Il meccanismo definitivo mette a disposizione 37,15 gigawatt di capacità incentivabile fino al 2030. Dopo le gare del 2025, che hanno premiato soprattutto il fotovoltaico, cambiano i contingenti e i criteri territoriali di selezione. Per gli impianti oltre un megawatt pesano qualificazione dei progetti, garanzie finanziarie e ribassi offerti.

Il FER X definitivo entra nella fase delle procedure competitive con una prima scadenza fissata alle ore 12 del 6 novembre 2026, termine entro il quale gli operatori interessati dovranno trasmettere al Gestore dei servizi energetici le manifestazioni di interesse per accedere alle aste dedicate alla produzione elettrica da fonti rinnovabili. Entro la stessa data dovranno essere presentate le cauzioni provvisorie e la documentazione attestante la solidità finanziaria, mentre il 30 novembre si concluderà il periodo di valutazione entro il quale i progetti dovranno aver conseguito la qualifica preliminare. Una scansione che impone alle imprese di arrivare alla procedura con investimenti già definiti sotto il profilo tecnico e autorizzativo, prima ancora di conoscere l’esito della competizione sul prezzo.

Il nuovo regime, disciplinato dal decreto del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica del 18 giugno 2026, n. 194, entrato in vigore il 7 agosto, può contare su un volume di aiuti autorizzato dalla Commissione europea pari a 23 miliardi di euro e su un contingente massimo di 37,15 gigawatt di capacità rinnovabile, da assegnare attraverso due differenti modalità di accesso. Agli impianti fino a un megawatt sono riservati 10 gigawatt mediante accesso diretto, mentre i restanti 27,15 gigawatt riguardano gli impianti di maggiore potenza, selezionati attraverso aste pubbliche gestite dal GSE. Le tecnologie ammesse comprendono fotovoltaico, eolico, idroelettrico e impianti alimentati da gas residuati dai processi di depurazione, con un meccanismo applicabile fino al 31 dicembre 2030, salvo l’eventuale raggiungimento anticipato del limite previsto per i piccoli impianti.

I 23 miliardi rappresentano il valore del regime di sostegno approvato in sede europea, destinato a operare attraverso contratti di durata ventennale, e non uno stanziamento immediatamente erogabile alle imprese per finanziare la costruzione degli impianti. La distinzione assume un peso concreto nella valutazione degli investimenti, perché il beneficio dipende dall’energia prodotta e dalle condizioni economiche del contratto, mentre la realizzazione delle opere resta affidata alla capacità finanziaria del proponente.

Dal transitorio al definitivo, la capacità incentivabile raddoppia

Il confronto con il FER X transitorio chiarisce la dimensione del nuovo intervento. Il precedente decreto, firmato il 30 dicembre 2024 ed entrato in vigore il 28 febbraio 2025, disponeva di un regime di aiuti stimato in 9,7 miliardi di euro, con 17,65 gigawatt di capacità complessiva, dei quali 14,65 destinati alle procedure competitive e 3 gigawatt all’accesso diretto. Il provvedimento definitivo porta quindi a poco più del doppio la capacità incentivabile prevista dal precedente regime e amplia la programmazione fino al 2030, offrendo agli operatori un orizzonte temporale più lungo rispetto alla disciplina transitoria, la cui applicazione si concludeva nel 2025.

Le aste del 2025: fotovoltaico a 56,825 euro per megawattora

A fornire un primo riferimento sui possibili esiti delle nuove gare sono proprio le graduatorie dello scorso anno. La prima procedura competitiva del FER X transitorio, conclusa con la pubblicazione dei risultati nel dicembre 2025, ha assegnato al fotovoltaico circa 7,7 gigawatt distribuiti su 474 progetti, con un prezzo medio ponderato di aggiudicazione pari a 56,825 euro per megawattora e un ribasso medio del 37,34%. Per l’eolico sono stati ammessi 29 impianti, per circa 940 megawatt complessivi, con un prezzo medio di 72,851 euro per megawattora. La successiva procedura dedicata al fotovoltaico nell’ambito del Net Zero Industry Act, caratterizzata da requisiti sull’origine della componentistica, ha assegnato circa 1,1 gigawatt a 88 progetti, con un prezzo medio di 66,378 euro per megawattora.

I risultati mostrano una diversa intensità della competizione tra tecnologie e tra procedure. Nel fotovoltaico ordinario l’elevato numero di progetti ha spinto i ribassi, mentre la gara NZIA ha registrato prezzi medi superiori di circa 9,55 euro per megawattora, in presenza di condizioni di ammissione differenti. Quest’ultimo confronto non consente di attribuire l’intero scostamento al costo della componentistica, ma indica quanto la configurazione della gara possa incidere sul prezzo che gli operatori sono disposti a offrire. I valori aggiudicati, peraltro, rappresentano impegni di sostegno per impianti da realizzare e non capacità già entrata in esercizio.

