Investimenti nel fotovoltaico in Italia 2026: analisi di mercato, FER-X e strategie
Estratto
L'Italia è uno dei mercati solari più dinamici d'Europa, con oltre 43 GW di potenza installata, un sistema di CfD garantito dallo Stato e il programma di accumulo più ambizioso del continente. Questo articolo è rivolto a investitori, sviluppatori di progetti e soggetti interessati che desiderano comprendere le opportunità e i rischi degli investimenti nel fotovoltaico in Italia nel 2026. L'attenzione è rivolta ai risultati delle aste FER-X, al programma di accumulo MACSE, alle novità normative e alle strategie pratiche per investimenti di successo.
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La prima asta FER-X, tenutasi nel settembre 2025, ha aggiudicato 7,7 GW di energia solare a un prezzo medio di 56,825 €/MWh con una garanzia statale ventennale; la seconda (NZIA) è seguita nel dicembre 2025 con 1,1 GW a un prezzo medio di 66,378 €/MWh. L'Italia dispone così del più grande programma CfD europeo per le energie rinnovabili. Parallelamente, MACSE-1 ha assegnato 10 GWh di accumulo in batterie (a 12.959 €/MWh-anno), mentre MACSE-2 con 16 GWh è previsto per il quarto trimestre del 2026 — la co-locazione PV+BESS rimane il modello più attraente nel 2026. Il Decreto Bollette è in vigore dal 19/04/2026 come Legge 49/2026, tuttavia circa 3,5 miliardi di euro dei 5 miliardi di euro originari sono bloccati a causa della verifica degli aiuti di Stato da parte dell'UE e della sospensione da parte dell'ARERA. Aggiornamento: 04/05/2026.
Indice
Il settore su larga scala come motore di crescita nel settore energetico
Aste FER-X in Italia: come funzionano i contratti per differenza nel 2026
Riforma TIDE: la nuova logica dei prezzi nel mercato dell'energia elettrica
Decreto Bollette: il rischio che gli investitori devono conoscere
Progetti di accumulo di energia e agri-PV: segmenti in crescita con volumi dell'ordine dei GWh
Airengy e gli sviluppatori energetici internazionali: megaprogetti in Italia
Ritenuta alla fonte in Italia: cosa devono sapere gli investitori tedeschi
Tre strategie per gli investimenti nel fotovoltaico in Italia nel 2026
Dati di mercato 2025: cosa rivelano realmente i numeri
Lo sviluppo del solare in Italia ha raggiunto una svolta strutturale nel 2025. Il gestore di rete statale Terna ha registrato 6.437 MW di nuova potenza installata, per una potenza totale cumulativa di 43,5 GW (al 31/12/2025); il primo trimestre del 2026 ha portato a un ulteriore aumento di 1.439 MW, per un totale al 31/03/2026 di 44,95 GW (Terna) – secondo posto in Europa, subito dopo la Germania. La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è aumentata in modo significativo: la sola energia solare ha fornito 44 TWh (+25% rispetto all'anno precedente), una pietra miliare storica per la transizione energetica italiana. Rispetto all'obiettivo del PNIEC di 79,2 GW di capacità solare entro il 2030, l'Italia deve però ancora aggiungere circa 35 GW – il che corrisponde a sette volte l'incremento annuale del 2025 nei cinque anni rimanenti.
Il mercato complessivo ha registrato un calo del 5%, ma dietro questa cifra si nasconde una profonda riorganizzazione che vede il passaggio dal boom degli impianti di piccole dimensioni sovvenzionati a progetti fotovoltaici su scala industriale progettati in modo professionale. Nel suo Rapporto Mensile di marzo 2026, Terna continua a registrare un numero massiccio di richieste di allacciamento alla rete, segno dell’enorme pressione degli investimenti nel settore energetico europeo.
Capacità fotovoltaica installata per segmento nel 2025 (Fonte: Terna / Italia Solare, gennaio 2026):
| Segmento | 2025 (versione definitiva) | Q1 2026 | Andamento su base annua |
|---|---|---|---|
| Su scala industriale (>1 MW) | 3.412 MW | 560 MW (159 progetti) | −9 % |
| Settore commerciale e industriale (20 kW–1 MW) | 1.744 MW | 566 MW | +24 % |
| Residential (<20 kW) | ~1.225 MW | 313 MW | −13 % |
| Totale cumulativo | 43,5 GW | 44,95 GW (1° trimestre: 1.439 MW) | +19,2 % Produzione |
| Fonti: Terna Rapporto Mensile (31/03/2026) · Osservatorio Italia Solare Q1 2026. Obiettivo PNIEC 2030: 79,2 GW di fotovoltaico (divario ~34 GW). | |||
Il fotovoltaico rappresenta il 52% della capacità totale delle energie rinnovabili in Italia. Altre fonti rinnovabili completano il portafoglio nazionale: l’energia eolica (circa 23 GW di potenza installata) e l’energia idroelettrica (circa 19 GW), insieme all’energia solare, coprono oltre il 40% del fabbisogno totale di energia elettrica. Il traguardo dei 2 milioni di impianti fotovoltaici è stato superato nel luglio 2025. Solo nel quarto trimestre del 2025 sono stati collegati alla rete oltre 1.031 MW di grandi impianti, più che nei tre trimestri precedenti messi insieme.
Il calo nel segmento residenziale è direttamente attribuibile alla scadenza del Superbonus. Ciò evidenzia un andamento ricorrente in Europa: la crescita trainata dagli incentivi è temporanea, mentre quella su scala industriale si basa sulla domanda reale di energia elettrica e sulla riduzione dei costi di sistema.
Il settore su larga scala come motore di crescita nel settore energetico
L'unico segmento che in Italia è cresciuto nel 2025 è quello su larga scala – e nel 2026 continuerà a guadagnare slancio. Attualmente sono in costruzione oltre 10 GW di impianti fotovoltaici, grazie alle autorizzazioni FER-X concesse negli anni precedenti. Gli investitori istituzionali come RWE hanno raddoppiato la loro capacità in costruzione nel 2026 a 235 megawatt: un segnale della fiducia strutturale nel mercato italiano.
