorno nei giorni festivi soleggiati. La soluzione più semplice è consumare localmente l’elettricità prodotta anziché immetterla in rete, ad esempio tramite la ricarica dell’auto elettrica. La maggior parte dei nuovi impianti fotovoltaici sono dotati di batterie. Si consiglia la ricarica solo sul mezzogiorno e non già dalla mattina, quando i prezzi dell’elettricità a causa del picco di consumo sono ancora elevati. In questo modo, si contribuisce anche ad alleggerire il carico sulla rete elettrica. 

Idealmente, un sistema di gestione dell’energia (EMS Energy Management System) adegua in modo mirato il funzionamento degli apparecchi elettrici (accumulatore a batteria, auto elettrica, boiler, pompa di calore) al prezzo dell’elettricità. L’associazione SmartGridready ha pubblicato una lista dei sistemi di gestione dell’energia adatti. Anche i modelli per il consumo di elettricità a livello locale possono rendere i ricavi degli impianti fotovoltaici meno dipendenti dalla rimunerazione del ritiro. Il sito www.elettricitalocale.ch fornisce maggiori informazioni in proposito. Spesso il consumo proprio negli impianti di piccole dimensioni rappresenta più della metà, fino a due terzi, dei ricavi, il che costituisce un’ulteriore copertura del rischio. 

Con tali accorgimenti è possibile generare ricavi aggiuntivi. Tuttavia, un impianto che immette in rete in modo simile ai tipici impianti di riferimento svizzeri, anche senza modifiche nel comportamento di consumo, non subisce nessuno svantaggio (cfr. anche domanda precedente). 

I gestori di impianti fotovoltaici di piccole dimensioni con una potenza inferiore a 150 kW continuano a godere di una protezione dell’investimento sottoforma di un premio di rimunerazione minimo (Art. 12a, Ordinanza sull’energia (OEn)): nei trimestri in cui il prezzo di mercato di riferimento trimestrale risulta inferiore alla rimunerazione minima specifica dell’impianto, in aggiunta al prezzo di mercato spot per chilowattora immesso in rete viene versato il premio di rimunerazione minimo, che corrisponde alla differenza tra il prezzo di mercato di riferimento e la rimunerazione minima. 

Inoltre, molti gestori di rete continuano a versare rimunerazioni per le garanzie di origine di alcuni centesimi per chilowattora immesso in rete. 

Esempio per un impianto con una potenza inferiore a 30 kWp per l’anno 2025: nel primo trimestre il prezzo di mercato di riferimento era di 10.4 ct./kWh, nel secondo 2.8 ct./kWh, nel terzo 5.7 ct./kWh e nel quarto 9.5 ct./kWh. 

Ciò significa che nel secondo trimestre il gestore dell’impianto riceve in aggiunta al prezzo di mercato spot, per ogni chilowattora immesso in rete un premio di rimunerazione minimo di 3.2 ct./kWh e nel terzo trimestre di 0.3 ct./kWh (cfr. tabella sottostante). Nel primo e nel quarto trimestre i prezzi di mercato di riferimento erano maggiori di 6 ct./kWh, di conseguenza non si applica nessun premio di rimunerazione minimo. 

Una limitazione forzata dovrebbe verificarsi solo se il consumo di elettricità a livello locale, le batterie e i carichi flessibili non sono in grado di assorbire nessuna produzione aggiuntiva e se tramite l’immissione in rete non si possono generare ricavi positivi. Quest'ultimo caso si verifica quando, in una singola ora, si ha: 

Prezzo di mercato spot ≤ - Premio di rimunerazione minimo - Garanzie d’origine 

In breve, i momenti in cui l’immissione in rete dovrebbe venir limitata forzatamente, dipendono anche dal compenso per le garanzie d’origine (GO) e dall’ammontare del premio di rimunerazione minimo, il quale è conosciuto solo dopo la pubblicazione dei prezzi di mercato di riferimento. 

Idealmente, un sistema di gestione dell'energia formula un'ipotesi e adegua la gestione degli apparecchi elettrici (accumulatore a batteria, auto elettrica, boiler, pompa di calore) in modo che, in caso di prezzi Day Ahead bassi, venga immessa poca energia elettrica in rete o addirittura che l’immissione venga limitata forzatamente. L’associazione SmartGridready ha pubblicato una lista dei sistemi di gestione dell’energia in grado di elaborare le tariffe dinamiche. Tale lista viene costantemente aggiornata. 

Nel nostro esempio di calcolo per l'anno 2025 supponiamo un compenso delle garanzie d’origine (GO) di 1 ct./kWh. La seguente tabella mostra il prezzo del mercato spot e il numero di ore in cui potrebbe essere opportuno una limitazione forzata temporanea (36 ore all’anno) della produzione per un impianto con rimunerazione minima e GO, nonché il numero di prezzi del mercato spot non positivi che sarebbero rilevanti per la limitazione forzata della produzione di un impianto senza compenso delle GO e senza rimunerazione minima (303 ore all’anno). 

Tale cifra è esigua, pari rispettivamente allo 0,4% (36 ore) e al 3,5% (303 ore) delle ore annuali. Tuttavia, la quota della produzione annua che viene normalmente immessa in rete in queste ore e la quota dei ricavi interessata dipendono fortemente dal profilo di produzione e dalla quota di consumo proprio dell’impianto. Il consumo proprio, anche se ridotto in presenza di prezzi dell’elettricità negativi, rappresenta una diversificazione delle fonti di ricavo nel corso dell’anno e quindi una preziosa copertura contro i rischi. 

Come descritto nelle domande precedenti, la possibilità di limitare forzatamente l’immissione in rete rappresenta, per un impianto medio, un miglioramento rispetto alla rimunerazione basata sul prezzo di mercato di riferimento. L’introduzione della rimunerazione dinamica del ritiro dovrebbe avere in futuro un effetto di sostegno sui prezzi dell’elettricità e, di conseguenza, anche sulla rimunerazione del ritiro dei produttori fotovoltaici, grazie agli incentivi alla flessibilità. 

L’associazione SmartGridready ha pubblicato una lista dei sistemi di gestione dell’energia adeguati, che viene costantemente aggiornata.