Il fotovoltaico nella pianificazione del portafoglio: come classifica un consulente patrimoniale gli impianti fotovoltaici?
Un consulente patrimoniale classifica il fotovoltaico come bene reale infrastrutturale: quale allocazione è realistica, quanto rimane al netto delle imposte e quali sono i quattro rischi reali. Un articolo di Marco Berardi (Autark 360 GmbH, Mannheim), con 25 anni di esperienza nella consulenza patrimoniale.
La risposta breve
Nella pianificazione del portafoglio, un impianto fotovoltaico rientra nella categoria dei beni reali infrastrutturali. Garantisce flussi di cassa prevedibili, un valore intrinseco reale e una bassa correlazione con azioni e obbligazioni. Come componente pari a circa il 10-15% di un portafoglio a partire da circa 500.000 €, può contribuire a una diversificazione efficace, a condizione che la situazione fiscale, l’orizzonte di investimento e la riserva di liquidità siano adeguati.
Questo articolo sulla pianificazione del portafoglio fotovoltaico è rivolto a privati con un patrimonio consistente, imprenditori e family office che desiderano valutare il fotovoltaico come componente della propria strategia patrimoniale. Illustra l’impatto di un investimento diretto nel fotovoltaico all’interno del portafoglio, quali sono i rendimenti realistici al netto di costi, imposte e rischi e in quali casi tale investimento non è indicato. Per comprendere come il fotovoltaico si collochi, in linea di principio, come classe di investimento, si rimanda alla sezione «Il fotovoltaico come investimento».
Come il fotovoltaico si inserisce nella struttura patrimoniale
In 25 anni di attività di consulenza ho visto molte tendenze di investimento andare e venire. Il fotovoltaico è una delle poche per cui oggi posso affermare con chiara competenza: un elemento serio — con limiti ben definiti. Ciò che conta non è il rendimento nominale più elevato, bensì la combinazione tra valore reale, rendimento pianificabile ed effetti fiscali.
Cosa significa concretamente la pianificazione del portafoglio per un impianto fotovoltaico
La pianificazione del portafoglio nel settore fotovoltaico consiste nel strutturare un impianto fotovoltaico non come un singolo investimento, ma come un elemento costitutivo dell’architettura patrimoniale complessiva. Ciò comprende la scelta dell’ubicazione, le dimensioni dell’impianto, l’ottimizzazione fiscale e la gestione del rischio per l’intera durata di vita dell’impianto, compresa tra i 20 e i 30 anni. L’obiettivo è ottenere un rendimento stabile e protetto dall’inflazione con un rischio controllato — non il modello di risparmio fiscale più rapido.
Una pianificazione efficace del portafoglio di impianti fotovoltaici comprende l’analisi e la gestione strutturate di più impianti. Ciò spazia dalla qualità del sito, passando per l’approvvigionamento e le procedure autorizzative, fino alla gestione e alla manutenzione. La qualità del sito è fondamentale per il successo, mentre la diversificazione su più impianti e regioni riduce i rischi legati alla resa e alla gestione.
Correlazione con altre classi di attività
Investitori istituzionali come Union Investment, KKR e J.P. Morgan Private Bank classificano il settore solare e fotovoltaico come infrastruttura nell’ambito degli investimenti alternativi. Un investimento diretto nel fotovoltaico — ovvero la proprietà fisica di un impianto reale, non una quota di un fondo — si muove in modo sostanzialmente indipendente dai cicli di borsa. È proprio qui che risiede il vantaggio della diversificazione.
| Confronto con | Correlazione (PV diretta) | Importanza per il portafoglio |
|---|---|---|
| Azioni (MSCI World) | basso | In gran parte indipendente dall'andamento dei mercati azionari |
| Titoli di Stato federali | quasi zero | Correlazione minima con le fluttuazioni dei tassi d'interesse |
| Inflazione | leggermente positivo | Protezione parziale dall'inflazione grazie alla generazione di rendimenti reali |
| ETF sulle energie rinnovabili | alto | Si comportano come i titoli tecnologici — effetto di diversificazione pressoché nullo |
| Dati indicativi basati su IEA/Imperial College London, “Clean Energy Investing” (2021). Si tratta di stime, non di valori garantiti. | ||
Il punto fondamentale: chi acquista un ETF sulle energie rinnovabili invece di un investimento diretto ottiene una diversificazione minima — in sostanza, acquista semplicemente un altro fondo tecnologico. Un investimento diretto, invece, non segue l’andamento del DAX. La differenza tra un investimento diretto e un fondo è spiegata nell’articolo “Investimento diretto nel fotovoltaico: ecco cosa c’è da sapere”.
