RTB e COD nel fotovoltaico: cosa significano e perché contano per chi investe

Questa guida chiarisce entrambi gli status, spiega la differenza tra acquistare un progetto fotovoltaico Ready To Build e acquistare un impianto a Commercial Operation Date, e illustra perché l’RTB rappresenta oggi un asset rilevante per investitori istituzionali, fondi, compagnie assicurative e family office.

Cos’è un progetto fotovoltaico RTB (Ready To Build)

RTB (Ready To Build) è lo status di un progetto fotovoltaico interamente sviluppato sul piano autorizzativo, sul quale è possibile avviare immediatamente la costruzione. In altre parole, è un terreno sviluppato e pronto alla costruzione: l’iter autorizzativo è completato, i titoli e i diritti sul terreno sono acquisiti e la soluzione di connessione alla rete è stata ottenuta.

È importante chiarire un punto spesso frainteso: l’RTB qualifica lo stato autorizzativo del progetto, non il solo terreno. Un’area agricola con un buon irraggiamento non è RTB; lo diventa solo quando ha superato tutto il percorso di permitting e dispone di un preventivo di connessione accettato. Acquistare RTB significa quindi rilevare un progetto cantierabile, ma non ancora costruito.

Cos’è il COD (Commercial Operation Date)

COD (Commercial Operation Date) è la data in cui l’impianto, già realizzato, entra in esercizio commerciale: produce energia, la immette in rete e genera ricavi. “Vendere a COD” significa quindi cedere un impianto finito e operativo, a differenza dell’RTB, che riguarda un progetto pronto-alla-costruzione ma ancora da edificare.

La distinzione è sostanziale per l’investitore: a COD si acquista un cash flow già in essere e un rischio residuo più contenuto; in RTB si acquista un progetto a monte della costruzione, con un prezzo d’ingresso inferiore ma un rischio di realizzazione ancora da assorbire.

Il ciclo di vita di un progetto fotovoltaico

RTB e COD si collocano in punti precisi di una sequenza che conviene tenere a mente come riferimento:

Greenfield → Sviluppo → RTB → Costruzione → COD → Esercizio

• Greenfield: individuazione del sito, prime valutazioni di producibilità e di idoneità dell’area.
• Sviluppo: iter autorizzativo, acquisizione dei diritti sul terreno, domanda e ottenimento della soluzione di connessione.
• RTB: sviluppo completato, progetto cantierabile.
• Costruzione: realizzazione fisica dell’impianto (EPC).
• COD: entrata in esercizio commerciale.
• Esercizio: vita operativa dell’impianto (tipicamente oltre 30 anni per i moduli odierni, con degrado annuo dell’ordine dello 0,4-0,5%).

Ogni passaggio riduce un’incertezza e, di norma, aumenta il valore (e il prezzo) dell’asset. RTB e COD sono i due punti di ingresso più comuni per chi compra invece di sviluppare in proprio.

RTB vs COD: cosa si compra davvero

La tabella riassume il trade-off di fondo: l’RTB offre un punto d’ingresso più conveniente e un upside maggiore, a fronte di un rischio di costruzione che a COD è già stato superato.

Perché l’RTB è un asset rilevante per l’investitore istituzionale

L’interesse per l’RTB nasce dalla combinazione di prezzo d’ingresso inferiore e di un contesto di mercato in cui i costi di realizzazione del fotovoltaico sono ai minimi storici e la cornice incentivante è tornata stabile.

Costi di realizzazione (CAPEX)

Secondo IRENA, nel 2024 il costo totale installato (total installed cost) medio ponderato a livello globale per il fotovoltaico utility-scale è stato di circa 691 USD/kW, in calo dell’11% sull’anno precedente e dell’87% rispetto al 2010; per l’Europa il valore medio si è attestato intorno a 779 USD/kW (IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2024).

Questi valori sono medie ponderate internazionali espresse in dollari e relative al solo costo installato: il CAPEX all-in di un progetto italiano chiavi-in-mano (EPC, connessione, oneri di sviluppo) può collocarsi su livelli diversi. Per il fotovoltaico a terra utility-scale in Italia un ordine di grandezza indicativo è di circa 600–850 €/kWp, variabile per taglia e sito. Questo è un dato da confermare caso per caso in due diligence, non un valore da assumere a priori.

