Un tracker fotovoltaico monoassiale può aumentare la produzione oltre il 20-30% rispetto a una struttura fissa (QualEnergia, 2025). Il guadagno vale a parità di moduli e di potenza installata. È il motivo per cui l'inseguitore solare è ormai lo standard sugli impianti a terra di taglia utility, mentre resta raro sotto il megawatt.
La domanda operativa, però, non è quanto produce in più. È quanto costa in più, su quali terreni si può posare e quale verifica strutturale serve. Il fotovoltaico a terra in Italia vale 11.574 MW, il 31% del parco nazionale, in crescita del 24% sul 2023 (Edilportale su dati GSE, 2026). Il bacino è ampio, ma i criteri di scarto sono precisi.
Key Takeaways
- Il guadagno di producibilità del monoassiale rispetto al fisso si colloca in genere tra il 20% e il 30%, in funzione del sito.
- Le strutture pesano circa il 12% del CAPEX di un impianto utility scale da 1 MW, il montaggio un altro 8%.
- Il tracker richiede terreni pianeggianti o con pendenza inferiore al 5% e costa di più in manutenzione.
- Nel 2025 il Consiglio Superiore dei Lavori Pubblici ha escluso riduzioni delle azioni di progetto legate alla posizione di stow.
- I sistemi elettromeccanici di orientamento moduli sono spesa ammissibile nel DM Agrivoltaico, con contributo fino al 40%.
Che cos'è un tracker fotovoltaico e come funziona?
Un tracker fotovoltaico è una struttura di supporto motorizzata. Ruota i moduli durante la giornata per ridurre l'angolo di incidenza fra raggi solari e superficie captante. Nel 2025 ne sono stati venduti oltre 134 GWdc nel mondo, il 19% in più dell'anno precedente, con l'Europa a quota record di 25 GW (Solare B2B su report Wood Mackenzie, 2026).
Il funzionamento poggia su tre elementi. Un attuatore, motore elettrico o pistone, muove la struttura. Una logica di controllo calcola la posizione solare in base a data, ora e coordinate. Una serie di sensori gestisce le condizioni limite: con vento forte o neve il sistema porta i moduli in posizione di sicurezza, la cosiddetta posizione di stow.
Il termine inseguitore solare è il sinonimo più diffuso nei capitolati italiani. Nei documenti di gara compaiono entrambi, spesso nella stessa pagina. Conviene allinearsi al lessico del committente prima di redigere l'offerta.
Quanto produce in più un inseguitore solare rispetto a una struttura fissa?
L'incremento tipico del monoassiale supera il 20-30% in funzione delle condizioni del sito (QualEnergia, 2025). Il valore reale dipende da latitudine, quota di irraggiamento diffuso, albedo del terreno e ground coverage ratio scelto in fase di layout.
Un secondo effetto conta quanto il primo e viene quasi sempre ignorato nei preventivi. Il tracker sposta il profilo di produzione. Appiattisce il picco di mezzogiorno e allarga le code del mattino e del tardo pomeriggio, quando il prezzo zonale è mediamente più alto. Chi vende sul mercato, e non a tariffa fissa, incassa quindi un ricavo medio per MWh superiore (ITALIA SOLARE, presentazione FREE, 2025).
Nei siti con alta componente diffusa il vantaggio si comprime. È il caso della Pianura Padana in inverno. In quel contesto il modello di producibilità va costruito con dati orari reali, non con il moltiplicatore percentuale del catalogo del fornitore.
Tracker monoassiale e biassiale a confronto
Il monoassiale ruota su un solo asse, generalmente orientato nord-sud, e insegue il sole da est a ovest. Il biassiale aggiunge la regolazione dell'inclinazione stagionale. Sulla carta il secondo produce di più. In cantiere raramente ripaga la complessità meccanica aggiuntiva su taglie industriali.
- Guadagno di producibilità: Struttura fissa: riferimento, Monoassiale: oltre 20-30%, Biassiale: superiore al monoassiale, ma incrementale
- Parti in movimento: Struttura fissa: nessuna, Monoassiale: motore e attuatore per fila, Biassiale: doppio attuatore per unità
- Pendenza massima del terreno: Struttura fissa: flessibile, anche multi esposizione, Monoassiale: indicativamente sotto il 5%, Biassiale: sotto il 5%
- Superficie occupata per MW: Struttura fissa: minima, Monoassiale: maggiore, per limitare l'ombreggiamento interfila, Biassiale: massima
- Costo di manutenzione: Struttura fissa: basso, Monoassiale: maggiore del fisso, Biassiale: il più alto
- Applicazione tipica in Italia: Struttura fissa: tetti, terreni irregolari, Monoassiale: impianti a terra e agrivoltaico, Biassiale: nicchie e siti ad alto valore
Le fonti tecniche italiane descrivono il monoassiale nord-sud come una soluzione poco più costosa del fisso, ma con producibilità maggiore. Indicano anche i due limiti: utilizzo su terreni pianeggianti o con pendenze sotto il 5%, e costi di manutenzione più alti (ITALIA SOLARE, 2025). Il fisso resta preferibile su terreni multi esposizione e dove il committente vuole minimizzare il rischio tecnologico.
