Impianto fotovoltaico da 1 MW: quanto spazio serve, quanto produce e quanto costa

Aggiornato a novembre 2026

Un impianto fotovoltaico da 1 MW ha moduli per 1.000 kWp (kilowatt di picco, la potenza massima dei moduli), occupa circa 6.500-7.200 m² di tetto piano o da 1 a 1,7 ettari a terra e produce circa 1.100-1.550 MWh l’anno. A questa taglia cambiano anche il titolo da ottenere, la connessione alla rete e gli incentivi a cui puoi accedere.

In sintesi

• Un impianto da 1 MW sono 1.000 kWp di moduli, circa 1.540 moduli da 650 W. Coprono circa 4.200 m² di superficie di moduli. Su un tetto piano con i moduli a sud servono circa 6.500-7.200 m² di copertura libera (calcolo di Myenergy, spiegato più avanti), a terra circa da 1 a 1,7 ettari.
• Produce circa 1.100-1.550 MWh l’anno, a seconda della città e della posa. Sono dati PVGIS, il sistema della Commissione europea: circa 1.370 MWh a Milano e circa 1.530 MWh a Palermo con i moduli inclinati nel modo migliore.
• Il costo cambia da sito a sito e non c’è un prezzo pubblico affidabile per l’Italia. Un riferimento internazionale è IRENA: per i grandi impianti a terra costruiti in Europa nel 2025, in media 823 dollari per kW. Il tuo numero lo dà un preventivo con tutte le voci.
• 1 MW è anche una soglia del FER X. Un impianto fotovoltaico di potenza pari o inferiore a 1 MW, calcolata sui moduli, può chiedere l’incentivo senza asta. Oltre serve l’asta.
• L’iperammortamento 2026 maggiora del 180% il costo deducibile dell’investimento, fino a 2,5 milioni di euro. Riguarda l’autoproduzione per autoconsumo, vale solo con moduli iscritti al registro ENEA nelle categorie B e C e non può superare il 105% del fabbisogno.
• Autoconsumo o vendita dipende da quanto consumi mentre l’impianto produce. Un impianto da 1 MW produce più di quanto consumano molte aziende di giorno.

Cosa significa «1 MW» per un impianto fotovoltaico?

Un impianto fotovoltaico da 1 MW, cioè da 1.000 kilowatt, ha due misure di potenza diverse: quella dei moduli, in kWp, e quella dell’inverter, in kW, l’apparecchio che trasforma la corrente dei moduli in quella della rete. Un impianto da 1.000 kWp può avere inverter più piccoli. La differenza fra potenza ed energia è nella guida a kW e kWh.

Per gli incentivi conta quasi sempre la prima. Le regole operative del GSE per il FER X definitivo (p. 13) dicono che la potenza nominale di un impianto fotovoltaico è la somma delle potenze nominali dei moduli. Un impianto con inverter da 1 MW e moduli per 1,1 MWp quindi non è un impianto da 1 MW per il FER X.

Ecco le misure di un impianto da 1.000 kWp, con moduli da 650 W di circa 2,7 m² l’uno (2.382 × 1.134 mm, le misure della scheda tecnica LONGi LR7-72HVD 640-670M):

• 1.000.000 W diviso 650 W fa circa 1.540 moduli;
• 1.540 moduli per 2,7 m² fanno circa 4.200 m² di superficie di moduli.

Quanto spazio serve per un impianto da 1 MW?

Un impianto da 1 MW ha circa 4.200 m² di moduli, ma occupa circa 6.500-7.200 m² su un tetto piano con i moduli a sud e circa da 1 a 1,7 ettari a terra. Intorno ai moduli servono infatti corridoi, distanze fra le file e accessi, e lo spazio da occupare dipende da dove li installi.

