Impianti fotovoltaici da 1 MW: costi, superficie e rendimento
Un impianto fotovoltaico da 1 MWp (megawatt-picco) rappresenta la soglia minima per progetti utility-scale economicamente sostenibili. Specificamente, richiede una superficie di 1-1,5 ettari, un investimento (CAPEX 2026) di €700.000-900.000, e produce 1.200-1.750 MWh/anno in funzione della latitudine e della tecnologia. Inoltre, il LCOE 2026 (Levelized Cost of Energy) per impianti utility-scale italiani si attesta nel range €40-55/MWh, competitivo con le centrali a gas e nuclear.
In particolare, questa pagina è la guida tecnica per developer, EPC, fondi infrastrutturali e proprietari informati che vogliono comprendere a fondo le caratteristiche di un impianto da 1 MWp. Tuttavia, per i proprietari di terreno interessati alla monetizzazione del proprio asset, abbiamo guide dedicate per terreni agricoli, aree industriali, cave dismesse e brownfield.
Pertanto, in questa guida analizziamo: componentistica tecnica (moduli, inverter, strutture, cabina MT, accessori), superficie necessaria per configurazione, breakdown CAPEX 2026, producibilità per area geografica, OPEX e modello economico, impatto FER X auction, iter di sviluppo in 6 fasi, mercato RTB per progetti autorizzati.
⚡ Cosa trovi in questa pagina (target developer/investitori): le caratteristiche tecniche di un impianto 1 MWp (moduli 550-650 Wp, inverter di stringa, strutture fisse vs tracker, cabina MT), la superficie richiesta (1-1,5 ha), il breakdown CAPEX 2026 (€700-900/kWp), la producibilità per area geografica (1.200-1.750 MWh/anno), OPEX e modello economico, LCOE 2026 (€40-55/MWh), TIR 7-9%, l’impatto delle aste FER X 2026, l’iter di sviluppo in 6 fasi (12-24 mesi), il mercato RTB.
Componentistica tecnica di un impianto da 1 MWp
Specificamente, un impianto fotovoltaico da 1 MWp (1.000 kWp) è composto da 5 componenti principali. Pertanto, ogni scelta tecnica impatta direttamente su CAPEX, producibilità e OPEX.
1. Moduli fotovoltaici
In particolare, con i moduli 2026 da 550-650 Wp servono:
- 📊 Moduli da 550 Wp: ~1.820 moduli
- 📊 Moduli da 600 Wp: ~1.670 moduli
- 📊 Moduli da 650 Wp: ~1.540 moduli
Tecnologia 2026 prevalente: monocristallino TOPCon (efficienza 22-24%) o HJT (24-25%), bifacciali (+5-15% producibilità da albedo terreno). Inoltre, garanzia tipica: 25 anni prodotto, 30 anni prestazione (≥80% potenza nominale). Disposizione: string 20-25 moduli in serie, interasse file 4-6 metri, azimut 0° (Sud), tilt 25-35° per latitudine.
2. Inverter
Specificamente, la configurazione moderna preferita è inverter di stringa:
- 🔌 10-15 inverter di stringa da 80-110 kW (configurazione moderna)
- 🔌 In alternativa: 1-2 inverter centralizzati da 500-1.000 kW (soluzione tradizionale, meno usata)
Vantaggi inverter di stringa: maggiore flessibilità layout, MPPT multipli (ottimizzazione producibilità), ridondanza (guasto 1 inverter = perdita solo 6-10%), manutenzione semplificata. Inoltre, efficienza inverter moderni >98%.
3. Strutture di montaggio
Pertanto, 3 tipologie principali:
Specificamente, la scelta tipica per 1 MWp: tracker monoassiali in Sud Italia, strutture fisse in Centro-Nord (ROI ottimale).
4. Cabina MT e trasformatore
Inoltre: trasformatore BT/MT (800V → 20 kV), quadri di protezione (interruttori, protezioni sovratensione), sistema di misura GSE (contatore energia prodotta), dimensioni cabina prefabbricata 6×2,5 m container tipico.
5. Componenti accessori
Cavidotti BT/MT, recinzione perimetrale (h 2-2,5 m), videosorveglianza (4-8 telecamere IP), illuminazione perimetrale LED con sensori, sistema antintrusione, viabilità interna in ghiaia o stabilizzato, drenaggi per gestione acque meteoriche.
