Rinnovabili per l’industria energivora: l’evoluzione del mercato italiano dei PPA

Luci e ombre per il mercato italiano dei PPA (Power Purchase Agreement), i contratti a lungo termine di acquisto di energia da fonti rinnovabili.

Da una parte, crescono i volumi e calano i prezzi. Nati come strumenti utilizzati da pochi grandi operatori, i PPA sono infatti diventati interessanti anche per realtà industriali energy-intensive di medie dimensioni perché contribuiscono a garantire stabilità dei costi energetici, riducendo l’esposizione alla volatilità dei mercati, e sostengono gli investimenti nelle rinnovabili.

Dall’altra, le lentezze negli iter autorizzativi di nuove installazioni di eolico, fotovoltaico e relativi sistemi di accumuli energetici a batteria (BESS) e le incertezze nel quadro regolatorio italiano, soprattutto in materia di PPA ibridi e transfrontalieri, non aiutano il dipanarsi del pieno potenziale di questi strumenti.

I Power Purchase Agreement sono accordi di lungo termine tra produttori e acquirenti di energia elettrica (off-taker), in genere della durata tra i 5 e i 25 anni, con un prezzo in ampia misura prestabilito della fornitura. Le aziende energivore sono la tipologia di acquirenti più ricorrente (PPA Corporate).

I PPA possono essere on-site con fornitura diretta tra impianti di produzione e utenze di consumo. Oppure off-site per impianti fuori sede collegati tramite la rete elettrica pubblica, che possono avere anche un attore intermediario (sleeved off-site) con funzione di bilanciamento e integrazione tra domanda e offerta in caso di carenza o surplus di energia.

Dal punto di vista della gestione del rischio finanziario sull’acquisto di energia, i Power Purchase Agreement permettono agli acquirenti di proteggersi dalle fluttuazioni di mercato dei prezzi delle forniture, di poter pianificare a lungo termine i relativi costi operativi, di evitare di immobilizzare ingenti capitali di investimento per la realizzazione di propri impianti di generazione elettrica.

Si stima che in Italia siano stati stipulati sino al 2025 oltre 100 PPA, tra contratti corporate end-user e contratti tra produttori, trader e intermediari energetici. I volumi accumulati complessivi di forniture per l’intera durata degli accordi sarebbero intorno agli 80 TWh. Il condizionale è comunque d’obbligo, trattandosi di accordi privati non censiti in un registro pubblico.

La crescita è stata significativa anche per i PPA Corporate. Nel solo 2025 su 20 TWh stimati di energia contrattualizzata con nuovi contratti, circa il 70-75% è riconducibile a utenze industriali. Il che testimonia l’aumento della propensione delle imprese a integrare strumenti di copertura di lungo termine nelle proprie strategie energetiche.

«Il mercato italiano dei PPA è tra i più dinamici in Europa e tra i primi per capacità contrattualizzata», osserva Bernardo Ricci Armani, Country Manager Italia di Statekraft, gruppo norvegese primo produttore europeo di energia da fonti rinnovabili. «Non sono più soluzioni di nicchia, ma strumenti sempre più adottati dalle imprese per ridurre la volatilità dei prezzi e pianificare nel lungo periodo. Si è evoluta anche l’offerta, con modelli più flessibili e soluzioni su misura.

Restano però alcune sfide: conoscenza ancora circoscritta dello strumento, difficoltà ad assumere impegni fissi pluriennali in un contesto ciclico e necessità di coprire profili di consumo continui (baseload). Proprio questi fattori stanno spingendo verso PPA più flessibili, ibridi e di durata più breve».

Ma qual è il taglio minimo di un Power Purchase Agreement in ambito utenze industriali?

Il dimensionamento va ovviamente studiato a seconda del fabbisogno e della strategia energetica di ciascuna impresa. Statkraft, in ogni caso, per i PPA Corporate considera forniture annue dell’ordine di almeno 10 GWh. «Sotto questa soglia – spiega Ricci Armani – i costi di strutturazione del contratto (legali, finanziari e gestionali) tendono ad essere elevati rispetto ai benefici che si possono ottenere. I PPA Corporate sono quindi particolarmente adatti a realtà industriali con fabbisogni significativi».

E che prezzi si possono spuntare?

Secondo analisi di mercato, le quotazioni medie dei PPA in Italia erano scese a novembre 2025 sotto i 60 euro a MWh. Metà del PUN elettrico. Ma possono variare considerevolmente a seconda dei settori, della taglia e della struttura delle offerte.

Per esempio, Franco Vicentini, vicepresidente con delega all’energia di Assofond, considera i PPA economicamente poco appetibili per le fonderie di acciaio, alluminio e ghisa, che hanno invece in ampia misura aderito alla formula dell’Energy Release 2.0. «La mia esperienza – commenta Vicentini – è che si tratta di strumenti prettamente commerciali ancora troppo cari per le nostre realtà, perché di fatto oggi offrono solo un po’ di sconto sulle forniture a lungo termine».