Su un tetto. Su una falda inclinata e ben esposta i moduli stanno a filo e serve poco più di 4.200 m². Su un tetto piano le file si inclinano e si distanziano per non farsi ombra, e il tetto deve essere più grande. Non abbiamo trovato una fonte pubblica per questo valore, quindi lo calcoliamo noi, con queste ipotesi:

• moduli da 650 W di 2.382 × 1.134 mm, con il lato lungo lungo la pendenza e inclinati di 10°;
• ogni fila occupa 2,35 m in pianta ed è alta 0,41 m;
• le file non si fanno ombra a mezzogiorno solare del 21 dicembre, il giorno in cui il sole è più basso. A Milano il sole è alto circa 21°, a Palermo circa 28°;
• la distanza fra le file è l’ingombro della fila più l’altezza divisa per la tangente dell’altezza del sole: circa 3,4 m a Milano e circa 3,1 m a Palermo;
• aggiungiamo il 20% di corridoi, passaggi e distanza dai bordi. È una nostra ipotesi, e un progetto vero può chiedere di più o di meno.

Il risultato è circa 3,9 m² di tetto per ogni modulo a Milano e circa 3,5 m² a Palermo. Con 1.540 moduli sono circa 6.000 m² di file a Milano e circa 5.400 m² a Palermo, e circa 7.200 e 6.500 m² con i corridoi. Per 1 MW sono quindi circa 6.500-7.200 m² di copertura libera, senza lucernari e impianti sopra.

Con i moduli a est e ovest, a coppie schiena contro schiena e con 0,6 m di passaggio fra una coppia e l’altra, ogni modulo occupa circa 3,0 m²: circa 5.500 m² per 1 MW con i corridoi. In cambio la produzione a parità di kW è circa il 9% più bassa (vedi più avanti).

Quanta copertura resti utilizzabile lo dice il rilievo, come spieghiamo nella guida alla valutazione della copertura. Il progetto completo su un tetto industriale è nella guida al fotovoltaico su capannone. Le misure dei moduli sono nella guida alle dimensioni dei pannelli.

A terra. Il Rapporto statistico 2024 del GSE stima una superficie lorda mediana di circa 1,7 ettari per ogni MW degli impianti a terra italiani (p. 18). Per gli impianti più recenti indica circa 1 ettaro per MW a fine 2024 (p. 20). Il rapporto SNPA 46/2025 sul consumo di suolo riporta gli stessi due parametri del GSE. Per un impianto da 1 MW sono quindi circa da 1 a 1,7 ettari. Pendenze, ombre, fasce di rispetto e strade interne possono ridurre l’area che usi davvero, quindi il terreno da cercare è più grande.

Per le regole di un impianto a terra leggi la guida al fotovoltaico su terreno e la guida alle aree idonee.

Conviene un impianto da 1 MW su tetto o a terra?

Un impianto da 1 MW conviene sul tetto quando l’azienda consuma energia nello stesso sito mentre l’impianto produce, e a terra quando hai un terreno libero ma pochi consumi vicini, perché allora l’energia si vende. La tabella confronta i due casi sui punti che cambiano la decisione.

Punto	Su tetto	A terra
Superficie	circa 6.500-7.200 m² di copertura libera, su tetto piano a sud	circa da 1 a 1,7 ettari
Consumo vicino	quasi sempre: l’energia si usa in azienda	spesso assente: l’energia si vende
Verifiche	portata del tetto, amianto, antincendio	vincoli di area, paesaggio, uso del suolo
Titolo da ottenere	attività libera su edificio esistente fuori dalla zona A, sotto 12 MW; altrimenti PAS	attività libera in area industriale, artigianale o commerciale sotto 5 MW, o adiacente all’edificio fino a 1 MW; altrimenti PAS o autorizzazione unica
Connessione	spesso in media tensione, la decide il gestore	spesso in media tensione, la decide il gestore

Un impianto sul tetto si decide sul consumo e sulla struttura. Un impianto a terra si decide sul terreno e sulla rete. Se hai sia il tetto sia il terreno, per il FER X si sommano le potenze degli impianti vicini per cui chiedi l’incentivo: lo spieghiamo più avanti.

Quanto produce un impianto fotovoltaico da 1 MW in un anno?

