Quanto costa realizzare un impianto fotovoltaico da 1, 10 e 20 MW

I numeri qui sopra sono un ordine di grandezza, non un preventivo: possono servire ad un investitore privato con capacità di spesa, un family office, una SME, un fondo, una compagnia d’assicurazione o una utility per inquadrare l’investimento prima di entrare nel merito di una specifica operazione. In questo articolo illustreremo le voci che compongono il CAPEX, spiegheremo perché il costo al kW scende all’aumentare della potenza e utilizzeremo due case history reali come benchmark di mercato. Dove utilizzeremo dei dati stimati, lo dichiareremo, e indicheremo l’ipotesi sottostante.

Nota metodologica. Tutti i range si riferiscono a impianti a terra, con tecnologia a inseguimento monoassiale (single-axis tracker), ceduti a COD (Commercial Operation Date) o realizzati su progetti fotovoltaici RTB. I valori sono al netto dell’IVA, escludono i sistemi di accumulo e non considerano gli effetti di eventuali incentivi (FER-X) o agevolazioni fiscali (iperammortamento), che intervengono a valle sul rendimento, non sul costo lordo di costruzione.

Tabella di sintesi: costo per le tre taglie (1 / 10 / 20 MW)

Producibilità calcolata su 1.300–1.800 kWh/kWp/anno, range coerente con le due case history (Emilia-Romagna 1.515, Puglia 1.771) e con installazioni a tracker dal Nord al Sud Italia. OPEX su base 12.000–20.000 €/MWp/anno (O&M, monitoraggio, assicurazione; esclusi canoni di affitto del terreno). Valori rappresentativi/illustrativi.

Breakdown del CAPEX: dove finiscono i soldi

Il costo di costruzione di un impianto utility scale si scompone in poche macro-voci, con pesi relativamente stabili tra le diverse taglie. La ripartizione indicativa è la seguente:

• Moduli fotovoltaici — 25–35% del CAPEX. È la voce singola più pesante. Si lavora con moduli monocristallini bifacciali ad alta efficienza (TOPCon e simili), con garanzia di potenza lineare tipicamente a 30 anni. Il prezzo dei moduli, dopo i minimi storici toccati tra il 2024 e la fine del 2025, ha mostrato segnali di risalita nel 2026.
• Inverter e BoS elettrico — 12–18%. Comprende inverter di stringa o centralizzati, quadri DC/AC, cavi solari, protezioni e scaricatori di sovratensione.
• Strutture e tracker — 8–12%. L’inseguimento monoassiale aumenta la producibilità del 15–25% rispetto al fisso equivalente, ma incrementa CAPEX e manutenzione: è una scelta da valutare caso per caso.
• Opere civili ed elettriche di campo — 15–25%. Sbancamenti, pali infissi, cabine di trasformazione, viabilità interna, recinzione perimetrale, sistema SCADA e videosorveglianza.
• Connessione alla rete (TICA) — voce a sé, molto variabile. Dipende dalla distanza dal punto di connessione e dalla tensione (MT o AT). Nelle due case history più avanti il costo di connessione varia da ~57 €/kW a ~155 €/kW: una forbice che da sola può spostare sensibilmente il CAPEX totale.
• Progettazione, autorizzazioni e soft cost — 5–12%. Progetto esecutivo, iter autorizzativo (Autorizzazione Unica o PAS), collaudi, oneri di sviluppo. Su un progetto RTB questa componente è già inclusa nel prezzo di acquisizione del progetto autorizzato.

La somma di queste voci, con i pesi sopra indicati, restituisce i range €/kW della tabella di sintesi. La regola pratica: l’hardware (moduli + inverter + strutture) vale circa metà del CAPEX, le opere e l’installazione un quarto abbondante, i costi soft e la connessione il resto.

Perché il costo unitario (€/kW) diminuisce al crescere della taglia

Il fenomeno è quello classico delle economie di scala. Alcuni costi sono fissi o quasi-fissi rispetto alla potenza: progettazione, direzione lavori, mobilitazione del cantiere, parte degli oneri autorizzativi; ripartiti su 20.000 kW invece che su 1.000 kW, incidono molto meno per ogni singolo kW installato.

