Il 18 giugno 2026 il Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) ha firmato l’atteso Decreto FER X definitivo.
La principale novità riguarda l'aumento della capacità incentivabile per gli impianti di potenza superiore a 1 MW, che passa da 14,65 GW a 27,15 GW, cui si aggiungono 10 GW destinati agli impianti fino a 1 MW. In particolare, il decreto incrementa in modo significativo i contingenti riservati all'eolico, dopo che le aste del FER X Transitorio dedicate a questa tecnologia non avevano registrato il pieno assorbimento della capacità disponibile. Per il fotovoltaico, invece, il contingente disponibile appare più contenuto se rapportato all'attuale pipeline di progetti e al livello di competizione atteso sul mercato.
È confermato, invece, il meccanismo dei contingenti dinamici: il GSE definirà i volumi da mettere a gara in funzione della domanda e degli sconti offerti dagli operatori.
Requisiti d’accesso al meccanismo
Gli impianti di potenza fino a 1 MW accedono direttamente al meccanismo di incentivazione.
Quelli di potenza superiore devono partecipare alle procedure competitive bandite dal GSE.
Per accedere alle aste è necessario:
- disporre del titolo autorizzativo abilitativo definitivo alla costruzione e all’esercizio: per gli impianti fotovoltaici, una delle principali novità rispetto al FER X Transitorio, che consentiva la partecipazione anche in assenza dell'autorizzazione definitiva. Per gli impianti eolici, invece, è sufficiente il provvedimento favorevole di Valutazione di Impatto Ambientale (VIA);
- aver accettato in via definitiva il preventivo di connessione e aver completato la registrazione dell'impianto sul sistema GAUDÌ di Terna;
- rispettare i requisiti ambientali previsti dal decreto, incluso il principio europeo del "Do No Significant Harm" (DNSH); obbligo di dimostrare che l’impianto non arreca danno significativo a sei obiettivi ambientali. Il GSE verifica questa conformità tramite autodichiarazione tecnica supportata da documentazione di compatibilità ambientale;
- adempiere agli obblighi di partecipazione al Mercato di Bilanciamento e Ridispacciamento: l’obbligo vale per l’intera potenza nominale dell’impianto (anche se si partecipa alle aste con quota di potenza inferiore). In questo caso la scelta del BSP (Balancing Service Provider) è strategica perché deve dimostrare solidità operativa, esperienza nella gestione aggregata di portafogli FER. Gli impianti incentivati, in cambio della garanzia di prezzo, assumono responsabilità nella stabilità della rete.
Il decreto rafforza inoltre i requisiti di solidità finanziaria, richiedendo agli operatori di dimostrare la propria capacità economica tramite una dichiarazione bancaria o adeguati livelli di capitalizzazione, pari al 10% dell'investimento per progetti fino a 100 milioni di euro, 5% per investimenti compresi tra 100 e 200 milioni e 2% per importi superiori, nonché il limite di tre manifestazioni di interesse per ciascun progetto, comprese quelle eventualmente già presentate nell'ambito del FER X transitorio, con l'obiettivo di favorire la partecipazione di iniziative realmente cantierabili.
Cosa cambia rispetto al FER X transitorio
Le differenze con il FER X transitorio sono numerose. Di seguito quelle più significative:
- Focus sull'eolico
Il decreto da un segnale chiaro: nei prossimi anni lo sviluppo dell'eolico sarà centrale.
Rispetto al FER X transitorio, il nuovo decreto assegna all'eolico 16,5 GW, contro i 10 GW destinati al fotovoltaico. Una scelta coerente con l'obiettivo di accelerare lo sviluppo dell'eolico in Italia, ma che dovrà confrontarsi con i lunghi e complicati iter autorizzativi che ancora caratterizzano questa tecnologia.
