PPA (Power Purchase Agreement): cosa sono e come funzionano

Un PPA è un contratto bilaterale di lungo termine che lega un produttore di energia rinnovabile a un acquirente che si impegna a comprare l'elettricità generata dall'impianto. Il contratto definisce in anticipo:

• prezzo
• volumi e profili
• durata
• modalità di consegna dell'energia.

La durata di un PPA varia in base al progetto e alla struttura contrattuale. Nel quadro italiano più recente, le misure fanno riferimento a contratti di durata non inferiore a 5 anni.

A differenza di un contratto di fornitura standard, il Power Purchase Agreement è normalmente negoziato bilateralmente, anche fuori dai mercati organizzati. In Italia esiste però la Bacheca PPA del GME, che ha l’obiettivo di favorire l’incontro tra operatori e su cui è prevista la registrazione dei contratti di lungo termine da fonti rinnovabili con consegna fisica.

L'energia oggetto del contratto proviene di norma da impianti fotovoltaici, eolici, idroelettrici o biomasse In ottica di tracciabilità, al PPA si possono associare le Garanzie di Origine emesse dal GSE, per certificare la natura rinnovabile dei MWh contrattualizzati.

In Italia, il quadro normativo di riferimento comprende il D.lgs. 199/2021, che ha recepito la direttiva RED II, il D.lgs. 5/2026 di attuazione della direttiva RED III e, per le misure più recenti sui PPA, il D.L. 21/2026 convertito dalla L. 49/2026.

I soggetti coinvolti in un Power Purchase Agreement formano una catena articolata, che va dalla produzione fino al consumo finale. I principali ruoli sono:

• produttore: gestisce l'impianto rinnovabile e vende l'energia attraverso il contratto
• off-taker (acquirente): il consumatore di energia, tipicamente un'azienda industriale, una utility o una pubblica amministrazione (o in alcuni casi anche un consumatore domestico o un esercizio commerciale)
• intermediario: facilita l'accesso ai mercati e raccoglie la produzione di più impianti in un perimetro di bilanciamento
• energy manager: gestisce l’attività di programmazione, aggregazione del portafoglio, si fa carico dei rischi di profilo, mercato e sbilanciamento: si fa carico delle differenze tra produzione prevista ed effettiva
• fornitore: integra l'energia del PPA con altre fonti per coprire l'intero fabbisogno dell'acquirente, garantendogli la fornitura ai punti di consumo
• gestore di rete: Terna, come TSO, gestisce la trasmissione e il dispacciamento sulla rete nazionale; i DSO gestiscono invece le reti di distribuzione e le connessioni alla distribuzione, quando pertinenti.

A questi attori si affiancano figure di supporto come banche, studi legali specializzati e consulenti tecnici. La complessità del contratto rende necessario un confronto strutturato fin dalle fasi preliminari, soprattutto per i progetti greenfield.

In Italia, il DM n. 152 del 20 giugno 2025 ha fornito al GME gli indirizzi per lo sviluppo del mercato organizzato dei PPA (MPPA), il cui modello di funzionamento è stato posto in consultazione nel luglio 2025. A questo assetto si è successivamente affiancata la disciplina introdotta dall’articolo 4 del DL n. 21 del 20 febbraio 2026, convertito con modificazioni dalla legge n. 49 del 10 aprile 2026. La nuova disciplina prevede l’adeguamento della Bacheca PPA gestita dal GME, il supporto del GSE alla stipula dei contratti e la possibilità che quest’ultimo assuma, su richiesta delle parti e nel rispetto dei requisiti previsti, il ruolo di garante di ultima istanza. Tra giugno e luglio 2026 il GSE ha sottoposto a consultazione gli orientamenti per l’attuazione del nuovo meccanismo.

La struttura della fornitura in un Power Purchase Agreement definisce il profilo, ovvero in che modo il volume di energia venduto si rapporta alla produzione effettiva dell'impianto. In altre parole, stabilisce se l’acquirente compra esattamente l’energia prodotta dall’impianto, oppure un volume diverso, già definito o previsto.