Quanti ettari servono per un impianto da 1 MWp
Specificamente, la superficie necessaria dipende da tecnologia (fisso vs tracker), morfologia terreno e layout ottimizzato.
| Configurazione | Superficie netta (ha) | Superficie totale (ha)* | Densità (kWp/ha) |
|---|---|---|---|
| Strutture fisse (tilt 30°) | 0,8-1,0 ha | 1,0-1,2 ha | 850-1.000 kWp/ha |
| Tracker monoassiali | 1,0-1,3 ha | 1,2-1,5 ha | 670-830 kWp/ha |
| Terreno irregolare/collinare | 1,2-1,5 ha | 1,5-2,0 ha | 500-700 kWp/ha |
*Superficie totale include: area moduli + interfile + cabina + viabilità + fasce di rispetto + eventuali aree non utilizzabili.
Perché i tracker richiedono più spazio
In particolare, i tracker monoassiali ruotano durante il giorno (±60°), pertanto richiedono maggiore interasse tra le file per evitare ombreggiamenti reciproci: strutture fisse interasse 4-5 m, tracker monoassiali interasse 6-8 m. Inoltre, questo riduce la densità di potenza per ettaro, ma viene compensato dalla maggiore producibilità (+15-20%).
Requisiti morfologici del terreno
Per strutture fisse: pendenza 0-10% (ideale <5%), esposizione Sud/Sud-Est/Sud-Ovest, forma preferibilmente regolare. Per tracker monoassiali: pendenza 0-5% (ideale <3%), planarità importante, assenza ostacoli (alberi, edifici, rilievi vicini).
Quanto costa realizzare un impianto da 1 MWp nel 2026
Specificamente, il costo totale (CAPEX) varia in funzione di tecnologia, localizzazione e complessità del sito. Inoltre, il 2026 ha visto una riduzione strutturale dei costi moduli rispetto al 2025 (circa -10% YoY).
Breakdown CAPEX 2026
| Voce di costo | €/kWp 2026 | Totale 1 MW | % totale |
|---|---|---|---|
| Moduli FV | 150-200 | €150-200k | 20-23% |
| Inverter | 50-80 | €50-80k | 7-9% |
| Strutture fisse | 70-100 | €70-100k | 9-12% |
| Strutture tracker | 120-160 | €120-160k | 14-18% |
| Cabina MT + trasf. | 35-55 | €35-55k | 4-6% |
| Opere civili | 45-75 | €45-75k | 5-8% |
| Opere elettriche | 60-90 | €60-90k | 7-10% |
| Connessione (TICA) | 70-180 | €70-180k | 8-20% |
| Recinzione + CCTV | 12-22 | €12-22k | 2-3% |
| Progettazione + autorizz. | 45-75 | €45-75k | 5-8% |
| EPC margin + imprevisti | 70-110 | €70-110k | 8-12% |
| TOTALE strutture fisse | 700-850 | €700-850k | 100% |
| TOTALE tracker monoassiali | 800-950 | €800-950k | 100% |
TICA (Testo Integrato Connessioni Attive): costo della connessione alla rete elettrica, può variare significativamente in base alla distanza dalla cabina primaria (1-5+ km) e alla disponibilità capacity sulla rete locale.
Fattori che aumentano e riducono il costo
Aumentano il costo: distanza cabina primaria >3 km (+€100-300k connessione, fino a richiedere HV transformer), morfologia irregolare/collinare (+15-30% opere civili), terreni con bassa portanza (fondazioni speciali), aree dismesse con vincoli post-bonifica (+10-20%), regioni con iter complessi (AU invece di PAS: +€20-40k progettazione/tempi).
Riducono il costo: terreno pianeggiante e regolare, vicinanza cabina primaria <1 km, area idonea D.Lgs. 199/2021 (iter semplificato), acquisto moduli in volume (progetti multi-MW), assenza opere civili complesse.
