FER-X definitivo, arriva la firma del MASE: i nuovi contingenti e le principali novità rispetto al regime transitorio

1. Premesse 

Il 18 giugno u.s. il Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (“MASE”) ha firmato il tanto atteso decreto mirato a regolare il meccanismo incentivante oramai noto come “FER-X” e dedicato alla produzione di energia elettrica da impianti rinnovabili con costi di generazione vicini alla competitività di mercato (il “Decreto FER-X Definitivo”).

Il provvedimento fa seguito alla decisione della Commissione Europea dell’8 giugno 2026, con la quale la misura è stata dichiarata compatibile con il mercato interno ai sensi della normativa in materia di aiuti di stato.

Il dato più rilevante, sul piano sistematico, riguarda il cambio di base giuridica rispetto al precedente regime transitorio introdotto dal decreto del MASE del 30 dicembre 2024 (“Decreto FER-X Transitorio” o “FER-X Transitorio”): quest’ultimo, infatti, era stato adottato nell’ambito di un quadro emergenziale e di crisi applicabile soltanto agli aiuti concessi entro il 31 dicembre 2025 e diretto a fronteggiare le conseguenze derivanti dal conflitto russo-ucraino.

Il Decreto FER-X Definitivo, viceversa, trova fondamento nella Disciplina per le misure di aiuto di Stato a sostegno del patto per l’industria pulita, adottata dalla Commissione Europea il 25 giugno 2025 e applicabile agli aiuti concessi entro il 31 dicembre 2030.

Il nuovo regime, dunque, non si presenta più come misura-ponte emergenziale, ma come strumento strutturale di sostegno alla transizione energetica, coerente con gli obiettivi del Clean Industrial Deal e del Net-Zero Industry Act.

Secondo quanto comunicato dalla Commissione Europea in occasione dell’approvazione della misura, lo schema ha una dotazione complessiva di 23 miliardi di euro e si prevede possa sostenere la realizzazione di circa 37,15 GW di nuova capacità rinnovabile, pari a circa il 48% della capacità FER attualmente installata in Italia, contribuendo al raggiungimento dell’obiettivo nazionale del 39,4% di consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili al 2030.

2. Il meccanismo di supporto

Nella sua architettura di fondo, il Decreto FER-X Definitivo replica il modello già noto introdotto dal regime transitorio, sostenendo la realizzazione di impianti fotovoltaici, eolici, idroelettrici ed alimentati da gas residuati dai processi di depurazione, comprese le ipotesi di nuova costruzione, rifacimento integrale, rifacimento parziale e potenziamento di impianti esistenti (per questi ultimi, limitatamente alla nuova sezione di impianto ascrivibile all’intervento).

L’accesso al meccanismo continua ad articolarsi su due direttrici, a seconda della potenza dell’impianto:

(i) accesso diretto per gli impianti di potenza inferiore o uguale a 1 MW che hanno avviato i lavori dopo l’entrata in vigore del decreto e a cui è assegnato un prezzo di aggiudicazione fissato in via amministrativa da ARERA;

(ii) accesso tramite procedure competitive (aste al ribasso bandite dal GSE) per gli impianti di potenza superiore a 1 MW, con contingenti di potenza distinti per tecnologia e il cui prezzo di aggiudicazione è determinato in funzione del ribasso offerto dai concorrenti sul prezzo di esercizio superiore.

Il supporto continua a essere erogato, salvo per gli impianti di potenza inferiore a 200 kW (tariffa omnicomprensiva), mediante un contratto per differenza a due vie: se il prezzo di riferimento di mercato è inferiore al prezzo di aggiudicazione, il GSE corrisponde la differenza al produttore; di converso, se il prezzo di mercato è superiore, il produttore restituisce la differenza al sistema.

Anche la durata dei contratti e, dunque, il periodo di mantenimento degli incentivi resta invariato (i.e., 20 anni decorrenti dalla data di entrata in esercizio del relativo impianto).

Da ultimo, non si segnalano novità neanche con riguardo ai prezzi di esercizio.

3. Le principali novità rispetto al Decreto FER-X Transitorio

Le novità introdotte dal Decreto FER-X Definitivo rispetto al precedente schema incentivante riguardano principalmente l’architettura dei contingenti, le procedure di selezione e alcuni presidi a tutela del sistema.

3.1 Durata e contingenti complessivi

Il Decreto FER-X Definitivo amplia in modo significativo l’orizzonte temporale e dimensionale del meccanismo.

