Il fotovoltaico a terra occupa in Italia circa 18.800 ettari, lo 0,06% del territorio e lo 0,15% della superficie agricola utilizzata. Le colture dedicate al biogas ne occupano tra 125.000 e 200.000, e a parità di ettaro producono circa trenta volte meno elettricità. L’eolico “consuma” pochissimo suolo ed il geotermico a ciclo binario, che sta spopolando in Germania? Contato per unità di energia, il suolo racconta una storia diversa da quella che si vede dal finestrino.
La domanda
Il confronto fra fonti rinnovabili si fa quasi sempre per impianto: quanti ettari recinta un parco solare, quante pale si vedono da un crinale. È la misura che conta per il paesaggio, ma non dice quanta energia esce da quel suolo. Se la si riporta al terawattora prodotto, la gerarchia si rovescia: la fonte più visibile, il fotovoltaico a terra, è fra quelle che usano meno suolo, mentre la più invisibile, il mais coltivato per i digestori, è di gran lunga la più estensiva.
Dati e metodo
Le superfici attuali vengono dalle statistiche ufficiali: fotovoltaico a terra da ISPRA-SNPA (18.837 ha a fine 2024, per circa 11 GW) e dal GSE (17.700 ha); superficie agricola utilizzata dal Censimento ISTAT 2020 (12,5 milioni di ettari); foreste dall’inventario forestale nazionale INFC 2015. Per le colture energetiche non esiste una statistica annuale: il PNIEC 2024 stima meno di 200.000 ettari di colture di primo raccolto destinate alla digestione anaerobica, e i dati regionali di Lombardia ed Emilia-Romagna, riportati al parco nazionale, danno circa 125.000 ettari (ricostruzione mia, di ordine di grandezza).
Per l’energia per ettaro uso una misura diversa per ogni fonte, e la dichiaro perché da questa scelta dipende tutto il resto:
- fotovoltaico a terra — area recintata lorda, 1,1–1,7 ha per MW, con la producibilità simulata in PVGIS per quattro siti (Novara, Viterbo, Foggia, Catania): 1.390–1.590 kWh/kWp con moduli fissi, 1.600–1.930 con inseguitore monoassiale. Ne risultano 820–1.480 MWh per ettaro l’anno, valore centrale 1.150;
- eolico a terra — solo l’impronta diretta (piazzole definitive, strade di servizio, sottostazione), perché tra un aerogeneratore e l’altro il suolo resta coltivato o pascolato. Uso 0,3 ha/MW, la misura NREL su 93 parchi statunitensi, e 0,57 ha/MW, il valore di un progetto italiano recente con turbine da 6,2 MW; con 1.600–2.000 ore equivalenti un ettaro produce 3.200–6.700 MWh;
- biogas da mais insilato — la superficie coltivata, con 60 t/ha di insilato, il contenuto energetico standard della direttiva RED II e un rendimento elettrico del 35–38%: 22–30 MWh elettrici per ettaro, coerenti con il rapporto 1:28 misurato in Germania dal Thünen-Institut;
- geotermia a ciclo binario — sei impianti in esercizio attorno a Monaco di Baviera, che producono 15–34 GWh elettrici l’anno ciascuno. Le superfici d’impianto non sono pubblicate: assumo 1,5–3 ettari fra piazzola dei pozzi e centrale, ricavati dagli atti autorizzativi di tre piazzole bavaresi.
Solo elettricità. La nota confronta le fonti sull’elettricità che producono. Fotovoltaico ed eolico producono solo quella; biogas e geotermia binaria producono anche calore, che qui non conto. Le ragioni sono due: il dibattito sul suolo agricolo e gli obiettivi del PNIEC per le aree idonee riguardano la produzione elettrica, e un kWh di calore a 80–90 °C non vale un kWh elettrico, perché serve solo se vicino c’è chi lo usa: una rete di teleriscaldamento, una serra, una stalla. Contare il calore migliorerebbe le due fonti cogenerative, ma non cambierebbe l’ordine. Per il biogas, anche usando tutto il calore recuperabile, l’energia complessiva per ettaro circa raddoppierebbe e resterebbe una ventina di volte sotto il fotovoltaico; negli impianti bavaresi il calore venduto è una frazione dell’elettricità, a Sauerlach 10 GWh contro 33,7.
