Il fotovoltaico galleggiante in Italia ha un potenziale stimato fino a 25 GW sui soli bacini artificiali. La capacità oggi installata è di appena 10-15 MW concentrata al Nord, con circa 3 GW di progetti avviati nelle procedure autorizzative (Il Sole 24 Ore, 2025). Il divario tra potenziale e installato non è tecnologico. È autorizzativo e finanziario.
Questa guida è pensata per chi valuta un progetto su un invaso, una cava allagata o un bacino idroelettrico. Copre cosa ha cambiato il Decreto Agricoltura e quale regime autorizzativo si applica dopo il Testo Unico Rinnovabili. Poi i costi reali rispetto a un impianto a terra, il valore dell'effetto di raffreddamento e gli incentivi accessibili nel 2026.
Key Takeaways
- Il potenziale sui soli bacini artificiali italiani è stimato fino a 25 GW, contro 10-15 MW effettivamente installati.
- Il divieto di fotovoltaico a terra sui terreni agricoli introdotto nel 2024 ha spostato l'attenzione dei developer sugli specchi d'acqua.
- Il capex del floating si colloca indicativamente tra 1.200 e 1.600 €/kWp contro circa 1.000 €/kWp del ground mount.
- L'effetto di raffreddamento dell'acqua porta un incremento di resa stimato da Enel tra il 5% e il 10%.
- Per il 2026 il FER 2 ha riservato 30 MW al floating all'interno di una quota da 65 MW per le rinnovabili innovative.
Quanto vale oggi il fotovoltaico galleggiante in Italia?
La fotografia del mercato è quella di un settore con numeri di potenziale grandi e numeri di realizzato piccoli. Accanto alla stima dei 25 GW sui bacini artificiali, uno studio del Politecnico di Milano quantifica un'alternativa. Coprire il 2% delle superfici idriche italiane, circa 6.000 ettari, produrrebbe 4.000-5.000 MW per un investimento stimato in 3,5 miliardi di euro (Rigeneriamo il Territorio).
Il contesto europeo aiuta a calibrare le aspettative. Nel 2023 in Europa risultavano censiti circa 450 MW di floating, di cui 280 MW nei soli Paesi Bassi (Il Sole 24 Ore, 2025). Sono ordini di grandezza lontani dal fotovoltaico su tetto e su terra.
Il confronto con il mercato principale rende evidente lo spazio residuo. A fine 2025 la potenza fotovoltaica installata in Italia ha raggiunto circa 43,5 GW, con 44 TWh prodotti e il 14,23% della domanda elettrica coperta (QualEnergia, 2025). Il floating oggi è una nicchia. È però la nicchia che i developer guardano quando il terreno agricolo non è più disponibile.
Perché i bacini sono diventati l'alternativa al fotovoltaico a terra?
Il passaggio normativo che ha riacceso l'interesse è il Decreto Agricoltura. Il D.L. 15 maggio 2024 n. 63, articolo 5, convertito nella Legge 12 luglio 2024 n. 101, è efficace dal 14 luglio 2024. Ha introdotto il divieto nazionale di nuove installazioni con moduli a terra su terreni classificati come agricoli dagli strumenti urbanistici comunali. Restano salve le eccezioni per cave e miniere dismesse, aree degradate e comunità energetiche fino a 1 MWp (BibLus ACCA, 2024).
Per un developer abituato a sviluppare utility scale su seminativo, il divieto ha ridotto drasticamente i siti disponibili. Gli specchi d'acqua artificiali non sono terreno agricolo. Invasi irrigui, cave allagate e bacini idroelettrici sono spesso già in disponibilità di un soggetto industriale e vicini a punti di connessione esistenti.
Il vantaggio della vicinanza alla rete è concreto sui bacini idroelettrici, dove esiste già una cabina e una capacità di connessione storicizzata. È il motivo per cui i primi progetti italiani sono nati lì, con tempi di sviluppo più brevi rispetto alle cave isolate. Il tema è affrontato in dettaglio nella guida sulla connessione dell'impianto fotovoltaico.
Dove si può installare: aree idonee e concessione demaniale
Il Decreto Aree Idonee del 21 giugno 2024 individua bacini artificiali, laghi di cava e invasi tra le aree particolarmente adatte al floating. Il quadro ha però subito una sequenza di interventi giurisdizionali. Il TAR Lazio con sentenza n. 9155 del 13 maggio 2025 ha annullato in parte il decreto. Il Consiglio di Stato con ordinanza n. 4298 del 14 novembre 2024 aveva già sospeso l'articolo 7 comma 2 lettera c). Il D.L. 21 novembre 2025 n. 175 ha poi rimosso i riferimenti alle aree non idonee (BibLus ACCA, 2025).
La conseguenza operativa è una sola. L'idoneità di un sito va verificata sulla disciplina regionale vigente al momento dell'istanza, non su una mappa scaricata mesi prima. Il quadro completo del meccanismo è ricostruito nella guida su aree idonee e fotovoltaico.
