Nuova legge per l’elettricità dal 2025: grandi opportunità per il fotovoltaico

Il 9 giugno 2024, le elettrici e gli elettori svizzeri hanno approvato chiaramente la nuova legge sull'elettricità con una percentuale di voti pari al 68%: un chiaro segnale per l'accelerazione dell'espansione delle energie rinnovabili. Quando le modifiche legislative entreranno in vigore, le condizioni quadro miglioreranno notevolmente, in particolare per gli impianti fotovoltaici. Tuttavia, una sfida è rappresentata dal fatto che le ordinanze, ovvero le disposizioni di attuazione, non sono ancora state decise. Per l'entrata in vigore delle disposizioni sono previste le seguenti tempistiche (stato a luglio 2024, con riserva di decisione del Consiglio federale): modifiche della legge sull'energia (senza tariffe di ripresa) il 1° gennaio 2025, adozione delle ordinanze nel novembre 2024; modifiche della legge sull'approvvigionamento elettrico (nonché tariffe di ripresa) il 1° gennaio 2026, adozione delle ordinanze nel primo trimestre 2025; modifiche della legge sulla pianificazione del territorio il 1° luglio 2025.

Di seguito una panoramica dello stato attuale delle conoscenze sulle disposizioni che hanno un impatto rilevante sul fotovoltaico (PV):

Quando è possibile, è opportuno consumare l'energia solare dove viene prodotta, anche per evitare di sovraccaricare le reti elettriche. A questo proposito ci sono due importanti innovazioni: 

Novità: gli RCP virtuali (dal 2025)Con i raggruppamenti ai fini del consumo proprio (RCP) virtuali, per l'autoconsumo si autorizza anche l'uso delle linee di raccordo alla rete di distribuzione. Inoltre, i dati di misurazione di diversi contatori possono essere riassunti virtualmente. Ciò significa che l'autoconsumo condiviso può essere facilmente implementato - soprattutto negli edifici esistenti - senza sostituire i contatori elettrici esistenti e senza sostituire le connessioni alla rete. 

I Raggruppamenti ai fini del consumo proprio (RCP) sono uno degli strumenti promossi dalla Strategia energetica 2050 della Confederazione allo scopo di aumentare la quota di energia rinnovabile prodotta e consumata in Svizzera.

Attraverso un RCP, più inquilini o proprietari di un immobile o di edifici adiacenti possono riunirsi in un'unica comunità di consumo, alimentata con energia prodotta da un impianto fotovoltaico condiviso e fornita attraverso un unico punto allacciato all’azienda di distribuzione locale.

Un RCP può essere costituito da punti di fornitura contigui verticali all’interno di uno stabile e/o orizzontali all’interno di un quartiere), a condizione che la potenza di produzione dell’impianto condiviso sia pari ad almeno il 10% della potenza dell’allacciamento alla rete della comunit๠(superiore a 30kWp).

Un RCP con un consumo di energia elettrica superiore a 100 MWh/anno (circa 30 appartamenti) ha la possibilità di accedere al libero mercato dell’elettricità, come qualsiasi grande consumatore svizzero.

Nei confronti del gestore della rete di distribuzione il proprietario fondiario è l’unico partner contrattuale.

¹Ordinanza sull’energia (OEn), Art. 15, cpv. 1

Novità: le CEL (dal 2026)Grazie alla revisione della legge sull'approvvigionamento elettrico, i partecipanti alle comunità elettriche locali (CEL) possono ora utilizzare la rete elettrica pubblica a una tariffa ridotta per rifornirsi reciprocamente di elettricità autoprodotta da energie rinnovabili. I partecipanti ad una CEL devono essere situati nello stesso comune, nello stesso settore e livello di rete, e devono essere dotati di un contatore intelligente. Rimangono clienti del gestore della rete di distribuzione (GRD).

I vantaggi in breve: – Gli impianti più grandi migliorano la loro economicità grazie al maggiore autoconsumo. – Un maggior numero di famiglie e imprese può beneficiare dell'energia solare a basso costo. – Si facilita la partecipazione della popolazione ai progetti. 