Costo dell’energia prodotta (LCOE)

Sul fronte della competitività, IRENA indica per il 2024 un LCOE medio ponderato globale del fotovoltaico utility-scale pari a circa 0,043 USD/kWh, inferiore del 41% rispetto alla più economica alternativa fossile (IRENA, 2024). Un LCOE basso è la premessa strutturale di margini sostenibili nel tempo.

La cornice incentivante: FER-X

Il quadro regolatorio italiano è oggi un fattore abilitante. Il FER-X Transitorio (in vigore dal 28 febbraio 2025, valido fino al 31 dicembre 2025) ha già prodotto risultati concreti: nella prima asta, le cui graduatorie sono state pubblicate dal GSE il 1° dicembre 2025, sono stati assegnati circa 7.698 MW a 474 impianti, con un prezzo medio ponderato di aggiudicazione di 56,825 €/MWh (massimo 62,675 €/MWh) e un ribasso medio del 37,34% (GSE; fonti di settore).

A questo si aggiunge il FER-X Definitivo, dichiarato compatibile con il mercato interno dalla Commissione Europea l’8 giugno 2026 e firmato dal MASE: il provvedimento prevede contingenti complessivi per 37,15 GW (10 GW per impianti fino a 1 MW, 27,15 GW per impianti superiori), un prezzo base di riferimento per il fotovoltaico di 80 €/MWh e un meccanismo a Contratto per Differenza (CfD) della durata di 20 anni. Alla data di redazione il decreto è in fase di perfezionamento (trasmissione alla Corte dei Conti e successive regole operative GSE), con avvio operativo atteso nella seconda metà del 2026.

Questione rilevante per gli investitori: l’accesso al meccanismo del FER-X per gli impianti superiori a 1 MW richiede progetti realmente cantierabili, ovvero con titolo autorizzativo, preventivo di connessione accettato e registrazione in GAUDÌ; è esattamente il profilo di un progetto RTB. Un CfD ventennale, inoltre, trasforma una parte del rischio-prezzo in un flusso più prevedibile, migliorando la bancabilità.

Rendimento di un progetto fotovoltaico

Sul rendimento è doverosa una premessa di metodo: l’IRR (TIR) di progetto non è un valore standard, deducibile da tabella, ma il risultato di un modello finanziario che dipende da CAPEX, fattore di capacità, prezzo di vendita dell’energia (PUN/PPA o tariffa FER-X), struttura finanziaria, OPEX e vita utile. In Italia, la producibilità è compresa indicativamente fra 1.000 e 1.600 ore equivalenti/anno.

Gli IRR di progetto comunemente citati per il fotovoltaico utility-scale italiano si collocano in un intervallo a una cifra medio-alta (mid-to-high single digit), ma non esiste un valore istituzionale ufficiale applicabile in modo generalizzato: ogni valore dipende dalle ipotesi del singolo progetto. Su un progetto RTB, l’IRR atteso è strutturalmente più alto rispetto all’acquisto a COD, proprio perché incorpora il rischio di costruzione che l’investitore si assume.

Il rischio: come si misura e come si mitiga

Ogni investimento comporta rischio: ometterlo non lo elimina, lo rende solo meno governabile. Nel fotovoltaico utility-scale conviene distinguere due fasi.

Rischi della fase RTB → COD (costruzione e allacciamento):

• Rischio di costruzione: ritardi, extra-costi, performance dell’impianto realizzato; si mitiga con un contratto EPC dotato di garanzie di performance, penali e tempi certi, e con la scelta di un costruttore solido.
• Rischio di allacciamento: tempistiche e modalità di connessione alla rete; si riduce verificando in due diligence l’attendibilità e la validità del preventivo di connessione.
• Qualità dello sviluppatore: la robustezza del permitting e dei diritti sul terreno dipendono da chi ha sviluppato il progetto; la due diligence tecnico-legale è qui decisiva.

Rischi della fase post-COD (esercizio e prezzo):

• Rischio prezzo: volatilità del PUN; si mitiga con PPA (contratti di acquisto a lungo termine) o con la tariffa FER-X a CfD, che stabilizzano i ricavi.
• Rischio di esercizio: producibilità e disponibilità dell’impianto; si presidia con contratti di O&M strutturati e monitoraggio delle performance.
• Rischio di portafoglio: la diversificazione (più impianti, più aree geografiche, più profili di rischio) riduce l’esposizione a singoli eventi.

La logica complessiva è quella della protezione e prevedibilità: eliminare totalmente il rischio è impossibile, ma si può trasferirlo, contrattualizzarlo e diversificarlo.

