Il fotovoltaico flottante consente di produrre energia su bacini artificiali senza occupare nuovo suolo, ma non basta avere uno specchio d'acqua per rendere fattibile il progetto. Nel 2026 le imprese devono verificare almeno sette aspetti: uso e vincoli del bacino, vento e onde, fondale, variazioni del livello, accessibilità, connessione elettrica e sostenibilità economica.
Che cos'è il fotovoltaico flottante?
Il fotovoltaico galleggiante, chiamato anche fotovoltaico flottante o FPV, è un impianto nel quale i moduli sono montati su piattaforme che galleggiano sull'acqua e sono mantenute in posizione da ancoraggi e ormeggi. Il decreto FER2 definisce l'impianto floating come una piattaforma galleggiante ancorata al fondale tramite cavi, senza fondazioni fisse.
Un sistema su acque interne comprende moduli e supporti, elementi galleggianti, ormeggi, ancoraggi, passerelle, cavi, inverter e collegamento verso terra. Il polietilene ad alta densità (HDPE) è frequente nei galleggianti modulari, ma non è l'unica configurazione disponibile.
Non va confuso con il fotovoltaico offshore. Un impianto in mare deve affrontare moto ondoso, salsedine e condizioni ambientali diverse da quelle di un bacino interno. Anche il FER2 tratta il fotovoltaico offshore floating e quello su acque interne come categorie distinte.
Dove può essere installato in Italia?
Il fotovoltaico galleggiante può essere valutato soprattutto su bacini artificiali e superfici d'acqua già legate ad attività produttive o infrastrutturali. La semplice disponibilità dell'acqua non determina però l'idoneità: uso del bacino, vincoli, accesso, fondale, rete elettrica e possibili effetti ambientali devono essere studiati caso per caso.
Le guide internazionali considerano bacini idroelettrici, invasi irrigui, laghi di cava, vasche industriali e impianti di trattamento. Per un'azienda italiana, i contesti da sottoporre a uno studio preliminare sono:
- cave allagate e bacini formati da precedenti attività estrattive;
- invasi irrigui al servizio di aziende agricole;
- vasche di accumulo o trattamento con superficie libera sufficiente;
- bacini di servizio associati a infrastrutture energetiche;
- superfici d'acqua prossime a consumi elettrici aziendali o a una connessione utilizzabile.
I corpi idrici naturali o sensibili non possono essere considerati automaticamente disponibili. La destinazione d'uso dell'acqua, le tutele ambientali, la proprietà o concessione e le prescrizioni degli enti competenti vengono prima del dimensionamento energetico.
Quali aziende possono valutare il fotovoltaico flottante?
Il profilo più interessante è quello di un'impresa che controlla o utilizza un bacino artificiale, dispone di consumi elettrici significativi nelle ore diurne e non ha abbastanza tetto o terreno idoneo. Cave, aziende agricole, gestori idrici e siti industriali possono quindi avere una ragione concreta per studiare la soluzione.
Il progetto ha senso quando l'acqua risolve un limite reale: poco spazio a terra, conflitto con l'attività produttiva o vicinanza ai consumi. Va comunque confrontato con coperture, pensiline e impianti a terra considerando produzione, autorizzabilità, gestione e costo lungo l'intera vita utile.
Per approfondire le alternative convenzionali è utile consultare il servizio FAR Elettric dedicato agli impianti fotovoltaici e quello relativo ai sistemi di accumulo.
Quali sono le 7 verifiche prima di progettare?