Quanta energia produce un impianto da 1 MWp all’anno
In particolare, la producibilità annua dipende principalmente da irraggiamento solare della località e tecnologia installata.
| Area geografica | Irraggiamento (kWh/kWp/anno) | 1 MWp fisso (MWh/anno) | 1 MWp tracker (MWh/anno) |
|---|---|---|---|
| Sud Italia (Sicilia, Puglia, Calabria, Basilicata) |
1.600-1.750 | 1.600-1.750 | 1.840-2.015 (+15%) |
| Centro-Sud (Campania, Molise, Lazio merid.) |
1.500-1.600 | 1.500-1.600 | 1.725-1.840 |
| Centro Italia (Toscana, Umbria, Marche, Lazio, Abruzzo) |
1.400-1.500 | 1.400-1.500 | 1.610-1.725 |
| Nord Italia (Emilia-R., Lombardia, Veneto, Piemonte) |
1.250-1.400 | 1.250-1.400 | 1.438-1.610 |
| Aree alpine/critiche | 1.100-1.250 | 1.100-1.250 | 1.265-1.438 |
Performance Ratio (PR) e perdite di sistema
Specificamente, i valori sopra sono già al netto delle perdite tipiche di sistema (~14-18%): perdite inverter 2-3%, perdite cavi 1-2%, perdite mismatch 1-2%, perdite ombreggiamenti 1-3%, perdite temperatura 3-8%, perdite sporcizia 2-4%, indisponibilità 1-2%. Pertanto, il PR tipico per impianti ben progettati 2026 è 82-86%.
Esempio concreto: 1 MWp in Emilia-Romagna
Localizzazione Bologna, irraggiamento 1.320 kWh/kWp/anno, tracker monoassiali, moduli bifacciali TOPCon 600 Wp, PR 84%:
- 📊 Produzione teorica: 1.000 kWp × 1.320 × 1,15 (tracker) = 1.518 MWh/anno
- 📊 Produzione reale (PR 84%): 1.518 × 0,84 = 1.275 MWh/anno
- 👥 Equivalente fabbisogno: 400-500 famiglie
- 🌍 CO₂ evitata: 850 tonnellate/anno (vs gas naturale)
Modello economico e rendimenti nel 2026
In particolare, analizziamo la fattibilità economica di un progetto da 1 MWp con i numeri di mercato 2026.
Ricavi annui — scenario PPA 2026
Specificamente, lo scenario principale 2026 è la vendita energia tramite PPA (Power Purchase Agreement). Tuttavia, il mercato PPA italiano si è leggermente raffreddato rispetto al picco 2022-2023:
- 📊 PPA corporate blended Italia 2026: ~€52/MWh (LevelTen Q4 2025: €51/MWh)
- 📊 PPA premium ESG/brownfield: fino a €60/MWh
- 📊 FER X auction: tariffa garantita 20 anni (range storico €60-75/MWh nelle aste 2025)
- 📊 PPA spot/utility: variabile, €40-65/MWh
Calcolo ricavi 1 MWp Centro Italia con tracker: producibilità 1.450 MWh/anno × €52/MWh PPA blended = €75.400/anno ricavi base. Inoltre, con FER X tariffa €65/MWh: €94.250/anno.
Costi operativi annui (OPEX) 2026
| Voce OPEX | €/kWp/anno | Totale 1 MW (€/anno) |
|---|---|---|
| Manutenzione ordinaria | 7-10 | €7-10k |
| Pulizia moduli (2-3/anno) | 2-4 | €2-4k |
| Monitoraggio remoto | 1-2 | €1-2k |
| Assicurazione all-risks | 3-5 | €3-5k |
| Assicurazione RC terzi | 1-2 | €1-2k |
| Gestione amministrativa | 2-3 | €2-3k |
| Canone affitto terreno DDS* | 35-45 | €35-45k |
| TOTALE OPEX | 51-71 | €51-71k/anno |
*Canone terreno 1,3 ha × €3.500-5.000/ha (range 2026 utility-scale, vedi quanto si guadagna affittando un terreno).
LCOE 2026 — €40-55/MWh
Specificamente, il LCOE (Levelized Cost of Energy) 2026 per impianti utility-scale italiani da 1-5 MWp è nel range €40-55/MWh, in funzione di localizzazione e tecnologia. Pertanto, il fotovoltaico utility-scale italiano è strutturalmente competitivo con le altre fonti, anche considerando il PPA blended 2026 di €52/MWh che lascia margini operativi al developer.
