Acquistare un impianto fotovoltaico esistente o costruirne uno nuovo? Il confronto per gli investitori 2026
Acquistare un impianto esistente o costruirne uno nuovo? Non è più possibile beneficiare contemporaneamente di un’elevata tariffa per l’energia prodotta da impianti esistenti e di una lunga durata residua. Il confronto per gli investitori 2026 con tabella del valore attuale, criteri di valutazione e le attuali aliquote della legge sulle energie rinnovabili (EEG).
La risposta breve
Chi nel 2026 vorrà acquistare un impianto fotovoltaico già esistente cercherà una combinazione tra un'elevata tariffa di incentivazione pregressa e una lunga durata residua. Questa combinazione non esiste più. Una tariffa di 35 centesimi indica un anno di costruzione 2009 o 2010 e quindi ancora da tre a quattro anni di incentivi. Una durata residua di otto anni indica un anno di costruzione 2014 e quindi una tariffa di circa undici centesimi. Il mercato non fornisce statistiche aggiornate sui prezzi: chi acquista deve fare i propri calcoli.
È meglio acquistare un impianto fotovoltaico già esistente o costruirne uno nuovo? La risposta dipende da due dati, noti con esattezza per ogni singolo impianto: la tariffa di riacquisto e la durata residua dell’incentivo. Le medie di mercato e le regole empiriche possono trarre in inganno. Questo articolo è rivolto agli investitori con un capitale proprio a partire da 100.000 euro e alle aziende che stanno valutando un impianto come investimento di capitale. Una nota a titolo informativo: Logic Energy progetta e realizza nuovi impianti. I metodi di calcolo e i punti di verifica riportati in questo articolo sono resi pubblici affinché possiate verificare autonomamente il risultato.
Chi acquista un impianto fotovoltaico già esistente — e perché
Gli acquirenti sono investitori istituzionali, family office e investitori privati con un patrimonio consistente. Essi cercano un flusso di cassa immediato, una remunerazione prevedibile e l’assenza di rischi legati alla costruzione. Il prezzo da pagare è una durata residua breve, un impianto con una vita utile compresa tra i dodici e i sedici anni e una garanzia che, nei confronti del costruttore, è ormai prescritta da tempo.
Tre concetti preliminari. Un impianto esistente è un impianto solare già in funzione che non viene costruito ex novo, ma rilevato dal precedente gestore. Il mercato secondario è il mercato su cui vengono negoziati tali impianti. La durata residua della EEG è il periodo rimanente della remunerazione garantita per legge; essa non ricomincia da capo in caso di cambio di proprietà.
Il parco tedesco comprende ormai circa 127 gigawatt distribuiti in oltre sei milioni di unità. La parte di esso che può essere presa in considerazione come oggetto di investimento risale prevalentemente agli anni del boom dal 2010 al 2014 — impianti che nell’agosto 2026 saranno in rete da dodici a sedici anni. Le transazioni avvengono tramite piattaforme specializzate, società di consulenza boutique nel settore M&A e fondi specializzati che consolidano portafogli vintage.
Una nota sulla classificazione di queste piattaforme: in alcune di esse, gli operatori del marketplace, gli sviluppatori di progetti, i trader per conto proprio e i gestori dei pagamenti appartengono allo stesso gruppo aziendale. Chi acquista su queste piattaforme dovrebbe sapere a chi è attribuibile la valutazione.
Un mercato senza cartellini dei prezzi
Per il mercato secondario tedesco del fotovoltaico non esistono statistiche aggiornate sui prezzi accessibili al pubblico. L’ultima indagine disponibile risale al 2020, oggi non è più consultabile e già all’epoca il suo autore aveva annunciato che i dati sarebbero stati ritirati. Chi si affaccia su questo mercato acquista senza alcuna trasparenza sui prezzi.
Questa lacuna è riscontrabile in tre ambiti. L’Agenzia federale delle reti registra le messe in servizio e le disattivazioni, ma non i passaggi di proprietà. Il monitoraggio dei prezzi dell’Associazione federale dell’industria solare copre esclusivamente i nuovi impianti fino a 100 kilowatt di picco. E la panoramica di tutti gli indici dei prezzi fotovoltaici tedeschi pubblicata sulla rivista specializzata pv magazine riporta un indice dei prezzi dei moduli, un PPA-Tracker e il valore di mercato del solare — ma non un indice relativo alle transazioni relative agli impianti.
La cifra spesso citata di 2.099 euro per kilowatt-picco deriva da un’indagine condotta dalla piattaforma stessa su 482 transazioni avvenute tra gennaio 2014 e luglio 2020. Nell’utilizzarla, è importante tenere presenti tre aspetti. In primo luogo, si tratta di una media aritmetica relativa agli anni dal 2014 al 2019, non di un’istantanea. In secondo luogo, la stessa indagine ha rilevato per il solo 2019 un valore di soli 1.569 euro — il 25% in meno rispetto alla media dei sei anni. In terzo luogo, l’autore ha espressamente previsto un punto di svolta, a partire dal quale gli impianti esistenti raggiungeranno per la prima volta prezzi inferiori rispetto ai nuovi impianti chiavi in mano.
Per un investitore ne consegue che: la media di mercato non ha alcun valore come punto di riferimento. Ciò che conta è il valore attuale dell'investimento specifico.
Il rapporto: tasso di remunerazione rispetto alla durata residua
Nel caso di un impianto esistente, il prezzo di acquisto corrisponde quasi interamente al valore attuale dei pagamenti EEG residui. Oggi, un’elevata tariffa storica e una lunga durata residua si escludono a vicenda: proprio per questo motivo i prezzi degli anni dal 2014 al 2019 non sono più raggiungibili. La tabella seguente fornisce il parametro di riferimento con cui è possibile verificare ogni offerta in pochi minuti.
La legge EEG garantisce la retribuzione per 20 anni a partire dalla messa in funzione. Per gli impianti il cui valore di riferimento è stabilito per legge — ovvero l’intero parco impianti realizzato dal 2010 al 2014 — il periodo si estende fino al 31 dicembre del ventesimo anno. Per gli impianti con valore determinato tramite gara d’appalto, il termine decorre con precisione al giorno. Alla data di riferimento di agosto 2026, beneficeranno quindi della tariffa gli impianti realizzati fino al 2005 compreso; un impianto del 2009 continuerà a ricevere la tariffa fino alla fine del 2029.
