Piano d’azione 2030 – Le nostre richieste in dettaglio

Swissolar sostiene l'accordo sull'energia elettrica con l'UE, poiché integra la Svizzera nel mercato interno elettrico europeo, aumenta la sicurezza dell'approvvigionamento e la stabilità della rete e sostiene la transizione energetica europea verso le fonti rinnovabili. Oggi la collaborazione non è sufficientemente garantita dal punto di vista giuridico e Swissgrid è in parte esclusa dai mercati di compensazione. Con l'accordo il mercato sarà aperto a tutti i consumatori finali, mentre le economie domestiche e le piccole imprese con un consumo annuo fino a 50 MWh potranno mantenere un approvvigionamento di base regolamentato (Consiglio federale, giugno 2025).

Affinché l'accordo sull'energia elettrica non freni gli investimenti, è necessaria una sicurezza di pianificazione nel diritto svizzero. I prezzi di mercato puri non riflettono in modo adeguato i costi di produzione dell'elettricità, motivo per cui mancano incentivi per nuovi investimenti, anche nel settore del solare. Swissolar chiede quindi che la rimunerazione minima prevista a partire dal 2026 per l’elettricità solare immessa in rete venga mantenuta a lungo termine. Ciò stabilizza i rendimenti, riduce il tempo di ammortamento dei progetti e attenua le fluttuazioni del mercato. La normativa dell'UE in materia di aiuti di Stato consente tali regolamenti per gli impianti di piccole dimensioni. Il Consiglio federale intende attualmente porre fine inutilmente alla rimunerazione minima già tre anni dopo l'entrata in vigore dell'accordo sull'energia elettrica.

Una maggiore interconnessione crea ulteriore margine di manovra: la riduzione della produzione di elettricità in inverno può essere compensata dalle importazioni dai parchi eolici e solari europei e l'energia idroelettrica flessibile della Svizzera può essere commercializzata meglio. Il valore di riferimento attualmente sancito dalla legge per l'importazione netta di elettricità nel semestre invernale, pari a un massimo di 5 TWh, non è quindi efficace nell'ambito dell'accordo sull'energia elettrica.

La discussione parlamentare sugli accordi bilaterali inizierà nella primavera del 2026, una votazione popolare potrebbe seguire non prima del 2027, di modo che l'accordo potrebbe entrare in vigore non prima del 2030.

► Sicurezza di pianificazione nel mercato dell'energia elettrica: sì all'accordo sull'energia elettrica, mantenimento della rimunerazione minima.

► È necessario rinunciare a un valore di riferimento per l'importazione di elettricità invernale o, se mantenuto, aumentarlo a 15 TWh.

Nell'ambito del pacchetto di sgravio 2027, il Consiglio federale prevede di dimezzare i contributi per il Programma Edifici provenienti dalla tassa sul CO₂. Ciò comporterebbe la scomparsa degli incentivi per la ristrutturazione degli edifici e per i sistemi di riscaldamento rinnovabili, mettendo a rischio gli investimenti in edifici rispettosi del clima ed ostacolando lo sviluppo dell'energia solare sugli edifici esistenti. Allo stesso tempo, il potenziale di aumento dell'efficienza energetica non viene sfruttato, il che rende più difficile la necessaria riduzione dei consumi energetici in inverno e porta a un aumento del consumo di energia anche in estate a causa del raffreddamento. Il Programma Edifici deve essere portato avanti nella misura attuale. Con un aumento della tassa sul CO_₂ si potrebbero generare fondi aggiuntivi senza gravare sulle finanze federali e allo stesso tempo creare incentivi per ridurre il consumo di energie fossili dannose per il clima (si veda presa di posizione di Swissolar sul progetto preliminare di Legge federale sul pacchetto di sgravio 2027).

► No alla riduzione prevista nel pacchetto di sgravio 2027.