Altre voci beneficiano del potere d’acquisto: ordinare moduli e inverter per 20 MW consente prezzi unitari di fornitura più bassi rispetto a un ordine da 1 MW. Anche la manodopera e i noli di cantiere si ottimizzano su lotti grandi e standardizzati.

C’è però un contro-effetto sulla connessione: salendo di taglia si passa dalla media tensione all’alta tensione, con sottostazioni dedicate e opere di rete più onerose in valore assoluto. Per questo il risparmio unitario tra 10 e 20 MW è meno marcato di quello tra 1 e 10 MW. In sintesi: il costo unitario in €/kW scende, ma non in modo lineare, e oltre una certa soglia la curva si appiattisce.

A titolo di confronto, i benchmark di mercato collocano gli impianti oltre il megawatt a 600–800 €/kW, con i progetti utility-scale connessi in alta tensione che scendono a 600–700 €/kW. Il riferimento globale, secondo il report IRENA Renewable Power Generation Costs in 2023, indica un costo totale installato (media ponderata mondiale) di 758 $/kW nel 2023 (circa 665 €/kW al cambio attuale), sceso ulteriormente a 691 $/kW (circa 606 €/kW) nel 2024. È un valore non direttamente confrontabile con un chiavi in mano italiano: la media IRENA è trainata da mercati a bassissimo costo come Cina e India e non incorpora il margine di cessione COD né i costi specifici di connessione del singolo sito italiano.

I fattori che fanno variare il costo

Due impianti della stessa potenza possono costare anche il 30–40% in più o in meno l’uno dall’altro. I driver principali:

• Tecnologia: fisso vs tracker. Il tracker costa di più ma rende di più. La convenienza dipende dall’irraggiamento del sito e dalla disponibilità di superficie.
• Localizzazione e irraggiamento. Un sito in Puglia produce molto più di uno nella Pianura Padana a parità di potenza, migliorando il ritorno; ma il costo di costruzione dipende soprattutto dalla logistica e dalla morfologia del terreno.
• Costo di connessione (TICA). La distanza dalla cabina primaria e l’eventuale necessità di adeguare la rete sono spesso la variabile più imprevedibile del budget.
• Iter autorizzativo e idoneità dell’area. Dal 2024 il c.d. Decreto Agricoltura (D.L. 63/2024, convertito in Legge 101/2024), che ha aggiunto il comma 1-bis all’art. 20 del D.Lgs. 199/2021, insieme al Decreto Aree Idonee (D.M. 21 giugno 2024), limita il fotovoltaico a terra nelle aree classificate agricole, spostando il valore su aree industriali dismesse, cave e miniere esaurite, discariche e fasce stradali/ferroviarie. Il divieto è operativo, pur essendo stata rimessa alla Corte Costituzionale dal TAR Lazio (2025) una questione di legittimità sulla sua proporzionalità.
• Prezzo dei componenti. Moduli e inverter seguono cicli di mercato globali; tra fine 2024 e il 2026 si è registrata una risalita dai minimi storici, da monitorare in fase di budget.

Quanto costa gestirlo: l’OPEX

Il CAPEX è solo metà della storia. L’OPEX (costi operativi annui) di un impianto a terra si colloca tipicamente tra 12.000 e 20.000 €/MWp/anno e comprende manutenzione ordinaria e programmata, pulizia moduli, monitoraggio remoto, assicurazione All Risk e RC, ed eventuale revamping dell’inverter intorno al decimo–dodicesimo anno. A questi si aggiunge, quando il terreno non è di proprietà, il canone di affitto, o di diritto di superficie, voce che incide in modo significativo sul margine e va sempre verificata nel singolo contratto.

Esempi reali: due case history a benchmark

Per ancorare i numeri alla realtà, ecco due asset reali ceduti a COD chiavi in mano (dati rappresentativi/illustrativi tratti dai rispettivi teaser di investimento).

