Decreto FER X Final: el MASE ha aprobado el nuevo marco de incentivos para las energías renovables

El 18 de junio de 2026, el Ministerio de Medio Ambiente y Seguridad Energética de Italia (MASE) firmó el esperado Decreto FER X Final.

El principal cambio es el aumento de la capacidad incentivada para las plantas de energía renovable con una capacidad superior a 1 MW, que pasa de 14,65 GW a 27,15 GW, con 10 GW adicionales asignados a plantas de hasta 1 MW.

Cabe destacar que el decreto incrementa de forma significativa la capacidad reservada para los proyectos eólicos terrestres después de que las subastas del FER X Transitorio para esta tecnología no lograran adjudicar la totalidad de los volúmenes disponibles. En cambio, para los proyectos fotovoltaicos a gran escala, la capacidad disponible parece más limitada si se compara con la cartera actual de proyectos y el nivel esperado de competencia en el mercado.

El decreto también confirma el mecanismo de subastas dinámicas, mediante el cual el Gestor de Servicios Energéticos italiano (GSE) determinará los volúmenes de cada subasta en función de la demanda del mercado y de los niveles de descuento ofrecidos por los participantes.

Requisitos de elegibilidad

Las plantas de energía renovable con una capacidad de hasta 1 MW pueden acceder directamente al régimen de incentivos.

Las plantas con una capacidad superior a 1 MW deberán participar en las subastas competitivas organizadas por el GSE.

Para poder participar en las subastas, los proyectos deberán:

• contar con la autorización definitiva para la construcción y explotación de la planta. Este es uno de los principales cambios para los proyectos fotovoltaicos con respecto al marco del FER X Transitorio, en el que se permitía participar antes de obtener el permiso definitivo. Para los proyectos eólicos terrestres, sigue siendo suficiente disponer de una Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) favorable.

• haber aceptado de forma definitiva la oferta de conexión a la red y haber completado el registro de la planta en el sistema GAUDÌ de Terna.

• cumplir con los requisitos medioambientales establecidos por el decreto, incluido el principio europeo de «No causar un perjuicio significativo» (DNSH, Do No Significant Harm), demostrando que el proyecto no causará daños significativos a ninguno de los seis objetivos medioambientales. El cumplimiento será verificado por el GSE mediante una declaración técnica responsable respaldada por la documentación ambiental correspondiente.

• cumplir con las obligaciones relacionadas con la participación en el Mercado de Balance y Redistribución (Balancing and Redispatching Market). Este requisito se aplica a toda la capacidad instalada de la planta, incluso cuando solo una parte de dicha capacidad se presente a la subasta. En consecuencia, seleccionar un Proveedor de Servicios de Balance (BSP) fiable y con experiencia se convierte en una decisión estratégica, ya que el BSP deberá demostrar solidez operativa y experiencia contrastada en la gestión de carteras agregadas de energías renovables. A cambio de beneficiarse del mecanismo de apoyo mediante precio garantizado, las plantas incentivadas asumirán una mayor responsabilidad en el mantenimiento de la estabilidad de la red.

El decreto también refuerza los requisitos de solvencia financiera. Los promotores deberán demostrar su capacidad financiera mediante una declaración bancaria o una capitalización adecuada equivalente al 10 % de la inversión para proyectos de hasta 100 millones de euros, al 5 % para inversiones de entre 100 y 200 millones de euros y al 2 % para inversiones superiores a 200 millones de euros.

Por último, el decreto limita cada proyecto a un máximo de tres manifestaciones de interés, incluidas las ya presentadas en el marco del FER X Transitorio. Esta medida tiene como objetivo priorizar los proyectos que realmente están preparados para comenzar su construcción, acelerando así el despliegue de inversiones maduras en energías renovables.

¿Qué cambia respecto al marco del FER X Transitorio?

El Decreto FER X Final introduce varios cambios importantes con respecto al marco del FER X Transitorio. Los más relevantes se describen a continuación.

1. Un mayor protagonismo para la energía eólica terrestre

   El decreto envía un mensaje claro: la energía eólica terrestre desempeñará un papel central en el desarrollo de las energías renovables en Italia durante los próximos años.

   En comparación con el régimen FER X Transitorio, el nuevo decreto asigna 16,5 GW a la energía eólica terrestre y 10 GW a los proyectos fotovoltaicos. Esto refleja el objetivo del Gobierno de acelerar el despliegue de la energía eólica, aunque el progreso seguirá dependiendo de la superación de los largos y complejos procesos de autorización que continúan afectando a esta tecnología.

   Actualmente, la cartera de proyectos fotovoltaicos en Italia supera ampliamente tanto la capacidad disponible del FER X como la cartera de proyectos eólicos. Como consecuencia, muchos proyectos fotovoltaicos podrían verse obligados a competir finalmente dentro del futuro mecanismo FER Z. Por ello, se espera que las subastas fotovoltaicas sean muy competitivas, especialmente en Sicilia, donde las solicitudes presentadas en el marco del FER X Transitorio superaron en más del doble la capacidad disponible. En cambio, las subastas eólicas podrían enfrentarse a una menor presión competitiva, siempre que el mercado consiga desarrollar un número suficiente de proyectos autorizados y que los precios de las subastas sigan siendo atractivos.

