I contratti a lungo termine per l'energia affrontano ora nuove sfide

Il mercato europeo dei Power purchase agreement (Ppa) sta cambiando pelle. Dopo anni di crescita senza scosse, i contratti a lungo termine – che assicurano energia verde alle imprese e rendono bancabili i progetti degli sviluppatori – restano la spina dorsale della transizione ma oggi devono fare i conti con nuove sfide: volatilità dei mercati, anomalia dei prezzi che scendono a zero o in territorio negativo e congestioni di rete sempre più pesanti. Secondo BloombergNEF, società internazionale di ricerca e analisi sull’energia, la traiettoria di medio periodo resta impressionante: entro il 2035 la capacità solare in Europa è destinata a triplicare fino a 1,3-1,4 TW, l’eolico a raddoppiare oltre 700 GW e lo storage a decuplicare superando i 300 GW. Una trasformazione spinta dall’aumento della domanda elettrica, trainata da veicoli elettrici, pompe di calore e data center, che già oggi ridisegnano i consumi. In questo scenario i Ppa restano lo strumento principe per dare certezza agli investimenti, anche se le loro regole stanno cambiando.

Il 2024 è stato definito “the big adjustment” da Pexapark, società svizzera specializzata in analisi e consulenza sui mercati Ppa: meno volumi, ma più contratti. In Europa i Ppa firmati sono stati 15,2 GW, in calo dell’11% rispetto al 2023, ma con 316 contratti complessivi, un record assoluto (più 14%). A guidare la crescita sono stati i corporate buyer (più 26%), mentre le utility hanno ridotto la propria presenza del 59%. Anche il numero di nuovi acquirenti è salito: 157 aziende hanno firmato il loro primo Ppa per un totale di 5,2 GW. Un segnale di maturazione del mercato, dove le imprese cercano stabilità di prezzo e certificati verdi, mentre le utility si concentrano sempre più sul ruolo di intermediari e bilanciatori.

Sul fronte tecnologico, il solare resta dominante con oltre 8 GW, pur in calo del 28% rispetto all’anno precedente. L’eolico onshore è cresciuto del 25% con 3,1 GW, mentre l’offshore si è dimezzato a 937 MW. L’exploit maggiore riguarda i Ppa multi-tecnologia, contratti che combinano più fonti come solare ed eolico per offrire una produzione più continua: 2,7 GW, +219% sul 2023.

Le dinamiche di prezzo riflettono questo cambiamento. Il Pexa Euro Composite, l’indice che misura il prezzo medio europeo dei Ppa a 10 anni su solare ed eolico, si è mantenuto attorno ai 52 €/MWh, con una crescita minima (+3%) rispetto a inizio anno. La vera novità è stata l’esplosione delle ore a prezzi nulli o negativi: in Germania oltre 450 ore, in Spagna per la prima volta più di 240, in Polonia quasi 200. Solo l’Italia è rimasta immune, ma non è detto che duri. Questo fenomeno ha imposto nuove clausole nei contratti: molti acquirenti rifiutano di pagare l’energia immessa in rete durante le ore negative, altri accettano formule miste che garantiscono una compensazione più equilibrata. Un nodo che pesa sulla bancabilità dei progetti e rende più complessa la strutturazione dei Ppa.

Guardando ai player, la fotografia è duplice. Nei dati cumulativi di BloombergNEF emerge il primato di Engie, con quasi 4 GW di capacità contrattualizzata, seguita da Iberdrola (3,1 GW), Vattenfall (2,4 GW) e Statkraft (2,0 GW). Restringendo però lo sguardo al solo 2024 lo scenario cambia: Iberdrola conquista la vetta con 1,63 GW, davanti alla tedesca Zelestra (652 MW), Engie (621 MW), Statkraft (571 MW) e la joint Shell–Eneco (503 MW). Segno che il mercato resta competitivo e fluido, con posizioni che si ridefiniscono di anno in anno.

Sul fronte dei compratori domina ancora il digitale: Amazon ha firmato accordi per 3,6 GW, seguita da Google (1,0 GW). Tra gli industriali spiccano LyondellBasell (539 MW) e Salzgitter (510 MW). A ruota Vodafone, Ardagh, Tesco e Ahold Delhaize. Nel solo 2024, i dati confermano questo trend: Amazon ha sottoscritto 3,63 GW, Google poco più di 1 GW, mentre Ardagh (483 MW) e Vodafone (479 MW) hanno consolidato la loro posizione accanto ai grandi retailer europei. Una mappa che mostra come big tech e industria energivora trainino la domanda, mentre i grandi gruppi energetici presidiano l’offerta.

A livello geografico, la Spagna resta il mercato leader con 4,66 GW, pur in leggero calo, mentre la Germania guida per numero di contratti (48). L’Italia si conferma nella top ten con 1,05 GW e un aumento del 56% nel numero di deal, ma resta un mercato costoso e complesso: i prezzi dei Ppa italiani sono tra i più alti d’Europa, con valori medi di 60-65 €/MWh per il solare e oltre 70 €/MWh per l’eolico, complice la difficoltà di connessione e la lentezza autorizzativa.

Il 2025 si apre con ulteriori segnali di cambiamento. Secondo LevelTen Energy, piattaforma digitale che aggrega offerte e domanda di Ppa, nel secondo trimestre i prezzi dei contratti in Europa sono scesi in media del 5% per il solare e del 2% per l’eolico, complice l’abbondanza di offerta in mercati come Italia, Polonia e Romania. In parallelo, cresce la domanda di contratti multi-buyer, che coinvolgono più acquirenti nello stesso progetto suddividendo rischi e volumi, e di contratti cross-border, che consentono a un’impresa di approvvigionarsi da un impianto in un altro Paese, ampliando le opzioni ma anche la complessità delle clausole.