L'Energy Release 2.0 ha chiuso la contrattualizzazione il 31 gennaio 2026 con 476 contratti sottoscritti da clienti finali energivori e aggregatori, per un volume assegnato di 22,5 TWh (GSE, 2026). Ogni terawattora anticipato si traduce in un obbligo di costruire nuovi impianti rinnovabili, ed è lì che entra chi li realizza.
Il meccanismo è nato per il cliente energivoro, ma la parte esecutiva ricade su installatori ed EPC. Le imprese hanno firmato contratti che le vincolano a mettere in esercizio nuova capacità entro scadenze rigide, e molte non hanno né i terreni né la struttura tecnica per farlo da sole. Questa guida spiega il meccanismo dal lato di chi costruisce.
Key Takeaways
- Il GSE anticipa energia rinnovabile a prezzo fisso per 36 mesi; l'impresa la restituisce nei 20 anni successivi.
- Il prezzo fissato per il triennio 2025-2027 è di 65 €/MWh, approvato con decreto direttoriale MASE n. 72 del 19 novembre 2025.
- L'impresa deve realizzare nuova capacità rinnovabile in grado di produrre almeno il doppio dell'energia anticipata, entro 40 mesi dalla firma del contratto.
- Sono ammessi solo impianti nuovi da almeno 200 kW ciascuno, entrati in esercizio dopo il 30 aprile 2025 e comunque entro il 31 dicembre 2030.
- Dal 27 luglio 2026 è di nuovo possibile presentare l'Addendum per trasferire gli obblighi a un Soggetto Terzo Delegato, che è la porta d'ingresso contrattuale dell'EPC.
Che cos'è l'Energy Release 2.0 e come funziona?
È un meccanismo di anticipazione: il GSE cede energia rinnovabile a prezzo fisso alle imprese energivore per un periodo di 36 mesi, e le imprese restituiscono energia equivalente nei 20 anni successivi (GSE, 2026). La base giuridica è l'articolo 1 del decreto legge 9 dicembre 2023 n. 181, attuato con il DM MASE 23 luglio 2024 n. 268.
Il testo del decreto legge è pubblicato in Gazzetta Ufficiale del 7 febbraio 2024 (Gazzetta Ufficiale, 2024), mentre il decreto ministeriale attuativo è disponibile sul sito del MASE (MASE, 2024). Il DM è stato successivamente modificato dal decreto n. 204 del 29 luglio 2025.
Il vantaggio per l'impresa è misurabile. Il prezzo dell'anticipazione è di 65 €/MWh per il triennio 2025-2027. I prezzi forward EEX usati come riferimento per il 2026 e il 2027 erano rispettivamente di 103,8 e 97,2 €/MWh (Rinnovabili.it, 2025). Il differenziale finanzia di fatto l'impianto da costruire.
Chi può accedere e quali imprese sono ammesse?
La platea è quella delle imprese energivore iscritte all'elenco gestito da CSEA. L'aggiornamento del bando del 6 febbraio 2025 ha esteso l'accesso ai soggetti iscritti o richiedenti negli elenchi 2024 e 2025 pubblicati da CSEA il 18 gennaio 2025 (CSEA, 2025). Le manifestazioni di interesse sono state raccolte dal 14 novembre 2024 al 3 marzo 2025.
Il requisito di base è un consumo annuo di almeno 1 GWh unito all'appartenenza ai codici ATECO dell'Allegato 1 al DM MIMIT 131/2023, oppure un indice di intensità elettrica pari o superiore al 20% (Confindustria Macerata, 2025).
Per un installatore questo definisce il profilo del cliente in modo netto. Sono fonderie, cartiere, vetrerie, ceramiche, chimica, alimentare pesante e cementifici. Sono imprese con capannoni molto grandi, spesso con coperture datate. Il loro profilo di carico rende interessante il fotovoltaico su capannone industriale anche al di là dell'obbligo.
Quanta capacità rinnovabile bisogna costruire in cambio?
La regola è chiara e va compresa prima di dimensionare qualsiasi impianto: la nuova capacità deve essere in grado di produrre energia pari almeno al doppio dell'energia anticipata, e deve entrare in esercizio entro 40 mesi dalla sottoscrizione del contratto (GSE, 2026).
Il punto che genera più errori è che il dimensionamento non parte dai consumi attuali del cliente. Parte dai MWh assegnati dal GSE e dalla produzione attesa dell'impianto su vent'anni. Un'impresa con 30 GWh anticipati deve costruire capacità in grado di generare almeno 60 GWh nell'arco dell'obbligo, non nell'arco di un anno.