Perché il settore su larga scala è particolarmente interessante in Italia:
Italia: impianti su larga scala – Panoramica dei vantaggi del sito
Per i neofiti: le condizioni quadro più importanti in sintesi. L'Italia offre condizioni particolarmente allettanti per gli investitori nel settore fotovoltaico. L'elevato irraggiamento solare nel Sud Italia – in Sicilia e in Puglia spesso supera i 2.000 kWh/m² all'anno – garantisce rendimenti nettamente superiori rispetto alla Germania o all'Europa settentrionale. Per i progetti su scala industriale è disponibile il sistema di incentivazione statale FER-X-CfD con una durata di 20 anni. L'ammortamento di grandi impianti ben strutturati avviene, in base ai prezzi attuali delle aste, entro 7-10 anni. Chi investe nell'agrivoltaico o su aree brownfield (ad es. ex siti industriali) può usufruire di ulteriori misure di sostegno previste dal PNRR (Piano Nazionale di Rilancio e Ripresa) – fino al 40% di sovvenzione sugli investimenti per progetti qualificati.
Nel Sud Italia, la luce solare incontra un’infrastruttura ottimizzata per grandi progetti fotovoltaici. L’allacciamento alla rete per impianti di potenza superiore a 1 MW avviene direttamente tramite Terna, il gestore della rete nazionale. La stabilità della rete elettrica e l’integrazione delle energie rinnovabili sono criteri fondamentali nella scelta del sito.
Differenze regionali: nel 2025 la Sicilia ha registrato una crescita dell’81% (+430 MW, Italia Solare / Terna), mentre la Lombardia ha subito un calo del 19%, dovuto principalmente alle politiche regionali restrittive nel nord. La scelta dell’ubicazione non è una semplice formalità amministrativa, ma un fattore determinante per il rendimento. La regione Puglia – in particolare Brindisi – è tra le località preferite per i nuovi progetti eolici grazie alle condizioni favorevoli per l’eolico e il solare e al buon collegamento alla rete.
Aste FER-X in Italia: come funzionano i contratti per differenza nel 2026
FER-X è il sistema italiano di CfD: i contratti a termine di 20 anni proteggono gli impianti solari ed eolici dal calo dei prezzi all’ingrosso e garantiscono un flusso di cassa prevedibile agli investitori nel settore delle energie rinnovabili. Il programma ha un volume target di 8 GW di solare e 2,5 GW di eolico entro il 2030 — uno strumento fondamentale per raggiungere l'obiettivo del PNIEC italiano di 79,2 GW di capacità fotovoltaica entro il 2030. La prima asta FER-X Transitorio (settembre 2025) ha aggiudicato 7,697 GW a un prezzo medio di 56,825 €/MWh — un ribasso del 37,34% rispetto al prezzo di esercizio. La seconda asta (variante NZIA, 11 dicembre 2025) ha aggiudicato 1,1 GW a un prezzo medio di 66,378 €/MWh in base a criteri aggiuntivi "Made in Europe". Entrambe le aste hanno registrato una domanda superiore all'offerta.
Panoramica delle aste FER-X 2025:
| Asta | Volume | Prezzo medio | Nota |
|---|---|---|---|
| FER-X Transitorio1 settembre 2025 | 7.697 GW di energia solare | 56,825 €/MWh | Ribasso del 37,34% sul prezzo di esercizio (max 62,675 €/MWh); 818 domande / oltre 10 GW — sovrascritto di 2,3 volte |
| FER-X Transitorio 2 (NZIA)11 dicembre 2025 | 1,1 GW (88 progetti) | 66,378 €/MWh | Prima asta con criteri non legati al prezzo (Made in Europe). Prezzo massimo: 91,804 €/MWh. Contingente di 1,6 GW non esaurito |
| Energy Release 2.0 – Bando 13 aprile – 13 maggio 2026 | 24 TWh all'anno | 65 €/MWh (CfD a due vie) | Alternativa attualmente in corso a FER-X. Durata: 3 anni (2025-2027) |
| FER-X:realizzazione prevista per il 2026 | aperto | aperto | Decreto non ancora in vigore al 4 maggio 2026. MASE prevede due aste nel 2026; le date non sono ancora state fissate |
| Fonti: GSE.it · pv-magazine.it · MASE · Energy Release 2.0 Bando GSE. I dati relativi al rendimento non costituiscono una garanzia di risultati futuri. | |||
Il principio di base dell'asta FER-X: se il prezzo di mercato è inferiore al prezzo di aggiudicazione, lo Stato copre la differenza; se è superiore, il gestore restituisce l'eccedenza. Per gli investitori ciò significa un reddito minimo garantito per 20 anni – indipendentemente dall'andamento del mercato all'ingrosso – una protezione che acquista particolare importanza proprio alla luce di interventi normativi come il Decreto Bollette. Le 818 domande presentate per la prima asta FER-X dimostrano chiaramente che gli sviluppatori energetici danno la priorità alla sicurezza dei ricavi a lungo termine, finanziabili dalle banche, rispetto ai ricavi da vendita all'ingrosso.
A partire da luglio 2027 anche la Germania introdurrà i contratti CfD per i nuovi impianti fotovoltaici. Il nostro articolo sull’obbligo CfD 2027 per gli investitori nel fotovoltaico spiega cosa ciò comporti concretamente in termini di rendimento.
Riforma TIDE: la nuova logica dei prezzi nel mercato dell'energia elettrica
Da gennaio 2025 è in vigore il TIDE (Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico) in Italia: la riforma più ampia della rete elettrica dalla liberalizzazione del mercato. L'autorità di regolamentazione ARERA coordina la graduale integrazione delle energie rinnovabili e degli accumulatori nel mercato del dispacciamento. I prezzi zonali, gli intervalli di fatturazione di 15 minuti e l'apertura del mercato dell'energia di regolazione creano nuove fonti di ricavo, ma allo stesso tempo aumentano i requisiti per una gestione energetica professionale.