Aspetti ancora da chiarire:  – Entità dello sconto sulla tassa di utilizzo della rete. Secondo la bozza di ordinanza, è pari al 30 % (o al 15 % se vengono utilizzati più livelli di rete). – Carico minimo allacciato all'impianto / agli impianti di produzione:   secondo la bozza di ordinanza, il livello minimo di produzione di energia elettrica fotovoltaica rispetto al carico allacciato è del 20%. 

La remunerazione pagata dal gestore della rete di distribuzione (GRD) per l'elettricità immessa in rete è denominata tariffa di acquisto (nota anche come "tariffa di ripresa"). Attualmente, il livello di questa tariffa varia notevolmente tra gli oltre 600 GRD presenti in Svizzera (vedi www.pvtarif.ch). 

Novità: tariffe di ripresa unitarie minime A partire dal 2026, la remunerazione dell'elettricità da fonti rinnovabili si baserà sul prezzo medio trimestrale di mercato al momento dell'immissione in rete. Inoltre, sono previste tariffe minime per gli impianti con una potenza fino a 150 kW, per proteggersi dai prezzi di mercato molto bassi. Queste tariffe minime si basano sull'ammortamento degli impianti di riferimento nel corso della loro vita utile. 

I vantaggi in breve:  – Condizioni quadro unitarie per tutti gli impianti fotovoltaici in Svizzera. – Protezione dalle forti fluttuazioni del mercato dell'elettricità. 

Aspetti ancora da chiarire: – Un GRD può trasferire ai propri clienti i costi aggiuntivi di una tariffa superiore al prezzo medio trimestrale di mercato? – Importo della remunerazione minima.

Per ogni chilowattora prelevato dalla rete elettrica deve essere pagata una tassa per l’uso della rete - il prezzo mediano attuale per le famiglie è di 12,71 ct./kWh. Finora, solo gli impianti di pompaggio-turbinaggio erano esentati da questa tariffa. 

Novità: rimborso delle tasse di rete per le batterie A partire dal 2025, verrà rimborsata la tassa di rete per l'elettricità che una batteria immette in rete. Nel caso dei sistemi di accumulo stazionari, verrà rimborsata solo la quantità precedentemente prelevata dalla rete. Per i sistemi di accumulo mobili (veicoli elettrici con ricarica bidirezionale), viene presa in considerazione l'intera quantità di energia. Si prevede che l'esenzione dal versamento della tassa di rete si applicherà già a partire dal 2025, mentre il rimborso per accumulatori con consumo proprio si applicherà solo a partire dal 2026.

I vantaggi in breve: – L'uso di sistemi di accumulo a batteria per ridurre il carico sulle reti elettriche diventa molto più interessante. – La ricarica bidirezionale dei veicoli elettrici può essere combinata in modo ideale con un impianto fotovoltaico. 

Aspetti ancora da chiarire: – Alcuni dettagli dell'attuazione delle nuove regole devono essere definiti dal settore elettrico e non sono ancora noti. – Impiego di batterie di accumulo all'interno di una CEL 

Per evitare colli di bottiglia nelle reti di distribuzione, è sempre più importante che i gestori delle reti di distribuzione siano in grado di utilizzare la flessibilità dei produttori e dei gestori di sistemi di accumulo. 

Novità: regole chiare sull'uso della flessibilità I gestori delle reti di distribuzione devono stipulare accordi con i proprietari disposti a garantire una certa flessibilità. Essa deve essere compensata non appena rappresenta più del 3% dell'energia prodotta annualmente dall'impianto. 

Gli impianti fotovoltaici di grandi dimensioni nelle zone rurali spesso non possono essere collegati alla rete elettrica perché i cavi di collegamento alla rete sono troppo deboli. I costi per il necessario potenziamento delle linee di allacciamento sono stati finora interamente a carico dei gestori degli impianti, il che può portare a costi proibitivi. 

Novità: rimunerazioni per il potenziamento delle linee di allacciamento Sono previsti contributi per il potenziamento delle linee di allacciamento riguardanti gli impianti di produzione con una potenza superiore a 50 kW. 