Le emissioni nel ciclo di vita vengono da IPCC (fotovoltaico, eolico, gas), dalla RED II (biogas) e dalla revisione NREL degli studi sulla geotermia; l’energia netta da rassegne e LCA pubblicate. Su questi due fronti non calcolo nulla: riporto, e verifico che le condizioni degli studi valgano anche per l’Italia. Gli ettari per terawattora che ho ottenuto sono coerenti con le mediane globali raccolte da Lovering et al. (2022): 2.000 ettari per il fotovoltaico a terra, che include impianti meno densi e meno soleggiati dei nostri, e 130 per l’impronta diretta dell’eolico.
Cosa è mio e cosa è degli studi. Sono miei la producibilità PVGIS e l’energia per ettaro che ne discende, la ricostruzione delle superfici a biogas, gli ettari per terawattora di tutte le fonti, le quote sul territorio e gli equivalenti fotovoltaici degli impianti bavaresi. Sono degli studi i valori di emissione, di EROI e le misure di impronta dell’eolico. La conversione al contesto italiano è mia, e la approfondisco nei limiti.
Quanto occupa oggi il fotovoltaico
Figura 1 — Il territorio italiano in proporzione, con il fotovoltaico a terra e le colture per biogas disegnati in scala dentro la superficie agricola utilizzata. Sotto, gli stessi usi a quadratini da mille ettari (le dimensioni dei quadratini sono quindi diverse da quelli della figura superiore): pieni la superficie occupata oggi, vuoti quella che si aggiunge secondo il PNIEC. Anche al 2030 il fotovoltaico resta sotto la superficie oggi coltivata per i digestori. Provenienza: Fonte ISTAT Censimento agricoltura 2020, INFC 2015, ISPRA-SNPA 2025, PNIEC 2024 · Periodo 2020–2024 · Unità ettari · Calcolo elaborazione propria (superficie a biogas: ricostruzione da dati regionali)
Lo 0,15% della superficie agricola è un ordine di grandezza sotto quello che il dibattito lascia intendere. Anche il PNIEC, che al 2030 prevede 79 GW di fotovoltaico, porterebbe gli impianti a terra a 32.000–50.000 ettari, lo 0,3–0,4% della superficie agricola, se un terzo o metà della nuova potenza andasse a terra come oggi. Per confronto, fra il 2020 e il 2023 la superficie agricola utilizzata si è ridotta di circa 235.000 ettari, dodici volte tutto il fotovoltaico a terra mai installato.
Il tema è reale è la concentrazione: tre regioni (Puglia, Lazio e Sicilia) ospitano quasi metà della superficie, e nel 2024 l’80% dei 1.702 ettari di nuovi impianti è sorto su suoli prima coltivati. A scala comunale la quota può diventare rilevante per il paesaggio e per le filiere locali; a scala nazionale no.
Quanto suolo per un terawattora
Figura 2 — Ettari necessari per produrre un terawattora di elettricità all’anno, fonte per fonte, con l’area dei quadrati proporzionale alla superficie. Il mais per biogas richiede circa quaranta volte il suolo del fotovoltaico a terra e oltre cento volte quello dell’impronta diretta dell’eolico. Provenienza: Fonte PVGIS-SARAH3, RED II All. VI, NREL 2009, VIA MASE Ferrandina, Bundesverband Geothermie · Unità ettari per TWh/anno · Calcolo elaborazione propria
Un terawattora l’anno è circa il consumo di 370.000 famiglie. Per produrlo servono circa 870 ettari di fotovoltaico a terra e circa 38.000 ettari di mais per biogas. L’agrivoltaico, se si conta solo il terreno agricolo davvero perso sotto le strutture (circa il 10% dell’area d’impianto), scende a 200 ettari; l’eolico, con la sola impronta diretta, a circa 220; la geotermia binaria, nei casi bavaresi, a 70.