Quanto vale il finanziamento rimanente
La tabella seguente mostra il valore attuale dei pagamenti EEG residui in euro per kilowatt-picco. Ipotesi: impianto su tetto con 900 chilowattora per kilowatt-picco all’anno, costi di esercizio pari a 21,5 euro per kilowatt-picco all’anno, tasso di sconto nominale del 5,3%.
| Tasso di remunerazione | 4 anni rimanenti | 6 anni rimanenti | 8 anni rimanenti |
|---|---|---|---|
| 35,5 ct/kWh | 1.049 € | 1.498 € | 1.902 € |
| 30 ct/kWh | 875 € | 1.249 € | 1.587 € |
| 25 centesimi/kWh | 717 € | 1.023 € | 1.300 € |
| 20 ct/kWh | 558 € | 797 € | 1.012 € |
| 15 ct/kWh | 400 € | 571 € | 725 € |
| Calcolo proprio. Tasso di sconto e costi di esercizio secondo il Fraunhofer ISE, costi di produzione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili, luglio 2024. Valori arrotondati, senza tenere conto del degrado. | |||
La tabella va letta in diagonale, non per colonne. Un tasso di 35 centesimi corrisponde a una messa in servizio nel 2009 o nel 2010 — ovvero alla colonna con quattro anni di durata residua. Otto anni di durata residua corrispondono a una messa in servizio nel 2014 e quindi a un tasso di circa undici centesimi. I valori elevati in alto a destra sono matematicamente plausibili, ma non si riscontrano sul mercato.
Per gli impianti a terra, i costi di esercizio, pari a 13,3 euro per kilowatt-picco all’anno, sono inferiori, mentre i valori attuali netti risultano di conseguenza leggermente più elevati.
Proprio questa situazione si è verificata tra il 2014 e il 2019: gli impianti realizzati negli anni in cui erano in vigore le tariffe più elevate avevano allora ancora una durata residua compresa tra i 14 e i 18 anni. Per questo motivo era possibile ottenere 2.099 euro per kilowatt-picco. Questa sovrapposizione è ormai terminata — in modo definitivo, non ciclico.
Due dati tratti dalle comunicazioni obbligatorie di un operatore quotato in borsa evidenziano l’entità del divario tra la tariffa precedente e quella nuova: un impianto esistente con 354,9 euro per megawattora a fronte di un parco solare entrato in funzione nel 2026 con 87 euro. L’elevata tariffa pregressa indica un anno di entrata in esercizio precoce — e quindi una durata residua corrispondentemente breve.
Ciò che rimane dopo il finanziamento
Poco. Nel 2025 il valore di mercato annuo dell’energia solare era pari a 4,508 centesimi per chilowattora. Da questo importo va detratta la quota relativa agli impianti non più sovvenzionati, che nel 2025 era pari a 0,715 centesimi: il saldo netto era di 3,79 centesimi, al lordo dei costi di esercizio pari a poco più di due centesimi. Per il 2026, l’importo deducibile è stato ridotto a 0,228 centesimi. La ragione di questo livello basso è l’effetto di cannibalizzazione: il tasso di captazione dell’energia solare è sceso dal 58,2% nel 2024 al 50,5% nel 2025.
Ai fini della valutazione, ciò significa che, sulla base del valore attuale del 2025, il valore reddituale attualizzato dei dieci anni successivi alla scadenza degli incentivi è compreso tra soli 65 e 80 euro per kilowatt-picco. Nel caso di un impianto con un'elevata tariffa di incentivazione pregressa, ciò corrisponde a una percentuale minima del prezzo di acquisto. Chi valuta un impianto esistente con l'argomentazione “dopo continuerà comunque a funzionare” dovrebbe essere consapevole di questa grandezza d'ordine.
Una volta terminati gli incentivi, i ricavi dipenderanno interamente dal prezzo di mercato dell’energia elettrica. Nella commercializzazione diretta ciò significa: ricavi al valore di mercato, al netto dei costi di commercializzazione. L’impianto rimane comunque un bene materiale, ma la sua redditività diminuisce notevolmente con la fine degli incentivi. La guida sugli impianti dopo la fine degli incentivi EEG approfondisce la situazione del mercato al termine degli incentivi.
Cosa riceverà effettivamente un nuovo impianto nel 2026
Per i nuovi impianti si applicano tre regimi distinti: tariffa di immissione in rete fino a 100 kilowatt, premio di mercato variabile fino a 1.000 kilowatt e gara d’appalto per potenze superiori. Non esiste una tariffa fissa forfettaria per gli impianti con potenza inferiore a un megawatt. Chi confronta le offerte deve sapere a quale segmento appartiene il proprio impianto.
È possibile usufruire della tariffa di immissione in rete fino a 100 kilowatt. Oltre tale soglia e fino a 1.000 kilowatt si applica il premio di mercato variabile nella commercializzazione diretta, il cui importo deriva dal valore di riferimento. Oltre i 1.000 kilowatt, la decisione spetta alla gara d’appalto. Tutte le aliquote per classe di potenza sono riportate nella panoramica sulla remunerazione EEG 2026.
| Tipo di impianto | Potenza fino a | Alimentazione parziale | Immissione totale |
|---|---|---|---|
| Edifici e barriere antirumore | 10 kW | 8,10 ct/kWh | 12,62 ct/kWh |
| Edifici e barriere antirumore | 40 kW | 7,06 ct/kWh | 10,64 ct/kWh |
| Edifici e barriere antirumore | 100 kW | 5,84 ct/kWh | 10,64 ct/kWh |
| Edifici e barriere antirumore | 400 kW | 5,84 ct/kWh | 8,85 ct/kWh |
| Edifici e barriere antirumore | 1.000 kW | 5,84 ct/kWh | 7,63 ct/kWh |
| Altri impianti, in particolare quelli a terra | 1.000 kW | 6,59 ct/kWh | 6,59 ct/kWh |
| Agenzia federale delle reti: valori da applicare ai sensi dell’articolo 20 della legge sulle energie rinnovabili (EEG) per la messa in servizio dal 1° agosto 2026 al 31 gennaio 2027. Secondo le previsioni, l’1% in meno rispetto al periodo precedente; prossima fase di riduzione a partire dal 1° febbraio 2027. | |||
Una nota sulla lettura della tabella: la tabella riporta i valori da applicare. Chi, nella fascia fino a 100 kilowatt, opta per la tariffa di immissione in rete, ottiene tariffe leggermente inferiori derivate da essa — per gli impianti su tetto fino a 10 kilowatt, attualmente 7,70 centesimi in caso di immissione parziale e 12,22 centesimi in caso di immissione totale.
