Decreto FER X definitivo: come cambiano gli incentivi per fotovoltaico ed eolico fino al 2030
Dopo un’attesa lunga quasi due anni, il quadro di incentivazione delle rinnovabili elettriche in Italia ha finalmente una cornice stabile. Il decreto FER X definitivo — decreto del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica n. 194 del 18 giugno 2026 — è stato pubblicato sul sito del MASE il 6 agosto ed è formalmente in vigore dal 7 agosto 2026. Il provvedimento attua gli articoli 6 e 7 del D.Lgs. 199/2021 e raccoglie il testimone del FER X Transitorio (DM 30 dicembre 2024), che aveva consentito l’accesso agli incentivi fino al 31 dicembre 2025.
Per imprese, sviluppatori e proprietari di aree idonee si apre una finestra di quattro anni e mezzo. Ma il decreto non è un semplice rinnovo: cambia la struttura della remunerazione, alza l’asticella dei requisiti di ammissione e introduce criteri di preselezione di derivazione europea. Vediamo cosa conta davvero, con particolare attenzione a fotovoltaico ed eolico.
Chi può accedere e come
Il FER X definitivo si rivolge a impianti fotovoltaici, eolici, idroelettrici e di trattamento di gas residuati dai processi di depurazione. L’accesso segue due percorsi distinti, in funzione della taglia.
Gli impianti fino a 1 MW accedono direttamente al meccanismo, senza bandi né registri, presentando la richiesta al GSE entro novanta giorni dalla data di entrata in esercizio registrata su GAUDÌ. Condizione essenziale: i lavori devono essere stati avviati dopo l’entrata in vigore del decreto. Il prezzo riconosciuto sarà definito da ARERA entro novanta giorni dall’entrata in vigore, quindi entro l’inizio di novembre 2026.
Gli impianti oltre 1 MW accedono invece attraverso procedure competitive bandite dal GSE, con contingenti di potenza distinti per tecnologia. I partecipanti presentano un’offerta di riduzione percentuale rispetto al prezzo di esercizio superiore, che costituisce la base d’asta.
I contingenti: 27,15 GW a bando più 10 GW ad accesso diretto
La stima dei contingenti complessivi messi a disposizione per le procedure competitive è la seguente:
| Tecnologia | Contingente stimato |
|---|---|
| Eolico | 16,5 GW |
| Fotovoltaico | 10 GW |
| Idroelettrico | 0,63 GW |
| Gas residuati da depurazione | 0,02 GW |
| Totale aste | 27,15 GW |
A questi si aggiunge un tetto di 10 GW per gli impianti fino a 1 MW ad accesso diretto: al raggiungimento di questa soglia il meccanismo si chiude per la piccola taglia decorsi sessanta giorni, anche prima della scadenza naturale del 31 dicembre 2030.
La progressione temporale dei contingenti e la loro ripartizione fra le singole procedure saranno definite da un successivo decreto ministeriale, atteso entro sessanta giorni.
Prezzi di esercizio: i numeri per fotovoltaico ed eolico
L’Allegato 1 al decreto fissa i valori di riferimento per gli impianti di potenza superiore a 1 MW:
| Fonte | Prezzo di esercizio | Prezzo superiore (base d’asta) | Prezzo inferiore |
|---|---|---|---|
| Fotovoltaica | 80 €/MWh | 95 €/MWh | 65 €/MWh |
| Eolica | 85 €/MWh | 95 €/MWh | 70 €/MWh |
Sono previsti due correttivi in aumento: +27 €/MWh per gli impianti fotovoltaici che sostituiscono coperture in eternit o comunque contenenti amianto, con rimozione e smaltimento completi, e +10 €/MWh per gli impianti realizzati su specchi d’acqua. Il primo è un incentivo di sistema intelligente, perché somma il beneficio energetico a quello sanitario e ambientale della bonifica.
I prezzi sono indicizzati all’inflazione: in fase di pubblicazione dei bandi sulla base dell’indice nazionale dei prezzi alla produzione dell’industria, e in fase contrattuale sulla base dell’indice dei prezzi al consumo.
Contratto per differenza a due vie: il vero cambio di paradigma
Per gli impianti di potenza pari o superiore a 200 kW il supporto assume la forma di un contratto per differenza bidirezionale, coerente con l’articolo 19 quinquies del regolamento (UE) 2019/943. Il GSE calcola la differenza fra il prezzo di aggiudicazione e il prezzo di riferimento del Mercato del Giorno Prima nella zona in cui è localizzato l’impianto: se positiva, la eroga al produttore; se negativa, il produttore la restituisce al sistema.