C'è poi un passaggio che nel fotovoltaico a terra non esiste. Qualsiasi installazione su acque pubbliche richiede una concessione demaniale ai sensi del Codice della Navigazione, con canone annuo commisurato alla superficie occupata. I criteri vigenti sono stati pensati per impianti industriali tradizionali (Infobuildenergia). Si aggiunge la competenza dell'Autorità di bacino quando l'invaso ha funzione idraulica o irrigua.
- Disponibilità del sito: a terra serve un contratto di locazione o un diritto di superficie; sul galleggiante serve una concessione demaniale con canone annuo.
- Vincolo agricolo: a terra vige il divieto sui terreni agricoli dal 2024; sullo specchio d'acqua non è applicabile.
- Enti coinvolti: a terra Comune, Regione e Soprintendenza; sul galleggiante anche Autorità di bacino e gestore dell'invaso.
- Capex indicativo: circa 1.000 €/kWp a terra contro circa 1.200-1.600 €/kWp sul galleggiante.
- Resa attesa: il ground mount è il riferimento di mercato; il galleggiante ha un incremento stimato del 5-10% per effetto raffreddamento.
Quale iter autorizzativo si applica?
Il Testo Unico Rinnovabili, D.Lgs. 190/2024, è in vigore dal 30 dicembre 2024. Ha sostituito la disciplina precedente con tre regimi: attività libera nell'Allegato A, procedura abilitativa semplificata nell'Allegato B, autorizzazione unica nell'Allegato C. Per il fotovoltaico non esiste una soglia unica valida per tutti i casi. La classificazione dipende dalla tipologia di impianto e dalla localizzazione, e vincoli paesaggistici, ambientali o idrogeologici possono portare in PAS anche interventi altrimenti liberi (BibLus ACCA, 2024).
Nella pratica un impianto galleggiante utility scale finisce quasi sempre in autorizzazione unica. Segue verifica di assoggettabilità o valutazione di impatto ambientale, a seconda della potenza e della sensibilità del sito. Il percorso va costruito con il gestore dell'invaso dal primo incontro. Il titolo a occupare lo specchio d'acqua è il vincolo che detta il calendario dell'intero progetto.
L'esperienza dei primi sviluppi italiani suggerisce di trattare la concessione demaniale come attività parallela all'istanza di connessione, non sequenziale. Chi aspetta il titolo prima di avviare il preventivo perde mesi che difficilmente recupera. Per il quadro generale delle pratiche edilizie e ambientali resta utile la guida ai permessi per il fotovoltaico.
Quanto costa un impianto fotovoltaico galleggiante?
I riferimenti di capex per il floating in Italia si collocano tra 1.200 e 1.600 €/kWp, contro circa 1.000 €/kWp di un impianto a terra convenzionale. La differenza riflette galleggianti in HDPE, ormeggi, cavidotti e maggiore complessità progettuale (NWG Italia). Va detto con chiarezza: è una stima di settore da fonti secondarie, non un dato ufficiale GSE o RSE.
Un riscontro utile arriva dai progetti reali. L'impianto Ghiaro 3 a Vercelli, sviluppato da Vitruvius Renewables con NRG Island, occupa 30.000 m² di moduli su un lago artificiale per 5,87 MW. L'investimento dichiarato è di circa 7 milioni di euro, poco meno di 1,2 milioni per MW (Il Sole 24 Ore, 2025).
Sulla bancabilità c'è un lavoro accademico utile. Uno studio di Sapienza Università di Roma con l'Universidad de Jaén su 25 Paesi europei, Italia compresa, indica capex e WACC come driver dominanti dell'LCOE. Una variazione dell'1% del capex produce una variazione media del valore attuale netto di circa 10 €/kW (pv magazine Italia, 2024). In un progetto floating il costo del capitale pesa più della scelta del modulo.
L'effetto di raffreddamento dell'acqua vale davvero?
Enel stima un incremento di efficienza tra il 5% e il 10% per gli impianti galleggianti rispetto a quelli a terra. Il proprio impianto pilota da 1 MW a Venaus, in provincia di Torino, poi raddoppiato, risparmia circa 10.000 m³ d'acqua all'anno grazie alla minore evaporazione (Il Sole 24 Ore, 2025).
L'incremento non è automatico e dipende dalla configurazione. I sistemi con intercapedine d'aria sotto il modulo beneficiano dell'effetto più di quelli a contatto pieno. Nel business plan conviene assumere il limite inferiore della forchetta e trattare il resto come margine.
Il risparmio idrico è un argomento autorizzativo oltre che ambientale. Su invasi irrigui la minore evaporazione è un beneficio diretto per il concessionario dell'acqua. Presentarla in questi termini cambia la disponibilità dell'ente a valutare il progetto. È un'osservazione che emerge con regolarità nei tavoli tecnici con i consorzi di bonifica.