Un'abolizione del divieto di costruire nuove centrali nucleari è in contrasto con la volontà popolare, impegna per anni ingenti risorse finanziarie e politiche ed ostacola lo sviluppo urgentemente necessario delle energie rinnovabili. Le nuove centrali nucleari entrerebbero in funzione non prima del 2050. Le nuove tecnologie nucleari prospettate sono ancora molto lontane dall'essere pronte per il mercato. Anche queste sono problematiche dal punto di vista della sicurezza, producono scorie radioattive e sarebbero finanziabili solo con massicci sostegni statali, probabilmente a scapito della promozione delle energie rinnovabili. In ogni caso, almeno fino ad allora, per garantire la sicurezza dell'approvvigionamento la Svizzera ha bisogno di altre soluzioni: fotovoltaico, energia eolica e idroelettrica, accumulatori a batteria e un sistema di rete adeguato. Nuovi progetti di centrali nucleari sono irrealistici, costosi e distraggono dall'obiettivo centrale: il rapido sviluppo delle energie rinnovabili. 

► Continuare a puntare sulle energie rinnovabili. No all'iniziativa «Stop al blackout» e alla controproposta.

Durante i mesi invernali gli impianti fotovoltaici alpini e verticali forniscono una quantità di elettricità nettamente superiore rispetto agli impianti fotovoltaici i cui moduli sono orizzontali o con un'inclinazione di 30-40°. Già oggi l'elettricità solare è rilevante nei mesi invernali: dal 1° ottobre 2024 al 31 marzo 2025, gli impianti fotovoltaici svizzeri hanno prodotto circa 1,8 TWh di elettricità. Si tratta di più del doppio del saldo delle importazioni di energia elettrica nello stesso periodo. Nel marzo e nell'aprile 2025, durante una fase di siccità, i livelli di riempimento delle dighe hanno raggiunto minimi record. In questa situazione critica, il solare ha coperto ogni giorno fino a un quinto del fabbisogno elettrico totale. È quindi chiaro che l'energia solare e l'energia idroelettrica si completano a vicenda in modo eccellente. Quando i bacini di accumulazione raggiungono il loro livello minimo verso la fine dell'inverno, la produzione di elettricità solare aumenta notevolmente. La figura sottostante lo mostra sulla base del livello di riempimento dei bacini di accumulazione (in blu) e della produzione solare cumulativa nel semestre invernale (in giallo).

Con la costruzione di impianti fotovoltaici in luoghi particolarmente adatti è possibile aumentare ulteriormente la produzione invernale di elettricità da fotovoltaico. Gli impianti solari in facciata, che producono circa il 45% della loro resa annua nel semestre invernale, beneficiano dal 2025 di un bonus maggiore per l'angolo di inclinazione. Inoltre, dal 2026 è in vigore una procedura di annuncio semplificata per gli impianti solari in facciata sufficientemente adattati al di fuori delle zone protette (si veda revisione Ordinanza sulla pianificazione del territorio OPT Art. 32a^bis).

Anche gli impianti alpini al suolo contribuiscono in modo significativo all'approvvigionamento di energia elettrica durante tutto l'anno. Nell'autunno 2022, con l’offensiva solare (Solarexpress), il Parlamento ha semplificato la costruzione e la promozione di tali impianti. Anche se gli obiettivi fissati allora, con il senno di poi sono considerati troppo ambiziosi, la promozione rimane comunque sensata, in particolare nei luoghi con infrastrutture esistenti (ad esempio ai margini dei comprensori sciistici). L'Art. 12 LEne e l'Art. 24^bis LPT (non ancora in vigore) prevedono autorizzazioni semplificate per determinate categorie di impianti al suolo. Inoltre, l'energia solare e quella eolica si completano a vicenda in modo ideale dal punto di vista temporale: mentre il fotovoltaico raggiunge i valori massimi soprattutto durante il giorno e nella stagione primaverile ed estiva, l'energia eolica produce maggiormente di notte e in inverno.

► Attuare la rimunerazione unica per il bonus per la produzione elettrica invernale.

► La prevista espansione dell'energia eolica e della capacità idroelettrica aggiuntiva deve essere attuata per sfruttare l'interazione delle energie rinnovabili.

► Garantire una soluzione successiva all’offensiva solare (Solarexpress).