   Esto representa una importante oportunidad para los productores independientes de energía (IPP), los fondos de inversión y los promotores. Las empresas que ya cuenten con proyectos eólicos autorizados o iniciativas de repotenciación podrán beneficiarse de condiciones más favorables para acceder al régimen de incentivos.

2. Una nueva definición de la capacidad de las plantas fotovoltaicas

   Uno de los cambios más significativos introducidos por el Decreto FER X Final se refiere a la forma en que se calcula la capacidad de las plantas fotovoltaicas.

   En el nuevo marco regulatorio, la capacidad de la planta se basa en la capacidad nominal en corriente continua (DC) de los módulos fotovoltaicos, mientras que el régimen FER X Transitorio hacía referencia, en la práctica, a la capacidad en corriente alterna (AC) del lado del inversor.

   Este cambio, que a primera vista puede parecer meramente técnico, tiene importantes implicaciones prácticas. Las plantas fotovoltaicas a gran escala suelen diseñarse con una relación DC/AC superior a 1, lo que significa que, aun inyectando la misma cantidad de energía a la red, estos proyectos consumirán una mayor parte de la capacidad disponible en las subastas. Además, estarán sujetos a mayores garantías financieras y requisitos de capital y, en algunos casos, superarán el umbral de 1 MW que hace obligatoria la participación en subastas competitivas.

   Para algunos proyectos, esto puede requerir revisar tanto el diseño de la planta como los permisos obtenidos. Del mismo modo, el overbuilding, es decir, la práctica habitual de instalar una mayor capacidad en corriente continua que la capacidad en corriente alterna de los inversores para maximizar la producción energética, deberá volver a evaluarse bajo el nuevo marco regulatorio.

   Por tanto, será fundamental revisar las normas de aplicación del GSE para comprender con precisión cómo se contabilizará la capacidad en corriente continua (DC) al calcular los volúmenes de capacidad disponibles en las subastas.

3. Un proceso de subastas más estructurado

   El Decreto FER X Final introduce un nuevo proceso de subastas en tres fases compuesto por:

   1. Calificación preliminar por parte del GSE.
   2. Manifestación de interés.
   3. Presentación de la oferta económica.

   La principal innovación consiste en la introducción de una fase de calificación preliminar, que tiene lugar antes de la participación en cada subasta y permite al GSE verificar la elegibilidad de los proyectos en una etapa temprana. Este paso determinará, en la práctica, qué proyectos son admitidos en los procedimientos competitivos y cuáles quedan excluidos.

   En este contexto, Vector Renewables presta apoyo a promotores e inversores durante todo este proceso mediante la revisión y preparación de la documentación técnica, administrativa y de autorizaciones exigida por el GSE. Esto permite detectar posibles incidencias desde una fase inicial, mejorar el cumplimiento de los requisitos y reducir el riesgo de exclusión en las siguientes rondas de subastas.

   ¿Quieres saber más? Contacta con nosotros

4. Duración del apoyo e indexación de precios

   El mecanismo de apoyo mantiene una duración de 20 años desde la fecha de entrada en operación comercial de la planta y se basa en un Contrato por Diferencias (CfD) bidireccional, con los siguientes precios de referencia:

   Tecnología renovable	Tamaño de la planta (MW)	Precio de ejercicio (€/MWh)	Precio máximo de ejercicio (€/MWh)	Precio mínimo de ejercicio (€/MWh)
   Fotovoltaica	>1	80	95	65
   Eólica terrestre	>1	85	95	70
   Hidroeléctrica	>1	90	105	80
   Gases residuales procedentes de procesos de tratamiento de aguas residuales	>1	85	100	75

   El incentivo se aplica hasta al 95 % de la producción eléctrica de la planta, mientras que el 5 % restante seguirá expuesto al mercado mayorista o podrá monetizarse mediante Power Purchase Agreements (PPA).

   En comparación con el marco FER X Transitorio, el Decreto FER X Final introduce un mecanismo de indexación por inflación más completo. Cuando se convoque cada subasta, los precios de referencia se indexarán al Índice de Precios Industriales (PPI) de Italia, aplicándose ajustes tanto en el momento de la entrada en operación de la planta como anualmente durante todo el período contractual de 20 años.

5. El reto de los precios: lecciones del FER X Transitorio y de Energy Release 2.0

   La primera subasta del régimen FER X Transitorio puso de manifiesto el intenso nivel de competencia existente en el sector fotovoltaico. La fuerte presión competitiva hizo descender los precios hasta niveles que suscitaron dudas sobre la viabilidad económica de algunos proyectos. A pesar de haber estado ampliamente sobresuscrita, la subasta se cerró con un precio medio de adjudicación de aproximadamente 57 €/MWh, con importantes descuentos y precios mínimos adjudicados muy por debajo de 55 €/MWh, mientras que los costes EPC, los precios de los módulos y los costes de financiación continuaban aumentando.