Il confronto regge anche sul dato aggregato. Nel 2024 il biogas da attività agricole ha prodotto 5,3 TWh: anche attribuendoli tutti alle colture, cioè ignorando il contributo degli effluenti, i circa 15 TWh del fotovoltaico a terra escono da una superficie fra sette e dieci volte più piccola. Riportato alla scala del Paese, l’intera domanda elettrica italiana del 2025, 311 TWh, coperta solo da fotovoltaico a terra richiederebbe circa 270.000 ettari, il 2,2% della superficie agricola: da 1,4 a 2,2 volte la superficie già oggi coltivata per i digestori, che coprono meno del 2% della domanda.
Il suolo di un impianto energetico si confronta per unità di energia prodotta, non per ettaro occupato: a parità di terawattora, le fonti meno visibili possono essere le più estensive.
La stessa conclusione si vede con l’unità di misura del Thünen-Institut, che confronta i chilometri percorribili in un anno con l’energia di un ettaro: 57.000 km con il biodiesel di colza, 66.000 con il biometano da mais, 3,9 milioni con il fotovoltaico a terra e un’auto elettrica, perdite di accumulo comprese (Böhm, 2023).
L’eolico e la geotermia
L’eolico ha l’impronta diretta più piccola fra le fonti variabili. Il parco italiano, 13,6 GW a fine 2025, occupa direttamente fra 4.000 e 8.000 ettari, meno della metà del fotovoltaico a terra, e produce più di 20 TWh l’anno. Le obiezioni all’eolico riguardano il paesaggio, i crinali e l’avifauna: sono impatti reali, ma non sono suolo. Il PNIEC indica il repowering dei parchi esistenti come la leva per limitarne ulteriormente l’occupazione; a Partinico-Monreale, in provincia di Palermo, 19 turbine per 16 MW sono state sostituite da 10 per 42 MW, con una produzione attesa che passa da 27 a 94 GWh l’anno (QualEnergia, 2023).
La geotermia binaria è la più compatta di tutte, e per una ragione diversa: non perché la centrale sia piccola, ma perché lavora tutto l’anno. Gli impianti ORC attorno a Monaco hanno 4–5,5 MW elettrici e fattori di capacità fra il 41 e il 77%, contro il 13–20% del fotovoltaico; Sauerlach, il più produttivo, genera 33,7 GWh elettrici e 10 GWh di calore. Per la stessa elettricità un fotovoltaico a terra in Italia occuperebbe circa 29 ettari. In Italia non è ancora in esercizio nessun impianto binario a reiniezione totale: la prima asta del FER 2 per la geotermia a emissioni nulle, aperta fra giugno e agosto 2026 con 30 MW in gara, ha raccolto progetti da 5 a 24 MW con VIA approvata, della stessa taglia di quelli bavaresi.
| Fonte | Suolo (ha per TWh/anno) | Energia per ettaro (MWh/ha·anno) | Emissioni nel ciclo di vita (gCO₂eq/kWh) | Energia netta (EROI) |
|---|---|---|---|---|
| Fotovoltaico a terra | ~870 | 820–1.480 | 18–180, mediana 48 | ~10–20 |
| Agrivoltaico (suolo agricolo perso) | ~200 | ~5.000 | come il fotovoltaico | come il fotovoltaico |
| Eolico a terra (impronta diretta) | ~220 | 3.200–6.700 | 7–56, mediana 11 | ~25 |
| Geotermia binaria (Baviera) | ~70 | 10.000–22.000 | mediana 11,3 | non disponibile |
| Biogas da mais (cogenerazione) | ~38.500 | 22–30 | ~270–590 | ~2,5–5 |
Tabella 1: Provenienza: Fonte PVGIS-SARAH3, NREL, RED II, IPCC AR5, Bundesverband Geothermie, letteratura citata · Unità indicate in intestazione · Calcolo elaborazione propria per suolo ed energia per ettaro; emissioni ed EROI dagli studi
Emissioni ed energia netta
Figura 3 — Emissioni di gas serra nel ciclo di vita per kWh elettrico: il punto è il valore centrale, la barra l’intervallo della letteratura. Il biogas da mais si colloca vicino al gas a ciclo combinato, la tecnologia fossile più efficiente; fotovoltaico, eolico e geotermia binaria un ordine di grandezza sotto. Provenienza: Fonte IPCC AR5 Annex III, RED II All. VI, NREL 2017 · Unità gCO₂eq/kWh · Calcolo biogas: elaborazione propria dalle riduzioni percentuali RED II rispetto al comparatore di 183 gCO₂eq/MJ
Come riferimento si può usare il gas naturale in ciclo combinato, la tecnologia fossile più efficiente oggi disponibile per produrre elettricità, che ha una mediana IPCC di 490 gCO₂eq/kWh: è il termine di confronto più severo per una rinnovabile, perché è ciò che resterebbe in rete anche dopo aver chiuso carbone e olio.