Difatti:

• la validità del provvedimento è estesa dal 31 dicembre 2025 (termine del regime transitorio) al 31 dicembre 2030;

• il contingente di potenza per gli impianti di potenza inferiore o uguale ad 1 MW (e, dunque, idonei ad accedere direttamente all’incentivo) sale da 3 GW a 10 GW;

• il contingente complessivamente stimato per le procedure competitive (i.e., per gli impianti di potenza superiore a 1 MW) cresce da 14,65 GW a 27,15 GW, portando così la dotazione complessiva del meccanismo (accesso diretto e procedure competitive) dai precedenti 17,65 GW agli attuali 37,15 GW.

3.2 La ripartizione del contingente: più spazio all’energia eolica

L’incremento del contingente destinato alle procedure competitive non è distribuito in modo omogeneo tra le tecnologie, ma è quasi integralmente ascrivibile all’eolico.

Mentre il contingente riservato al fotovoltaico (10 GW), all’idroelettrico (0,63 GW) e ai gas da depurazione (0,02 GW) non subisce modifiche, diversamente, il contingente riservato alla fonte eolica passa dai precedenti 4 GW agli attuali 16,5 GW.

Il decreto non illustra, nelle premesse, il fondamento di tale redistribuzione e, sul punto, maggiori delucidazioni potrebbero essere contenute nel decreto attuativo del MASE, da adottarsi entro 60 giorni dall’entrata in vigore del Decreto FER-X Definitivo, al fine di regolare la metodologia di calcolo del contingente di potenza obiettivo minimo e massimo.

In merito è opportuno segnalare che tale decreto attuativo dovrà tenere conto, tra gli altri elementi, dell’evoluzione attesa della domanda elettrica, della ripartizione regionale degli obiettivi nazionali, dell’evoluzione della rete di trasmissione e delle risorse di accumulo: criteri, questi, che il regime transitorio non richiamava espressamente tra quelli rilevanti per la definizione dei contingenti.

3.3 Le procedure NZIA

Il Decreto FER-X Definitivo prevede, all’articolo 6, delle procedure competitive ad hoc per gli impianti fotovoltaici ed eolici di potenza superiore a 1 MW, in attuazione dell’oramai noto Net-Zero Industry Act di cui al Regolamento (UE) 2024/1735 (“NZIA”).

Ai sensi del Decreto FER-X Definitivo, una quota pari ad almeno il 30% del contingente massimo approvvigionabile per fotovoltaico ed eolico, nel corso dell’anno in cui viene bandita la procedura, dovrà essere allocata tramite queste procedure in base alle quali, oltre al prezzo, assumono rilievo ai fini dell’aggiudicazione anche i seguenti criteri di preselezione e di aggiudicazione “non di prezzo”:

(i) a condotta responsabile d’impresa, in termini di dovere di diligenza in materia di sostenibilità;

(ii) la cybersicurezza e la sicurezza dei dati, incluso il mantenimento del controllo operativo dell’impianto da parte di un gestore stabilito nello Spazio economico europeo;

(iii) la capacità di realizzare il progetto in modo completo e nei tempi previsti;

(iv) il contributo dell’asta alla resilienza;

(v) il contributo dell’asta alla sostenibilità, tramite punteggi attribuiti alla presenza di sistemi di accumulo di potenza pari ad almeno il 25% della potenza nominale.

Quanto al criterio di cui al punto (iv), è specificato che – se la Commissione, ai sensi dell’articolo 29, paragrafo 2 del Net Zero Industry Act, abbia stabilito che oltre il 50% dell’approvvigionamento all'interno dell'Unione dei prodotti finali o dei loro principali componenti specifici è originario di un unico paese terzo, o che l’approvvigionamento all'interno dell'Unione dei prodotti finali o dei loro principali componenti specifici originari di un unico paese terzo è aumentato in media di almeno 10 punti percentuali per due anni consecutivi e raggiunge almeno il 40% dell'approvvigionamento all’interno dell'Unione – è necessario che i prodotti/componenti dei relativi impianti non siano assemblati o originari di tale paese terzo (e.g., moduli e celle fotovoltaiche, inverter, turbine, gruppi propulsori ecc.).

In breve, a differenza del regime transitorio, viene meno il diretto riferimento alla Cina utilizzando un più generico riferimento ai “paesi terzi” e si prevede che l’eventuale applicazione di tale criterio derivi da uno specifico assessment della Commissione volto a verificare il tasso di dipendenza europea in termini di importazione di determinati prodotti/componenti con l’obiettivo di rendere l’UE (e, pertanto, l’Italia) meno vulnerabile a potenziali rischi di approvvigionamento.