Secondo PVGIS, lo strumento del Centro comune di ricerca (JRC) della Commissione europea, un impianto da 1 MW produce circa da 1.100 a 1.550 MWh l’anno a Milano, Roma, Bari e Palermo (dati 2005-2023, calcolo del 5 novembre 2026). Ogni MWh sono 1.000 kWh.

Città	Moduli inclinati nel modo migliore	Tetto piano a 10°, moduli a sud	Tetto piano a 10°, moduli a est e ovest
Milano	circa 1.370 MWh	circa 1.230 MWh	circa 1.120 MWh
Roma	circa 1.500 MWh	circa 1.380 MWh	circa 1.260 MWh
Bari	circa 1.480 MWh	circa 1.370 MWh	circa 1.260 MWh
Palermo	circa 1.530 MWh	circa 1.440 MWh	circa 1.330 MWh

Produzione annua media di 1.000 kWp, in MWh. Calcolo del 5 novembre 2026 con il servizio PVcalc di PVGIS 5.3: moduli in silicio cristallino, perdita di sistema 14%, impianto su struttura libera, dati di radiazione PVGIS-SARAH3 e meteo ERA5, anni 2005-2023, orizzonte calcolato dal modello del terreno. L’inclinazione migliore la sceglie PVGIS: 39° a Milano, 37° a Roma, 35° a Bari, 33° a Palermo. Est-ovest: 500 kWp a est e 500 kWp a ovest.

Un kW produce circa da 1.120 a 1.530 kWh l’anno nelle quattro città. La tabella dice due cose utili:

• Il Sud produce circa il 12% in più del Nord con i moduli inclinati nel modo migliore: 1.530 MWh a Palermo contro 1.370 a Milano.
• Il tetto piano rende meno dell’inclinazione migliore. A Milano, con i moduli a sud, sono circa il 10% in meno. Con i moduli a est e ovest circa il 18% in meno.

Da un anno all’altro la produzione cambia. Con i moduli a 30° a sud, la deviazione standard annua di PVGIS è circa del 4,6% a Milano e circa del 3% a Palermo e a Bari. Indica quanto la produzione di un anno si allontana in media dalla media degli anni. Per altre città, per i mesi dell’anno e per le taglie intermedie leggi la guida a quanto produce un impianto fotovoltaico.

Da cosa dipende il costo di un impianto da 1 MW?

Un impianto da 1 MW non ha un prezzo unico, e noi non ne pubblichiamo uno, perché il costo dipende da sette cose:

• la posa, su tetto o a terra;
• la qualità e la garanzia dei componenti;
• la struttura del tetto o il terreno;
• la distanza dalla rete;
• la cabina e la connessione;
• i titoli da ottenere;
• il momento del mercato.

Un riferimento internazionale viene dal rapporto IRENA «Renewable power generation costs in 2025», uscito nel 2026 (p. 62). Per i grandi impianti fotovoltaici a terra entrati in esercizio nel 2025, il costo totale installato medio in Europa è 823 dollari per kW di moduli. Per 1.000 kW sono circa 823.000 dollari. IRENA riporta anche che in Italia il costo è salito del 23% fra il 2024 e il 2025.

Quel dato non è un prezzo per l’Italia. Riguarda grandi impianti a terra, è in dollari e non comprende le condizioni del tuo sito. Serve a capire l’ordine di grandezza, non a decidere. Per un tetto, una cabina in media tensione o un terreno difficile il conto cambia.

Il prezzo al kW dei piccoli impianti lo trovi nella guida al costo dell’impianto fotovoltaico al kW. Se vuoi un numero per il tuo sito, puoi richiedere un preventivo a Myenergy.

Come si legge il preventivo di un impianto da 1 MW?

Un buon preventivo elenca tutte le voci e dice cosa non comprende. IRENA (stesso rapporto, p. 66), per i grandi impianti, divide il costo medio nei mercati che analizza così: moduli e inverter circa il 35%, il resto dell’hardware circa il 27%, l’installazione circa il 18%, i costi non hardware circa il 18%. Moduli e inverter sono quindi circa un terzo del totale. Il resto sta nelle voci seguenti.

