L’asta dell’Energy Release 2.0 si avvicina e il mercato si aspetta una procedura competitiva “magra”, con una quota rilevante del contingente già assorbita dagli accordi bilaterali conclusi nei mesi scorsi tra energivori e produttori.
È il principale messaggio emerso dal webinar organizzato ieri, 28 aprile, da Net Zero Milan con QualEnergia.it.
L’incontro, parte di una serie di appuntamenti verso l’evento B2B che si terrà a Milano dal 20 al 22 ottobre 2026, è stato dedicato a fare il punto sulla fase competitiva del meccanismo, aperta dal 13 aprile al 13 maggio (in basso slide e link alla registrazione video).
Secondo Dario Gallanti, partner di Our New Energy, “un bel po’ più della metà del contingente è stato chiuso con accordi bilaterali”. Una stima sostanzialmente confermata anche dagli altri relatori: Francesco Lepre di Duferco Energia ha parlato di volumi “sensibilmente oltre” il 50% già coperti, mentre anche Federico Macioci di Key to Energy ha lasciato intendere che una quota rilevante del mercato si sia già mossa nella fase pre-asta
Andrà dunque a gara un contingente probabilmente inferiore a 12 TWh, sui 24 TWh teoricamente disponibili; l’esito dell’asta sarà un benchmark di mercato per capire il reale valore attribuito dagli operatori all’Energy Release.
Il test del prezzo reale
Il premio marginale che emergerà dalla gara sarà infatti, nelle parole degli operatori, la vera “cartina di tornasole” del meccanismo.
L’asta servirà a misurare quanto mercato e produttori ritengano attrattivo il pacchetto economico dell’Energy Release una volta incorporati tutti i suoi elementi di complessità: clawback, vincolo di lunghissimo periodo, rischio esecutivo e struttura delle garanzie.
Gallanti ha ricordato che i premi riconosciuti nei primi accordi bilaterali, chiusi tra fine 2025 e inizio 2026, si collocavano in molti casi tra 6 e 9 €/MWh, ma poi si sono progressivamente compressi con la maturazione del mercato e l’aumento della trasparenza sul meccanismo.
Anche la dimensione dell’offtaker ha inciso sui prezzi: per grandi volumi superiori a 1 TWh si sono osservati sconti nell’ordine di 1-1,5 €/MWh rispetto alla media, ha spiegato.
L’esperto di One ha inoltre richiamato l’attenzione sul tema delle Garanzie di origine, ricordando che il prezzo di riferimento dell’Energy Release è espresso al lordo del relativo valore. La gestione delle GO potrà quindi incidere non marginalmente sugli economics finali dell’operazione.
Anche se gran parte dei volumi appare già allocata, l’asta potrebbe influenzare fortemente il mercato successivo.
Il prezzo marginale di aggiudicazione sarà infatti un riferimento inevitabile per i futuri accordi bilaterali che verranno chiusi dopo la procedura competitiva, è emerso dalla discussione.
Le tempistiche
Per i produttori, cruciale è il nodo tempi. Secondo Macioci di Key To Energy, le tempistiche sono “in linea generale compatibili”, ma solo per pipeline già avanzate e ben strutturate. Le criticità aumentano sensibilmente per gli impianti più complessi, soprattutto in alta tensione o con opere di rete rilevanti.
Il vero collo di bottiglia resta la connessione: una nuova sottostazione Terna può richiedere nella pratica 18-24 mesi, mentre la posa di nuove linee può valere 3-4 mesi per chilometro, ha osservato.
Molto dipenderà anche dalla qualità del titolo autorizzativo. Secondo il consulente, sarà fondamentale anticipare quanto più possibile attività tecniche normalmente lasciate alla fase di secondary permitting: rilievi, caratterizzazioni geotecniche, predimensionamenti, ottemperanze.
L’obiettivo è arrivare alla fase realizzativa con un progetto già robusto e “ready to build” in senso sostanziale, non solo formale.
Clawback e nodo dei 40 anni
Resta poi centrale il tema della sostenibilità economica di business plan che si estendono fino a 40 anni.
Macioci ha ricordato che simulare economics su orizzonti così lunghi implica inevitabilmente assumere una vita utile molto estesa degli impianti, con la necessità di considerare futuri repowering o ammodernamenti: un aspetto che, pur spesso sottovalutato nei modelli preliminari, potrebbe incidere significativamente sugli economics reali di lungo periodo.
Per Key To Energy, la gestione del clawback tramite estensione contrattuale tende a risultare più efficiente della liquidazione immediata, anche se la convenienza finale dipende da struttura del progetto, profilo di rischio e aspettative di mercato.
Mercato Ppa rallentato, ma non fermo
L’Energy Release ha anche congelato temporaneamente parte del mercato dei Ppa privati, ha riportato Gallanti di Our New Energy: molti offtaker hanno messo in pausa nuove trattative per concentrarsi prima sul meccanismo Gse.
Questo non significa però la fine dei Ppa: per molti progetti l’Energy Release copre solo il 50-70% della produzione necessaria alla bancabilità.
La quota residua viene quindi oggi strutturata con Ppa privati aggiuntivi, spesso più flessibili rispetto ai classici contratti decennali, ha spiegato.
L’aspettativa condivisa è che il mercato post-asta vada verso Ppa più selettivi e focalizzati sulle quote residuali di produzione.
Competitivo, ma non per tutti
Dal confronto tra i relatori emerge infine un messaggio netto: l’Energy Release è oggi molto competitivo per alcuni profili di asset, ma non universalmente adatto.
Per impianti molto merchant-exposed, in particolare fotovoltaici nel Sud e nelle isole, può risultare più attrattivo di molte alternative di mercato: Gallanti ha fatto l’esempio della Sicilia, dove il meccanismo, al contrario dei Ppa “normali”, metterebbe al riparo dalle dinamiche dei prezzi zonali.
Per altri investitori, soprattutto con strategie di flip dell’asset o orizzonti di investimento più brevi, il vincolo di lungo termine e la complessità strutturale possono rendere l’Energy Release meno interessante.
Anche per questo, diversi operatori stanno ancora valutando se destinare alcuni progetti all’Energy Release oppure mantenerli per Fer X, Ppa o merchant.
Pur in presenza di molti accordi già chiusi, i relatori non ritengono che il mercato dell’offerta sia esaurito.
Secondo Macioci e Gallanti esiste ancora una pipeline significativa di progetti potenzialmente candidabili, anche con possibili spostamenti tattici da Fer X verso Energy Release per gli asset che trovassero maggiore convenienza nel nuovo schema.
Video del webinar (previa registrazione gratuita alla piattaforma NZM)
- Slide Lepre (pdf)
- Slide Macioci (pdf)
- Slide Gallanti (pdf)
