L’Austria prepara un cambio di rotta negli incentivi alle rinnovabili: meno sostegno generalizzato ai piccoli impianti fotovoltaici e più risorse per batterie, sistemi intelligenti di gestione dell’energia e soluzioni capaci di rendere la produzione fotovoltaica più utile alla rete.
La riforma, annunciata dal ministero dell’Economia e dell’Energia e prevista dal 2027, risponde a un problema sempre più evidente nei sistemi elettrici con una forte penetrazione del FV. Un numero crescente di Paesi si sta accorgendo di come non basti aumentare la potenza installata, se una quota crescente della produzione si concentra nelle stesse ore e non può essere spostata verso i momenti in cui la domanda e i prezzi sono maggiori.
È lo stesso governo austriaco a presentare in questi termini la sua nuova “offensiva per gli accumuli”.
Dal 2027 meno sostegno al FV standard
La direzione era stata anticipata già in un comunicato del ministero del 10 luglio 2026, dal titolo emblematico “PV-Förderung muss raus aus der Gießkanne”, cioè, in sostanza, che gli incentivi al fotovoltaico devono uscire dalla logica “a pioggia”.
In quel documento si indicavano esplicitamente tre priorità per la nuova politica di sostegno: accumuli, utilità per il sistema e integrazione nel mercato. Il ministero motivava la revisione anche con il forte squilibrio tra richieste e risorse disponibili negli ultimi bandi.
Nel secondo bando 2026 con cui l’Austria assegna gli incentivi agli investimenti per fotovoltaico e accumuli previsti dalla legge EAG sulle rinnovabili, erano arrivate quasi 28.000 domande per circa 120 milioni di euro, contro 20 milioni effettivamente disponibili. Circa 3.000 richieste hanno potuto ottenere il contributo, mentre circa 25.000 sono rimaste escluse. Nel primo bando erano già state respinte circa 16.000 domande.
Dal 2027 il governo vuole inoltre superare il criterio first come, first served, che nelle ultime procedure aveva esaurito le risorse in pochi secondi, e consentire la presentazione delle richieste anche dopo installazione e fatturazione degli interventi.
Il nuovo schema non è ancora definito nei dettagli economici e il governo non ha indicato né il budget complessivo per il 2027 né i futuri livelli di incentivo per batterie ed Energy management systems (Ems).
Un confronto con il regime attuale aiuta però a capire la portata del cambiamento. Nel 2026 gli accumuli abbinati al fotovoltaico possono ricevere 150 €/kWh, mentre gli impianti FV fino a 10 kWp accedono a 150 €/kWp e quelli tra 10 e 20 kWp a 140 €/kWp. Per le taglie superiori si applicano procedure competitive con massimali decrescenti.
Il budget ordinario 2026 per gli incentivi agli investimenti fotovoltaici è pari a 60 milioni di euro.
La novità più rilevante è che dal 2027 il sostegno generalizzato ai piccoli impianti fotovoltaici standard dovrebbe essere ridimensionato, mentre una quota maggiore delle risorse dovrebbe concentrarsi su batterie ed Ems.
Potranno essere finanziati anche accumuli installati in retrofit su impianti FV già esistenti, purché integrati con sistemi intelligenti di gestione.
Dovrebbero invece continuare a ricevere sostegno le applicazioni FV considerate più innovative o complesse, come il fotovoltaico integrato negli edifici (Bipv), l’agrivoltaico, pensiline solari, floating e impianti sulle barriere antirumore.
Confermato anche il bonus “Made in Europe”, che nel regime attuale può aumentare del 10% la relativa componente dell’incentivo per moduli, inverter e batterie prodotti in Europa.
Fino a 8 GW di batterie economicamente utili al 2030
La scelta è sostenuta anche dai primi risultati di uno studio commissionato dal ministero. Secondo questa analisi, entro il 2030 potrebbero risultare economicamente utili al sistema fino a 8 GW di batterie orientate al mercato.
Non si tratta, almeno per ora, di un obiettivo vincolante del governo, ma di una stima della capacità di accumulo che potrebbe produrre benefici economici per il sistema elettrico austriaco.
Nel Paese risultano oggi installati oltre 3,2 GWh di batterie, in gran parte sistemi inferiori a 50 kWh, ai quali si aggiungono circa 6,2 GW di pompaggio idroelettrico. Secondo lo studio, l’espansione dello storage potrebbe ridurre nel 2030 i prezzi elettrici all’ingrosso fino a circa 2 euro per MWh, a seconda dello scenario considerato.
