Indice:
- Avere un tetto non significa essere pronti per l’installazione
- Prezzi alti dell’energia non garantiscono alti ritorni
- Rischi legati a connessione di rete e cambi normativi
- Ignorare la gestione e manutenzione riduce i benefici complessivi
- Errori nella struttura di investimento compromettono incentivi e ritorni
- Strategie di investimento nel fotovoltaico in contesti incerti
- Pianificare il ritmo giusto per garantire valore oltre il 2025
Introduzione: Rischi Nascosti Dietro il Boom del Fotovoltaico
Con l’accelerazione della transizione energetica in Europa, il mercato italiano del fotovoltaico per le imprese sta vivendo un’espansione senza precedenti. Per le aziende, diventa cruciale sfruttare in modo efficiente le risorse disponibili sul tetto, migliorare le certificazioni energetiche e contenere i costi operativi.
Tuttavia, dietro questo entusiasmo, si celano rischi significativi legati alla fase di implementazione. Dalla struttura del tetto alla connessione alla rete, fino alla definizione del modello d’investimento, ogni trascuratezza può trasformarsi in un problema finanziario o normativo nel lungo periodo.
Basandosi sul contesto di mercato italiano e su casi reali, questo articolo identifica i cinque errori più comuni nella realizzazione di un impianto fotovoltaico aziendale nel 2025, proponendo strategie concrete per aiutare le imprese a pianificare in modo efficace e garantire un ritorno stabile nel tempo.
Disporre di un tetto non significa essere pronti per un impianto fotovoltaico
1. Errori tipici
Durante la selezione del sito, le aziende commettono frequentemente tre errori:
- Ignorare la struttura: concentrarsi solo sulla superficie disponibile, senza considerare la capacità di carico e la stabilità della struttura del tetto.
- Sottovalutare i rischi: trascurare problemi legati all’invecchiamento, alle infiltrazioni d’acqua o alla corrosione del tetto, con conseguenti rischi per la gestione futura dell’impianto.
- Proprietà poco chiara: tetti con titolarità non definita o contratti di affitto tetto fotovoltaico poco chiari, che possono generare controversie legali durante il periodo operativo.
2. Rischi potenziali
- Rischi strutturali: deformazioni, infiltrazioni e crepe che aumentano i costi di manutenzione, con possibili rischi di crollo o incendio.
- Rischi legali: controversie sulla proprietà ostacolano il funzionamento dell’impianto e complicano la cessione degli asset o le operazioni di finanziamento.
- Rischi economici: interventi di rinforzo o ristrutturazione aumentano i costi iniziali e allungano i tempi di recupero dell’investimento.
3. Strategie consigliate
- Valutazione strutturale preventiva: affidarsi a enti qualificati per analizzare la capacità di carico del tetto (es. cemento o lamiera grecata), già nella fase iniziale del progetto.
- Chiarezza giuridica: verificare la proprietà e firmare accordi di utilizzo che coprano l’intero ciclo di vita dell’impianto (oltre 20 anni), in caso di fotovoltaico su tetto in affitto.
- Includere la ristrutturazione nel budget: pianificare gli interventi su problemi come corrosione, amianto o danni strutturali, per garantire una produzione stabile nel lungo termine.
Stato dei tetti industriali e commerciali in Italia (dati ANCE 2024)
Secondo i dati di ricerca, molti edifici industriali e commerciali in Italia presentano tetti obsoleti, con problematiche strutturali o legate alla sicurezza dei materiali.
(di seguito l’infografica)
Prezzi Alti dell’Energia non Garantiscano Alti Ritorni
Negli ultimi anni, il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica in Italia (PUN) ha superato i 300€/MWh, alimentando l’entusiasmo per lo sviluppo del fotovoltaico aziendale e rendendo il paese uno dei mercati più attivi d’Europa.
Tuttavia, un prezzo elevato nel breve termine non assicura un ritorno garantito nel lungo periodo. In molti investimenti reali, le imprese hanno fatto affidamento su previsioni statiche del prezzo dell’energia, trascurando fattori cruciali come la volatilità dei prezzi, il tasso di autoconsumo e l’evoluzione dei prezzi di vendita dell’energia in eccesso, ottenendo così rendimenti inferiori alle aspettative.
