Nel 2026, per un’impresa italiana che valuta un nuovo impianto fotovoltaico, la domanda non è più soltanto “quali incentivi sono disponibili?”. La vera questione è capire quanto conviene installare, quali investimenti possono rientrare nell’Iperammortamento e quale percorso autorizzativo sarà necessario per realizzare il progetto.
Il nuovo quadro rende ancora più importante partire dai consumi reali dell’azienda. La regola del 105%, infatti, non significa semplicemente aumentare del 5% la potenza dell’impianto: mette in relazione il fabbisogno energetico dell’attività produttiva con la producibilità attesa dell’impianto. Allo stesso tempo, l’accesso all’agevolazione dipende anche dall’ammissibilità dei beni e dalla corretta documentazione, mentre il Testo Unico FER determina se il progetto può seguire un iter semplificato o richiede una procedura più articolata.
Per questo, nel fotovoltaico aziendale 2026 la sequenza corretta non parte dalla superficie disponibile sul tetto, ma da fabbisogno energetico, autoconsumo, dimensionamento, ammissibilità dell’investimento e autorizzazioni. Solo dopo questi passaggi ha senso valutare il ROI e decidere come utilizzare al meglio il capitale disponibile.
Indice
1. Fotovoltaico aziendale 2026: cosa cambia davvero per un’impresa
2. Regola del 105%: il limite riguarda l’energia, non semplicemente i kWp
3. Quanto fotovoltaico dovrebbe installare davvero un’impresa?
4. Moduli, accumulo e documenti: l’ammissibilità va verificata prima dell’ordine
5. Testo Unico FER: attività libera, PAS o autorizzazione unica?
6. Dai consumi all’autorizzazione: come sviluppare un progetto fotovoltaico aziendale nel 2026
1. Fotovoltaico aziendale 2026: cosa cambia davvero per un’impresa
La prima cosa da chiarire è che nel 2026 non conviene valutare un nuovo progetto fotovoltaico con la stessa logica utilizzata per il precedente credito d’imposta Transizione 5.0. Il nuovo Iperammortamento cambia infatti il meccanismo fiscale, mentre per gli investimenti destinati all’autoproduzione da fonti rinnovabili introduce regole specifiche su dimensionamento, beni ammissibili e documentazione. [2]
Secondo il MIMIT, la misura si applica agli investimenti effettuati dal 1° gennaio 2026 al 30 settembre 2028. Non si tratta di un credito d’imposta compensabile tramite F24: il beneficio opera attraverso una maggiorazione del costo di acquisizione fiscalmente rilevante, utilizzata per determinare maggiori quote di ammortamento o maggiori canoni di locazione finanziaria deducibili ai fini delle imposte sui redditi. [1]
Questo cambia anche il modo in cui un’impresa dovrebbe leggere percentuali e importi. Una “maggiorazione del 180%”, per esempio, non significa ricevere un contributo pari al 180% della spesa. Il vantaggio effettivo dipende dalla situazione fiscale dell’impresa e dal modo in cui la maggiore deduzione si distribuisce nel tempo.
Le percentuali servono quindi a costruire il trattamento fiscale dell’investimento, non a stimare direttamente il cash flow del progetto. Per una valutazione del ROI è necessario integrare il beneficio fiscale con CAPEX, autoconsumo, costo dell’energia evitato, eventuali ricavi dell’energia immessa, costi finanziari e profilo fiscale dell’impresa.
1.1 Iperammortamento 2026 e Transizione 5.0 non sono la stessa misura
Per chi ha analizzato progetti nel 2024 o nel 2025, la distinzione è importante. Il precedente Piano Transizione 5.0 era costruito sul credito d’imposta e associava l’investimento a un percorso specifico di transizione energetica. Il nuovo regime 2026 torna invece alla maggiorazione fiscale del costo dei beni.
In termini aziendali, significa che una simulazione economica preparata per il precedente credito Transizione 5.0 non dovrebbe essere semplicemente aggiornata cambiando una percentuale. Bisogna rifare il modello considerando la nuova modalità di fruizione dell’agevolazione e verificare separatamente quali beni del progetto fotovoltaico rientrino effettivamente nel perimetro previsto.