“Fotovoltaico 1” — 1,45 MWp, Provincia di Bari (Puglia)

• CAPEX turnkey: 1,41 M€ → 974 €/kW
• Producibilità specifica: 1.771 kWh/kWp/anno (sito ad alto irraggiamento)
• Produzione Y1: 2.568 MWh/anno
• Connessione TICA: 225.000 € (≈155 €/kW)
• OPEX: 15.000 €/MWp/anno → ~21.750 €/anno
• Scenario: mercato libero 0,10 €/kWh, 100% equity, nessun incentivo, degrado 0,40%/anno
• Ritorni illustrativi: payback ~7 anni, IRR 20Y 15,0%, IRR 30Y 15,8%

“Fotovoltaico 2” — 1,726 MWp, Ravenna (Emilia-Romagna)

• CAPEX turnkey: 1,72 M€ → 994 €/kW
• Producibilità specifica: 1.515 kWh/kWp/anno
• Produzione Y1: 2.615 MWh/anno
• Connessione TICA: 98.500 € (≈57 €/kW)
• OPEX: O&M 15.000 €/MWp/anno + canone diritto di superficie 5.000 €/ha/anno → ~41.468 €/anno
• Scenario: mercato libero 0,10 €/kWh, 100% equity, nessun incentivo, degrado 0,40%/anno
• Ritorni illustrativi: payback ~9 anni, IRR 20Y 10,5%, IRR 30Y 11,7%

Il confronto tra i due asset è istruttivo: pur avendo CAPEX/kW quasi identici (974 vs 994 €/kW), “Fotovoltaico 1” rende sensibilmente di più perché la maggiore producibilità specifica del sito pugliese (1.771 vs 1.515 kWh/kWp) e il minor peso dell’OPEX (assenza del canone di affitto del terreno, acquisito in proprietà) migliorano il margine. La connessione, invece, gioca in senso opposto: “Fotovoltaico 1” ha pagato la TICA quasi tre volte tanto rispetto a “Fotovoltaico 2”. È la dimostrazione concreta che, a parità di costo di costruzione, sito e struttura del progetto determinano il ritorno.

Per chi volesse approfondire le logiche di rendimento, rischio e struttura finanziaria di queste operazioni, rimandiamo alla pagina dedicata: investire in impianti fotovoltaici utility scale e progetti RTB.

Dal costo al rendimento: payback e IRR

Il costo di costruzione va sempre letto come investimento, cioè in relazione al ritorno atteso. Su impianti utility scale italiani, in scenario merchant (vendita sul mercato libero) e struttura 100% equity, i parametri illustrativi si collocano in queste fasce:

• Payback semplice: ~7–13 anni, in funzione di irraggiamento, prezzo dell’energia e OPEX.
• IRR (unlevered, orizzonte 30 anni): ~10–16%, con i siti più irraggiati nella parte alta del range.
• Vita utile: 25–30 anni, con garanzia di potenza dei moduli tipicamente lineare a 30 anni.

Questi valori dipendono fortemente dal prezzo dell’energia ipotizzato. Le case history sopra riportate usano uno scenario merchant di 0,10 €/kWh (100 €/MWh): a prezzi più bassi, più vicini, ad esempio, ai prezzi di aggiudicazione delle aste FER-X o ai PPA di lungo periodo, il payback si allunga e l’IRR si comprime. Per questo ogni valutazione va costruita sullo specifico contratto di vendita dell’energia, non su un prezzo spot puntuale.

Il quadro cambia con la leva finanziaria e con gli incentivi. Il Decreto FER-X (introdotto in forma transitoria ed in vigore dal 28 febbraio 2025 e reso strutturale dal FER-X “definitivo”, approvato nel 2026, con validità fino al 2030) prevede un meccanismo a Contratto per Differenza ventennale, con accesso diretto per impianti fino a 1 MW e aste competitive sopra 1 MW. La base d’asta per il fotovoltaico è fissata a 95 €/MWh, ma nella prima procedura competitiva (graduatorie pubblicate a dicembre 2025) il prezzo medio di aggiudicazione si è attestato intorno ai 57 €/MWh, segno di un mercato già molto vicino alla competitività. In parallelo, per gli impianti di autoproduzione destinata all’autoconsumo aziendale, l’iperammortamento al 180% introdotto dalla Legge di Bilancio 2026 (L. 199/2025), può ridurre sensibilmente il costo netto dell’investimento. Queste sono leve che agiscono sul rendimento netto, non sul costo lordo di costruzione: per questo le abbiamo tenute separate dai range CAPEX.

Domande frequenti (FAQ)

Quanto costa un impianto fotovoltaico da 1 MW chiavi in mano?