Quale allocazione è realistica nella pianificazione del portafoglio fotovoltaico
In questo modo si mantiene una liquidità sufficiente per garantire la capacità di agire. La diversificazione attraverso beni reali con una base di rendimento reale acquista importanza in un contesto caratterizzato da tassi di interesse fluttuanti; al contempo, la transizione energetica genera un vento favorevole strutturale per l’energia solare come tecnologia a lungo termine. Un aspetto che assume un peso crescente nei portafogli orientati ai criteri ESG: nel 2025 le energie rinnovabili hanno consentito di evitare in Germania circa 265 milioni di tonnellate di CO₂ equivalente, con il fotovoltaico come pilastro portante. L’articolo «Il fotovoltaico come investimento di capitale» illustra come si posiziona il fotovoltaico rispetto agli ETF, agli immobili e ai depositi a vista.
Allocazione tipica tra fotovoltaico e infrastrutture nel portafoglio
Dimensione del portafoglio a partire dalla quale è opportuno includere il PV come componente complementare
Rendimento annuo al lordo delle imposte (commercio/industria)
Orizzonte di investimento consigliato in assenza di esigenze di liquidità
Le energie rinnovabili come componente del portafoglio: dalla valutazione alla gestione
Un investimento nel settore fotovoltaico vale solo quanto la sua realizzazione. Un partner che si occupi in prima persona dell’acquisizione dei terreni, della costruzione, della gestione e della commercializzazione riduce i rischi legati alle interfacce. Le fasi principali:
- Valutazione del sito: lo screening basato sui dati è fondamentale. La verifica delle superfici comprende le dimensioni, l’orientamento, la pendenza e l’ombreggiamento dei tetti, nonché l’idoneità statica: le sottostrutture di alta qualità garantiscono la stabilità in caso di vento e neve.
- Pianificazione e approvvigionamento: un’attuazione efficace richiede una tabella di marcia con budget e tempistiche, il coordinamento con il gestore della rete, l’iter autorizzativo e la tecnologia adeguata. Una gestione professionale del progetto previene ritardi e costi aggiuntivi.
- Funzionamento e manutenzione: il monitoraggio dopo la messa in servizio garantisce la resa energetica e la disponibilità. Le piattaforme basate su cloud consentono di monitorare in tempo reale i dati relativi alle prestazioni e alla resa; un piano di manutenzione ben definito mantiene l'impianto a pieno rendimento per tutta la sua durata di vita.
Verificare la presenza del fotovoltaico nel portafoglio
Volete sapere se un investimento diretto nel fotovoltaico è adatto alla vostra struttura patrimoniale? Vi accompagniamo dal primo calcolo del rendimento fino al rendiconto annuale.
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Il profilo rischio/rendimento: ciò che rimane al netto dei costi e delle imposte
Distinguo tre segmenti che presentano differenze fondamentali.
Piccoli impianti su abitazioni di proprietà (fino a 30 kWp). Rendimento senza accumulo circa 3,5–5 % all’anno. L’esenzione fiscale ai sensi del § 3 n. 72 dell’EStG migliora sì il rendimento netto, ma esclude la detrazione per investimenti (IAB). Come puro investimento finanziario, questo segmento non è interessante; può invece rivelarsi utile per ridurre i costi dell’energia elettrica nelle abitazioni di proprietà ad uso proprio. Senza accumulo, la quota di autoconsumo si attesta in genere tra il 25 e il 35%, mentre con l’accumulo può arrivare fino a circa il 70%.