Il backtracking separa un tracker moderno da uno di vecchia generazione. Nelle prime e ultime ore del giorno il sistema arretra l'angolo di rotazione rispetto alla posizione ideale. Serve a evitare che le file si ombreggino a vicenda. Alcuni controllori gestiscono anche il backtracking tridimensionale su terreni ondulati.
Quanto costa davvero un impianto con tracker?
Su un utility scale da 1 MW il costo complessivo di progetto si aggira intorno a 1.000.000 di euro, quindi circa 1.000 euro per kW (ITALIA SOLARE, 2025). La voce interessante non è il totale. È come si distribuisce.
- Strutture: Importo: 120.000 euro, Incidenza: 12%
- Montaggio tracker e pannelli: Importo: 80.000 euro, Incidenza: 8%
- Pannelli: Importo: 120.000 euro, Incidenza: 12%
- Inverter: Importo: 30.000 euro, Incidenza: 3%
- Sviluppo: Importo: 120.000 euro, Incidenza: 12%
- Connessione: Importo: 70.000 euro, Incidenza: 7%
- Terreno: Importo: 100.000 euro, Incidenza: 10%
Un quinto del costo di progetto sta fra struttura e posa. È lì che si gioca il confronto fra fisso e tracker, insieme alla manutenzione ricorrente. Come benchmark internazionale, il sistema di riferimento NREL da 100 MWdc a inseguimento monoassiale indica un OPEX fisso di 22 dollari per kWac all'anno, di cui 14,4 legati al sistema (NREL Annual Technology Baseline, 2024).
Il calcolo che convince un cliente non è il costo per watt. È il costo attualizzato dell'energia su venticinque anni, con e senza inseguimento, sullo stesso sito e con lo stesso modulo.
Le verifiche strutturali richieste dalle NTC 2018
Questo è il punto che nel 2025 ha cambiato la vita a diversi progettisti. Il Consiglio Superiore dei Lavori Pubblici, interpellato dalla Regione Emilia-Romagna, ha chiarito un principio netto. La struttura portante di un impianto con inseguitore va verificata secondo le azioni di progetto delle NTC 2018, senza riduzioni basate sul funzionamento di sensori, motori o software di sicurezza (Edilportale, 2025).
In pratica non si può dimensionare la struttura sull'ipotesi che il tracker vada in stow durante una raffica. La verifica va condotta sulla configurazione più gravosa, come per qualunque altra opera. Chi aveva impostato il calcolo sulla logica opposta ha rifatto la relazione a progetto già depositato.
Le conseguenze pratiche sono tre. Pali di infissione più profondi o di sezione maggiore. Prove geotecniche di pull out da mettere a budget già in fase di offerta. Un tempo di verifica strutturale più lungo di quello previsto per una struttura fissa. Vale la pena rileggere come si applicano i carichi di neve e vento secondo le NTC 2018 prima di impostare il calcolo.
Perché tracker e agrivoltaico viaggiano insieme?
Il decreto agrivoltaico include fra le spese ammissibili i sistemi elettromeccanici di orientamento moduli. Il contributo a fondo perduto arriva fino al 40% dei costi ammissibili, in aggiunta alla tariffa incentivante (BibLus, 2025). Non capita spesso che l'inseguimento sia una voce finanziata, e questo sposta il conto economico.
Ci sono però requisiti geometrici che vincolano il progetto. Almeno il 70% della superficie resta destinata ad attività agricola. L'altezza minima dei moduli è di 2,1 metri per l'attività colturale e 1,3 metri per la zootecnica. La producibilità deve raggiungere almeno il 60% di quella di un impianto di riferimento con moduli al 20% di efficienza esposti a sud (BibLus, 2025).
Le scadenze contano quanto i requisiti. Il DM 149/2025 fissa la fine lavori al 30 giugno 2026 e l'entrata in esercizio entro 18 mesi dall'installazione. La penalizzazione tariffaria è dello 0,5% per ogni mese di ritardo, fino a nove mesi (BibLus, 2025). Chi firma un contratto chiavi in mano dovrebbe scaricare a monte il rischio di slittamento. Il quadro completo degli incentivi per l'agrivoltaico e della progettazione agrivoltaica va letto insieme alle regole sui moduli sollevati da terra.
