Mercati
In Italia mancano compratori, non progetti
Lo studio sui PPA che la Direzione generale Energia della Commissione europea ha pubblicato a maggio 2026 contiene un numero che vale la pena isolare. In Italia il divario fra l'energia rinnovabile contrattualizzabile e la domanda in grado di assorbirla passa da circa 20 TWh nel 2030 a circa 80 TWh nel 2035.
Per anni il vincolo del mercato italiano è stato l'offerta: aree, autorizzazioni, code di connessione, progetti da portare al ready to build. Lo studio certifica che la scarsità si è spostata dall'altra parte. L'Italia ha più progetti contrattualizzabili di quanti off-taker siano in condizione di sottoscriverli, e il rapporto peggiora nel tempo.
La lettura che ne diamo è operativa. Se il collo di bottiglia è la domanda, il valore si sposta su chi la sa strutturare: qualificare l'off-taker, allocare i rischi in modo che il contratto regga davanti a un consiglio di amministrazione e non soltanto dentro un modello, e riconoscere i casi in cui la risposta giusta non è un PPA ma l'autoconsumo.
Offerta e domanda potenziale di PPA in Italia, TWh
2030
2035
| Orizzonte e scenario | Offerta (TWh) | Domanda (TWh) |
|---|---|---|
| 2030 Bassa | 47,56 | 25,92 |
| 2030 Media | 68,54 | 47,53 |
| 2030 Alta | 68,54 | 55,50 |
| 2035 Bassa | 103,80 | 34,00 |
| 2035 Media | 164,83 | 69,61 |
| 2035 Alta | 164,83 | 85,03 |
Cosa dice lo studio, e su cosa si basa
Il documento si intitola Understanding the renewables power purchase agreements market ed è il rapporto finale del contratto ENER/C1/2024-334, affidato dalla Commissione a Grant Thornton Greece e Capgemini Invent.
La base evidenziale è dichiarata: 157 risposte alla survey EUSurvey chiusa l'11 aprile 2025, 22 interviste e due workshop della DG ENER con 155 e 140 partecipanti. Le proiezioni di domanda e offerta poggiano su due assunzioni esplicite, che conviene tenere presenti quando si legge il divario: bassa propensione al rischio merchant da parte degli sviluppatori e riduzione progressiva del supporto pubblico. Se il supporto resta più generoso del previsto, o se il mercato accetta più esposizione merchant di quanta ne assuma lo studio, i numeri si muovono.
Il quadro europeo in tre numeri
Al 2030 lo studio stima un'offerta potenziale di PPA greenfield fra 350 e 500 TWh, una domanda potenziale fra 200 e 300 TWh e un divario compreso fra 167 e 220 TWh. Al 2035 l'offerta quasi raddoppia mentre la domanda cresce di circa il 50%: la forbice si allarga.
Il mercato è concentrato su entrambi i lati. I mercati maturi valgono oltre il 90% del volume cumulato dell'Unione nel 2024, e Spagna, Svezia, Germania e Paesi Bassi da soli ne rappresentano il 60%. Sul lato acquisto, ICT e industria pesante insieme hanno coperto circa il 75% del mercato fra il 2021 e il 2025, con la quota dell'ICT scesa dal 73% al 40% nel 2024. La durata tipica dei contratti resta fra 8 e 15 anni.
È cambiata anche la materia prima. L'eolico valeva circa l'80% del mercato fra il 2000 e il 2021; oggi il solare vale circa il 60% del volume.
Composizione tecnologica del mercato PPA europeo
2000-2021
Oggi
Ibridi eolico più solare
10% dei volumi degli ultimi quattro anni, fino al 30% in Spagna.
| Periodo | Tecnologia prevalente | Quota dichiarata | Resto del mercato |
|---|---|---|---|
| 2000-2021 | Eolico | 80% | 20% |
| Oggi | Solare | 60% | 40% |
L'Italia è un mercato maturo con il problema opposto
Lo studio classifica l'Italia come mercato maturo, quarto per dimensione in Europa, a dominanza solare. Nell'assegnazione delle aree di intervento colloca lo stimolo della domanda alla priorità massima, insieme al miglioramento di un mercato già maturo, e lo stimolo dell'offerta alla priorità minima.
