Agrivoltaico: sviluppo o speculazione?

Energia per chi? Il modello speculativo degli impianti Utility Scale e l'alternativa possibile per il Veneto Orientale

Il progetto agrivoltaico "Torre di Mosto" di ALFI Renewables non è sviluppo energetico del territorio: è estrazione di valore da un territorio. La differenza si misura in euro, in ettari di suolo e in comunità che si impoveriscono mentre altri incassano.

1. I numeri reali di un'operazione finanziaria

Il progetto prevede 385 ettari contrattualizzati, 313 ettari effettivamente recintati, 205 megawatt di picco di potenza installata, 6 Comuni coinvolti, oltre 35 chilometri di cavidotti interrati. La producibilità attesa dichiarata negli elaborati ufficiali depositati dalla società proponente è di circa 296,8 GWh all'anno (dato calcolato con il software PVsyst, scenario P50): quasi 297 milioni di kilowattora, abbastanza da alimentare i consumi annui di circa 100.000 famiglie italiane.

Questa produzione, venduta sul mercato elettrico, genera un fatturato annuo stimabile tra 20 e 25 milioni di euro. La stima si ricava moltiplicando la producibilità dichiarata per il prezzo medio dell'energia all'ingrosso, storicamente tra 70 e 85 euro per megawattora.

📊 Gli aspetti economici dell'operazione

Investimento stimato (CAPEX)	~ 130 milioni €
Costi operativi annui (O&M)	~ 3,5 milioni €/anno
Fatturato annuo stimato	~ 22 milioni €/anno
Margine operativo annuo	~ 18–19 milioni €/anno
Payback period (recupero investimento)	~ 7–8 anni
Vita utile impianto	30 anni
Profitto netto stimato nei 30 anni	300–350 milioni €

Fonti: producibilità da elaborati ALFI Renewables (PVsyst P50 = 296,8 GWh/anno); costi da benchmark di settore per impianti agrivoltaici utility-scale in Italia (550–700 €/kWp); prezzi da andamento storico MGP 2022–2024. Stime prudenziali e orientative.

L'impianto rientra dell'investimento nei primi 7–8 anni. I restanti 22–23 anni sono puro profitto operativo. E questo profitto — per il 97% — non rimane nel territorio: risale lungo una catena societaria che da ALFI Renewables S.r.l. (costituita il 14 novembre 2024, un anno prima del deposito del progetto) porta al gruppo spagnolo Exus Renewables e da lì al suo azionista, Partners Group, fondo di private equity con sede in Svizzera.

Al territorio, in questo schema, restano circa 600.000 euro l'anno distribuiti tra sei Comuni (il 3% obbligatorio per legge). In trent'anni: circa 18 milioni totali, a fronte di 300–350 milioni di profitto netto. Meno del 6% rimane dove l'energia viene prodotta.

2. La soglia dell'1%, l'asservimento e il doppio danno all'agricoltura locale

Una precisione necessaria: cosa misura davvero la soglia dell'1%

Nel dibattito pubblico la soglia dell'1% di SAU (Superficie Agricola Utilizzabile) viene spesso fraintesa. Occorre essere chiari: questa soglia, proposta come limite massimo per Comune in una futura legge regionale sulle aree idonee, si applica agli impianti su suolo agricolo, non agli impianti su coperture, aree dismesse o parcheggi — che restano fuori dal computo e sono anzi da incentivare come priorità.

La soglia non limita la produzione di energia rinnovabile nel territorio. Limita la quantità di suolo agricolo che può essere sottratta a questa funzione. La distinzione è fondamentale e va comunicata con precisione, per evitare che venga strumentalizzata per presentare il Comitato come contrario alle rinnovabili in generale.

Il monopolio della quota

Il progetto ALFI Renewables impegna 385 ettari in zone classificate agricole. Nei Comuni di Eraclea e Torre di Mosto, il solo Lotto 2 (165 ettari a Torre di Fine) esaurisce una quota molto significativa della SAU comunale disponibile. Se il limite dell'1% venisse introdotto, questo progetto — da solo — consumerebbe l'intera quota per trent'anni, precludendo ad aziende agricole locali, cooperative e comunità energetiche la possibilità di realizzare impianti propri su suolo agricolo.

L'asservimento: un vincolo che blocca il territorio per 30 anni

La L.R. Veneto n. 17/2022, nel quadro ridefinito a livello statale dal D.Lgs. 190/2024 sui regimi amministrativi per le fonti rinnovabili, prevede per gli impianti fotovoltaici con moduli a terra di potenza pari o superiore a 1 MW in zona agricola l'istituto dell'asservimento: un vincolo pertinenziale, in regime di esclusività, tra il terreno classificato agricolo e l'impianto fotovoltaico, reso pubblico mediante trascrizione alla Conservatoria dei registri immobiliari e di durata pari all'autorizzazione all'esercizio dell'impianto. In pratica, per tutta la vita dell'impianto — tipicamente 30 anni — quei terreni non possono essere destinati ad altri impianti fotovoltaici. Va precisato che la legge esclude dall'asservimento gli impianti agrovoltaici: la questione se il progetto di Torre di Mosto rispetti effettivamente i requisiti per tale qualifica è uno dei nodi centrali del dibattito tecnico in corso.

La stessa legge prevede però una deroga agli indicatori di presuntiva non idoneità per gli impianti agrovoltaici realizzati da imprenditori agricoli professionali (IAP), coltivatori diretti o comunità energetiche. Questa deroga — costruita per favorire chi produce energia per sé e per la propria comunità — non si applica a un operatore finanziario esterno come ALFI Renewables.

In sintesi: la legge regionale ha costruito trattamenti di favore per chi produce energia rinnovabile mantenendo l'agricoltura. Questi trattamenti non sono pensati per chi produce energia per venderla sui mercati finanziari internazionali usando l'etichetta "agrovoltaico avanzato".