Le tre modifiche principali per gli investimenti nel fotovoltaico in Italia:
1. Dal prezzo unico alla determinazione dei prezzi per zona Il PUN (Prezzo Unico Nazionale) è stato sostituito dal PUN Index GME. Le sette zone di mercato italiane hanno prezzi dell'energia elettrica propri. Le regioni con un'elevata potenza di immissione fotovoltaica – Sicilia, Sardegna, Calabria – registrano prezzi nettamente inferiori nelle ore di massima immissione di energia solare. La scelta della sede diventa strategica: non contano solo le ore di sole, ma anche l'allacciamento alla rete e le dinamiche di prezzo zonali della rete elettrica.
2. Intervalli di 15 minuti anziché intervalli orari: intervalli di compensazione più brevi riflettono con maggiore precisione le fluttuazioni dell'energia fotovoltaica e accentuano la differenza di spread tra le fasi di prezzo basso e quelle di prezzo alto. Per chi desidera saperne di più sulle dinamiche della commercializzazione diretta: Commercializzazione diretta dell'energia fotovoltaica nel 2026.
3. Apertura del MSD alle energie rinnovabili: per la prima volta gli impianti fotovoltaici e i sistemi di accumulo di energia possono partecipare al Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD). Il gestore di rete Terna coordina tale accesso, offrendo così agli sviluppatori di energia nuove fonti di ricavo attraverso i servizi di rete. Nel primo semestre del 2025, nel Sud Italia i prezzi MSD si sono attestati tra i 250 e i 320 €/MWh: una fonte di ricavi finora riservata alle centrali elettriche convenzionali. L’accordo di connessione alla rete per i nuovi impianti viene standardizzato tramite TIDE.
TIDE si trova in una fase di consolidamento fino al 2028. La direzione è chiara: strutture tariffarie più complesse favoriscono gli investitori che integrano in modo professionale sistemi di accumulo di energia, energia eolica ed energia solare, nonché il collegamento diretto alla rete.
Effetto del prezzo di cattura per l'Italia (al 04/05/2026): Modo Energy riporta per l'Italia, a marzo 2026, un Capture Price solare pari a 124,72 €/MWh — il valore più alto d'Europa, circa il doppio rispetto alla Germania (~59 €/MWh) e circa dieci volte superiore a quello della Spagna (13,51 €/MWh). Il tasso di cattura annuale è dell'86%. Dal punto di vista strutturale, il gas naturale continua a fungere da tecnologia marginale che determina il prezzo nella maggior parte delle ore di sole, proteggendo i ricavi del fotovoltaico italiano dalla "cannibalizzazione solare" osservabile in Spagna e, sempre più, in Germania.
Per la prima volta in Italia si registrano ore con PUN ≈ 0: il 1° maggio 2026, tra le 11 e le 17, i prezzi orari sono scesi quasi a zero in tutte le zone di mercato italiane — la prima ora a prezzo zero su scala nazionale mai registrata. L'Italia non ha ancora formalmente prezzi negativi (Floor 0 nell'algoritmo GME-MGP), mentre la Germania ha registrato circa 600 ore di prezzi negativi nel 2025 e la Spagna 397 ore solo nel primo trimestre del 2026. Il modello di mercato italiano ritarda la cannibalizzazione solare, ma non la elimina.
Decreto Bollette: il rischio che gli investitori devono conoscere
Il Decreto Bollette (DL 21/2026) è stato convertito dal Parlamento il 10 aprile 2026 con la Legge 49/2026 ed è entrato in vigore il 19 aprile 2026 (pubblicato nella GU n. 90 del 18.04.2026). Il Senato e la Camera hanno approvato il testo di conversione con votazioni di fiducia il 31.03 e l'08.04.2026. La legge rimborsa i costi ETS alle centrali a gas per ridurre i prezzi al consumo. Poiché in Italia il gas spesso determina il prezzo di riferimento nel mercato all'ingrosso, il calo dei prezzi del gas incide anche sui ricavi di tutte le energie rinnovabili. Sono interessati soprattutto gli impianti merchant senza copertura dei prezzi a lungo termine e il mercato dei PPA; gli impianti coperti da FER-X rimangono invece ampiamente protetti.
La verifica degli aiuti di Stato da parte dell'UE e la sospensione dell'ARERA bloccano circa il 70% del pacchetto: allo stato del 4 maggio 2026, l'art. 6 (rimborso ETS, circa 3 miliardi di euro) è soggetto a notifica come aiuto di Stato — l'entrata in vigore il 1° gennaio 2027 è subordinata all'approvazione della DG COMP. La Commissione UE, nell'ambito della comunicazione AccelerateEU del 29.04.2026, ha segnalato l'ipotesi italiana della sospensione dell'ETS come non compatibile (fonte: ECCO Climate, ANSA). Inoltre, l'ARERA, con la Delibera 98/2026/R/com art. 9, ha sospeso gli aiuti per il gas (~500 milioni di euro), poiché anche questo blocco non è stato notificato come aiuto di Stato. Di fatto, sono bloccati circa 3,5 miliardi di euro dei 5 miliardi di euro originariamente previsti dal pacchetto. Già questa incertezza rappresenta un rischio di finanziamento per i nuovi progetti.
Cosa ha apportato in più la conversione rispetto al decreto originario:
Aumento dell'IRAP nel settore energetico dal 3,9% al 5,9% per i periodi d'imposta 2026 e 2027; sono interessate le imprese con attività prevalente nei codici ATECO B/06, B/09.1, C/19.2, D/35.1, D/35.2, D/35.4 e H (Trasporto e Magazzinaggio). Incasso aggiuntivo stimato: 469,6 milioni di euro (2026), 545,4 milioni di euro (2027), 74,5 milioni di euro (2028) — interamente destinato alla riduzione della componente ASOS per i clienti commerciali. Sull'aliquota ordinaria ciò comporta una variazione del carico fiscale del +50%, che deve essere quantificatamente integrata nei modelli di investimento per le società di progetto italiane.
Ridotta la soglia di repowering per gli impianti Conto Energia in fase di conversione: per gli impianti fotovoltaici a terra situati in zone agricole si applica ora una producibilità incrementale del 30% (anziché del 40%), mentre la soglia standard del 40% rimane invariata; il termine per il repowering è il 31 dicembre 2030, con una producibilità incrementale pari ad almeno il doppio del periodo di incentivazione residuo.