Le proiezioni spiegano il perché. Nello scenario Media l'offerta italiana passa da 68,54 TWh nel 2030 a 164,83 TWh nel 2035, mentre la domanda va da 47,53 a 69,61 TWh: il divario si allarga da 21,01 a 95,22 TWh. Lo studio sintetizza il fenomeno come un passaggio da circa 20 a circa 80 TWh, e la cifra del 2035 corrisponde allo scenario Alta, dove una domanda più vivace, 85,03 TWh, assorbe una quota maggiore della stessa offerta. Nello scenario Bassa il divario vale 21,64 TWh nel 2030 e 69,80 TWh nel 2035. Quale che sia lo scenario, la direzione è la stessa e l'ordine di grandezza è di decine di TWh.
Il divario italiano nello scenario Media, TWh
| Anno | Domanda (TWh) | Offerta (TWh) | Divario (TWh) |
|---|---|---|---|
| 2030 | 47,53 | 68,54 | 21,01 |
| 2035 | 69,61 | 164,83 | 95,22 |
La lettura che ne diamo: per un mercato che negli ultimi anni ha discusso quasi soltanto di aree idonee, tempi autorizzativi e code di connessione, è un ribaltamento delle priorità. Il progetto autorizzato smette di essere la risorsa scarsa. Lo diventa la controparte che può firmare.
Perché la domanda non decolla
Lo studio individua quattro ostacoli ricorrenti dal lato della domanda. Nessuno dei quattro si risolve costruendo altri impianti.
- Merito di credito. Un PPA decennale è un impegno di bilancio, e molte controparti industriali che vorrebbero firmarlo non hanno un rating che regga quella durata. È il motivo per cui nascono gli strumenti di garanzia: la BEI ha avviato un pilota da 500 milioni di euro che contro-garantisce alle banche fino al 50% del rischio di credito, con target PMI, midcap e imprese energivore prive di rating solido. I precedenti nazionali hanno però avuto adozione limitata: al FERGEI spagnolo risulta associato un solo PPA documentato, al GER francese tre utilizzi, all'Eksfin norvegese due.
- Costi di shaping. Trasformare un profilo di produzione in un profilo di consumo ha un costo, che ricade su una delle due parti a seconda della struttura di consegna.
- Prezzi negativi e curtailment. In Germania il curtailment ha riguardato il 4,01% della generazione rinnovabile nel 2024. In Spagna sono stati curtailati 1,7 TWh nello stesso anno, con attese intorno al 5% nel biennio 2027-2028. Per un acquirente significa che il volume contrattualizzato può non arrivare.
- Costi di transazione. Negoziare un bilaterale decennale richiede competenze legali, creditizie e di mercato che poche imprese hanno al proprio interno.
Sopra i quattro ostacoli c'è un dato strutturale. L'elettrificazione europea è ferma intorno al 23% da un decennio, contro un obiettivo del 32-33% al 2030. Finché il consumo elettrico non cresce, la domanda di PPA non ha da dove venire.
E non si importa con facilità. Fra il 2013 e la metà del 2025 lo studio conta 66 partnership cross-border, per 15,6 TWh l'anno, con taglia media di 273 GWh l'anno e durata media di 10,6 anni, l'85% greenfield e tutte in forma virtuale. Nessun PPA fisico transfrontaliero risulta confermato in Europa. Manca anche la liquidità che renderebbe agevole coprirsi: la soglia convenzionale per un mercato forward è un churn rate pari o superiore a 10, e in Europa solo la Germania la supera.