Rispetto alla precedente versione è stata introdotta una maggiore articolazione del meccanismo NZIA, con la finalità di recepire nell’ordinamento interno l’esigenza di affiancare alle aste basate esclusivamente sul prezzo anche procedure che valorizzino la resilienza della filiera europea e la qualità industriale dei progetti.

3.4 Le procedure competitive e la qualifica preliminare

Anche il procedimento di accesso alle procedure competitive viene riarticolato: se nel regime transitorio l’operatore presentava un’unica istanza di partecipazione, comprensiva della documentazione attestante il possesso dei requisiti, nell’ambito di una finestra di sessanta giorni, con pubblicazione della graduatoria entro i successivi novanta giorni, il Decreto FER-X Definitivo scompone invece il procedimento in due fasi distinte: la prima, consistente in una qualifica preliminare, nella quale il GSE verifica anticipatamente il possesso dei requisiti soggettivi e degli eventuali criteri di priorità, e una successiva fase di gara, nella quale il solo soggetto già qualificato presenta l’offerta economica. 

Proprio in ragione di questa anticipazione delle verifiche documentali, i tempi della fase competitiva si riducono sensibilmente: la finestra per la presentazione della domanda di partecipazione non potrà superare i dieci giorni e la graduatoria dovrà essere pubblicata entro i successivi dieci giorni lavorativi.

Coerentemente con questa accelerazione, viene rivista anche la disciplina delle cauzioni. La cauzione provvisoria, pari al 5% del costo di investimento (percentuale sostanzialmente in linea con quella già desumibile dal regime transitorio, ove era fissata al 50% della cauzione definitiva), deve oggi essere versata già in sede di manifestazione di interesse, anziché in sede di istanza di partecipazione; il termine per il versamento della cauzione definitiva, pari al 10% del costo di investimento calcolato sulla potenza ammessa in graduatoria, si riduce da novanta a trenta giorni dalla pubblicazione della graduatoria con esito positivo. I costi specifici di investimento utilizzati per il calcolo, riportati nella Tabella 2 dell’Allegato 1, restano peraltro invariati per tutte le tecnologie (900 €/kW fotovoltaico, 1.420 €/kW eolico, 3.160 €/kW idroelettrico, 3.500 €/kW gas da depurazione).

Inoltre:

• si riduce da novanta a sessanta giorni il termine per l’adozione delle regole operative attuative del meccanismo; le manifestazioni di interesse già presentate ai sensi del Decreto FER-X Transitorio, inoltre, sono espressamente computate nel limite massimo di tre manifestazioni per impianto previsto anche dal nuovo decreto, garantendo così continuità con il regime previgente;

• viene meno la previsione, presente nel regime transitorio, che garantiva espressamente lo svolgimento di almeno due procedure competitive all’anno: il Decreto FER-X Definitivo si limita a richiedere il rispetto delle condizioni di concorrenzialità delle procedure, rinviando interamente alle regole operative la definizione del relativo calendario.

Da ultimo, il regime transitorio prevedeva un termine uniforme di 36 mesi, decorrenti dalla pubblicazione della graduatoria, per l’entrata in esercizio di tutti gli impianti ammessi tramite procedura competitiva, indipendentemente dalla tecnologia.

A tal riguardo, il Decreto FER-X Definitivo introduce, invece, termini differenziati per tipologia di impianto e categoria di intervento.

Le penalità sulla tariffa in caso di ritardo (0,2% al mese per i primi nove mesi di ritardo, 0,5% al mese per i successivi sei) e le conseguenze della decadenza dalla graduatoria restano sostanzialmente analoghe a quelle del regime transitorio.

3.5 Segnali locazionali e requisiti di accesso per il fotovoltaico

Il regime transitorio prevedeva, per il solo fotovoltaico, una correzione fissa del prezzo di aggiudicazione in funzione della zona geografica (+4 €/MWh per le regioni del Centro, +10 €/MWh per quelle del Nord), pensata per compensare i diversi livelli di insolazione. 

Il Decreto FER-X Definitivo elimina questa correzione fissa dall’Allegato 1 e la sostituisce con un meccanismo di segnali locazionali integrato direttamente nell’algoritmo di formazione delle graduatorie: il Ministero, con il supporto di Terna e del GSE, definirà coefficienti specifici per ciascuna zona di mercato, da applicare alle offerte di riduzione del prezzo prima della loro classificazione in ordine crescente (articoli 7 e 8). Si tratta di un meccanismo tecnologicamente neutro, applicabile a tutte le fonti e non più riservato al solo fotovoltaico, concepito per fornire segnali coerenti con lo sviluppo atteso della rete elettrica.