L'uscita dal carbone è stata fissata per legge al 31 dicembre 2038 — per la prima volta con carattere vincolante dal punto di vista legislativo (in precedenza era solo un obiettivo del PNIEC).
Incentivi PPA per le PMI: GSE come «garante di ultima istanza» per i PPA con durata ≥ 3 anni, premio del 15% sullo spread tra prezzo di mercato e prezzo contrattuale, ammesse le garanzie SACE.
⚠️ Avviso YMYL: l'aumento dell'IRAP ha un impatto diretto sulla struttura fiscale delle società veicolo italiane. Gli investitori con società veicolo italiane già esistenti o in fase di costituzione dovrebbero consultare il proprio commercialista per quantificare l'onere aggiuntivo; le presenti informazioni non sostituiscono in alcun modo una consulenza fiscale.
→ Analisi completa della conversione: Decreto Bollette (Legge 49/2026) per gli investitori nel fotovoltaico
Progetti di accumulo di energia e agri-PV: segmenti in crescita con volumi dell'ordine dei GWh
Il termine "Agri-PV" indica l'utilizzo combinato di terreni agricoli per la produzione di energia solare e per l'agricoltura. I pannelli solari vengono installati in posizione sopraelevata o disposti verticalmente, in modo da consentire comunque la coltivazione o l'allevamento.
In Italia, la costruzione di impianti solari tradizionali su terreni agricoli fertili è in linea di principio vietata per legge (Decreto-Legge 181/2023, il cosiddetto «Decreto Ambiente»), mentre gli impianti agri-fotovoltaici, che garantiscono un doppio utilizzo, sono esplicitamente consentiti e incentivati. Ciò rende l'agri-PV l'unica opzione autorizzabile per molti terreni liberi nel Sud Italia.
In Italia, due segmenti stanno crescendo indipendentemente dal rischio legato al Decreto Bollette: l’agri-PV, con un volume di investimenti finanziato dall’UE pari a 1,7 miliardi di euro, e i progetti di accumulo energetico tramite batterie, con un programma MACSE che prevede 50 GWh entro il 2030. Entrambi i segmenti sono complementari ai progetti FER-X e generano rendimenti aggiuntivi stabili per gli investitori nel settore delle energie rinnovabili.
Progetti di stoccaggio da GWh: panoramica del programma MACSE
L'obiettivo del PNIEC italiano per lo stoccaggio di energia su scala industriale è di 11 GW / 58 GWh entro il 2030. Di questi, il programma MACSE (Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico) acquisisce 50 GWh tramite aste competitive con contratti a prezzo fisso della durata di 15 anni.
| Indicatore | Valore | Stato / Fonte |
|---|---|---|
| Obiettivo nazionale di stoccaggio per il 2030 (PNIEC) | 11 GW / 58 GWh | Pniec aggiornato |
| Obiettivo di approvvigionamento MACSE entro il 2030 | 50 GWh | Terna |
| Volume degli appalti MACSE-1 | 10 GWh | 30 settembre 2025 · Terna |
| MACSE-1 - Premio di aggiudicazione | 12.959 €/MWh all'anno | Centro-Sud 14.566 · Sicilia/Sardegna ~15.029 |
| MACSE-1 Sovrascritta | Doppio (offerte da 40 GWh) | 15 BESS · 7 operatori |
| MACSE-2 (in programma) | 16 GWh · IV trimestre 2026 | Parere ARERA del 27 marzo 2026 · Anno di riferimento 2029 |
| Parco BESS Italia, primo trimestre 2026 | 7,7 GW / 18,8 GWh | 919.037 impianti · Terna 31/03/2026 |
| Mercato della capacità 2028 | «prima dell'estate» del 2026 | Terna |
| Co-locazione: aumento del tasso di rendimento interno (IRR) rispetto al solo fotovoltaico | +29 % | 8Energies/Enspired/Goldbeck – Libro bianco, febbraio 2026 |
| Fonti: Terna · ARERA · qualenergia.it (Vademecum MACSE 11.03.2026) · ess-news.com. I dati relativi ai rendimenti non costituiscono una garanzia di risultati futuri. | ||
Il fatto che la prima asta MACSE abbia registrato una domanda doppia rispetto all'offerta rappresenta un segnale forte: il mercato dei progetti di accumulo energetico in Italia è nettamente più ampio rispetto ai volumi di approvvigionamento attualmente disponibili. La tecnologia agli ioni di litio domina tutti i nuovi progetti di accumulo energetico: le batterie LFP offrono, nei progetti di accumulo commerciale, oltre 10.000 cicli di carica, un'efficienza round-trip del 92–95% e una durata di vita di 10–15 anni. I progetti di accumulo con potenza a partire da 10 MW sono rilevanti ai fini della connessione alla rete e richiedono un accordo di connessione alla rete direttamente con Terna.
Aree idonee: dove sarà ancora possibile costruire nel 2026?
L'Italia ha completamente riformulato il quadro normativo per gli impianti fotovoltaici a terra per il periodo 2025/2026. Il Testo Unico sulle Energie Rinnovabili (D.Lgs. 190/2024) e la sua attuazione tramite il DM Aree Idonee (con conversione in Legge 4/2026 ai sensi del DL 175/2025) attribuiscono la responsabilità alle regioni: queste ultime dovevano approvare entro il 21 febbraio 2026 i piani relativi alle «aree idonee» e alle «aree non idonee». Alla data del 28/04/2026 la maggioranza delle regioni è in ritardo: la Lombardia discuterà il PDL in Aula solo il 12/05/2026, l’Emilia-Romagna a fine aprile, la Puglia è in fase di audizioni, il Molise ha esplicitamente mancato la scadenza prorogata al 18/03/2026.