La prefattibilità di un impianto fotovoltaico galleggiante richiede sette controlli coordinati. Nessuno può essere sostituito da una stima basata soltanto sulla superficie: anche un invaso grande può risultare inadatto per vincoli, escursione del livello, vento, fondale, accesso o distanza dalla rete.
| Verifica | Cosa bisogna accertare | Perché incide sul progetto |
|---|---|---|
| 1. Titolarità, uso e vincoli | Proprietà o concessione, funzione del bacino, limitazioni ambientali e operative | Determina se e a quali condizioni la superficie può essere utilizzata |
| 2. Vento, onde e correnti | Condizioni ordinarie ed eventi estremi del sito | Definisce carichi, layout, galleggianti e numero di ormeggi |
| 3. Fondale e sponde | Batimetria, caratteristiche geotecniche e punti di ancoraggio | Serve a scegliere ancoraggi al fondo, alle sponde o una soluzione combinata |
| 4. Livello dell'acqua | Profondità minima e massima, escursioni stagionali e velocità di variazione | Le linee di ormeggio devono seguire il livello senza perdere stabilità |
| 5. Accessibilità | Spazi di assemblaggio, varo, viabilità e accesso per manutenzione | Influenza tempi, sicurezza, mezzi necessari e costi operativi |
| 6. Connessione elettrica | Distanza dalla cabina, capacità della rete, tracciato dei cavi e preventivo di connessione | Può rendere conveniente o bloccare economicamente l'iniziativa |
| 7. Produzione e business case | Irraggiamento, ombre, autoconsumo, vendita, costi e incentivi applicabili | Stabilisce se il progetto genera un ritorno coerente con il rischio |
La World Bank raccomanda di verificare anche compatibilità dei componenti, resistenza agli eventi estremi, modalità di sostituzione, garanzie, protezione dall'umidità e programma di ispezione degli ormeggi. Questi dati devono entrare nel capitolato prima della scelta del fornitore.
Quanto costa un impianto fotovoltaico flottante?
Non esiste un prezzo italiano attendibile per kW applicabile a ogni bacino. Il costo dipende soprattutto da galleggianti, ancoraggi, vento e neve, profondità, variazione del livello, accessibilità, distanza dalla connessione e scala dell'impianto. Per questo un valore commerciale può essere prodotto solo dopo rilievi e progetto preliminare.
Un benchmark NREL riferito a installazioni statunitensi del primo trimestre 2021 stimava, per un impianto tipo da 10 MW su bacino artificiale, un premio di costo installato del 25% rispetto a un fotovoltaico fisso a terra. Lo studio identifica galleggianti, ancoraggi e maggiori indagini di sito come principali cause del differenziale. Il dato non è un prezzo per l'Italia nel 2026: serve soltanto a mostrare quali voci rendono il floating più complesso.
| Voce | Fotovoltaico a terra | Fotovoltaico galleggiante |
|---|---|---|
| Preparazione del sito | Livellamento, drenaggi, viabilità e fondazioni | Rilievo del bacino, batimetria, area di assemblaggio e varo |
| Struttura | Pali e carpenteria a terra | Galleggianti, collegamenti, passerelle e supporti |
| Stabilità | Fondazioni e resistenza a vento/neve | Ancoraggi e ormeggi dimensionati anche per onde, correnti e livello |
| Impianto elettrico | Ambiente terrestre | Umidità elevata, movimento continuo e protezione dei collegamenti |
| Manutenzione | Accesso via terra | Accessi dedicati, ispezione della piattaforma e degli ormeggi |
Il confronto economico deve includere produzione stimata, costo della connessione, autoconsumo, manutenzione, assicurazione, sostituzioni e fine vita. Un'offerta che esclude ancoraggi, accesso o opere elettriche a terra non consente un confronto corretto.
Il fotovoltaico flottante produce più energia di un impianto a terra?
La vicinanza dell'acqua può ridurre la temperatura operativa dei moduli e favorire la produzione, ma il vantaggio non è automatico né uguale per tutti i progetti. IEA PVPS sottolinea che le prestazioni dipendono da progetto, condizioni ambientali e caratteristiche del sito e non devono essere generalizzate.
Il beneficio termico può essere compensato da inclinazione limitata, ombre tra file, movimento, umidità e sporcamento. La stima energetica deve usare dati meteo locali e un modello coerente con il layout scelto.
Anche la riduzione dell'evaporazione è un possibile beneficio, non un valore standard. Dipende dalla superficie coperta, dal clima, dalla ventilazione e dalle caratteristiche del bacino. Se la conservazione dell'acqua è un obiettivo del progetto, deve essere misurata con uno studio specifico e coordinata con la valutazione ambientale.