1. Errori di valutazione nell’era dei prezzi elevati
- Errore di previsione statica
Molti progetti utilizzano il prezzo attuale dell’energia come base per stimare i ricavi dei prossimi 20 anni, ignorando però l’aumento della volatilità dopo le riforme del mercato. I prezzi nelle ore centrali della giornata, in particolare, subiscono forti pressioni al ribasso. - Mancata corrispondenza tra consumo e produzione
Anche con prezzi elevati, se il consumo aziendale è concentrato nelle ore serali o notturne (come nel settore logistico o della catena del freddo), la produzione fotovoltaica diurna non viene sfruttata direttamente e deve essere venduta alla rete a prezzi molto bassi, riducendo drasticamente il rendimento. - Affidamento eccessivo agli incentivi per l’energia in eccesso
Il meccanismo RID di GSE, che regola la compensazione per l’energia immessa in rete, è sempre più restrittivo e potrebbe in futuro passare a una logica di mercato a pronti, aumentando i rischi per i progetti che si basano su tali entrate.
2. Avvisi dai casi reali
Secondo uno studio pubblicato da Enea e GSE nel 2024, molti impianti fotovoltaici entrati in funzione nel 2022 in ambito logistico e di refrigerazione hanno registrato nel 2023 un IRR medio inferiore del 22% rispetto alle previsioni.
La causa principale: le previsioni erano basate su un prezzo di 120€/MWh, mentre il prezzo reale dell’energia immessa in rete nelle ore centrali è sceso sotto i 70€/MWh, riducendo significativamente i ricavi totali.
3. Come valutare correttamente il ritorno di un impianto fotovoltaico per azienda
- Analisi basata su prezzi differenziati per fasce orarie
Utilizzare almeno tre fasce (bassa, media, alta) per modellare accuratamente l’autoconsumo, evitando stime grossolane basate sulla media annuale. - Ottimizzare l’autoconsumo come obiettivo principale
Modificare i turni di produzione, implementare sistemi di accumulo a freddo o strumenti di gestione della domanda per massimizzare l’uso dell’energia prodotta durante il giorno. - Integrare sistemi di accumulo per gestire la volatilità
Nei casi in cui l’autoconsumo non supera l’80%, dotarsi di sistemi di accumulo consente di conservare l’energia prodotta a mezzogiorno e utilizzarla nelle ore di punta, migliorando il ritorno dell’investimento. - Aggiornare periodicamente le ipotesi di prezzo a lungo termine
Fare riferimento all’andamento storico del PUN, alle proiezioni dell’ACER e alle politiche energetiche nazionali per rivedere regolarmente il modello finanziario.
(Vedi grafico: andamento del prezzo dell’energia in Italia 2019–2024)
Rischi Sottovalutati nella Connessione alla Rete e nei Cambiamenti Normativi
Con la rapida espansione del fotovoltaico per imprese in Italia, le risorse di connessione alla rete stanno diventando sempre più scarse, mentre gli aggiornamenti normativi si susseguono con maggiore frequenza. Nella fase di implementazione, ritardi nelle autorizzazioni, variazioni nei criteri di connessione e la riduzione delle finestre di incentivazione sono diventati fattori chiave che incidono sul rendimento degli impianti fotovoltaici.
Molte aziende, nella fase di pianificazione, continuano a sottovalutare questi rischi, con conseguenti ritardi, aumento dei costi o, in alcuni casi, l’abbandono del progetto.
1. L’approvazione alla connessione non garantisce un progetto sicuro
Nelle regioni del Nord e Centro Italia — come Lombardia, Emilia-Romagna e Veneto — la capacità installata nel settore fotovoltaico distribuito è cresciuta rapidamente, saturando diversi nodi della rete di distribuzione.
Anche in presenza di un’approvazione preliminare, i progetti possono incontrare ostacoli legati a:
- Ritardi nella connessione o variazioni nei criteri di allaccio
- Investimenti aggiuntivi richiesti (come sistemi di accumulo o adeguamenti anti-immissione)
- Nuovi costi per i servizi di sistema
Secondo l’ARERA (Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente), nel 2024 oltre il 17% degli impianti fotovoltaici distribuiti di media e grande taglia ha subito ritardi o modifiche nei requisiti di connessione, un dato in continua crescita.
