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Inverter cinesi, 1° novembre: lo stop non vale per tutti i progetti, e Huawei non è al 13% dell’Italia
Pubblicato il 21/10/2026
Il 23 settembre la Commissione europea ha respinto le richieste di rinvio sull’esclusione degli inverter di fornitori “ad alto rischio” dai progetti finanziati con fondi europei, secondo Euronews. Il 1° novembre è la data che tutti ripetono, ma le fonti la descrivono in modo diverso. ESS News e pv magazine la indicano come il termine entro cui i progetti già in pipeline devono essere presentati e approvati dalla Commissione per rientrare nel regime transitorio; GIN Group e SolareB2B la raccontano come il giorno dopo il quale i progetti devono escludere questi fornitori. Le due letture portano a conseguenze operative diverse e in questo articolo le teniamo separate. Il calendario completo è nel nostro pezzo sullo stop agli inverter cinesi dal 1° novembre.
Il perimetro è più stretto di quello che suggeriscono i titoli. PV Europe riporta che le linee guida riguardano i canali della Banca europea per gli investimenti e del Fondo europeo per gli investimenti, con effetto immediato. Come fornitori ad alto rischio ESS News indica quelli riconducibili a Cina, Russia, Iran e Corea del Nord, e include nel perimetro anche i sistemi di conversione dei BESS, che GIN Group non cita. Non risulta un regolamento pubblicato: PV Europe scrive che l’annuncio ufficiale e il documento con le linee guida non erano stati diffusi. Dalle fonti consultate, un impianto italiano finanziato con capitale privato o con strumenti nazionali non rientra nella misura. Altro è il FER X, che applica criteri propri sulla provenienza dei componenti nelle aste NZIA, come abbiamo descritto nell’articolo sul decreto FER X definitivo. Sono due regimi distinti.
Resta il dato che circola per l’Italia. Partitaiva scrive che Huawei ha dichiarato di aver installato nel nostro Paese 4,5 GW di inverter e ne ricava un 13% del parco, dividendo per circa 33,6 GW di potenza fotovoltaica nazionale. Il parco italiano a fine 2025 era di 43,5 GW secondo i dati GSE che abbiamo commentato in il 2025 chiude con 43,5 GW installati. Con quel denominatore la quota scende a circa il 10% (calcolo nostro), e resta un dato dichiarato dall’azienda, non verificato su una fonte indipendente. Chi gestisce impianti con inverter di marca cinese e non ha finanziamenti europei non ha oggi un obbligo di sostituzione, e le fonti consultate parlano di esclusione dai fondi, non di rimozione degli impianti esistenti. Per gli altri, EPC e developer con progetti in fase di finanziamento, la domanda è a quale delle due letture del 1° novembre è appesa la propria pratica.
Il 1° novembre: due letture, due conseguenze
La differenza tra le due versioni non è un dettaglio di stile. Se il 1° novembre è il termine per far approvare i progetti nel regime transitorio, chi ha una pratica già avanzata deve verificare adesso che il fascicolo sia completo e presentabile entro quella data. ESS News scrive che il regime transitorio riguarda i progetti “sufficientemente maturi” per essere approvati entro il 1° novembre 2026, e che quelli abbastanza in anticipo da cambiare fornitore non hanno diritto all’esenzione. Se invece è il giorno dopo il quale si devono escludere i fornitori ad alto rischio, il problema riguarda gli ordini ancora da firmare. Le fonti italiane che abbiamo letto non chiariscono quale delle due sia quella applicata alle singole pratiche, e la Commissione, secondo PV Europe, ha rifiutato di commentare la pubblicazione del testo.
Le altre date del calendario, riportate da ESS News e pv magazine, sono il 1° maggio 2026 per la notifica dei progetti già in pipeline, il 1° settembre per le richieste di esenzione sui progetti già avviati e il 15 aprile 2027 per l’uscita definitiva dei fornitori ad alto rischio dai progetti extra-UE non collegati alla rete europea. Il quadro completo, con le tappe una per una, è nell’articolo sulla sicurezza degli inverter cinesi e le normative UE.
