RAEE fotovoltaici: tutto sull’Opzione 118, le due finestre nel 2026 e cosa cambia per il settore

Il dibattito sul fine vita dei moduli fotovoltaici continua a essere attraversato da semplificazioni e mezze verità: c’è chi riduce tutto a un confronto di costi, chi diffida dei Sistemi Collettivi per “istinto” e chi, al contrario, dà per scontato che l’Opzione 118 sia sempre e comunque la scelta più conveniente.

Per fare chiarezza, pv magazine Italia ha intervistato Gionata Cereda, B2B Sales Account Manager di Consorzio ERP Italia, partendo dal punto che più interessa i nostri lettori: cosa cambia davvero nel 2026 e quali sono gli elementi tecnici e normativi che negli ultimi mesi hanno sbloccato il mercato.

Il 2026 e le due finestre: le scadenze operative

Il 2026, intanto, arriva con una cornice temporale precisa. I Soggetti Responsabili di impianti fotovoltaici incentivati in Conto Energia avranno due finestre – dal 1° febbraio al 31 marzo e dal 1° giugno al 31 luglio – per comunicare al GSE l’avvenuta adesione a un Sistema Collettivo, alternativa alla trattenuta diretta della quota a garanzia RAEE. È un passaggio che pesa anche in termini economici perché consente di versare la garanzia nella misura di 10 euro per modulo attraverso i Sistemi Collettivi, a fronte dei 20 euro per modulo trattenuti dal GSE.

Dall’origine dell’Opzione 118 alla fase di incertezza iniziale

Per capire perché oggi l’Opzione 118 stia accelerando, però, bisogna tornare all’origine del meccanismo e al motivo per cui, per anni, non è “decollato” come molti si aspettavano. Cereda ricostruisce il percorso in modo netto: “L’Opzione 118 risale all’inizio del 2020 ed è stata recepita nel decreto legislativo di settembre 2020, numero 118: da qui il nome. GSE e all’epoca il Ministero hanno previsto la possibilità, per i soggetti responsabili dei cinque Conti Energia, di aderire a un Sistema Collettivo in alternativa alla trattenuta del GSE”. Il cuore della misura è proprio questa alternativa: la trattenuta – spiega – “avveniva e avviene ancora ad oggi dall’undicesimo anno di età dell’impianto”, cioè quando l’impianto entra nella fase in cui viene applicata la quota a garanzia per la gestione del fine vita.

Nella fase iniziale, tuttavia, non erano solo gli operatori a interrogarsi: era lo stesso perimetro regolatorio a non offrire, secondo Cereda, una traiettoria immediatamente leggibile. “All’inizio non è stata molto chiara, perché non aveva caratteristiche ben descritte. Anche la posizione di ERP Italia era di attesa, per avere maggiori chiarimenti”, racconta. In quel contesto, aggiunge, si sono viste anche dinamiche poco sane: “Inizialmente ci sono state politiche di dumping, perché non era stato inserito un importo già fatto e finito nei termini della trattenuta che dovevano effettuare i Sistemi Collettivi”.

La svolta del 2025: istruzioni operative, rateizzazione e nuova spinta del mercato

Quando poi la quota è stata definita a 10 euro, il mercato non ha comunque percepito un vero vantaggio: “La trattenuta doveva essere effettuata dai Sistemi Collettivi era pari a 10 euro, ma in una rata unica. Quindi non vi era una grande convenienza per lasciare una realtà come il GSE, percepita come affidabile, e passare a un Sistema Collettivo, perché la trattenuta fatta dal GSE era di 10 euro e quella dei Sistemi Collettivi era di 10 euro”. La mancanza di rateizzazione, in particolare, ha pesato sulle scelte, perché obbligava a sostenere l’esborso in un’unica soluzione.

La svolta, secondo Cereda, arriva con un passaggio tecnico che per gli addetti ai lavori ha avuto un valore pratico enorme: le istruzioni operative del GSE pubblicate a marzo 2025. “Quello che ha dato una mossa decisa al sistema è stata la pubblicazione delle ultime istruzioni operative del GSE, a marzo 2025: ha chiarito tanti punti e ha dato la possibilità di passare ai Sistemi Collettivi con caratteristiche ben precise”, dice. La regola cardine è diventata la combinazione tra importo e modalità di versamento: “La trattenuta doveva essere pari a 10 euro modulo – non un euro in più, non un euro in meno – rateizzati in cinque anni”. E, in quanto rapporto tra soggetti privati, lo schema può diventare ancora più flessibile, purché resti entro il tetto complessivo.

Su questo impianto regolatorio già più chiaro si innesta la dinamica che ha reso immediato il confronto, e che spiega perché nel 2025 e a inizio 2026 le adesioni siano aumentate con decisione. “La spinta è stata incentivata dal raddoppio della quota da parte del GSE”, osserva Cereda, richiamando l’effetto della trattenuta a 20 euro/modulo che, a parità di obbligo di garanzia, rende economicamente più interessante la via dei Sistemi Collettivi.