Sul fronte dei requisiti di accesso, il Decreto FER-X Definitivo introduce inoltre un irrigidimento specifico per il fotovoltaico: mentre nel regime transitorio tutte le tecnologie potevano, su richiesta del produttore, partecipare alle procedure competitive presentando il solo provvedimento di valutazione di impatto ambientale in luogo del titolo abilitativo, il nuovo decreto riserva questa facoltà alle sole tecnologie diverse dal fotovoltaico. 

Per gli impianti fotovoltaici resta dunque necessario il possesso del titolo abilitativo alla costruzione e all’esercizio. 

Le premesse del decreto motivano la scelta con riferimento all’elevato numero di progetti fotovoltaici che hanno già completato l’iter abilitativo, ai quali si è inteso riconoscere priorità di accesso al meccanismo.

3.6 Recesso anticipato, dispacciamento e altre modifiche

Il Decreto FER-X Definitivo rafforza, infine, alcuni presidi a tutela del sistema. In caso di recesso anticipato indebito dal contratto, la penale dovuta al GSE non è più calcolata secondo il solo criterio proporzionale già previsto dal regime transitorio (crescente in funzione della potenza, decrescente in funzione del periodo residuo, nel limite del 20% del costo di investimento standard), ma corrisponde al maggiore tra tale importo e un nuovo valore commisurato all’eventuale sovracompensazione che il produttore otterrebbe uscendo dal contratto in un contesto di prezzi di mercato attesi superiori al prezzo di aggiudicazione, calcolato sulla base delle migliori stime disponibili dei prezzi forward dell’energia incrementate del 20%. 

La disposizione è evidentemente concepita per scoraggiare recessi opportunistici motivati dall’andamento dei prezzi di mercato.

Sul fronte del dispacciamento, il nuovo decreto introduce un meccanismo non presente nel regime transitorio, volto a evitare che gli impianti siano incentivati a massimizzare la produzione in assenza di una reale esigenza di sistema e a prevenire fenomeni di overgeneration: quando il prezzo del Mercato del Giorno Prima risulta significativamente superiore a quello registrato nelle sessioni più liquide del Mercato Infragiornaliero, il produttore è tenuto a offrire sul Mercato di Bilanciamento le quantità eccedenti a un prezzo pari al proprio costo variabile, con sospensione della regolazione differenziale per tali volumi. 

Sono inoltre introdotte regole specifiche per i periodi di manutenzione programmata e per i casi di prezzi nulli o negativi sul Mercato Infragiornaliero in presenza di prezzi positivi sul Mercato del Giorno Prima.

Tra le ulteriori modifiche di rilievo si segnalano:

(i) la possibilità, per tutte le categorie di intervento, di utilizzare componenti rigenerati e non solo nuovi (Allegato 4);

(ii) il raddoppio della correzione del prezzo di aggiudicazione per gli impianti realizzati su specchi d’acqua, da +5 a +10 €/MWh (Allegato 1);

(iii) la ridefinizione della nozione di “impianto di nuova costruzione”, non più ancorata a un periodo di assenza sul sito di almeno cinque anni, ma al mancato riutilizzo di componenti, infrastrutture o opere di un impianto preesistente, salvo che rigenerati (Allegato 4);

(iv) l’eliminazione, tra i criteri di priorità applicabili in caso di esubero delle domande, della rimozione di coperture in eternit o amianto e della presenza di sistemi di accumulo: il primo profilo continua comunque a beneficiare della maggiorazione tariffaria di +27 €/MWh, mentre il secondo rientra ora, sia pure limitatamente alle procedure dedicate al Net-Zero Industry Act, tra i criteri di aggiudicazione legati alla sostenibilità;

(v) l’affiancamento, tra i criteri di priorità legati alla localizzazione, delle nuove “zone di accelerazione” individuate ai sensi degli articoli 11-bis e 12 del decreto legislativo n. 190 del 2024 (come modificato dal decreto legislativo n. 178 del 2025) alle “aree idonee”, che nel regime transitorio costituivano l’unico riferimento localizzativo rilevante;

(vi) per gli impianti idroelettrici, la sostituzione della verifica di conformità alle Linee guida sulle derivazioni idriche, in precedenza condotta dal Sistema nazionale per la protezione dell’ambiente (SNPA) tramite un’istruttoria dedicata, con una verifica resa direttamente dall’autorità concedente su richiesta del concessionario (Allegato 3).