I vantaggi in breve:  Ne beneficeranno i grandi impianti con bassi costi di produzione e basso autoconsumo, ad esempio sui tetti agricoli o su infrastrutture di vario genere. 

Aspetti ancora da chiarire:  L’ammontare del contributo. Secondo la bozza di consultazione, è di 50 franchi svizzeri per kW di nuova capacità di produzione installata. 

Finora l'interesse dei gestori delle reti di distribuzione per i contratti di fornitura a lungo termine di energia solare è stato limitato. La situazione potrebbe cambiare a partire dal prossimo anno. 

Novità: percentuale minima di elettricità di origine indigena e rinnovabile Almeno il 20% dell'elettricità necessaria per la fornitura di base e almeno il 75% delle garanzie di origine nel prodotto elettrico standard dei gestori di rete devono provenire da fonti indigene (nazionali) e rinnovabili. 

I vantaggi in breve:La domanda di energia solare è destinata ad aumentare, perlomeno tra i gestori delle reti di distribuzione che non gestiscono grandi impianti idroelettrici. 

Già oggi esistono aste per la rimunerazione unica per impianti senza consumo proprio con una potenza pari o superiore a 150 kW. La novità è che tali impianti possono partecipare invece ad un'asta per un premio di mercato fluttuante.

I vantaggi in breve:Invece di un contributo unico all'investimento, è prevista una rimunerazione minima garantita per 20 anni per l'elettricità prodotta.

Gli impianti fotovoltaici in facciata stanno diventando sempre più popolari, ma rappresentano ancora meno di mezzo punto percentuale dei nuovi impianti fotovoltaici. I sistemi in facciata hanno il vantaggio di generare più del 40% della loro produzione nei mesi invernali.

Novità: maggiore incentivazione, autorizzazioni più semplici A partire dal 1° gennaio 2025, il bonus per gli impianti con un angolo di inclinazione di almeno 75 gradi sarà notevolmente aumentato. Per gli impianti integrati, passerà da 250 a 400 franchi per kW di potenza installata, e da 100 a 200 franchi per gli impianti annessi o isolati. In questo modo si incentiva la costruzione di impianti in facciata. A metà del 2025 entrerà in vigore anche la revisione della legge sulla pianificazione del territorio: In linea di principio, per i sistemi di facciata non sarà più necessaria una procedura di autorizzazione edilizia. Si applicherà invece la procedura di annuncio che si è già dimostrata efficace per gli impianti fotovoltaici sui tetti. 

I vantaggi in breve:  L'installazione di impianti solari in facciata diventerà economicamente più interessante e molto più semplice. 

Aspetti ancora da chiarire:  La procedura di consultazione sulla revisione dell'Ordinanza sulla pianificazione del territorio è ancora in corso. Pertanto, non si conosce ancora la struttura esatta della procedura di autorizzazione per gli impianti di facciata. 

In occasione del lancio della piattaforma web www.sonnendach.ch l'UFE ha stimato il potenziale di energia solare sfruttabile degli edifici svizzeri in circa 67 terawattora (TWh) all'anno (50 TWh sui tetti, 17 TWh sulle facciate). Un'analisi più approfondita condotta dalla ZHAW nel 2022 ha rivelato un potenziale sfruttabile di 54 TWh sui tetti. 

Un'analisi dei potenziali all'esterno degli edifici condotta da Meteotest (2019) per conto di Swissolar ha rivelato un potenziale aggiuntivo di 10,5 TWh sui parcheggi e sui terrapieni delle autostrade e di 16,4 TWh sulle aree alpine pre-esposte al di fuori delle zone di protezione.  

Il potenziale totale sfruttabile per la produzione annuale di elettricità solare in Svizzera è quindi di quasi 100 TWh. 

In Svizzera non è possibile costruire impianti fotovoltaici di grandi dimensioni come quelli tedeschi, che producono a meno di 5 centesimi di euro per chilowattora. Gli impianti fotovoltaici di grandi dimensioni su edifici in Svizzera producono a 6-8 centesimi, quelli su case monofamiliari a circa 15 ct./kWh. Inoltre, la rimunerazione del ritiro dei gestori della rete di distribuzione di solito non copre i costi di produzione dell'elettricità solare venduta. Pertanto, sono necessari ulteriori incentivi per gli investitori.  