Gli accumulatori termici, ad esempio sotto forma di serbatoi per l’acqua calda o sonde geotermiche stagionali, consentono di generare calore in estate o nei periodi di esubero di elettricità e di immagazzinarlo per l'inverno. Nella «Roadmap per lo stoccaggio di energia 3.0» di aeesuisse (disponibile in francese e in tedesco) gli accumulatori termici con un volume di 2 TWh sono considerati un obiettivo realizzabile, in grado di contribuire in modo determinante alla sicurezza energetica e dell'approvvigionamento in Svizzera. Per realizzare questo potenziale è tuttavia necessario superare diversi ostacoli di natura finanziaria e di pianificazione del territorio. Attualmente, la costruzione di accumulatori termici al di fuori delle zone edificabili non è generalmente autorizzabile. Inoltre, i costi di allacciamento alla rete per la ricarica con elettricità solare in esubero e le tasse di utilizzo della rete rendono i progetti più costosi e spesso hanno un effetto dissuasivo. Ostacoli simili esistono anche per gli accumulatori a batteria (si veda Capitolo 4).

► Consentire gli accumulatori termici anche al di fuori delle zone edificabili, con procedure di autorizzazione semplificate e uniformi.

► Ridurre le tasse di utilizzo della rete e le tasse di allacciamento per la ricarica a vantaggio della rete (esubero fotovoltaico) e stabilire contributi di investimento mirati per accumulatori di grandi dimensioni.

I Raggruppamenti ai fini del consumo proprio (virtuali) (RCP(v)) e, a partire da gennaio 2026, anche le Comunità locali di energia elettrica (CLE) consentono l'utilizzo condiviso dell'elettricità solare prodotta localmente all'interno di un edificio o tra più edifici, fino ad un intero Comune. Questi modelli contribuiscono a ridurre la necessità di ampliamento della rete, a migliorare la redditività degli impianti fotovoltaici e a diminuire i costi dell’elettricità. Sebbene esistano le basi normative, la loro attuazione presenta ancora numerosi ostacoli:

• Nelle zone con reti a manicotto, la costituzione di un RCPv con edifici vicini è notevolmente più difficile o impossibile ed esclude quindi una parte della popolazione.
• Anche nel caso delle CLE esistono delle restrizioni: ad esempio, la fornitura di elettricità tra i livelli di rete 5 e 7 non è consentita, il che ostacola inutilmente l’impiego delle CLE. Inoltre non è stato sfruttato il massimo consentito dalla legge del 60% di sconto sulla tassa di utilizzo della rete, ciò che spesso rende il modello meno interessante.
• Anche laddove la costituzione di RCPv e CLE sarebbe tecnicamente possibile, è resa difficoltosa dalle tariffe a volte eccessive di attivazione, modifica e misurazione richieste da alcuni gestori delle reti di distribuzione (GRD) i quali detengono il monopolio. Ciò rende l’utilizzo locale dell’elettricità non redditizio. 

Swissolar chiede quindi che i GRD non possano applicare tasse di attivazione e di modifica, poiché si tratta di servizi di monopolio che devono essere forniti gratuitamente. Inoltre, i costi di misurazione per i contatori con e senza fatturazione devono essere chiaramente indicati, nonché equi e non discriminatori, in modo da consentire una concorrenza leale tra i modelli di consumo proprio.

► Non consentire tasse di attivazione e di modifica per CLE e RCPv.

► Costi di misurazione trasparenti ed equi: i costi per i contatori con e senza fatturazione devono essere chiaramente indicati e non discriminatori. Inoltre, deve essere fissato un limite massimo per questi costi.

► Introdurre su tutto il territorio uno sconto del 60% sui costi di utilizzo della rete per le CLE.

► Consentire la fornitura di elettricità tra i livelli di rete 5 e 7 all'interno di una CLE.

► Consentire i RCPv anche per le reti a manicotto.