Al di sopra di un megawatt, la decisione spetta alla gara d’appalto. La data di presentazione delle offerte, fissata al 1° marzo 2026, ha registrato un volume di offerte pari a 4.622.487 kilowatt e un tasso di copertura del 201%, con un totale di 268 aggiudicazioni per 2.299.280 kilowatt, a un prezzo ponderato di 4,94 centesimi, con una forbice compresa tra 3,99 e 5,10 centesimi.
L'asta successiva, tenutasi il 1° luglio 2026, ha registrato un tasso di copertura nettamente inferiore: 401 offerte per 3.169.977 kilowatt a fronte di un volume di gara pari a 2.134.567 kilowatt, corrispondente al 148,5%. Sono state aggiudicate 261 offerte per 2.134.657 kilowatt a un prezzo ponderato in base alla quantità di 4,79 centesimi, con una forbice compresa tra 4,38 e 4,97 centesimi, a fronte di un valore massimo consentito di 5,90 centesimi. La pressione concorrenziale si è quindi attenuata, ma il livello dei prezzi ha comunque continuato a scendere. Per le gare d’appalto relative agli impianti su tetto, l’Agenzia federale delle reti ha abbassato il valore massimo per il 2026 a 10,00 centesimi.
Perché il periodo del 2026 è importante — e quali sono gli aspetti fondamentali
L'autorizzazione della Commissione europea relativa alla legge EEG ai sensi della normativa sugli aiuti di Stato (decisione del 21 dicembre 2022, caso SA.102084) ha validità limitata al 31 dicembre 2026. È proprio questa la vera ragione del cambiamento — e non, come spesso viene sintetizzato in modo riduttivo, l'obbligo europeo di stipulare contratti bilaterali di differenziale.
In questo contesto, la messa in funzione non è sempre il fattore determinante. Per gli impianti soggetti a gara d’appalto — ovvero gli impianti fotovoltaici a terra con potenza superiore a un megawatt — il diritto agli incentivi sorge con l’aggiudicazione dell’appalto. Solo nel caso degli impianti esenti da gara d’appalto il diritto al contributo è legato alla messa in funzione. Per un progetto nel primo segmento solare è quindi fondamentale che venga aggiudicato un appalto valido entro il 2026 — non che l’impianto sia collegato alla rete entro Capodanno. Chi trascura questa distinzione, pianifica sulla base di una data errata.
Per contestualizzare la normativa europea: l’articolo 19 quinquies del regolamento (UE) 2019/943, nella versione modificata dal regolamento (UE) 2024/1747, prevede che i sistemi di sostegno diretto ai prezzi per gli investimenti in nuovi impianti assumano la forma di contratti bilaterali a differenza. L’obbligo si applica ai contratti stipulati a partire dal 17 luglio 2027 e riguarda l’energia eolica, solare, geotermica, idroelettrica senza accumulo e nucleare. Gli Stati membri possono escludere gli impianti di piccole dimensioni e i progetti dimostrativi.
Il disegno di legge del governo sulla riforma della legge sulle energie rinnovabili (EEG), approvato dal Consiglio dei ministri il 29 luglio 2026, prevede per i nuovi impianti l’abolizione della tariffa fissa di immissione in rete, l’obbligo di commercializzazione diretta e un limite all’immissione in rete. Secondo quanto comunicato dal Ministero federale dell’Economia, la nuova normativa si applica «esclusivamente agli impianti di nuova realizzazione che, a partire dal 2027, partecipano a gare d’appalto o vengono messi in esercizio senza gare d’appalto»; gli impianti esistenti mantengono l’incentivo garantito per l’intera durata del contratto. Il progetto non è ancora stato approvato: alla chiusura di questa edizione non è disponibile né un documento del Bundesrat né del Bundestag, e non è stata fissata alcuna data per la prima lettura.
Acquistare un parco solare: esistente o di nuova costruzione?
Chi desidera acquistare un parco solare trova sul mercato secondario soprattutto impianti con una durata residua breve, mentre un nuovo impianto garantisce vent’anni di ricavi. La differenza fondamentale, tuttavia, sta spesso altrove: nell’allacciamento alla rete, nel contratto di locazione e nella questione se il repowering sia effettivamente consentito.
Chi desidera acquistare un parco solare si trova di fronte allo stesso calcolo che si applica per un impianto sul tetto, ma con alcuni aspetti diversi. Nel caso di un parco esistente risalente al 2012, la base di ricavi garantita rimane valida per altri sei anni, dopodiché inizia la commercializzazione diretta al valore di mercato annuale. Per un nuovo impianto, il periodo è di venti anni. Gli impianti a terra di queste dimensioni superano quasi sempre un megawatt e rientrano quindi nel segmento delle gare d’appalto.
Sul mercato secondario, i parchi solari vengono venduti prevalentemente come impianti completi, più raramente come quote. In caso di acquisto dell’impianto completo, viene trasferita la proprietà dei beni economici, mentre in caso di acquisto di quote viene trasferita solo la partecipazione nella società di gestione. Ciò incide in modo significativo sul trattamento fiscale.
In secondo luogo, la superficie. La durata residua del contratto di affitto determina se, al termine degli incentivi, sia possibile proseguire l’attività — spesso in combinazione con obblighi di smantellamento e garanzie che l’acquirente si assume. Occorre verificare la forma scritta, l’esistenza di un diritto contrattuale di subentro, la garanzia reale iscritta nel registro fondiario e la resistenza all’insolvenza. Ai sensi dell’articolo 544 del Codice civile tedesco (BGB), una clausola contrattuale di esclusione della risoluzione ha efficacia per un massimo di 30 anni a decorrere dalla data di cessione.
In terzo luogo, l’allacciamento alla rete. Esiste già nei parchi eolici esistenti e, nei progetti di repowering, può rappresentare il vero valore aggiunto. Quanto sia diventata scarsa questa risorsa nella rete tedesca lo dimostra un caso verificatosi nell’area di un gestore di rete di distribuzione della Germania meridionale: sette progetti, per una potenza complessiva di 126 megawatt, si dividono un allacciamento da 80 megawatt.
Per gli impianti su tetto vale una logica a sé stante. In questo caso, la superficie disponibile del tetto determina la potenza potenziale, mentre lo stato della copertura del tetto determina la durata residua dell’intero impianto. Un’azienda che rileva un impianto esistente sul proprio edificio aziendale si assume di fatto due rischi: quello relativo all’impianto e quello relativo al tetto sottostante.