• Moduli. Potenza in Wp, marca, garanzia di prodotto e di prestazione.
• Inverter. Numero, potenza in kW e garanzia.
• Strutture. Zavorre o ancoraggi sul tetto, pali e telai a terra.
• Cavi, quadri e protezioni. Sono la parte elettrica fra i moduli e la rete.
• Cabina e connessione. In media tensione servono la cabina di trasformazione MT/BT, che collega la rete in media tensione (MT) all’impianto in bassa tensione (BT), e il locale per consegna e misura. Il preventivo del gestore di rete dice quali opere servono e quanto costano. Lo spieghiamo nella guida al fotovoltaico in media tensione.
• Controllo e monitoraggio. Per gli impianti di questa taglia ci sono requisiti di interfaccia e controllo: leggi la guida al teledistacco.
• Progettazione e direzione lavori.
• Autorizzazioni e pratiche. Titolo abilitativo, antincendio, richieste al gestore e al GSE.
• Collaudo e messa in servizio.

Prima di firmare, chiedi sette cose:

1. La potenza è in kWp o in kW dell’inverter?
2. Il prezzo è a IVA esclusa?
3. La connessione e le opere di rete sono dentro o fuori?
4. Chi fa le pratiche con il gestore e con il GSE?
5. Sono compresi il rilievo e la verifica statica del tetto, o le indagini sul terreno?
6. Cosa succede se il gestore chiede opere in più?
7. I moduli sono iscritti al registro ENEA nelle categorie B e C? Serve per l’iperammortamento.

Una voce mancante non è per forza un errore: è una voce che pagherai da un’altra parte.

Quali autorizzazioni e quale connessione servono?

Per un impianto da 1 MW servono un titolo per costruire, che può essere l’attività libera, la PAS o l’autorizzazione unica regionale, e una connessione concordata con il gestore di rete. Il titolo dipende da dove sta l’impianto.

Il D.Lgs. 190/2024, nel testo vigente dal 21 febbraio 2026 su Normattiva (consultato il 5 novembre 2026), distingue tre regimi. Si applica il primo che corrisponde al tuo impianto.

• Attività libera (Allegato A, sezione I). Non serve un titolo abilitativo. Vale per i fotovoltaici: su coperture di edifici esistenti, integrati nella falda, sotto 12 MW (lett. a); a servizio di edifici fuori dalla zona A, sotto 12 MW su edifici esistenti, loro pertinenze o strutture fuori terra, e fino a 1 MW a terra in adiacenza all’edificio che servono (lett. b); a terra in aree industriali, artigianali o commerciali, in discariche chiuse o in cave non più sfruttabili, sotto 5 MW (lett. c). La zona A è il centro storico, come la definisce il DM 1444/1968. Un capannone esistente fuori dalla zona A, sotto 12 MW, rientra quindi nel primo caso.
• PAS, la procedura abilitativa semplificata (Allegato B, sezione I). Vale per gli impianti sotto 10 MW con i moduli su edifici che non sono in attività libera, se la superficie dei moduli non supera quella del tetto (lett. a), e per gli altri impianti fino a 1 MW (lett. f).
• Autorizzazione unica regionale (Allegato C, sezione I, lett. a). Vale per i fotovoltaici da 1 MW a 300 MW che non rientrano nei due regimi precedenti.

Come si comunica un impianto in attività libera è nella guida al modello unico. Vincoli, regole regionali e il caso del tuo sito li verifica un tecnico abilitato. Se dopo il 5 novembre 2026 è uscita una modifica, vale il testo vigente su Normattiva.

La connessione parte da una richiesta al gestore della rete. Il gestore risponde con un preventivo e con la soluzione tecnica, che a questa taglia è spesso in media tensione. Non è automatico: lo decide la soluzione del gestore. Tempi, cabina e soglie sono nella guida al fotovoltaico in media tensione e in quella sull’allacciamento alla rete.

