La Commissione europea ha dato il proprio via libera al FER X nella versione a regime, facendo chiarezza su quasi tutti gli elementi del nuovo sistema di incentivazione delle rinnovabili in Italia: dalla struttura delle aste ai prezzi di riferimento, dai coefficienti locazionali al funzionamento dei contratti per differenza. A integrare il quadro ci sono anche le indicazioni fornite da Federico Boschi, responsabile del dipartimento Energia del Mase, riguardo al calendario delle gare, all’albo preventivo e alle tariffe.

Il contingente complessivo e la sua ripartizione

Il FER X a regime avrà una capacità massima complessiva di 37,15 GW.

Di questi, 27,15 GW saranno assegnati tramite procedure competitive ad impianti di potenza superiore a 1 MW: la quota fotovoltaica ammonterà a 10 GW, quella eolica a 16,5 GW, mentre all’idroelettrico andranno 630 MW e 20 MW saranno riservati agli impianti alimentati con gas derivanti dai processi di depurazione delle acque.

I restanti 10 GW sono destinati agli impianti di taglia fino a 1 MW, i quali potranno accedere direttamente al sostegno al momento dell’entrata in esercizio, purché ciò avvenga entro il 31 dicembre 2030 o entro 60 giorni dall’eventuale esaurimento anticipato del contingente. Per questi progetti — così come per quelli rientranti nel transitorio — il prezzo di esercizio sarà definito da Arera, con la possibilità, per gli impianti sotto i 200 kW, di optare per una tariffa omnicomprensiva.

Prezzi di riferimento per il 2026

I valori di riferimento comunicati dall’Italia a Bruxelles per l’anno in corso prevedono prezzi centrali compresi tra 80 e 90 €/MWh, attorno ai quali viene costruita la curva di domanda con valori inferiori e superiori. Sulla base dell’ordine delle tecnologie e dei progetti di riferimento indicati nella documentazione allegata alla decisione, si può stimare un prezzo centrale di 80 €/MWh per il fotovoltaico, 85 €/MWh per l’eolico, 90 €/MWh per l’idroelettrico e 85 €/MWh per i gas di depurazione, anche se la corrispondenza non è esplicitata formalmente nel testo.

Le basi d’asta delle singole procedure non sono ancora determinate: dovranno essere fissate con apposito decreto direttoriale, sulla base di un’analisi che il GSE condurrà sui range di costo degli impianti per le diverse tecnologie. Il provvedimento arriverà indicativamente circa un mese prima di ciascuna gara: se la prima asta è attesa per dicembre, il decreto potrebbe essere emanato in autunno.

La struttura delle aste e la curva dinamica

Il meccanismo riprende la logica della curva di domanda dinamica già introdotta nel transitorio: il volume effettivamente assegnato non è fisso, ma dipende dall’incrocio tra le quantità richieste e i prezzi offerti lungo una curva che prevede un volume minimo al prezzo più elevato, un obiettivo centrale al prezzo di riferimento e un volume massimo al prezzo base. In questo modo il ministero può ottimizzare l’approvvigionamento evitando di pagare prezzi eccessivi e mantenendo un adeguato livello di concorrenza tra i partecipanti.

Prima di ogni asta sarà necessario raccogliere manifestazioni d’interesse dai soggetti intenzionati a partecipare. La capacità messa a gara dovrà essere inferiore di almeno il 10% rispetto alla potenza complessiva degli impianti autorizzati che avranno presentato manifestazione d’interesse, proprio per garantire la competizione tra le offerte.

I coefficienti locazionali

Sulle offerte in asta si applicheranno coefficienti locazionali che non incidono sull’entità dell’incentivo, ma influenzano la posizione in graduatoria. Una volta superata, in una determinata zona, la soglia di capacità integrabile senza richiedere rinforzi alla rete di trasmissione, il coefficiente penalizzerà il ranking degli impianti localizzati in quell’area. Il valore massimo del coefficiente potrà raggiungere il 30% della tariffa di riferimento.

Requisiti di accesso e albo preventivo

Per poter partecipare alle aste, i soggetti dovranno disporre del titolo abilitativo alla costruzione e all’esercizio dell’impianto oppure, per le tecnologie diverse dal fotovoltaico e nei casi applicabili, di una Valutazione di Impatto Ambientale (VIA) con esito positivo. Saranno inoltre richiesti: l’accettazione del preventivo di connessione rilasciato dal gestore di rete, la registrazione validata sul sistema Gaudì, il rispetto del principio DNSH (Do No Significant Harm), l’impegno a partecipare al mercato del dispacciamento nelle circostanze previste dalla normativa, e il possesso di adeguati requisiti di solidità finanziaria. I lavori di costruzione non potranno essere avviati prima della presentazione della domanda di incentivo.