Quali incentivi sono previsti dal FER2?
Il decreto FER2 include i nuovi impianti fotovoltaici floating su acque interne tra le tecnologie ammesse alle procedure competitive GSE. Per questa categoria prevede un contingente complessivo di 50 MW nel periodo 2024-2028. L'accesso non è automatico: richiede requisiti tecnici, ambientali, autorizzativi e di connessione, oltre alla partecipazione alla procedura applicabile.
Il decreto stabilisce, tra gli altri, questi elementi:
- definizione di impianto floating ancorato al fondale tramite cavi e privo di fondazioni fisse;
- procedure pubbliche competitive bandite dal GSE;
- titolo abilitativo e preventivo di connessione accettato in via definitiva tra i requisiti ordinari;
- rispetto dei requisiti minimi ambientali e prestazionali;
- offerta di riduzione sulla tariffa di riferimento, salvo le eccezioni previste dal decreto;
- 20 anni di vita utile convenzionale per la tariffa indicata nell'Allegato 1;
- termine massimo FER2 di 36 mesi per l'entrata in esercizio degli impianti floating su acque interne dopo la graduatoria, con le conseguenze previste in caso di ritardo.
L'Allegato 1 riporta per il 2024 tariffe di riferimento di 90 euro/MWh per potenze superiori a 1 kW e fino a 1 MW e di 75 euro/MWh oltre 1 MW. Il decreto prevede riduzioni annuali e consente adeguamenti con successivi provvedimenti: per una candidatura nel 2026 bisogna quindi usare esclusivamente l'avviso e le regole GSE vigenti, non i valori iniziali come se fossero garantiti.
Quali autorizzazioni servono in Italia?
Non esiste una risposta unica valida per qualsiasi bacino. Il percorso dipende da potenza, localizzazione, proprietà o concessione dell'acqua, vincoli paesaggistici e ambientali, opere di connessione e disciplina regionale. Il FER2 richiede comunque un titolo abilitativo alla costruzione e all'esercizio e un preventivo di connessione accettato per partecipare secondo la procedura ordinaria.
Il decreto consente, per le categorie che comprendono il floating, di presentare il provvedimento favorevole di valutazione di impatto ambientale in luogo del titolo nei casi e secondo le condizioni previste. Questo non significa che la VIA sia sempre obbligatoria né che sostituisca definitivamente tutti gli altri atti: la procedura va definita con gli enti competenti sul progetto concreto.
La sequenza prudente è:
- verificare titolarità, concessioni e uso del bacino;
- svolgere uno screening dei vincoli territoriali e ambientali;
- impostare layout e potenza preliminari;
- richiedere il preventivo di connessione;
- individuare il corretto titolo autorizzativo;
- verificare calendario e requisiti GSE.
Come si scelgono galleggianti, ancoraggi e componenti elettrici?
La scelta non può basarsi solo sul materiale del galleggiante. Il sistema deve essere compatibile con moduli, carichi di vento e neve, onde, correnti, fondale, escursione del livello e piano di manutenzione. Le garanzie devono coprire esplicitamente l'impiego su acqua e le condizioni previste nel sito.
L'HDPE è ricorrente nei sistemi modulari per acque interne, ma il materiale non certifica da solo la qualità. Vanno verificati durabilità, stabilizzazione UV, resistenza meccanica, giunti, riparabilità e fine vita.
Ancoraggi e ormeggi devono limitare gli spostamenti nelle condizioni ordinarie ed estreme, seguendo le variazioni del livello. Cavi e connettori richiedono protezione dall'umidità e dal movimento. Inverter e trasformatori possono stare a terra o su piattaforme dedicate, secondo distanze, perdite, accesso e sicurezza.
Come si gestiscono manutenzione e sicurezza?
La manutenzione di un impianto floating comprende le attività fotovoltaiche ordinarie e controlli specifici su galleggianti, giunti, ormeggi, ancoraggi, passerelle e cablaggi soggetti a movimento. Il piano deve indicare frequenze, modalità di accesso, condizioni meteo ammesse, dispositivi di sicurezza e procedure per isolare elettricamente le sezioni interessate.
