Agrivoltaico verticale, un anno di monitoraggio in Umbria: ricavi stimati per 164.630 euro

Un impianto agrivoltaico verticale bifacciale SkyGre installato in provincia di Perugia ha chiuso dodici mesi di monitoraggio operativo con una produzione complessiva di 1.594.789 kWh tra maggio 2025 e aprile 2026. Il dato emerge da un report tecnico elaborato da Sentnet Group sull’impianto, che ha una potenza nominale di circa 1,2 MW.

A spiegare a pv magazine Italia il senso dei risultati è Joe Fasano di Sentnet, che sottolinea come l’elemento più rilevante non sia soltanto la quantità di energia generata, ma il momento della giornata in cui questa energia viene immessa.

“Dopo 12 mesi di monitoraggio reale, abbiamo completato l’analisi delle performance di uno dei nostri impianti SkyGre Verticale installato in provincia di Perugia. I dati sono molto interessanti anche dal punto di vista finanziario. La Performance Ratio medio annuo è del 76,25% e il Capacity Factor del 15,20%. Ma il punto centrale non è solo quanta energia produce. È quando la produce”, afferma Fasano.

La produzione

Secondo il report, i livelli più alti di Performance Ratio sono stati registrati a maggio e ottobre, entrambi al 79,2%, mentre il minimo mensile si è avuto a febbraio, con 71,9%. Il Capacity Factor medio annuo è stato pari al 15,20%, con un massimo mensile del 26,1% a giugno e un minimo del 5,1% a dicembre.

Dal punto di vista energetico, il mese più produttivo è stato giugno, con 225.277 kWh, seguito da maggio con 204.446 kWh e luglio con 204.368 kWh. Il minimo stagionale è stato registrato a dicembre, con 45.531 kWh. La produzione giornaliera media sull’anno è stata pari a 4.393 kWh, con un massimo giornaliero di 8.806 kWh e un minimo di 127 kWh.

L’aspetto più specifico del progetto riguarda però il profilo orario di generazione. L’impianto, realizzato con moduli verticali bifacciali orientati Est/Ovest, mostra la tipica curva a doppia campana: un picco al mattino e uno nel pomeriggio, con una minore concentrazione della produzione nelle ore centrali della giornata. Il report rileva una lieve asimmetria tra i due picchi, con una produzione mattutina leggermente penalizzata da condizioni morfologiche del sito e da ombreggiamenti nelle prime ore del giorno, mentre il lato Ovest beneficia di una migliore esposizione pomeridiana.

“Il profilo verticale Est/Ovest distribuisce la produzione tra mattino e pomeriggio, riducendo la concentrazione nelle ore centrali, dove il valore dell’energia tende spesso a comprimersi”, osserva Fasano.

L’analisi del report mette in relazione la produzione oraria con il PUN e rileva una correlazione negativa pari a -0,2999 tra produzione e prezzo dell’energia. In altri termini, quando la generazione solare è più elevata, il prezzo tende a ridursi; viceversa, nelle ore serali il PUN tende a salire mentre la produzione fotovoltaica cala.

Solo il 13,9% delle ore di massima produzione coincide con le ore di massimo prezzo. È un dato che conferma una delle criticità strutturali del fotovoltaico in mercato merchant o parzialmente esposto al prezzo orario: il valore dell’energia non dipende solo dai kWh prodotti, ma anche dalla loro distribuzione temporale.

Nel caso dell’impianto umbro, la produzione si distribuisce così: il 29,2% dell’energia viene generato nella fascia mattutina 5-10, il 30,5% nella fascia 11-14 e il 40,3% nella fascia 15-22. Ma la ripartizione dei ricavi non segue in modo proporzionale la produzione. La fascia del mattino genera il 33,5% dei ricavi annuali, quella di mezzogiorno il 26,7%, mentre il pomeriggio arriva al 39,8%.

Il lato finanziario

Il report stima ricavi annuali complessivi pari a 164.630 euro, con un prezzo medio effettivo intorno a 103 euro/MWh. La fascia di mezzogiorno, pur essendo quella con la produzione media più alta, pari a 334,8 kW, registra il prezzo effettivo più basso, 90,38 euro/MWh. Al contrario, il mattino mostra un prezzo effettivo di 118,17 euro/MWh, mentre il pomeriggio raggiunge 102,11 euro/MWh, beneficiando di un PUN medio più elevato, pari a 126,02 euro/MWh.

“Per chi finanzia impianti agrivoltaici, questo significa guardare non solo ai MW installati, ma alla qualità economica della produzione, alla stabilità operativa e ai costi O&M nel tempo”, aggiunge Fasano.

Il report include anche una classificazione delle giornate per condizioni di insolazione. Nelle giornate soleggiate la produzione media è stata di 7.247 kWh, con PR medio del 77,3%; nelle giornate parzialmente coperte la produzione media è stata di 4.321 kWh, con PR del 77,0%; nelle giornate nuvolose la produzione media è scesa a 1.611 kWh, con PR del 74,5%. La riduzione del PR nelle giornate nuvolose viene attribuita al peso relativo maggiore delle perdite fisse rispetto alla minore energia prodotta, ma il dato resta indicativo di una buona stabilità prestazionale anche in condizioni di radiazione diffusa.

Resta da verificare, su serie storiche più lunghe e su più siti, quanto questi risultati siano replicabili in condizioni diverse di latitudine, albedo, coltura, morfologia del terreno e regime di prezzo. Il caso umbro offre però un elemento utile al dibattito sull’agrivoltaico verticale: la valutazione economica non può essere limitata alla producibilità annua, ma deve includere il profilo orario, il valore dell’energia immessa e i costi operativi.

Manutenzione

Un ulteriore punto riguarda la manutenzione. Secondo quanto riferito da Fasano, “dopo oltre tre anni di esperienza operativa, i nostri moduli verticali non hanno ancora richiesto lavaggi periodici e si mantengono puliti. Questo significa meno manutenzione, meno consumo d’acqua e maggiore continuità operativa”.

Il report attribuisce questo comportamento alla configurazione verticale, che riduce l’accumulo di polvere, sporco e detriti, limita i ristagni d’acqua e favorisce una migliore ventilazione naturale dei moduli. Anche questo aspetto, se confermato su scala più ampia, può incidere sul costo totale di esercizio degli impianti agrivoltaici, in particolare in contesti agricoli dove acqua, accessibilità e continuità operativa rappresentano variabili non marginali.

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