Un impianto da 1 MW utility scale costa indicativamente 0,85–1,05 M€ chiavi in mano (circa 850–1.050 €/kW), IVA esclusa e accumulo escluso. Il valore esatto dipende dalla tecnologia (fisso o tracker), dalla morfologia del sito e, soprattutto, dal costo di connessione alla rete.

Quanto costa un impianto fotovoltaico da 10 MW?

Un impianto da 10 MW si colloca intorno a 7,0–8,5 M€ (circa 700–850 €/kW). Il costo unitario è inferiore rispetto a un 1 MW grazie alle economie di scala su forniture, progettazione e cantiere.

Quanto costa un impianto fotovoltaico da 20 MW?

Un impianto da 20 MW costa indicativamente 12–15,5 M€ (circa 600–780 €/kW). Le massime economie di scala sono in parte compensate dalle opere di connessione in alta tensione, più onerose in valore assoluto.

Perché il costo al kW diminuisce con la taglia?

Perché i costi fissi (progettazione, mobilitazione cantiere, parte degli oneri autorizzativi) si ripartiscono su più kW, e gli ordini di fornitura più grandi ottengono prezzi unitari migliori. L’effetto si attenua oltre i 10 MW per via dei maggiori costi di connessione in AT.

Quanto incide la connessione alla rete (TICA) sul costo totale?

È una delle voci più variabili. Nelle case history reali analizzate oscilla tra ~57 e ~155 €/kW, a seconda della distanza dal punto di connessione e della tensione. Su un impianto da 1 MW può quindi valere da poche decine a oltre 150.000 € da sola.

Qual è l’OPEX annuo di un impianto fotovoltaico utility scale?

L’OPEX si colloca tipicamente tra 12.000 e 20.000 €/MWp/anno (manutenzione, monitoraggio, assicurazione), a cui va aggiunto l’eventuale canone di affitto o diritto di superficie del terreno, che può incidere in modo rilevante sul margine.

In sintesi

Il costo di un impianto fotovoltaico utility scale scende da ~850–1.050 €/kW a 1 MW fino a ~600–780 €/kW a 20 MW, per effetto delle economie di scala. Ma il CAPEX è solo il punto di partenza: sono sito, irraggiamento, costo di connessione e struttura del progetto a determinare il ritorno effettivo dell’investimento, come mostra il confronto tra “Fotovoltaico 1” e “Fotovoltaico 2”. Prima di valutare un’operazione conviene partire da un’analisi sito-specifica con CAPEX, OPEX e producibilità realistici.

Se stai valutando un investimento in fotovoltaico utility scale o un progetto RTB e vuoi un’analisi indipendente di costi e ritorni, possiamo aiutarti a inquadrare l’operazione con benchmark di mercato verificati.

Fonti istituzionali di riferimento

• GSE – Gestore dei Servizi Energetici — Decreto FER-X (transitorio 2025 e definitivo 2026), base d’asta fotovoltaico 95 €/MWh, meccanismo di accesso diretto e procedure competitive; graduatorie prima asta (dicembre 2025).
• GSE / ENEA / RSE – National Survey Report of PV Power Applications in Italy — costi di riferimento degli impianti fotovoltaici in Italia (edizione ottobre 2025, dati a fine 2024).
• IRENA – Renewable Power Generation Costs in 2023 — costo totale installato medio ponderato globale del fotovoltaico utility-scale: 758 $/kW (2023), 691 $/kW (2024).
• ARERA – Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente — disciplina delle connessioni (TICA) e prezzi di mercato.
• Terna — registrazione impianti (sistema GAUDÌ) e dati di sistema sulla rete elettrica nazionale.
• MASE / MIMIT — quadro normativo: D.Lgs. 199/2021 (recepimento RED II), Decreto Agricoltura (D.L. 63/2024 conv. L. 101/2024), Decreto Aree Idonee (D.M. 21/06/2024) e iperammortamento (L. 199/2025, Legge di Bilancio 2026).

Dati di costo aggiornati ai benchmark di mercato 2025–2026. I valori istituzionali citati sono verificati alla data di pubblicazione; i range di costo sono stime di mercato da validare sul singolo progetto.

Autore — Giorgio Givone Utility Manager (certificazione UNI 11782:2020). Consulente indipendente per efficienza energetica, rinnovabili e mercato dell’energia; affianca privati, microimprese e SME nella valutazione di investimenti fotovoltaici e operazioni utility scale.