Il 2026 del fotovoltaico: cinque variabili che ridisegnano il rischio assicurativo

A firma di Sauro Mostarda, CEO di Lokky

Il 2026 non è l’anno di nuove grandi direttive sul fotovoltaico, ma quello in cui entrano a regime molte delle regole approvate tra il 2023 e il 2025.

Un passaggio che sposta l’attenzione dal sostegno alla crescita alla governance del mercato, con impatti rilevanti su progettazione degli impianti, allocazione del rischio e sostenibilità economica degli investimenti. Per il settore assicurativo, questo cambio di fase non è marginale: la conformità normativa diventa un elemento strutturale del profilo di rischio, condizionando underwriting, pricing e accesso stesso alla copertura. Per gli operatori del settore assicurativo non si tratta di un dettaglio tecnico. Difatti, il perimetro delle esposizioni viene ridefinito sulla base del mutato contesto legislativo.

Il punto di partenza normativo rimanda alla legislazione europea. La Direttiva RED III^[1]– Direttiva (UE) 2023/2413 – entrata in vigore il 20 novembre 2023 come componente centrale del pacchetto Fit for 55, vincola l’Unione Europea a ridurre le emissioni nette di gas serra del 55% entro il 2030.

Grazie a questa direttiva l’obiettivo di quota rinnovabile nel mix energetico europeo sale dal 32% al 42,5%, con la possibilità di spingersi fino al 45%^[2]. Nel contesto italiano, la direttiva ha trovato una sua pubblicazione formale con il D.Lgs. 9 gennaio 2026^[3], n. 5, pubblicato in Gazzetta Ufficiale il 20 gennaio 2026. Il Decreto Legislativo ha permesso all’Italia di recepire internamente la normativa, da un lato fissando un obiettivo nazionale di rinnovabili nel consumo finale lordo pari al 39,4% entro il 2030^[4]; dall’altro, introducendo target settoriali stringenti^[5]. Difatti, si è stabilito per l’industria un incremento medio annuo dell’uso di FER di 1,6 punti percentuali tra il 2026 e il 2030, mentre per gli edifici una copertura minima del 40,1% dei consumi da fonti rinnovabili entro la stessa data. Inoltre, la normativa stabilisce che, a partire dal 1° febbraio 2026, i nuovi edifici dovranno coprire almeno il 60% del fabbisogno energetico con rinnovabili; quota che scende al 40% per le ristrutturazioni importanti di primo livello e al 15% per gli interventi minori.

Nel complesso, questo sistema di obblighi a cascata ha una conseguenza diretta sulla filiera^[6]. L’inadempienza non è più una mera questione di mancato accesso agli incentivi, ma di violazione di un obbligo di legge.

Di conseguenza, per i progettisti e gli installatori si presenta il tema della responsabilità professionale, mentre per i soggetti che finanziano o assicurano gli impianti, quello della verifica preventiva della conformità normativa come condizione per la copertura. Il risultato aggregato non è solo una spinta all’installato, trattandosi di un allargamento del perimetro stesso degli operatori soggetti ad obblighi normativi. In sintesi, chi progetta, gestisce o finanzia un impianto fotovoltaico nel 2026 non risponde più ad un generico sistema di incentivi facoltativi, ma ad una serie di vincoli strutturali. E i nuovi vincoli richiamano, inevitabilmente, nuove responsabilità.

Sul versante autorizzativo, la situazione italiana presenta elementi peculiari. Il D.M. 21 giugno 2024, il cosiddetto decreto aree idonee, aveva avviato la mappatura delle superfici a iter accelerato per gli impianti FER. Questa semplificazione ha abbassato le barriere all’investimento, aprendo la strada a un’accelerazione delle installazioni nell’intero territorio nazionale. Tuttavia, con la sentenza n. 9155 del 13 maggio 2025, il TAR della Regione Lazio^[7] ne ha predisposto l’annullamento parziale, censurando l’assenza di un quadro unitario nazionale e, soprattutto, la mancanza di una disciplina transitoria per i procedimenti già avviati. Il vuoto normativo ha quindi sensibilmente aggravato questa situazione, paralizzando nel breve periodo l’operatività dei progettisti e degli sviluppatori locali. È a questo proposito che il Governo è corso ai ripari promulgando il D.L. 175/2025^[8].