Per il fotovoltaico il ciclo di vita pesa soprattutto nella raffinazione del silicio, quindi nel mix elettrico del Paese che produce i moduli: la mediana IPCC è 48 gCO₂eq/kWh, con un intervallo da 18 a 180. Eolico e geotermia binaria stanno intorno a 11. Il biogas da mais è un’altra categoria: gasolio delle lavorazioni, fertilizzanti azotati e protossido di azoto, stoccaggio del digestato e soprattutto le perdite di metano dagli impianti lo portano a 270–590 gCO₂eq/kWh, a seconda che il digestato sia coperto o aperto. Con i valori standard della RED II il mais da solo non raggiunge la riduzione dell’80% richiesta agli impianti avviati dal 2026. Le perdite di metano sono il parametro più incerto: misure su dieci impianti britannici danno in media il 3,7% del metano prodotto (Bakkaloglu et al., 2021), l’Agenzia internazionale dell’energia indica il 2–5,5% per gli impianti agricoli, e in Italia non risultano campagne di misura pubblicate.
L’energia netta segue lo stesso ordine, con una cautela sull’unità di misura. Un impianto fotovoltaico in Sicilia restituisce in circa un anno l’energia spesa per costruirlo e poi produce per 25–30 anni; un aerogeneratore recente in meno di sei mesi. Per queste due fonti gli studi misurano l’elettricità prodotta. Il biogas da mais deve rispendere ogni anno l’energia per coltivare, raccogliere e trasportare la biomassa, e il rapporto fra energia resa e investita resta fra 2,5 e 5 (Berglund e Börjesson, 2006); ma l’energia resa, in questo studio, è quella del gas, prima della conversione in elettricità e calore. Riferito alla sola elettricità il rapporto sarebbe più basso: uso il valore pubblicato, che quindi favorisce il biogas. Alcuni studi sugli impianti cogenerativi sommano elettricità e calore in un unico rapporto; qui non lo faccio, per la stessa ragione per cui non conto il calore negli ettari.
Figura 4 — Le quattro fonti sugli stessi quattro assi, ciascuno in scala logaritmica con il valore migliore verso l’esterno. Il biogas da mais si allunga solo verso la continuità; la geotermia binaria non ha assi deboli, ma è prima solo sul suolo. Provenienza: Fonte valori della Tabella 1; ore equivalenti da PVGIS, Terna, Bundesverband Geothermie · Unità indice adimensionale 0–1, scala logaritmica; limiti degli assi: suolo 100.000–10 ha/TWh, emissioni 1.000–5 gCO₂eq/kWh, EROI 1–50, ore 1.000–8.760 · Calcolo elaborazione propria
Ogni asse è orientato in modo che verso l’esterno stia il valore migliore. Un poligono ampio e regolare indica una fonte senza punti deboli, un poligono schiacciato verso un vertice una fonte forte in un solo ambito. L’area non è una misura: dipende dai limiti scelti per ciascun asse.
La geotermia binaria ha il poligono più ampio, ma non è la migliore su tutto: è prima sul suolo, pari all’eolico sulle emissioni, seconda al biogas sulla continuità e, con il valore indicativo, sotto eolico e fotovoltaico sull’energia netta. Il suo vantaggio è non avere un asse debole. Il suo limite non sta nel grafico: richiede un acquifero caldo e permeabile, che in Italia non c’è ovunque, e nel Paese nessun impianto di questo tipo è ancora in esercizio.