Anche l'urbanistica spinge nella stessa direzione. La Corte costituzionale, con sentenza n. 127/2026, ha confermato la legittimità del divieto di fotovoltaico con moduli collocati a terra in zona agricola. Restano ammessi gli agrivoltaici con moduli non a terra (BibLus, 2026). Il tracker sollevato diventa così una risposta progettuale, non solo una scelta di resa.
Il mercato italiano che compra tracker nel 2026
Il parco fotovoltaico italiano ha chiuso il 2025 a 43.513 MW su 2.092.088 impianti. La fascia utility scale da almeno 1 MW pesa 13.036 MW, il 30% del totale (ITALIA SOLARE su dati Gaudì di Terna, 2026). Mentre il mercato complessivo è calato del 5%, il segmento sopra il megawatt è cresciuto del 15%, da 2.910 a 3.412 MW.
A trainare la pipeline è il FER X. La prima asta, il 1 dicembre 2025, ha assegnato 7.697,6 MW a 474 impianti fotovoltaici. Il prezzo medio ponderato è stato di 56,825 euro per MWh, con un ribasso medio del 37,34% (pv magazine Italia su dati GSE, 2025). Con tariffe così compresse, ogni punto di producibilità in più pesa sul rendimento dell'investimento. È la ragione per cui i tracker restano richiesti anche quando il CAPEX cresce.
Checklist di fattibilità prima di quotare un tracker
Nella pratica di cantiere le offerte saltano quasi sempre sugli stessi sei punti. Verificarli prima di mandare il preventivo evita di rilavorare il progetto due volte.
- Pendenza del terreno: rilevata sul campo, non stimata da mappa, con soglia indicativa del 5%.
- Zona di vento e di neve secondo le NTC 2018, con verifica condotta senza contare sulla posizione di stow.
- Prova geotecnica per l'infissione dei pali, con test di pull out su campione.
- Ground coverage ratio e distanza interfila, coerenti con la logica di backtracking del controllore.
- Accessibilità per la manutenzione meccanica, incluso il passaggio dei mezzi fra le file.
- Nel caso agrivoltaico, altezza libera dei moduli e quota di superficie agricola residua.
Distanza fra le file e resa attesa vanno modellate insieme, come descritto nella guida al layout dell'impianto fotovoltaico. Il risultato va poi confrontato con il calcolo della produzione attesa sullo stesso sito in configurazione fissa. Quando i due passaggi vivono dentro un unico strumento di progettazione, come accade in Reonic, il confronto fisso contro tracker diventa un numero che il cliente può leggere.
Domande frequenti
L'inseguitore solare conviene su un impianto da 100 kW?
Raramente. Sotto il megawatt i costi fissi di sviluppo, manutenzione meccanica e verifica strutturale non vengono assorbiti dal maggior ricavo. Su queste taglie la struttura fissa con un buon layout e moduli ad alta efficienza resta la scelta più difendibile. Fanno eccezione i siti particolarmente favorevoli e i progetti che accedono agli incentivi agrivoltaici.
Quanta manutenzione richiede un tracker rispetto a una struttura fissa?
Più del fisso, perché entrano in gioco motori, riduttori, cuscinetti, cablaggi di controllo e sensori. Il benchmark NREL colloca l'OPEX di un utility scale monoassiale a 22 dollari per kWac all'anno, di cui 14,4 legati al sistema. In cantiere si traduce in ispezioni meccaniche programmate e in un magazzino ricambi che con il fisso non serve.
Un tracker si può installare su un tetto industriale?
Nella pratica italiana no. Carichi dinamici, altezza aggiuntiva e vincoli di ancoraggio rendono l'inseguimento incompatibile con la maggior parte delle coperture esistenti. Il tracker è una tecnologia per impianti a terra. Fanno eccezione alcune pensiline progettate fin dall'inizio per sostenere parti in movimento.
Il tracker rientra nelle spese ammissibili degli incentivi?
Nel decreto agrivoltaico sì. I sistemi elettromeccanici di orientamento moduli sono elencati fra le spese ammesse, con contributo a fondo perduto fino al 40%. Per gli impianti che accedono al FER X vale invece la tariffa sull'energia prodotta. In quel caso il tracker incide sul ricavo e non sul contributo in conto capitale.
Che pendenza massima tollera un impianto con inseguitore?
Le fonti tecniche italiane indicano terreni pianeggianti o con pendenze sotto il 5%. Alcuni costruttori dichiarano tolleranze superiori sull'asse nord-sud, grazie a torsioni indipendenti per fila e backtracking tridimensionale. La soglia va comunque confermata dal fornitore sul rilievo topografico reale, non su base cartografica.