Il governo ha portato anche un esempio concreto dell’estate 2026. Il 15 agosto, a fronte di un consumo giornaliero di 120,1 GWh, il Paese ha generato 117,8 GWh di elettricità, di cui circa il 30% proveniente da impianti fotovoltaici. Il picco di produzione FV, pari a 4,3 GW, si è verificato a mezzogiorno, mentre il picco di carico di 6,1 GW in serata ha coinciso con una produzione solare praticamente nulla. Un andamento simile verificatosi in molti paesi Ue.
Lo scarto si è riflesso direttamente sui prezzi: tra le 10 e le 16 il valore medio all’ingrosso era stato di appena 14 €/MWh, contro circa 180 €/MWh nelle ore serali.
È questo il differenziale che Vienna vuole sfruttare con batterie e gestione intelligente dei consumi: assorbire elettricità quando è abbondante e meno costosa e renderla disponibile quando cresce la domanda.
Restano da definire il nuovo incentivo in euro per kWh a favore degli accumuli, l’eventuale sostegno agli Ems, i limiti dimensionali e i criteri con cui un sistema sarà considerato sufficientemente “intelligente” o utile alla rete.
La modifica alla legge sull’espansione delle energie rinnovabili è già in fase di coordinamento e sarà presentata per l’esame “il prima possibile”, afferma la segretaria di Stato per l’Energia Elisabeth Zehetner.
“I recenti bandi di gara – si spiega – dimostrano chiaramente la necessità di questa modifica. L’attuale logica di finanziamento sta raggiungendo i suoi limiti perché la domanda è elevata, le risorse sono limitate e i benefici per il sistema devono essere posti ancora più saldamente in primo piano. La nostra risposta è una politica di finanziamento che impara dal mercato e considera il sistema energetico nel suo complesso. Vogliamo espandere il fotovoltaico, ma in modo più intelligente e mirato, con una maggiore attenzione allo stoccaggio e all’integrazione nella rete”.
In Europa cresce l’obiettivo “flessibilità”
La scelta austriaca si inserisce in una tendenza più ampia. Con l’aumento delle quote di solare ed eolico, le politiche energetiche europee stanno spostando progressivamente l’attenzione dalla sola quantità di potenza rinnovabile alla capacità di utilizzarla nel momento e nel luogo in cui serve.
La riforma del mercato elettrico Ue del 2024 prevede che gli Stati membri valutino periodicamente le proprie esigenze di flessibilità e fissino obiettivi nazionali indicativi per la flessibilità non fossile, distinguendo il contributo di accumuli e gestione della domanda. Se gli investimenti di mercato risultano insufficienti, possono essere introdotti specifici regimi di sostegno.
Un segnale particolarmente vicino alla scelta austriaca arriva dalla Germania. Dopo il Solarspitzengesetz del 2025, che ha limitato la remunerazione dei nuovi impianti FV nelle ore con prezzi negativi e introdotto vincoli alle immissioni per favorire autoconsumo e accumulo, a fine luglio 2026 il governo ha approvato una nuova proposta di riforma dell’Eeg.
Il progetto punta a rendere l’espansione delle rinnovabili più orientata al mercato e alle esigenze del sistema. Tra le misure previste c’è la progressiva eliminazione del sostegno permanente per i nuovi piccoli impianti fotovoltaici sotto 25 kWp, che secondo il governo possono ormai risultare economicamente convenienti anche senza incentivi, soprattutto se associati a batterie.
Per i nuovi impianti su tetto è inoltre prevista una limitazione dell’immissione al 50% della potenza, anche con l’obiettivo dichiarato di favorire l’impiego degli accumuli, mentre una quota crescente degli impianti dovrebbe essere esposta direttamente ai segnali del mercato.
Nei Paesi Bassi, invece, dal 1° gennaio 2027 terminerà il sistema di net metering che consente alle famiglie di compensare su base annuale l’elettricità fotovoltaica immessa con quella prelevata in altri momenti. Tra le finalità della riforma c’è proprio quella di favorire un maggiore autoconsumo simultaneo e ridurre la pressione sulla rete.
A questa modifica si affianca Flex-e, programma pubblico rivolto alle imprese che operano nelle aree interessate da congestioni di rete. La misura finanzia analisi, studi di fattibilità e investimenti per rendere più flessibili i consumi elettrici; per gli interventi veri e propri il contributo può arrivare al 40% dei costi.
