PPA fotovoltaico a prezzo fisso: chi sopporta il rischio del profilo di produzione?

Risposta breve: il prezzo fisso è solo una parte dell’accordo; conta anche quando e quanta energia deve essere consegnata.

In un PPA fotovoltaico a prezzo fisso, lo strike price stabilisce come viene valorizzato il MWh contrattuale. Non dice però, da solo, quale energia viene consegnata in ciascuna ora, chi acquista i volumi mancanti, chi gestisce le eccedenze e chi sostiene gli sbilanciamenti.

Il punto decisivo è il profilo di consegna:

• in un PPA pay-as-produced, l’offtaker regola normalmente la produzione effettiva dell’impianto FV e resta più esposto alla variabilità oraria della generazione;
• in un PPA shaped o pay-as-profiled, il venditore o un intermediario promette un profilo predeterminato, assumendo tipicamente una parte del rischio di profilazione;
• in un PPA baseload, l’energia viene consegnata secondo un profilo uniforme nel tempo: per un impianto FV puro, è una trasformazione commerciale o di portafoglio, non la descrizione della produzione fisica del parco.

La Raccomandazione della Commissione europea del 22 aprile 2026 indica questa come allocazione tipica, ma il contratto può distribuire i rischi in modo diverso. Per questo un PPA va letto come un accordo di allocazione dei rischi, non come un semplice confronto fra due prezzi al MWh.

Per una definizione generale di PPA è possibile consultare il Glossario accumulo e fotovoltaico. Qui il focus è sul rischio che resta dopo aver concordato lo strike price.

PPA, renewable energy purchase agreement e prezzo fisso: tre concetti da non sovrapporre

Nel quadro europeo, la definizione di Power Purchase Agreement (PPA) è distinta da quella più ampia di renewable energy purchase agreement.

Il PPA riguarda l’acquisto di elettricità dal produttore a condizioni di mercato. Il renewable energy purchase agreement può invece includere accordi relativi all’acquisto di energia rinnovabile in senso più ampio. In entrambi i casi, il nome dell’accordo non definisce automaticamente:

• se la consegna è fisica, finanziaria o svolta tramite un soggetto di sleeving;
• quale sia il punto o la zona di regolazione;
• chi sia responsabile di programmazione e dispacciamento;
• quale profilo temporale sia acquistato;
• se Garanzie di Origine, perdite, costi di rete, sbilanciamenti e servizi di portafoglio siano inclusi.

Anche l’espressione “PPA solare a prezzo fisso” va letta con precisione. Significa, in linea generale, che il prezzo applicato al volume contrattuale segue una formula fissa o definita. Non significa che tutta la spesa elettrica dell’impresa sia fissa.

Se l’impresa deve acquistare energia nelle ore notturne o nei periodi di scarsa produzione fotovoltaica, quei volumi restano esposti al prezzo e alla formula previsti dal contratto di fornitura residuale o da altre coperture.

I quattro rischi da distinguere prima della firma

Rischio di profilo o shape risk

Il rischio di profilo è il disallineamento temporale fra:

• il profilo orario dell’energia prodotta o contrattualmente consegnata;
• il profilo orario dei consumi dell’offtaker.

Non è sufficiente confrontare produzione e consumo annuali. Due profili possono avere lo stesso totale annuo e restare economicamente molto diversi se l’energia FV è concentrata nelle ore centrali della giornata, mentre il carico aziendale è elevato al mattino, alla sera o di notte.

Il rischio di profilo comprende quindi la necessità di valorizzare eventuali eccedenze solari e di acquistare energia nelle ore scoperte.

Rischio volume

L’espressione rischio volume PPA energia è ambigua e deve essere specificata nel contratto. Può indicare almeno tre situazioni:

1. Volume prodotto: l’impianto genera meno energia del previsto per disponibilità, irraggiamento, degrado, ritardi o altri eventi definiti contrattualmente.
2. Volume consumato: l’azienda consuma meno o più energia rispetto alle proprie previsioni operative.
3. Volume residuale: la quantità che resta da comprare o da vendere fuori PPA dopo il confronto tra produzione, profilo contrattuale e carico effettivo.

Dire che una parte “assume il rischio volume” senza precisare quale dei tre casi può creare una falsa sicurezza negoziale.