Per il repowering vige una particolarità che influisce notevolmente sul valore di un impianto esistente: nel caso degli impianti a terra, a seguito di un allentamento delle norme avvenuto nell’autunno del 2022, è possibile sostituire i moduli per aumentarne l’efficienza senza che venga meno il diritto alla tariffa di riacquisto. Per gli impianti su tetto, la tariffa precedente viene mantenuta solo se la sostituzione è resa necessaria da un difetto tecnico, un danneggiamento o un furto — e solo fino alla potenza originariamente installata.
Cosa deve emergere dalla due diligence tecnica
Gli impianti realizzati tra il 2010 e il 2014 presentano dei rischi che l’analisi dei dati di produzione non mette in evidenza. Il più grave di questi è il guasto all’isolamento causato da pellicole posteriori danneggiate: tale guasto non genera alcun segnale nei dati di produzione fino al guasto dell’inverter ed è invisibile dall’esterno.
Pellicole sul retro: un problema di sicurezza, non un problema di rendimento
Intorno al 2010 sono state introdotte sul mercato le pellicole posteriori a base di PVDF e poliammide — proprio i materiali che oggi attirano l’attenzione. Uno studio condotto dal Fraunhofer ISE su 279 moduli provenienti da 26 centrali elettriche fornisce dati attendibili:
- 46 dei 279 moduli non hanno superato la prova di isolamento a umido.
- In oltre l'80% dei moduli con determinate strutture a strati, gli strati interni erano gravemente danneggiati — cosa invisibile dall'esterno. Un'ispezione visiva non permette di rilevarlo.
- In 6 delle 26 centrali elettriche sono stati segnalati casi di spegnimento degli inverter a causa di difetti di isolamento.
- In 11 dei 26 progetti, sotto lo stesso nome di prodotto erano presenti pellicole posteriori diverse. La consultazione delle schede tecniche non sostituisce la misurazione.
In un impianto tedesco costruito nel 2012, la resistenza di isolamento di una parte degli inverter è diminuita improvvisamente e in modo drastico dopo sei anni — non si è trattato di un processo graduale, ma di un calo repentino. La raccomandazione tecnica internazionale è chiara: i moduli che non superano il test di isolamento o di corrente di dispersione a umido devono essere sostituiti. Per gli impianti realizzati tra il 2010 e il 2014, ciò comporta di fatto un repowering parziale, data la mancanza di modelli di ricambio disponibili.
Degradazione indotta dal potenziale
Il PID occupa il primo posto nella classificazione internazionale dei guasti in base all’impatto sulle prestazioni. La prova più evidente del rischio legato all’anno di produzione, tuttavia, non è un valore di misura, bensì una lacuna normativa: la specifica tecnica per il test PID è stata pubblicata solo nel 2015. I moduli prodotti tra il 2010 e il 2013 non sono mai stati sottoposti al test PID al momento della loro certificazione; la norma generale sui moduli non prevede infatti tale test.
I dati sul campo lo confermano: i primi casi documentati risalgono all’anno di costruzione 2008, mentre a partire dall’anno di costruzione 2016 non compaiono più nella raccolta internazionale. Il periodo compreso tra il 2010 e il 2014 è al centro di questa finestra temporale. Per quanto riguarda la reversibilità: il PID può essere parzialmente eliminato mediante calore o inversione di tensione, ma rimane un danno residuo.
Ciò che le liste dei cinque tendono a trascurare
Tre rischi, raramente menzionati negli elenchi standard, sono rilevanti per questa annata:
I diodi di bypass e le scatole di derivazione si collocano, in termini di efficacia prestazionale, subito dopo il PID. Anche in questo caso si riscontra una lacuna normativa: al momento della certificazione di questi moduli non esisteva alcun test specifico per i diodi. Un diodo in condizioni di carico nullo rimane invisibile se non viene oscurato.
Secondo un’analisi condotta da un assicuratore del settore industriale, i connettori e il cablaggio in corrente continua sono la causa più frequente di incendi negli impianti fotovoltaici. Nel 2014 la norma di riferimento era ancora in fase di bozza; l’accoppiamento incrociato di prodotti visivamente identici era una pratica comune nei cantieri.
Il trasformatore e la sottostazione di media tensione sono le voci più sottovalutate negli impianti a terra e su tetti di grandi dimensioni. In un'analisi di affidabilità condotta su un arco di 20 anni, la perdita di rendimento causata dal trasformatore era quasi pari a quella dell'inverter.
Degradazione, inverter e metodi di prova
La perdita di potenza compresa tra il 15 e il 25 per cento dopo 20 anni di cui si parla non rappresenta un valore atteso, bensì lo scenario peggiore. Una stima realistica è compresa tra l’8 e il 12 per cento. Per quanto riguarda l’inverter, il problema non è l’apparecchio in sé, bensì l’omologazione dell’apparecchio sostitutivo — e nessun singolo metodo di collaudo è in grado di individuare tutti i danni rilevanti.
Il dato più citato a livello internazionale indica una mediana dello 0,5% all’anno — circa il 9,5% su un periodo di 20 anni. Il Fraunhofer ISE, misurando 44 impianti su tetto tedeschi sottoposti a controlli di qualità, rileva addirittura solo lo 0,15% all’anno e definisce l’ipotesi dello 0,5% «molto prudente». Valori realistici si attestano tra l’8 e il 12% dopo 20 anni — inclusa una perdita una tantum indotta dalla luce compresa tra l’1 e il 2% all’inizio del funzionamento. Si registrano valori più elevati quando si aggiunge un meccanismo di guasto.
Il vero messaggio è la dispersione. Un esperimento a lungo termine condotto su un impianto entrato in funzione nel 1982 mostra che, dopo 35 anni, circa il 60% dei moduli mantiene ancora oltre l’80% della potenza iniziale — il parco impianti si divide però in due gruppi, e il fattore determinante è il materiale di incapsulamento. Il tasso di invecchiamento non è una caratteristica della tecnologia, bensì della specifica composizione dei componenti.