La sentenza n. 4135/2026 del TAR Lazio del 5 marzo 2026 ha inoltre chiarito che la qualificazione di un’area come «area idonea» costituisce una presunzione favorevole di idoneità, non un’autorizzazione automatica. In concreto: il silenzio-assenso è escluso nella procedura VIA (la direttiva UE 2011/92/UE richiede una decisione esplicita e motivata) e la perizia paesaggistica della Soprintendenza rimane autonoma. Caso in esame: un progetto fotovoltaico da 32 MWp nel Comune di Cellere (Provincia di Viterbo). Parallelamente, il TAR Sardegna con la sentenza 346/2026 del 14.02.2026, in combinato disposto con la sentenza della Corte Costituzionale 184/2025, ha dichiarato incostituzionale la legge sarda di divieto L.R. 20/2024 — le «aree non idonee» non possono mai significare un divieto assoluto.
Conseguenze per gli investitori: l’Aree-Idoneità riduce il rischio di autorizzazione, ma non lo elimina. Nell’ambito della due diligence, l’asserato paesaggistico e una perizia VIA aggiornata rimangono punti critici dal punto di vista YMYL.
Agri-PV in Italia:
Un importante quadro normativo: in Italia, la costruzione di impianti fotovoltaici tradizionali a terra su terreni agricoli fertili è vietata per decreto. L'agri-PV – ovvero la combinazione di energia solare e agricoltura sullo stesso terreno – è invece esplicitamente consentita e incentivata. Ciò crea una chiara distinzione:
Finanziamenti UE: 1,7 miliardi di euro (approvati dalla Commissione europea; Decreto PNRR DL 19/2026, art. 27)
Capacità prevista: 1,04 GW; termine: 30 giugno 2026 (ora per la stipula dell’«accordo di concessione» con il GSE; NON più «Fine lavori»); entrata in esercizio: 24 mesi dalla notifica della concessione
Struttura di finanziamento: fino al 40% di contributo agli investimenti (PNRR) + CfD ventennale
Prima fase di presentazione delle offerte: 643 offerte per 1,7 GW – domanda 1,1 volte superiore all’offerta
Previsioni per il 2030: 3–4 GW (secondo gli esperti del settore)
L'agri-PV è un settore in crescita anche in Germania — si veda la panoramica sull'agri-PVper le basi dei progetti tedeschi.
Airengy e gli sviluppatori energetici internazionali: megaprogetti in Italia
Il mercato italiano dei progetti di accumulo di energia sta attirando sempre più operatori internazionali del settore energetico. Un esempio di spicco è Airengy Ltd (TASE: ARNG), un operatore nel settore energetico specializzato in energie rinnovabili con sede a Ra'anana, in Israele, quotato alla Borsa di Tel Aviv. Il gruppo Airengy si è specializzato in progetti di accumulo su larga scala dell'ordine di GWh in Europa e sta perseguendo una chiara strategia di espansione in Italia.
Airengy Ltd: progetto di accumulo da 1 GWh a Brindisi
Airengy Ltd sta sviluppando nella provincia di Brindisi (Puglia) uno dei più grandi progetti di accumulo di energia in Italia. Il progetto di accumulo da 1 GWh si basa sulla tecnologia agli ioni di litio e sarà collegato direttamente alla rete di trasmissione di Terna. I dati salienti:
Airengy BESS Brindisi – Dati salienti del progetto
Fonte: Airengy Ltd., comunicato stampa del 18 marzo 2026
Fonte: Airengy Ltd., comunicato stampa del 18 marzo 2026; Energy-Storage.News, Energetica India
Airengy Brindisi – Parametri del progetto:
Capacità di stoccaggio: fino a 3 GWh
Potenza allacciata alla rete: 509,25 MW
Durata di conservazione: 4–8 ore
Volume di investimento: circa 230 milioni di euro
Ricavi annuali previsti: 35–50 milioni di euro
Anschlusspunkt: Umspannwerk Pignicelle (< 3 km vom Projektstandort)
Stato: autorizzazione all'allacciamento alla rete rilasciata da Terna (marzo 2026)
Tempi di costruzione: 20 mesi dalla firma del contratto di allacciamento alla rete
Il prossimo passo è la firma formale dell'accordo di connessione alla rete con Terna, a seguito della quale avrà inizio il periodo di costruzione della durata di 20 mesi. Parallelamente sono in corso le procedure di presentazione delle richieste normative presso il Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE).
La struttura di finanziamento si basa su una partnership al 50% tra Airengy Ltd e 7B, parte del conglomerato israeliano Yehuda Levi Group, attivo nel settore energetico e degli investimenti in Europa. Avi Levi, CEO dell'Avi Levi Group, ha dichiarato in occasione dell'annuncio: «La collaborazione con Airengy rafforza l'impegno a favore di progetti innovativi nel settore energetico e la creazione di valore a lungo termine per i partner e le comunità».
Perché Brindisi? La regione offre una combinazione di:
Elevato irraggiamento solare e potenziale eolico
Collegamento diretto alla rete ad alta tensione di Terana (sottostazione di Pignicelle)
Procedure di autorizzazione agevolate per le energie rinnovabili
Posizione strategica per i servizi nel mercato dell'energia di regolazione del Sud Italia
Il megaprogetto Airengy a Brindisi è un esempio emblematico di una tendenza osservabile in tutto il settore energetico europeo: gli operatori energetici israeliani, dotati di una solida competenza tecnologica nei sistemi agli ioni di litio, investono in progetti europei di stoccaggio come base della loro strategia di espansione, avvalendosi nel contempo di partnership locali per il know-how normativo e i servizi di connessione alla rete.
Cosa significa questo per gli investitori: la concorrenza per accaparrarsi progetti interessanti nel settore dello stoccaggio di energia in Italia sta aumentando notevolmente. Airengy Ltd e gruppi simili offrono una gestione professionale dei progetti, servizi propri e fonti di capitale internazionali. Chi, in qualità di investitore privato, desidera trarre vantaggio dallo sviluppo del mercato europeo dello stoccaggio senza essere egli stesso uno sviluppatore nel settore energetico, può scegliere tra il coinvestimento diretto in progetti BESS italiani (con la complessità della ritenuta alla fonte e dell’IRAP) e strutture di partecipazione alternative in mercati più stabili dal punto di vista normativo.