La rimunerazione unica è un incentivo collaudato per gli impianti fotovoltaici con consumo proprio. Dal 2023, è stato integrato dalla rimunerazione unica elevata (fino a un massimo del 60% dei costi di investimento) per gli impianti senza consumo proprio, che viene erogato tramite un'asta a partire da una dimensione dell'impianto di 150 kW. Ciò rende finalmente interessante dal punto di vista economico la realizzazione di impianti su barriere antirumore, magazzini, tetti di stalle, tetti di parcheggi o bacini idrici. Inoltre, gli impianti alpini di grandi dimensioni possono essere sovvenzionati fino al 60% dei costi di investimento.  

Un impianto solare di nuova installazione in Svizzera provoca oggi 43 grammi di CO2 equivalente per chilowattora (CO 2eq/kWh), che è tre volte inferiore all'effetto serra del mix di consumo di elettricità in Svizzera. Il periodo di ammortamento energetico di un impianto solare in Svizzera è di circa 15 mesi. In questo lasso di tempo, l'energia richiesta per la produzione viene compensata dalla produzione dell'impianto (confronto a livello di energia primaria). Fonte: Treeze 2020, Factsheet sull'elettricità fotovoltaica. Con una durata di vita di circa 30 anni, un impianto fotovoltaico produce quindi circa 20 volte più energia di quella necessaria per la sua produzione.  

I 50 gigawatt (GW) di capacità fotovoltaica installata che proponiamo corrispondono a circa cinque volte l'attuale produzione di picco della rete elettrica svizzera. Anche se gli impianti fotovoltaici non raggiungeranno mai la loro produzione massima nello stesso momento, ci saranno eccedenze di produzione che potranno essere immagazzinate temporaneamente. Occorre distinguere tra diverse durate di stoccaggio:  

• per quanto riguarda lo stoccaggio stagionale, l'idrogeno viene prodotto attraverso l'elettrolisi. Questo può essere immagazzinato direttamente o dopo ulteriori fasi di conversione come metano o combustibile liquido. Si parla di "Power to X" e di gas o combustibili sintetici. Questi possono essere utilizzati in inverno, ad esempio, per far funzionare impianti di cogenerazione o per azionare veicoli pesanti come camion o macchine edili. Anche la gestione delle centrali idroelettriche a bacino (compreso l'innalzamento delle dighe e la costruzione di nuovi bacini) contribuisce in modo significativo allo stoccaggio stagionale. Mentre l'energia solare copre gran parte della domanda estiva, le riserve d'acqua nei bacini possono essere conservate.  

• Per quanto concerne l'accumulo giornaliero e settimanale, l'attenzione si concentra sull'accumulo di batterie fisse (preferibilmente come seconda vita delle auto elettriche), oltre all'autoconsumo ottimizzato di auto elettriche e pompe di calore. I maggiori benefici sono forniti da questi ultimi sotto forma di sistemi di accumulo di quartiere, che allo stesso tempo contribuiscono ad alleggerire il carico sulle reti elettriche. Grazie alla ricarica bidirezionale, le batterie delle auto elettriche acquisteranno rapidamente importanza. Anche le centrali di pompaggio possono essere utilizzate per sfruttare la produzione in eccesso (ad esempio a mezzogiorno).  

• In caso di mancanza di capacità di linea, l'ultima risorsa è la regolazione dinamica dei picchi di produzione fotovoltaica nel punto di connessione dell'abitazione. 

Gli impianti fotovoltaici erogano la loro potenza nominale solo per alcune ore all'anno. Soprattutto nelle aree rurali, adeguare le capacità delle linee a questo picco di produzione avrebbe conseguenze elevate in termini di costi. Occorre quindi intensificare gli sforzi per utilizzare l'elettricità in eccesso nel modo più decentralizzato possibile, sia per la ricarica delle batterie (nei veicoli elettrici o in soluzioni fisse) sia per la produzione di gas e combustibili sintetici (power-to-X).  