Rischio di prezzo

Il rischio di prezzo riguarda il valore economico dei volumi regolati dentro e fuori dal PPA.

Uno strike fisso riduce l’incertezza sul prezzo del volume contrattuale, ma non necessariamente su:

• energia acquistata per coprire il deficit;
• energia venduta come eccedenza;
• costi di shaping, sleeving o fornitura residuale;
• costi di sbilanciamento, perdite e altri corrispettivi;
• eventuali indici zonali o formule di regolazione.

Dal 1° gennaio 2025, gli acquisti sul Mercato del Giorno Prima italiano sono valorizzati a prezzi zonali. Il PUN Index GME è un indice calcolato ex post e non sostituisce automaticamente il prezzo o l’indice previsto in un contratto. In una proposta PPA occorre quindi verificare sempre zona, indice e formula di settlement, senza usare “PUN” come sinonimo generico del prezzo all’ingrosso.

Rischio di controparte

Il rischio di controparte è il rischio che una parte non riesca a rispettare i propri obblighi: pagamento, consegna, costituzione di garanzie, gestione delle nomine, trasferimento delle GO o acquisto dell’energia di rimpiazzo.

In un contratto di lunga durata diventano centrali:

• rating e solidità finanziaria;
• garanzie bancarie, lettere di credito o garanzie della capogruppo;
• collateral e soglie di margin call;
• eventi di default;
• periodi di rimedio;
• subentro di finanziatori o altre controparti;
• valore di chiusura anticipata.

La garanzia di ultima istanza descritta dal GSE è un meccanismo da verificare per la singola operazione: requisiti, costi, limiti e disponibilità non devono essere dati per scontati.

Pay-as-produced, shaped e baseload: come cambia la ripartizione del rischio

Questa tabella descrive una ripartizione frequente, non una regola inderogabile. La clausola su indisponibilità, balancing, curtailment o energia di sostituzione può modificare in modo rilevante il risultato.

Pay-as-produced: lo strike può essere fisso, il profilo no

Nel PPA pay as produced, l’offtaker acquista o regola l’energia che il parco genera effettivamente. È una struttura coerente con il profilo fisico del fotovoltaico, ma trasferisce normalmente all’acquirente il rischio che la produzione non coincida con il proprio carico.

Può essere adatta a un’impresa che:

• dispone di consumi rilevanti nelle ore solari;
• accetta di gestire acquisti residuali e possibili eccedenze;
• dispone di competenze interne o di una controparte commerciale per la gestione del portafoglio;
• valuta il PPA insieme alla propria strategia di copertura, non isolatamente.

Un prezzo strike inferiore rispetto a un prodotto maggiormente profilato non dimostra da solo una maggiore convenienza: occorre includere il valore dei volumi residui e dei servizi esclusi.

Shaped o pay-as-profiled: il profilo è parte del prodotto

In un PPA shaped, la controparte si impegna a consegnare energia secondo un profilo concordato: ad esempio orario, quarto-orario o con altra granularità prevista dal settlement.

La domanda centrale diventa: chi compra l’energia di rimpiazzo quando la produzione FV non basta a rispettare il profilo promesso?

Il prezzo o una fee separata possono incorporare il servizio di shaping. Ma va verificato se includono anche:

• balancing;
• nomine;
• perdite;
• costi di rete;
• gestione delle deviazioni;
• energia di sostituzione;
• limiti di tolleranza e penali.

Baseload: non è fotovoltaico costante

In un PPA baseload, il profilo contrattuale è uniforme nel tempo. Un impegno di questo tipo può essere fornito da un portafoglio, da un trader o da una struttura contrattuale che combina produzione e acquisti di mercato.

Non significa che il parco fotovoltaico produca in modo uniforme. Significa che la controparte che promette il baseload deve gestire la differenza fra generazione reale e profilo promesso.

Nel PPA, “baseload” descrive quindi un profilo di consegna contrattuale, non il ruolo di una centrale nel sistema elettrico. Per la distinzione fra baseload contrattuale e concetto di carico di base del sistema si può approfondire nell’articolo Carico di base vs logica – perché nucleare e rinnovabili non sono compatibili.