Per quanto riguarda l’inverter, nei modelli finanziari del settore si prevede una sostituzione poco dopo il decimo anno di funzionamento; nella letteratura specialistica non esiste un valore medio misurato relativo alla durata di vita. L’aspetto più rilevante dal punto di vista pratico è che, ai fini della tariffazione, la sostituzione non pone problemi, poiché gli inverter non sono considerati componenti dell’impianto ai sensi della legge tedesca sulle energie rinnovabili (EEG). Dal punto di vista della normativa sull’allacciamento alla rete, tuttavia, può comportare l’obbligo di certificazione: la sostituzione completa in un impianto a media tensione è infatti considerata una modifica sostanziale. Secondo un sondaggio di settore, un certificato dell’impianto costa da 5.000 a 15.000 euro e richiede da sei a dodici mesi. Poiché molti produttori degli anni di costruzione dal 2010 al 2012 non esistono più, la sostituzione è tecnicamente possibile, ma rischiosa in termini di tempistiche.
Nessuna procedura di collaudo è sufficiente da sola. L’elettroluminescenza rende visibili le microfessure, ma non fornisce indicazioni sulle prestazioni. La termografia individua i punti caldi, ma non i difetti di isolamento. Una misurazione della curva caratteristica a livello di array fornisce solo il valore medio. Il danno al backsheet viene individuato esclusivamente tramite la misurazione dell’isolamento.
Due osservazioni relative al contratto di compravendita: non è possibile effettuare una verifica completa degli impianti di grandi dimensioni e le procedure di campionamento non sono armonizzate a livello internazionale — l’ambito della verifica deve essere specificato nel contratto, non nella perizia. Inoltre, la conversione alle condizioni di prova standard spesso non è conforme alla norma pertinente nel caso degli strumenti di misura commerciali.
Gli aspetti giuridici da verificare al momento dell'acquisto di un impianto
Tre aspetti giuridici incidono sul rischio legato all'acquisto di un parco macchine in misura maggiore rispetto alle condizioni tecniche: la cronologia delle segnalazioni nel registro dei dati anagrafici di mercato, lo stato di prescrizione della garanzia e la questione se si acquistino quote o beni economici. Tutti e tre questi aspetti possono essere chiariti prima della negoziazione del prezzo — e tutti e tre possono modificare in modo significativo il valore dell'impianto.
La cronologia delle comunicazioni rappresenta il punto più delicato. Con sentenza del 5 luglio 2017 (numero di registro VIII ZR 147/16), la Corte federale di cassazione ha stabilito che il gestore di rete può richiedere la restituzione della tariffa di immissione in rete versata qualora non sia stata effettuata la comunicazione all’Agenzia federale delle reti — e che non sussiste alcun obbligo di informazione a suo carico. L’acquirente si assume tale rischio per i periodi di remunerazione passati. Anche il cambio di gestore è soggetto all’obbligo di notifica.
La garanzia nei confronti dell’installatore è generalmente prescritta. A seconda della classificazione dell’impianto, il termine di prescrizione è di cinque o due anni; nel caso di un impianto con un’anzianità di funzionamento compresa tra i dodici e i sedici anni, entrambi i termini sono scaduti. Un’eccezione si applica in caso di occultamento doloso di un difetto. Ciò che rimane, quindi, sono le garanzie del produttore — il cui valore dipende dalla solvibilità del produttore stesso — e l’elenco dei produttori di moduli e inverter scomparsi in quel periodo è lungo.
La scelta tra “asset deal” e “share deal” determina l’intero trattamento fiscale. Ne parleremo nel prossimo paragrafo.
Leva fiscale: la differenza non sta nella novità
L’idea diffusa secondo cui la detrazione per investimenti e l’ammortamento decrescente si applichino solo ai nuovi beni strumentali è errata: entrambe le norme non prevedono alcun requisito di novità per i beni mobili. Ciò che limita effettivamente l’effetto fiscale nell’acquisto di beni esistenti sono la struttura della transazione, la durata di vita residua ridotta e la ripartizione del prezzo di acquisto.
Il pacchetto fiscale si compone di quattro elementi: la detrazione sugli investimenti — in breve IAB — del 50% ai sensi del § 7g, comma 1, dell’EStG, l’ammortamento straordinario del 40% ai sensi del § 7g, comma 5, dell’EStG, l’ammortamento decrescente ai sensi del § 7, comma 2, dell’EStG e l’ammortamento lineare per tutta la durata di utilizzo. Per un investimento nel settore fotovoltaico, l’IAB è l’elemento con il maggiore effetto leva, poiché entra in vigore già prima dell’acquisto. L’ammortamento decrescente si applica ai beni mobili acquistati dopo il 30 giugno 2025 e prima del 1° gennaio 2028; ammonta al massimo al triplo dell’aliquota lineare e al massimo al 30%.
La detrazione per investimenti si applica ai beni mobili ammortizzabili che fanno parte del patrimonio fisso. Il testo di legge non richiede che siano nuovi: il requisito di novità previsto dalla normativa precedente è stato abolito con la revisione del 2008. L’ammortamento decrescente si basa esclusivamente sulla data di acquisto.
Occorre tenere presente un requisito: l’impianto deve essere un bene mobile facente parte del patrimonio fisso. Gli impianti su tetto soddisfano tale requisito in quanto attrezzature operative. Nel caso degli impianti integrati nel tetto, spesso si sostiene il contrario — ma ciò vale solo ai fini del diritto di valutazione. Ai fini dell’imposta sul reddito, l’amministrazione finanziaria li tratta, su decisione dei responsabili dei dipartimenti fiscali federali e regionali, alla stregua degli impianti installati sul tetto: come beni mobili autonomi, ammortizzabili in 20 anni. Solo la struttura del tetto fa parte dell’edificio. La detrazione per investimenti, l’ammortamento speciale e l’ammortamento decrescente sono quindi possibili anche in questo caso.
È inoltre richiesto un utilizzo aziendale pari ad almeno il 90% nell'anno di acquisto e in quello successivo.
Cosa limita realmente la leva finanziaria nell'acquisto di azioni
| fattore | Effetto |
|---|---|
| Share deal anziché asset deal | Con l’acquisto della società di gestione non sorgono costi di acquisto a livello del bene economico. La base imponibile si azzerata completamente, mentre la base di ammortamento rimane quella del venditore. |
| Durata di vita utile residua ridotta | L'ammortamento decrescente è pari al triplo dell'aliquota lineare, con un limite massimo del 30%. In caso di breve vita utile residua, si applica tale limite massimo e il vantaggio rispetto all'ammortamento lineare si riduce. |
| Ripartizione del prezzo di acquisto | Il prezzo di acquisto deve essere ripartito tra impianto, allacciamento alla rete, autorizzazioni e diritti fondiari. Solo la quota relativa al bene mobile è soggetta a leva finanziaria. |
Il 77,5% ben compreso
In caso di nuovo investimento, è possibile combinare i moduli in modo da ottenere un ammortamento fino al 77,5%. Due precisazioni sono fondamentali:
Si tratta di un valore biennale, non di un effetto relativo al primo anno. La detrazione per investimenti matura nell’anno precedente all’acquisto; nell’anno stesso dell’investimento, la percentuale è del 27,5%. Inoltre, tale valore si applica solo in caso di acquisto a gennaio, poiché l’ammortamento decrescente viene calcolato con precisione mensile, mentre l’ammortamento straordinario no. In caso di messa in funzione a ottobre, il valore biennale scende a circa il 71,9%.