Cash flow e rendimenti tipici 2026
Scenario impianto Centro Italia tracker:
- 💰 CAPEX: €875.000 (€875/kWp)
- 📊 Ricavi annui: €75.400 (PPA €52/MWh blended)
- 📉 OPEX annui: €61.000
- 📈 EBITDA annuo: €14.400/anno (scenario PPA spot)
- 📈 EBITDA con FER X €65/MWh: €33.250/anno
Pertanto, i rendimenti 2026 dipendono fortemente dall’accesso a FER X o a PPA premium. In particolare:
- 📊 TIR progetto (scenario PPA blended): 5-7%
- 📊 TIR progetto (scenario FER X o PPA premium): 7-9%
- 📊 TIR equity: 9-12% con leverage 70/30 al tasso 4,5-5%
- 📊 Payback semplice: 14-18 anni
L’impatto delle aste FER X 2026
Specificamente, il meccanismo FER X introdotto dal MASE è operativo dal 2025 e ha visto la prima asta a dicembre 2025. In particolare, è uno strumento di supporto per impianti FER tramite Contracts for Difference (CfD) a 20 anni. Pertanto, gli aspetti chiave per progetti da 1 MWp utility-scale:
- 🏆 Tariffa garantita 20 anni: stabilità di ricavi su orizzonte lungo
- 📊 Range tariffario storico: €60-75/MWh nelle prime aste
- 📋 Asta competitiva: criterio di aggiudicazione al ribasso sulla tariffa
- ✅ Priorità aree idonee: criterio di selezione che premia progetti su aree idonee D.Lgs. 199/2021
- ⏱️ Tempi di realizzazione: tipicamente 36 mesi dall’aggiudicazione
Tuttavia, vincere FER X non è garantito: i progetti competono in asta e la selezione è alle tariffe più basse. Inoltre, per progetti da 1 MWp utility-scale, l’alternativa principale è il PPA bilateral corporate con offtaker industriali (Energy Release), che nel 2026 sta crescendo come segmento.
Il mercato Ready-to-Build (RTB) di progetti da 1 MWp
Specificamente, un progetto Ready-to-Build (RTB) è un impianto fotovoltaico completamente autorizzato e pronto per la costruzione. Inoltre, è la modalità preferita di vendita per gli sviluppatori specializzati e di acquisto per i fondi infrastrutturali.
Cosa include un progetto RTB 1 MWp completo
Autorizzazioni complete: titolo edilizio (AU o PAS) rilasciato, TICA con preventivo accettato (lavori rete programmati), VIA positiva (se necessaria), pareri enti (Soprintendenza, ASL, VVF, Ente gestore vincoli).
Documentazione tecnica: progetto definitivo/esecutivo firmato da tecnici abilitati, relazioni specialistiche (geologica, strutturale, paesaggistica, agronomica), layout ottimizzato, studio di producibilità PVsyst certificato.
Contratti firmati: DDS con proprietario terreno (25-30 anni), PPA opzionale, polizze fideiussorie attive Terna/distributore.
Veicolo SPV: Società di Progetto costituita (SRL), titolarità autorizzazioni intestate alla SPV, clean legal (nessun contenzioso, gravami, ipoteche).
Valore di mercato RTB 1 MWp 2026
Pertanto, il valore di un progetto RTB dipende da qualità sito, marginalità attesa e rischio residuo. Inoltre, range di mercato 2026:
- 📊 Range standard: €80-130/kWp → €80-130k per 1 MWp
- 📊 Range premium (PPA firmato + Sud Italia + area idonea): €130-180/kWp → €130-180k
- 📊 Range top (RTB con FER X aggiudicato): €180-250/kWp → €180-250k
Specificamente, i fattori che aumentano il valore: Sud Italia (alta producibilità), PPA già firmato (certezza ricavi), connessione favorevole (distanza <1 km, costi bassi), area idonea (minori rischi normativi), terreno con canone DDS basso, Ready-to-Finance (due diligence bancaria svolta).
Marketplace e advisory specializzata
Inoltre, gli sviluppatori e investitori interessati a progetti RTB possono fare riferimento ai portali specializzati del nostro network:
- 🔗 RTB.solar — Advisory progetti utility-scale RTB
- 🔗 ReadyToBuild.solar — Portfolio progetti late-stage
- 🔗 EPC.solar — Realizzazione impianti (filiera EPC)
Iter di sviluppo di un impianto da 1 MWp: 6 fasi
In particolare, dalla valutazione iniziale del terreno all’entrata in esercizio, il processo richiede 12-24 mesi in funzione della complessità autorizzativa. Pertanto, ecco la timeline tipica per area idonea con iter PAS.
