Chi sta dimensionando un impianto fotovoltaico con accumulo per la propria azienda, e apre una simulazione del beneficio fiscale, rischia di partire da un numero che non esiste più. Il tetto di 900 euro per kilowattora di batteria — la cifra che molte guide ancora riportano — è stato cancellato dal decreto attuativo firmato a maggio. Al suo posto opera un coefficiente proporzionale che lega la base agevolabile dell'accumulo al valore dell'impianto a cui la batteria è collegata. Per la maggior parte delle PMI il risultato pratico non cambia di molto, ma il metodo di calcolo sì — e chi continua a ragionare sui 900 €/kWh sovrastima quasi sempre il beneficio.
Addio al tetto di 900 €/kWh: cosa cambia con il decreto firmato
La bozza del 5 gennaio 2026 trattava l'accumulo come in Transizione 5.0: all'art. 7, comma 3, fissava un massimale di 900 €/kWh di capacità installata. Era un numero secco. Per ogni kilowattora di batteria, il valore agevolabile non poteva superare quella cifra, indipendentemente dall'impianto a cui lo storage era asservito.
Il decreto attuativo (decreto interministeriale 7 maggio 2026, registrato alla Corte dei conti il 20 maggio 2026 al n. 778, pienamente efficace) ha cambiato impianto. All'art. 8 e all'Allegato 1 il tetto fisso di 900 €/kWh non c'è più: al suo posto opera il coefficiente α della Tabella 2b, un parametro che non lega l'accumulo a un valore assoluto per kWh, ma lo àncora in proporzione al valore agevolabile dell'impianto fotovoltaico — o eolico — cui la batteria è collegata.
Il principio generale resta quello già visto per la parte FER: la base su cui si calcola la maggiorazione non è il costo che l'impresa sostiene. L'art. 8, comma 3, lo dice in modo netto — per gli impianti FER e i relativi sistemi di accumulo «il costo massimo ammissibile delle spese di cui al comma 1 è calcolato secondo i parametri previsti all'Allegato 1». La quota di costo reale che eccede il massimale tabellare non entra nel calcolo. Si paga, ma non si iperammortizza.
La differenza pratica fra i due regimi è di metodo. Con i 900 €/kWh il tetto dell'accumulo era autonomo: bastava conoscere la capacità della batteria. Con il coefficiente α il tetto dell'accumulo diventa derivato — si calcola a partire dal valore agevolabile dell'impianto di produzione, già capato a sua volta dai tetti €/kW dell'Allegato 1. Sono due grandezze concatenate, e l'ordine dei passaggi conta.
Il calcolo corretto, allora, non parte più da un importo per kWh ma dal coefficiente α: è il meccanismo che vediamo applicato nei prossimi paragrafi.
Il coefficiente α: come funziona il nuovo massimale dell'accumulo
α è un numero puro, privo di unità di misura, che la Tabella 2b dell'Allegato 1 assegna in base alla fonte e alla fascia di potenza. La regola che esprime sta in una sola disuguaglianza: «Valore agevolabile sistema accumulo ≤ α × Valore agevolabile impianto produzione FER». Il tetto dello storage non è quindi un importo per kWh, ma un multiplo del valore agevolabile dell'impianto di generazione cui la batteria è asservita.
Per il fotovoltaico α vale 2,0 fino a 20 kWp e scende progressivamente fino a 1,0 oltre i 1000 kWp. Qui si annida un errore di lettura facile: per il FV il coefficiente è 2,0, non 2,5 — il 2,5 è l'estremo superiore del range della tabella, non il valore fotovoltaico. Più cresce la potenza dell'impianto, più si stringe il rapporto consentito fra accumulo e generazione.