Nel modello di calcolo, per un impianto da 100.000 euro e un’aliquota marginale del 42%, ne risulta una riduzione dell’utile di 77.500 euro e un risparmio fiscale di 32.550 euro nell’arco di due anni. Il vantaggio consiste in un effetto sulla liquidità e sugli interessi, non in un risparmio permanente. Il calcolo completo è riportato nella guida alla struttura fiscale degli impianti fotovoltaici.
Due insidie che spesso vengono trascurate. In primo luogo, per i piccoli impianti installati negli edifici si applica l’esenzione fiscale ai sensi del § 3, numero 72, dell’EStG (Legge sull’imposta sul reddito) — in tal caso non è prevista la deduzione delle spese operative. Per gli impianti acquistati o messi in funzione dopo il 31 dicembre 2024, si applica un limite di 30 kilowatt di picco per unità abitativa o commerciale e un massimo complessivo di 100 kilowatt di picco per contribuente. Per il tipico impianto di un investitore ciò non ha rilevanza: l’esenzione si applica solo agli impianti situati su, accanto o all’interno di edifici — gli impianti a terra non rientrano mai in questa categoria, indipendentemente dalle loro dimensioni, e comunque non si applica per potenze superiori a 100 kilowatt-picco. In secondo luogo, una deduzione per investimenti a cui non segue alcun investimento viene annullata retroattivamente nell’anno di deduzione — con interessi di mora da versare per diversi anni.
Il calcolo teorico presuppone un utilizzo a fini commerciali, la deduzione nell’esercizio fiscale corretto e il rispetto dei limiti di utilizzo e di utile previsti dal § 7g dell’EStG. Il vostro commercialista potrà chiarire se e in quale misura tali strumenti siano applicabili al vostro caso specifico: l’effetto dipende dalla struttura dell’operazione e dall’aliquota fiscale individuale.
Italia: FER X al posto della tariffa attuale
Nel giugno 2026 l’Italia ha adottato il sistema di incentivi FER X Definitivo. Per gli investitori sono importanti due date: il portale per la prequalificazione aprirà il 25 agosto 2026, mentre le domande per la prima procedura di gara potranno essere presentate fino al 30 settembre 2026. Per gli impianti con potenza superiore a un megawatt, il termine scade prima di quanto spesso si pensi.
Il contingente complessivo ammonta a 37,15 gigawatt. Esso si suddivide in 10 gigawatt di accesso diretto per impianti fino a un megawatt — senza restrizioni tecnologiche — e 27,15 gigawatt destinati a procedure competitive al di sopra di tale soglia. Del fondo destinato alle procedure competitive, 10 gigawatt sono riservati al fotovoltaico.
La data più importante non figura nella pagina di riepilogo. La procedura è prevista, in linea di principio, fino alla fine del 2030. Per gli impianti con potenza superiore a un megawatt, tuttavia, la decisione dell’UE in materia di aiuti di Stato limita la concessione ai primi due anni a partire dall’entrata in vigore del decreto del 18 giugno 2026 — il periodo di validità termina quindi a metà del 2028. Il calendario della procedura lo conferma: le gare d’appalto ordinarie si svolgeranno su base trimestrale da dicembre 2026 a giugno 2028.
Come riferimento per i prezzi si utilizzano le due procedure previste dal regime transitorio: nella prima sono stati assegnati circa 7.700 megawatt di energia fotovoltaica a un prezzo di aggiudicazione ponderato di 56,825 euro per megawattora, nella seconda — indetta secondo i criteri europei relativi alla catena di approvvigionamento — oltre 1.100 megawatt a 66,378 euro.
Dal punto di vista del mercato, la situazione è cambiata notevolmente. Nel luglio 2026 il prezzo unico italiano era pari a 157,04 euro per megawattora, contro i 113,13 euro dello stesso mese dell’anno precedente. Nella media annuale del 2025, il Nord Italia registrava un prezzo superiore di 26,5 euro per megawattora rispetto alla Germania; solo nel 13,3% delle ore il Nord Italia era più economico o aveva lo stesso prezzo.
Per gli impianti esistenti in Italia sussiste un rischio aggiuntivo. Nel 2014 il Paese ha ridotto retroattivamente le tariffe del Conto Energia per gli impianti di grandi dimensioni; la Corte Costituzionale ha confermato tale decisione nel 2017. A febbraio 2026 è seguito un secondo intervento, in vigore dall’aprile 2026 come legge n. 49/2026. Esso offre ai gestori interessati la possibilità di scegliere tra una riduzione temporanea della tariffa e l’uscita anticipata dal programma in cambio di un indennizzo. Sono interessati gli impianti realizzati nell’ambito delle prime quattro tornate del Conto Energia con una potenza superiore a 20 kilowatt e con scadenza della convenzione a partire dal 2029.
Chi effettua una verifica su un impianto esistente in Italia dovrebbe quindi chiarire soprattutto una cosa: il precedente gestore ha sottoscritto un accordo di adeguamento tariffario? Da questo dipendono il profilo di cash flow e la scadenza della convenzione. I termini e le modalità di indennizzo di questa procedura sono complessi nei dettagli e dovrebbero essere verificati, per il caso specifico, presso il gestore di rete GSE o con l’ausilio di un legale.
Quando un impianto esistente rappresenta comunque la scelta giusta
Tre scenari giustificano l’acquisto di un impianto esistente: l’integrazione operativa di un portafoglio già esistente, un prezzo negoziato inferiore al valore attuale della durata residua e l’impianto da ripotenziare, in cui l’ubicazione, le autorizzazioni e l’allacciamento alla rete rappresentano il valore effettivo. Al di fuori di questi tre casi, la realizzazione di un nuovo impianto risulta strutturalmente vantaggiosa.