2. Sfide chiave nella connessione alla rete per il fotovoltaico
Oggi, i progetti fotovoltaici affrontano due ostacoli principali in fase di connessione:
- Collo di bottiglia nella rete: in aree rurali o zone industriali secondarie, la rete è obsoleta, i fondi per il potenziamento scarseggiano e i tempi di aggiornamento sono lunghi, rendendo difficile l’integrazione di nuovi impianti.
- Variabilità normativa: autorità regionali come quelle della Lombardia e del Veneto adeguano gli standard in base al carico di rete, imponendo sempre più spesso requisiti come l’integrazione di sistemi di accumulo o l’accesso scaglionato a quote limitate.
In parallelo, anche il supporto al meccanismo RID per l’energia immessa in rete è in fase di revisione, aumentando l’incertezza sui ricavi complessivi.
3. Come ottimizzare la pianificazione prima della connessione alla rete
- Definire il percorso di connessione in anticipo: identificare da subito il punto di connessione alla rete e la capacità disponibile; quando possibile, firmare accordi preliminari con operatori locali (es. E-Distribuzione, Areti).
- Integrare l’analisi di sensibilità nel modello finanziario: simulare uno scenario con ritardo nella connessione di 3–6 mesi per valutare l’impatto sull’IRR.
- Monitorare costantemente gli aggiornamenti normativi: seguire attentamente le pubblicazioni di GSE, ARERA e delle autorità energetiche regionali per recepire in tempo reale nuove regole su connessioni e requisiti di accumulo.
- Prevedere una strategia modulabile di accumulo: per gli impianti con domanda flessibile, come un impianto fotovoltaico industriale, conviene predisporre un piano per l’integrazione futura di sistemi di accumulo in risposta a cambiamenti normativi.
Trascurare la Gestione e la Manutenzione Compromette i Ritorni sul Ciclo di Vita del Sistema
Nei progetti di impianto fotovoltaico per aziende, molte imprese si concentrano inizialmente sulla stima del ritorno dell’investimento, trascurando però la pianificazione della gestione e manutenzione nel lungo periodo. Un impianto fotovoltaico ha una durata prevista di oltre 25 anni: senza una strategia O&M strutturata, anche i progetti con modelli di ritorno ottimali rischiano di vedere i rendimenti erosi nel tempo.
1. Investimenti iniziali insufficienti aggravano le perdite nel lungo termine
Una causa frequente del degrado accelerato dei sistemi fotovoltaici è l’insufficiente investimento iniziale. Per ridurre i costi di costruzione, alcune aziende scelgono fornitori a basso costo o componenti di bassa qualità, compromettendo l’affidabilità dell’intero impianto.
Secondo i dati pubblicati da ARERA nel 2024, i sistemi fotovoltaici privi di gestione professionale mostrano, dopo il quinto anno di esercizio, una riduzione media dell’efficienza dell’8%–12%, ben al di sopra degli standard di progetto.
I rischi tipici includono:
- Microfratture o hot spot nei moduli fotovoltaici, con conseguente calo continuo della produzione
- Aumento delle anomalie negli inverter, con maggiore tempo di inattività del sistema
- Invecchiamento dei collegamenti, con rischi di malfunzionamenti o cortocircuiti
Se il sistema opera per anni in condizioni non ottimali, i ricavi annuali si riducono e aumentano i costi imprevisti di manutenzione, compromettendo il rendimento complessivo dell’investimento.
2. L’assenza di una pianificazione O&M rende i rendimenti imprevedibili
Oltre alla qualità dei materiali, è la pianificazione a lungo termine delle attività di O&M a determinare la redditività reale di un impianto.
Molti impianti vengono avviati senza una strategia operativa strutturata, con conseguente reattività tardiva e accumulo di problemi durante l’esercizio:
- Assenza di ispezioni periodiche e sistemi di allerta per guasti imminenti
- Frequenza insufficiente nella manutenzione di inverter, cavi e messa a terra
- Pulizia dei moduli non regolare, con accumulo di sporco che riduce l’efficienza
Secondo SolarPower Europe, le centrali fotovoltaiche dotate di piattaforme intelligenti di gestione (monitoraggio IoT + sistemi di allarme) registrano una produzione annua superiore del 5%–7% rispetto ai sistemi tradizionali.