L’effetto netto di questa accelerazione è duplice. Da un lato, abbassa le barriere all’investimento. Dall’altro, comprime i tempi della due diligence tecnica, aumentando l’esposizione a rischi di progettazione non adeguatamente valutati. Si segnalano in particolare quelli di natura tecnica e territoriale come, ad esempio, vincoli residui non ancora risolti, contenziosi amministrativi legati all’attuazione ancora incompleta a livello regionale e, infine, interferenze con aree di tutela non mappate. Per gli assicuratori, questa instabilità autorizzativa si traduce in un aumento dei rischi di contenzioso, ritardi e non conformità che possono incidere sulla validità delle coperture e sulla valutazione dei progetti in fase di underwriting.

A questa pressione si aggiunge un cambio normativo di rilievo anche sul fronte della sicurezza. Il 1° settembre 2025 è entrata in vigore la nuova Linea guida di prevenzione incendi per la progettazione, installazione, esercizio e manutenzione di impianti fotovoltaici^[9], pubblicata dal Dipartimento dei Vigili del Fuoco con nota DCPREV n. 14030. La direttiva rappresenta un aggiornamento sostanziale rispetto a indicazioni risalenti al lontano 2012. Il documento, che si applica a tutti gli impianti fino a 1500 V in corrente continua installati su edifici civili, industriali, commerciali e rurali soggetti al D.P.R. 151/2011, introduce una discontinuità tecnica profonda^[10].

Nello specifico, particolare attenzione è richiesta per gli impianti in ambito produttivo e industriale, contesti nei quali la compresenza di carichi di incendio elevati e la continuità operativa rendono la valutazione del rischio particolarmente critica. Oltre alla necessità di controlli costanti con verifiche antincendio documentate almeno ogni due anni, ogni installazione su attività soggetta è considerata una modifica rilevante ai fini antincendio, richiedendo una nuova valutazione del rischio e, nei casi di aggravio documentato, la verifica del progetto da parte degli stessi Vigili del Fuoco. Una specificità ulteriore riguarda gli impianti integrati architettonicamente (BIPV), nei quali i moduli sostituiscono elementi costruttivi come coperture, facciate, lucernari. In questi casi, la linea guida richiede una valutazione del rischio ancora più articolata, in quanto la rimozione d’emergenza è spesso impraticabile e il coinvolgimento del progettista architettonico diventa necessario.

Si tratta di una casistica in crescita, soprattutto nel terziario e nel residenziale di nuova costruzione, che porta con sé profili assicurativi non ancora del tutto standardizzati. In questo senso, per chi sottoscrive polizze su impianti industriali, la non conformità agli standard del 2025 può configurare un aggravio del rischio contrattualmente rilevante. Ad esempio, un impianto progettato prima di settembre 2025 e non adeguato potrebbe trovarsi in una zona grigia assicurativa che nessuna delle parti ha ancora interamente mappato.

A questa complessità sul fronte degli impianti fotovoltaici tradizionali si aggiunge una variabile ulteriore: la rapida crescita dei sistemi di accumulo elettrochimico (BESS)^[11], forse il fronte più delicato per la gestione del rischio. A fine 2025, secondo le elaborazioni di Italia Solare sui dati Gaudì (Gestione delle Anagrafiche Uniche Degli Impianti) di Terna, la capacità installata in Italia ha sfiorato i 17,8 GWh per circa 7,3 GW di potenza complessiva^[12], su 884.387 installazioni – di cui 10.956 MWh associati a impianti fotovoltaici e 6.901 MWh da 49 grandi impianti stand-alone^[13].

Il PNIEC aggiornato^[14] fissa un obiettivo di 50 GWh al 2030, mentre Aurora Energy Research^[15] attesta oltre 10 GW di nuovi BESS nel prossimo decennio. Nel settembre 2025 la prima asta MACSE di Terna ha assegnato il 100% della capacità messa in gara, a conferma di come lo storage sia ormai una componente strutturale del sistema elettrico.