- Il progetto fotovoltaico ha senso dal punto di vista energetico? Dipende dai consumi, dal profilo di carico e dalla producibilità.
- L’investimento è ammissibile all’Iperammortamento? Dipende dalle regole della misura, dai beni scelti e dalla documentazione.
- L’investimento è economicamente conveniente? Dipende dal risultato dell’intero business case.
Un “sì” alla seconda domanda non determina automaticamente un “sì” alla terza.
1.2 Fotovoltaico e accumulo: quando possono rientrare nell’investimento agevolabile
Il decreto attuativo include tra gli investimenti agevolabili i beni materiali nuovi destinati all’autoproduzione di energia da fonti rinnovabili per l’autoconsumo, compresi i sistemi di accumulo asserviti agli impianti di produzione. La disciplina contempla anche l’autoconsumo a distanza nei casi previsti dalla normativa.
Questo, però, non significa che qualsiasi batteria aggiunta a un progetto fotovoltaico sia automaticamente agevolabile senza limiti. Il decreto prevede parametri specifici per determinare il costo massimo ammissibile sia degli impianti FER sia dei sistemi di accumulo. [3]
Dal punto di vista del progetto, la distinzione è ancora più importante: ammissibilità e convenienza dello storage sono due verifiche diverse. Un’impresa con un’elevata domanda nelle ore solari può già autoconsumare una quota significativa della produzione senza accumulo; un’altra con consumi spostati verso la sera può avere un profilo completamente diverso. La batteria dovrebbe quindi essere dimensionata partendo dai dati di carico e dall’obiettivo economico, non dalla sola disponibilità dell’agevolazione.
2. Regola del 105%: il limite riguarda l’energia, non semplicemente i kWp
Il 105% non è un limite che può essere applicato direttamente alla potenza fotovoltaica in kWp. La disciplina lega il dimensionamento al fabbisogno energetico della struttura produttiva e alla producibilità attesa dell’impianto: è quindi necessario distinguere chiaramente energia e potenza.
Questa distinzione è fondamentale perché kWh e kWp misurano cose diverse. I kWh rappresentano energia; i kWp indicano la potenza di picco nominale dell’impianto. Per passare dall’uno all’altro è necessario stimare quanta energia produrrà ogni kWp installato nelle condizioni reali del sito.
Il quadro attuativo stabilisce che il dimensionamento dell’impianto di produzione non può eccedere il 105% del fabbisogno energetico della struttura produttiva, calcolato secondo i criteri della misura e sui consumi di riferimento. Nei casi con consumi termici o combustibili rilevanti, il calcolo deve seguire le formule e i fattori di conversione previsti dagli allegati tecnici del decreto.
2.1 Fabbisogno energetico e producibilità: cosa significa davvero il 105%
Per un progetto composto soltanto da consumi elettrici, il concetto può essere letto in modo relativamente semplice: prima si individua il fabbisogno energetico di riferimento; poi si determina il limite previsto dalla misura; infine si verifica quale impianto, in base alla sua producibilità prevista, rimane entro tale soglia.
Se invece la struttura produttiva utilizza anche combustibili o energia termica rilevante ai fini della misura, non è corretto sommare liberamente tutti i relativi kWh. Il decreto introduce criteri di conversione specifici. Per questo, soprattutto nei siti industriali energivori o con processi termici, la determinazione del fabbisogno da utilizzare ai fini dell’Iperammortamento dovrebbe essere verificata sul caso concreto.
La logica corretta è: fabbisogno energetico ammissibile → limite di producibilità → stima della producibilità specifica → potenza fotovoltaica corrispondente. Non: consumo annuo → +5% → kWp.
2.2 Perché “consumo annuo × 105%” non determina la potenza fotovoltaica
Esempio ipotetico: i dati seguenti non rappresentano valori normativi né una previsione di rendimento per un progetto reale. Servono soltanto a mostrare la differenza tra energia e potenza.