Al contrario, l’assenza di una gestione sistemica porta spesso a un effetto accumulo di piccoli problemi, con conseguente crollo del rendimento finale.
3. Strategia: includere la manutenzione nella pianificazione dell’intero ciclo d’investimento
Per garantire rendimenti stabili nel lungo periodo, le imprese dovrebbero includere fin dall’inizio la strategia O&M nella pianificazione dell’impianto fotovoltaico aziendale, in particolare:
- Selezionare EPC e team O&M qualificati, per garantire qualità in fase di costruzione e manutenzione
- Integrare sistemi di monitoraggio intelligenti per il controllo in tempo reale delle prestazioni dei moduli e dello stato degli inverter
- Definire piani di ispezione annuale, mensile e sostituzione programmata delle apparecchiature
- Prevedere un budget O&M dedicato nel lungo periodo, evitando carenze future di risorse
Un sistema completo di manutenzione preventiva consente di estendere la vita utile dell’impianto, ridurre il tasso di guasti annuali e mantenere l’allineamento tra il modello di ritorno stimato e i risultati reali.
Errori nella Struttura d’Investimento Compromettono Incentivi e Ritorni Finanziari
In Italia, i progetti di fotovoltaico per le aziende non si limitano al modello tradizionale di autoconsumo diretto, ma includono forme più articolate come il PPA, il fotovoltaico senza investimento e l’affitto tetto per impianto fotovoltaico. La correttezza della struttura d’investimento influisce non solo sull’accesso agli incentivi, ma anche sulla ripartizione dei ricavi e sulla stabilità finanziaria nel lungo termine.
1. La struttura d’investimento determina l’accesso agli incentivi
Secondo le normative più recenti pubblicate dal GSE nel 2024, per poter accedere a meccanismi come lo Scambio sul Posto, il RID o i bonus per l’autoconsumo, i progetti devono garantire condizioni chiare di proprietà e trasparenza sull’identità dell’investitore.
Tuttavia, si riscontrano frequentemente errori che portano a conflitti sull’assegnazione degli incentivi, tra cui:
- Disallineamento tra titolarità dell’investimento e proprietà del tetto
- Mancata definizione delle quote di incentivo nei contratti di investimento con terzi
- Accordi PPA privi di clausole chiare sulla ripartizione dei ricavi futuri
2. Modelli finanziari non allineati alla realtà di mercato
Con l’introduzione di una liberalizzazione sempre più marcata del mercato elettrico (specialmente dopo il 2025, quando i nuovi impianti dovranno operare interamente sul mercato spot), i modelli basati su prezzi fissi diventano sempre meno validi.
Molte aziende, però, continuano ad adottare ipotesi statiche, non tenendo conto di:
- Eccessivo ottimismo nei rendimenti previsti
- Prolungamento dei tempi di recupero del capitale investito
- Peggioramento delle condizioni di accesso al credito (riduzione della durata del prestito, aumento dei tassi)
Secondo un rapporto di Intesa Sanpaolo pubblicato nel 2024, l’inclusione nella fase di studio di fattibilità di modelli dinamici — che considerano fluttuazioni del prezzo, modifiche normative e variazioni nei costi O&M — può aumentare la bancabilità del progetto di oltre il 30%.
3. Strategie consigliate: ottimizzare la struttura d’investimento e i modelli di rendimento
Per garantire una performance finanziaria stabile nel tempo, è essenziale costruire fin dall’inizio una struttura d’investimento solida e adattiva:
- Chiarezza sulla titolarità: definire tramite atti notarili la proprietà e i diritti relativi agli incentivi
- Contrattualistica chiara: normare in modo preciso le responsabilità e la ripartizione degli utili nei contratti di PPA, affitto o collaborazione
- Modelli dinamici di rendimento: integrare parametri realistici su prezzi di mercato, incentivi, costi di manutenzione
- Supporto di consulenti specializzati: affidarsi a esperti legali e fiscali per assicurare la conformità del modello e ottimizzare il carico tributario
Strategie di Investimento nel Fotovoltaico in un Contesto Incerto
Con la crescente complessità del mercato elettrico italiano – caratterizzato da forti oscillazioni del prezzo all’ingrosso, revisione del meccanismo RID, riduzione degli incentivi e maggiore difficoltà di connessione alla rete – i progetti di fotovoltaico aziendale affrontano un ambiente in rapida evoluzione.