Scenario illustrativo: stesso volume, esposizione diversa

Si immagini una giornata semplificata, senza assegnare prezzi di mercato.

Un’impresa consuma complessivamente 30 MWh:

• 0,5 MWh per ciascuna delle 6 ore centrali della giornata: 3 MWh;
• 1,5 MWh per ciascuna delle altre 18 ore: 27 MWh.

Un impianto FV associato al PPA produce 6 MWh, tutti nelle 6 ore centrali.

Se il PPA è pay-as-produced

L’offtaker regola 6 MWh di produzione FV nelle ore solari, ma in quelle stesse ore il proprio carico è di soli 3 MWh.

In termini di profilo:

• 3 MWh coincidono con il consumo dell’impresa;
• 3 MWh sono un’eccedenza da valorizzare secondo le regole previste;
• nelle restanti 18 ore l’impresa deve procurarsi 27 MWh da altre fonti o contratti.

Il PPA copre 6 MWh annui o giornalieri nel senso contrattuale considerato, ma non elimina il problema di quando quei MWh sono disponibili.

Se gli stessi 6 MWh sono consegnati come baseload

Un profilo baseload di 6 MWh nella giornata equivale, nell’esempio, a 0,25 MWh per ciascuna delle 24 ore.

L’impresa riceve quindi una copertura distribuita nel tempo:

• nelle 6 ore solari, resta da coprire 0,25 MWh per ora;
• nelle altre 18 ore, resta da coprire 1,25 MWh per ora.

Il volume complessivo del PPA è lo stesso, ma la controparte che offre il baseload ha assunto la gestione della trasformazione fra produzione FV concentrata e consegna uniforme.

Lo scenario non dimostra quale struttura sia migliore: serve solo a mostrare perché confrontare due offerte sulla base del solo strike price può essere fuorviante.

Le clausole da verificare in un contratto di acquisto di energia solare

Oggetto, punto di consegna e misurazione

Verificare:

• impianto o impianti associati al PPA;
• zona di offerta, POD o punto virtuale di consegna;
• intervallo di settlement applicabile;
• unità di misura e dati utilizzati per fatturazione;
• perdite di rete e loro attribuzione;
• gerarchia fra dati del contatore, dati del gestore di rete e dati della controparte;
• procedura di correzione e audit dei dati.

Quantità, profilo e tolleranze

Il contratto dovrebbe rendere esplicito se l’energia è:

• produzione effettiva;
• quantità garantita;
• volume stimato con riferimento P50 o P90;
• profilo fisso orario o quarto-orario;
• baseload;
• volume soggetto a cap, floor, bande di tolleranza o true-up.

Vanno inoltre chiariti calendario, festività, ora legale, deadline per le nomine e conseguenze degli scostamenti.

Deficit, eccedenze e energia di sostituzione

Sono clausole fondamentali per capire il costo totale del PPA:

• chi acquista l’energia mancante;
• quale indice o prezzo è applicato all’energia di rimpiazzo;
• se esiste un markup;
• chi vende e valorizza le eccedenze;
• a chi spettano ricavi e oneri delle vendite;
• quali penali, cap o floor si applicano;
• se il contratto consente compensazioni periodiche.

Dispacciamento, sbilanciamenti e sleeving

Nei PPA fisici o sleeved, va identificato il soggetto responsabile di:

• programmazione e nomine;
• ruolo di BRP o utente del dispacciamento, quando applicabile;
• regolazione degli sbilanciamenti;
• costi di rete e perdite;
• servizi di sleeving e fornitura residuale.

Se il contratto cita il CCT, occorre definirlo espressamente come corrispettivo o rischio collegato alla capacità di trasporto e distinguerlo dal basis risk derivante dalla specifica formula contrattuale. Non è una voce automaticamente presente in ogni PPA.

Indisponibilità, curtailment e performance

Il contratto deve distinguere almeno fra:

• indisponibilità dell’impianto;
• manutenzione programmata e non programmata;
• degrado e performance;
• ritardi di entrata in esercizio;
• forza maggiore;
• curtailment disposto per rete o mercato;
• limiti di connessione o congestione;
• rimedi, liquidated damages e diritti di recesso.

Il curtailment non è automaticamente a carico del produttore o dell’offtaker: dipende dalla struttura e dalle definizioni contrattuali.