Impianti fotovoltaici su tetti commerciali (30–500 kWp). Rendimento pari a circa il 6–10%, grazie all’elevato autoconsumo. Il risparmio sul prezzo dell’energia elettrica varia, a seconda dell’attività, tra circa 16 ct/kWh (industria, media tensione; BDEW 04/2026) e oltre 32 ct/kWh (piccole imprese con consumo inferiore a 20 MWh/anno; Destatis, secondo semestre 2025) — ben al di sopra della tariffa di immissione in rete.
Impianti industriali e logistici (100 kWp–5 MWp). Il segmento di investitori più forte: elevato autoconsumo, bassi costi specifici dell’impianto, superfici di tetto disponibili e procedure di autorizzazione snelle. Con un sistema di accumulo integrato, la quota di autoconsumo passa dal 40–60 % a valori indicativi dell’80–90 %, e l’impianto genera ulteriori guadagni evitando i periodi di immissione in rete in negativo e sfruttando l’arbitraggio.
Per la decisione di investimento è fondamentale l'analisi di redditività: indicatori quali il periodo di ammortamento e la quota di autoconsumo indicano se un impianto è redditizio. Le dimensioni dell'impianto dovrebbero essere adeguate al consumo annuo di energia elettrica dell'azienda: un dimensionamento adeguato della potenza migliora la redditività. L'autoconsumo può essere aumentato in modo mirato grazie a soluzioni di accumulo e sistemi di gestione dell'energia.
Cosa rivelano i dati di mercato relativi al 2025/2026
I dati attuali sono più veritieri di molti opuscoli promozionali:
- Tariffa di immissione in rete EEG per impianti fotovoltaici su tetto di tipo commerciale (40–100 kWp): circa 5,44 ct/kWh per immissione parziale (BNetzA, aggiornato al 01/08/2026, riduzione semestrale dell’1%). Panoramica delle tariffe attuali: tariffa di immissione in rete 2026.
- Valore di mercato annuale dell'energia solare nel 2025: 4,508 ct/kWh (netztransparenz.de/ÜNB) — con forti fluttuazioni stagionali; nell'estate del 2025 il valore mensile è sceso temporaneamente sotto i 2 ct/kWh (minimo a giugno: 1,84 ct/kWh).
- Ore a prezzo negativo nel 2025: 573 ore senza remunerazione (BNetzA; record rispetto alle 457 ore del 2024). La legge sui picchi solari del 25 febbraio 2025 ha ridotto da tre ore a zero il margine di sicurezza per i nuovi impianti.
- Costi di impianto per impianti fotovoltaici su tetti commerciali: circa 800–1.200 €/kWp chiavi in mano senza accumulatore, a seconda delle dimensioni e della configurazione (Fraunhofer ISE / dati di mercato 2026); con accumulatore, i costi sono di conseguenza più elevati.
Il rendimento non arriva da sé. Richiede una strutturazione professionale, l’utilizzo dell’immobile come elemento attivo per la generazione di rendimento e una pianificazione realistica del flusso di cassa.
Confronto dei rendimenti: il fotovoltaico rispetto ad altre forme di investimento
| Forma di investimento | Rendimento annuo | Liquidità | Caratteristica distintiva |
|---|---|---|---|
| Conto corrente (condizioni vantaggiose) | fino a circa il 3,4% | subito | spesso un tasso promozionale; scarsa protezione dall’inflazione reale |
| Deposito a termine di 1 anno (Top) | fino a circa il 3,25% | legato | non è un bene reale |
| Titolo di Stato decennale | ~2,7–2,9 % | negoziabile | non è un bene reale |
| ETF MSCI World (a lungo termine) | ~7–10 % | subito | elevata volatilità |
| Immobili (rendimento lordo da locazione) | ~3,0–4,1 % | molto basso | rischio di concentrazione |
| Investimento diretto nel fotovoltaico (settore commerciale) | ~6–10 % al lordo delle imposte | bassa (20 anni) | vero bene reale, protezione dall'inflazione |
| Dati sui tassi d'interesse aggiornati a luglio 2026 (tasso di deposito della BCE: 2,25%; conti correnti/depositi a termine: condizioni migliori riportate dai portali di confronto, in parte tassi promozionali; titoli di Stato tedeschi: Agenzia finanziaria tedesca). Le condizioni giornaliere sono soggette a continue variazioni. | |||
Germania o Italia? Un confronto oggettivo tra le due località
Il Sud Italia raggiunge circa 1.600–1.800 kWh/kWp all’anno, contro i circa 1.000–1.200 kWh/kWp della Germania meridionale (dati di riferimento PVGIS). Il vantaggio offerto da questa località risiede quindi principalmente nella resa e nel quadro normativo in materia di incentivi.