4. Considerazioni preliminari e prossimi passi

La principale novità strategica del Decreto FER-X Definitivo è rappresentata dalla scelta di concentrare quasi integralmente l'incremento dei contingenti sulle tecnologie eoliche, il cui plafond nelle procedure competitive passa da 4 GW a 16,5 GW, assorbendo circa il 74% dell'intero aumento di capacità destinata alle aste.

Tale scelta appare coerente con gli obiettivi di diversificazione del mix elettrico nazionale e con l'esigenza, più volte evidenziata da Terna e dagli scenari di pianificazione energetica, di affiancare alla forte crescita del fotovoltaico una fonte caratterizzata da un profilo produttivo maggiormente complementare, soprattutto nelle ore serali e nei mesi invernali.

Tuttavia, il Decreto non fornisce una motivazione esplicita delle ragioni tecniche e sistemiche che hanno portato a tale riallocazione dei contingenti, rinviando di fatto ai successivi provvedimenti attuativi la definizione della metodologia di calcolo.

Sotto il profilo operativo, emerge inoltre una potenziale criticità legata alla capacità effettiva del mercato di assorbire e realizzare, entro il 2030, un volume così rilevante di nuova capacità eolica. Sebbene il quadro autorizzativo abbia registrato significativi miglioramenti negli ultimi anni, persistono infatti elementi di incertezza connessi ai tempi di permitting, alle opposizioni territoriali, ai vincoli paesaggistici e alla disponibilità della rete di trasmissione nelle aree maggiormente vocate allo sviluppo eolico.

Un ulteriore elemento di attenzione riguarda l'interazione tra il nuovo contingente eolico e le procedure NZIA. La riserva di almeno il 30% dei volumi annuali a procedure che valorizzano criteri di resilienza industriale e provenienza della componentistica potrebbe favorire la filiera europea delle turbine e dei principali componenti, ma al contempo rischia di determinare un aumento dei costi di investimento e una riduzione della concorrenza nelle prime fasi applicative, soprattutto in assenza di una capacità produttiva europea pienamente adeguata alla domanda attesa.

Da ultimo, il successo dello schema incentivante dipenderà in misura significativa dalla capacità del legislatore e delle amministrazioni competenti di coordinare lo sviluppo della generazione eolica con quello delle infrastrutture di rete e dei sistemi di accumulo. Lo stesso decreto riconosce espressamente che la definizione dei futuri contingenti dovrà tenere conto dell'evoluzione della domanda elettrica, della rete di trasmissione e delle risorse di accumulo, evidenziando come il tema dell'integrazione nel sistema elettrico rappresenti oggi una delle principali sfide per la crescita delle fonti rinnovabili.

In definitiva, il FER-X Definitivo segna un cambio di paradigma rispetto al regime transitorio: da misura prevalentemente orientata al sostegno della capacità rinnovabile in senso generale a strumento che individua nell'eolico uno degli assi portanti della strategia di decarbonizzazione nazionale. Resta tuttavia da verificare se l'ambizione dei nuovi contingenti troverà adeguato riscontro nella capacità autorizzativa, industriale e infrastrutturale del Paese, elementi che rappresenteranno il vero banco di prova del nuovo meccanismo nel periodo 2026-2030.

Per avere un quadro chiaro, completo ed esaustivo in merito alla futura nuova disciplina (e alle conseguenti reazioni dei player di mercato) sarà comunque necessario attendere l’entrata in vigore della normativa e dei successivi provvedimenti attuativi.

Il Decreto FER-X è stato trasmesso alla Corte dei Conti e dovrebbe entrare in vigore nei prossimi giorni. 

Si tratta ora di attendere la disciplina di dettaglio e, nello specifico:

• le regole operative del GSE, che dovrebbero essere pubblicate e approvate dal MASE entro 60 giorni dall’entrata in vigore del Decreto;

• il decreto del MASE, da adottare sempre entro 60 giorni dall’entrata in vigore del Decreto FER-X Definitivo, mirato a regolare:

• la distribuzione nel tempo dei contingenti per tecnologia e procedura;

• i coefficienti per ciascuna zona di mercato;

• la metodologia per calcolare contingente minimo, obiettivo e massimo.

• la definizione da parte di ARERA, entro 90 giorni dall’entrata in vigore del decreto, dei prezzi di aggiudicazione per gli impianti di potenza inferiore o uguale a 1 MW.

Sulla base di quanto previsto dal Decreto FER-X, il GSE dovrebbe pubblicare l’avviso per presentare le richieste di qualifica preliminare entro 30 giorni dalla pubblicazione delle regole operative, per l’effetto è molto probabile che si entrerà nel vivo del “nuovo” meccanismo incentivante a partire da settembre/ottobre 2026.