Il decreto attuativo dell’iperammortamento 2026, la misura introdotta dai commi 427-436 della legge 199/2025, definisce i massimali di spesa ammissibile per gli investimenti in autoproduzione e autoconsumo da fonti rinnovabili (Allegato 1, Sezione II).
In questo articolo riportiamo le quattro tabelle dei parametri (FER elettriche €/kW, coefficienti α per i sistemi di accumulo, FER termiche €/kW, solare termico €/m²) e analizziamo in dettaglio la modifica più rilevante rispetto alle bozze precedenti, che riguarda l’art. 8, comma 3 e la nuova Tabella 2b: il regime dei massimali per i sistemi di accumulo asserviti agli impianti di generazione.
Il tetto unitario di 900 €/kWh sulla capacità installata, previsto dalle precedenti bozze, è sostituito da un coefficiente moltiplicativo α che lega il valore agevolabile dell’accumulo al valore agevolabile dell’impianto di generazione asservito. Il coefficiente è differenziato per fonte rinnovabile e per fascia di potenza, in un range che va da 0,5 (geotermia, idroelettrico, biomassa) a 2,5 (eolica fino a 20 kWe).
L’analisi di impatto sviluppata in questo articolo, condotta su sei profili d’impresa rappresentativi e su quattro scenari di sovradimensionamento, mostra che, ai prezzi correnti dei sistemi BESS (250-650 €/kWh), il vincolo è raramente operativo per le combinazioni FV + accumulo nelle fasce PMI e media impresa.
La modifica produce effetti sostanziali su due perimetri:
- progetti che abbinano accumulo elettrochimico importante a fonti programmabili (geotermia, idroelettrico, biomassa), per i quali α = 0,5 può tagliare la base agevolabile dell’accumulo dal 60 fino a oltre l’85 per cento;
- hybrid plant utility-scale FV + BESS con accumulo specialistico (LFP critical-spec o long-duration storage), per cui il limite α = 1,0 stringe il margine ammissibile.
Per le altre tabelle dell’Allegato 1 (FER elettriche €/kW, FER termiche €/kW, solare termico €/m²) i valori restano invariati rispetto alla bozza precedente; cambia solo la numerazione, perché la nuova Tabella 2b è ora dedicata ai coefficienti α.
Indice degli argomenti
Che cosa cambia rispetto alla bozza del 5 gennaio
Il confronto tra la bozza trasmessa a gennaio dal MIMIT al MEF e la versione definitiva del decreto si sintetizza nella tabella seguente.
Razionale di policy
Il passaggio da soglia in €/kWh a coefficiente moltiplicativo riflette tre scelte:
- ancorare l’accumulo al valore reale dell’impianto FER, evitando finanziamenti sproporzionati per accumuli sovradimensionati rispetto alla generazione;
- premiare l’autoconsumo nel segmento PMI: per il FV fino a 20 kWe l’accumulo può valere fino al doppio dell’impianto, sterilizzando l’incidenza dei moduli a basso costo specifico;
- disincentivare l’accumulo elettrochimico abbinato a fonti già programmabili (geotermia, idroelettrico, biomassa: α = 0,5), per le quali la modulabilità della produzione riduce il valore aggiunto dello storage.
Massimali di spesa — Allegato 1, Sezione II
Tabella 2a – FER elettriche (€/kW)
Massimali differenziati per fonte e per scaglione di potenza. Per il fotovoltaico restano agevolabili soltanto i moduli iscritti al Registro ex art. 12, comma 1, lettere b) e c), del DL 181/2023 (esclusi quelli di lettera a), in continuità con il regime Transizione 5.0). Per l’idraulico il costo specifico è riferito alla potenza nominale delle turbine.
Tabella 2b — Coefficienti α per i sistemi di accumulo (novità del 24 aprile)
Formula applicativa:
[Valore agevolabile sistema accumulo] ≤ α × [Valore agevolabile impianto FER].
Regole applicative
- il coefficiente α si applica distintamente per ciascuna fascia di potenza dell’impianto FER ammissibile;
- per accumuli funzionalmente asserviti a più impianti FER ammissibili, il limite agevolabile è la somma dei valori massimi calcolati per ciascun impianto secondo il coefficiente applicabile;
- restano fermi i requisiti di asservimento e contestualità di acquisto rispetto all’impianto di generazione di cui all’art. 8, comma 1, lett. e) del decreto attuativo.
Tabella 2c — FER termiche (€/kW)
Massimali per impianti di produzione di energia termica utilizzata esclusivamente come calore di processo (non cedibile a terzi). Il dimensionamento è ancorato al solo fabbisogno di calore di processo. Valori invariati rispetto alla bozza del 5 gennaio (era ex Tabella 2b).
Tabella 2d — Solare termico (€/m²)
Parametri incrociati tra superficie captante e temperatura media di funzionamento del fluido termovettore. Valori invariati rispetto alla bozza del 5 gennaio (era ex Tabella 2c).