FER-X: Cosa varrà davvero nel 2026
Il sistema di incentivi italiano è in fase di transizione. Il precedente FER X Transitorio (decreto MASE del 30/12/2024, in vigore dal 28/02/2025, budget 9,7 miliardi di euro, quota 23,65 GW) garantiva agli impianti solari fino a 1 MW in accesso diretto una tariffa di 77 €/MWh per 20 anni. Per le nuove domande, questa finestra è chiusa dal 31/12/2025.
Il successore FER X Definitivo (firmato dal MASE il 18/06/2026, con un volume di 23 miliardi di euro, 37,15 GW e durata fino al 2030) alla fine di luglio 2026 non era ancora entrato in vigore: ne era ancora in sospeso la pubblicazione sulla Gazzetta Ufficiale. Per i nuovi progetti sussiste quindi attualmente un vuoto normativo. Chi progetta in Italia deve conoscere queste tempistiche.
Il rischio normativo in Italia
Non sarei un consulente onesto se omettessi di dirlo: il taglio agli “incentivi Spalma” del 2014 (Legge n. 116/2014) ha ridotto retroattivamente del 17-25% le tariffe di immissione in rete già concesse. La Corte costituzionale italiana ha confermato la misura (Sentenza n. 16/2017). Ne sono seguiti diversi procedimenti arbitrali internazionali dinanzi all’ICSID, con esiti contrastanti per gli investitori.
Questo non è un motivo per evitare l’Italia, ma un motivo per verificare in modo professionale la struttura contrattuale e il rischio giuridico in loco. Dal punto di vista fiscale, un investimento in Italia comporta la costituzione di una stabile organizzazione con obbligo fiscale primario in quel Paese (IRES al 24% più IRAP pari a circa il 3,9%, per un totale di circa il 27,9%). La convenzione contro la doppia imposizione tra Germania e Italia (firmata il 18 ottobre 1989, in vigore dal 27 dicembre 1992) disciplina il credito d’imposta. Una panoramica approfondita è offerta da «PV-Investment Italia 2026».
Ottimizzazione fiscale: la leva che determina il rendimento netto
L'ammortamento decrescente è pari al triplo dell'ammortamento lineare, con un limite massimo del 30%; per un impianto fotovoltaico con una vita utile di 20 anni, ciò corrisponde al 15% all’anno (art. 7, comma 2, EStG, valido per gli acquisti dal 1° luglio 2025 al 31 dicembre 2027, Programma di investimenti immediati 2025). In totale, in caso di acquisto a gennaio, è fiscalmente deducibile fino a circa il 77,5% dell’investimento — tuttavia cumulato su due anni (IAB dell’anno precedente più ammortamento speciale e decrescente nell’anno dell’investimento), non solo nel primo anno. In caso di messa in funzione in un momento successivo dell’anno, il valore risulta proporzionalmente inferiore, poiché l’ammortamento decrescente viene ridotto con precisione mensile. Con un’aliquota fiscale massima del 45%, l’effetto sui due anni corrisponde a circa un terzo dell’importo dell’investimento (circa il 35%).