Sul tetto servono anche la verifica della portata e le regole antincendio. Le trovi nelle guide sul tetto piano con le zavorre e sulla prevenzione incendi.

Quali incentivi valgono per un impianto da 1 MW?

Per un impianto da 1 MW contano due misure: il FER X, che premia l’energia immessa, e l’iperammortamento, che riduce le tasse sull’investimento. Per ogni caso decidono il GSE e il tuo commercialista.

Il FER X per gli impianti da 1 MW

Il FER X è il meccanismo del GSE che incentiva l’energia rinnovabile immessa in rete: fino a 1 MW si accede direttamente, sopra serve una procedura competitiva.

Le regole operative del GSE per il FER X definitivo, approvate con decreto direttoriale del 2 ottobre 2026, dicono sei cose sull’accesso diretto:

• Soglia. Gli impianti di potenza pari o inferiore a 1 MW accedono direttamente al meccanismo di supporto. Sopra 1 MW serve la procedura competitiva.
• Termine e contingente. L’accesso diretto vale entro il 31 dicembre 2030 e fino a 10 GW.
• Come si misura la potenza. Per il fotovoltaico conta la somma delle potenze dei moduli, non l’inverter. L’intervento da 1.000 kWp rientra, quello da 1.100 kWp no.
• Impianti vicini. Si sommano le potenze degli impianti dello stesso produttore, o di società collegate, sulla stessa particella catastale o su particelle contigue. Si contano solo quelli per cui la richiesta di accesso diretto o di partecipazione alle procedure competitive del FER X definitivo è stata presentata, è in valutazione o è accolta (p. 13-14). Non si contano gli impianti senza alcun incentivo e quelli incentivati con decreti precedenti. Se la somma supera 1 MW, la potenza cumulata esce dall’accesso diretto. Un frazionamento artificioso può far decadere l’incentivo con la restituzione delle somme.
• Inizio dei lavori. Per l’accesso diretto i lavori non possono partire prima del 7 agosto 2026, data di entrata in vigore del decreto.
• Contributo di istruttoria. Le regole fissano 600 euro per la richiesta di qualifica degli impianti da oltre 200 kW a 1 MW (p. 41). La qualifica è il passaggio delle procedure competitive. Per l’accesso diretto le regole pubblicate al 5 novembre 2026 non indicano un contributo: prima di presentare la richiesta, controlla le regole aggiornate sul sito del GSE.

L’incentivo si chiede dopo l’entrata in esercizio dell’impianto. Il prezzo per l’accesso diretto lo fissa una delibera di ARERA, indicata dal GSE come «apposita delibera». Al 5 novembre 2026 non l’abbiamo trovata, quindi non possiamo dirti quanto vale l’incentivo per il fotovoltaico da 1 MW. La guida del portale del GSE, del 1° ottobre 2026, dice anche che la sezione per la comunicazione di entrata in esercizio sarà disponibile con nuove funzionalità. Prima di avviare i lavori verifica sul GSE a che punto sono prezzo e portale.

Le due guide su questo incentivo spiegano i dettagli: cos’è il decreto FER X e il FER X definitivo. Quest’ultima è stata scritta quando il decreto non era ancora in vigore.

L’iperammortamento per l’autoconsumo

L’iperammortamento 2026 maggiora il costo deducibile dell’investimento. Le aliquote, secondo il MIMIT, sono:

Quota di investimento	Maggiorazione
Fino a 2,5 milioni di euro	180%
Oltre 2,5 e fino a 10 milioni	100%
Oltre 10 e fino a 20 milioni	50%

Valgono gli investimenti effettuati dal 1° gennaio 2026 al 30 settembre 2028. Si procede con comunicazioni sulla piattaforma del GSE. Servono una perizia tecnica asseverata, cioè firmata da un tecnico che ne risponde, e una certificazione contabile. La misura copre i beni per l’autoproduzione di energia rinnovabile destinata all’autoconsumo e i sistemi di accumulo. Per il fotovoltaico sono agevolabili solo gli impianti con moduli iscritti al registro ENEA delle apparecchiature nelle categorie B e C, quelle dell’articolo 12, comma 1, lettere b) e c), del decreto-legge 181/2023 (legge 199/2025, art. 1, comma 429, lettera b), su Normattiva). Un modulo fuori da quelle categorie fa perdere l’agevolazione.