Progettazione: galleggianti, ormeggi e standard di riferimento
Il riferimento tecnico internazionale è la DNV-RP-0584, dedicata a progettazione, sviluppo e gestione dei sistemi fotovoltaici galleggianti. È stata pubblicata nel marzo 2021 con 24 operatori del settore e riguarda in primo luogo bacini interni riparati. DNV ha poi introdotto standard complementari: la DNV-ST-C108 sulla progettazione strutturale dei galleggianti e la DNV-ST-E309 sul mantenimento in posizione e gli ormeggi (DNV, 2021 e 2026).
Le criticità che differenziano il floating dal ground mount sono tre. La prima è il sistema di ormeggio, che deve gestire l'escursione di livello dell'invaso. La seconda è la gestione dei cavi, che devono seguire il movimento della piattaforma senza sollecitazioni ripetute sulle connessioni. La terza è l'umidità permanente, che alza l'attenzione su corrosione, tenuta delle giunzioni e degrado indotto dal potenziale.
Sul dimensionamento elettrico valgono le stesse logiche di stringa e rapporto DC/AC di un impianto a terra. Cambia l'attenzione alla lunghezza dei cavidotti fino a riva. Chi arriva al floating dal fotovoltaico convenzionale trova un confronto utile nella guida sul fotovoltaico a terra. Utile anche quella sull'agrivoltaico, che condivide la logica dell'uso plurimo della superficie.
Quali incentivi sono riservati al floating nel 2026?
Il FER 2 prevede per il fotovoltaico galleggiante su acque interne bande tariffarie che partono da 90 €/MWh fino a 300 kW e scendono verso 72,8-75 €/MWh sopra il MW. La seconda procedura del 2025 aveva riservato 50 MW al floating, raccogliendo però un solo impianto in graduatoria. Per il 2026 il Decreto Direttoriale n. 44 del 20 aprile 2026 ha aperto una finestra dall'8 giugno al 7 agosto, con 30 MW riservati al galleggiante dentro una quota da 65 MW per le rinnovabili innovative. Le graduatorie sono attese entro il 5 novembre 2026, con priorità agli impianti su cave dismesse e bacini artificiali (VPsolar, 2026).
Il dato sulla procedura 2025 andata quasi deserta merita attenzione. Il collo di bottiglia non è la disponibilità di incentivo, è la maturità dei progetti. Serve arrivare al bando con titolo abilitativo e preventivo di connessione accettato. Chi sviluppa oggi dovrebbe lavorare sul calendario autorizzativo prima che sulla tariffa.
Per i progetti fuori dalle quote riservate resta il percorso ordinario del FER X, descritto nella guida su FER X per installatori, oppure la strada contrattuale del mercato. Diversi team di sviluppo usano la piattaforma Reonic per tenere allineati dimensionamento, produzione attesa e scenari economici in fase di valutazione del sito.
Domande frequenti
Quanto rende in più il fotovoltaico galleggiante rispetto a quello a terra?
Enel stima un incremento di efficienza tra il 5% e il 10% grazie al raffreddamento operato dall'acqua sotto i moduli. Il valore effettivo dipende dalla configurazione dei galleggianti e dalla circolazione d'aria sotto il pannello. Nei modelli economici conviene assumere il limite inferiore della forchetta.
Serve la concessione demaniale per un impianto su un bacino?
Sì. Ogni installazione su acque pubbliche richiede una concessione demaniale ai sensi del Codice della Navigazione, con canone annuo proporzionato alla superficie occupata. Quando l'invaso ha funzione idraulica o irrigua si aggiunge l'Autorità di bacino e il soggetto gestore dell'opera.
Il divieto di fotovoltaico su terreno agricolo riguarda anche il floating?
No. Il divieto introdotto dal D.L. 63/2024 convertito in Legge 101/2024 riguarda i moduli installati a terra su terreni classificati come agricoli. Uno specchio d'acqua artificiale non rientra in quella categoria. È la ragione principale dell'interesse recente dei developer per i bacini.
Quanto costa al kWp un impianto galleggiante?
I riferimenti di settore indicano 1.200-1.600 €/kWp contro circa 1.000 €/kWp di un impianto a terra. Un riscontro reale viene dall'impianto da 5,87 MW di Vercelli, realizzato con circa 7 milioni di euro. Sono poco meno di 1,2 milioni di euro per MW installato.
Quali incentivi sono disponibili nel 2026?
Il FER 2 ha riservato 30 MW al fotovoltaico galleggiante nella finestra dall'8 giugno al 7 agosto 2026, dentro una quota da 65 MW per le rinnovabili innovative. La priorità va agli impianti su cave dismesse e bacini artificiali. Le graduatorie sono attese entro il 5 novembre 2026. In alternativa resta accessibile il percorso FER X.