Chi gestisce un portafoglio di parchi solari e acquisisce un impianto a un prezzo inferiore al valore attuale dei pagamenti residui effettua un acquisto vantaggioso: la tabella riportata sopra fornisce il parametro di riferimento. Lo stesso vale per chi trova un impianto con un contratto di locazione garantito a lungo termine, una storia di adempimenti regolari e una documentazione di manutenzione attendibile. Per le aziende che gestiscono già un impianto, un’acquisizione riduce inoltre i costi di investimento per kilowatt di picco, poiché la gestione operativa e la commercializzazione diretta vengono ripartite su una potenza maggiore.
Il tema del repowering ha acquisito maggiore importanza. Un gestore tedesco di impianti esistenti ha stanziato fino a 1,6 miliardi di euro per il rinnovamento del proprio portafoglio e intende aumentare la potenza da 457 a circa 1.100 megawatt. Il valore non risiede nei moduli, bensì nell’ubicazione, nelle autorizzazioni e nell’allacciamento alla rete.
Un’altra opzione è l’installazione a posteriori di un sistema di accumulo a batteria. Un sistema di accumulo collegato al circuito in corrente alternata può essere installato anche su impianti più vecchi senza dover intervenire sui componenti in corrente continua. È fondamentale verificare se la durata residua dell’impianto sia sufficiente a coprire l’orizzonte di ammortamento — per maggiori dettagli, consultare la guida sull’accumulo fotovoltaico in co-locazione.
Per il tipico gruppo target — investitori con un capitale proprio compreso tra 100.000 e 500.000 euro e desiderosi di un investimento ventennale pianificabile — un impianto fotovoltaico esistente rappresenta invece raramente la scelta giusta. Chi è alla ricerca di un investimento fotovoltaico come bene reale con un rendimento calcolabile, troverà condizioni di partenza migliori in un nuovo impianto: durata più lunga, pieni benefici fiscali, nessuna problematica pregressa nella documentazione.
Analizziamo la sua situazione
Che si tratti di un impianto esistente o di una nuova costruzione: la decisione dipende dai vostri dati concreti. Logic Energy progetta, realizza e gestisce impianti fotovoltaici per investitori con un capitale proprio a partire da 100.000 euro. Il partner contrattuale per gli investimenti diretti è mediplan Helm e.K., con responsabilità personale dei titolari.
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Tre passaggi per prendere una decisione
Richiedete il rendiconto EEG anziché una media di mercato, calcolate voi stessi il valore attuale e verificate la cronologia delle segnalazioni e la resistenza di isolamento prima di negoziare il prezzo. Chi invece desidera realizzare un nuovo impianto secondo il regime attualmente in vigore, dovrà ottenere un’assegnazione o procedere alla messa in servizio entro la fine del 2026, a seconda delle dimensioni dell’impianto.
In primo luogo: i dati relativi all’impianto specifico. Il tasso di remunerazione e la durata residua sono indicati con precisione nella fattura EEG. Utilizzando la tabella dei valori attuali di questo articolo, è possibile ricavarne in pochi minuti un limite massimo di prezzo. Considerate un periodo successivo alla fine dell’incentivo con meno di 100 euro per kilowatt-picco.
Secondo: i due controlli che non costano nulla e rivelano molte cose. Un estratto dal registro dei dati anagrafici di mercato mostra la cronologia delle segnalazioni. Una misurazione dell’isolamento individua i danni che i dati sulla resa non evidenziano. Entrambe dovrebbero essere disponibili prima della trattativa sul prezzo, non dopo.
Terzo: il confronto con una nuova costruzione. Non confrontate le potenze nominali, ma la durata residua, il valore da applicare nel rispettivo segmento e l’efficacia della struttura fiscale nella vostra specifica struttura di transazione. Chi desidera assicurarsi le condizioni previste dal regime vigente deve conoscere il punto di riferimento corretto: per i progetti su terreni liberi con potenza superiore a un megawatt è l’aggiudicazione nel 2026, mentre per gli impianti non soggetti a gara d’appalto è la messa in esercizio entro il 31 dicembre 2026. L’autorizzazione ai sensi della normativa sugli aiuti di Stato scade alla fine dell’anno.
Domande frequenti
Vale la pena acquistare un impianto fotovoltaico di seconda mano nel 2026?
Solo in tre casi: come integrazione del portafoglio, se il prezzo è inferiore al valore attuale della durata residua, oppure come oggetto di repowering. Il motivo è di natura strutturale: non è più possibile avere contemporaneamente un’elevata tariffa storica e una lunga durata residua. Chi trova 35 centesimi per chilowattora ottiene un impianto con una durata residua dell’incentivo compresa tra i tre e i quattro anni.
Quanto vale un impianto già esistente?
Quasi l’intero valore attuale dei pagamenti EEG rimanenti. Con 900 chilowattora per kilowatt-picco, 21,5 euro di costi di esercizio e un tasso di sconto del 5,3%, a una tariffa di 25 centesimi e una durata residua di sei anni, l’importo è di circa 1.023 euro per kilowatt-picco. Il periodo successivo alla fine degli incentivi contribuisce solo con 65-80 euro.
Esistono prezzi di mercato aggiornati per gli impianti fotovoltaici già esistenti?
No. Non esistono statistiche aggiornate e accessibili al pubblico sui prezzi del mercato secondario fotovoltaico tedesco. L'Agenzia federale delle reti non registra i cambi di proprietà e l'ultima indagine disponibile risale al 2020 e non è più consultabile. Chi acquista deve calcolare autonomamente il valore attuale.
Per quanto tempo viene erogata la tariffa EEG per un impianto già esistente?
Venti anni dalla messa in funzione; per gli impianti con tariffa di remunerazione stabilita per legge, fino al 31 dicembre del ventesimo anno. Il termine non ricomincia da capo in caso di cambio di proprietà. Ad agosto 2026 non saranno più ammissibili agli incentivi gli impianti realizzati fino al 2005 — un impianto del 2009 continuerà a ricevere la remunerazione fino alla fine del 2029.
Quale remunerazione riceverà un nuovo impianto nel 2026?
Dipende dal segmento. Fino a 100 kilowatt si applica la tariffa di immissione in rete. Fino a 1.000 kilowatt si applica il premio di mercato variabile: per gli impianti su edifici nella fascia più alta 7,63 centesimi in caso di immissione totale, per gli impianti a terra 6,59 centesimi. Oltre un megawatt, la tariffa è determinata dalla gara d’appalto; la data del 1° luglio 2026 ha determinato una media di 4,79 centesimi.