Nel 2025 gli impianti solari coprono in media circa il 14% del fabbisogno elettrico svizzero. In singole ore di punta la quota di elettricità solare nella rete raggiunge già l'80%. Le attuali strutture tariffarie e gli strumenti di regolazione dei gestori delle reti di distribuzione sono in parte ancora orientati all'energia di banda delle centrali nucleari e spesso non sono più al passo con i tempi. Tariffe notturne ridotte e consumatori bloccati a mezzogiorno tramite il telecontrollo non sono adeguati all’attuale situazione, caratterizzata da un'elevata produzione di elettricità solare durante il giorno. Gli attuali sistemi di rimunerazione offrono per lo più incentivi che non sono utili né al mercato, né alla rete, né al sistema e garantiscono una sicurezza degli investimenti insufficiente.

A causa del forte aumento degli impianti fotovoltaici, i prezzi dell'elettricità in borsa diminuiscono nei periodi di elevata produzione solare, riducendo il valore economico (Capture Rate) dell'elettricità solare. Allo stesso tempo, i picchi di immissione gravano sulle reti. Affinché le energie rinnovabili diventino un pilastro portante della produzione di energia elettrica, è necessario armonizzare produzione e consumo. I prezzi sul mercato spot sono particolarmente elevati in inverno, al mattino e alla sera, mentre in estate e sul mezzogiorno sono spesso bassi o talvolta addirittura negativi, tra le altre cose anche a causa di capacità di produzione difficilmente regolabili (ad es. centrali nucleari). La figura sottostante illustra le fluttuazioni temporali dei prezzi dell'elettricità: nelle ore notturne, al mattino presto e alla sera, quando il solare non produce ancora o produce solo poco, i prezzi dell'elettricità sul mercato spot sono elevati (campi arancioni), mentre sul mezzogiorno diminuiscono notevolmente a causa dell'elevata produzione di elettricità solare (campi verdi). Allo stesso tempo, i meccanismi tariffari e di regolazione creano spesso incentivi sbagliati: le tariffe notturne, stazioni di ricarica e pompe di calore bloccate a mezzogiorno e la ricarica serale delle auto elettriche a causa della mancanza di incentivi spostano il consumo nelle fasce orarie ad alto prezzo e ad alto carico invece che nelle ore più convenienti sul mezzogiorno. Tutti i gruppi di clienti, indipendentemente dal gestore di rete, devono avere accesso a prezzi dell'energia basati sul mercato spot in modo da poter sfruttare direttamente i segnali di prezzo e di sistema (si veda anche Ampliamento intelligente ed efficiente della rete).

Con la rimunerazione della ripresa decisa dal Parlamento nel settembre 2025, basata sui prezzi del mercato spot, vengono creati incentivi per l'immissione di elettricità solare in modo compatibile con il sistema. La rimunerazione minima media trimestrale protegge allo stesso tempo da forti fluttuazioni sul mercato dell'energia elettrica.

Oltre agli accumulatori a batteria, anche altre forme di accumulo (ad es. accumulatori termici, cfr. Rafforzare l'impiego di accumulatori stagionali) contribuiscono all'ottimizzazione del sistema. Una strategia di stoccaggio coordinata a livello nazionale dovrebbe mostrare come i diversi strumenti possano ridurre l’ampliamento della rete e rafforzare la sicurezza dell'approvvigionamento. Swissolar sostiene quindi un’iniziativa per una strategia nazionale di stoccaggio, attualmente in discussione al Consiglio nazionale. Swissolar sta inoltre elaborando, insieme ad organizzazioni partner, un piano per lo stoccaggio di energia 2035/2050, che sarà pubblicato nel 2026.

► Consentire in qualsiasi momento il consumo proprio a valle del punto di allacciamento alla rete, anche in caso di limitazioni dell’immissione.

► Elaborare e attuare una strategia nazionale di stoccaggio.

► Promuovere in modo mirato le stazioni di ricarica bidirezionali e integrarle in modo vantaggioso alla rete.

