ROI e IRR di un impianto fotovoltaico utility scale: quanto rende davvero nel 2026

Questo articolo spiega come si calcolano ROI e IRR di un parco fotovoltaico, quali valori attendersi sul mercato italiano nel 2026 e quali variabili li determinano. Per renderlo concreto, mettiamo a confronto due asset reali in produzione commerciale: “Fotovoltaico 2” (provincia di Ravenna, Emilia-Romagna) e “Fotovoltaico 1” (provincia di Bari, Puglia). Stesso impianto tipo, due latitudini diverse: il modo migliore per verificare quanto pesa davvero ogni leva.

Nota metodologica. I dati di rendimento riportati derivano dai business plan dei due asset, costruiti su uno scenario base di 0,10 €/kWh, 100% equity, degrado 0,40%/anno, disponibilità 98,5% e vita utile 30 anni. Sono stime, non rendimenti garantiti. Gli scenari merchant dipendono dall’andamento del prezzo dell’energia (PUN), come spiegato nella sezione dedicata.

Le metriche che contano: ROI, payback, IRR, NPV, LCOE, EBITDA margin

Prima dei numeri, le definizioni essenziali in un paio di righe ciascuna.

ROI (Return on Investment). Rapporto tra il guadagno cumulato generato dall’asset e il capitale investito (CAPEX). Indica quante volte l’investimento si ripaga, ma non tiene conto del tempo.

Payback semplice. Numero di anni necessari perché il flusso di cassa cumulato torni positivo, cioè copra il CAPEX iniziale. È intuitivo ma ignora il valore finanziario del tempo.

IRR (Internal Rate of Return / TIR). Il tasso che azzera il valore attuale netto dei flussi di cassa. È la metrica regina per confrontare investimenti diversi: misura il rendimento annuo composto. Si valuta su orizzonti diversi (10Y, 20Y, 30Y) perché un fotovoltaico genera cassa per decenni.

NPV (Net Present Value / VAN). Somma dei flussi di cassa futuri scontati a un tasso di attualizzazione, meno il CAPEX. Se positivo, il progetto crea valore rispetto al costo del capitale scelto.

LCOE (Levelized Cost of Energy). Costo medio dell’energia prodotta lungo la vita dell’impianto, in €/MWh. Va confrontato con il prezzo di vendita atteso: il margine tra prezzo e LCOE è la fonte del rendimento.

EBITDA margin. Quota dei ricavi che resta dopo i soli costi operativi (OPEX), prima di ammortamenti e imposte. Nel fotovoltaico utility scale è strutturalmente alto, spesso oltre l’80%, perché i costi di gestione sono contenuti.

Le variabili che determinano il rendimento di un investimento in fotovoltaico

L’IRR di un parco fotovoltaico non è una percentuale costante per il settore: nasce dalla combinazione di poche leve, alcune controllabili e altre esposte al mercato.

Irraggiamento e producibilità specifica (kWh/kWp/anno). È la prima leva. Lo stesso impianto produce molta più energia al Sud che al Nord. La producibilità specifica traduce l’irraggiamento del sito in energia per ogni kWp installato: più è alta, più ricavi a parità di CAPEX.

CAPEX in €/kW. Il costo chiavi in mano per kilowatt installato. Per impianti utility scale ground-mount oggi si ragiona indicativamente sotto i 1.000 €/kW, con economie di scala crescenti sulla taglia. Ogni euro/kW risparmiato migliora direttamente IRR e payback.

OPEX. Costi operativi annui: O&M, assicurazioni, monitoraggio e, voce spesso sottovalutata, il canone del terreno quando l’area è in diritto di superficie anziché di proprietà. Come vedremo, è qui che i due asset divergono di più.

Prezzo di vendita dell’energia. La variabile più sensibile e la meno controllabile in regime merchant. Determina i ricavi e, di conseguenza, l’intero profilo di rendimento.

Degrado e disponibilità. I moduli perdono efficienza nel tempo (il valore qui assunto è di 0,40%/anno) e l’impianto non è disponibile il 100% delle ore (qui ipotizzato il 98,5%). Sono assunzioni prudenti che riducono leggermente la produzione netta rispetto a quella calcolata con i dati di targa.

Regime di vendita. Merchant, PPA o incentivo FER-X: la scelta non cambia solo il prezzo, ma il profilo di rischio dell’investimento. È il tema della penultima sezione.

Case history reali: “Fotovoltaico 2” vs “Fotovoltaico 1”

Entrambi gli asset sono ceduti COD (Commercial Operation Date): già costruiti, connessi in media tensione e in produzione commerciale. L’investitore acquisisce un asset che genera ricavi dal primo giorno, senza rischio cantiere o autorizzativo. Sono single-axis tracker, 100% equity, nessun debito.

La tabella che segue riassume le metriche reali estratte dai due business plan (scenario base 0,10 €/kWh).

Il dato che salta all’occhio: i ricavi del primo anno sono quasi identici (≈253 vs ≈258 mila euro), ma l’IRR a 20 anni differisce di 4,5 punti (15,0% vs 10,5%). Perché? Per due ragioni che agiscono insieme.