Pertanto, totale tempo: 15-23 mesi per scenario ottimale con PAS, 20-30 mesi per AU complessa.
Il nostro ruolo di advisor di scouting
Specificamente, Terreni.solar opera come advisor di scouting tecnico-commerciale degli sviluppatori-clienti. Pertanto, accompagniamo il proprietario di terreno nelle fasi preliminari di pre-valutazione e nella selezione dello sviluppatore o investitore. Inoltre, supportiamo gli sviluppatori e i fondi infrastrutturali nell’identificazione di terreni idonei a progetti utility-scale da 1 MWp in su.
Tuttavia, non offriamo consulenza giuridica, fiscale, legale né di engineering. In particolare, la progettazione tecnica è di competenza di un ingegnere abilitato; gli studi PVsyst certificati richiedono un advisor specializzato; la due diligence bancaria è di competenza di consulenti tecnici e legali bancari; la negoziazione PPA è di competenza di advisor specializzati nel mercato energetico.
Specifichiamo inoltre che Terreni.solar opera quale advisor degli Sviluppatori-clienti e non del proprietario. Per le condizioni complete del servizio si rinvia al disclaimer in fondo al sito.
Quali terreni sono idonei a un impianto da 1 MWp
Inoltre, non tutti i terreni di 1-1,5 ettari sono idonei. Specificamente, valutiamo superfici con condizioni concrete di fattibilità. Pertanto, i requisiti minimi:
Requisiti dimensionali, morfologici, normativi e tecnici
- 📐 Dimensioni: ≥ 1 ettaro per aree industriali, ≥ 1,2 ettari per agricoli, forma preferibilmente regolare
- 🏔️ Morfologia: pendenza <10% (ideale <5%), esposizione Sud, assenza ombreggiamenti significativi
- 📜 Urbanistico/normativo: compatibilità con aree idonee D.Lgs. 199/2021, assenza vincoli paesaggistici insuperabili, zonizzazione compatibile
- ⚡ Tecnico: irraggiamento >1.250 kWh/kWp/anno, distanza cabina primaria <5 km (preferibile <3 km), accessibilità carrabile
Tipologie di terreno valutate
- 🌾 Terreni agricoli: seminativi, incolti, prati permanenti (≥ 1,2 ha)
- 🏭 Aree industriali: dismesse, piazzali, Zona D produttiva (≥ 1 ha)
- ⛏️ Cave dismesse: recuperate, pianeggianti (≥ 1,5 ha)
- 🏚️ Siti bonificati: ex industriali certificati, ex discariche esaurite (≥ 1,5 ha)
Perché 1 MWp è la soglia minima utility-scale
In particolare, impianti <1 MWp (es. 500 kWp, 700 kWp) hanno marginalità ridotta per via di costi fissi non diluiti (progettazione, autorizzazioni, connessione hanno costi simili per 500 kWp e 1 MW), TICA non vantaggioso (costo connessione spesso simile per 600 kWp e 1 MWp), canone terreno non competitivo (sviluppatore non può offrire canoni adeguati su <1 MW). Pertanto, 1 MWp è il break-even sotto cui i progetti utility-scale non generano margini sufficienti.
Hai un terreno idoneo per un impianto da 1 MWp?
Se possiedi un terreno di 1+ ettari o sei un sviluppatore/investitore alla ricerca di terreni per progetti utility-scale, contattaci per un’analisi preliminare gratuita. Specificamente, ti rispondiamo entro 5-10 giorni lavorativi.
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- 🤝 Affitto terreni con DDS
- ⚖️ DDS — diritto di superficie
- 💰 Vendita terreni: 3 modalità
- 💶 Quanto si guadagna affittando un terreno
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Domande frequenti sugli impianti fotovoltaici da 1 MWp
Quanti ettari servono per un impianto da 1 MWp?
Specificamente, per un impianto da 1 MWp servono indicativamente 1-1,5 ettari. In particolare, con strutture fisse: 1-1,2 ha. Con tracker monoassiali: 1,2-1,5 ha (richiedono maggiore interasse). Inoltre, terreni irregolari o collinari possono richiedere fino a 2 ettari.