Ritenuta alla fonte in Italia: cosa devono sapere gli investitori tedeschi
Chi investe direttamente in progetti fotovoltaici o di accumulo di energia in Italia deve conoscere gli aspetti fiscali. La ritenuta alla fonte del 26% è il termine più ricercato in relazione agli investimenti nel fotovoltaico in Italia – e allo stesso tempo una delle differenze più significative rispetto al modello di mercato tedesco.
Il meccanismo di base in tre fasi:
Ritenuta alla fonte in Italia: 26% sui dividendi e sugli interessi versati a investitori stranieri (D.L. 66/2014)
Credito d'imposta previsto dalla convenzione: la convenzione contro la doppia imposizione Germania-Italia riduce l'aliquota al 15% (dividendi) o al 10% (interessi) – credito d'imposta automatico sull'imposta di liberazione tedesca (25%)
Rimborso: richiedere il rimborso dell'11% residuo (26% – 15%) all'Ufficio federale delle imposte (tempi di elaborazione di diversi mesi)
Senza rimborsi attivi, l'onere fiscale complessivo arriva fino al 37–41%. Novità a partire dal 2026: l'esenzione parziale del 95% si applica solo a partire da una partecipazione ≥5% o da un valore di acquisto ≥500.000 €.
Un'alternativa all'investimento diretto in Italia è rappresentata da strutture di investimento con un partner contrattuale tedesco: queste sono soggette esclusivamente al diritto tributario tedesco ed evitano la complessità delle convenzioni fiscali. Nel caso di Logic Energy, il contratto è stipulato con la società tedesca mediplan Helm e.K. (artt. 1, 17 e 19 del Codice commerciale tedesco, HGB).
⚠️ Questa sezione offre una panoramica generale e non sostituisce una consulenza fiscale personalizzata. Le conseguenze concrete dipendono dalla struttura societaria e dalla situazione fiscale personale. Si prega di consultare un commercialista abilitato.
Tre strategie per gli investimenti nel fotovoltaico in Italia nel 2026
Per gli investitori nel mercato solare italiano del 2026 si delineano tre approcci chiaramente distinti. Nel 2026, il modello merchant senza copertura non sarà più una strategia sostenibile: il mercato impone un posizionamento.
Strategia 1: FER-X + accumulo di energia (massima stabilità) Contratto differenziale FER-X combinato con un sistema di accumulo a batterie co-localizzato basato sulla tecnologia agli ioni di litio. Il contratto differenziale garantisce il ricavo minimo derivante dalle energie rinnovabili, mentre l'accumulatore di energia consente di accedere ai servizi MSD e ai ricavi da arbitraggio. Volume di investimento a partire da 20 milioni di euro, tempi di costruzione 18–24 mesi. Adatto a investitori istituzionali che privilegiano la stabilità rispetto al potenziale di rialzo.
Strategia 2: PPA + merchant parziale (rischio medio) PPA di 10-15 anni come base di ricavi (LevelTen Europe Solar PPA Q1 2026: 55,05 €/MWh (-13 % su base annua, calo per 5 trimestri consecutivi). Pexapark febbraio 2026: Italia -11,4% su base mensile secondo DL Energia. Il più grande PPA solare in Italia a gennaio 2026: 300 MW Capital Dynamics.). Quota merchant per il potenziale di rialzo del mercato. Il rischio legato al Decreto Bollette riguarda la quota non garantita. Raccomandazione: firmare il PPA in anticipo, finché i prezzi sono ancora stabili.
Strategia 3: Agri-PV tramite il programma PNRR (quota di finanziamento massima) Gli investimenti nell'Agri-PV nell'ambito del programma PNRR italiano (1,7 miliardi di euro, capacità target di 1,04 GW, termine per la stipula dell'«accordo di concessione» 30.06.2026) combinano un contributo agli investimenti fino al 40% con un CfD ventennale. Si tratta quindi di uno dei regimi di incentivazione più vantaggiosi dell’UE. L’accesso è aperto a tutti gli investitori europei, sebbene con requisiti autorizzativi più complessi (doppio uso agricoltura + fotovoltaico) e con riserva di conformità alle norme UE in materia di aiuti di Stato. Adatto a investitori con pazienza nella fase di due diligence e che puntano sull'ottimizzazione degli incentivi piuttosto che sul rendimento di mercato.
Un confronto diretto tra le diverse forme di investimento: PV vs. ETF vs. immobili
Dichiarazione di non responsabilità (aggiornata al 04/05/2026): il presente articolo ha esclusivamente scopo informativo generale e non costituisce una consulenza in materia di investimenti, fiscale o legale. I testi di legge citati (Legge 49/2026, Legge 4/2026, D.Lgs. 190/2024, DL 19/2026) e le decisioni amministrative (TAR Lazio 4135/2026, TAR Sardegna 346/2026, Corte Cost. 184/2025, Delibera ARERA 98/2026/R/com) e i dati di mercato (FER-X, MACSE, GME-PUN, Italia Solare/Terna-Pipeline, Modo Energy Capture-Price, LevelTen/Pexapark PPA-Index) corrispondono allo stato delle informazioni disponibili al pubblico al 04.05.2026.
Alcune misure della Legge 49/2026 — in particolare l’art. 6 (ETS-Rimborso, entrata in vigore 01.01.2027) e l’art. 9 (Aiuti per il gas) — sono soggette alla verifica degli aiuti di Stato da parte dell’UE (DG COMP) o sono state sospese dalla Delibera ARERA 98/2026/R/com. I dati relativi ai rendimenti si basano su valori storici del Gruppo Helm e non costituiscono una garanzia di risultati futuri. Il diritto italiano in materia di investimenti, la Convenzione contro la doppia imposizione Germania-Italia e l’aumento dell’IRAP dal 3,9% al 5,9% per le imprese del settore energetico per gli esercizi fiscali 2026 e 2027 richiedono una verifica caso per caso da parte di un commercialista o avvocato italiano. Tutti i valori sono espressi in euro (nessun rischio di cambio per gli investitori con valuta di riferimento l'euro).