Le configurazioni più diffuse includono:

• pay-as-produced: l’acquirente compra l’energia effettivamente prodotta dall’impianto secondo il profilo di generazione. È spesso una formula più competitiva perché trasferisce all’acquirente una quota maggiore di rischio di volume e di profilo
• pay-as-nominated o pay-as-forecasted: l'acquirente acquista volumi basati sulle previsioni di produzione comunicate dal produttore il giorno prima
• pay as profiled (profilo orario take or pay): l’acquirente compra l’energia prevista contrattualmente a livello orario sulla base della produzione stimata ex ante dell’impianto (profilo standard), indipendentemente da consuntivi (influenzati da condizioni meteo, ecc). Garantisce al consumatore un rischio inferiore rispetto alle strutture precedenti.
• baseload: l'acquirente acquista una quantità fissa e costante di energia, indipendentemente dalla produzione reale dell'impianto sottostante.

Nelle formule pay as profiled e baseload il produttore deve compensare le variazioni della produzione acquistando o vendendo l'eccedenza sul mercato. Questo trasferisce il rischio di profilo dal consumatore al produttore e si riflette in genere su un prezzo più alto.

La scelta della struttura di fornitura dipende dal profilo di consumo dell'acquirente, dalla tecnologia dell'impianto e dall'appetito al rischio delle parti.

I benefici di un PPA si distribuiscono tra entrambe le parti del contratto e riguardano dimensioni economiche, finanziarie e ambientali. Per il produttore il vantaggio principale è la prevedibilità dei ricavi su un orizzonte di molti anni, condizione necessaria per ottenere finanziamenti bancari sui nuovi impianti.

Per l'acquirente i benefici riguardano:

• il costo dell'energia
• la copertura dalla volatilità di mercato
• la possibilità di sostenere obiettivi di decarbonizzazione con uno strumento tracciabile.

A questi si aggiungono effetti sistemici sul mercato elettrico:

• sviluppo di nuova capacità rinnovabile, perché questi contratti migliorano la bancabilità dei progetti greenfield
• riduzione della pressione sui meccanismi di incentivo pubblico, dato che il contratto sostituisce in parte il sostegno statale
• maggiore liquidità del mercato a termine, soprattutto nei paesi dove esistono piattaforme organizzate dedicate.

I benefici del PPA riflettono la strategia di ogni singolo acquirente in termini di gestione del rischio, obiettivi di sostenibilità e stabilizzazione dei prezzi. La definizione di questi obiettivi richiede un’attenta calibrazione del volume e del profilo del PPA e valutazione delle condizioni economiche di fornitura e affidabilità della controparte.

Prezzo, volume e controparte sono le tre dimensioni di rischio che determinano il valore reale di un PPA e che vanno valutate prima della firma. La distribuzione di questi rischi tra le parti incide direttamente sul prezzo finale del contratto. Più precisamente, è possibile distinguere tra:

• rischio di prezzo: divergenza tra il prezzo del Power Purchase Agreement e i prezzi di mercato durante la vita del contratto. Può essere mitigato con strutture indicizzate o con soglie minime e massime (cap e floor). Anche la scelta di non stabilizzare i costi energetici comporta un rischio, lasciando esposti i consumatori alla volatilità del mercato.
• rischio di volume: incertezza sulla quantità di energia che l'impianto produrrà nell'arco del contratto, gestito attraverso indici probabilistici come P50 e P90. Tale rischio per l’acquirente viene meno in caso di contratti pay as profiled (take or pay) o baseload.
• rischio di controparte: rischio di insolvenza o inadempimento di una delle parti, particolarmente rilevante per i progetti greenfield e affrontato con garanzie finanziarie e clausole di credit support.

A questi si aggiunge il rischio di profilo (shape risk), legato allo scostamento tra la curva di produzione e quella di consumo. La sua gestione dipende dalla struttura di fornitura scelta. Pay-as-produced lascia il rischio di profilo all'acquirente, baseload lo trasferisce al produttore

L'applicazione dei PPA alle fonti rinnovabili dipende fortemente dal profilo di produzione della tecnologia sottostante. Solare ed eolico, le due fonti più contrattualizzate, hanno comportamenti molto diversi:

• PPA fotovoltaico (solar PPA): la produzione è concentrata nelle ore diurne e nei mesi estivi, con forte variabilità stagionale e sensibilità alla localizzazione geografica
• PPA eolico: la produzione è meno prevedibile su scala oraria ma generalmente più alta nei mesi invernali e nelle ore notturne, con differenze marcate tra eolico onshore e offshore.

Per le fonti programmabili come idroelettrico a bacino e biomasse, il profilo di produzione è più stabile e si presta più facilmente a strutture baseload. Le scelte tecnologiche influenzano la struttura del PPA, il profilo, le clausole di sbilanciamento e il prezzo finale.

Nel mercato italiano dei PPA, fotovoltaico ed eolico restano le tecnologie più rilevanti.