L'ambiente umido può ridurre la resistenza di isolamento e aumentare il rischio di dispersioni se componenti e connessioni non sono adeguati. La World Bank evidenzia inoltre la necessità di proteggere i cavi dallo stress meccanico e dall'esposizione ad acqua e umidità. Per questo l'accessibilità non è un dettaglio da aggiungere dopo: fa parte del progetto iniziale.
Pulizia del bacino, gestione dei sedimenti e ispezioni delle sponde devono restare possibili e coordinarsi con la geometria delle isole galleggianti.
Cosa insegna il caso italiano di Venaus?
Venaus dimostra che il fotovoltaico galleggiante può integrarsi con un'infrastruttura idroelettrica esistente. Enel documenta un impianto installato dal 2023 nella vasca di servizio della centrale piemontese, ampliato nel 2024, composto da oltre 5.000 pannelli bifacciali e con una produzione dichiarata di circa 1.200 MWh all'anno.
Il caso mostra l'integrazione tra superficie d'acqua, sistema energetico e operatività del bacino; Enel ha anche aggiunto una desedimentazione alimentata dall'impianto. I dati non sono però trasferibili a cave o invasi agricoli differenti.
Cosa deve fare adesso un'azienda interessata?
Il primo passo non è chiedere il prezzo dei pannelli, ma commissionare una prefattibilità che elimini rapidamente i siti inadatti. Bastano dati corretti su bacino, consumi e connessione per capire se procedere con rilievi approfonditi oppure confrontare una soluzione su tetto o a terra.
La raccolta iniziale dovrebbe includere:
- planimetria, fotografie e coordinate del bacino;
- proprietà, concessione e funzione attuale dello specchio d'acqua;
- profondità ed escursione stagionale del livello, se disponibili;
- ostacoli, accessi, sponde e aree utilizzabili per assemblaggio e varo;
- bollette e profilo orario dei consumi dell'attività;
- cabine e linee elettriche presenti nelle vicinanze;
- vincoli già noti e attività di manutenzione del bacino.
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Domande frequenti sul fotovoltaico flottante
Il fotovoltaico flottante si può installare su qualsiasi lago?
No. Uso, titolarità, vincoli, fondale, vento, livello dell'acqua e connessione devono essere verificati. Anche un bacino artificiale può risultare inadatto.
Fotovoltaico flottante e fotovoltaico galleggiante sono la stessa cosa?
Sì. “Galleggiante”, “flottante” e “floating” indicano impianti sostenuti da piattaforme sull'acqua. Il FER2 usa “impianto floating”.
I galleggianti sono sempre in polietilene?
No. L'HDPE è comune, ma esistono altre configurazioni. Contano condizioni del sito, verifiche strutturali, garanzie, manutenzione e fine vita.
Il rendimento è sempre maggiore rispetto a terra?
No. Il raffreddamento può aiutare, ma inclinazione, vento, movimento, sporcamento e layout possono annullare il vantaggio. Serve una simulazione specifica.
Quanto costa un impianto fotovoltaico flottante?
Non esiste un prezzo italiano standard. Potenza, fondale, livello, vento, ancoraggi, accesso e connessione cambiano il costo. Il +25% NREL riguarda un benchmark USA del 2021, non un listino attuale.
Esistono incentivi per il fotovoltaico flottante nel 2026?
Sì. Il FER2 assegna al floating su acque interne 50 MW nel 2024-2028. Condizioni, scadenze e tariffe vanno verificate nell'avviso GSE applicabile.
Serve una valutazione ambientale?
Dipende da progetto e localizzazione. La disciplina va verificata con i professionisti incaricati e gli enti competenti.
Un impianto floating elimina l'evaporazione del bacino?
No. Può ridurla, ma l'effetto dipende da superficie coperta, clima e operatività e deve rispettare usi ed equilibrio del bacino.
Si può abbinare a un sistema di accumulo?
Sì, se carichi, produzione e connessione lo giustificano. Non è obbligatorio e va dimensionato sul profilo energetico, non sulla sola potenza dei moduli.