Gli accumulatori possono essere utilizzati non solo a valle del punto di allacciamento alla rete, ma anche all'interno della rete stessa. In frazioni di secondo sono in grado di fornire o prelevare elettricità e risultano quindi ideali per la fornitura di energia di regolazione. Finora, per l'energia di regolazione si fa capo principalmente a centrali idroelettriche e, in parte, a centrali termiche. Nell'ambito del progetto pilota PV4Balancing di Swissgrid, le prime aziende possono accedere all'energia di regolazione negativa degli impianti fotovoltaici. In cambio, i proprietari degli impianti ricevono il 70% dei ricavi. Anche gli accumulatori a batteria possono partecipare al mercato dell'energia di regolazione dopo la prequalificazione per la commercializzazione della flessibilità. Ciò apre nuove opportunità finanziarie per i proprietari di impianti e per le aziende di installazione. Gli accumulatori a batteria decentralizzati possono dunque dare un contributo importante alla stabilizzazione della frequenza o anche alla capacità di Black Start (partenza a freddo) come accumulatori collettivi. Nella pratica, tuttavia, la partecipazione è ostacolata da complesse procedure di prequalificazione, processi poco digitalizzati e rigide condizioni di mercato. I lunghi periodi di fornitura e le rare gare d'appalto rendono difficile la partecipazione dei piccoli attori nei sistemi sempre più decentralizzati.

► Accelerazione delle procedure di prequalificazione delle nuove tecnologie

► Semplificare e digitalizzare i processi di mercato nel mercato dell'energia di regolazione

► Periodi di fornitura più brevi e gare d'appalto a breve termine per una maggiore flessibilità e partecipazione.

Il presupposto fondamentale per una gestione intelligente della produzione e dei consumi è la disponibilità di dati adeguati. Con l'attuale introduzione degli Smart Meter (contatori intelligenti), in futuro saranno disponibili molti più dati in tempo reale. Tuttavia, è fondamentale il loro utilizzo standardizzato e intelligente, reso possibile, tra l'altro, dalla piattaforma dati nazionale per il settore elettrico. In particolare, per il funzionamento intelligente di RCP(v) e CLE sono necessarie interfacce uniformi di dati standardizzati di produzione e consumo, al fine di coordinarli in modo mirato e alleggerire così le reti.

Lo schema sottostante mostra come potrebbe essere la rete elettrica del futuro: gli edifici comunicano con la rete (gestori delle reti di distribuzione, aziende di approvvigionamento energetico e aggregatori). SmartGridready sviluppa, insieme ai gestori di rete e ad altri stakeholder, soluzioni armonizzate per questa comunicazione e supporta un'integrazione affidabile dei sistemi attraverso il label per gli edifici. In questo modo, fotovoltaico, accumulatore, pompa di calore e mobilità elettrica in un edificio vengono coordinati in modo efficiente e allo stesso tempo integrati in modo intelligente nella rete.

► Creare piattaforme e interfacce standardizzate per una gestione intelligente dell'energia.

In molti luoghi, per la produzione decentralizzata di elettricità con impianti fotovoltaici è inevitabile un potenziamento della rete. Le misure sopra descritte per la riduzione dei picchi di carico e il funzionamento intelligente di RCP(v) e CLE possono ridurre significativamente questa necessità, ma non eliminarla completamente. Tuttavia, una parte significativa dell'infrastruttura di rete esistente deve comunque essere rinnovata in quanto ormai obsoleta. La necessità di potenziamento non è quindi dovuta solo all'aumento di elettricità proveniente da fonti rinnovabili, ma coincide con una modernizzazione delle reti comunque necessaria. È quindi necessario accelerare le misure di potenziamento della rete. Swissolar sostiene il progetto del Consiglio federale sull’accelerazione nell’ampliamento e nella trasformazione delle reti elettriche, ma chiede che il disegno di legge e la sua attuazione si concentrino maggiormente sulle reti di distribuzione e sugli accumulatori decentralizzati.

