Il termine “grande impianto fotovoltaico” è sorprendentemente vago. Alcuni fornitori lo usano già per impianti da 30 kWp. Altri intendono solo progetti da decine di megawatt. Per le aziende che valutano un impianto proprio, questo aiuta poco. Ciò che conta non è la definizione, ma da quale potenza un progetto si comporta davvero in modo diverso. Questo riguarda la commercializzazione dell’energia, la connessione alla rete, le autorizzazioni e l’impegno per l’esercizio.

Non esiste una definizione normativa. Esistono invece soglie di potenza oltre le quali i requisiti per un impianto cambiano sensibilmente. Sono queste soglie la vera risposta alla domanda.
In concreto, un impianto da 80 kWp sul tetto di un edificio per uffici e uno da 3 MWp su un capannone logistico sono due tipi di progetto completamente diversi, sul piano tecnico, contrattuale e temporale. Il passaggio non avviene a un determinato numero di moduli, ma dove la connessione alla rete e la commercializzazione dell’energia diventano parti autonome del progetto.
A partire da una potenza di circa 100 kWp, la vendita diretta acquista nella pratica un peso nettamente maggiore. A seconda della dimensione dell’impianto e del quadro normativo vigente possono applicarsi requisiti aggiuntivi in materia di misura, telecontrollo e commercializzazione. È qui che inizia, nella pratica, ciò che si può ragionevolmente chiamare grande impianto.
All’aumentare della potenza la connessione avviene spesso in media tensione. Se sia necessario dipende però dalle prescrizioni del gestore di rete e dalle capacità disponibili in loco.
La logica degli incentivi cambia di nuovo. Per i grandi impianti le aste previste dall’EEG possono avere un ruolo importante. Quali meccanismi di sostegno siano disponibili dipende dalla dimensione e dal tipo di impianto e dal quadro normativo applicabile.

Gli impianti su tetto sfruttano una superficie già disponibile. Di norma questo li rende la variante più conveniente, perché non serve acquistare un terreno e nella maggior parte dei casi non occorre un permesso di costruire. Determinante è però la statica. I tetti esistenti raramente sono stati progettati per carichi aggiuntivi. La verifica strutturale sta quindi all’inizio di ogni progetto su tetto, non alla fine.
Gli impianti a terra hanno pochi limiti di superficie e possono essere orientati in modo ottimale. In cambio richiedono un terreno con la destinazione urbanistica adeguata, un procedimento di piano e un punto di connessione sufficientemente potente a distanza raggiungibile. I tempi preliminari sono nettamente più lunghi, ma le economie di scala sono maggiori.


Le pensiline fotovoltaiche sono il caso intermedio: valorizzano superfici già impermeabilizzate che altrimenti resterebbero inutilizzate e uniscono produzione di energia, protezione dalle intemperie e infrastruttura di ricarica. Nei siti con ampi parcheggi per dipendenti o clienti completano un impianto su tetto invece di entrarvi in concorrenza.
Nei progetti di maggiori dimensioni si combinano spesso più tipi di superficie. Non conta quale forma costruttiva sia la più economica, ma quale combinazione raggiunge il massimo autoconsumo nel sito.
Nei piccoli impianti è la tariffa di ritiro a determinare il rendimento. Nei grandi impianti è di solito la leva più debole. Contano di più quattro fattori.
Ogni kilowattora autoconsumato si confronta con il prezzo di acquisto, non con la tariffa di ritiro. La differenza tra i due valori è il vero motore del rendimento. Per questo dimensioniamo un grande impianto sul profilo di carico del sito e non sulla massima occupazione possibile del tetto.
Nelle aziende energivore gli oneri di rete dipendono dal picco annuo di carico. In combinazione con un sistema di accumulo dimensionato in modo intelligente, un impianto fotovoltaico può ridurre questi picchi e con essi gli oneri di rete.
L’energia in eccesso viene valorizzata in borsa tramite un operatore di vendita diretta. Soprattutto negli impianti di grandi dimensioni la vendita diretta ha un ruolo importante per lo sfruttamento economico dell’energia prodotta. Con la giusta strategia diventa una voce di ricavo invece che un obbligo.
Nell’arco di vent’anni è la disponibilità a determinare il rendimento complessivo. Un guasto che passa inosservato per tre settimane costa più della manutenzione di un anno intero. Il monitoraggio rientra quindi nel calcolo di redditività.
Producibilità, profilo di carico, superfici disponibili e soprattutto quale potenza di immissione il gestore di rete consente nel sito. Questa richiesta va presentata presto. Determina la dimensione massima dell’impianto ed è spesso la voce più lunga del calendario.
Per gli impianti su tetto la verifica strutturale, per quelli a terra la destinazione urbanistica. Entrambi sono presupposti per la progettazione esecutiva e non sono negoziabili in parallelo.
Concetto di moduli e inverter, cablaggio, cabina di consegna, dimensionamento dell’accumulo e collegamento a un sistema di gestione dell’energia.
Ripartizione tra autoconsumo, vendita diretta ed eventuale fornitura a terzi nello stesso sito.
Montaggio, connessione alla rete, certificazione e registrazione nel registro dei dati di mercato.
Monitoraggio, manutenzione, controllo della produzione e risoluzione dei guasti per tutta la durata di vita.
Realisticamente, tra la prima verifica e la messa in esercizio passano diversi mesi per un impianto su tetto e piuttosto uno o due anni per un impianto a terra con procedimento di piano. Chi mette in conto questi tempi evita i consueti attriti sulla connessione alla rete.
La dimensione dell’impianto viene definita prima di sapere che cosa la rete può accogliere. Risultato: riprogettazione a progetto avviato.
Riguarda soprattutto i capannoni più datati. Un rifacimento del tetto contestuale all’installazione fotovoltaica risulta spesso più conveniente di due interventi separati.
La massima occupazione senza considerare il profilo di carico porta a quote elevate di immissione e a un ammortamento peggiore.
Dopo la messa in esercizio manca un responsabile del monitoraggio e della manutenzione. Le perdite di produzione emergono allora solo nel conguaglio annuale.



Dall’analisi del sito alla connessione alla rete fino alla gestione operativa, in Germania e in altri sei Paesi europei. Poiché progettazione, realizzazione ed esercizio sono nelle stesse mani, non ci sono vuoti di competenza nelle interfacce critiche.