Oggi la pipeline dei progetti fotovoltaici supera ampiamente sia quella eolica sia il contingente disponibile nell'ambito del FER X, motivo per cui una parte significativa delle iniziative potrebbe essere destinata al futuro meccanismo FER Z. Di conseguenza, le aste dedicate al fotovoltaico si preannunciano particolarmente competitive soprattutto in Sicilia (nel FER X transitorio le richieste avevano superato di oltre due volte il contingente disponibile) mentre quelle per l'eolico potrebbero registrare una minore pressione competitiva, a condizione che il mercato riesca a sviluppare un numero sufficiente di progetti autorizzati e che i prezzi a base d'asta risultino attrattivi.
Per gli operatori (IPP, fondi di investimento, developer), questo scenario rappresenta un'opportunità: chi dispone già di progetti eolici autorizzati o di interventi di repowering, potrebbe beneficiare di condizioni di accesso più favorevoli.
- La definizione della potenza del fotovoltaico
Tra le novità più rilevanti vi è il nuovo criterio di calcolo della potenza degli impianti fotovoltaici. Il FER X definitivo considera infatti la potenza nominale dei moduli (DC), mentre il regime transitorio faceva di fatto riferimento alla potenza lato inverter (AC).
Si tratta di un cambiamento con effetti concreti: gli impianti utility-scale, normalmente progettati con un rapporto DC/AC superiore a 1, consumeranno, a parità di potenza immessa in rete, una quota maggiore dei contingenti, saranno soggetti a garanzie e requisiti finanziari più elevati e, in alcuni casi, supereranno la soglia di 1 MW che obbliga alla partecipazione alle aste. Per alcuni progetti sarà quindi necessario rivedere progettazione e autorizzazioni. L'overbuilding, ossia la pratica standard per massimizzare la producibilità, dovrà quindi essere rivalutato alla luce delle nuove regole. Sarà decisivo verificare, nelle regole operative del GSE, l'esatto meccanismo con cui la potenza in DC erode i contingenti.
- Un processo d'asta più strutturato
Il Decreto FER X introduce una nuova procedura di gara articolata in tre fasi:
- qualifica preliminare presso il GSE
- manifestazione di interesse
- presentazione dell'offerta economica
La principale novità è l'introduzione della qualifica preliminare, che anticipa la partecipazione alle singole procedure competitive e consente al GSE di verificare fin da subito l'ammissibilità dei progetti. Questa fase rappresenterà il vero spartiacque tra i progetti che accederanno alle aste e quelli che ne resteranno esclusi.
In questo contesto, Vector Renewables supporta sviluppatori e investitori nella preparazione e nella verifica della documentazione tecnica, amministrativa e autorizzativa richiesta per la qualifica preliminare, contribuendo a individuare tempestivamente eventuali criticità e a ridurre il rischio di esclusione dalle successive procedure di gara.
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- Durata del supporto e indicizzazione dei prezzi
Il meccanismo di supporto mantiene una durata di 20 anni dall'entrata in esercizio dell'impianto ed è basato su un contratto per differenza (CfD) a due vie con i seguenti prezzi:
Fonte rinnovabile
Taglie di potenza (MW)
Prezzi di esercizio (€/MWh)
Prezzi di esercizio superiore (€/MWh)
Prezzi di esercizio inferiore (€/MWh)
Fotovoltaica
>1
80
95
65
Eolica
>1
85
95
70
Idraulica
>1
90
105
80
Gas residuati dei processi di depurazione
>1
85
100
75
L'incentivo si applica fino al 95% della produzione, mentre il restante 5% resta esposto al mercato o può essere valorizzato tramite PPA.
Rispetto al passato viene incluso un meccanismo di indicizzazione dell'inflazione più completo. In fase di pubblicazione dei singoli bandi, i prezzi di premio sono indicizzati all’indice nazionale dei prezzi alla produzione dell’industria, con aggiustamenti applicati sia all'entrata in funzione, sia annualmente durante il periodo contrattuale.
- Il nodo dei prezzi: cosa insegnano il transitorio e l'Energy Release
L'esperienza della prima asta del FER X transitorio ha evidenziato una forte competizione sul fotovoltaico, con ribassi tali da mettere in discussione la sostenibilità economica di alcuni progetti: a fronte di un contingente ampiamente sovra-richiesto, il prezzo medio di aggiudicazione si è fermato intorno ai 57 €/MWh, con ribassi significativi e tariffe minime ben sotto i 55 €/MWh, a cui si è aggiunto un rialzo dei costi di EPC, moduli e finanziamento.