Posizionamento dell’asset

Va detto con chiarezza: un progetto RTB non è un’operazione altamente speculativa; è adatto a profili che cercano rendimenti ragionevolmente prevedibili e protetti, accettando in cambio del rischio di costruzione un prezzo d’ingresso più favorevole e un upside superiore rispetto all’acquisto a COD. Chi privilegia la massima certezza del cash flow, e accetta un rendimento atteso più contenuto, troverà invece nell’acquisto a COD la soluzione più coerente.

Non esiste una scelta migliore in assoluto: esiste la scelta coerente con l’orizzonte temporale, la propensione al rischio e la capacità di gestione tecnica dell’investitore.

FAQ

Qual è la differenza tra RTB e COD?

RTB (Ready To Build) è un progetto fotovoltaico autorizzato e pronto alla costruzione, ma non ancora costruito. COD (Commercial Operation Date) è la data in cui un impianto già realizzato entra in esercizio commerciale e inizia a produrre ricavi. Comprare RTB significa rilevare un progetto cantierabile; comprare a COD significa rilevare un impianto finito e operativo.

Cosa significa “Ready To Build”?

Significa che il progetto ha completato l’iter autorizzativo, dispone dei diritti sul terreno e ha ottenuto la soluzione di connessione alla rete: la costruzione può iniziare immediatamente.

Conviene di più investire in RTB o a COD?

Dipende dal profilo dell’investitore. L’RTB offre prezzo d’ingresso inferiore e maggiore upside, ma con il rischio di costruzione ancora da assorbire. L’acquisto a COD offre cash flow già in essere e rischio residuo più contenuto, a fronte di un prezzo più alto.

Quali sono i rischi principali di un progetto RTB?

Soprattutto rischio di costruzione e di allacciamento alla rete. Si mitigano con un EPC dotato di garanzie e penali, con la verifica del preventivo di connessione e con una due diligence tecnico-legale accurata.

Che ruolo ha il FER-X per un investimento RTB?

Il FER-X assegna agli impianti idonei una tariffa incentivante a Contratto per Differenza della durata di 20 anni, stabilizzando i ricavi. L’accesso richiede progetti cantierabili (autorizzazione, connessione, registrazione GAUDÌ): esattamente il profilo di un progetto RTB.

Quanto costa realizzare un impianto fotovoltaico utility-scale?

I benchmark IRENA 2024 indicano un costo installato medio ponderato di circa 691 USD/kW a livello globale e 779 USD/kW in Europa. Il CAPEX all-in di un progetto italiano va però verificato caso per caso in funzione di taglia, sito e oneri di connessione.

Fonti

Fonti istituzionali (primarie)

IRENA — Renewable Power Generation Costs in 2024 (benchmark CAPEX/TIC e LCOE): https://www.irena.org/News/articles/2025/Jul/Infographic-Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024

GSE — Decreto FER-X, graduatorie e regole operative (sezione Fonti rinnovabili › FER Elettriche › FER X): https://www.gse.it

MASE — Decreto FER-X Transitorio (D.M. 457/2024) e Decreto FER-X Definitivo: https://www.mase.gov.it

Commissione Europea — Decisione sugli aiuti di Stato relativa al regime FER-X (8 giugno 2026): https://competition-cases.ec.europa.eu

Terna — Sistema GAUDÌ (registrazione e validazione impianti): https://www.terna.it

ARERA — Tariffe per impianti ≤1 MW in accesso diretto: https://www.arera.it

D.Lgs. 199/2021 — quadro normativo per le fonti rinnovabili: https://www.normattiva.it

Fonti di settore (per gli esiti delle aste più recenti)

pv magazine Italia — esiti della prima asta FER-X Transitorio (prezzo medio 56,825 €/MWh): https://www.pv-magazine.it/2025/12/01/dm-fer-x-transitorio-gse-prezzo-medio-ponderato-di-56825-e-mwh/

Rinnovabili.it — graduatorie FER-X e prezzi di riferimento 2026 (lettera UE): https://www.rinnovabili.it/energia/fotovoltaico/graduatorie-fer-x/

Autore: Giorgio Givone, Utility Manager (UNI 11782:2020) — consulente energetico indipendente specializzato in fotovoltaico utility scale e project finance.

Nota di trasparenza: Gli indicatori di rendimento (IRR/TIR) dipendono dalle ipotesi del singolo progetto e non costituiscono consulenza finanziaria personalizzata.