Conta poi un dettaglio lessicale che cambia il risultato: entrambi i termini del rapporto portano l'aggettivo «agevolabile». α non moltiplica il costo reale dell'impianto, ma il suo valore già decurtato al tetto €/kW della Tabella 2a. Tradotto in proporzione, per il fotovoltaico sotto i 20 kWp ogni euro di valore agevolabile dell'impianto consente di riconoscere fino a due euro di valore agevolabile dell'accumulo. Se il valore FER è già stato tagliato dai tetti €/kW, il tetto dell'accumulo eredita quel taglio: parte da una base più bassa di quanto suggerisca il costo a preventivo.
Il segno «≤» trasforma il prodotto in un costo massimo ammissibile, non in un importo automatico. Vale cioè la regola del minore: base accumulo = MIN(costo sostenuto; α × valore agevolabile FER). Se la spesa effettiva per le batterie resta sotto il prodotto, entra per intero; se lo supera, l'eccedenza resta fuori dal calcolo della maggiorazione.
Un punto chiude il meccanismo ed evita confusioni con la parte di generazione. L'accumulo non è soggetto al vincolo del 105%, che riguarda la producibilità massima attesa dell'impianto FER rispetto al fabbisogno della struttura. Il suo unico limite quantitativo è il coefficiente α. Resta però una condizione di ammissibilità a monte: lo storage è agevolabile solo se asservito a nuovi impianti di generazione e proporzionato ad essi, come stabilisce l'art. 8, comma 1, lettera e). Una batteria scollegata da un nuovo impianto FER è integralmente inammissibile; quella sovradimensionata rispetto ad esso supera la soglia di α e perde la quota eccedente.
Il concatenamento a monte — il valore agevolabile dell'impianto già decurtato ai tetti €/kW prima che α entri in gioco — segue la stessa logica descritta per il fotovoltaico in autoproduzione, fra moduli ENEA e vincolo del fornitore unico: la base parte dai massimali dell'Allegato 1, e solo su quella si applica il coefficiente dell'accumulo.
Quando il coefficiente α morde davvero
Resta la domanda che interessa chi deve decidere l'investimento: questo tetto proporzionale riduce davvero la base agevolabile, o è un vincolo che sulla carta esiste ma nella pratica non si attiva quasi mai? La risposta dipende dai prezzi reali delle batterie, e va letta con la cautela dovuta a una fonte di analisi giornalistica.
Secondo le simulazioni della stampa specializzata, ai prezzi correnti dei sistemi di accumulo — un intervallo indicato fra 250 e 650 €/kWh — il coefficiente α non sarebbe operativo per le combinazioni fotovoltaico più accumulo tipiche di PMI e media impresa. La meccanica è quella già descritta: il tetto vale il minore fra il costo sostenuto e il prodotto α × valore agevolabile dell'impianto. Quando il costo unitario delle batterie resta nei valori di mercato, quel prodotto risulta più alto della spesa effettiva, e la regola del minore lascia entrare l'intero costo. Su nessuno dei sei profili esaminati il nuovo coefficiente produrrebbe un taglio rispetto al precedente massimale di 900 €/kWh.
Letto così, α somiglia più a un disincentivo al sovradimensionamento che a un tetto che morde sotto i costi reali dell'autoconsumo ordinario. Finché lo storage è proporzionato all'impianto di generazione, il vincolo non si attiva; comincia a tagliare la base solo quando la batteria è sovradimensionata rispetto al fotovoltaico cui è asservita — cioè proprio il caso che la norma vuole scoraggiare.
Il discorso cambia per le fonti programmabili. Qui il coefficiente scende a 0,5 — un valore molto più stringente di quello fotovoltaico — e secondo le stesse stime la riduzione della base agevolabile dell'accumulo si farebbe sentire: nell'ordine del -64% per il geotermico, -65% per l'idroelettrico e -87% per la biomassa, nelle combinazioni analizzate. Sono fonti che producono in modo continuo e governabile, per le quali un accumulo ampio ha meno giustificazione tecnica: il legislatore lo riconosce abbassando il moltiplicatore. Per la stragrande maggioranza delle imprese, che investe in fotovoltaico più batteria, il coefficiente α resta sullo sfondo; diventa un fattore di calcolo concreto solo per chi accumula energia da fonti programmabili o spinge lo storage oltre la misura dell'impianto.