In termini di prezzo, nel mercato italiano dei PPA le aziende continuano a privilegiare contratti con una componente fissa significativa, poiché l’obiettivo principale resta la riduzione della volatilità. Allo stesso tempo, aumenta l’interesse verso modelli che combinano componenti fisse e variabili, integrando diverse tecnologie di generazione e differenti livelli di assunzione del rischio.

L’autoproduzione da fonti rinnovabili resta il focus primario della maggior parte delle imprese industriali. Diverse aziende stanno installando impianti fotovoltaici direttamente presso i propri siti produttivi, sfruttando incentivi e strumenti di supporto disponibili, come appunto l’Energy Release 2.0 o il FerX.

In genere le imprese realizzano impianti dove ci sono le condizioni tecniche ed economiche per farlo. Alcune poi utilizzano i PPA per coprire il fabbisogno residuo, ottenendo così una quota più elevata di energia rinnovabile e una maggiore stabilità dei costi.

Tra i principali fattori che influenzano lo sviluppo delle energie rinnovabili in Italia, in particolare delle soluzioni off-site, c’è il permitting. I ritardi nelle autorizzazioni per nuovi impianti fotovoltaici, eolici e BESS incidono sui tempi di realizzazione dei progetti e, indirettamente, anche sulla negoziazione dei PPA.

Poiché si tratta di contratti di lungo periodo, gli accordi devono infatti tenere conto delle tempistiche di sviluppo e connessione. Ciò richiede strutture contrattuali capaci di gestire i rischi legati ai ritardi autorizzativi e alla messa in esercizio degli asset.

Va comunque ricordato che i PPA non riguardano esclusivamente nuovi impianti. Molti accordi vengono sottoscritti anche con asset già operativi, come parchi eolici che hanno terminato il periodo di incentivazione e che possono prolungare la propria vita economica grazie a contratti di vendita di lungo termine.

Secondo Carlo Degli Esposti, esperto energia di Faro Club, il principale freno al mercato italiano dei PPA non risiede tanto nella disponibilità di progetti quanto nel quadro regolatorio.

Degli Esposti sottolinea la mancata armonizzazione del mercato italiano con gli altri principali mercati europei, nonostante i passi avanti fatti con il nuovo Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (Tide) di Arera. «Il quadro regolatorio è un problema molto rilevante in Italia. Tant’è che siamo oggetto di una procedura di infrazione della Commissione Ue per non aver implementato correttamente le regole del mercato elettrico europeo.

In molti Paesi Ue – rimarca l’esperto – è possibile registrare prezzi elettrici negativi e avere una valutazione comune dei prezzi dei servizi di bilanciamento. In Italia no. Questa differenza rende più complessa la realizzazione di contratti compatibili a livello internazionale e ostacola lo sviluppo dei PPA cross-border. Anche la persistente incertezza sulle modalità di gestione del “conto delivery” per le imprese consumer è un elemento che non gioca a favore».

Le criticità riguardano anche i PPA ibridi che integrano diverse fonti rinnovabili e sistemi di accumulo. Rispetto al ritardo italiano su questa tipologia di contratti, il Country Manager Italia di Statekraft fa un confronto con la Spagna: «Oggi il mercato spagnolo è molto avanti su questa tipologia di soluzioni, un posizionamento che si spiega più con le dinamiche del loro mercato elettrico, che vanta prezzi catturati molto bassi per gli asset rinnovabili.

Di conseguenza – sostiene Ricci Armani – diventa fondamentale cercare routes-to market alternative per i progetti rinnovabili che includano anche le batterie, e il PPA ibrido ne è un esempio. Anche l’Italia, grazie al progredire delle installazioni rinnovabili e la conseguente riduzione dei prezzi wholesale, seguirà questo tracciato».

Se la crescita delle rinnovabili e della generazione distribuita continuerà ai ritmi attuali, il peso dei contratti di lungo termine potrebbe aumentare ulteriormente rispetto agli scambi sui mercati spot.

«La transizione richiede un’enorme quantità di infrastrutture e i PPA dovrebbero teoricamente diventare l’elemento predominante della vendita di energia alle imprese», osserva Degli Esposti. «Secondo questa visione, la progressiva diffusione di impianti rinnovabili, sistemi di accumulo e strumenti avanzati di gestione dell’energia potrebbe portare molte imprese a coprire una quota crescente dei propri fabbisogni energetici attraverso la combinazione di autoproduzione e formule come i PPA, riducendo l’importanza del prezzo formatosi quotidianamente sui mercati all’ingrosso.

I prezzi dei mercati di riserva dovrebbero diventare rilevanti come indicatori generali, ma per fare trasparenza su di essi bisogna disporre di segnali chiari sul fabbisogno a salire o a scendere, sul modello del gestore olandese, che ad oggi Terna non fornisce», chiosa Degli Esposti.

Le potenzialità quindi ci sono. Ma il pieno sviluppo dei PPA dipenderà dalla capacità del legislatore e delle autorità di regolazione di fornire regole stabili, chiare e coerenti con il quadro europeo. In un contesto caratterizzato da elettrificazione dei consumi, decarbonizzazione industriale e necessità di nuovi investimenti nelle rinnovabili, i PPA si candidano comunque a diventare uno degli strumenti chiave della transizione energetica dell’industria italiana.