Il grafico a ragnatela mette in evidenza quello che le altre figure tacciono: la programmabilità. Il biogas produce 8.000 ore equivalenti l’anno e la geotermia binaria 3.600–6.700, il fotovoltaico 1.100–1.900 e solo di giorno. È un vantaggio reale, che vale qualcosa per la rete; ma si paga con quaranta volte il suolo, e oggi si ottiene anche con accumuli che il fotovoltaico a terra può affiancare sullo stesso sito.
Cosa ne segue
Il criterio che oggi regola il fotovoltaico in area agricola guarda all’ettaro occupato. Il decreto sulle aree idonee previsto dall’art. 20 del D.Lgs. 199/2021 chiede alle Regioni di definire la massima porzione di suolo occupabile dagli impianti: è il punto in cui la misura per unità di energia può entrare nella pianificazione, affiancando agli ettari i GWh che ne escono. Lo stesso vale per la valutazione delle alternative nei procedimenti di VIA, dove il confronto fra soluzioni si fa ancora per impianto e non per energia prodotta.
Il divieto del 2024 per i nuovi impianti con moduli a terra in area agricola (D.L. 63/2024, art. 5) non tocca le colture dedicate alla digestione anaerobica, che a parità di energia occupano trenta-quaranta volte il suolo. Il PNIEC va nella direzione giusta quando prevede di ridurre le colture di primo raccolto a favore di effluenti zootecnici e secondi raccolti: il biogas che non usa suolo aggiuntivo resta utile per la sua programmabilità e per la gestione degli effluenti, quello coltivato apposta no.
Limiti
- La superficie a biogas non è una statistica. Il valore del PNIEC è un tetto, la mia ricostruzione regionale un ordine di grandezza. Se la superficie reale fosse la metà, il rapporto con il fotovoltaico scenderebbe ma resterebbe sopra 3 a 1; il rapporto per terawattora non cambierebbe, perché dipende dalla resa per ettaro e non dalla superficie totale.
- Le misure di suolo non sono omogenee. Per il fotovoltaico conto l’area recintata, per l’eolico la sola impronta diretta, per l’agrivoltaico il terreno agricolo perso. È una scelta voluta, perché misura ciò che sottrae suolo a un altro uso, ma un lettore che preferisca l’area totale di progetto otterrebbe per l’eolico un valore dieci volte superiore a quello del fotovoltaico.
- La producibilità fotovoltaica è teorica. I valori PVGIS sono di primo anno e senza tagli di rete; la media reale del parco italiano nel 2024 è di 1.066 ore equivalenti, perché include tetti mal orientati e impianti datati. Gli impianti a terra recenti stanno sopra la media, ma l’energia per ettaro reale può essere inferiore del 10–20%.
- Le superfici geotermiche sono stimate. Nessuno degli impianti bavaresi pubblica l’area occupata. Con 1,5–3 ettari per impianto la conclusione regge anche raddoppiando la superficie; non regge per gli impianti flash toscani, che hanno emissioni dirette di CO₂ molto più alte e non sono il termine di confronto di questa nota.
- Il biogas è valutato come coltura dedicata. Il biogas da effluenti e da secondi raccolti non sottrae suolo, ha emissioni nette spesso negative e non rientra nel confronto. Le conclusioni valgono per il mais di primo raccolto, non per la digestione anaerobica in generale.
- Le perdite di metano italiane non sono misurate. I valori di emissione del biogas usano i valori standard della RED II, che ipotizzano perdite basse; con perdite del 3–5%, come quelle misurate all’estero, il biogas da mais supererebbe il gas a ciclo combinato.
- Il calore delle fonti cogenerative non è contato. Dove biogas e geotermia hanno un utilizzatore vicino per il calore, la loro energia utile per ettaro cresce; per il biogas resta comunque molto sotto il fotovoltaico, per la geotermia aumenta un vantaggio già netto.
- L’EROI della geotermia binaria non è pubblicato. Nel grafico a ragnatela uso un valore indicativo, segnato come tale; la posizione della geotermia sugli altri tre assi non dipende da questo dato.