1. L’irraggiamento. “Fotovoltaico 1”, in Puglia, ha una producibilità specifica di 1.771 kWh/kWp/anno contro i 1.515 di “Fotovoltaico 2”: circa +17%. Significa più energia per ogni kWp installato, quindi più ricavi a parità di potenza; infatti “Fotovoltaico 1” produce quasi quanto “Fotovoltaico 2” pur avendo 0,28 MWp di potenza in meno.
2. L’OPEX e la struttura del terreno. Qui la differenza è netta. “Fotovoltaico 1” è su terreno acquisito (ACQ): l’OPEX è solo O&M, 21.750 €/anno. “Fotovoltaico 2” è su diritto di superficie (DDS): all’O&M si somma un canone annuo del terreno, portando l’OPEX a 41.468 €/anno — quasi il doppio. Risultato: l’EBITDA margin scende dall’91,4% di “Fotovoltaico 1” all’83,9% di “Fotovoltaico 2”.

La lezione operativa: a parità di tecnologia, sito e struttura dei costi fissi spostano il rendimento più della taglia. Un impianto leggermente più piccolo, in un’area a maggiore irraggiamento e su terreno di proprietà, può rendere sensibilmente di più di uno più grande al Nord in diritto di superficie.

Scenari e sensitivity: quanto pesa il prezzo dell’energia

L’IRR di un asset merchant è dominato da una sola variabile: il prezzo di vendita. Le matrici di sensitivity dei due business plan lo mostrano con chiarezza, facendo variare il prezzo da 0,06 a 0,12 €/kWh.

“Fotovoltaico 1” — IRR 20Y al variare del prezzo:

“Fotovoltaico 2” — IRR 20Y al variare del prezzo:

Il messaggio è duplice. Primo: il prezzo dell’energia è la leva dominante; dimezzando l’ipotesi (da 0,12 a 0,06), l’IRR 20Y di “Fotovoltaico 2” crolla dal 14,1% al 2,2%. Secondo: gli asset ad alto irraggiamento sono più resilienti; 0,06 €/kWh “Fotovoltaico 1” mantiene un IRR del 6,2%, mentre “Fotovoltaico 2” scende al 2,2%: lo stesso shock di prezzo ha effetti molto diversi a seconda della qualità del sito.

L’OPEX, invece, incide molto meno dell’energia. Sempre su “Fotovoltaico 1”, passare da 12 a 20 mila €/MWp/anno sposta l’IRR 20Y solo dal 15,4% al 14,4%: rilevante, ma un ordine di grandezza inferiore all’effetto prezzo.

Trasparenza sulle ipotesi (e dove sta il rischio)

Lo scenario base assume 0,10 €/kWh costanti per 30 anni. È un’ipotesi coerente con i prezzi spot recenti: nel 2025 il prezzo zonale orario medio si è collocato intorno a 0,10–0,11 €/kWh e nei primi mesi del 2026 il PUN si è mosso tra circa 0,09 e 0,14 €/kWh, con una risalita legata a tensioni geopolitiche sul gas. Va però detto con chiarezza che 0,10 €/kWh è ben al di sopra del prezzo che oggi un contratto di lungo termine bloccherebbe: le aste FER-X 2025 per il fotovoltaico sono state aggiudicate a un prezzo medio di circa 0,057 €/kWh, ed i PPA corporate italiani si collocano su livelli analoghi.

In altre parole: gli IRR a doppia cifra di questi asset sono “merchant”, cioè esposti al mercato, non contrattati. Chi compra l’esposizione al prezzo spot punta a catturare prezzi elevati come quelli recenti, ma si assume per intero il rischio che il PUN scenda — uno scenario plausibile man mano che cresce la penetrazione del solare, che tende a comprimere i prezzi proprio nelle ore centrali di massima produzione fotovoltaica. È la distinzione tra ciò che è controllabile (CAPEX, OPEX, qualità del sito) e ciò che è esposto al mercato (il prezzo), che ogni investitore dovrebbe tenere separata nella propria valutazione.

Merchant, PPA o FER-X: tre profili di rischio

La scelta del regime di vendita non è un dettaglio finanziario: definisce che tipo di investimento si sta facendo.

Merchant (mercato libero)

L’energia si vende al prezzo spot/zonale. È il regime dei due asset in esame. Pro: massimo potenziale di rendimento quando i prezzi sono alti, nessun vincolo, indipendenza totale dai regimi incentivanti. Contro: ricavi volatili, IRR esposto all’andamento del PUN. Profilo adatto a chi ha tolleranza al rischio prezzo e una visione rialzista o neutrale sul mercato elettrico.

PPA (Power Purchase Agreement)

Contratto di vendita pluriennale a prezzo fisso o strutturato con un off-taker. Pro: ricavi prevedibili, migliore bancabilità, protezione dai ribassi. Contro: si rinuncia all’upside dei picchi di prezzo; il prezzo contrattato oggi è inferiore allo spot recente. Profilo adatto a chi cerca predictability più che massimizzazione.