Analisi di impatto
L’analisi quantifica l’effetto del passaggio dal regime tabellare della bozza del 5 gennaio al regime tabellare del decreto pubblicato, su sei profili d’impresa standard, abbinando un impianto FV a un sistema di accumulo dimensionato in modo realistico rispetto al fabbisogno tipico del cluster. La base agevolabile dell’accumulo è calcolata come minimo tra il costo reale e il massimale tabellare applicabile.
Ipotesi di CAPEX BESS adottate (riferimento mercato italiano, primo semestre 2026):
- piccola taglia (< 100 kWh): 500-700 €/kWh;
- media taglia (100-1.000 kWh): 350-500 €/kWh;
- grande taglia (1-10 MWh): 250-350 €/kWh;
- utility-scale (> 10 MWh) standard (2h): 200-280 €/kWh;
- utility-scale long-duration (≥ 4h): 300-450 €/kWh.
Nota metodologica. I valori rappresentano il CAPEX di fornitura e installazione turnkey del sistema di accumulo (moduli batteria, PCS, BMS, container, BOS, commissioning), escludendo i costi di connessione rete già coperti dall’infrastruttura dell’impianto FER asservito, di sviluppo progetto e di financing. È questa la base di calcolo che entra nella perizia asseverata ex art. 6 e nella certificazione contabile ex art. 7 del decreto attuativo.
Profili d’impresa standard
Confronto del massimale teorico e dell’ammissibile effettivo (al netto del CAPEX di mercato) sui sei cluster.
Importi in euro. Fonte: elaborazione propria su decreto attuativo 2026 e prezzi BESS di mercato.
Risultato: ai prezzi correnti dei sistemi BESS, su nessuno dei sei profili standard il nuovo regime produce un taglio della base agevolabile rispetto al regime previsto dalla bozza. Il massimale tabellare opera come tetto in entrambi i casi, ma in tutti i cluster il costo reale del BESS resta inferiore sia al tetto previgente (900 €/kWh) sia al tetto attuale (α × valore FER). La differenza tra i due regimi si manifesta solo nei margini residui, non nell’agevolazione effettivamente fruita.
Scenari di sovradimensionamento (vincolanti)
L’effetto sostanziale del nuovo regime emerge nei progetti in cui il rapporto BESS/FER è marcatamente superiore a quanto previsto dalla logica autoconsumo standard, oppure quando si adottano accumuli specialistici a CAPEX più elevato. La tabella riporta i quattro scenari più rappresentativi.
Δ = differenza in valore della base agevolabile dell’accumulo nel passaggio dal regime della bozza del 5 gennaio a quello del decreto del 24 aprile 2026. Importi in euro.
In questi scenari il nuovo regime riduce la base agevolabile dell’accumulo in misura significativa: -64% nel caso geotermico, -65% nei casi idroelettrico e utility-scale FV con BESS premium, fino al -87% nel caso biomassa. Il messaggio operativo per il progettista è chiaro: il dimensionamento dell’accumulo va riallineato al valore agevolabile dell’impianto FER asservito, non più alla sola capacità in kWh.
Sintesi degli effetti per cluster
Importi in euro. Fonte: elaborazione propria su decreto attuativo 2026 e prezzi BESS di mercato.
Implicazioni operative per le imprese
Il nuovo regime modifica la pianificazione progettuale e finanziaria su cinque dimensioni concrete:
- la verifica di ammissibilità dell’accumulo non è più indipendente, ma derivata dall’ammontare agevolabile dell’impianto FER asservito;
- il dimensionamento ottimale dell’accumulo dipende dal valore complessivo dell’impianto FER, non più dalla sola capacità in kWh;
- per i grandi impianti utility-scale il coefficiente α = 1,0 produce un contenimento della base agevolabile, in linea con i prezzi correnti dei sistemi BESS e con la finalità di evitare extra-finanziamenti su accumuli sovradimensionati;
- per accumuli asserviti a più impianti FER si apre la possibilità di sommare i singoli plafond, con beneficio per i progetti integrati multi-fonte;
- per gli abbinamenti a fonti programmabili (geotermia, idroelettrico, biomassa) il coefficiente α = 0,5 introduce un disincentivo significativo all’integrazione con BESS sopra una soglia di rapporto contenuta.5.1 Punti di attenzione documentale
Punti di attenzione documentale
La perizia asseverata di cui all’art. 6 deve dare conto del rispetto:
- del dimensionamento (105% del fabbisogno energetico della struttura produttiva, art. 8, comma 2);
- dei massimali tabellari di Tabella 2a (FER elettriche) e Tabella 2c (FER termiche);
- dei rapporti α di Tabella 2b per i sistemi di accumulo, calcolati distintamente per fascia di potenza;
- nel caso di accumulo asservito a più impianti, della corretta sommatoria dei massimali per singolo impianto.
