Il fossile ha perso la battaglia dei costi

Il rapporto IRENA conferma che la convenienza economica delle rinnovabili non è più un’eccezione

Nel 2025 il fotovoltaico utility-scale ha prodotto elettricità a 44 dollari al megawattora, l’eolico onshore a 33. Sono cifre che da sole raccontano una storia, ma è il dato aggregato a misurare la dimensione del sorpasso: secondo il rapporto appena pubblicato dall’IRENA, oltre il 90% dei progetti rinnovabili su scala utility commissionati lo scorso anno ha fornito energia a un costo inferiore a quello della più economica nuova centrale a combustibili fossili costruita nel proprio mercato.

Non è un’anomalia statistica, né un colpo di fortuna legato a condizioni di mercato temporanee. Il trend è consolidato e accelera. Già nel 2023 il costo livellato dell’elettricità del solare fotovoltaico era inferiore del 56% rispetto alla media ponderata delle alternative fossili, mentre l’eolico onshore segnava un divario del 67%. Nel 2024 la quota di nuova capacità rinnovabile utility-scale capace di battere il fossile più economico disponibile aveva raggiunto il 91%. Il 2025 ha semplicemente allargato ulteriormente la forbice, con l’eolico offshore sceso a 78 dollari al megawattora e un fotovoltaico stabile sui livelli già competitivi dell’anno precedente.

Un sorpasso ormai irreversibile

I numeri del 2025 non lasciano spazio a interpretazioni ambigue. Quando più di nove progetti rinnovabili su dieci costano meno della centrale fossile più a buon mercato realizzabile nello stesso mercato, il confronto smette di essere una questione di preferenza tecnologica e diventa un calcolo puramente economico. Il costo livellato dell’elettricità — il parametro che spalma su tutta la vita utile dell’impianto i costi di costruzione, esercizio, manutenzione e combustibile — fotografa esattamente questo: quanto costa davvero produrre un megawattora.

La traiettoria è visibile già da qualche anno. Nel 2023 il solare fotovoltaico aveva un LCOE del 56% più basso delle alternative fossili, il che significava che costruire un nuovo parco solare costava meno della metà rispetto ad alimentare una centrale a gas o carbone di nuova costruzione. L’eolico onshore, con un vantaggio del 67%, era ancora più avanti. Il passaggio dal 2024 al 2025 — dal 91% a oltre il 90%, con un consolidamento dei valori assoluti — non è una variazione drammatica perché il punto di rottura era già stato superato. È la conferma che il fossile ha perso la battaglia del costo marginale.

L’analisi dell’IRENA, pubblicata all’inizio di luglio, mostra anche che il fotovoltaico ha mantenuto la sua competitività senza ulteriori riduzioni di prezzo rispetto al 2024, mentre l’eolico ha continuato a migliorare. L’onshore è sceso da valori già bassi fino a 33 dollari al megawattora, un livello che nessuna centrale a ciclo combinato a gas può avvicinare senza ipotizzare prezzi del combustibile artificialmente compressi. L’offshore, pur partendo da una base più alta a 78 dollari, sta seguendo la stessa curva di apprendimento che ha già trasformato le altre tecnologie rinnovabili.

Ma questi numeri che impatto hanno avuto nei mercati reali, soprattutto quando i prezzi dei combustibili fossili sono schizzati per ragioni geopolitiche?

Lo scudo contro la volatilità

Se il vantaggio di costo è strutturale, i benefici diventano misurabili in modo tangibile quando il sistema energetico globale viene messo sotto stress. Nel 2025, le energie rinnovabili installate hanno evitato circa 480 miliardi di dollari in costi di combustibili fossili, un risparmio che supera i già significativi 467 miliardi registrati nel 2024. Parallelamente, la produzione da fonti pulite ha permesso di non emettere circa 8,4 gigatonnellate di anidride carbonica.

L’effetto scudo è emerso con particolare chiarezza all’inizio del 2026, quando la chiusura dello Stretto di Hormuz ha causato un’impennata dei prezzi delle importazioni di gas e petrolio in Asia e in Europa. I Paesi con una quota significativa di rinnovabili nel mix elettrico hanno assorbito parte dello shock, mentre le economie più esposte all’importazione di combustibili fossili hanno subito l’impatto sui prezzi all’ingrosso dell’elettricità. In tre mercati vulnerabili del Sud-est asiatico — Indonesia, Thailandia e Filippine — la flotta rinnovabile esistente ha evitato circa 5,7 miliardi di dollari in acquisti di carbone e gas nel solo 2025.

La lezione è chiara e ha una traduzione immediata in termini di sicurezza energetica: ogni megawattora prodotto da fonte rinnovabile è un megawattora che non deve essere comprato sui mercati internazionali in condizioni di emergenza. E la chiusura di Hormuz, con le sue ripercussioni a catena sui prezzi spot del GNL in Asia e sui hub europei, ha trasformato quella che era una considerazione strategica in un’evidenza contabile.

Chi può ancora puntare sul gas?

Mentre le rinnovabili offrono stabilità di costo nel medio-lungo periodo, il mondo dei combustibili fossili è alle prese con colli di bottiglia e costi fuori controllo. Negli Stati Uniti, una carenza di turbine ha sostanzialmente raddoppiato il costo di capitale per un nuovo impianto a ciclo combinato. Un problema di supply chain che si somma alla variabilità del prezzo del gas e che rende sempre più difficile giustificare l’investimento in nuova capacità termoelettrica su basi puramente economiche.

In mercati con prezzi del gas strutturalmente elevati, la forbice è ancora più ampia. In Italia, Germania e Giappone, i costi dell’elettricità da gas hanno raggiunto circa 100 dollari al megawattora, un livello che triplica il costo dell’eolico onshore e più che doppia quello del fotovoltaico. L’analisi di Lazard, pubblicata quest’anno, conferma che le rinnovabili restano la forma più competitiva in termini di costi per la nuova generazione su base non sovvenzionata, senza bisogno di sussidi fiscali per raggiungere la parità economica.

Per chi progetta nuova capacità di generazione oggi, il verdetto è scritto nei numeri: le rinnovabili non sono più un’alternativa, ma l’unica scelta che abbia senso in un calcolo di convenienza economica. Il gas può ancora servire come capacità di bilanciamento, come riserva strategica, ma l’idea di costruire nuove centrali a combustibili fossili per la generazione di base è diventata, semplicemente, antieconomica.