Supponiamo che un’impresa abbia, ai fini dell’esempio, un fabbisogno elettrico di riferimento di 1.000.000 kWh/anno e che non vengano considerati consumi termici equivalenti.
Il limite energetico del 105% corrisponderebbe a 1.000.000 × 1,05 = 1.050.000 kWh/anno di producibilità massima attesa.
Ora immaginiamo che lo studio preliminare del sito stimi, come ipotesi tecnica, una producibilità specifica di 1.250 kWh per kWp all’anno. La potenza che corrisponde a quella producibilità sarebbe 1.050.000 ÷ 1.250 = circa 840 kWp.
Il punto non è che un’impresa con 1 GWh di fabbisogno debba installare 840 kWp. Il punto è esattamente il contrario: senza conoscere la producibilità prevista, non è possibile trasformare correttamente il limite energetico in potenza fotovoltaica.Se sullo stesso edificio la producibilità specifica fosse diversa per località, orientamento, inclinazione, ombreggiamento o perdite di sistema, cambierebbe anche la potenza corrispondente al medesimo limite in kWh. E soprattutto, 840 kWp rappresenterebbe in questo esempio una soglia derivata dal vincolo energetico, non necessariamente la taglia economicamente migliore.
3. Quanto fotovoltaico dovrebbe installare davvero un’impresa?
Un’impresa non dovrebbe automaticamente portare il progetto fino al massimo consentito dalla regola del 105%. Il limite di ammissibilità e il dimensionamento economicamente più interessante possono coincidere, ma non è affatto garantito.
Per decidere la potenza reale occorre osservare quando l’azienda consuma energia, non soltanto quanta ne consuma in dodici mesi. Due stabilimenti con lo stesso consumo annuale possono presentare profili completamente differenti e quindi risultati economici diversi con la medesima potenza fotovoltaica.
3.1 Autoconsumo, profilo di carico e superficie disponibile vengono prima dei kWp
Prima di fissare una taglia, un progetto C&I dovrebbe almeno ricostruire:
- consumi annuali e, quando disponibili, dati con granularità oraria o quartoraria;
- carico di base durante le ore solari;
- differenze tra giorni lavorativi, weekend e periodi di chiusura;
- stagionalità della produzione aziendale;
- eventuali nuovi carichi previsti, come ampliamenti produttivi, pompe di calore o mobilità elettrica;
- producibilità prevista del fotovoltaico;
- quota di energia potenzialmente autoconsumata e quota eccedente;
- superficie realmente utilizzabile del tetto, non soltanto la superficie geometrica totale.
L’autoconsumo è particolarmente importante perché l’energia fotovoltaica utilizzata direttamente dall’azienda sostituisce energia che altrimenti sarebbe acquistata dalla rete. Il suo valore economico non coincide necessariamente con quello dell’energia immessa.
Di conseguenza, aumentare la potenza dell’impianto può continuare ad aumentare la produzione annuale, ma può anche modificare progressivamente il rapporto tra energia autoconsumata ed energia eccedente. Il business case deve verificare se il kWp marginale aggiunto genera ancora un ritorno coerente con gli obiettivi dell’impresa. Il tetto stabilisce un vincolo fisico; non dovrebbe essere il primo dato usato per definire l’investimento.
3.2 Perché il massimo ammissibile non è sempre il dimensionamento più redditizio
Riprendiamo l’esempio precedente. Se il limite energetico, sulla base delle ipotesi utilizzate, porta a circa 840 kWp, potremmo trovarci davanti a scenari molto diversi.
Il tetto potrebbe consentire fisicamente 1 MW, ma il progetto agevolabile dovrebbe comunque rispettare il limite derivante dalla misura. Oppure l’edificio potrebbe offrire spazio per soli 600 kWp: in questo caso è il tetto a diventare il limite pratico.
