FEDIMI | APPROFONDIMENTI • ENERGIA E INFRASTRUTTURE
Opportunità industriali, analisi costi-benefici, compatibilità ambientale e proposte per una strategia italiana
22 ottobre 2026 | Articolo di approfondimento per www.fedimi.it
Una nuova frontiera, non una scorciatoia
Il fotovoltaico flottante (Floating Photovoltaics, FPV) consiste nell’installazione di moduli solari su strutture galleggianti ancorate a bacini idrici. È particolarmente interessante per invasi artificiali, cave dismesse allagate, bacini irrigui e serbatoi industriali: superfici già trasformate dall’attività umana che possono ospitare una seconda funzione produttiva senza sottrarre nuovi terreni all’agricoltura o all’industria. Non tutti i bacini sono però idonei: sicurezza idraulica, biodiversità, utilizzi dell’acqua, vincoli paesaggistici e costi di connessione devono essere valutati prima della decisione d’investimento.
La dimensione internazionale del mercato
Secondo IEA PVPS, a fine 2024 la potenza flottante installata a livello globale era stimata in circa 8,7 GW; il database SERIS riporta circa 9,5 GWp per lo stesso periodo. La differenza riflette fonti e perimetri di rilevazione diversi: non si tratta di un dato unico certificato. Il rapporto IEA PVPS del 2025 rileva la concentrazione degli impianti in Asia e la crescente sperimentazione europea. Il dato più rilevante per le politiche industriali non è soltanto la crescita della potenza, ma la possibilità di combinare produzione elettrica, gestione dell’acqua e recupero di siti esistenti.
Come funziona: componenti e scelte ingegneristiche
Un impianto comprende moduli fotovoltaici, galleggianti resistenti ai raggi UV e agli agenti ambientali, passerelle o accessi manutentivi, ancoraggi e ormeggi dimensionati per vento, moto ondoso e variazioni di livello, cavi e connessioni elettriche protette, inverter e trasformatori collocati in posizioni adeguate, sistemi di monitoraggio e protezioni. Occorrono verifiche batimetriche e geotecniche, analisi di ventosità estrema, escursioni idrometriche, corrosione, fulminazione, rischio incendio e procedure di recupero in emergenza. In ambienti marini o fortemente esposti i requisiti tecnici e i costi crescono sensibilmente. La produzione va simulata con dati meteo locali, inclinazione, ombreggiamento, temperatura, sporcamento e perdite elettriche: il beneficio termico dell’acqua non è garantito né uniforme.
Costi: perché il flottante non è un fotovoltaico tradizionale
L’analisi SERIS indica un CAPEX mediano osservato di circa 1,25 USD/Wp nel 2024 per gli impianti censiti, non trasferibile automaticamente ai preventivi italiani. Una revisione tecnico-economica del Politecnico di Milano (2024) riporta in letteratura maggiorazioni indicative del CAPEX del 20–30% e del costo livellato dell’energia (LCOE) attorno al 30% rispetto a soluzioni a terra, con ampie differenze fra siti. Le voci aggiuntive riguardano galleggianti, ancoraggi, posa sull’acqua, cablaggi, monitoraggio, accessibilità, assicurazione e manutenzione. Viceversa, il costo-opportunità del suolo risparmiato, la prossimità al consumo e l’eventuale infrastruttura di rete già presente possono migliorare il confronto economico.
Simulazione economica illustrativa: impianto da 5 MWp
Per mostrare gli ordini di grandezza, si ipotizza un impianto da 5 MWp su bacino artificiale idoneo in Italia settentrionale. Ipotesi non progettuali: CAPEX 1.350 €/kWp (6,75 milioni €); producibilità iniziale 1.250 kWh/kWp/anno (6.250 MWh/anno); OPEX 25 €/kWp/anno (125.000 €/anno); vita economica 25 anni; tasso di sconto reale 6%; degrado annuo 0,5%; valore medio dell’energia 110 €/MWh. Il ricavo lordo iniziale è 687.500 €/anno, il margine operativo iniziale semplificato 562.500 €/anno e il payback semplice circa 12 anni. Tale payback non considera fiscalità, debito, sostituzioni, incentivi, fermate o variazioni del prezzo elettrico. LCOE semplificato attualizzato: circa 100 €/MWh, con investimento iniziale, OPEX costante e produzione decrescente; il valore cambia sensibilmente al variare delle ipotesi. Non è una previsione di redditività né un’offerta commerciale.