Un esempio di calcolo. Su 100.000 euro di investimento la maggiorazione del 180% aggiunge 180.000 euro di costo deducibile. Con l’aliquota IRES, l’imposta sul reddito delle società, del 24%, che l’Agenzia delle Entrate indica nella scheda sull’imposta, sono 43.200 euro di imposta in meno. Il beneficio non arriva in un anno: segue il piano di ammortamento del bene. È un calcolo sulle imposte sui redditi, non sull’IRAP.

Due limiti contano per un impianto da 1 MW. Il MIMIT scrive che la potenza degli impianti non può superare il 105% del fabbisogno energetico della struttura produttiva, calcolato sui consumi medi dell’esercizio precedente. Se leggi il limite come energia prodotta contro energia consumata, a Milano un impianto da 1 MW con produzione di circa 1.370 MWh richiede consumi annui di circa 1.300 MWh. È una nostra lettura: falla confermare dal commercialista. Inoltre la misura riguarda l’autoconsumo: un impianto pensato per vendere l’energia va verificato caso per caso.

La guida completa è sull’iperammortamento 2026 per fotovoltaico e BESS.

Quando conviene l’autoconsumo e quando la vendita?

L’autoconsumo conviene quando consumi di giorno almeno una buona parte di quello che l’impianto produce. La vendita conviene quando hai molta energia in più e pochi consumi nelle ore di sole. Con 1 MW capita spesso di avere entrambe le cose.

L’energia autoconsumata è quella che usi mentre l’impianto produce, e ti evita di comprarla dalla rete. Non dare per scontato che sia tutta. Nei calcoli per il FER X transitorio, nella delibera 339/2025/R/efr del 22 luglio 2025, ARERA assume sulle statistiche del GSE che un impianto industriale sopra 200 kW autoconsumi in media circa il 17% di quanto produce. È una media, non il tuo caso. Per il tuo serve la curva dei consumi per fascia oraria, almeno di un anno.

L’energia che non consumi la immetti in rete. Per venderla hai tre strade:

• Ritiro dedicato del GSE. È il servizio con cui il GSE ritira e paga l’energia che immetti in rete. Il fotovoltaico vi accede a qualunque potenza. Per l’impianto non incentivato di potenza pari o inferiore a 1 MW puoi scegliere fra il prezzo minimo garantito e il prezzo zonale orario. Oltre 1 MW si applica il prezzo zonale orario, cioè il prezzo di mercato dell’energia nella tua zona, ora per ora. Il prezzo minimo garantito vale fino a 1,5 GWh l’anno di energia ritirata. Per il 2026 è di 47,5 euro al MWh, secondo la regolazione economica del GSE e l’aggiornamento ARERA del 29 gennaio 2026. Se alla fine dell’anno il prezzo di mercato è più alto, il GSE riconosce la differenza. Gli impianti con tariffa onnicomprensiva non accedono al ritiro dedicato. La guida al ritiro dedicato spiega le differenze con lo scambio sul posto.
• Contratto di acquisto a lungo termine (PPA) con un acquirente privato. Lo confronta la guida su PPA, leasing ed Energy Release.
• Incentivo FER X. Vedi la sezione precedente.

Un esempio con numeri scelti da noi. Un’azienda di Roma ha un impianto da 1 MW a 10° con moduli a sud, che produce circa 1.380 MWh l’anno. Ipotizza di consumare in sede il 40% della produzione, circa 550 MWh. Restano circa 830 MWh da immettere. Al prezzo minimo garantito del 2026, 47,5 euro al MWh, sono circa 39.000 euro l’anno. È un minimo, non una previsione di ricavo, e non tiene conto del costo della bolletta evitata con i 550 MWh autoconsumati. Con i tuoi consumi il rapporto cambia.