C’è infine una terza possibilità: l’analisi dei carichi potrebbe indicare che un impianto inferiore a 840 kWp presenta, nelle condizioni economiche del progetto, un rapporto più interessante tra CAPEX e autoconsumo. In questo caso avvicinarsi al limite normativo soltanto perché è disponibile non sarebbe una motivazione economica sufficiente.
Lo stesso ragionamento vale per lo storage. Prima di aggiungere capacità di accumulo sarebbe opportuno simulare quanta energia fotovoltaica eccedente sarebbe realmente disponibile per la carica, quando avvengono i prelievi dalla rete e quanti cicli utili può effettuare la batteria. Un business case credibile dovrebbe quindi confrontare più scenari, anziché partire da una singola taglia già decisa.
4. Moduli, accumulo e documenti: l’ammissibilità va verificata prima dell’ordine
La verifica dell’ammissibilità dei beni dovrebbe essere effettuata prima dell’ordine, non dopo che componenti e progetto sono già stati definiti. Per il fotovoltaico, una certificazione tecnica del modulo non equivale automaticamente alla qualifica richiesta dalla misura fiscale.
Questo è particolarmente importante nei progetti aziendali, perché la scelta del modulo viene spesso effettuata confrontando soprattutto prezzo per watt, efficienza, garanzia, dimensioni e disponibilità. Per un progetto che intende utilizzare l’Iperammortamento serve invece un livello ulteriore di verifica: la configurazione tecnica deve essere coerente anche con le categorie ammesse dalla normativa.
4.1 Registro dei Moduli Fotovoltaici: perché una certificazione tecnica non basta
La normativa 2026 dell’Iperammortamento richiama specifiche categorie del Registro delle tecnologie per il fotovoltaico previsto dall’articolo 12 del D.L. 181/2023. Le categorie del Registro distinguono requisiti territoriali e qualitativi relativi alla produzione dei moduli e delle celle e alle relative soglie di efficienza. [5]
La conseguenza pratica è chiara: IEC, CE, garanzia di prodotto, tecnologia TOPCon/HJT o un’elevata efficienza commerciale non dimostrano da soli l’ammissibilità all’Iperammortamento. Il controllo deve riguardare lo specifico prodotto e la relativa posizione nel Registro, oltre ai documenti richiesti dalla normativa vigente.
Per lo stesso motivo, l’eventuale scelta di un modulo Maysun Solar per un progetto che intende accedere alla misura dovrebbe essere preceduta dalla verifica documentale del modello specifico. L’appartenenza al marchio o la sola certificazione tecnica non possono sostituire tale controllo.
4.2 Documentazione GSE, perizia tecnica e certificazione contabile
L’Iperammortamento 2026 non richiede soltanto un bene tecnicamente idoneo. La procedura è gestita telematicamente tramite la piattaforma GSE e prevede comunicazioni relative alla prenotazione, alla conferma/avanzamento e al completamento dell’investimento, secondo i modelli e le istruzioni operative applicabili. [4]
Il MIMIT indica inoltre che l’effettività e la conformità degli investimenti devono essere supportate da perizia tecnica asseverata e certificazione contabile. La certificazione deve allinearsi alla documentazione tecnica e contabile del progetto.
La procedura prevede anche una comunicazione di conferma collegata al raggiungimento di un acconto pari al 20% del costo di acquisizione di ciascun bene, secondo i termini e le modalità della disciplina applicativa.
Per un’impresa questo suggerisce una regola operativa semplice: la verifica fiscale e documentale deve entrare nella fase di procurement. Prima di trasformare un’offerta in ordine, è opportuno allineare: modello del componente → Registro/requisito normativo → documentazione del fornitore → configurazione di progetto → costo ammissibile → documenti per GSE e perizia.
5. Testo Unico FER: attività libera, PAS o autorizzazione unica?
Un impianto installato su un tetto industriale non è automaticamente un intervento in attività libera. Il D.Lgs. 190/2024, successivamente modificato anche dal D.Lgs. 178/2025, organizza i progetti FER attraverso tre principali regimi amministrativi: attività libera, PAS e autorizzazione unica, associati alle fattispecie indicate negli allegati della norma. [6][7]
Il vantaggio del Testo Unico FER è avere un quadro più razionalizzato. Il rischio, però, è trasformarlo in una regola troppo semplice del tipo “fotovoltaico sul tetto = nessuna autorizzazione”. La norma guarda invece alle caratteristiche concrete dell’intervento.