Analisi di sensitività: quando cambia la convenienza
Con il medesimo impianto, una riduzione del valore dell’energia a 80 €/MWh porta i ricavi iniziali a 500.000 €/anno e il payback semplice a circa 18 anni; a 140 €/MWh i ricavi salgono a 875.000 €/anno e il payback scende a circa 9 anni. Se il CAPEX cresce del 20%, mantenendo 110 €/MWh, il payback semplice sale a circa 14,4 anni. Sono scenari volutamente schematici: in un business plan bancabile servono profili orari, PPA o autoconsumo, oneri di rete, disponibilità dell’impianto, sostituzioni, imposte, costo del capitale e scenari di rischio. Il confronto corretto non è solo €/kWp, ma valore attuale netto e LCOE su alternative localizzate nello stesso contesto.
Benefici potenziali oltre alla produzione elettrica
Il primo vantaggio è evitare nuova occupazione di suolo. In bacini soggetti a evaporazione il parziale ombreggiamento può ridurre le perdite idriche, ma l’effetto dipende da clima, copertura, vento e geometria: occorrono misure in sito, non percentuali universali. L’integrazione con dighe idroelettriche può sfruttare connessioni e flessibilità operativa, purché siano verificate capacità di rete e interferenze con gli usi idraulici. Per imprese e consorzi irrigui, la vicinanza ai carichi elettrici può favorire autoconsumo e stabilità dei costi, senza sostituire la necessaria analisi dei profili di consumo.
Laghi naturali: una possibilità da valutare, non da escludere a priori
La tecnologia FPV può essere tecnicamente impiegata anche su laghi naturali, oltre che su invasi artificiali, bacini irrigui, laghi di cava e specchi d’acqua industriali. Ciò non equivale a una generale ammissibilità: i laghi naturali presentano funzioni ecologiche, paesaggistiche e sociali spesso più delicate, e la localizzazione deve essere subordinata a una verifica sito-specifica dei vincoli, dei titoli concessori e delle procedure ambientali applicabili.
Una strategia razionale privilegia in prima istanza bacini artificiali e superfici già trasformate, senza escludere sperimentazioni rigorosamente monitorate nei laghi naturali laddove siano dimostrate compatibilità ecologica e pubblica utilità. Devono essere valutati habitat e specie protette, siti Natura 2000, qualità e circolazione dell’acqua, ossigeno disciolto, stratificazione termica, avifauna, pesca, navigazione, fruizione pubblica e impatto visivo. Le percentuali di copertura non possono essere fissate come soglia universalmente sicura: contano morfologia, profondità, ricambio idrico, esposizione e disposizione dei moduli.
La ricerca pubblicata su Nature Water (2024) riconosce il potenziale energetico del FPV sui laghi a scala mondiale, ma segnala che gli effetti ecologici rimangono dipendenti dal contesto. Un esperimento su sei laghi, pubblicato nel Journal of Environmental Management (2025), ha registrato nei tre laghi con FPV una riduzione media della temperatura annua dell’acqua di circa 1,2 °C rispetto ai controlli; un risultato che richiede valutazioni su ossigenazione, biodiversità e funzionamento dell’ecosistema.
Acqua risparmiata: il secondo rendimento del fotovoltaico flottante
La copertura parziale della superficie idrica intercetta parte della radiazione solare e modifica la ventilazione e gli scambi di calore e vapore all’interfaccia acqua-atmosfera. Ne può derivare una riduzione dell’evaporazione, particolarmente preziosa nei bacini chiusi o a debole ricambio, in condizioni di siccità e dove l’acqua ha valore agricolo, civile o energetico. L’effetto non è costante: dipende da clima, geometria, copertura effettiva, spazi fra moduli, stagione e idrodinamica.
