Il progetto ha raggiunto l’operatività commerciale in 16 mesi, contro una media africana di 29 mesi
Un impianto da 233 MWp di fotovoltaico e 123 MVA/526 MWh di accumulo non è un parco pensato per compensare l’intermittenza: è una centrale progettata per erogare potenza ferma. Lo scorso 12 agosto 2026 l’impianto solare e di accumulo di CrossBoundary Energy per Kamoa Copper S.A. ha raggiunto l’operatività commerciale e sta fornendo 30 MW baseload al più grande complesso minerario di rame in Africa. Sedici mesi prima, nell’aprile 2025, Kamoa Copper S.A. — joint venture tra Ivanhoe Mines, Zijin Mining Group e il governo della Repubblica Democratica del Congo — aveva firmato il PPA con CrossBoundary Energy. La media africana per un sistema solare/accumulo utility-scale, secondo African Energy, è di circa 29 mesi dalla firma del PPA alla data di operatività commerciale.
Dentro il sistema Kamoa: 233 MWp, 526 MWh e 30 MW di potenza ferma in 16 mesi
L’accordo iniziale indicava un array da 222 MWp e un BESS da 123 MVA/526 MWh. Il sistema entrato in servizio porta il fotovoltaico a 233 MWp; il BESS mantiene la stessa taglia, con 123 MVA di elettronica di potenza e 526 MWh di capacità di accumulo. La garanzia di prestazione è trasparente: almeno 30 MW di potenza dispacciabile, cioè erogata con continuità indipendentemente dall’andamento istantaneo del sole. Il contratto iniziale prevedeva anche una riduzione di circa 78.750 tonnellate di CO₂ all’anno, sostituendo i generatori a combustibile.
Il cronoprogramma è il dato che separa un progetto commerciale da una promessa. CrossBoundary Energy e Kamoa Copper hanno chiuso il PPA nell’aprile 2025; l’operatività commerciale è arrivata lo scorso 12 agosto 2026, appena 16 mesi dopo. La media africana, secondo African Energy, è di circa 29 mesi. In pratica, il progetto Kamoa ha percorso in poco più della metà del tempo il ciclo che di norma separa la firma di un PPA dall’accensione di un impianto solare/accumulo utility-scale.
Un dettaglio tecnico racconta la differenza tra potenza installata e potenza effettivamente impegnata. CrossBoundary Energy ha dichiarato, come riportato da Energy-Storage.news, che nella prima fase operativa il campo fotovoltaico ha già fornito più di 150 MW, con una produzione massima attesa di 180 MW. La garanzia contrattuale rimane di 30 MW di potenza ferma: il sistema ha margine, ma è progettato per coprire un carico baseload costante, non per inseguire picchi sporadici.
54–82 $/MWh: il solare più storage ora costa meno di carbone e gas
La velocità di consegna sarebbe irrilevante senza un conto economico capace di reggere. Secondo i dati IRENA pubblicati a maggio 2026, i costi livellati dell’elettricità da solare più storage variano da 54 a 82 dollari per MWh nelle regioni con risorse di alta qualità. Il nuovo carbone in Cina costa 70–85 dollari per MWh; il nuovo gas, a livello globale, supera i 100 dollari per MWh. In pratica, firmare un PPA solare-plus-storage oggi costa meno che costruire nuova capacità termica convenzionale. La stessa fonte indica che i costi dell’elettricità rinnovabile con profilo di fornitura ferma sono scesi di circa il 50% in cinque anni.
Sul campo: l’integrazione con l’idroelettrico e la sfida di Aggreko in Australia
Il solare di Kamoa non nasce in un deserto energetico. Secondo il sito di Kamoa Copper, la joint venture ha collaborato con la Société Nationale d’Électricité (SNEL), la società elettrica statale della RDC, per costruire la centrale idroelettrica di Mwadingusha, aperta nello stesso anno della miniera. Nel 2025 Kamoa Copper e SNEL hanno aggiunto nuova capacità di generazione idroelettrica in un impianto esistente: le strutture idroelettriche raggiungono in totale 250 MW di potenza pulita per la miniera e per la rete congolese. Il nuovo sistema solare-plus-storage da 30 MW non sostituisce l’idroelettrico, ma vi si affianca con una generazione dispacciabile e a basso costo, riducendo la dipendenza dai generatori a combustibile.
Il confronto con l’Australia mostra che il modello non è confinato alla RDC. Aggreko ha finalizzato un accordo di acquisto di energia con Harmony Gold per il progetto Eva Copper Mine nel Queensland nord-occidentale. L’impianto ibrido rinnovabile off-grid previsto combina 118 MWp di solare e 250 MWh di BESS. Le taglie sono più piccole di quelle di Kamoa, ma la logica è identica: generazione fotovoltaica più accumulo per erogare potenza affidabile a una miniera remota, senza dipendere esclusivamente dal termico.
Il progetto Kamoa non è un caso isolato: è la prova che il solare-plus-storage ha raggiunto la maturità tecnica ed economica per sostituire il baseload termico in ambito minerario. Per chi installa o gestisce impianti, la sfida ora è progettuale: bilanciare dispacciabilità, integrazione con le fonti esistenti e tempi di delivery, non più giustificare il rinnovabile come semplice compensazione.