Chi è dentro: i progetti con finanziamenti europei
Nel perimetro rientrano i progetti che chiedono finanziamenti attraverso i canali della BEI e del FEI. PV Europe aggiunge che le linee guida valgono per i progetti collegati alla rete europea, dentro e fuori l’Unione, compresi quelli in Nord Africa e nei Balcani occidentali. La ragione indicata dalla Commissione, secondo Euronews, è il rischio che i produttori possano accedere da remoto agli inverter e manipolarli, con effetti possibili sulla stabilità della rete. Sempre secondo Euronews, la Commissione sostiene che esiste già un’offerta alternativa di inverter non cinesi e che il costo di garantire la sicurezza dell’infrastruttura energetica sia contenuto. Gli operatori, scrive la stessa testata, hanno obiettato che non è certo che i fornitori alternativi possano garantire volumi e prezzi adeguati.
Per chi sviluppa progetti C&I o utility scale con finanziamento europeo il punto è concreto: la scelta dell’inverter entra nella struttura del finanziamento. Il tema della bancabilità si lega a quello affrontato nella nostra analisi sul project financing del fotovoltaico: un progetto che non rispetta i requisiti dei finanziatori può perdere una parte del debito previsto.
Chi è fuori: investimenti privati e impianti esistenti
La misura, per come è descritta dalle fonti, riguarda i finanziamenti europei. Un impianto realizzato con capitale proprio, con un finanziamento bancario privato o con incentivi nazionali non è toccato direttamente. Sienergy scrive che gli impianti esistenti non hanno un obbligo di sostituzione. Non abbiamo trovato un atto del GSE, del MASE o del MIMIT che estenda la misura agli impianti italiani, e per ora il tema resta una decisione sui finanziamenti, non sul parco installato. Chi lo racconta come un divieto generale sta andando oltre quanto le fonti documentano.
Tre regimi che i titoli confondono
Nelle ricostruzioni sulla stampa si mischiano tre cose diverse. La prima è la guida della Commissione ai finanziatori europei, di cui abbiamo parlato. La seconda è il FER X, il meccanismo italiano che nelle procedure NZIA applica criteri di provenienza a moduli, celle e inverter, descritto anche nell’articolo sulla prima asta FER X di dicembre e in quello su NZIA e bancabilità dei moduli europei. La terza è il Cybersecurity Act 2, la proposta di revisione presentata dalla Commissione il 20 gennaio 2026, che prevede la possibilità di designare fornitori ad alto rischio e di limitarne o eliminarne gradualmente l’uso in settori essenziali. Secondo eucrim è in negoziato tra Parlamento e Consiglio, e la pagina della Commissione non nomina gli inverter né fissa tempi di uscita. Ha un orizzonte più lungo e un altro iter legislativo.
Chi lavora sulla sicurezza degli impianti conosce già il tema da un altro lato, quello dell’accesso remoto e dei cloud dei produttori, trattato nelle puntate della serie sulla cyber security: la geopolitica dello scontro e lo storage industriale e il bluff dei cloud europei e le scadenze NIS2 e ARERA. Sono i motivi tecnici che stanno dietro la decisione, ma non ne definiscono il perimetro.
Il 13% di Huawei: il conto che non torna
Partitaiva riporta che Huawei ha dichiarato di aver installato in Italia 4,5 GW di inverter e 2 GWh di sistemi di accumulo, e calcola il 13% del parco rapportando 4,5 GW a circa 33,6 GW di fotovoltaico nazionale. Il denominatore non è coerente con il parco italiano a fine 2025, che secondo i dati GSE era di 43,5 GW. Con quel valore la stessa potenza dichiarata vale circa il 10%, un calcolo nostro che resta indicativo: la cifra è dichiarata dall’azienda e non distingue tra impianti residenziali, commerciali e utility. Non abbiamo trovato una fonte indipendente sulla quota di mercato degli inverter cinesi in Italia. Per l’Europa, pv magazine riporta circa l’80% delle importazioni di inverter fotovoltaici nell’UE di produzione cinese.