Una simulazione pubblicata su Nature Sustainability (2023), riferita a 114.555 invasi mondiali e a uno scenario di copertura del 30%, ha stimato un risparmio teorico globale di 106 ± 1 km³ d’acqua all’anno. Non si tratta di un risultato misurato in ciascun invaso né di un coefficiente da applicare automaticamente ai laghi italiani. Le stime vanno validate con modelli idrologici e monitoraggio ante e post intervento.
Simulazione illustrativa, non previsione di progetto: per un bacino di 100 ettari (1.000.000 m²), con evaporazione annua di riferimento di 0,8 m, copertura flottante del 20% e riduzione locale ipotizzata dell’evaporazione del 60% nella porzione coperta, il volume teorico risparmiato è 1.000.000 × 0,8 × 0,20 × 0,60 = 96.000 m³/anno. La riduzione sul totale del bacino sarebbe del 12% rispetto agli 800.000 m³/anno di evaporazione teorica iniziale. L’esempio ignora gli effetti indiretti sulla parte scoperta e non può sostituire un bilancio idrico locale.
Il beneficio economico dell’acqua trattenuta va contabilizzato separatamente dai ricavi elettrici, evitando doppi conteggi: occorre dimostrare che il volume conservato sia effettivamente disponibile e valorizzabile, stimarne il costo-opportunità e considerare i costi di monitoraggio e gli eventuali impatti ecologici. FEDIMI propone che i progetti integrino una doppia analisi costi-benefici: energetica e idrica, affiancata da una valutazione ambientale indipendente.
Esempi internazionali e italiani
Singapore – Tengeh Reservoir: il parco galleggiante da circa 60 MWp, inaugurato nel 2021, utilizza un invaso destinato all’approvvigionamento idrico; è un caso emblematico di integrazione tra produzione elettrica e servizi idrici, con controlli ambientali specifici. India – Omkareshwar: IEA PVPS segnala l’entrata in esercizio nel 2024 di un progetto da 126 MW, dimostrando la scala raggiungibile su grandi invasi. Cina – Shandong: IEA PVPS descrive un progetto offshore da 1 GW, espressione di una frontiera più complessa e non direttamente comparabile ai bacini riparati. Italia – consorzi irrigui: la rete europea CAP documenta un caso di buona pratica in cui un sistema flottante produce circa 4.100 kWh al giorno, associando energia e gestione efficiente dell’acqua. Questi casi illustrano applicazioni differenti, non una graduatoria di convenienza.
Compatibilità ambientale: le condizioni non negoziabili
Il fotovoltaico flottante può ridurre la pressione sul suolo ma modifica l’ambiente acquatico. La copertura altera luce incidente, temperatura, scambi gassosi, stratificazione e potenzialmente ossigeno disciolto, fitoplancton e habitat. Occorre considerare avifauna, pesca, navigazione, qualità delle acque e rischio di rilascio di materiali da galleggianti e componenti. Gli effetti dipendono da percentuale di copertura, profondità, ricambio idrico e sensibilità del bacino. Studi di ciclo di vita indicano emissioni climalteranti comparabili al fotovoltaico terrestre; una sintesi scientifica del 2026 stima in media circa 36 gCO₂e/kWh, ma non equivale a garanzia di neutralità ambientale locale. Si raccomandano screening ecologico preliminare, baseline stagionale, limiti di copertura motivati, fasce libere, materiali certificati, monitoraggio pluriennale e piano di dismissione e recupero.
Italia: autorizzazioni, concessioni e responsabilità
La fattibilità deve essere verificata caso per caso alla luce del D.Lgs. 199/2021, del D.Lgs. 190/2024 e successive modifiche, della disciplina ambientale del D.Lgs. 152/2006, delle disposizioni paesaggistiche e delle regole sulle concessioni e sull’uso del demanio idrico. Vanno verificati titolarità e disponibilità della superficie, eventuale concessione, compatibilità con la gestione dell’invaso, regime autorizzativo applicabile, vincoli Natura 2000 e VIA/verifica di assoggettabilità ove previste, oltre alla connessione alla rete. Le procedure non sono uniformi per ogni bacino e potenza; non si può presumere un’autorizzazione automatica per il solo fatto che l’impianto galleggi.