Parametri chiave del meccanismo
- Durata dell'anticipazione: 36 mesi
- Durata della restituzione: 20 anni
- Prezzo dell'anticipazione 2025-2027: 65 €/MWh
- Rapporto tra energia da produrre ed energia anticipata: almeno 2 a 1
- Termine per l'entrata in esercizio: 40 mesi dalla firma del contratto
- Potenza minima per singolo impianto: 200 kW
- Termine ultimo invalicabile: 31 dicembre 2030
La proroga dei 40 mesi è ammessa solo per forza maggiore o per ritardi autorizzativi non imputabili al soggetto obbligato, e comunque non oltre il 31 dicembre 2030. Va riportata tale e quale nel contratto EPC: un ritardo attribuibile al costruttore non prolunga il termine.
Quali impianti sono ammessi e con quali requisiti
Sono ammessi impianti fotovoltaici, eolici e idroelettrici nuovi, di potenza minima 200 kW ciascuno, oppure potenziamenti e rifacimenti che generino un incremento di almeno 200 kW. L'entrata in esercizio deve essere successiva al 30 aprile 2025, quindi un impianto già in funzione prima di quella data non è spendibile per assolvere l'obbligo.
Questa soglia esclude di fatto le installazioni di taglia commerciale piccola e sposta il baricentro su progetti da qualche centinaio di kilowatt in su. Sul fotovoltaico significa coperture industriali estese, aree a terra o pensiline, con tutte le implicazioni autorizzative e di connessione dell'impianto che ne derivano.
La data di entrata in esercizio è quella registrata a sistema, quindi la registrazione GAUDÌ presso Terna diventa un adempimento con effetti contrattuali diretti e non un semplice passaggio burocratico. Un ritardo di registrazione può spostare la data rilevante oltre una scadenza.
Il Soggetto Terzo Delegato: come entra l'EPC nel meccanismo
Il meccanismo prevede che l'impresa energivora possa trasferire gli obblighi di realizzazione a un Soggetto Terzo Delegato tramite un Addendum al contratto. Dal 27 luglio 2026 il GSE ha riaperto questa possibilità sul Portale E-RELEASE per chi non abbia già sottoscritto Addendum per l'intero quantitativo (GSE, 2026).
È la porta d'ingresso contrattuale più diretta per un EPC strutturato. L'efficacia dell'Addendum è però subordinata all'esito positivo della valutazione delle garanzie presentate, quindi il delegato deve avere una solidità finanziaria dimostrabile prima ancora di discutere di progetto.
Nella pratica abbiamo visto che la fase più delicata non è tecnica ma di due diligence incrociata: il delegato assume un obbligo verso il GSE che sopravvive ai rapporti commerciali con il cliente. Vale la pena far leggere lo schema contrattuale a un legale prima di firmare, e non dopo aver ordinato i moduli.
Chi non ha la struttura per assumere la delega può posizionarsi come esecutore per conto del soggetto obbligato. In quel caso il contratto EPC deve replicare in modo speculare scadenze e penali del contratto GSE. Altrimenti il rischio resta tutto sul cliente e la trattativa si blocca sulle garanzie.
Garanzie, fideiussioni e trattenute: chi porta il rischio?
Il sistema di garanzie è a due livelli. C'è una garanzia incondizionata di valore crescente durante il periodo di anticipazione, con importi aggiornabili annualmente, e c'è una garanzia collettiva gestita come trattenuta sul corrispettivo erogato dal GSE, a copertura della realizzazione della nuova capacità.
La trattenuta a garanzia collettiva è pari a 3 €/MWh sui differenziali mensili riconosciuti dal GSE, restituita a valle dell'entrata in esercizio degli impianti (Energia Oltre, 2025). Non è un costo aggiuntivo sul prezzo di 65 €/MWh, come talvolta si legge, ma un importo temporaneamente indisponibile.
Il termine per la presentazione della garanzia incondizionata relativa al contratto è stato prorogato al 9 marzo 2026 (GSE, 2026). Su questa scadenza alcune fonti di settore hanno riportato date diverse, quindi conviene verificare sempre sul portale GSE prima di impostare un cronoprogramma.
Cronoprogramma tipo di un progetto Energy Release
I 40 mesi sembrano molti finché non si scompongono nelle fasi reali. Su un impianto industriale da qualche megawatt il tempo utile per la costruzione vera e propria si riduce a una frazione del totale, e il resto se lo prendono autorizzazioni e connessione.
- Mesi 1-3. Verifica del quantitativo assegnato, calcolo della capacità necessaria, scelta tra delega a Soggetto Terzo e ruolo di semplice esecutore, valutazione delle garanzie.
- Mesi 3-8. Individuazione del sito, verifica dell'idoneità dell'area, studio di fattibilità e richiesta di preventivo di connessione al distributore.
- Mesi 8-24. Iter autorizzativo e ottenimento del titolo abilitativo. È la fase più variabile e quella che concentra il rischio di scivolamento.
- Mesi 24-34. Progettazione esecutiva, approvvigionamento, costruzione e collaudo.
- Mesi 34-40. Allacciamento, registrazione in GAUDÌ, entrata in esercizio e comunicazione al GSE.