   El Decreto FER X Final trata de corregir esta situación aumentando los precios de referencia, estableciendo un precio máximo de subasta de 95 €/MWh y un precio mínimo de ejercicio de 65 €/MWh, además de introducir un mecanismo de actualización por inflación más completo que también se extiende a la fase de construcción.

   Al mismo tiempo, los resultados de Energy Release 2.0 confirman que el mercado busca niveles de remuneración que reflejen mejor el coste real del desarrollo de proyectos de energías renovables, reforzando la importancia de presentar ofertas financieramente sostenibles y financiables. El programa, diseñado sobre la base del coste eficiente de las tecnologías renovables maduras, generó una demanda industrial extraordinariamente elevada, con más de 70 TWh solicitados por alrededor de 3.400 empresas electrointensivas, frente a aproximadamente 23 TWh anuales disponibles, a cambio del compromiso de desarrollar alrededor de 5 GW de nueva capacidad renovable.

6. 6. Compensación por restricciones de vertido y mejora de la bancabilidad

   Uno de los aspectos más importantes, aunque a menudo menos considerados, del Decreto FER X Final es el relativo a las restricciones de vertido (curtailment), que consisten en reducir la cantidad de electricidad inyectada en la red cuando Terna así lo ordena para preservar la seguridad del sistema o gestionar las limitaciones de la red.

   El nuevo marco refuerza la protección de los inversores mediante la introducción de mecanismos de compensación basados en la energía producible prevista de la planta, al tiempo que reconoce el valor de las Garantías de Origen (GoOs) para los proyectos adjudicados mediante el proceso de subasta.

   Junto con la duración de 20 años del contrato y el mecanismo reforzado de indexación por inflación, estas disposiciones mejoran la previsibilidad de los ingresos y aumentan significativamente la bancabilidad de los proyectos de energías renovables. Como consecuencia, los promotores podrán beneficiarse de un mejor acceso a la financiación de proyectos y de modelos financieros más sólidos.

   Estas protecciones adquieren un valor cada vez mayor en un sistema eléctrico que afronta una creciente congestión de la red, especialmente en las zonas con una elevada penetración de generación renovable. Al reducir el riesgo asociado al volumen de producción que asumen los propietarios de los proyectos, las nuevas normas contribuyen a generar flujos de caja más estables y previsibles, reforzando el atractivo de las inversiones en futuros desarrollos de energías renovables.

Próximos pasos

En los meses posteriores a la publicación del decreto, el MASE, el GSE y la ARERA publicarán las medidas de desarrollo que definirán el marco operativo del nuevo régimen de incentivos. Entre ellas se incluirán las Normas Operativas, el calendario de subastas, los volúmenes de cada subasta, los coeficientes zonales y las actualizaciones de la normativa técnica correspondiente.

Hasta que estos documentos sean publicados, siguen existiendo varios aspectos prácticos pendientes de aclaración, entre ellos la forma en que se aplicarán los coeficientes zonales, cómo consumirán los proyectos la capacidad disponible en las subastas y las normas detalladas que regularán la compensación por restricciones de vertido (curtailment). Es probable que estos elementos tengan un impacto significativo en las estrategias de participación en las subastas y en las decisiones de inversión de los promotores.

Cómo evaluar la viabilidad económica de un proyecto

El Decreto FER X Final parece lograr un mejor equilibrio entre la competencia y la capacidad real de ejecución de los proyectos de energías renovables, superando un sistema en el que únicamente la oferta económica más baja determinaba el éxito. Medidas como la mejora de la compensación por restricciones de vertido (curtailment), el marco de Contrato por Diferencias (CfD) con una duración de 20 años y una mayor previsibilidad de los ingresos contribuyen a reforzar la solidez general del régimen de incentivos.

Al mismo tiempo, los promotores y los inversores deberán interpretar correctamente el nuevo marco regulatorio y traducirlo en estrategias de oferta que reflejen los fundamentos técnicos y financieros de sus proyectos.

En este contexto, el papel de asesores especializados como Vector Renewables adquiere un valor cada vez mayor. Mediante un apoyo integral que abarca desde la evaluación de la preparación técnica y administrativa del proyecto, pasando por la gestión de la participación en las subastas, hasta el análisis de la viabilidad económica y financiera de los proyectos, Vector Renewables ayuda a promotores e inversores a reducir los riesgos regulatorios y procedimentales, preparar ofertas realmente competitivas y mejorar la bancabilidad de sus inversiones en un mercado en el que el equilibrio entre precio, riesgo y capacidad real de ejecución de los proyectos es cada vez más determinante.