Una proposta FEDIMI: dalla sperimentazione alla filiera industriale
FEDIMI ritiene utile avviare una ricognizione nazionale e regionale dei bacini artificiali idonei, con priorità a invasi industriali, cave dismesse e bacini irrigui già antropizzati. Occorre costruire criteri tecnici e ambientali trasparenti per selezionare i siti, predisporre protocolli standard di monitoraggio e favorire progetti pilota misurabili. Il legislatore e le Regioni possono sostenere il percorso chiarendo le competenze autorizzative, coordinando le concessioni e premiando i progetti con autoconsumo, riuso di infrastrutture e benefici idrici documentati. Le imprese necessitano di procedure prevedibili, non di deroghe indiscriminate alle tutele ambientali. Per la Lombardia, la combinazione tra domanda elettrica industriale, invasi e cave allagate suggerisce una mappatura tecnico-ambientale dedicata, non l’individuazione preventiva di bacini installabili.
Conclusione
Il fotovoltaico flottante non sostituisce gli impianti sui tetti o a terra: li integra laddove il contesto idrico, elettrico e ambientale lo renda appropriato. La sfida per l’Italia è trasformare un potenziale tecnologico in investimenti selettivi, bancabili e controllabili nel tempo. FEDIMI propone un approccio fondato su dati, qualità progettuale, tutela degli ecosistemi e certezza amministrativa: energia aggiuntiva senza consumare nuovo suolo, ma senza trasferire costi nascosti all’ambiente o alla collettività.
Fonti e riferimenti per approfondire
IEA PVPS, Floating Photovoltaic Power Plants (2025) — https://iea-pvps.org/key-topics/t13-floating-pv-plants-review-2025/
IEA PVPS, Trends in Photovoltaic Applications 2025 — https://www.iea-pvps.org/wp-content/uploads/2025/10/IEA-PVPS_Trends_2025-.pdf
SERIS, Floating Solar Flagship Projects e database FPV — https://www.seris.nus.edu.sg/research/seris-flagship-projects/
Politecnico di Milano, A Review of Floating PV Systems With a Techno-Economic Analysis (2024) — https://re.public.polimi.it/handle/11311/1278533
Nature Reviews Clean Technology, Design and implementation of floating photovoltaics (2026) — https://www.nature.com/articles/s44359-026-00171-4
Life Cycle and Local Environmental Impacts of FPV Systems (2026) — https://pmc.ncbi.nlm.nih.gov/articles/PMC13235550/
World Bank, Singapore Tengeh case study — https://ppp.worldbank.org/sites/default/files/2024-09/Annex%20-%20CVC%20Guidelines.pdf
EU CAP Network, Italian irrigation consortium case — https://eu-cap-network.ec.europa.eu/good-practice/smart-circular-and-wise-water-use-italian-irrigation-consortium_en
Nota metodologica: i dati internazionali sono riferiti agli anni indicati dalle fonti; le cifre della simulazione sono ipotesi editoriali e non quotazioni di mercato né valutazioni di un sito reale. Le verifiche normative devono essere aggiornate alla data di avvio del procedimento.
Nature Sustainability (2023), Energy production and water savings from floating solar photovoltaics on global reservoirs — https://www.nature.com/articles/s41893-023-01089-6
Nature Water (2024), Decarbonization potential of floating solar photovoltaics on lakes worldwide — https://doi.org/10.1038/s44221-024-00251-4
Journal of Environmental Management (2025), Floating photovoltaics strongly reduce water temperature: A whole-lake experiment — https://doi.org/10.1016/j.jenvman.2025.124230
European Commission (2025), Guidance on innovative renewable energy technologies, floating solar — https://commission.europa.eu/document/download/2a4e7be1-4dea-4779-83fd-1e6688717e90_en?filename=C_2025_4011_1_EN_annexe_acte_autonome_cp_part1_v3.pdf
Lidio Damiano Carboni
Responsabile Rapporti Istituzionali FEDIMI