Il mercato solare italiano del 2026 ci insegna una lezione importante: la crescita da sola non costituisce una strategia di investimento. La copertura FER-X , l’integrazione di sistemi di accumulo basati sulla tecnologia agli ioni di litio e una scelta oculata dell’ubicazione sono fattori determinanti per garantire che un progetto mantenga effettivamente le promesse di rendimento. In qualità di sviluppatore di progetti con acquisizione attiva di terreni, finanziamenti fissi e un portafoglio completo che spazia dagli impianti a terra agli accumulatori a batteria, Logic Energy offre un modello che attua questi principi in modo coerente, in un mercato tedesco stabile dal punto di vista normativo. Contattaci ora →
Domande frequenti
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A livello settoriale sì: il segmento Utility-Scale è cresciuto del 15% nel 2025, mentre Terna registra oltre 10 GW in costruzione per il 2026. Il primo trimestre del 2026 mostra tuttavia un’inversione di tendenza: Utility-Scale -9% su base annua, mentre C&I +24%. Il calo nel segmento residenziale è conseguenza della scadenza del Superbonus. Per gli investitori istituzionali l'Italia rimane uno dei mercati più dinamici d'Europa; i dati di mercato non costituiscono una garanzia di risultati futuri.
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Gli investimenti garantiti da FER-X rimangono in gran parte protetti, poiché il contratto per differenza compensa il calo dei prezzi di mercato. Gli impianti merchant senza copertura sono invece fortemente colpiti. Situazione al 04.05.2026: l'art. 6 (ETS-Rimborso, ~3 miliardi di €) è soggetto a notifica DG-COMP ed è stato segnalato come non compatibile nell'ambito di AccelerateEU il 29.04.2026. L'ARERA ha inoltre sospeso l'art. 9 (~500 milioni di €) con la Delibera 98/2026/R/com. Di fatto, sono bloccati ~3,5 miliardi di € dei 5 miliardi di € originari.
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FER-X è il sistema italiano dei CfD: contratti a termine di 20 anni proteggono gli impianti solari ed eolici dal calo dei prezzi all'ingrosso. Il programma ha un obiettivo di 8 GW di energia solare e 2,5 GW di energia eolica entro il 2030. La prima asta ha assegnato 7,7 GW a un prezzo medio di 56,82 €/MWh, il 37% in meno rispetto al prezzo di riferimento.
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TIDE apre il mercato dell'energia di regolazione (MSD) alle energie rinnovabili e agli impianti di accumulo. Nel primo semestre del 2025, il Sud Italia ha registrato prezzi MSD compresi tra 250 e 320 €/MWh. Allo stesso tempo, i prezzi zonali inaspriscono notevolmente i requisiti relativi all'allacciamento alla rete e alla scelta dell'ubicazione.
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Airengy (con sede a Ra'anana, Israele; quotata alla Borsa di Tel Aviv) sfrutta la combinazione tra il programma MACSE (obiettivo di 50 GWh), la conveniente tecnologia agli ioni di litio e l'elevata capacità di immissione in rete nel Sud Italia. Il progetto di stoccaggio da GWh a Brindisi (fino a 3 GWh / 509,25 MW, ~230 milioni di euro di volume di investimento) viene realizzato come partnership al 50% con il conglomerato israeliano Yehuda Levi Group (7B). Terna ha concesso l'autorizzazione all'allacciamento alla rete nel marzo 2026; i tempi di costruzione sono di 20 mesi dalla firma del contratto.
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Ritenuta alla fonte del 26% in Italia, ridotta al 15% in virtù della convenzione contro la doppia imposizione tra Germania e Italia. La differenza (11%) è rimborsabile presso l’Ufficio federale delle imposte. Senza il rimborso, l’onere fiscale complessivo per gli investitori tedeschi ammonta al 37–41%. A ciò si aggiunge, a partire dal 19/04/2026, l'aumento dell'IRAP dal 3,9% al 5,9% per le SPV italiane del settore energetico. L'onere fiscale individuale dipende dalla struttura dell'investimento e dalla situazione personale e deve essere verificato dal commercialista.
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L'Italia offre un maggior numero di ore di sole e una maggiore potenza immessa in rete per kWp; con FER-X, un sistema di contratti a termine (CfD) ventennali con un reddito minimo garantito, e con MACSE, il più grande mercato europeo per la capacità di accumulo. A ciò si contrappongono un rischio normativo più elevato (Decreto Bollette, verifica degli aiuti di Stato da parte dell'UE), un allacciamento alla rete più complesso tramite Terna e oneri fiscali alla fonte per gli investitori tedeschi, oltre all'aumento dell'IRAP del 5,9% a livello di SPV. La Germania offre la stabilità della EEG e un trattamento fiscale semplice, ma in cambio un numero inferiore di ore a pieno carico. Quale mercato sia economicamente superiore dipende dalla struttura dell’investimento, dalla tolleranza al rischio e dal profilo fiscale.
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Sì. Il programma finanziato dall'UE (1,7 miliardi di euro, obiettivo di 1,04 GW) è aperto a tutti gli investitori europei. La struttura degli incentivi (40% di contributo agli investimenti + CfD ventennale) rende l'agro-fotovoltaico uno dei segmenti più interessanti nel settore delle energie rinnovabili in Italia nel 2026.
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La legge 49/2026 prevede tre opzioni per gli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW nell’ambito delle prime quattro edizioni del Conto Energia: Opzione A: 85% del premio tariffario per il secondo semestre 2026–31.12.2027 + 3 mesi di proroga della convenzione con il GSE. Opzione B: 70% del premio tariffario per il secondo semestre 2026–31.12.2027 + 6 mesi di proroga. Uscita anticipata con repowering: a partire dal 01.01.2028, max. 10 GW cumulati, 90% del credito residuo attualizzato a fronte di un repowering integrale entro il 31.12.2030 con producibilità raddoppiata (soglia del 30% per impianti fotovoltaici a terra in aree agricole, altrimenti 40%). Termine per la scelta: 31.05.2026. Termine per la richiesta di uscita: 30.09.2026. Queste informazioni non sostituiscono una consulenza fiscale o legale.