L'energia rinnovabile negata a chi ne avrebbe davvero bisogno

I costi energetici rappresentano oltre il 20% dei costi variabili delle aziende agricole italiane. Un impianto agrivoltaico correttamente dimensionato su un'azienda locale riduce questi costi, aumenta la competitività e consolida il presidio del territorio. Questo è il modello virtuoso che la normativa — dal D.Lgs. 199/2021 alla L.R. 17/2022 — ha cercato di incentivare.

Il progetto di Torre di Mosto produce l'effetto opposto: i 385 ettari contrattualizzati sono sottratti alla disponibilità di aziende agricole terze che potrebbero installarvi impianti propri in autoconsumo. L'energia prodotta dai 118.000 pannelli non andrà ad alimentare macchine agricole o sistemi di irrigazione del territorio: andrà in rete a 220 kV verso il mercato all'ingrosso.

⚠️ Le proporzioni che la dicono lunga

Ricavi stimati dall'energia: 20–25 milioni €/anno
Valore stimato dell'attività agricola sull'impianto: alcune centinaia di migliaia di €/anno
Il rapporto è di circa 50 a 1. L'agricoltura è il requisito normativo. L'energia è il prodotto. Il suolo agricolo fertile del Veneto Orientale è il mezzo di produzione, non il bene da tutelare.

3. Il danno nascosto: come questi progetti delegittimano le rinnovabili

Quando i cittadini di Torre di Fine ed Eraclea scoprono — dai giornali, non da comunicazioni ufficiali — che 385 ettari di campi che conoscono da sempre stanno per essere recintati per 30 anni da pannelli fotovoltaici, e che i profitti andranno a un fondo svizzero via una società spagnola via una SRL italiana costituita un anno prima del deposito del progetto, la loro reazione razionale è: «siamo contro questa truffa mascherata da transizione energetica».

Il problema è ciò che accade dopo. La diffidenza generata da operazioni speculative si estende, per contagio, all'intera categoria delle rinnovabili. In Danimarca, la parola Jernmarker — "campi di ferro" — è stata eletta parola dell'anno 2025, a testimonianza delle fratture sociali prodotte dalla proliferazione di grandi impianti su suolo agricolo anche in Paesi storicamente avanzati nelle politiche climatiche.

Ogni progetto speculativo mal localizzato produce, come sottoprodotto, opposizione sociale alle rinnovabili. E questa opposizione — alimentata da esperienze concrete di esclusione — è forse il più serio ostacolo alla transizione energetica in Italia. Non sono i cittadini che si oppongono il problema: è il modello che li costringe a farlo.

4. L'alternativa che esiste e non viene scelta

Il sindaco di San Donà Teso, nell'articolo del 05.06.2026, enumera le risorse disponibili: decine di ettari di aree dismesse, dall'ex caserma Tombolan-Fava alla discarica esaurita ai confini con Noventa, dai capannoni vuoti alle superfici inutilizzate. Solo nel suo Comune ci sono superfici che potrebbero ospitare impianti fotovoltaici senza consumare un metro di suolo agricolo fertile.

Organizzate attraverso Comunità Energetiche Rinnovabili (CER) — strumento prioritario del D.Lgs. 199/2021 — queste superfici potrebbero produrre energia, ridurre le bollette dei cittadini, finanziare servizi, creare lavoro locale e mantenere tutti i ricavi all'interno del territorio. Una CER di 20–30 MW distribuita su coperture e aree dismesse richiederebbe un investimento stimabile tra 20 e 35 milioni di euro — una frazione dell'investimento di ALFI Renewables, con la differenza sostanziale che la quasi totalità dei ricavi rimarrebbe nella comunità invece di uscire dal territorio.

Questo non è uno scenario utopico. È ciò che la norma ha già costruito e incentivato. Richiede però che le istituzioni regionali e locali compiano una scelta consapevole, prima che la quota disponibile venga assegnata per trent'anni a chi ha già deciso dove portare i profitti.

Articolo da La Nuova Venezia del 05.06.2026

In sintesi

Un investimento di ~130 milioni di euro, recuperato in 7–8 anni, che nei successivi 22 produce tra 300 e 350 milioni di profitto netto, quasi interamente destinato all'estero. Al territorio rimangono ~18 milioni in trent'anni. Meno del 6%.

Questa non è transizione energetica. È un'operazione finanziaria che usa la transizione energetica come leva. E, producendo opposizione civica, delegittima il processo stesso che dichiara di sostenere.

La transizione energetica giusta è quella che lascia la ricchezza dove produce l'energia, che coinvolge le comunità nelle decisioni, e che non scambia il bene comune con il rendimento di un fondo di private equity.

Note metodologiche: Le stime economiche sono elaborate su dati ufficiali: producibilità da elaborati ALFI Renewables S.r.l. (PVsyst, P50 = 296,8 GWh/anno); costi unitari da benchmark di settore per impianti agrivoltaici utility-scale in Italia (range 550–700 €/kWp); prezzi di mercato da andamento storico MGP 2022–2024. I dati reali di contratto — inclusi eventuali PPA — non sono pubblici. Tutte le stime sono prudenziali e orientative. Riferimenti normativi: D.Lgs. 199/2021; L.R. Veneto n. 17/2022; Linee Guida MiTE sugli impianti agrivoltaici (2022); Documento di Posizione del Comitato No Agrivoltaico Torre di Fine – Eraclea (aprile 2026).

Tag: agrivoltaico, Torre di Mosto, Torre di Fine, Eraclea, Veneto Orientale, energie rinnovabili, comunità energetiche, consumo di suolo, transizione energetica, Comitato No Agrivoltaico