Sul fronte normativo, la circolare DCPREV 21021^[16] del 23 dicembre 2024 ha introdotto le prime linee guida antincendio dedicate ai BESS. Il rischio centrale resta la cosiddetta deriva termica: una reazione esotermica incontrollata nelle celle agli ioni di litio che può generare incendi difficili da estinguere.

Dal punto di vista assicurativo, una gestione inadeguata di questi rischi può incidere sulla valutazione tecnica dell’impianto e sulla due diligence preventiva. Il nodo principale è la difficoltà di standardizzare il profilo di rischio, in particolare per gli impianti già in esercizio: i sistemi installati prima delle linee guida del dicembre 2024 presentano layout, distanze di sicurezza e soluzioni antincendio non uniformi, rendendo necessarie valutazioni caso per caso^[17]. A ciò si aggiunge una carenza strutturale di competenze ibride che il mercato del lavoro non riesce ancora a fornire in misura adeguata rispetto alla velocità di crescita del settore.

C’è infine una quinta variabile, destinata ad incidere sempre più su bancabilità e assicurabilità dei progetti, ovvero la qualità e la tracciabilità dei componenti. Il Net-Zero Industry Act (NZIA)^[18], in vigore dal 29 giugno 2024 e il cui atto attuativo è in vigore dal 18 giugno 2025, impone che i criteri di sostenibilità, resilienza e diversificazione della supply chain si applichino ad almeno il 30% della capacità messa a gara in ogni asta per rinnovabili. Un progetto che dipende interamente da componenti provenienti da un singolo Paese terzo con quota superiore al 50% del mercato europeo e quindi esposto a un rischio crescente di penalizzazione nell’ambito delle gare pubbliche. Per il mercato assicurativo, la qualità e la provenienza dei componenti diventano un driver diretto di rischio: supply chain non diversificate o non tracciabili aumentano l’esposizione a difetti, interruzioni e difficoltà di indennizzo.

In conclusione, il 2026 non chiede al mercato fotovoltaico italiano di rallentare. Chiede, diversamente, di fare meglio e in modo più standardizzato. In questo senso, la governance del rischio, intesa come capacità di valutare precocemente la conformità di un impianto agli standard normativi già nella fase di progettazione e due diligence, non è più un servizio aggiuntivo né un presidio riservato ai grandi impianti. Deve diventare una prassi consolidata anche per gli impianti residenziali e commerciali su tetto, soprattutto in presenza di sistemi di accumulo. Sono gli stessi dati ad attestare che oltre il 98% dei sistemi di accumulo associati a impianti fotovoltaici riguarda impianti installati fino a 20 kW^[19]. È questa la condizione perché l’investimento regga nel tempo, con effetti positivi su sicurezza, assicurabilità e competitività.

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^[1] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/IT/TXT/PDF/?uri=OJ:L_202302413

^[2] https://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/ATAG/2023/751443/EPRS_ATA(2023)751443_IT.pdf

^[3] https://www.normattiva.it/uri-res/N2Ls?urn:nir:stato:decreto.legislativo:2026-01-09;5

^[4]https://www.gazzettaufficiale.it/atto/serie_generale/caricaArticolo?art.versione=1&art.idGruppo=1&art.flagTipoArticolo=0&art.codiceRedazionale=26G00018&art.idArticolo=3&art.idSottoArticolo=1&art.idSottoArticolo1=10&art.dataPubblicazioneGazzetta=2026-01-20&art.progressivo=0

^[5] file:///C:/Users/User/Downloads/D.-Lgs-5-2026.pdf

^[6] https://www.gazzettaufficiale.it/eli/id/2026/01/20/26G00018/sg

^[7] https://www.camera.it/temiap/documentazione/temi/pdf/1483937.pdf?_1777022726232

^[8] https://www.normattiva.it/uri-res/N2Ls?urn:nir:stato:decreto.legge:2025-11-21;175

^[9] https://www.ingenio-web.it/files/dcprev-14030-01-09-2025-linea-guida-prevenzione-incendi-impianti-fv.pdf

^[10] ibidem

^[11] https://anie.it/wp-content/uploads/2025/07/LB-2.0-Format_Web_version.pdf