L’IAB viene fatto valere già nell’anno precedente all’investimento e riduce preventivamente l’utile (soglia di 200.000 €, § 7g comma 1 EStG). L’IAB è utilizzabile anche dai titolari di GmbH, ma senza la franchigia dell’imposta sulle attività produttive. Una struttura di holding consente, ai sensi del § 8b della legge tedesca sull’imposta sul reddito delle società (KStG), il trasferimento degli utili in gran parte esente da imposte e una ritenuta sugli utili pari a circa il 30% anziché all’aliquota massima personale. La struttura è illustrata nell’articolo «Ecco come funziona il modello per gli investitori di Logic Energy».
I quattro rischi che passano inosservati durante il colloquio di vendita
Rischio 1: illiquidità
Gli investimenti diretti nel fotovoltaico immobilizzano il capitale per un periodo compreso tra i 15 e i 20 anni. Esiste un mercato secondario, ma le uscite sono illiquide e comportano solitamente delle svalutazioni. La mia regola generale: investire solo il capitale di cui non avrete bisogno per 15–20 anni, oltre a una riserva di emergenza separata e liquida pari a 6–12 mesi di reddito.
Rischio 2: Interventi normativi
La legge sui picchi solari (25/02/2025) ha inasprito le norme: i nuovi impianti non riceveranno più alcuna remunerazione a partire dal primo quarto d’ora in cui i prezzi spot diventano negativi. Ancora più incisiva è la riforma della legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 2027: Il 29 luglio 2026 il Consiglio dei ministri federale ha approvato il disegno di legge — con la commercializzazione diretta obbligatoria, un tasso di incentivazione uniforme e un meccanismo CfD bilaterale per gli impianti di grandi dimensioni, che preleva gli utili eccedenti. La discussione al Bundestag inizierà a partire da settembre 2026. I dettagli sono analizzati nell’articolo «Obbligo CfD 2027 per gli investitori nel fotovoltaico».
Il presidente di BSW-Solar, Jörg Ebel, ha avvertito che, se venissero attuati i piani originari, il 60% dei potenziali investitori non installerebbe più impianti sui tetti. Chi investe oggi opera nel quadro normativo vigente; chi aspetta, in uno più incerto.
Rischio 3: Rischio di mercato
Le 573 ore negative del 2025 non sono un caso isolato, ma una tendenza: la società di consulenza E-Bridge prevede per la Germania oltre 700 ore negative all’anno entro il 2030. In tali ore, un impianto senza accumulo non genera alcun ricavo — e, a partire dall’entrata in vigore della legge sui picchi solari, va di fatto in perdita. Un sistema di accumulo a batteria non è quindi un prodotto aggiuntivo per gli impianti fotovoltaici su tetto commerciali, ma parte integrante del modello di business: protezione dai prezzi negativi, ottimizzazione dell’autoconsumo e arbitraggio, tutto in uno.
Un’ulteriore leva è rappresentata dalla commercializzazione del portafoglio: raggruppando diversi impianti su tetto in una centrale elettrica virtuale è possibile superare la soglia di commercializzazione diretta di 100 kWp. I fornitori indicano in questo caso un aumento dei ricavi dell’ordine del 5–15% rispetto alla semplice immissione in rete ai sensi della legge EEG; mancano tuttavia studi indipendenti attendibili al riguardo, motivo per cui tale dato va inteso come prassi di mercato e non come valore garantito. I grandi parchi solari a terra commercializzano sempre più spesso la propria energia elettrica tramite contratti di acquisto di energia a lungo termine (Power Purchase Agreements) sul mercato spot, anziché attraverso l’immissione in rete a tariffa fissa prevista dalla legge EEG.