Con la revisione della legge sull'approvvigionamento elettrico (LAEl, Art. 17b) in vigore dal 1° gennaio 2026, i gestori delle reti di distribuzione (GRD) dispongono di ulteriori strumenti legislativi per lo sfruttamento della flessibilità: hanno la possibilità di limitare l'immissione in rete di un impianto fotovoltaico fino al 3% della produzione annuale senza indennizzo. La raccomandazione settoriale pubblicata da AES nel settembre 2025 (disponibile in tedesco o in francese), illustra le diverse possibilità di attuazione. Oltre alle limitazioni fisse (ad es. al 70% della potenza nominale in corrente continua), sono possibili anche limitazioni in base alla tensione o incentivi tariffari. È importante sottolineare che una limitazione al 70% non comporta assolutamente una perdita del 30% della produzione, ma ad una perdita di resa dell'1-2%. Inoltre, Swissolar raccomanda tariffe di acquisto dinamiche come tariffa opzionale, con tariffe più basse in estate e sul mezzogiorno, nonché l'abilitazione di grandi consumatori come boiler elettrici nei periodi di elevata produzione di elettricità solare. Spetta ora ai GRD utilizzare questi strumenti per evitare picchi di potenza che sovraccaricano la rete. In questo modo si possono evitare investimenti miliardari nell'ampliamento delle reti.

► Oltre alla semplificazione delle procedure di autorizzazione per le linee di trasmissione, sono necessarie procedure semplificate per i necessari ampliamenti delle reti di distribuzione, delle stazioni di trasformazione, dei quadri di distribuzione e degli accumulatori a batteria.

► Nei rari casi di sovraccarico della rete, dovrebbe essere introdotta una limitazione intelligente dell'immissione a livello di immissione in rete.

► Tariffe dinamiche selezionabili dovrebbero incentivare un approvvigionamento vantaggioso alla rete.

Nonostante il loro grande potenziale, gli impianti su tetto non classici (ad es. su infrastrutture, nell’agricoltura o nelle zone alpine) non sono sufficientemente utilizzati. Questi impianti consentono un doppio utilizzo: maggior produzione di elettricità al di fuori dei picchi di mezzogiorno e aumento della sicurezza dell'approvvigionamento. È vero che dall'inizio del 2025 è in vigore un bonus per le aree di parcheggio e che nel settembre 2025 le Camere federali hanno approvato una mozione che prevede una procedura di autorizzazione accelerata con semplice obbligo di notifica per gli impianti fotovoltaici su infrastrutture. Ciononostante, esistono ancora ostacoli burocratici, in particolare per l'utilizzo del fotovoltaico in agricoltura (agrivoltaico), e le autorizzazioni sono subordinate alla prova di un aumento della resa. Il loro impiego è finora limitato alle colture di frutta e bacche, mentre nei Paesi vicini l'agrivoltaico è già molto più diffuso.

I progetti solari negli insediamenti da proteggere (le cosiddette zone ISOS con obiettivo di protezione A) devono affrontare ostacoli particolari. I prodotti fotovoltaici ora disponibili (ad es. moduli solari di colore adeguato) consentono soluzioni estetiche anche in tali zone. Zone di divieto solare generalizzato sono quindi da rifiutare. Occorre invece una procedura di autorizzazione trasparente e rapida anche per gli oggetti protetti.

► Attuare la procedura di notifica decisa per il fotovoltaico sulle infrastrutture (mozione).

► Attivare in modo mirato le superfici lungo le vie di comunicazione per l'espansione del fotovoltaico.

► Facilitare l'agrivoltaico: nessun obbligo di prova per l'aumento della resa delle colture, autorizzazione anche sui pascoli.

► Adeguare la legge sulla pianificazione del territorio (LPT Art. 18a cpv. 3): consentire impianti solari nelle zone ISOS con criteri chiari. Nessuna zona di divieto per il solare.

Con la prevista introduzione del Modello di prescrizioni energetiche dei Cantoni 2025 (MoPEC 2025) si presenta l'opportunità di promuovere in modo decisivo lo sviluppo del fotovoltaico nel settore degli edifici. Per raggiungere gli obiettivi nazionali di espansione nel settore delle energie rinnovabili e ridurre al contempo la carenza di elettricità in inverno, è urgentemente necessario che ogni edificio sfrutti il potenziale solare disponibile sul tetto o sulle facciate, in particolare nel caso di nuove costruzioni e di importanti ristrutturazioni. Attualmente, il 90% delle superfici idonee sugli edifici non viene utilizzato. Sono necessari obblighi chiari e capillari per lo sfruttamento di questo potenziale. Per gli edifici esistenti, tuttavia, scadenze o prescrizioni obbligatorie sono controproducenti e difficili da attuare dal punto di vista socio-politico. In questo caso, l'attenzione dovrebbe concentrarsi sugli incentivi e sui requisiti per le ristrutturazioni complete.