Analoghi requisiti valgono per gli impianti fino a 1 MW in accesso diretto, con il vincolo aggiuntivo che i lavori non devono essere iniziati prima dell’entrata in vigore del decreto istitutivo del meccanismo.

Per gli impianti sopra 1 MW, prima dell’asta vera e propria saranno previste una fase di prequalifica e una di manifestazione d’interesse. Ogni soggetto potrà presentare al massimo tre manifestazioni d’interesse nell’ambito del FER X e dei precedenti meccanismi, salvo il caso in cui le offerte non siano state aggiudicate ma fossero comunque inferiori al prezzo centrale.

Il Mase sta valutando di anticipare la verifica dei requisiti mediante un albo dei progetti qualificati: in questo modo solo i progetti già in regola potranno partecipare alle aste, con il vantaggio di rendere disponibili gli esiti delle gare in tempi molto più rapidi. Questa impostazione sposterebbe però in avanti la data della prima asta, che Boschi ha indicato come probabile a dicembre 2026. L’obiettivo dichiarato è svolgere una procedura entro l’anno e due nel corso del 2027, con le manifestazioni d’interesse che dovrebbero aprirsi dopo la pausa estiva.

Per partecipare è richiesta una garanzia provvisoria pari al 5% del costo di investimento atteso; in caso di aggiudicazione, la garanzia definitiva sale al 10%.

Contratti per differenza: funzionamento e casistiche particolari

Il sostegno per gli impianti sopra 1 MW sarà erogato mediante contratti per differenza bidirezionali della durata di 20 anni, che copriranno il 95% della produzione, lasciando il restante 5% esposto ai segnali di mercato.

Il meccanismo si basa normalmente sulla produzione effettiva, ma in alcune circostanze — come ordini di dispacciamento, interventi di manutenzione o situazioni di prezzi nulli e negativi — si farà riferimento alla producibilità stimata. In particolare, quando il prezzo zonale sul mercato del giorno prima sarà nullo o negativo, non saranno riconosciuti pagamenti per i volumi effettivamente prodotti in quella condizione; il volume eventualmente impiegato per la regolazione sarà calcolato secondo specifici limiti previsti dalla decisione, tenendo conto della producibilità e delle quantità programmate o offerte.

Criteri NZIA e correttivi allo strike price

Almeno il 30% annuo della capacità eolica e fotovoltaica messa all’asta dovrà essere assegnato attraverso procedure dedicate che prevedono requisiti aggiuntivi connessi ai criteri NZIA: condotta responsabile d’impresa, sicurezza informatica e dei dati, capacità di realizzazione, resilienza della catena di fornitura e sostenibilità ambientale.

Sono inoltre previsti fattori correttivi applicati allo strike price: un incremento di 27 €/MWh per il fotovoltaico realizzato in sostituzione di coperture contenenti amianto o eternit, e di 10 €/MWh per gli impianti costruiti su specchi d’acqua.

Tempi di realizzazione e penali

I termini massimi per l’entrata in esercizio, calcolati dalla pubblicazione della graduatoria, sono fissati in 36 mesi per eolico e fotovoltaico, 54 mesi per il nuovo idroelettrico, 48 mesi per i rifacimenti idroelettrici e i nuovi impianti a gas di depurazione, 36 mesi per i relativi rifacimenti. In caso di ritardo rispetto alle scadenze previste, lo strike price subisce una riduzione dello 0,2% mensile per i primi nove mesi e dello 0,5% per i successivi sei. Oltre i 15 mesi di ritardo scattano l’esclusione dal meccanismo e l’escussione della garanzia definitiva.

Il FER Z e i 15 GW di fotovoltaico utility scale

La decisione europea conferma che la quota di fotovoltaico utility scale incentivabile attraverso il FER X è stata limitata su richiesta di Bruxelles. L’Italia ha negoziato l’assegnazione di almeno 10 GW al FER X, trasferendo al futuro FER Z una quota residua che ammonta ad almeno 15 GW di solare di grande taglia.

Il FER Z si basa su una struttura diversa rispetto al FER X: il contratto per differenza non sarà ancorato alla produzione effettiva del singolo impianto, ma a un profilo di produzione di riferimento. Per il fotovoltaico, tale profilo dovrà rispecchiare l’andamento atteso della generazione solare.

La prenotifica del FER Z alla Commissione europea è stata presentata il 5 gennaio 2026. Il Mase conta di ricevere l’approvazione entro la fine dell’anno; a quel punto sarà possibile conoscere la configurazione definitiva del meccanismo, con i contingenti aggiornati, i profili di riferimento e le eventuali ulteriori modifiche all’architettura complessiva.