Rischio 4: Rischio legato al gestore
I casi di insolvenza nel settore — come quelli di Sun Contracting (circa 47 milioni di euro di passività, oltre 1.000 investitori di crowdfunding coinvolti), MEC Energy e Fellensiek Projektmanagement — dimostrano che spesso il rischio non risiede nell’investimento, bensì nella qualità del gestore. I miei requisiti minimi per un partner:
- Referenze comprovate relative a progetti con dati di rendimento verificabili
- Finanziamento garantito prima dell'inizio dei lavori (nessun rischio di finanziamento successivo)
- Responsabilità personale del gestore — non si tratta di una società di comodo priva di sostanza
- Monitoraggio trasparente con accesso per l'investitore
- Assicurazione contro tutti i rischi, garanzia tecnica e piano di manutenzione ben definito
Per chi il fotovoltaico è una scelta vincente nel proprio portafoglio — e per chi no
- Reddito imponibile nella fascia dell'aliquota massima (a partire dal 42 %)
- Portafoglio complessivo a partire da circa 500.000 €, con una quota di PV pari al 10-15%
- Orizzonte di investimento di 15-20 anni senza necessità di liquidità derivante da tale capitale
- Riserva di liquidità per le emergenze pari ad almeno 6 mensilità
- Nessun rischio di concentrazione esistente per i beni materiali
- Aliquota fiscale marginale inferiore al 42% (l'effetto leva fiscale è pressoché nullo)
- Il capitale dovrà essere disponibile entro dieci anni
- L'investimento minimo comporta una concentrazione di capitale eccessiva
- Riserva di liquidità insufficiente
- Decisione basata esclusivamente su criteri fiscali, senza verifica della sostanza
Conclusione: sì al fotovoltaico, ma a determinate condizioni
Gli investimenti diretti nel fotovoltaico non sono né il rendimento dell’8% privo di rischio indicato nel prospetto informativo, né un oggetto di speculazione. Si tratta di un bene reale infrastrutturale a lungo termine con un effettivo effetto di diversificazione, un flusso di cassa pianificabile e — nella giusta situazione fiscale — un notevole effetto leva sul rendimento grazie a strumenti di ammortamento legali. Ciò che il 2026 rende possibile: l’ammortamento decrescente del 15% si applica solo agli acquisti effettuati entro il 31/12/2027, il quadro normativo in materia di incentivi cambierà con la riforma della legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 2027 e i rischi legati ai prezzi negativi rendono l’accumulo una soluzione imprescindibile.
Per chi desidera fare il passo successivo: scopri le opportunità di investimento offerte da Logic Energy. L’articolo “Investimento diretto nel fotovoltaico: ecco cosa c’è da sapere” spiega in che modo un investimento diretto si differenzia da un fondo. Per gli imprenditori che cercano un impianto per la propria attività aziendale piuttosto che come investimento finanziario, vale la pena considerare un’altra opzione: “Un impianto fotovoltaico proprio per la tua azienda”.
Un investimento diretto nel fotovoltaico è adatto alla sua situazione?
Dal primo calcolo del rendimento fino all'ultimo rendiconto annuale — con un finanziamento fisso, una gestione a lungo termine e un'assistenza personalizzata.
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Domande frequenti (FAQ)
Quale percentuale del portafoglio dovrebbe rappresentare un impianto fotovoltaico?
A titolo indicativo, il 10-15% di un portafoglio a partire da circa 500.000 €. Per i family office a partire da 1 milione di €, è giustificabile una quota del 15-20%, purché l'allocazione complessiva in beni reali illiquidi, inclusi immobili e private equity, non superi il 40%. Il PV è un'investimento complementare, non un investimento principale.
A partire da quale aliquota fiscale massima conviene fiscalmente investire nel fotovoltaico?
Gli strumenti fiscali IAB, l’ammortamento straordinario e l’ammortamento decrescente hanno un effetto tangibile solo a partire da un’aliquota fiscale marginale di circa il 42%. Al di sotto di tale soglia, l’effetto rimane modesto e l’investimento deve essere redditizio dal punto di vista economico. I vantaggi fiscali non dovrebbero mai costituire il motivo principale alla base di una decisione.
Cosa distingue un investimento diretto nel fotovoltaico da un fondo solare?
Con l'investimento diretto si possiede fisicamente un bene reale e se ne percepiscono direttamente i proventi. Un fondo raggruppa molti investitori in un unico strumento e, in termini di rendimento, spesso si comporta come un fondo tecnologico. L'investimento diretto offre una minore correlazione con il mercato dei capitali.
Quanto è sicuro il compenso per l'immissione in rete per i nuovi impianti fotovoltaici?
