Il decreto FER X definitivo, sottoscritto dal Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica in data 18 giugno 2026, stabilisce in modo dettagliato il quadro di sostegno per la produzione di energia elettrica derivante da fonti rinnovabili per l’arco temporale compreso tra il 2026 e il 2030.
Questo provvedimento introduce un sistema di incentivazione strutturato che si pone l’obiettivo di accompagnare lo sviluppo di una nuova capacità rinnovabile superiore a 27 GW, concentrandosi in particolar modo sui settori del fotovoltaico e dell’eolico. Tali comparti sono identificati come tecnologie pilastro per il conseguimento dei traguardi fissati dal PNIEC al 2030. La normativa recepisce le più recenti indicazioni europee relative alla resilienza industriale, alla sicurezza energetica e alla sostenibilità delle filiere produttive. Attraverso l’attuazione del D.Lgs. n. 199/2021, il decreto disciplina i meccanismi di supporto per impianti che presentano costi di generazione ormai prossimi alla competitività di mercato, segnando un passaggio dai sistemi tradizionali verso strumenti maggiormente orientati alle dinamiche di mercato.
Oltre alla produzione energetica, il decreto promuove benefici ambientali supplementari, come la riqualificazione edilizia attraverso la rimozione dell’amianto o dell’eternit in favore dell’installazione di impianti fotovoltaici sulle coperture degli edifici.
Il sistema di accesso agli incentivi è basato sulla distinzione dimensionale degli impianti, identificando una soglia di sbarramento nella potenza di 1 MW. Per gli impianti di piccola taglia, ovvero quelli con potenza inferiore o uguale a 1 MW, è previsto l’accesso diretto al meccanismo incentivante, ferma restando la conformità al principio del DNSH (Do No Significant Harm), che impone di non arrecare danni significativi all’ambiente. Al contrario, gli impianti che superano la soglia di 1 MW devono partecipare a specifiche procedure competitive organizzate e gestite dal GSE.
Per garantire che le risorse siano allocate a progetti effettivamente realizzabili e non speculativi, il decreto impone requisiti economico-finanziari molto rigorosi per tutti i partecipanti. Gli operatori devono dimostrare la propria solidità finanziaria tramite dichiarazioni bancarie o attraverso livelli minimi di capitalizzazione calcolati in base all’entità dell’investimento. Nello specifico, è richiesta una capitalizzazione pari al dieci per cento per investimenti fino a cento milioni di euro, che scende al cinque per cento per la quota tra cento e duecento milioni e al due per cento per la parte eccedente i duecento milioni di euro.
Per quanto concerne la definizione dei prezzi di aggiudicazione per gli impianti fino a 1 MW, il compito è affidato all’ARERA, la quale deve stabilire valori che garantiscano una remunerazione adeguata dei costi di investimento e di esercizio. Questi valori possono essere aggiornati periodicamente dal GSE sulla base dell’andamento dei mercati e dell’evoluzione tecnologica, assicurando flessibilità al sistema senza necessità di nuovi interventi normativi.
L’obiettivo primario di questo meccanismo di fissazione dei prezzi è prevenire fenomeni di sovracompensazione che graverebbero sul sistema elettrico. Per gli impianti superiori a 1 MW, le aste competitive del GSE prevedono una fase di qualificazione, una manifestazione di interesse e la presentazione di garanzie economiche. La maggior parte della capacità incentivabile sarà assegnata proprio tramite queste procedure concorrenziali, in linea con la disciplina europea sugli aiuti di Stato che mira a individuare il livello minimo di sostegno necessario.
Un elemento di forte innovazione all’interno del decreto è il recepimento del regolamento europeo noto come Net-Zero Industry Act. Le procedure competitive non valuteranno solo l’offerta economica, ma integreranno criteri legati alla cybersicurezza, alla sostenibilità e alla provenienza dei componenti utilizzati negli impianti. Gli incentivi agiscono quindi come leva di politica industriale, mirando a ridurre le dipendenze strategiche da paesi terzi e a rafforzare la capacità produttiva dell’Unione Europea nelle tecnologie per la transizione energetica.
Una quota delle procedure sarà specificamente riservata agli impianti che soddisfano tali requisiti di resilienza e sicurezza informatica. In questo modo, il sistema mira a favorire lo sviluppo di un ecosistema produttivo europeo più solido e meno vulnerabile alle dinamiche geopolitiche extra-UE.
La programmazione della nuova capacità incentivabile entro il 2030 ammonta complessivamente a 27,15 GW. La ripartizione dei contingenti vede una netta prevalenza dell’eolico con 16,5 GW, seguito dal fotovoltaico con 10 GW. Quote residue sono destinate all’idroelettrico per 0,63 GW e agli impianti alimentati da gas residuati dai processi di depurazione per 0,02 GW. Questa pianificazione strategica considera vari fattori, tra cui lo sviluppo delle infrastrutture di rete, la domanda elettrica prevista e la disponibilità di sistemi di accumulo, adattandosi alle reali necessità del mercato energetico nazionale. Le graduatorie stilate dal GSE premieranno i progetti situati in aree idonee o zone di accelerazione, con l’intento di ridurre i tempi autorizzativi e concentrare gli investimenti in territori compatibili.
Il decreto introduce inoltre rigide misure per assicurare l’effettiva realizzazione degli impianti aggiudicatari, stabilendo termini massimi per l’entrata in esercizio e prevedendo sanzioni in caso di inadempienza. Per contrastare l’accaparramento delle capacità incentivabili, sono previste penali economiche che possono raggiungere il venti per cento del costo standard dell’investimento, oltre alla restituzione di eventuali benefici percepiti indebitamente. L’entrata in esercizio dell’impianto segna l’inizio del rapporto incentivante, subordinato a verifiche documentali rigorose condotte dal GSE per accertare il rispetto di tutti i requisiti previsti dalla norma. Per gli impianti di grandi dimensioni, sono previsti meccanismi di accelerazione delle valutazioni per superare le criticità burocratiche che hanno rallentato gli investimenti nel passato.
Dal punto di vista della gestione dei ricavi, l’innovazione principale è costituita dai contratti per differenza bidirezionali (CfD). In base a questo modello, se il prezzo di mercato dell’energia è inferiore al prezzo di aggiudicazione, il produttore riceve la differenza; se invece il prezzo di mercato è superiore, il produttore deve restituire l’eccedenza al sistema.
Infine il decreto introduce tutele contro il cosiddetto rischio volume, compensando le mancate produzioni derivanti da limitazioni imposte dai gestori di rete per ragioni di sicurezza o congestione.
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