Ai fini della compensazione, dovrebbe essere possibile regolare i picchi di potenza al punto di connessione alla rete. Ciò significa che è possibile installare sulla rete esistente una quantità di energia fotovoltaica superiore a quella attuale se il consumo locale è troppo basso. L'attenzione si concentra sulla regolazione dinamica della potenza: in questo caso, il gestore dell'impianto stesso assicura che la potenza massima di immissione concordata nel punto di connessione alla rete non venga superata controllando i carichi. Le comunità energetiche locali hanno un controllo dinamico della potenza con l'inclusione di interi quartieri. Tuttavia, è anche ipotizzabile che in aree con scarsa capacità di rete, la potenza massima immessa nel punto di connessione alla rete (dove non vi è un controllo o una batteria corrispondente sull'inverter) sia fissata al 70% della potenza nominale. La perdita di produzione risultante è solo dell'1-3%, a seconda dell'orientamento dell'impianto, e non deve essere compensata. È importante notare che la flessibilità dipende dal produttore e deve essere compensata. Nonostante tutte queste misure, saranno ancora necessarie espansioni selettive della rete, soprattutto nel settore agricolo. È necessario predisporre le condizioni affinché ciò avvenga rapidamente.  

Gli accumulatori fissi a batteria possono contribuire in modo significativo all'uso efficiente delle reti esistenti, soprattutto se sono gestiti in modo da servire la rete e servire non solo singoli edifici, ma interi quartieri in punti adeguati della rete. Oggi i gestori di rete non hanno praticamente alcun incentivo a costruire accumulatori di quartiere o centrali elettriche a gas, poiché questi - a differenza dell'accumulo con pompaggio - non sono esenti dalla tariffa di utilizzo della rete. Tuttavia, i gestori di rete potrebbero già pagare ai proprietari privati di accumulatori a batteria un compenso per la gestione dei loro accumulatori in modo da renderli utili alla rete.  

L'elettrificazione del trasporto passeggeri sta progredendo rapidamente. Ciò significa che sono disponibili sempre più accumulatori a batteria mobili. Oggi sono per lo più monodirezionali, cioè possono utilizzare solo i picchi di produzione degli impianti solari. Presto, tuttavia, è probabile che la ricarica bidirezionale divenga lo standard, il che significa che questi accumulatori1 potranno anche contribuire in modo significativo a garantire l'approvvigionamento (bilanciamento giorno-notte). Tuttavia, è necessario disporre di un'infrastruttura di ricarica molto più ampia di quella attuale, in modo che questa capacità di accumulo decentralizzata possa essere utilizzata per sfruttare le eccedenze di produzione dell'energia solare.  

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1 Stima Swiss eMobility: 2 milioni di auto elettriche entro il 2035, il che corrisponde approssimativamente a una capacità di accumulo di 14,5 TWh, 22 GW 

1.      Fascia mattutina (6:00 - 10:00): In questa fascia, la domanda di energia aumenta e i prezzi tendono a salire. Variazione componente “Tariffa trasporto variabile” tra 10.83 e 15.83 cts/kWh.

2.      Fascia solare (10:00 - 17:00): Questa fascia tiene conto della produzione di energia da fonti solari e, solitamente, offre prezzi più competitivi grazie all’abbondante disponibilità di energia rinnovabile. Variazione componente “Tariffa trasporto variabile” tra 5.83 e 10.83 cts/kWh. 

3.       Fascia serale (17:00 - 22:00): Durante queste ore, i prezzi possono essere più elevati a causa dell’aumento della domanda di energia. Variazione componente “Tariffa trasporto variabile” tra 10.83 e 15.83 cts/kWh. Con l'accumulo questa tariffa si limita a 10.83 cts/kWh perché l'eccedenza della fascia solare 2 da un sostegno al picco di consumo che si crea dalle 17:00 sino alle 22:00.

4.      Fascia notturna (22:00 - 6:00): Durante queste ore, i prezzi sono generalmente più bassi, poiché la domanda di energia è minore. Variazione componente “Tariffa trasporto variabile” tra 5.83 e 10.83 cts/kWh.