Mercati
In Italia mancano compratori, non progetti
Lo studio sui PPA (power purchase agreement, contratti di lungo termine per la compravendita di energia elettrica) che la Direzione generale Energia della Commissione europea ha pubblicato a luglio 2026 (il rapporto finale è datato 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 dibattito sul mercato italiano si è concentrato sull'offerta: aree, autorizzazioni, code di connessione, progetti da portare al ready to build. Lo studio indica 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, con Capgemini Invent come subappaltatore. È uno studio realizzato per la Commissione: le opinioni che contiene sono degli autori e non rappresentano necessariamente la posizione ufficiale della Commissione.
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 europeo nel 2024, e Spagna, Svezia, Germania e Paesi Bassi da soli rappresentano il 60% del volume di quel gruppo. 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; negli anni più recenti il solare vale circa il 60% del volume.
Composizione tecnologica del mercato PPA europeo
2000-2021
Anni recenti
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% |
| Anni recenti | 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'abbinamento fra paesi e aree di intervento associa l'Italia allo stimolo della domanda, con il punteggio pieno, e al miglioramento di un mercato già maturo; allo stimolo dell'offerta attribuisce il punteggio più basso.
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 senza indicare a quale scenario si riferisca; la cifra del 2035 coincide con lo 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
Fra gli ostacoli che lo studio analizza, quattro pesano direttamente sulla domanda. Nessuno dei quattro si risolve costruendo altri impianti.
- Merito di credito. Un PPA decennale è un impegno di bilancio, e lo studio indica come barriera persistente il merito di credito insufficiente di molti potenziali acquirenti, soprattutto delle imprese prive di rating. È il motivo per cui nascono gli strumenti di garanzia: nel 2025 la Commissione e la BEI hanno avviato un pilota da 500 milioni di euro (importo indicativo) con cui la BEI contro-garantisce, tramite banche partner, una parte dei PPA sottoscritti da imprese di media e grande dimensione. 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 imprese utilizzatrici a giugno 2024.
- 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. I prezzi negativi sono sempre più frequenti nella maggior parte dei mercati europei, e il curtailment cresce nelle aree ad alta penetrazione rinnovabile: lo studio ne porta esempi in Germania, Spagna e Grecia. 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. Lo studio segnala che questo onere pesa soprattutto su piccole e medie imprese ed enti pubblici privi di una struttura dedicata all'energia.
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. Secondo la survey dello studio, il Pay-as-Produced è la struttura del 60% dei PPA già firmati dai partecipanti: 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, survey dello studio | Acquirente | Acquirente | Condivisoresiduo all'acquirente | Riferimento, il più basso |
| Baseloadconsegna piatta e costante | Venditore | Venditore | Condivisol'acquirente resta esposto al calo dei prezzi | Include il premio di shaping pieno |
| Pay-as-Nominatedprogramma nominato; scostamenti al venditore | Acquirente | Condiviso | Condivisocondiviso fra le parti | 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 lettura che ne diamo: 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.
Ne segue che 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.
Gli atti che toccano il mercato PPA italiano, 2024-2026
- Giugno 2024Reg. (UE) 2024/1747Inserisce l'art. 19a nel Reg. (UE) 2019/943: gli schemi di supporto ammettono i progetti che riservano energia ai PPA.
- Giugno 2025DM 152/2025Indirizzi al GME per il mercato dedicato ai PPA (MPPA); GSE garante di ultima istanza.
- Dicembre 2025Orientamenti CfDC/2025/6701: come progettare i CfD a due vie e come combinarli con i PPA.
- Gennaio 2026IFRS 9Dagli esercizi che iniziano dal 1° gennaio: own use possibile anche con rivendite imposte dal mercato, se l'impresa resta acquirente netta per la durata del contratto.
- Febbraio 2026DL 21/2026Garanzia del GSE anche sui contratti di almeno tre anni registrati sulla Bacheca PPA; requisiti di accesso nelle regole operative MASE-MEF.
- Agosto 2026FER X a regimeIn vigore dal 7 agosto (DM 194/2026), dopo il transitorio del 2025: CfD a due vie, che lo studio indica come possibile freno al PPA.
| Atto | Quando | Cosa cambia |
|---|---|---|
| Reg. (UE) 2024/1747 | Giugno 2024 | Inserisce l'art. 19a nel Reg. (UE) 2019/943: gli schemi di supporto ammettono i progetti che riservano energia ai PPA. |
| DM 152/2025 | Giugno 2025 | Indirizzi al GME per il mercato dedicato ai PPA (MPPA); GSE garante di ultima istanza. |
| Orientamenti CfD | Dicembre 2025 | C/2025/6701: come progettare i CfD a due vie e come combinarli con i PPA. |
| IFRS 9 | Gennaio 2026 | Dagli esercizi che iniziano dal 1° gennaio: own use possibile anche con rivendite imposte dal mercato, se l'impresa resta acquirente netta per la durata del contratto. |
| DL 21/2026 | Febbraio 2026 | Garanzia del GSE anche sui contratti di almeno tre anni registrati sulla Bacheca PPA; requisiti di accesso nelle regole operative MASE-MEF. |
| FER X a regime | Agosto 2026 | In vigore dal 7 agosto (DM 194/2026), dopo il transitorio del 2025: CfD a due vie, che lo studio indica come possibile freno al PPA. |
Il mercato dedicato ai PPA (MPPA) è l'intervento più diretto sul problema della domanda. Un decreto del MASE di concerto con il MEF (DM 20 giugno 2025, n. 152) fornisce al GME gli indirizzi per svilupparlo e definisce le condizioni alle quali il GSE fa da garante di ultima istanza in caso di inadempimento di una controparte. I contratti sono standardizzati, di durata fra 5 e 10 anni; nel documento di consultazione n. 1/2025 il GME ha proposto un quantitativo minimo di 1 MW per contratto e, almeno all'avvio, soli prodotti baseload. Possono vendere i titolari di impianti a fonti rinnovabili in esercizio o autorizzati.
Lo studio segnala due limiti: una standardizzazione poco adattabile alle esigenze specifiche, e una garanzia attivabile soltanto da chi partecipa alla piattaforma. Sul secondo la norma è già cambiata con il decreto-legge 20 febbraio 2026, n. 21 (art. 4), convertito dalla legge 10 aprile 2026, n. 49. La Bacheca PPA del GME ha ora sezioni dedicate, dal lato della domanda, ai contratti di durata non inferiore a tre anni. Questi contratti si stipulano fuori dalla bacheca e vanno registrati su di essa. Le parti che hanno i requisiti possono chiedere al GSE di farne da garante di ultima istanza, nei limiti delle risorse dedicate. Esaurite queste, SACE può rilasciare garanzie a favore del GSE, con copertura massima del 70%. La stessa norma affida ad Acquirente Unico servizi di aggregazione della domanda. La lettura che ne diamo: il nodo si sposta sui requisiti di accesso alla garanzia, che secondo la norma sono fissati dalle regole operative approvate con decreto MASE-MEF su proposta del GSE.
Sul curtailment, con la delibera 128/2025/R/efr del 27 marzo 2025 ARERA ha esteso dal 1° aprile 2025 la remunerazione della mancata produzione dovuta alle modulazioni straordinarie a scendere ordinate da Terna a tutti gli impianti a fonti rinnovabili non programmabili, fotovoltaico incluso; prima riguardava solo l'eolico. Per quella fattispecie è una voce di rischio in meno da negoziare.
Gli emendamenti all'IFRS 9 approvati dallo IASB a dicembre 2024, omologati nell'Unione con il Regolamento (UE) 2025/1266 ed efficaci per gli esercizi che iniziano dal 1° gennaio 2026, intervengono su un nodo contabile dei PPA. Per i contratti collegati all'energia elettrica dipendente dalla natura, l'esenzione own use può reggere anche quando le regole del mercato costringono a vendere l'energia non utilizzata, purché l'impresa sia stata, e preveda di restare, acquirente netta di elettricità per la durata del contratto. Per verificare se l'impresa sia stata acquirente netta si considera un periodo di tempo ragionevole, che non può superare i 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, il meccanismo di sostegno alle rinnovabili basato su contratti per differenza a due vie, 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. Il decreto a regime (DM 18 giugno 2026, n. 194, in vigore dal 7 agosto 2026) consente però di chiedere il sostegno anche per una sola quota della potenza dell'impianto e, a parità di ribasso offerto, conta fra i criteri di priorità i contratti di approvvigionamento di lungo termine di almeno dieci anni.
Sullo sfondo, l'art. 19a, par. 5, del Reg. (UE) 2019/943, introdotto dal Reg. (UE) 2024/1747, stabilisce che gli schemi di supporto alle rinnovabili consentano la partecipazione dei progetti che riservano una parte dell'energia alla vendita tramite PPA, purché ciò non danneggi la concorrenza. Il caso belga PEZ-1, descritto dallo studio, 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: la prima asta MACSE, svolta da Terna il 30 settembre 2025, ha assegnato 10 GWh di capacità di accumulo, sistemi a batteria agli ioni di litio con entrata in esercizio prevista nel 2028.
PPA e autoconsumo sono una scala, non un bivio
Il tema viene spesso posto come 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 in Cosa facciamo, con le controparti tipiche descritte in Per chi lavoriamo.
Se avete un profilo di consumo sul tavolo e state valutando se serva un PPA, scriveteci.
Fonti
Studio: Commissione europea, DG ENER, Understanding the renewables power purchase agreements market, Final Report, datato maggio 2026 e pubblicato il 3 luglio 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).
Atti dell'Unione europea: Commissione europea, COM(2025) 85, Patto per l'industria pulita, 26 febbraio 2025, e COM(2025) 79, Piano d'azione per l'energia a prezzi accessibili, 26 febbraio 2025 (annuncio del pilota BEI sui PPA e importo indicativo; quota dell'elettricità nei consumi finali e obiettivo al 2030); Raccomandazione (UE) 2026/917 della Commissione, 22 aprile 2026 (considerando sul pilota BEI: avvio nel 2025 e imprese destinatarie); Regolamento (UE) 2024/1747, 13 giugno 2024, che inserisce l'art. 19a nel Regolamento (UE) 2019/943; Orientamenti della Commissione sulla progettazione dei contratti per differenza a due vie, C/2025/6701, 19 dicembre 2025; Regolamento (UE) 2025/1266 della Commissione, 30 giugno 2025 (modifiche all'IFRS 9 e all'IFRS 7).
Atti e fonti italiane: MASE, DM 20 giugno 2025, n. 152; GME, documento per la consultazione n. 1/2025, 1° luglio 2025; decreto-legge 20 febbraio 2026, n. 21, art. 4, convertito dalla legge 10 aprile 2026, n. 49 (Normattiva); ARERA, deliberazione 27 marzo 2025, 128/2025/R/efr; Terna, comunicato sulla prima asta MACSE, 1° ottobre 2025; MASE, comunicato sull'entrata in vigore del FER X transitorio, 27 febbraio 2025, DM 18 giugno 2026, n. 194 (FER X a regime) e comunicato di pubblicazione, 6 agosto 2026.
I valori di offerta e domanda nei grafici sono ripresi dalle Tabelle 9 e 10 dello studio senza modifiche; i divari sono differenze calcolate da Altheon. 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.
Aggiornamento del 2 ottobre 2026, dopo una verifica sulle fonti primarie: corretti la data di pubblicazione dello studio (luglio 2026, rapporto datato maggio 2026) e il ruolo di Capgemini Invent (subappaltatore); precisato che il 60% di Spagna, Svezia, Germania e Paesi Bassi si riferisce al gruppo dei mercati maturi e che il 60% del Pay-as-Produced viene dalla survey dello studio; riformulati il pilota BEI, la descrizione del mercato PPA del GME secondo il DM 152/2025 e il documento di consultazione GME n. 1/2025, la decorrenza e il perimetro della delibera ARERA sul curtailment, il requisito IFRS 9 dell'acquirente netto e la portata dell'art. 19a del Reg. (UE) 2019/943; corretto l'anno di entrata in esercizio previsto per la capacità assegnata dalla prima asta MACSE (2028, non 2027); tolti i dati di curtailment di Germania e Spagna; indicato come nostra lettura il passaggio sul Pay-as-Produced per i consumatori con profilo rigido; aggiunti il DL 21/2026, il DM 194/2026, la delibera ARERA 128/2025, il Regolamento (UE) 2025/1266 e le fonti di ogni atto. Fonti verificate al 2 ottobre 2026. Questo articolo non costituisce consulenza legale, contabile o fiscale.