In sintesi
- IRENA introduce il firm LCOE: il costo dell’energia rinnovabile resa continua e programmabile, che include accumulo e sovradimensionamento degli impianti
- Nelle regioni con alta qualità di risorsa, il firm LCOE solare+batterie ha raggiunto 54-82 $/MWh nel 2025, contro 70-85 $/MWh per il nuovo carbone cinese e oltre 100 $/MWh per il nuovo gas
- In Cina, 252 progetti fotovoltaici utility-scale del 2024 raggiungono già 46 $/MWh con affidabilità al 99%
- I costi sono attesi in ulteriore calo del 30% entro il 2030 e del 40% entro il 2035
- Il report stesso segnala che oltre soglie di affidabilità del 90%, i costi crescono in modo non lineare
Per anni l’argomento più usato contro le energie rinnovabili non ha riguardato i costi — ormai da tempo inferiori a quelli del gas e del carbone per le nuove installazioni — ma la continuità di fornitura. Il sole non splende di notte, il vento non soffia sempre: questa obiezione ha resistito a lungo perché fondata su un dato fisico reale. Il report pubblicato il 6 maggio 2026 da IRENA, 24/7 Renewables: The Economics of Firm Solar and Wind, sostiene che quella stagione si è chiusa.
Tutto parte dall’introduzione di una nuova metrica: il firm LCOE, ovvero – tradotto letteralmente – il costo livellato dell’elettricità “ferma”, cioè disponibile in modo continuo e programmabile. A differenza del LCOE tradizionale — che misura quanto costa produrre un’unità di energia quando la fonte è disponibile, ignorando quando arriva — il firm LCOE incorpora il costo dell’accumulo su batterie (BESS), del sovradimensionamento della capacità di generazione e della combinazione complementare tra solare ed eolico. Il risultato è una misura che consente per la prima volta un confronto diretto e omogeneo tra rinnovabili ibride e generazione fossile programmabile.
I numeri che emergono dall’analisi sono significativi. Nel 2025, nelle regioni con le migliori risorse solari e eoliche, il firm LCOE di sistemi solare+batterie si colloca tra 54 e 82 dollari per MWh, a fronte di 70-85 $/MWh per il nuovo carbone in Cina e oltre 100 $/MWh per il nuovo gas a livello globale. In Cina, dove la combinazione di produzione verticalmente integrata, bassi costi di finanziamento e infrastrutture coordinate ha compresso i costi al minimo globale, un’analisi su 252 progetti fotovoltaici utility-scale commissionati nel 2024 mostra che i costi fermi scendono a 30 $/MWh con affidabilità al 90% e salgono solo modestamente a 46 $/MWh al 99% di affidabilità — restando al di sotto della soglia del carbone. Il complesso Al Dhafra negli Emirati Arabi Uniti — 5,2 GW fotovoltaici abbinati a 19 GWh di accumulo — eroga già 1 GW di potenza ferma a circa 70 $/MWh. IRENA proietta riduzioni ulteriori del 30% entro il 2030 e del 40% entro il 2035, con costi attesi sotto 50 $/MWh nei siti più competitivi.
Dietro queste cifre c’è una curva di apprendimento che non accenna a rallentare: dal 2010 al 2024, i costi di installazione del solare sono scesi dell’87%, quelli dell’eolico onshore del 55%, quelli dei sistemi di accumulo su batterie del 93%. Nel solo 2025, secondo dati di settore citati nel report, i prezzi dei sistemi BESS sono calati di un ulteriore 30%, raggiungendo i minimi storici.
Dati confortanti, quindi, ma occorre menzionare un’avvertenza inserita nel report: ogni punto percentuale aggiuntivo di continuità richiede proporzionalmente più accumulo o più capacità di generazione installata. Per applicazioni con requisiti di disponibilità superiori al 99% — data center, ospedali, manifattura di precisione — lo stesso IRENA indica che saranno necessarie “strategie di backup dedicate”. Il firm LCOE misura ciò che è economicamente ottimizzabile nelle condizioni più favorevoli; non implica che le rinnovabili ibride possano sostituire qualsiasi fonte programmabile in qualsiasi contesto.
La domanda che il report lascia aperta è quella che conta di più per la prossima decade: i siti con risorse eccezionali — alta irradiazione solare, vento costante, costi di finanziamento bassi — esistono in numero limitato e sono già noti. I costi di 46 o 54 $/MWh si realizzano in Cina, negli Emirati, nel Rajasthan o nel Queensland australiano. Cosa succede quando si deve costruire lo stesso sistema in Germania, in Polonia o nel nord Italia, dove le risorse sono mediocri e il costo del capitale più alto? È lì che si misurerà la reale portata della transizione energetica — e dove i numeri di oggi sono ancora ottimistici.
Foto di Robert Jones