Tariffe ventennali e contratti per differenza: come si calcola il sostegno

Sul versante tariffario il decreto definitivo mantiene i valori di riferimento introdotti dal regime transitorio. Per il fotovoltaico il prezzo di esercizio è fissato a 80 euro per megawattora, con un valore superiore di 95 euro e uno inferiore di 65 euro; per l’eolico i corrispondenti importi sono 85, 95 e 70 euro, mentre per l’idroelettrico il prezzo centrale raggiunge 90 euro. Gli operatori partecipano alle aste offrendo una riduzione percentuale rispetto al prezzo di esercizio superiore, dalla quale deriva il prezzo di aggiudicazione. Il sostegno viene poi regolato attraverso contratti per differenza a due vie, in base ai quali il GSE corrisponde al produttore la differenza quando il prezzo di riferimento del mercato è inferiore a quello contrattuale e recupera la differenza nella situazione opposta.

La formula offre una maggiore prevedibilità dei ricavi rispetto alla vendita integrale dell’energia a prezzi di mercato, pur lasciando al produttore gli obblighi commerciali e i rischi operativi previsti dal contratto. Restano infatti da considerare la producibilità effettiva dell’impianto, le limitazioni alla generazione e le regole applicabili nelle ore caratterizzate da prezzi nulli o negativi. La tariffa aggiudicata, quindi, deve essere letta insieme alle condizioni di regolazione economica e non come un ricavo fisso indipendente dal funzionamento dell’impianto.

Prime gare: fino a 3,5 gigawatt per il fotovoltaico ordinario

Una delle differenze operative più evidenti riguarda la distribuzione della capacità nelle prime gare. Il decreto direttoriale MASE n. 93 del 2 ottobre 2026 ha fissato per la prima procedura ordinaria fotovoltaica un contingente obiettivo di 350 megawatt e un massimo di 3,5 gigawatt, mentre per l’eolico l’obiettivo è di 1,5 gigawatt, con un massimo di 2 gigawatt. Alle procedure NZIA sono associati ulteriori contingenti, rispettivamente fino a 1,5 gigawatt per il fotovoltaico e a un gigawatt per l’eolico. La prima gara del transitorio prevedeva invece un massimo di 8 gigawatt per il fotovoltaico ordinario e di 2,5 gigawatt per l’eolico.

I quantitativi massimi delle nuove procedure non costituiscono assegnazioni garantite. Il GSE determina i contingenti effettivi attraverso un sistema di curve di domanda e offerta, tenendo conto delle manifestazioni di interesse idonee e dei prezzi proposti. Il meccanismo dei contingenti dinamici era già presente nel transitorio, ma la programmazione del definitivo ne sviluppa l’applicazione su un maggior numero di procedure, con una progressione delle gare attualmente prevista fino a giugno 2028 e la possibilità di aggiornare successivamente i quantitativi disponibili.

Graduatorie fotovoltaiche, i nuovi coefficienti penalizzano alcune aree del Paese

Cambia anche il trattamento della localizzazione degli impianti fotovoltaici nella formazione delle graduatorie. Il precedente FER X riconosceva correttivi tariffari legati alle condizioni di insolazione, con maggiorazioni di 4 euro per megawattora per il Centro e di 10 euro per il Nord. Nel nuovo regime il decreto direttoriale del 2 ottobre introduce coefficienti locazionali differenziati per zona di mercato e per incremento di capacità installata, applicati al prezzo offerto esclusivamente ai fini della graduatoria. I valori sono pari a zero nelle zone Nord e Centro-Nord, mentre possono raggiungere 28,5 euro per megawattora in Sardegna al crescere della capacità considerata.

La correzione tende a incidere sulla selezione dei progetti nelle aree dove la crescita della generazione rinnovabile deve essere confrontata con gli obiettivi territoriali e con le condizioni del sistema elettrico. Il coefficiente si somma al prezzo utilizzato per ordinare le offerte e può quindi modificare la posizione competitiva di un impianto, senza aumentare direttamente il prezzo contrattuale che verrà riconosciuto al produttore. Per gli investitori la scelta del sito assume così una dimensione economica ulteriore rispetto alla disponibilità delle aree, alla producibilità attesa e ai costi di connessione.