Dove confluisce la base: il plafond unico e la pianificazione temporale
Una volta determinato il valore agevolabile dell'impianto FER e del suo accumulo, quel valore non vive in un comparto a sé. Confluisce nello stesso aggregato di tutti gli altri investimenti dell'impresa. Gli scaglioni di maggiorazione — 180% fino a 2,5 milioni di euro, 100% sullo scaglione 2,5-10 milioni, 50% sullo scaglione 10-20 milioni (art. 4, c. 2, del decreto; art. 1, commi 427 e 429, della Legge 30 dicembre 2025, n. 199, Legge di bilancio 2026) — si applicano a un plafond unico, che somma i beni 4.0 degli Allegati IV e V e la parte FER più accumulo. Non esiste un plafond autonomo riservato all'energia: la batteria capata dal coefficiente α e il macchinario interconnesso pescano dalla stessa fascia.
La conseguenza pratica è di pianificazione. Poiché gli scaglioni operano «in ciascuna annualità», è il momento in cui l'investimento si considera effettuato a decidere in quale fascia ricade. Un esempio rende il punto. Un'impresa che programma 5 milioni di euro complessivi — diciamo 3,5 di beni 4.0 e 1,5 fra fotovoltaico e accumulo — se concentra tutto in un solo anno vede 2,5 milioni maggiorati al 180% e i restanti 2,5 milioni scendere al 100%. Distribuendo la stessa spesa su due annualità, 2,5 milioni per il 2026 e 2,5 per il 2027, entrambe le tranche restano nella fascia piena al 180%. Il perimetro temporale dell'agevolazione — investimenti effettuati dal 1° gennaio 2026 al 30 settembre 2028 — lascia spazio a tre annualità su cui rigenerare la fascia più alta, anche spostando la consegna a cavallo d'anno.
Il valore che entra nel plafond, però, è quello a consuntivo, non quello stimato a preventivo. Nasce dall'incrocio fra due documenti distinti: la perizia tecnica asseverata, che fissa i dati tecnici da cui discendono i tetti €/kW e il coefficiente α, e la certificazione contabile, che attesta il costo effettivamente sostenuto. È l'intersezione fra il minore dei due — capping tecnico e spesa reale — a definire la base maggiorabile.
Resta da sapere quando e come questa base si formalizza. I termini e i modelli per le comunicazioni di conferma e di completamento — la fase in cui la base a consuntivo si chiude — sono rinviati a un successivo provvedimento direttoriale (art. 5, c. 1, del decreto; art. 2, c. 2, del decreto direttoriale 10 giugno 2026, che ha aperto le sole comunicazioni preventive dalle ore 12:00 del 12 giugno 2026). Un controllo, tuttavia, opera già a monte: la piattaforma NPTR5 verifica automaticamente il rispetto del 105% del fabbisogno allo step «Spese impianti FER» della comunicazione preventiva. La cornice del beneficio, insomma, va impostata correttamente fin dal primo invio, quando ancora si ragiona su numeri attesi e non su costi rendicontati.
Il passaggio dal tetto fisso al coefficiente proporzionale racconta una scelta precisa: premiare l'accumulo dimensionato sull'impianto, non quello dimensionato sull'incentivo. Per l'impresa che investe in fotovoltaico più batteria nelle taglie ordinarie, la base agevolabile resta sostanzialmente quella che otterrebbe a costi reali; il vincolo si fa sentire solo ai margini, sullo storage sovradimensionato e sulle fonti programmabili. Il rischio concreto, oggi, non è il taglio di α: è pianificare su una simulazione che riporta ancora i 900 €/kWh e scoprire a consuntivo che la base vera, calcolata sul valore agevolabile dell'impianto, è un'altra. Finché i modelli di conferma e completamento non fisseranno la procedura a regime, è il metodo di calcolo — non il numero ereditato dalla stagione precedente — la cosa da mettere a punto prima del primo preventivo.