5.1 Un impianto su tetto industriale non è automaticamente in attività libera
Tra le fattispecie dell’Allegato A rientrano specifiche configurazioni fotovoltaiche su coperture e pertinenze di edifici esistenti, a determinate condizioni. Se un progetto su edificio non ricade nelle fattispecie di attività libera, questo non significa automaticamente autorizzazione unica: l’Allegato B individua anche casi soggetti a PAS. Le soglie di potenza devono quindi essere lette insieme alla tipologia dell’intervento e alle condizioni previste dalla norma vigente.
La tabella serve come logica di lettura e non sostituisce la verifica autorizzativa del progetto concreto.
5.2 Potenza, localizzazione, vincoli e opere connesse possono cambiare la procedura
La potenza è soltanto uno dei parametri. Prima di classificare amministrativamente il progetto vanno controllati anche modalità di installazione, caratteristiche della copertura, destinazione e localizzazione dell’area, eventuali vincoli paesaggistici o culturali, opere connesse e ulteriori procedimenti ambientali eventualmente applicabili.
Anche l’espressione “attività libera” non significa assenza assoluta di adempimenti. Nel luglio 2026 il MASE ha adottato il modello unico per la costruzione e l’esercizio degli impianti FER in attività libera ai sensi degli articoli 5 e 7 del D.Lgs. 190/2024. Restano inoltre applicabili gli obblighi tecnici, di sicurezza e le eventuali discipline settoriali previste per il caso concreto. [8]
Per un’impresa, quindi, la verifica amministrativa dovrebbe avvenire prima che layout e cronoprogramma diventino definitivi. Scoprire in una fase avanzata che servono un percorso diverso, ulteriori assensi o adeguamenti progettuali può modificare tempi e costi e, di conseguenza, anche il ROI previsto.
6. Dai consumi all’autorizzazione: come sviluppare un progetto fotovoltaico aziendale nel 2026
Nel 2026 il modo più robusto di sviluppare un impianto fotovoltaico aziendale è partire dal fabbisogno e arrivare alla tecnologia, non fare il percorso inverso. La disponibilità di un incentivo, di un grande tetto o di un modulo ad alta potenza non dovrebbe determinare da sola la taglia dell’investimento.
Sequenza consigliata: fabbisogno energetico → profilo di carico → producibilità → limite del 105% → autoconsumo → dimensionamento → ammissibilità dei beni → autorizzazione → ROI.
Questa sequenza consente di separare i diversi limiti del progetto: il limite energetico deriva dalla misura; il limite fisico da superficie, struttura e layout; il limite amministrativo dalla fattispecie autorizzativa; il limite economico emerge dal business case. Confondere questi livelli è uno dei modi più semplici per dimensionare male un impianto.
6.1 La sequenza corretta: fabbisogno → autoconsumo → dimensionamento → ammissibilità → autorizzazione
1. Ricostruire il fabbisogno energetico. Non basta una singola bolletta. Per il dimensionamento economico servono almeno consumi annuali e andamento temporale; per la regola del 105% bisogna inoltre utilizzare il criterio di fabbisogno previsto dalla misura.
2. Analizzare il profilo di carico. Serve a capire quanta produzione fotovoltaica può incontrare direttamente la domanda aziendale.
3. Stimare la producibilità del sito. Orientamento, inclinazione, località, ombre e perdite incidono sul rapporto tra kWp installati e kWh prodotti.
4. Verificare il limite del 105%. Solo dopo aver definito fabbisogno e producibilità ha senso determinare quale capacità sia compatibile con il quadro dell’Iperammortamento.
5. Confrontare più taglie di impianto. Il massimo ammissibile dovrebbe essere confrontato con configurazioni inferiori per valutare autoconsumo, CAPEX e comportamento economico.