Net Zero Industry Act, nelle aste entrano i requisiti sulla componentistica

Le procedure dedicate al Net Zero Industry Act introducono poi criteri collegati alla resilienza delle catene di approvvigionamento, con verifiche sull’origine dei componenti e sulla dipendenza da Paesi terzi. Il meccanismo, sperimentato nel 2025 per il fotovoltaico, viene esteso alle procedure specifiche previste dal nuovo decreto anche per l’eolico. La disciplina considera elementi tecnici ulteriori, tra cui la capacità degli impianti di modulare la produzione attraverso sistemi di accumulo, secondo condizioni che possono incidere sul punteggio economico utilizzato per la selezione.

Autorizzazioni e garanzie, la cauzione provvisoria parte dal 5%

L’accesso alle aste resta subordinato alla maturità autorizzativa dei progetti. Per gli impianti oltre un megawatt occorrono, secondo le condizioni previste dal decreto, il titolo necessario alla costruzione e all’esercizio, il preventivo di connessione definitivamente accettato e gli adempimenti richiesti dal sistema GAUDÌ di Terna, mentre per determinate tecnologie sono previste specifiche alternative documentali legate alla valutazione ambientale. A questi requisiti si aggiunge la capacità finanziaria, che può essere dimostrata attraverso le modalità bancarie o patrimoniali ammesse dalle regole operative.

Il vincolo finanziario si manifesta già nella fase delle manifestazioni di interesse. La cauzione provvisoria è pari al 5% del costo convenzionale dell’investimento, calcolato sulla quota di potenza per la quale si chiede l’ammissione, e sale al 10% nella forma definitiva richiesta dopo l’aggiudicazione. Per un impianto fotovoltaico che richieda l’ammissione di 4 megawatt, assumendo il costo specifico convenzionale di 900 euro per kilowatt previsto dal decreto, la garanzia provvisoria ammonta a 180mila euro. La mancata partecipazione alla successiva gara da parte di un operatore che abbia presentato una manifestazione giudicata idonea può comportare l’escussione del 30% della cauzione, secondo quanto stabilito dalle regole del GSE.

Impianti fino a un megawatt, accesso diretto agli incentivi

Per gli impianti fino a un megawatt il percorso resta differente, poiché l’accesso agli incentivi avviene direttamente alle condizioni previste dalla disciplina, dopo l’entrata in esercizio e nei limiti del contingente dedicato. Sotto i 200 kilowatt è prevista la possibilità di utilizzare la tariffa omnicomprensiva, mentre per le potenze superiori opera ordinariamente la regolazione differenziale. La parte delle regole operative dedicata all’accesso diretto e alla gestione dei contratti richiede ancora ulteriori disposizioni attuative, un aspetto che interessa soprattutto le imprese intenzionate a programmare impianti di dimensione medio-piccola.

Contributi in conto capitale fino al 40%, ma la tariffa si riduce

Anche la cumulabilità con altre agevolazioni richiede attenzione nella costruzione del piano finanziario. Il decreto consente, alle condizioni previste, il cumulo con contributi in conto capitale fino al 40% del costo dell’investimento, applicando però una riduzione del prezzo di aggiudicazione. Un impianto che beneficia di un contributo per la costruzione non mantiene quindi automaticamente l’intero valore della tariffa FER X, circostanza da considerare soprattutto quando l’investimento viene sostenuto attraverso altri strumenti pubblici.

Trentasei mesi per realizzare gli impianti fotovoltaici ed eolici

La verifica economica dovrà infine misurarsi con i tempi di realizzazione. Per gli impianti fotovoltaici ed eolici ammessi alle aste il termine ordinario per entrare in esercizio è fissato in 36 mesi dalla pubblicazione della graduatoria, mentre il superamento delle scadenze comporta riduzioni progressive del prezzo riconosciuto e, oltre i limiti previsti, la perdita del beneficio. L’avvio dei lavori deve rispettare le condizioni temporali imposte dal decreto, che per gli impianti soggetti a procedura competitiva vietano di iniziare l’investimento prima della presentazione dell’istanza di partecipazione alla gara.

La prima verifica arriverà il 6 novembre. Entro mezzogiorno dovranno essere trasmesse le manifestazioni di interesse sul portale FER X Definitivo e, attraverso il distinto portale GIGA, le garanzie e la documentazione finanziaria. Seguiranno le istruttorie e le offerte economiche, dalle quali emergeranno i nuovi prezzi di aggiudicazione. Dopo i ribassi registrati nel 2025, sarà questo il dato da osservare per capire quanta nuova capacità rinnovabile potrà effettivamente trovare spazio nelle aste e a quale costo per il sistema elettrico nazionale.