Il nodo tecnico: chi si prende quale rischio
Il punto in cui si decide se un PPA funziona è la struttura di consegna, cioè che cosa esattamente il venditore si impegna a consegnare e quando. Lo studio registra che il Pay-as-Produced rappresenta il 60% dei PPA firmati: il venditore consegna quello che l'impianto produce, ora per ora, e l'acquirente prende quello che arriva.
Chi sostiene quale rischio, per struttura di consegna
| Struttura | Rischio di profilo | Rischio di volume | Rischio di prezzo | Effetto sul prezzo strike |
|---|---|---|---|---|
| Pay-as-Produced60% dei PPA firmati | Acquirente | Acquirente | Condivisoresiduo all'acquirente | Riferimento, il più basso |
| Baseloadconsegna piatta e costante | Venditore | Venditore | Condivisoresiduo al venditore | Include il premio di shaping pieno |
| Pay-as-Nominatedconsegna sul programma nominato | Venditore | Venditore | Condivisoresiduo al venditore | Sopra il Pay-as-Produced |
| Pay-as-Consumedconsegna sul profilo di prelievo | Venditore | Venditore | Condivisoresiduo al venditore | Il più alto, assorbe anche il volume del cliente |
La conseguenza pratica va detta senza attenuazioni. Per un consumatore con profilo rigido, uno stabilimento su turni fissi o un carico continuo, un Pay-as-Produced può azzerare il risparmio atteso. L'energia arriva quando l'impianto produce, non quando la fabbrica consuma: la differenza va comprata a mercato nelle ore in cui costa di più, e l'eccedenza va rivenduta nelle ore in cui vale di meno. Il prezzo strike sembra conveniente e il costo complessivo di approvvigionamento non scende.
La lettura che ne diamo: la struttura di consegna si sceglie prima del prezzo. Un Baseload a prezzo più alto può costare meno di un Pay-as-Produced a prezzo più basso, e la verifica si fa sul profilo orario reale del consumatore, non sul prezzo per MWh. È lo stesso ragionamento che abbiamo applicato alle vie di vendita in Quando, non quanto.
Cosa si muove in Italia
Il quadro normativo si sta muovendo su più fronti, e non tutti spingono nella stessa direzione.
Le cinque scadenze che stanno ridisegnando il mercato
- 2024Reg. UE 2024/1747Art. 19a par. 5: quota di energia riservabile ai PPA per i progetti in schemi di supporto.
- Dicembre 2025Guidance CfDOrientamenti della Commissione sul rapporto fra supporto pubblico e mercato contrattualizzato.
- 1° gennaio 2026IFRS 9Esenzione own use confermata se l'impresa resta acquirente netta su 12 mesi.
- In attuazioneMPPAMercato dedicato ai PPA: linee guida al GME, GSE garante di ultima istanza.
- In attuazioneFER-XCfD a prezzo garantito: compete con il PPA sullo stesso progetto.
| Tappa | Quando | Cosa cambia |
|---|---|---|
| Reg. UE 2024/1747 | 2024 | Art. 19a par. 5: quota di energia riservabile ai PPA per i progetti in schemi di supporto. |
| Guidance CfD | Dicembre 2025 | Orientamenti della Commissione sul rapporto fra supporto pubblico e mercato contrattualizzato. |
| IFRS 9 | 1° gennaio 2026 | Esenzione own use confermata se l'impresa resta acquirente netta su 12 mesi. |
| MPPA | In attuazione | Mercato dedicato ai PPA: linee guida al GME, GSE garante di ultima istanza. |
| FER-X | In attuazione | CfD a prezzo garantito: compete con il PPA sullo stesso progetto. |
Il MPPA è l'intervento più diretto sul problema della domanda. Un decreto del MASE di concerto con il MEF affida al GME le linee guida di un mercato dedicato ai PPA, con il GSE garante di ultima istanza in caso di default della controparte. I contratti sono standardizzati, di durata fra 5 e 10 anni, con taglia minima di 1 MW e tutte le tecnologie rinnovabili ammesse. Lo studio segnala due limiti: una standardizzazione poco adattabile alle esigenze specifiche, e una garanzia attivabile soltanto da chi partecipa alla piattaforma. La lettura che ne diamo è che il secondo limite pesi più del primo, perché lascia scoperte proprio le operazioni bilaterali su misura in cui il merito di credito è l'ostacolo vero.