Per aumentare la quota autoconsumata si può aggiungere un sistema di accumulo (BESS), cioè una batteria che conserva l’energia prodotta di giorno per usarla più tardi. Il costo e il dimensionamento sono nella guida al costo di un BESS industriale.

Quando non conviene fermarsi a 1 MW?

Fermarsi esattamente a 1 MW non conviene se consumi poco mentre l’impianto produce, se il progetto supera di poco la soglia del FER X, se hai altri impianti vicini o se prevedi di consumare di più: in questi casi conviene una taglia più piccola o più grande.

• Consumi bassi. Se consumi meno di quanto produce l’impianto, più moduli aumentano l’energia da vendere. Il valore di quell’energia è più basso di quello dell’energia autoconsumata.
• Un impianto da 1,1 MWp. Per il FER X non è un impianto da 1 MW e va in procedura competitiva. Se il progetto è vicino alla soglia, misura i moduli prima di scegliere.
• Più impianti vicini. Due impianti da 600 kWp sulla stessa particella o su particelle contigue, dello stesso produttore, sono un impianto da 1.200 kWp per il GSE solo se chiedi il FER X definitivo per tutti e due. Se uno dei due non ha incentivi o ha un incentivo di un decreto precedente, non si somma.
• Spazio per i consumi futuri. Se prevedi di elettrificare i processi, un impianto più grande può avere senso, ma il limite del 105% dell’iperammortamento va verificato su consumi veri.

Non sappiamo quale taglia convenga al tuo sito senza i consumi, il rilievo del tetto o del terreno e la risposta del gestore di rete. Lo studio di fattibilità serve a questo.

Come può aiutarti Myenergy con un impianto da 1 MW?

Myenergy realizza impianti fotovoltaici per aziende e capannoni e grandi impianti a terra, con accumulo BESS, noleggio operativo, formule ESCO e PPA, manutenzione e pratiche per gli incentivi. Abbiamo installato o stiamo costruendo oltre 195 MW di impianti. Per un tetto parti dalla pagina fotovoltaico per aziende. Se hai un terreno, vedi i grandi impianti fotovoltaici a terra. Per un primo confronto sui tuoi dati scrivici dalla pagina contatti.

Per le tasse e gli incentivi rivolgiti al tuo commercialista e al GSE. Per la fattibilità tecnica e il titolo da ottenere, a un tecnico abilitato e alla tua Regione.

Domande frequenti

Quanto costa un impianto fotovoltaico da 1 MW?

Non c’è un prezzo pubblico affidabile per l’Italia. IRENA riporta 823 dollari per kW di costo totale installato medio per i grandi impianti a terra in Europa nel 2025, circa 823.000 dollari per 1.000 kW. Per il tuo sito serve un preventivo con tutte le voci: moduli, inverter, strutture, cabina e connessione, progettazione e autorizzazioni.

Quanto si guadagna con un impianto fotovoltaico da 1 MW?

Dipende da quanta energia consumi mentre l’impianto produce e da come vendi il resto. Nel nostro esempio a Roma, con il 40% della produzione consumato in sede, i circa 830 MWh immessi valgono come minimo circa 39.000 euro l’anno: è il prezzo minimo garantito 2026 del ritiro dedicato, 47,5 euro al MWh. A questi si aggiunge la bolletta evitata sui circa 550 MWh autoconsumati.

Quanti pannelli servono per un impianto da 1 MW?

Servono circa 1.540 moduli da 650 W, che coprono circa 4.200 m². Il numero è la potenza totale, 1.000.000 W, divisa per la potenza del singolo modulo: con moduli meno potenti ne servono di più.

Quanto spazio serve per 1 MW di fotovoltaico?

I moduli occupano circa 4.200 m². Su un tetto piano con i moduli a sud servono circa 6.500-7.200 m² di copertura libera, secondo un calcolo di Myenergy con le ipotesi dichiarate nella guida. A terra servono circa da 1 a 1,7 ettari, secondo i parametri del GSE.

Quanto produce un impianto fotovoltaico da 1 MW?