Gli impegni di remunerazione esistenti continuano ad avere validità, ma la riforma della legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 2027 (bozza del Consiglio dei ministri del 29 luglio 2026) modifica radicalmente gli incentivi per i nuovi impianti: obbligo di commercializzazione diretta e prelievo sui contratti per differenza (CfD) per gli impianti di grandi dimensioni. La tariffa di immissione in rete non è quindi più un valore statico.
Il fotovoltaico in Italia è conveniente per gli investitori tedeschi?
Il vantaggio dell’Italia risiede nella resa superiore di circa il 40-60% nel Sud del Paese, non in un livello più elevato dei prezzi dell’energia elettrica. Il sistema di incentivazione FER-X si trova in una fase di transizione nel 2026: la vecchia finestra “Transitorio” è chiusa, mentre quella successiva non è ancora entrata in vigore. È necessario verificare preventivamente il rischio normativo e l’assoggettamento fiscale degli impianti.
Quali sono i rischi che un addetto alle vendite raramente menziona di propria iniziativa?
Quarto: illiquidità con un periodo di immobilizzo del capitale di 15-20 anni, interventi normativi quali la “Solarspitzengesetz” e la riforma della legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 2027, rischio legato ai prezzi di mercato dovuto ai prezzi negativi dell’energia elettrica e rischio legato agli operatori. Quest’ultimo è evidenziato dai casi di insolvenza nel settore, come quello di Sun Contracting, che ha coinvolto oltre 1.000 investitori di crowdfunding.
Quando è assolutamente sconsigliabile effettuare un investimento nel fotovoltaico?
Se l’aliquota fiscale marginale è inferiore al 42%, se il capitale è necessario entro dieci anni, se non vi sono riserve liquide o se la decisione è dettata esclusivamente da considerazioni fiscali senza una valutazione della sostanza economica. In questi casi, l’illiquidità e il rischio superano i possibili benefici.
L'autore: Marco Berardi
Marco Berardi è amministratore delegato della Autark 360 GmbH di Mannheim, una società indipendente di consulenza patrimoniale specializzata nella costituzione di patrimoni orientata ai beni reali per imprenditori e privati facoltosi. Con 25 anni di esperienza alle spalle, sviluppa strutture patrimoniali che combinano la classica pianificazione di portafoglio con l’impiego mirato di beni reali nel settore energetico — fotovoltaico, sistemi di accumulo a batteria e fonti di energia rinnovabile.
Riferimenti bibliografici
- Agenzia federale delle reti — Tariffe di incentivazione EEG per il fotovoltaico (riduzione graduale a partire dal 1° agosto 2026)
- Agenzia federale delle reti — Dati sul mercato dell'energia elettrica 2025 (573 ore con prezzi negativi)
- netztransparenz.de (TSO) — Valori di mercato del solare 2025
- Gazzetta ufficiale federale — Legge sui picchi di produzione solare (BGBl. 2025 I n. 51)
- pv magazine — Il Consiglio dei ministri approva la legge EEG 2027 (29/07/2026)
- BDEW — Analisi dei prezzi dell'energia elettrica, aprile 2026 (prezzo dell'energia elettrica per l'industria)
- Destatis — Prezzi dell'energia elettrica per i clienti non domestici, secondo semestre 2025 (comunicato stampa 111/2026)
- Fraunhofer ISE — Dati aggiornati sul fotovoltaico in Germania (05/05/2026)
- § 7 EStG — Ammortamento decrescente
- § 7g della legge sull'imposta sul reddito (EStG) — IAB e ammortamento straordinario
- § 3 n. 72 della legge sull'imposta sul reddito (EStG) — Esenzione fiscale fino a 30 kWp
- MASE — FER X Definitivo, 37,15 GW (18/06/2026)
- Terna / Italia Solare — Capacità fotovoltaica italiana alla fine del 2025
- GTAI — Italia: Diritto tributario (IRES/IRAP)
- IEA / Imperial College London — Investimenti nell'energia pulita (2021)
- Gruppo Helm — Dati sul rendimento del portafoglio 2024 (dati interni al progetto)
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