In questo scenario, non è più sufficiente contare su prezzi elevati o incentivi temporanei per garantire rendimenti stabili: è necessario passare da un approccio reattivo a una strategia di investimento proattiva.
1. Rischi principali nel nuovo contesto di mercato
- Volatilità dei ricavi: passaggio da un modello guidato da incentivi a uno fondato su mercato spot e autoconsumo, con aumento dell’incertezza generale.
- Incertezza normativa: modifiche continue nei requisiti su autoconsumo, accumulo, connessione alla rete da parte delle autorità locali, rendono più complessa la pianificazione.
- Allungamento dei tempi di ritorno: progetti con pochi o nessun incentivo richiedono 8–12 anni per rientrare dell’investimento, con un impatto diretto sulla sostenibilità economica dell’impianto fotovoltaico per azienda.
2. Strategie chiave per un investimento sostenibile
Ottimizzare il tasso di autoconsumo
- Dare priorità a progetti che riflettano il profilo di carico energetico aziendale, riducendo la dipendenza dalla vendita dell’energia in eccesso.
- Modificare turni produttivi o orari della catena del freddo per aumentare l’autoconsumo durante le ore diurne.
Configurare correttamente accumulo e gestione intelligente
- Nei contesti con forti fluttuazioni di carico o differenze di prezzo marcate tra fasce orarie, integrare sistemi di accumulo per favorire l’arbitraggio energetico e la partecipazione alla risposta alla domanda.
- Adottare piattaforme di monitoraggio e manutenzione intelligenti per ridurre i costi operativi nel lungo termine e prolungare la vita utile dei componenti.
Bloccare le finestre di incentivo e procedere per fasi
- Sfruttare il periodo residuo di incentivi per avviare rapidamente i progetti di qualità e completare la connessione alla rete.
- Integrare meccanismi flessibili nei contratti futuri, come PPA dinamici e soglie di IRR, per gestire meglio la transizione verso un mercato senza incentivi.
Diversificare e mantenere flessibilità operativa
- Costruire un portafoglio distribuito in diverse regioni o con diversi gradi di maturità del mercato elettrico, per mitigare i rischi legati a singole normative o limiti di rete.
- Monitorare costantemente i piani regionali di potenziamento della rete e gli aggiornamenti normativi per adeguare tempestivamente il ritmo di sviluppo.
Conclusione: Pianificare il Ritmo, Garantire il Valore Oltre il 2025
Il 2025 rappresenta un punto di svolta strutturale per il fotovoltaico per le aziende in Italia. Con incentivi sempre più selettivi e un mercato instabile, il fotovoltaico non è più uno strumento di speculazione a breve termine, ma una componente strategica a lungo termine della gestione energetica aziendale.
Questo articolo ha analizzato i nodi chiave della transizione: valutazione del tetto, revisione delle aspettative di ritorno, accesso alla rete, ottimizzazione della struttura d’investimento e gestione operativa.
Solo con una pianificazione lungimirante, decisioni sistemiche e capacità di adattamento, le imprese potranno assicurarsi ritorni duraturi dal fotovoltaico aziendale e rafforzare la propria posizione nella transizione energetica.
Maysun Solar continuerà a supportare le imprese italiane offrendo moduli fotovoltaici ad alta efficienza e servizi professionali per la cooperazione in progetti commerciali e industriali, contribuendo alla creazione di valore sostenibile nel lungo periodo.
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Riferimenti：
ARERA. (2024). Relazione annuale sullo stato dei servizi di energia e gas. https://www.arera.it/chi-siamo/relazione-annuale/relazione-annuale-2024
ENEA e GSE. (2024). Partecipazione al piano di formazione GSE "In-Forma 2024".
https://www.efficienzaenergetica.enea.it/vi-segnaliamo/efficienza-energetica-la-partecipazione-enea-al-piano-di-formazione-gse-in-forma-2024.html
SolarPower Europe. (2025). Operation & Maintenance: Linee guida delle migliori pratiche – Versione 6.0.https://www.solarpowereurope.org/insights/thematic-reports/operation-and-maintenance-best-practice-guidelines-version-6-0
GSE. (2024). Statistiche sull’energia elettrica rinnovabile in Italia. https://www.gse.it/dati-e-scenari/statistiche
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