Circa 1.370 MWh l’anno a Milano e circa 1.530 MWh a Palermo con i moduli inclinati nel modo migliore. Su un tetto piano con moduli a est e ovest sono circa 1.120 MWh a Milano e circa 1.330 MWh a Palermo. Sono dati PVGIS 5.3, anni 2005-2023, con perdita di sistema 14%.

Un impianto da 1 MW si connette in media tensione?

Spesso sì, ma non è automatico. Lo decide la soluzione tecnica che il gestore di rete indica nel preventivo di connessione. In media tensione servono la cabina MT/BT e il locale per consegna e misura.

Un impianto da 1 MW può avere il FER X senza asta?

Sì, se rispetta tre condizioni:

• la somma delle potenze nominali dei moduli è pari o inferiore a 1 MW;
• i lavori sono partiti dopo il 7 agosto 2026;
• sommata agli altri impianti vicini dello stesso produttore per cui chiedi il FER X definitivo, la potenza resta sotto la soglia. Al 5 novembre 2026 non abbiamo trovato il prezzo che ARERA fissa per l’accesso diretto.

Conviene autoconsumare o vendere l’energia di un impianto da 1 MW?

Conviene autoconsumare la parte che consumi mentre l’impianto produce. Il resto lo puoi vendere con il ritiro dedicato, con un PPA o, se hai i requisiti, con il FER X. Il rapporto dipende dalla curva dei tuoi consumi, che va misurata prima di dimensionare l’impianto.

Fonti

Sono state consultate il 5 novembre 2026.

• GSE, «DM FER-X Definitivo - Regole operative» (Allegato 1 al decreto direttoriale del 2 ottobre 2026): accesso diretto fino a 1 MW, potenza nominale del fotovoltaico, potenza cumulata (p. 13-14), avvio lavori, contributo di istruttoria per la qualifica (p. 41). Regole operative, parte A.
• GSE, Guida portale FER-X Definitivo, 1° ottobre 2026: sezioni del portale per l’accesso diretto.
• GSE, FER X Definitivo, prezzi di aggiudicazione: prezzo dell’accesso diretto definito da delibera ARERA.
• MIMIT, Nuovo Piano Transizione 5.0 e Iperammortamento: aliquote, periodo, limite del 105%, piattaforma GSE. Riferimenti: legge 30 dicembre 2025, n. 199, art. 1, commi 427-436; decreto interministeriale 7 maggio 2026.
• Agenzia delle Entrate, Imposta sui redditi delle società (IRES): aliquota del 24%.
• Commissione europea, JRC, PVGIS 5.3: produzione annua, servizio PVcalc, database PVGIS-SARAH3 e ERA5, anni 2005-2023.
• SNPA, Consumo di suolo, dinamiche territoriali e servizi ecosistemici, edizione 2025 (Report ambientali SNPA 46/2025, 24 ottobre 2025): parametri del GSE per ettari per MW.
• IRENA, Renewable power generation costs in 2025, 2026: costo totale installato del fotovoltaico, ripartizione dei costi.
• ARERA, delibera 339/2025/R/efr del 22 luglio 2025: quota di autoconsumo ipotizzata per gli impianti industriali.
• GSE, Ritiro dedicato e regolazione economica del servizio; ARERA, aggiornamento dei prezzi minimi garantiti 2026, 29 gennaio 2026.
• D.Lgs. 25 novembre 2024, n. 190, Allegati A, B e C, testo vigente dal 21 febbraio 2026.
• Legge 30 dicembre 2025, n. 199, art. 1, comma 429, lettera b): moduli del registro ENEA, categorie B e C.
• GSE, Solare fotovoltaico, Rapporto statistico 2024, settembre 2025: superficie occupata dagli impianti a terra.
• LONGi, scheda tecnica LR7-72HVD 640-670M: misure del modulo da 650 W.

Dati e riferimenti aggiornati a novembre 2026. Gli incentivi cambiano: prima di decidere verifica i testi sui siti del GSE, del MIMIT e di ARERA.