► Il MoPEC 2025 deve essere attuato in modo rapido e ambizioso, idealmente attraverso un'attuazione coordinata nel maggior numero possibile di Cantoni.

► Per i nuovi edifici e le ristrutturazioni complete dovrebbe essere introdotto l'obbligo di autoproduzione dell’elettricità. A tal fine dovrebbero essere presi in considerazione criteri oggettivi quali la superficie di riferimento energetico e l'idoneità delle superfici dei tetti e delle facciate.

► Per gli edifici esistenti, invece di scadenze, sono necessari strumenti di incentivazione intelligenti, campagne di informazione e incentivi mirati nell'ambito delle ristrutturazioni.

La Svizzera vanta una ricerca nel campo del fotovoltaico di livello mondiale, che lavora a stretto contatto con i produttori innovativi locali. Ciò rende la Svizzera leader mondiale nel settore del BIPV e in altre tecnologie innovative. Questo successo è fortemente minacciato dalla prevista soppressione del Programma P+D e dal previsto dimezzamento del Programma Innosuisse nell'ambito del pacchetto di sgravio 2027.

► Il Programma pilota e di dimostrazione deve essere mantenuto, eventualmente con dei tagli.

► Nessun taglio a Innosuisse

Le sfide poste dalla transizione energetica richiedono un'intensa attività di ricerca nel campo delle tecnologie di accumulo, dello sviluppo di celle e moduli, dell'integrazione negli edifici, dell'agrivoltaico, dell'accumulo stagionale e delle soluzioni utili al sistema. Questi settori sono fondamentali per la sicurezza dell'approvvigionamento e la stabilità della rete. Senza un sostegno mirato, la Svizzera rischia di perdere la sua posizione di forza nella ricerca e nello sviluppo nel campo del fotovoltaico. Per la sicurezza dell'approvvigionamento, la stabilità della rete e il progresso tecnologico sono fondamentali investimenti mirati nella ricerca sulle tecnologie di accumulo, BIPV, agrivoltaico e soluzioni stagionali.

► Promuovere in modo mirato la ricerca in settori tecnologici strategici.

Le elevate quote di mercato cinesi nella produzione di moduli solari e dei loro componenti creano dipendenze. Si osservano sviluppi simili verso una concentrazione del mercato nel settore degli inverter e degli accumulatori a batteria. Sono quindi comprensibili le richieste di una maggiore diversificazione delle catene di approvvigionamento, che rispettino anche i criteri ESG (Environmental, Social and Governance). Swissolar ritiene che tali sforzi possano avere successo se la Svizzera collabora in questo senso con l'UE, che ha già adottato diverse misure nel campo della sostenibilità delle catene di approvvigionamento. Grazie alla sua ricerca nel campo del fotovoltaico riconosciuta a livello internazionale, la Svizzera può svolgere un ruolo fondamentale in questo senso.

► Garantire il rispetto dei criteri ESG.

► Diversificare le catene di approvvigionamento: cooperazione con l'UE nella promozione della localizzazione e nella ricerca.

L'attuale predominio di singoli attori (AES) nell'adozione di direttive centrali in ambito elettrico non è più appropriato alla luce della crescente decentralizzazione della produzione di elettricità. È necessario garantire la partecipazione vincolante delle associazioni di produzione di energia elettrica, della gestione degli impianti di stoccaggio e del consumo finale sia nell'elaborazione che, in particolare, nell'adozione dei documenti pertinenti.

► Coinvolgimento sistematico del settore svizzero el solare nell'elaborazione e nelle decisioni relative agli standard di settore.

Le prescrizioni delle aziende elettriche e i processi di rete differiscono notevolmente tra i circa 620 gestori di rete in Svizzera. Ciò complica inutilmente il lavoro delle aziende di installazione (impianti fotovoltaici, pompe di calore, stazioni di ricarica, ecc.). È quindi necessaria una standardizzazione vincolante.

► Armonizzazione delle norme dei gestori di rete.