Numeri e scala di sistema: non è solo un tema di convenienza individuale

Non a caso, i numeri del Cruscotto Monitoraggio RAEE del GSE (aggiornati all’8 gennaio 2026, come riportato nei materiali diffusi da ERP Italia) parlano di 11.332 soggetti aderenti, 12.267.185 moduli garantiti e 2.738.201 kW di potenza complessiva. Rispetto alla chiusura del 2024, l’incremento indicato è di oltre 3,1 milioni di moduli (+33,9%), con una crescita delle imprese aderenti (+52,0%) e della potenza (+33,8%). L’accelerazione è evidente anche dentro il 2025: tra la chiusura della prima finestra (31 maggio) e quella della seconda (30 settembre), i moduli garantiti sono aumentati di 1.910.834 unità, circa +18,5%.

Il tema economico, letto su scala di sistema, è tutt’altro che marginale. I 12,27 milioni di moduli già “garantiti” tramite Sistemi Collettivi corrispondono a circa 122,7 milioni di euro di garanzie gestite via Opzione 118 (10 euro/modulo), risorse che non vengono immobilizzate nella trattenuta. Ma il bacino più grande resta quello che non si è ancora mosso: nel Cruscotto GSE risultano 63.499.780 moduli nel perimetro del trattenimento quote RAEE. Se tutti gli eleggibili optassero per l’adesione ai Sistemi Collettivi, il beneficio potenziale – inteso come differenziale tra 20 e 10 euro/modulo – sarebbe nell’ordine di circa 635 milioni di euro sui soli moduli oggi in trattenimento e vicino a 760 milioni considerando l’intero perimetro rappresentato dal Cruscotto.

La filiera del fine vita entra nella fase industriale

In questo contesto, ERP Italia indica di gestire 1.349.171 moduli, pari all’11% del totale dei moduli garantiti. E proprio qui Cereda sposta la discussione oltre la sola “convenienza” per il singolo soggetto responsabile, perché la vera partita riguarda la sostenibilità industriale della gestione e, soprattutto, la qualità delle filiere. Da un lato c’è la composizione materiale dei pannelli, che rende evidente il valore potenziale dei flussi se correttamente intercettati: “Uno studio realizzato con il Politecnico di Milano evidenzia che un modulo fotovoltaico cristallino da 22 kg è composto prevalentemente da vetro (76%) e alluminio (8%), con quote di polimeri (10%), silicio (4%) e filamenti metallici (0,90%)”, afferma Cereda. E il punto, per lui, è industriale prima ancora che ambientale: “Numeri che confermano quanto sia strategico intercettare questi flussi e indirizzarli verso filiere idonee: ogni modulo correttamente gestito è una materia prima che potenzialmente viene reinserita nel sistema”.

Dall’altro lato, c’è la prospettiva di volume che cambia la scala del problema. Se l’Italia deve crescere rapidamente in capacità installata per gli obiettivi 2030, la conseguenza è inevitabile: “Ci ritroveremo a gestire un numero enorme di pannelli fotovoltaici”, dice Cereda, sottolineando che la filiera nazionale dovrà continuare a strutturarsi per sostenere l’urto. Nella sua esperienza, lo sta già facendo: “Qualche anno fa gli impianti che potevano gestire moduli fotovoltaici non erano così tanti. Ad oggi ci sono tante realtà che stanno convertendo la loro attività: impianti nati per la gestione dei RAEE stanno convertendo spazi per la gestione dei moduli fotovoltaici”. È un processo guidato anche dal mercato, certo, ma che diventa necessario per non farsi trovare impreparati quando i volumi aumenteranno.

Un elemento ulteriore, che promette di incidere ancora di più sul profilo temporale dei flussi, è l’accorciamento della vita “economica” del modulo, almeno per una parte del mercato. Cereda lo collega al ritmo dell’innovazione e alle scelte di investimento degli operatori utility-scale: “Lo sviluppo tecnologico corre veloce: quello che era un modulo da 120 watt ad oggi è 700–800 watt. Per i grandi player è molto più conveniente fare investimenti su attività di revamping e repowering e questo accorcia notevolmente la vita dei moduli”. Per il segmento domestico, invece, la dinamica resta più lenta, anche se destinata a cambiare: “Gli impianti domestici hanno una durata più lunga, perché l’investimento deve far fronte al fabbisogno della casa. Ma il fabbisogno potrà aumentare con auto elettriche, induzione, e con la riduzione del gas”.

È in questo intreccio tra compliance, sostenibilità finanziaria e industrializzazione della filiera che si colloca anche lo studio sul modello di finanziamento Trust commissionato da ERP Italia, Cobat RAEE e PV CYCLE Italia al Politecnico di Milano – Energy & Strategy Group, pensato per valutare la tenuta nel lungo periodo della gestione del fine vita e ridurre il rischio dei cosiddetti “pannelli orfani”, assicurando continuità anche in caso di uscita di produttori dal mercato.

Se l’Opzione 118 è il meccanismo operativo che consente ai Soggetti Responsabili dei Conti Energia di scegliere un canale alternativo al trattenimento, il Trust è il perno che deve garantire che, quando i pannelli arriveranno davvero a fine vita – e quando revamping e repowering accelereranno i cicli – ci siano risorse e filiere adeguate per trasformare un rifiuto in un flusso di materia recuperabile. In altre parole, la notizia non è soltanto che nel 2026 tornano due finestre: è che, finalmente, il sistema sta smettendo di vivere di interpretazioni e sta entrando nella fase in cui regole, numeri e investimenti iniziano a parlarsi.

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