6. Valutare l’eventuale accumulo. Lo storage deve essere simulato sul profilo reale del sito, non aggiunto automaticamente perché potenzialmente agevolabile.
7. Verificare i beni prima dell’acquisto. Per moduli, accumulo e altri componenti bisogna distinguere requisiti tecnici, requisiti della misura e limiti di spesa ammissibile.
8. Definire il percorso amministrativo. Attività libera, PAS o autorizzazione unica vanno individuate sulla configurazione reale, verificando anche eventuali vincoli e discipline settoriali.
9. Chiudere il business case. Solo a questo punto l’impresa può confrontare investimento, beneficio fiscale, risparmio energetico atteso, eventuale valorizzazione dell’energia eccedente, finanziamento e rischi di progetto.
6.2 Dove entra davvero il ROI nella decisione finale
Il ROI non dovrebbe essere calcolato partendo dall’incentivo, ma dal funzionamento economico dell’impianto. In un progetto industriale sono normalmente rilevanti almeno CAPEX effettivo, quota fiscalmente ammissibile, autoconsumo atteso, costo dell’energia evitato, energia immessa, O&M, eventuale finanziamento, degrado e durata dell’investimento.
Per questo non esiste una regola generale secondo cui un modulo più efficiente, una batteria più grande o un impianto portato al 105% garantiscano un ROI superiore.
L’efficienza dei moduli diventa particolarmente interessante quando il progetto ha già definito una capacità energeticamente ed economicamente sensata ma incontra un vincolo di superficie. In quel caso parametri come W/m², dimensioni del modulo ed efficienza possono determinare quanta potenza sia realmente installabile sulla parte utile del tetto.
Allo stesso modo, quando si scelgono moduli ad alta potenza o con correnti operative più elevate, occorre verificare la compatibilità con inverter, MPPT e configurazione delle stringhe. È quindi naturale che la selezione finale dei componenti avvenga dopo il dimensionamento preliminare, non prima.
Per un’impresa che pianifica investimenti tra il 2026 e il 2028, questa impostazione permette anche di evitare una decisione troppo legata al singolo incentivo disponibile oggi. Un impianto correttamente dimensionato deve mantenere una propria logica industriale: ridurre in modo efficiente il prelievo dalla rete e utilizzare bene il capitale investito.
Conclusione
Per un’impresa, il principale cambiamento da comprendere nel fotovoltaico aziendale 2026 non è soltanto la presenza di un nuovo incentivo. È il fatto che politica fiscale, fabbisogno energetico, dimensionamento e autorizzazioni devono essere valutati nello stesso processo decisionale.
L’Iperammortamento può migliorare le condizioni economiche di un investimento ammissibile, ma non rende automaticamente conveniente qualsiasi impianto. La regola del 105% non indica direttamente quanti kWp installare, così come la disponibilità di una grande superficie sul tetto non significa che sia sempre corretto utilizzarla interamente. Allo stesso modo, la presenza di un impianto su un edificio industriale non consente di presumere automaticamente quale procedura autorizzativa sarà applicabile.
Per sviluppare un progetto solido, l’azienda dovrebbe quindi partire da consumi e profilo di carico, stimare la producibilità, valutare l’autoconsumo e solo successivamente definire la potenza, verificare l’ammissibilità dei beni e individuare l’iter amministrativo corretto.
In questo quadro, l’incentivo è uno strumento che può rafforzare un progetto già ben dimensionato. Non può sostituire una corretta analisi tecnica ed economica del progetto.
Maysun Solar opera da anni nel mercato europeo, offrendo a partner all’ingrosso e distributori una gamma diversificata di moduli fotovoltaici e una fornitura stabile, con tecnologie diffuse come IBC, TOPCon e HJT. Il nostro obiettivo è aiutare i clienti a ottenere maggiore efficienza energetica, un ritorno sull’investimento più rapido e prestazioni di sistema più stabili anche in spazi limitati.