Garanzie di Origine

Le Garanzie di Origine possono essere comprese nel valore del PPA, ma richiedono una disciplina autonoma. Occorre verificare:

• titolarità delle GO;
• prezzo incluso nello strike o prezzo separato;
• standard e dichiarazioni ambientali consentite;
• tempi di trasferimento;
• annullamento;
• rimedi se le GO non sono emesse, trasferibili o annullabili;
• prevenzione del doppio conteggio.

Le regole GSE contemplano il trasferimento interno delle GO in PPA di lungo termine, ma l’applicabilità operativa va verificata sulla versione vigente delle regole e sul contratto specifico.

Uscita, credito e modifiche normative

Infine, controllare:

• durata e data di avvio effettiva;
• eventi di default;
• cure period;
• garanzie finanziarie;
• change in control;
• rating trigger;
• early termination value;
• step-in dei finanziatori;
• change in law;
• fiscalità, IVA, contabilità e obblighi regolatori applicabili.

La qualificazione della struttura come fisica, sleeved o finanziaria e gli eventuali profili REMIT, MiFID II/EMIR, fiscali e contabili richiedono una verifica professionale sul singolo deal.

Checklist: 12 domande da fare prima di firmare

1. Il prezzo fisso si applica alla produzione reale, a un profilo fisso o a un baseload?
2. Qual è la granularità della consegna e della regolazione: oraria, quarto-oraria o altra?
3. Chi sopporta il rischio se l’impianto produce meno del previsto?
4. Chi compra l’energia mancante e secondo quale formula di prezzo?
5. Chi vende l’energia eccedente nelle ore solari e a chi spettano ricavi e oneri?
6. Chi presenta nomine e chi gestisce gli sbilanciamenti?
7. Lo strike include sleeving, perdite, costi di rete, balancing e fornitura residuale?
8. Quale indice o prezzo zonale viene applicato ai volumi fuori PPA?
9. Come sono gestiti curtailment, indisponibilità, manutenzione e ritardi di entrata in esercizio?
10. Chi riceve, trasferisce e annulla le Garanzie di Origine?
11. Quali garanzie finanziarie sono richieste e cosa accade in caso di default?
12. Il modello economico usa dati coerenti su base oraria per consumi, produzione, zona e formula di settlement?

La decisione non è “prezzo fisso contro prezzo variabile”

La scelta fra PPA pay-as-produced, shaped o baseload dipende soprattutto da tre elementi:

• profilo reale del carico aziendale;
• capacità di gestire esposizioni residuali e rischi di mercato;
• prezzo richiesto dalla controparte per assumere rischio di profilo, volume e balancing.

Un PPA fotovoltaico a prezzo fisso può essere uno strumento utile per stabilizzare una componente dell’approvvigionamento. Ma per valutarlo correttamente bisogna confrontare il costo complessivo dell’energia coperta, i volumi residuali e i servizi inclusi, usando serie orarie coerenti con zona, punto di consegna e periodo contrattuale.

La domanda da porre prima della firma non è quindi soltanto “qual è lo strike price?”, ma: chi sostiene il costo quando il profilo solare non coincide con il profilo di consumo?

Fonti

• Commission Recommendation on removing barriers to the development of power purchase agreements and other energy purchase agreements — European Commission: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:32026H0917

• PUN Index GME e prezzi zonali MGP — Gestore dei Mercati Energetici: https://gme.mercatoelettrico.org/it-it/Home/Pubblicazioni/Indici-GME/PUNIndexGme/IGIndexGmeEsiti

• DM Garanzie di Origine – Regole Applicative — Gestore dei Servizi Energetici: https://www.gse.it/documenti_site/Documenti%20GSE/Servizi%20per%20te/GARANZIA%20ORIGINE/Regole%20e%20procedure/Regole%20applicative%20sulla%20gestione%20delle%20Garanzie%20d%20origine.pdf
• Garanzia di ultima istanza PPA: cos’è e come funziona — Gestore dei Servizi Energetici: https://assistenza.clienti.gse.it/csm/it/garanzia-di-ultima-istanza-ppa-cos-%C3%A8-e-come-funziona?id=faq&sys_id=c9978c8b3bf3ea549977daa985e45a78