Quali sono i rischi tecnici legati a un vecchio impianto fotovoltaico?
Il problema più grave è il guasto di isolamento causato da pellicole posteriori danneggiate: è invisibile dall’esterno e non genera alcun segnale nei dati di rendimento fino al guasto dell’inverter. A ciò si aggiungono il degrado indotto dal potenziale, i diodi di bypass, i connettori e il trasformatore. Solo una misurazione dell’isolamento consente di individuare il primo tipo di danno citato.
La detrazione per investimenti si applica anche agli impianti usati?
Sì. Né il § 7g dell’EStG né l’ammortamento decrescente ai sensi del § 7, comma 2, dell’EStG richiedono un nuovo bene economico. Ciò che limita la leva fiscale nell’acquisto di partecipazioni è la struttura della transazione: in caso di share deal non sorgono costi di acquisto a livello del bene economico e il fondo si esaurisce.
Cosa cambierà per i nuovi impianti a partire dal 2027?
L'autorizzazione ai sensi della normativa sugli aiuti di Stato relativa alla legge EEG è valida fino al 31 dicembre 2026. Il progetto di legge del Consiglio dei ministri del 29 luglio 2026 prevede, per i nuovi impianti, l'abolizione della tariffa fissa di immissione in rete e l'obbligo di commercializzazione diretta. Esso si applica agli impianti che, a partire dal 2027, partecipano a gare d'appalto o entrano in funzione senza gara. Gli impianti esistenti mantengono il loro sostegno. Il progetto di legge non è ancora stato approvato.
Riferimenti bibliografici
- Agenzia federale delle reti — Incentivi EEG e tariffe di incentivazione, valori da applicare a partire dal 1° agosto 2026
- Agenzia federale delle reti — Risultati del bando di gara per impianti solari a terra, termine per la presentazione delle offerte: 1° marzo 2026
- Agenzia federale delle reti — Risultati del bando di gara per impianti solari a terra, termine per la presentazione delle offerte: 1° luglio 2026
- Agenzia federale delle reti — Statistiche sulle energie rinnovabili tratte dal registro dei dati anagrafici di mercato
- Fraunhofer ISE — Costi di produzione dell'energia elettrica da fonti rinnovabili, luglio 2024
- Trasparenza della rete — Panoramica del valore di mercato, valore di mercato annuale del solare nel 2025
- Trasparenza della rete — Importo deducibile per gli impianti non più sovvenzionati nel 2026
- Studio sui prezzi di mercato nel settore del fotovoltaico di seconda mano, pubblicato su pv magazine, dicembre 2020
- Fraunhofer ISE — Studio condotto su 279 moduli relativo alle pellicole sul retro, EPJ Photovoltaics 2021
- IEA PVPS Task 13 — Modalità di degrado e guasto
- IEA PVPS Task 13 — Decisioni relative ai progetti fotovoltaici, 2026
- Fraunhofer ISE — Dati recenti sul fotovoltaico in Germania
- Organismo di compensazione EEG|KWKG — Questione giuridica relativa alla sostituzione dell’inverter
- § 7g della legge sull'imposta sul reddito (EStG) — Detrazione per investimenti e ammortamento straordinario
- § 7 EStG — Ammortamento
- § 3 n. 72 della legge sull'imposta sul reddito (EStG) — Esenzione fiscale per i piccoli impianti fotovoltaici
- Ufficio fiscale regionale della Baviera — Trattamento fiscale degli impianti integrati nei tetti ai fini dell'imposta sul reddito
- § 544 del BGB — Contratto di durata superiore a 30 anni
- Commissione europea — Decisione in materia di aiuti di Stato relativa alla legge sulle energie rinnovabili (EEG), caso SA.102084
- Regolamento (UE) 2024/1747 — Riforma della struttura del mercato dell’energia elettrica, articolo 19 quinquies
- Governo federale — Delibera del Consiglio dei ministri relativa alla modifica della legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 29 luglio 2026
- Ministero federale dell'Economia — Comunicato stampa sulla modifica della legge sulle energie rinnovabili (EEG) e sul pacchetto di misure per l'allacciamento alla rete
- GSE — FER X Definitivo, funzionamento e contingenti
- GSE — FER X Definitivo, approvate le norme operative
- GSE — Eliminazione graduale del Conto Energia
- GME — Relazione annuale 2025, PUN e differenziali di prezzo
- pv magazine — Ripotenziamento e ammodernamento di impianti esistenti
- pv magazine — Carenza di punti di allacciamento alla rete di distribuzione
- pv magazine — Studio sulle cause degli incendi negli impianti fotovoltaici
- Corte federale di cassazione (BGH), sentenza del 5 luglio 2017 — VIII ZR 147/16, richiesta di restituzione della tariffa di immissione in rete in caso di mancata comunicazione
- Lettera del Ministero federale delle finanze (BMF) del 15 giugno 2022 relativa all'articolo 7g della Legge sull'imposta sul reddito (EStG), BStBl I 2022, 945, punto 6 — Detrazioni per investimenti in beni economici nuovi o usati
Avviso importante: il presente articolo ha esclusivamente scopo informativo generale e non costituisce una consulenza in materia di investimenti, fiscale o legale. Tutte le informazioni sono fornite senza garanzia, aggiornate al 18 agosto 2026. La tabella del valore attuale è un modello di calcolo basato su ipotesi dichiarate e non sostituisce una valutazione del singolo caso.
Le tariffe di remunerazione si applicano alle entrate in esercizio dal 1° agosto 2026 al 31 gennaio 2027; la successiva fase di riduzione entrerà in vigore il 1° febbraio 2027. I supplementi relativi alla data di presentazione delle offerte del 1° luglio 2026 sono stati resi noti il 18 agosto 2026 e si considerano pubblicati il 25 agosto 2026. Il progetto di legge governativo EEG del 29 luglio 2026 non è ancora stato approvato e può subire modifiche nel corso dell’iter parlamentare.
Le informazioni fiscali si basano sulla normativa vigente al 18 agosto 2026; per la propria situazione specifica è obbligatorio consultare un commercialista abilitato. Le informazioni relative alla normativa italiana in materia di incentivi devono essere verificate, nel caso specifico, presso il GSE o da un avvocato. La controparte contrattuale per gli investimenti diretti nel settore fotovoltaico è mediplan Helm e.K., con responsabilità personale dei titolari ai sensi degli articoli 1, 17 e 19 del Codice commerciale tedesco (HGB).