FER-X (incentivo statale via CfD)

Il meccanismo italiano di sostegno alle rinnovabili mature, basato su un contratto per differenza bidirezionale ventennale gestito dal GSE: se il prezzo di mercato scende sotto lo strike price, lo Stato integra la differenza; se sale, il produttore restituisce l’eccedenza. Pro: ricavi stabili e garantiti per 20 anni, rischio prezzo trasferito allo Stato. Contro: per impianti sopra 1 MW (come i due in esame) bisogna aggiudicarsi un’asta competitiva, con strike price che nel 2025 si sono attestati intorno a 0,057 €/kWh, inferiori allo scenario merchant base. Entrambi i nostri asset, essendo sopra il MW, rientrerebbero nel canale ad asta.

La sintesi, ancora una volta, è una scelta tra rendimento atteso più alto ma incerto (merchant) e rendimento più contenuto ma protetto (PPA/FER-X). Non esiste un’opzione migliore in assoluto: dipende dal profilo di rischio dell’investitore.

Domande frequenti (FAQ)

Qual è l’IRR tipico di un impianto fotovoltaico utility scale in Italia nel 2026?

In regime merchant, nello scenario base di 0,10 €/kWh, l’IRR a 20 anni si colloca indicativamente tra il 10% e il 15%, con payback di 7–9 anni. Il valore dipende soprattutto da irraggiamento del sito, CAPEX €/kW e prezzo dell’energia. Non è un rendimento garantito.

Quanto pesa il prezzo dell’energia sul rendimento?

È la variabile dominante. Sull’asset di “Fotovoltaico 2”, passare da 0,06 a 0,12 €/kWh fa variare l’IRR 20Y dal 2,2% al 14,1%. Per questo lo scenario di prezzo va sempre dichiarato e sottoposto a sensitivity, separando ciò che è controllabile dall’esposizione al mercato.

Perché due impianti simili hanno IRR così diversi?

Per irraggiamento e OPEX. “Fotovoltaico 1” (Puglia) ha +17% di producibilità specifica rispetto a “Fotovoltaico 2” (Emilia-Romagna) e OPEX quasi dimezzato, perché su terreno di proprietà anziché in diritto di superficie. Risultato: IRR 20Y del 15,0% contro il 10,5%, pur con ricavi simili.

Cosa significa “ceduto COD chiavi in mano”?

Significa che l’impianto è acquisito già costruito, connesso alla rete e in produzione commerciale (Commercial Operation Date). L’investitore non assume rischi di cantiere, autorizzativi o di connessione: l’asset genera ricavi dal primo giorno.

Conviene di più vendere in modalità merchant o con un PPA/FER-X?

Dipende dal profilo di rischio. Il merchant offre il rendimento potenziale più alto ma esposto alla volatilità del PUN; PPA e FER-X garantiscono ricavi prevedibili per anni, a fronte di un prezzo più basso. È una scelta tra massimizzazione e protezione, non una questione di “meglio in assoluto”.

Quanto incide l’OPEX sull’IRR?

Meno del prezzo dell’energia. Su “Fotovoltaico 1”, variare l’OPEX da 12 a 20 mila €/MWp/anno sposta l’IRR 20Y solo di un punto (dal 15,4% al 14,4%). Resta però una leva controllabile importante, soprattutto quando include il canone del terreno in diritto di superficie.

In sintesi

ROI e IRR di un parco fotovoltaico non si leggono su una tabella di settore: si determinano sito per sito. I casi di “Fotovoltaico 2” e “Fotovoltaico 1” mostrano che, a parità di tecnologia e con ricavi quasi identici, irraggiamento e struttura dei costi fissi possono spostare l’IRR di oltre quattro punti; e che gli IRR a doppia cifra di un asset merchant vanno letti per ciò che sono: rendimenti attesi esposti al prezzo dell’energia, non garantiti.

Se stai valutando un investimento fotovoltaico utility scale, o vuoi capire se un asset COD è basato su numeri solidi, il passaggio decisivo è una due diligence indipendente su producibilità, CAPEX, OPEX e ipotesi di prezzo, con le sensitivity messe nero su bianco. È esattamente il tipo di analisi che svolgo come consulente energetico: contattami per una valutazione indipendente del tuo progetto.

➡️ Per approfondire: Investire in impianti fotovoltaici RTB.

Articolo a cura di Giorgio Givone, Utility Manager certificato (UNI 11782:2020), consulente per efficienza energetica e rinnovabili. Le analisi si basano su business plan di asset reali in produzione; i valori indicati sono stime e non costituiscono promessa di rendimento né consulenza finanziaria personalizzata.

Fonti istituzionali:

• GME – PUN Index GME (prezzi mercato elettrico)
• GSE – Decreto FER X e contratti per differenza
• ARERA – regolazione mercato e prezzi minimi garantiti
• MASE – Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica
• Terna – sistema elettrico nazionale