Fonti
Studi scientifici
Lovering J., Swain M., Blomqvist L., Hernandez R.R. (2022), Land-use intensity of electricity production and tomorrow’s energy landscape, PLOS ONE 17(7), e0270155 — doi.org/10.1371/journal.pone.0270155
Böhm J. (2023), Flächenbedarf und Energieertrag von Freiflächen-Photovoltaik und Bioenergie, Berichte über Landwirtschaft 101(1) — buel.bmel.de
Tamburini E., Gaglio M., Castaldelli G., Fano E.A. (2020), Is Bioenergy Truly Sustainable When Land-Use-Change (LUC) Emissions Are Accounted for? The Case-Study of Biogas from Agricultural Biomass in Emilia-Romagna Region, Italy, Sustainability 12(8), 3260 — doi.org/10.3390/su12083260
Bakkaloglu S., Lowry D., Fisher R.E., France J.L., Brunner D., Chen H., Nisbet E.G. (2021), Quantification of methane emissions from UK biogas plants, Waste Management 124, 82–93 — doi.org/10.1016/j.wasman.2021.01.011
Berglund M., Börjesson P. (2006), Assessment of energy performance in the life-cycle of biogas production, Biomass and Bioenergy 30(3), 254–266 — doi.org/10.1016/j.biombioe.2005.11.011
Raugei M. et al. (2017), Energy Return on Energy Invested (ERoEI) for photovoltaic solar systems in regions of moderate insolation: a comprehensive response, Energy Policy 102, 377–384 — nrel.gov
Kubiszewski I., Cleveland C.J., Endres P.K. (2010), Meta-analysis of net energy return for wind power systems, Renewable Energy 35(1), 218–225 — ideas.repec.org
Dati
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Solare fotovoltaico, Rapporto statistico 2024 — GSE — gse.it
Energia da fonti rinnovabili in Italia, Rapporto statistico 2024 — GSE — gse.it
Dati statistici, impianti di generazione e produzione 2024 — Terna — impianti, produzione
Domanda elettrica 2025 ed eolico installato a fine 2025 — Terna, via QualEnergia — domanda, eolico
Superfici a colture per biogas in Lombardia, progetto Eco-Biogas — Regione Lombardia e Università degli Studi di Milano, 2013, via e-gazette; il rapporto originale non è disponibile online — e-gazette.it
7° Censimento generale dell’agricoltura 2020 e indagine SPA 2023 — ISTAT — istat.it
Inventario nazionale delle foreste e dei serbatoi forestali di carbonio INFC 2015 — CREA, Arma dei Carabinieri, via Rapporto sullo stato delle foreste — archivio.cai.it
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La situazione energetica nazionale nel 2025 — Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica — sisen.mase.gov.it
Schede degli impianti geotermici di Sauerlach, Dürrnhaar, Traunreut, Garching an der Alz, Holzkirchen e Laufzorn — Bundesverband Geothermie — geothermie.de
Progetto di impianto eolico di Ferrandina, documentazione di VIA — Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica — va.mite.gov.it
Normativa
Direttiva (UE) 2018/2001 — Promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili (RED II), art. 29 e Allegato VI — eur-lex.europa.eu
D.Lgs. 8 novembre 2021, n. 199 — Attuazione della direttiva (UE) 2018/2001, art. 20 — normattiva.it
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D.Lgs. 11 febbraio 2010, n. 22 — Riassetto della normativa in materia di ricerca e coltivazione delle risorse geotermiche, art. 1, c. 3-bis — normattiva.it
Riferimenti metodologici e istituzionali
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Annex III: Technology-specific cost and performance parameters, in Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change — IPCC — ipcc.ch
Life Cycle Greenhouse Gas Emissions from Geothermal Electricity Production — NREL, 2017 — osti.gov
Land-Use Requirements of Modern Wind Power Plants in the United States — Denholm P. et al., NREL, 2009 — tethys.pnnl.gov
Photovoltaics Report — Fraunhofer ISE, aggiornamento luglio 2026 — ise.fraunhofer.de
Outlook for Biogas and Biomethane — Agenzia internazionale dell’energia, 2025 — iea.org
Life Cycle Assessment of Electricity Production from an onshore EnVentus V150-6.0 MW Wind Plant — Vestas, 2023 — vestas.com