Sul curtailment, ARERA ha esteso da marzo 2025 la compensazione a tutte le tecnologie rinnovabili, fotovoltaico incluso; prima riguardava solo l'eolico. È una voce di rischio in meno da negoziare. Gli emendamenti IFRS 9 approvati dallo IASB a dicembre 2024 ed efficaci dal 1° gennaio 2026 rimuovono un ostacolo contabile che ha frenato più di una trattativa: l'esenzione own use regge anche in presenza di rivendite occasionali, purché l'impresa resti acquirente netta su un orizzonte non superiore a dodici mesi. Come questo si applichi a un bilancio specifico va verificato con i consulenti contabili dell'azienda, non stabilito a livello di mercato.
Il FER-X va nella direzione opposta: lo studio lo indica come possibile fattore di compressione del mercato PPA italiano, perché mette a disposizione dello stesso progetto un contratto per differenza a prezzo garantito. Sullo sfondo, il Reg. UE 2024/1747 all'art. 19a par. 5 obbliga gli Stati membri a consentire ai progetti che partecipano a schemi di supporto di riservare una quota di energia ai PPA. Il caso belga PEZ-1 mostra come la si può calibrare: fino al 75% del volume contrattualizzabile via PPA, di cui 50% aperto a qualsiasi controparte e 25% riservato a PMI, cittadini ed enti locali.
Si muove anche la flessibilità, che è ciò che rende meno caro lo shaping: l'asta MACSE di settembre 2025 ha riguardato circa 10 GWh di progetti batteria da mettere in servizio entro il 2027.
PPA e autoconsumo sono una scala, non un bivio
La domanda arriva quasi sempre nella forma di un'alternativa: PPA oppure autoconsumo. La lettura che ne diamo è diversa. Sono gradini della stessa scala, ordinati per quanto consumo si riesce a portare sotto lo stesso profilo.
L'autoconsumo in sito cattura il valore pieno perché elimina il problema del profilo alla radice: l'energia serve dove e quando viene prodotta, e non c'è nessuna struttura di consegna da negoziare. L'autoconsumo a distanza estende lo stesso principio a più punti di prelievo, ed è il terreno di cui abbiamo scritto a proposito dell'iperammortamento 2026. Il PPA arriva quando il fabbisogno eccede quello che una configurazione di autoconsumo può coprire, e a quel punto la struttura di consegna decide se il contratto crea o distrugge valore.
Se il vincolo del mercato è la domanda, la competenza che vale non è trovare un altro progetto. È saper dire, davanti a un profilo di consumo reale e a un bilancio reale, quale gradino serve e quale contratto lo regge. È la parte di lavoro che descriviamo fra le competenze, con le controparti tipiche elencate nella pagina settori.
Se avete un profilo di consumo sul tavolo e state valutando se serva un PPA, scriveteci.
Fonti
Tutti i dati citati provengono da Commissione europea, DG ENER, Understanding the renewables power purchase agreements market, Final Report, maggio 2026, redatto da Grant Thornton Greece e Capgemini Invent nell'ambito del contratto ENER/C1/2024-334. ISBN 978-92-68-41506-1, doi:10.2833/8245351, MJ-01-26-068-EN-N. © Unione europea 2026. Riuso autorizzato in licenza Creative Commons Attribuzione 4.0 Internazionale (CC BY 4.0).
I dati riportati nei grafici sono ripresi dallo studio senza modifiche. L'allocazione dei rischi per struttura di consegna e i passaggi introdotti da «la lettura che ne diamo» sono elaborazioni di Altheon e non fanno parte della pubblicazione originale. Questo articolo non costituisce consulenza legale, contabile o fiscale.