Il FER X definitivo interviene aumentando i prezzi di riferimento (con base d'asta a 95 €/MWh e un prezzo di esercizio inferiore a 65 €/MWh) e introducendo un'indicizzazione più completa ed estesa anche alla fase di costruzione. In questo contesto, anche l'esperienza dell'Energy Release 2.0 conferma l'interesse del mercato per prezzi coerenti con i costi di sviluppo degli impianti, rafforzando la necessità di formulare offerte sostenibili e realmente realizzabili. Tale meccanismo, calibrato sul costo efficiente delle rinnovabili mature, ha infatti raccolto una domanda industriale straordinaria (oltre 70 TWh richiesti da ca. 3.400 energivori vs ca. 23 TWh/anno disponibili), a fronte dell'impegno a realizzare ca. 5 GW di nuova capacità.
- Compensazione dei curtailment e maggiore bancabilità
Un elemento spesso sottovalutato, ma determinante per la finanziabilità dei progetti, riguarda il curtailment, ossia la limitazione dell'energia immessa in rete disposta da Terna per esigenze di sicurezza del sistema o per vincoli di rete. Il nuovo decreto rafforza le tutele per gli operatori, introducendo meccanismi di compensazione basati sull'energia producibile e riconoscendo, per gli impianti aggiudicatari delle aste, anche il valore delle Garanzie d'Origine.
Questa misura, insieme alla durata ventennale del contratto e all'indicizzazione all'inflazione, contribuisce a migliorare la prevedibilità dei ricavi e la bancabilità dei progetti, favorendo di conseguenza l'accesso al debito e aumentando la solidità dei piani finanziari. È una tutela sempre più rilevante in un sistema caratterizzato da una crescente congestione della rete, in particolare nelle zone a maggiore penetrazione rinnovabile: riduce il «rischio volume» a carico del produttore e rende i flussi di cassa più prevedibili.
I prossimi passaggi
Nei mesi successivi alla pubblicazione del decreto, MASE, GSE e ARERA dovranno adottare i provvedimenti attuativi che definiranno le modalità operative del nuovo meccanismo, tra cui Regole Operative, calendario delle aste, contingenti, coefficienti zonali e aggiornamenti della disciplina tecnica.
Fino alla pubblicazione di tali documenti restano da chiarire alcuni aspetti applicativi, tra cui il funzionamento dei coefficienti zonali, il meccanismo di erosione dei contingenti e le modalità di gestione dei curtailment, elementi che potranno incidere sulle strategie di sviluppo degli operatori.
Come valutare la sostenibilità economica del progetto
Il decreto sembra quindi ricercare un migliore equilibrio tra competitività e concreta realizzabilità dei progetti, superando la logica del massimo ribasso come unico criterio di successo. In quest'ottica, elementi quali la gestione del curtailment, la durata ventennale dei Contratti per Differenza (CfD) e una maggiore prevedibilità dei flussi economici contribuiscono a rafforzare la solidità complessiva del sistema.
Resta tuttavia determinante la capacità degli operatori di interpretare correttamente il nuovo quadro regolatorio e di tradurlo in strategie di partecipazione coerenti con i fondamentali tecnici ed economici dei progetti.
In questo contesto, il ruolo di partner specializzati come Vector Renewables diventa ancora più strategico. Grazie a un supporto integrato che copre l'intero percorso, dalla verifica della maturità tecnico-autorizzativa alla partecipazione alle aste e alla valutazione della sostenibilità economico-finanziaria delle iniziative, sviluppatori e investitori possono ridurre i rischi procedurali, strutturare offerte realmente competitive e rafforzare la bancabilità dei propri progetti in un mercato in cui l'equilibrio tra prezzo, rischio e realizzabilità è sempre più determinante.