Quanto costa un impianto fotovoltaico da 1 MWp nel 2026?
Nel 2026 un impianto da 1 MWp chiavi in mano costa tra €700.000 e €950.000. In particolare, range €700-850/kWp con strutture fisse, €800-950/kWp con tracker monoassiali. Inoltre, il costo varia principalmente in base a: distanza cabina primaria (TICA: €70-180k), morfologia terreno, tecnologia, regione. Pertanto, nel 2026 si è registrata una riduzione strutturale di circa -10% YoY vs 2025 sul fronte moduli.
Quanta energia produce un impianto da 1 MWp all’anno?
Specificamente, la produzione annua varia per area geografica: Sud Italia 1.600-1.750 MWh/anno (tracker: fino a 2.015 MWh), Centro Italia 1.400-1.500 MWh/anno, Nord Italia 1.250-1.400 MWh/anno. Inoltre, esempio concreto: 1 MWp in Emilia-Romagna con tracker produce ~1.275 MWh/anno, equivalente al fabbisogno di 400-500 famiglie.
Quanto rende un impianto fotovoltaico da 1 MWp nel 2026?
Il TIR progetto 2026 è 5-7% con PPA blended €52/MWh, 7-9% con FER X o PPA premium. Pertanto, TIR equity tipico 9-12% con leverage 70/30. Inoltre, il LCOE 2026 per impianti utility-scale italiani è €40-55/MWh, competitivo con le altre fonti. Tuttavia, i rendimenti dipendono fortemente dall’accesso a FER X o a PPA premium, e dal canone terreno DDS (€3.500-5.000/ha 2026).
Cosa è FER X e come impatta su un progetto 1 MWp?
In particolare, FER X è il meccanismo di supporto MASE per le rinnovabili tramite aste competitive con Contracts for Difference (CfD) a 20 anni. Specificamente, le prime aste 2025 hanno aggiudicato tariffe nel range €60-75/MWh. Pertanto, vincere FER X stabilizza i ricavi del progetto per 20 anni e può aumentare il TIR di 2-3 punti percentuali rispetto allo scenario PPA standard. Inoltre, i progetti su aree idonee D.Lgs. 199/2021 hanno priorità nei criteri di selezione.
Quanto tempo serve per autorizzare un impianto da 1 MWp?
Specificamente: Area idonea con PAS 12-18 mesi totali. Area non idonea con AU 18-30 mesi. Inoltre, breakdown tipico PAS: progettazione 3-4 mesi, autorizzazioni 4-6 mesi, costruzione 3-5 mesi, connessione 1-2 mesi. Pertanto, il vantaggio delle aree idonee è determinante per ridurre tempi e rischi.
Conviene installare tracker o strutture fisse su 1 MWp?
Tuttavia, dipende. Tracker monoassiali convengono se: irraggiamento >1.450 kWh/kWp/anno (Centro-Sud Italia), terreno perfettamente pianeggiante, budget CAPEX adeguato (+€80k vs fisso). Inoltre, producono +12-20% energia ma costano più. Strutture fisse convengono se: Nord Italia, terreni con leggere pendenze, budget contenuto. Pertanto, regola pratica 2026: Sud = tracker, Nord = fisso.
Quanto vale un progetto fotovoltaico da 1 MWp autorizzato (RTB)?
Specificamente, nel 2026 un progetto Ready-to-Build vale: €80-130/kWp (range standard, €80-130k per 1 MWp), €130-180/kWp (range premium con PPA firmato + area idonea + Sud Italia), €180-250/kWp (top tier con FER X aggiudicato). Inoltre, marketplace e advisory specializzati: RTB.solar e ReadyToBuild.solar.
Posso installare un impianto da 1 MWp su terreno agricolo?
Sì, se il terreno rispetta i requisiti: superficie minima 1,2 ettari, zonizzazione E agricola compatibile, assenza vincoli paesaggistici insuperabili, compatibilità con aree idonee D.Lgs 199/2021. Inoltre, l’agri-PV con incentivi PNRR €1.7B (grant 40% + CfD 20 anni) è un’alternativa interessante che mantiene l’attività agricola sotto i pannelli sopraelevati. Pertanto, l’affitto tramite DDS permette di guadagnare €3.500-6.500/ha/anno a seconda della configurazione.