Il margine reale è quindi di pochi mesi. Un contratto EPC che non prevede penali speculari a quelle del contratto GSE lascia scoperto il cliente, e prima o poi il tema torna al tavolo. Conviene affrontarlo in fase di offerta.
L'Energy Release è cumulabile con FER X e Transizione 5.0?
Il principio fissato dalle FAQ del GSE è che la quota di nuova capacità regolata dal contratto per differenza non può accedere ad altri incentivi pubblici. Il cumulo resta possibile solo per quote separatamente misurabili e identificate da un'unità di produzione dedicata (BibLus, 2026).
Tradotto in scelte progettuali: FER X e Transizione 5.0 sono ammessi sulla quota non regolata dal contratto per differenza, l'iperammortamento no perché duplicherebbe il beneficio, e il decreto CACER non è cumulabile con la tariffa incentivante, sebbene l'impianto possa entrare in una configurazione di autoconsumo diffuso accedendo al solo contributo TIAD. Il decreto Agrivoltaico è escluso sui medesimi progetti.
Questo è il punto che trasforma la cumulabilità da problema fiscale a problema di progettazione elettrica. Separare le quote significa prevedere sezionamenti, misure e unità di produzione distinte già nello schema unifilare preliminare. Rimediare dopo la connessione costa molto più che disegnarlo bene all'inizio.
Quanto vale davvero la pipeline per un installatore?
I numeri pubblici danno la misura del mercato. Nella prima finestra di manifestazione di interesse, chiusa a marzo 2025, sono arrivate 559 manifestazioni da oltre 3.400 soggetti energivori per più di 70 TWh richiesti (Unindustria, 2025). La contrattualizzazione si è poi chiusa a 22,5 TWh effettivi.
La procedura competitiva 2026_01 si è svolta dal 13 aprile al 13 maggio 2026, con offerta economica non inferiore a meno 20,00 €/MWh per il Cluster B (Infobuild Energia, 2026). Le graduatorie pubblicate a giugno 2026 registrano 683 richieste per 79,34 TWh, di cui 600 in posizione utile per 70,84 TWh, con un solo aggiudicatario che ha acquisito l'obbligo di restituzione da 21 energivori per 1,73 TWh tramite un impianto fotovoltaico da 180 MW (pv magazine Italia, 2026).
Il dato interessante per chi vende è un altro. I 22,5 TWh contrattualizzati generano un obbligo di produzione di almeno 45 TWh nell'arco della restituzione, e i soggetti obbligati sono elencati per nome nelle tabelle pubbliche del GSE. Non è un mercato astratto, è una lista di clienti con una scadenza già scritta e un vincolo invalicabile al 31 dicembre 2030.
Chi lavora già sul fotovoltaico commerciale ha il profilo giusto per intercettarla, a patto di reggere le garanzie richieste. Gestire in parallelo pratiche, scadenze contrattuali e dati di impianto su decine di progetti industriali è un lavoro da software gestionale, e Reonic nasce per questo.
Domande frequenti sull'Energy Release 2.0
L'Energy Release è un incentivo a fondo perduto?
No. È un'anticipazione di energia a prezzo fisso che va restituita in natura nei vent'anni successivi al triennio di anticipazione. Il beneficio economico deriva dal differenziale tra il prezzo di 65 €/MWh e i prezzi di mercato attesi, non da un contributo pubblico non rimborsabile.
Un impianto da 150 kW è ammissibile per assolvere l'obbligo?
No. La potenza minima richiesta è di 200 kW per singolo impianto, oppure un incremento di almeno 200 kW in caso di potenziamento o rifacimento. Sotto quella soglia l'impianto non è computabile ai fini dell'obbligo, anche se tecnicamente valido e regolarmente connesso alla rete.
Che differenza c'è tra Energy Release e FER X?
Il FER X incentiva l'energia immessa in rete con un prezzo fisso ventennale. L'Energy Release anticipa energia a un'impresa energivora in cambio della costruzione di nuova capacità. Sono meccanismi diversi e possono coesistere, ma solo su quote separatamente misurabili identificate da unità di produzione dedicate.
Chi risponde al GSE se l'impianto non entra in esercizio nei termini?
Il soggetto obbligato, cioè l'impresa energivora, salvo che gli obblighi siano stati trasferiti a un Soggetto Terzo Delegato tramite Addendum efficace. In quel caso la responsabilità verso il GSE passa al delegato, che deve aver superato la valutazione delle garanzie prevista dalle regole operative.
Ci sono ancora finestre aperte nel 2026?
Sì, quella per la presentazione dell'Addendum di delega a Soggetti Terzi, riaperta dal 27 luglio 2026 sul Portale E-RELEASE per chi non abbia già delegato l'intero quantitativo. Per le procedure competitive e le scadenze successive conviene monitorare direttamente l'area Energy Release del sito GSE.