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La seconda asta del FER-X Transitorio si è tenuta l'11 dicembre 2025 — sotto forma di asta NZIA con criteri non legati al prezzo (Made in Europe). Risultato: 88 progetti, 1,1 GW di fotovoltaico, Ø 66,378 €/MWh — circa 10 €/MWh in più rispetto a FER-X-1 (56,825 €/MWh). Al 04.05.2026 non è stata annunciata una FER-X-3. Il decreto FER-X-definitivo non è ancora in vigore; il MASE ha prospettato nell'ottobre 2025 due aste per il 2026, senza fissare date. Alternativa attualmente in corso: Energy Release 2.0 (CfD a due vie 65 €/MWh, termine di presentazione delle domande 13.05.2026). Le previsioni di rendimento non costituiscono una garanzia di risultati futuri.
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Il TAR Lazio (sez. III) ha chiarito, con sentenza n. 4135 del 5 marzo 2026 , che la qualificazione di un’area come «area idonea» costituisce una presunzione favorevole di idoneità, NON un’autorizzazione automatica. Tre punti chiave: (i) il silenzio-assenso è escluso nella procedura VIA (la direttiva UE 2011/92/UE richiede una decisione esplicita e motivata); (ii) il parere paesaggistico della Soprintendenza rimane autonomo; (iii) i vincoli sopravvenuti richiedono un aggiornamento della documentazione di progetto. Caso in esame: progetto fotovoltaico da 32 MWp nel Comune di Cellere (Provincia di Viterbo). Conseguenza per gli investitori: l’idoneità dell’area riduce il rischio di autorizzazione, ma non lo elimina — l’asserverazione paesaggistica e l’aggiornamento della VIA sono obbligatori nella due diligence.
Riferimenti bibliografici
pv magazine – L'Italia installerà 6,4 GW di energia solare nel 2025 – Dati Terna elaborati da Italia Solare, 6 febbraio 2026
Renewable Matter – La domanda di energia in Italia si arresta mentre il solare raggiunge livelli record – Bilancio annuale Terna su accumulo e produzione 2025, 11 febbraio 2026
QualEnergia – I dati 2025 sul fotovoltaico di Italia Solare – Dati regionali, inclusa la Sicilia +81 %, Lombardia −19 %, febbraio 2026
RWE – Crescita vertiginosa in Italia: RWE raddoppia la capacità eolica e solare in costruzione portandola a 235 MW – 26 febbraio 2026
pv magazine – Le nuove disposizioni energetiche italiane potrebbero favorire l'uso del gas – Analisi del Decreto Bollette, inclusa la stima di RSE: spread −10 %, 25 febbraio 2026
ESS News – Le nuove disposizioni energetiche italiane potrebbero favorire l'uso del gas – Prospettive di stoccaggio Decreto Bollette, 25 febbraio 2026
Eversheds Sutherland – ITALIA: Decreto Energia (DL Bollette) – DL 21/2026 e riforma delle connessioni alla rete – Analisi giuridica del DL 21/2026, marzo 2026
Fraunhofer ISE – Costi di produzione dell'energia elettrica da fonti rinnovabili, luglio 2024 (PDF) – Dati LCOE relativi agli impianti fotovoltaici a terra a livello internazionale
Solarserver – La co-locazione con accumulo a batteria garantisce la redditività – White paper 8Energies / Enspired / Goldbeck Solar: +29 % IRR, 23 febbraio 2026
Energy-Storage.News – Terna approva un sistema di accumulo di energia da 3 GWh – Dati del progetto Airengy Brindisi, marzo 2026
Energetica India – Airengy ottiene l'approvazione per l'allacciamento alla rete di un sistema BESS da 3 GWh in Italia – Volume di investimento, Yehuda Levi Group, marzo 2026
GSE – Gestore Servizi Energetici – Dati dell'asta FER-X 2025
Gruppo Helm – Dati sul rendimento del portafoglio 2024 – Dati interni sui progetti, 6–10 % annuo
ARERA – Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) – Riforma TIDE 2025
MASE – Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica: PNIEC Italia – Obiettivo di capacità solare di 79,2 GW entro il 2030, volume target FER-X, luglio 2024
ESS News – La prima asta per batterie MACSE in Italia supera ogni aspettativa – 10 GWh aggiudicati, domanda quattro volte superiore all'offerta, prezzo di aggiudicazione 12.959 €/MWh/anno, ottobre 2025
Gore Street Capital – Come l'Italia sta guidando gli investimenti nel settore BESS – Obiettivo nazionale di stoccaggio previsto dal PNIEC: 11 GW / 58 GWh entro il 2030, programma MACSE
gazzettaufficiale.it — Legge 10 aprile 2026 n. 49 (GU n. 90 del 18.04.2026), Conversione del decreto legge 21/2026
fiscoetasse.com — Decreto Bollette 2026 e legge di conversione, aumento dell'IRAP nel settore energetico (aprile 2026)
ECCO Climate — AccelerateEU & DL Bollette: Incompatibilità del rimborso ETS, 29 aprile 2026
Delibera ARERA n. 98/2026/R/com — Sospensione dell'art. 9 del DL 21/2026 (aiuto di Stato non notificato)
biblus.acca.it — TAR Lazio, Sezione III, Sentenza n. 4135/2026 del 5 marzo 2026 (Aree idonee)
biblus.acca.it — TAR Sardegna, Sezione II, Sentenza n. 346/2026 del 14 febbraio 2026; Corte Costituzionale, Sentenza n. 184/2025
Italia Solare — Osservatorio FER Q1 2026 (Ripartizione del mercato: residenziale/C&I/utility-scale)
Terna Rapporto mensile — Marzo 2026: dati relativi a progetti in cantiere, parchi BESS e produzione al 31 marzo 2026
Modo Energy — Prezzo europeo dell'energia solare a marzo 2026 (Italia 124,72 €/MWh, tasso di cattura dell'86 %)
LevelTen Energy — Indice europeo dei prezzi dei PPA, primo trimestre 2026 (solare 55,05 €/MWh, -13 % su base annua)
Pexapark — European PPA Tracker febbraio 2026 / gennaio 2026 (Italia -11,4 % su base mensile, Capital Dynamics 300 MW di PPA solari)
Tutte le informazioni sono fornite a titolo puramente indicativo. Aggiornato a maggio 2026.