Quadro normativo di riferimento
Il decreto attuativo pubblicato mantiene il modello GSE-MIMIT già rodato sulla 5.0, con piattaforma telematica, comunicazione preventiva, conferma e completamento entro il 15 novembre 2028. Il vincolo «Made in EU/SEE» originariamente previsto dal comma 427 è stato soppresso dall’art. 7 del DL 38/2026 con effetto retroattivo dal 1° gennaio 2026, e quindi i parametri di costo si applicano indipendentemente dall’origine produttiva dei beni FER e degli accumuli.
Cruscotto di simulazione
Il simulatore: cosa fa e come si usa
Per accompagnare la lettura del decreto attuativo ho aggiornato il cruscotto interattivo che trovi al link in commento. Restituisce in tempo reale, per ogni configurazione di investimento ipotizzata, il costo massimo ammissibile dell’impianto FER, il cap proporzionale α applicato allo storage, la quota agevolabile complessiva, la maggiorazione di ammortamento per i tre scaglioni 180/100/50 % e il beneficio fiscale stimato secondo l’aliquota d’imposta del soggetto investitore.
Tre passaggi per simulare un caso
Si parte selezionando la tipologia di impianto dalla griglia in alto: dieci tecnologie disponibili, sei elettriche (fotovoltaico lett. b, fotovoltaico lett. c, eolico, geotermico, idraulico, biomassa) e quattro termiche (pompe di calore aria/aria, aria/acqua, geotermiche, biomassa termica). Ogni tecnologia adatta automaticamente la fascia massima di potenza disponibile (5.000 kWp per il fotovoltaico, 1.000 kWe per eolico e idraulico, 200 kWe per geotermico e biomassa) e il colore di riferimento della card.
Si imposta poi la potenza installata e il costo effettivo dell’impianto.
Tre vie di input per ciascun parametro: lo slider trascinabile con scala logaritmica per controllo fine sui valori bassi tipici delle PMI; i bottoni «−» e «+» laterali per aggiustamenti di un’unità con step adattivo; il campo numerico in alto a destra di ogni controllo per digitazione diretta del valore esatto, con parser che riconosce formato italiano (1.500, 1.500,50) e simboli (€).
Se la tecnologia è elettrica e la potenza è positiva, si attiva la card stoccaggio. Il sistema mostra il coefficiente α applicabile alla fascia corrente e il cap proporzionale derivato. Si imposta il costo BESS dichiarato; la verifica sui due tetti procede in parallelo. Le tecnologie termiche presentano invece la card in stato disabilitato, con un avviso che ricorda l’ineleggibilità dello storage autonomo.
Come leggere i risultati
Il pannello di destra è organizzato su tre livelli di lettura.
In alto, la card scura riporta il beneficio fiscale stimato come numero principale, accompagnato dalla maggiorazione di ammortamento e dai tre KPI di sintesi (investimento totale, quota agevolabile, valore ammortizzabile). L’aliquota fiscale si seleziona fra IRES 24% (società di capitali) e IRPEF 43% (imprenditori individuali e società di persone in scaglione massimo).
Al centro, la card di verifica dei tetti tabellari mostra due barre di saturazione affiancate, una per l’impianto e una per lo stoccaggio, con codice colore semantico: verde sotto il 90%, ambra fra 90 e 100%, rosso oltre il tetto, con texture rigata che evidenzia la quota in eccedenza. Per ciascun asset il sistema esplicita il calcolo del tetto: per l’impianto «potenza × parametro €/kW», per lo stoccaggio «α × V_FER ammissibile».
Un alert in fondo alla card commenta i pattern di eccedenza e segnala l’eventuale effetto di interdipendenza fra i due tetti.
In basso, la card di distribuzione sui tre scaglioni di maggiorazione mostra come la quota agevolabile si ripartisce fra il 180% (fino a 2,5 mln), il 100% (2,5-10 mln), il 50% (10-20 mln) e l’eventuale quota oltre i 20 mln che resta fuori dal beneficio. Una stacked bar dà il colpo d’occhio, una tabella dettaglia le quote applicate scaglione per scaglione.
Quattro scenari rapidi precaricati
Per partire da un caso realistico senza dover impostare i parametri da zero, in alto trovi quattro preset cliccabili: una PMI con FV 80 kWp e BESS serale, un’industria con FV 800 kWp e BESS dimensionato sul carico, un grande impianto FV da 3 MWp senza accumulo e una configurazione industriale con pompa di calore aria/acqua.
Caricano in un click la configurazione completa.
Avvertenza
Il simulatore restituisce stime di pre-fattibilità e non sostituisce la perizia asseverata di cui all’art. 6 dello schema di decreto. Restano fuori dal calcolo automatico il vincolo di dimensionamento al 105% del fabbisogno energetico (Sezione I), l’ammissibilità soggettiva (comma 428) e l’iscrizione dei moduli fotovoltaici al registro ENEA. Tutti questi elementi sono ricordati nelle note normative a fondo cruscotto e devono essere oggetto di verifica documentale separata.