Sul fronte dei produttori, pv magazine Italia ha raccolto le reazioni di maggio. Huawei contesta la misura come priva di una base oggettiva e trasparente e chiede una revisione aperta delle prove; Sungrow chiede requisiti trasparenti basati su evidenze concrete e non sull’origine geografica, e annuncia uno stabilimento in Polonia da 230 milioni di euro entro il 2027 con una capacità di 20 GW l’anno di inverter. I produttori europei, SMA e Fimer, rivendicano invece la sicurezza come requisito strutturale e il controllo della filiera.
Cosa verificare adesso se hai un progetto in finanziamento
Il primo controllo è sul finanziatore: se tra le fonti di debito ci sono la BEI, il FEI o un intermediario che usa quei canali, bisogna chiedere per iscritto come sta trattando la data del 1° novembre e in quale delle due letture rientra la pratica. Il secondo è sul contratto di fornitura: se l’ordine degli inverter o dei sistemi di conversione per il BESS non è ancora firmato, il rischio sta nel fornitore indicato. Il terzo è sulle alternative: la Commissione dice che esistono, mentre gli operatori sollevano il tema dei volumi, quindi i tempi di consegna vanno verificati prima della firma. Per i progetti senza fondi europei la verifica è più semplice, ma resta utile controllare che i requisiti dei finanziatori privati non abbiano già recepito criteri analoghi, un quadro che si lega alle regole su normative e procedure del fotovoltaico in Italia.
Domande frequenti sugli inverter cinesi e il 1° novembre
Cosa succede il 1° novembre 2026 agli inverter cinesi
Dipende dalla fonte. ESS News e pv magazine indicano il 1° novembre come termine entro cui i progetti già in pipeline devono essere presentati alla Commissione per il regime transitorio. GIN Group e SolareB2B lo descrivono come il giorno dopo il quale i progetti finanziati con fondi europei devono escludere i fornitori ad alto rischio. In ogni caso riguarda i finanziamenti europei, non gli impianti già installati.
Gli inverter cinesi sono vietati in Italia
No. Dalle fonti consultate la misura riguarda i progetti finanziati con i canali europei della BEI e del FEI. Non abbiamo trovato un atto italiano che estenda un divieto agli impianti nazionali.
Chi sono i fornitori ad alto rischio
ESS News e Sienergy indicano i fornitori riconducibili a Cina, Russia, Iran e Corea del Nord. Euronews cita Huawei come caso di riferimento. Un elenco ufficiale pubblico non risulta.
La misura riguarda anche i sistemi di accumulo
Secondo ESS News sì, con l’inclusione dei sistemi di conversione di potenza dei BESS. GIN Group parla solo di inverter. Chi ha un progetto di accumulo con finanziamento europeo deve verificare con il finanziatore.
Un impianto già installato con inverter cinesi va sostituito
Le fonti consultate non riportano un obbligo di sostituzione degli impianti esistenti. Sienergy scrive che gli impianti installati non hanno un obbligo di rimozione.
Quanto pesa Huawei sul fotovoltaico italiano
Huawei ha dichiarato 4,5 GW di inverter installati in Italia. Partitaiva ne ricava il 13% su 33,6 GW; con il parco 2025 di 43,5 GW la quota è di circa il 10%, secondo un nostro calcolo indicativo. Il dato è dichiarato dall’azienda e non risulta verificato da una fonte indipendente.
Approfondimenti di AssoSolare
Per leggere il tema nel quadro della filiera, conviene partire dall’analisi sul blocco doganale sulle celle cinesi, che mostra come le decisioni sulla provenienza dei componenti incidano sulle forniture, e dall’articolo sugli attacchi informatici alle reti e agli inverter delle rinnovabili, che spiega i rischi tecnici alla base della misura.
Riferimenti istituzionali
La proposta di revisione del Cybersecurity Act, con il quadro sulla sicurezza della catena di fornitura ICT, è illustrata nelle domande e risposte del pacchetto cybersicurezza della Commissione europea. I criteri di provenienza dei componenti per le aste FER X sono nelle regole operative del FER X definitivo pubblicate dal GSE.