FAQ
1. Che differenza c’è tra Iperammortamento 2026 e Transizione 5.0?
Il nuovo Iperammortamento non funziona come il precedente credito d’imposta Transizione 5.0. Il beneficio deriva dalla maggiorazione del costo fiscalmente rilevante dei beni ammissibili, che consente maggiori quote di ammortamento o canoni deducibili. Per questo un progetto preparato secondo le regole della precedente Transizione 5.0 deve essere rivalutato secondo il nuovo quadro.
2. Cosa significa il limite del 105% per il fotovoltaico aziendale?
Il 105% riguarda il rapporto tra il fabbisogno energetico della struttura produttiva e il dimensionamento/producibilità dell’impianto secondo i criteri della misura. Non significa che un’impresa possa semplicemente moltiplicare i propri consumi annuali per 1,05 e ottenere direttamente la potenza installabile in kWp. Per trasformare il limite energetico in potenza fotovoltaica occorre stimare la producibilità specifica del sito.
3. Conviene sempre installare fino al limite massimo del 105%?
No. Il limite previsto dalla misura e la potenza economicamente ottimale non coincidono necessariamente. Il dimensionamento dovrebbe considerare profilo di carico, autoconsumo, producibilità, CAPEX, superficie disponibile e valore dell’energia prodotta.
4. Tutti i moduli fotovoltaici possono accedere all’Iperammortamento?
No. La conformità tecnica o la presenza di certificazioni IEC non equivalgono automaticamente all’ammissibilità alla misura. Devono essere verificati i requisiti normativi applicabili, il Registro pertinente e la documentazione dello specifico modello prima dell’ordine.
5. Un impianto fotovoltaico su un tetto industriale è sempre in attività libera?
No. La presenza dell’impianto su un edificio industriale non basta, da sola, a determinare il regime amministrativo. Bisogna verificare le caratteristiche del progetto rispetto al Testo Unico FER, considerando potenza, modalità di installazione, edificio, localizzazione, eventuali vincoli e opere connesse.
Riferimenti autorevoli
[1] MIMIT – Nuovo Piano Transizione 5.0: Iperammortamento. https://www.mimit.gov.it/it/incentivi/nuovo-piano-transizione-5-0-iperammortamento
[2] Gazzetta Ufficiale – Legge 30 dicembre 2025, n. 199 (Legge di bilancio 2026). https://www.gazzettaufficiale.it/eli/id/2026/01/21/26A00149/SG
[3] Gazzetta Ufficiale / MIMIT – Decreto interministeriale 7 maggio 2026, criteri attuativi Iperammortamento. https://www.gazzettaufficiale.it/atto/vediMenuHTML?atto.codiceRedazionale=26A03020&atto.dataPubblicazioneGazzetta=2026-06-18&tipoSerie=serie_generale&tipoVigenza=originario
[4] MIMIT – Decreto direttoriale 10 giugno 2026: termini e modelli di comunicazione. https://www.mimit.gov.it/it/normativa/decreti-direttoriali/decreto-direttoriale-10-giugno-2026-iperammortamento-termini-e-modelli-di-comunicazione
[5] Gazzetta Ufficiale – D.L. 9 dicembre 2023, n. 181, art. 12: Registro delle tecnologie per il fotovoltaico. https://www.gazzettaufficiale.it/eli/id/2023/12/09/23G00195/sg
[6] Gazzetta Ufficiale – D.Lgs. 25 novembre 2024, n. 190: regimi amministrativi FER. https://www.gazzettaufficiale.it/eli/id/2024/12/12/24G00205/sg
[7] Gazzetta Ufficiale – D.Lgs. 26 novembre 2025, n. 178: correttivo al D.Lgs. 190/2024. https://www.gazzettaufficiale.it/eli/id/2025/11/26/25G00186/SG
[8] Gazzetta Ufficiale – Adozione del modello unico per impianti FER in attività libera, 25 luglio 2026. https://www.gazzettaufficiale.it/eli/id/2026/07/25/26A03697/SG
Ti potrebbe interessare anche: