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È una comunità i cui soci o membri condividono l'energia prodotta da impianti rinnovabili nella disponibilità e sotto il controllo della comunità. Per legge il suo obiettivo principale sono benefici ambientali, economici o sociali per i soci o membri e per le aree locali, non profitti finanziari.

La disciplina è nell'art. 31 del D.Lgs. 199/2021, nel testo in vigore dal 19 aprile 2026. La partecipazione è aperta e volontaria; i poteri di controllo spettano ai soci o membri situati nel territorio in cui si trovano gli impianti per la condivisione.

Secondo le Regole operative del GSE (versione del 16 luglio 2025) una configurazione CER deve avere almeno due soci o membri, come clienti finali o produttori, e almeno due punti di connessione distinti, collegati a un'utenza di consumo e a un impianto di produzione.

Il GSE indica che al 31 agosto 2026 le configurazioni CER con contratti attivi o in fase di finalizzazione erano oltre 4.800, con circa 400 MW di impianti e oltre 51.000 punti di connessione (comunicato stampa del 7 settembre 2026).

Nel glossario: Comunità energetica rinnovabile (CER), Energia condivisa, CACER.

Possono essere soci o membri persone fisiche, anche nell'ambito del loro condominio, PMI, associazioni, enti religiosi e del Terzo settore, enti di ricerca e formazione, amministrazioni locali dell'elenco ISTAT e gli altri soggetti elencati dall'art. 31 del D.Lgs. 199/2021. Per le imprese la partecipazione non può essere l'attività commerciale e industriale principale.

Per accedere alla tariffa incentivante del DM MASE 414/2023, tra le imprese sono ammesse come soci o membri solo le PMI. Secondo il GSE (pagina consultata il 2 ottobre 2026) non possono essere soci o membri, ad esempio, le amministrazioni centrali, le grandi imprese e le imprese private con codice ATECO prevalente 35.1, 35.11.00, 35.12.00 o 35.15.00.

I clienti finali che partecipano mantengono i diritti di cliente finale, compresa la scelta del venditore, e possono recedere in ogni momento, salvi corrispettivi equi e proporzionati per gli investimenti.

Le parole «anche nell'ambito del loro condominio» sono state aggiunte dal D.L. 21/2026, convertito dalla L. 49/2026.

Nel glossario: Comunità energetica rinnovabile (CER).

È, ora per ora, il minimo tra l'energia immessa in rete dagli impianti e l'energia prelevata ai fini della condivisione dai punti di connessione della configurazione nella stessa zona di mercato. Tariffa premio e contributo di valorizzazione si calcolano sulla quota riferita ai punti sotto la stessa cabina primaria.

È la regola di calcolo della regolazione ARERA vigente, il TIAD (Allegato A alla delibera 727/2022/R/eel, aggiornato con la delibera 15/2024/R/eel). L'energia autoconsumata, base del contributo di valorizzazione, è la parte dell'energia condivisa che riguarda i soli punti di connessione nell'area della stessa cabina primaria.

Dal 24 gennaio 2026 la legge (D.Lgs. 199/2021, art. 2, come modificato dal D.Lgs. 3/2026) definisce l'energia condivisa su ciascun periodo rilevante non superiore all'ora. ARERA ha avviato l'adeguamento con la delibera 223/2026/R/eel: la fase sulla condivisione nelle configurazioni di autoconsumo diffuso è prevista entro il 30 giugno 2027.

Nel glossario: Energia condivisa, Energia autoconsumata, Cabina primaria, Zona di mercato, Testo integrato autoconsumo diffuso (TIAD).

La legge consente di condividere energia nella stessa zona di mercato, ma per accedere agli incentivi e alle restituzioni tariffarie impianti e utenze devono essere connessi alla stessa cabina primaria. Le aree sottese alle cabine primarie sono convenzionali: le definiscono i distributori e le pubblica il GSE.

Per il TIAD una cabina primaria è una stazione elettrica alimentata in alta o altissima tensione, con almeno un trasformatore verso la media tensione dedicato alla rete di distribuzione. L'appartenenza all'area si riferisce all'indirizzo di fornitura del POD.

Il requisito vale per tutte le configurazioni che chiedono la tariffa premio: i punti di connessione di impianti e consumi devono ricadere nell'area della stessa cabina primaria (DM MASE 414/2023, art. 3).

Per le isole minori non interconnesse il limite della cabina primaria non si applica ai fini delle restituzioni tariffarie e degli incentivi.

Nel glossario: Cabina primaria, Zona di mercato, Tariffa premio (TIP).

La tariffa premio del DM MASE 414/2023 ha una parte fissa che dipende dalla taglia dell'impianto e una parte variabile pari a max(0; 180 - Pz), dove Pz è il prezzo zonale orario, con un tetto. Spetta per 20 anni dall'entrata in esercizio commerciale dell'impianto e la tariffa spettante resta ferma per tutto il periodo.

Le fasce (DM 414/2023, Allegato 1): fino a 200 kW 80 €/MWh più la parte variabile, con un massimo di 120 €/MWh; tra 200 e 600 kW 70 €/MWh, massimo 110; oltre 600 kW 60 €/MWh, massimo 100. La parte variabile vale quindi da 0 a 40 €/MWh e si annulla quando Pz è pari o superiore a 180 €/MWh.

Per il fotovoltaico la tariffa aumenta di 4 €/MWh nelle Regioni del Centro (Lazio, Marche, Toscana, Umbria, Abruzzo) e di 10 €/MWh in quelle del Nord. Nelle Regole operative GSE (versione del 16 luglio 2025) la maggiorazione si somma dopo il tetto: il massimo per il fotovoltaico è 120, 124 o 130 €/MWh (Sud, Centro, Nord) fino a 200 kW, 110, 114 o 120 tra 200 e 600 kW, 100, 104 o 110 oltre 600 kW.

La tariffa si applica alla quota di energia condivisa tramite la rete sottesa alla stessa cabina primaria. Tutta l'energia immessa resta del produttore, che può venderla sul mercato o al GSE con il ritiro dedicato; il GSE eroga la tariffa premio insieme al corrispettivo di valorizzazione.

Nel glossario: Tariffa premio (TIP), Prezzo zonale (Pz), Cabina primaria, Contributo di valorizzazione (CACV).

È il contributo definito da ARERA sull'energia autoconsumata, che il GSE eroga insieme alla tariffa premio. Per le CER è pari all'energia autoconsumata del mese per la parte variabile della tariffa di trasmissione in bassa tensione (TRAS_E), che nel 2026 vale 1,190 c€/kWh, cioè 11,90 €/MWh.

La TRAS_E valeva 1,057 c€/kWh nel 2024 e 1,189 c€/kWh nel 2025 (ARERA, pagina sulla tariffa di trasmissione e tabelle della delibera 573/2025/R/eel, consultate il 2 ottobre 2026).

Per gli impianti oltre 1 MW inseriti in una configurazione il GSE riconosce solo il contributo di valorizzazione, non la tariffa premio.

Per i gruppi di autoconsumatori il contributo comprende anche la componente variabile di distribuzione BTAU più elevata, per l'energia degli impianti dello stesso edificio, e le perdite di rete evitate (1,2% in media tensione, 2,6% in bassa tensione), valorizzate al prezzo zonale orario.

Nel glossario: Contributo di valorizzazione (CACV), Energia autoconsumata, Tariffa premio (TIP), Gruppo di autoconsumatori.

Impianti a fonti rinnovabili nuovi o potenziamenti, ciascuno con potenza fino a 1 MW, entrati in esercizio dal 16 dicembre 2021 e, per le CER, dopo la regolare costituzione della comunità. Impianti e punti di prelievo devono trovarsi nell'area della stessa cabina primaria.

Il limite di 1 MW è un requisito per l'incentivo (D.Lgs. 199/2021, art. 8; DM MASE 414/2023, art. 3), non un limite di potenza della CER: per gli impianti oltre 1 MW il GSE riconosce solo il contributo di valorizzazione.

Gli impianti già esistenti possono far parte della CER per non più del 30% della potenza complessiva della comunità. Per il fotovoltaico i moduli devono essere di nuova costruzione.

Per gli impianti entrati in esercizio entro 150 giorni dall'efficacia del DM 414/2023, anche prima della costituzione della CER, l'accesso all'incentivo richiede documenti che provino che l'impianto è stato realizzato per essere inserito in una comunità (D.L. 19/2025, art. 1-ter).

Nel glossario: Tariffa premio (TIP), Cabina primaria, Contributo di valorizzazione (CACV).

Sì: secondo il GSE gli impianti di una CER possono essere messi a disposizione anche da un produttore terzo che non è socio o membro. Tutti gli impianti della configurazione devono però essere nella disponibilità e sotto il controllo della comunità.

L'energia prodotta e immessa in rete resta nella disponibilità del produttore, che può venderla sul mercato o cederla al GSE con il ritiro dedicato; il GSE eroga la tariffa premio insieme al corrispettivo di valorizzazione.

Un produttore terzo con un impianto nella configurazione può fare da referente della CER solo se è una ESCo certificata UNI CEI 11352 (Regole operative GSE, versione del 16 luglio 2025).

Ai fini dell'energia condivisa rileva solo la produzione degli impianti nella disponibilità e sotto il controllo della comunità (D.Lgs. 199/2021, art. 31).

Nel glossario: Comunità energetica rinnovabile (CER), Referente, ESCo certificata UNI CEI 11352, Ritiro dedicato (RID).

Il referente gestisce la richiesta di accesso al servizio per l'autoconsumo diffuso, è responsabile del trattamento dei dati ed è controparte del contratto con il GSE. Nella CER il referente è la comunità stessa, che può dare un mandato senza rappresentanza annuale, tacitamente rinnovabile e revocabile in qualsiasi momento.

Secondo le Regole operative GSE (versione del 16 luglio 2025) il referente di una CER può essere: la comunità, nella persona del legale rappresentante; un produttore membro; un cliente finale membro; un produttore terzo con un impianto nella configurazione che sia una ESCo certificata UNI CEI 11352.

I clienti finali individuano inoltre, con un contratto di diritto privato, un soggetto responsabile del riparto dell'energia condivisa (D.Lgs. 199/2021, art. 32).

Nel glossario: Referente, ESCo certificata UNI CEI 11352, Comunità energetica rinnovabile (CER).

Lo sportello per le domande si è chiuso il 30 novembre 2025, termine perentorio. Dal 2026 il programma è gestito dal GSE (D.L. 19/2026, art. 27) e, secondo il GSE, le iniziative finanziate devono entrare in esercizio entro 24 mesi dalla comunicazione dell'accordo di concessione e comunque non oltre il 31 dicembre 2027.

Il contributo copre fino al 40% dei costi ammissibili per CER e gruppi di autoconsumatori con impianti in Comuni sotto i 50.000 abitanti (DM MASE 127/2025); gli autoconsumatori a distanza ne sono esclusi. Il costo di investimento massimo ammissibile va da 1.500 €/kW fino a 20 kW a 1.050 €/kW oltre 600 kW e fino a 1.000 kW (DM 414/2023, Allegato 2).

Secondo la pagina del GSE consultata il 2 ottobre 2026 la dotazione è di 1.041,5 milioni di euro: 795,5 milioni iniziali più 246 milioni aggiunti dopo l'entrata in vigore della Legge 7 agosto 2026, n. 152. Al 30 novembre 2025 le domande ammontavano a 1.456 milioni di euro per 3.343,8 MW di impianti.

I progetti idonei non finanziati per esaurimento della dotazione restano in elenco per eventuali scorrimenti e possono comunque ricevere la tariffa premio per 20 anni. Le Regole Facility CACER del GSE (27 marzo 2026) hanno abrogato il vincolo di completare i lavori entro il 30 giugno 2026.

Nel glossario: Contributo PNRR per CER e gruppi di autoconsumatori, Fattore di riduzione F, Gruppo di autoconsumatori.

Sì, con contributi fino al 40%: in tal caso la tariffa si riduce con un fattore F che varia linearmente da 0, senza contributo, a 0,50, con un contributo del 40%. La riduzione non si applica all'energia condivisa da punti di prelievo di enti territoriali, enti religiosi, enti del Terzo settore e di protezione ambientale e persone fisiche.

L'esenzione per le persone fisiche è stata aggiunta, e quella per le «autorità locali» tolta, dal DM MASE 127/2025.

Se l'energia condivisa incentivata supera il 55% dell'energia immessa (45% con un contributo in conto capitale), la parte di tariffa eccedente va destinata ai soli consumatori diversi dalle imprese o a finalità sociali sul territorio; la verifica è annuale, a cura del GSE.

La tariffa non si applica alla quota di potenza fotovoltaica che ha avuto accesso al Superbonus, per la quale resta il solo contributo di restituzione tariffaria, e non è cumulabile con altri incentivi in conto esercizio.

Nel glossario: Fattore di riduzione F, Tariffa premio (TIP), Contributo PNRR per CER e gruppi di autoconsumatori.

La tariffa si applica fino al trentesimo giorno dopo il raggiungimento di 5 GW di potenza incentivata e comunque non oltre il 31 dicembre 2027 (DM MASE 414/2023, art. 1). La domanda va presentata al GSE entro 120 giorni dall'entrata in esercizio degli impianti.

Con una domanda tardiva si perde la tariffa per il periodo tra l'entrata in esercizio e la domanda. Si può chiedere al GSE una verifica preliminare di ammissibilità del progetto: è volontaria, non è condizione per gli incentivi e il GSE risponde entro 60 giorni.

Secondo le Regole operative (versione del 16 luglio 2025) il GSE versa un acconto mensile stimato e, dall'anno successivo ed entro il 15 maggio, il conguaglio sulle misure reali; per l'acconto usa parametri convenzionali, tra cui un coefficiente di contemporaneità di 0,60. Gli importi si pagano al raggiungimento di 50 euro (pagina GSE «Corrispettivi e tariffa», consultata il 2 ottobre 2026).

Ogni anno il GSE fattura, per impianto, un corrispettivo a copertura dei suoi costi e lo compensa sugli incentivi: nulla fino a 3 kW, 15 euro tra 3 e 20 kW, oltre 20 kW 15 euro più 1 euro per ogni kW oltre i primi 20, importi a cui si aggiunge l'IVA (DM MASE 106/2024, Allegati 1 e 2).

Nel glossario: Tariffa premio (TIP).

Nel diritto dell'Unione un PPA rinnovabile è un contratto con cui una persona fisica o giuridica si impegna ad acquistare energia elettrica rinnovabile direttamente da un produttore (direttiva (UE) 2018/2001, art. 2, punto 17). Il regolamento (UE) 2019/943, come modificato nel 2024, usa una definizione più ampia: acquisto di energia elettrica da un produttore sulla base di criteri di mercato, non solo rinnovabile.

Nel glossario del GME il «contratto PPA» è quello dell'art. 28 del D.Lgs. 199/2021, regolato con consegna fisica dell'energia negoziata. La direttiva (UE) 2023/2413 ha aggiunto la nozione di accordo di acquisto di energia da fonti rinnovabili, che comprende anche riscaldamento e raffrescamento.

Il regolamento (UE) 2019/943 chiede che i PPA indichino la zona di offerta di consegna e chi è responsabile dei diritti di trasmissione interzonali se la zona cambia, oltre alle condizioni di recesso per clienti e produttori, come penali e preavvisi.

Nel glossario: PPA, PPA fisico, PPA virtuale.

Nel PPA fisico l'acquirente si impegna ad acquistare energia direttamente da un produttore, con consegna dell'energia. Il PPA virtuale, detto anche finanziario o sintetico, è un accordo finanziario fra produttore e acquirente che non comporta la consegna fisica dell'energia negoziata.

Il PPA sleeved è un PPA fisico facilitato da un intermediario, come un fornitore, un trader o un aggregatore, che gestisce profilo e volumi fra produzione e consumo. Nel PPA on-site, o private wire, l'impianto è collegato direttamente al sito di consumo, a valle del contatore; nel PPA multi-buyer più acquirenti comprano insieme energia da uno o più impianti.

Le definizioni sono quelle dello studio per la Commissione europea (DG ENER) del maggio 2026. Nel diritto italiano l'impianto direttamente interconnesso all'utenza del cliente finale è il caso dell'autoconsumo individuale in sito (D.Lgs. 199/2021, art. 30): vedi le domande sull'autoconsumo.

Nel glossario: PPA fisico, PPA virtuale, PPA sleeved, PPA on-site, PPA multi-buyer, Sistema efficiente di utenza (SEU).

Sì, per l'energia che l'impianto immette in rete. Il D.Lgs. 199/2021 prevede che nei gruppi di autoconsumatori e nelle comunità energetiche rinnovabili l'energia eccedentaria possa essere venduta anche tramite accordi di compravendita di energia elettrica rinnovabile (PPA), direttamente o mediante aggregazione.

Nelle configurazioni incentivate dal Decreto CACER tutta l'energia prodotta e immessa resta del produttore, che può venderla sul mercato o cederla al GSE con il ritiro dedicato. La tariffa premio si calcola sull'energia condivisa, cioè, in ogni ora, il minimo tra l'energia immessa e quella prelevata dai punti della configurazione; il corrispettivo di valorizzazione sulla sua parte riferita ai punti della stessa cabina primaria.

Restano le regole su chi controlla gli impianti: in una CER tutti gli impianti, anche quelli messi a disposizione da un produttore terzo non socio, devono essere nella disponibilità e sotto il controllo della comunità; nell'autoconsumo a distanza tramite rete i produttori possono essere terzi soggetti alle istruzioni dell'autoconsumatore.

Nel glossario: PPA, Comunità energetica rinnovabile (CER), Energia condivisa, Ritiro dedicato (RID), Autoconsumatore a distanza.

Nel pay-as-produced l'acquirente paga solo l'energia effettivamente prodotta dall'impianto, misurata dal suo contatore: rischio di profilo e buona parte del rischio di volume ricadono sull'acquirente. Nel baseload l'acquirente paga un volume fisso per un periodo determinato e la differenza fra volume concordato e produzione effettiva è a carico del produttore.

Secondo l'indagine dello studio per la Commissione europea (DG ENER, maggio 2026), basata su 157 risposte, il 60% dei PPA già firmati ha struttura pay-as-produced e i PPA si firmano di norma per durate fra 8 e 15 anni.

Sul mercato a termine del GME (MTE) il prodotto baseload è l'energia da consegnare in tutti i periodi rilevanti del periodo di consegna (Vademecum della borsa elettrica, aggiornamento del 31 gennaio 2026).

Nel glossario: Pay-as-produced, Baseload, PPA.

La direttiva RED, come modificata dalla direttiva (UE) 2023/2413, chiede agli Stati membri di assicurare che le garanzie di origine possano essere trasferite all'acquirente di un accordo di acquisto di energia rinnovabile. La garanzia di origine è un documento elettronico che serve esclusivamente a provare a un cliente finale che una quota o quantità di energia è stata prodotta da fonti rinnovabili.

In Italia le garanzie di origine sono rilasciate dal GSE, valgono 1 MWh ciascuna e si negoziano sul mercato M-GO del GME o bilateralmente (glossario GME, consultato il 2 ottobre 2026).

La stessa disposizione chiede agli Stati di valutare ed eliminare gli ostacoli ingiustificati agli accordi di acquisto di energia rinnovabile a lungo termine, anche valutando strumenti di garanzia del credito.

Nel glossario: Garanzia di origine (GO), PPA.

L'art. 28 del D.Lgs. 199/2021 prevede la Bacheca PPA del GME, operativa dal 26 aprile 2022, e una piattaforma di mercato organizzato a partecipazione volontaria, il Mercato PPA (MPPA), per cui il DM MASE-MEF n. 152 del 20 giugno 2025 ha dato al GME gli indirizzi di sviluppo. Il GSE fa da garante di ultima istanza per il rischio di inadempimento della controparte nei contratti di lungo termine negoziati sulla piattaforma.

La Bacheca ha tre comparti: annunci anonimi e non vincolanti di vendita e acquisto, registrazione obbligatoria da parte dei venditori dei PPA conclusi, ed Energy Release. Secondo il DM 152/2025 sul MPPA si negoziano contratti standardizzati da 5 a 10 anni con il GME come controparte centrale; vendono i titolari di impianti rinnovabili in esercizio o autorizzati e comprano i titolari di punti di prelievo.

Il D.L. 21/2026, convertito dalla L. 49/2026, ha previsto nella Bacheca sezioni dedicate alla domanda per contratti di almeno tre anni, anche in forma aggregata: i contratti si stipulano fuori dalla Bacheca, con obbligo di registrazione, e le parti con i requisiti possono chiedere al GSE la garanzia di ultima istanza.

Per la garanzia del GSE la legge prevede oneri fino a 45 milioni di euro l'anno per il 2025, il 2026 e il 2027. Esaurite queste risorse, SACE può rilasciare garanzie a condizioni di mercato fino al 70% di copertura, con impegni massimi di 250 milioni di euro per ciascuno degli anni 2026 e 2027.

Nel glossario: Bacheca PPA, Mercato PPA (MPPA), Garanzia di ultima istanza, Energy Release.

Il regolamento (UE) 2024/1747, in vigore dal 16 luglio 2024, ha inserito nel regolamento (UE) 2019/943 l'obbligo per gli Stati membri di promuovere i PPA e di rendere accessibili strumenti, come regimi di garanzia a prezzi di mercato, che riducono il rischio di mancato pagamento dell'acquirente. Gli strumenti vanno resi accessibili ai clienti che incontrano ostacoli all'ingresso nel mercato dei PPA e non sono in difficoltà finanziaria.

I regimi di sostegno all'elettricità rinnovabile devono consentire la partecipazione di progetti che riservano una parte dell'energia alla vendita tramite PPA o altri accordi di mercato, purché ciò non danneggi la concorrenza (art. 19 bis, par. 5, del regolamento 2019/943).

Per i contratti conclusi dal 17 luglio 2027 il sostegno pubblico diretto ai prezzi per nuova generazione eolica, solare, geotermica, idroelettrica senza serbatoio e nucleare deve prendere la forma di contratti per differenza a due vie o di regimi equivalenti. Il regolamento chiede alla Commissione di valutare, entro il 31 gennaio 2026 e poi ogni due anni, se nei mercati dei PPA persistono ostacoli e se la trasparenza è sufficiente; l'ACER pubblica una valutazione annuale del mercato dei PPA.

Nel glossario: PPA, Contratto per differenza a due vie (CfD), Garanzia di ultima istanza.

Il FER X a regime (DM MASE n. 194 del 18 giugno 2026, in vigore dal 7 agosto 2026) sostiene gli impianti da 200 kW in su con un contratto per differenza a due vie per 20 anni: l'energia resta al produttore, che la vende sul mercato. Il decreto consente di chiedere il sostegno per una sola quota della potenza e, a parità di ribasso in asta, dà priorità ai progetti con contratti di approvvigionamento di lungo termine di almeno 10 anni.

Il GSE paga o chiede la differenza tra il prezzo di aggiudicazione e il maggiore fra zero e il prezzo zonale orario del mercato del giorno prima; sotto i 200 kW il GSE può ritirare l'energia a tariffa omnicomprensiva. Il contingente massimo è di 37,15 GW: 10 GW per impianti fino a 1 MW ad accesso diretto e 27,15 GW per impianti più grandi tramite procedure competitive del GSE.

Lo studio per la Commissione europea (DG ENER, maggio 2026) indica le aste CfD del FER X tra i fattori che potrebbero incidere sulla dimensione del mercato PPA italiano.

Nel glossario: FER X, Contratto per differenza a due vie (CfD), Mercato del giorno prima (MGP), Prezzo zonale (Pz).

Lo studio per la Commissione europea (DG ENER, maggio 2026) classifica l'Italia come mercato PPA maturo, in rapida crescita, quarto in Europa per dimensione e a prevalenza solare. Nel suo scenario medio il divario tra offerta potenziale e domanda di PPA rinnovabili in Italia è di 21,01 TWh nel 2030 e di 95,22 TWh nel 2035.

In quello scenario l'offerta è di 68,54 TWh e la domanda di 47,53 TWh nel 2030; nel 2035 l'offerta è di 164,83 TWh e la domanda di 69,61 TWh. A livello UE lo studio stima per il 2030 un'offerta potenziale di PPA greenfield fra 350 e 500 TWh e una domanda fra 200 e 300 TWh, con stime che assumono bassa propensione al rischio merchant e riduzione progressiva del sostegno pubblico.

Secondo Terna, al 31 dicembre 2025 in Italia erano installati 83.529 MW di impianti rinnovabili, di cui 43.513 MW solari e 13.629 MW eolici; nel 2025 i consumi elettrici sono stati di 311,3 TWh, coperti per il 41% da fonti rinnovabili (comunicato del 21 gennaio 2026).

Nel glossario: PPA, PPA greenfield e brownfield.

È il meccanismo dell'art. 1 del D.L. 181/2023 con cui il GSE anticipa per 36 mesi alle imprese energivore energia rinnovabile con le relative garanzie di origine, tramite contratti per differenza a due vie. In cambio le imprese realizzano nuova capacità rinnovabile e restituiscono l'energia in 20 anni.

Gli impianti devono avere almeno 200 kW e una potenza almeno doppia di quella usata per la restituzione. Secondo il GSE il meccanismo è attuato dal DM n. 268 del 23 luglio 2024, modificato dal DM n. 204 del 29 luglio 2025; le manifestazioni di interesse si sono presentate sul portale E-Release tra il 14 novembre 2024 e il 3 marzo 2025.

Per i contratti a termine di energia rinnovabile tra imprese energivore e produttori terzi la norma promuove l'uso della piattaforma del GME prevista dall'art. 28 del D.Lgs. 199/2021. La prima Energy Release, prevista dal DM MiTE n. 341 del 16 settembre 2022, si svolge nel comparto Energy Release della Bacheca PPA.

Nel glossario: Energy Release, Contratto per differenza a due vie (CfD), Garanzia di origine (GO), Bacheca PPA.

Nel CfD a due vie una controparte, di solito pubblica, garantisce al gestore dell'impianto una remunerazione minima e limita l'eccesso di remunerazione: se il prezzo di mercato è sotto il prezzo concordato la controparte paga la differenza, se è sopra il produttore la restituisce. Nel CfD a una via il produttore riceve la differenza quando il prezzo scende sotto il prezzo di esercizio e non restituisce nulla quando è più alto.

Dal 17 luglio 2027 il sostegno pubblico diretto ai prezzi per nuova generazione eolica, solare, geotermica, idroelettrica senza serbatoio e nucleare deve prendere la forma di CfD a due vie o di regimi equivalenti (regolamento (UE) 2019/943, art. 19 quinquies).

In Italia il FER X a regime usa un CfD a due vie sul prezzo zonale orario del mercato del giorno prima, per 20 anni.

Nel glossario: Contratto per differenza a due vie (CfD), Contratto per differenza a una via, FER X, Mercato del giorno prima (MGP).