Sotto i 200 kW resta invece la più semplice tariffa omnicomprensiva, con ritiro e vendita dell’energia a cura del GSE.
Questo significa che il FER X non è un incentivo additivo ma uno strumento di stabilizzazione del ricavo per vent’anni. La convenienza va valutata caso per caso, confrontando il prezzo di aggiudicazione atteso con lo scenario di prezzo zonale sul profilo orario effettivo di produzione dell’impianto. Per gli impianti superiori a 1 MW il contratto si applica peraltro al 95% dell’energia prodotta, lasciando una quota esposta al mercato.
Requisiti di ammissione: progetti maturi, non idee
Il decreto seleziona a monte. Per accedere alle procedure competitive occorre disporre di:
- titolo abilitativo alla costruzione e all’esercizio, inclusi i titoli concessori ove previsti; per le tecnologie diverse dal fotovoltaico è ammessa in alternativa la presentazione del provvedimento favorevole di valutazione di impatto ambientale;
- preventivo di connessione accettato in via definitiva e registrazione dell’impianto su GAUDÌ validata dal gestore di rete;
- conformità ai requisiti prestazionali e ambientali necessari a rispettare il principio DNSH e ai requisiti specifici dell’Allegato 3;
- obbligo di partecipazione al Mercato di Bilanciamento e Ridispacciamento;
- solidità finanziaria, dimostrata con dichiarazione di un istituto bancario oppure con una capitalizzazione pari al 10% dell’investimento fino a cento milioni di euro.
Si aggiunge il sistema delle cauzioni: provvisoria del 5% del costo di investimento convenzionale in fase di manifestazione di interesse, definitiva del 10% in caso di ammissione in graduatoria. I costi convenzionali di riferimento sono di 900 €/kW per il fotovoltaico e 1.420 €/kW per l’eolico. Un progetto eolico da 10 MW comporta quindi una cauzione provvisoria di 710.000 euro e una definitiva di 1,42 milioni.
Da segnalare anche un vincolo procedurale poco discusso: le manifestazioni di interesse possono essere presentate al massimo tre volte, e nel conteggio rientrano anche quelle già presentate ai sensi del DM 30 dicembre 2024.
Tempi di realizzazione e penali
Fotovoltaico ed eolico devono entrare in esercizio entro 36 mesi dalla pubblicazione della graduatoria, al netto dei fermi dovuti a cause di forza maggiore. Il mancato rispetto comporta una decurtazione del prezzo di aggiudicazione dello 0,2% per ogni mese di ritardo nei primi nove mesi e dello 0,5% nei sei successivi, entro un limite massimo di quindici mesi. Superata questa soglia scattano la decadenza dalla graduatoria e l’escussione della cauzione definitiva.
Chi rinuncia alla posizione utile entro sei mesi perde il 30% della cauzione definitiva, chi lo fa fra i sei e i dodici mesi ne perde il 50%. È una logica dichiaratamente dissuasiva verso i progetti prenotati e mai realizzati, che nelle tornate precedenti avevano immobilizzato capacità a scapito di iniziative pronte.
Criteri di priorità e quota Net-Zero Industry Act
A parità di ribasso offerto, il GSE applica nell’ordine questi criteri di priorità: interventi fotovoltaici su impianti esistenti in aree agricole a parità di superficie occupata; impianti in aree idonee o zone di accelerazione ai sensi degli articoli 11-bis e 12 del D.Lgs. 190/2024; sottoscrizione di contratti di approvvigionamento di lungo termine di durata pari ad almeno dieci anni; anteriorità della domanda.
Inoltre, almeno il 30% del contingente massimo annuo di fotovoltaico ed eolico è riservato a procedure dedicate che applicano i criteri del Net-Zero Industry Act (regolamento UE 2024/1735 e regolamento di esecuzione UE 2025/1176): condotta responsabile d’impresa, cibersicurezza e sicurezza dei dati, capacità di realizzare il progetto nei tempi, contributo alla resilienza in termini di origine dei componenti, contributo alla sostenibilità attraverso l’integrazione nel sistema energetico. Su quest’ultimo criterio pesano in particolare la presenza di un sistema di accumulo pari ad almeno il 25% della potenza nominale e la capacità di trasferire energia rinnovabile fra vettori energetici diversi.
Cumulabilità con altri strumenti
L’accesso al FER X è cumulabile esclusivamente con una fra le seguenti misure: contributi in conto capitale non eccedenti il 40% del costo di investimento, per i soli impianti di nuova costruzione; fondi di garanzia e fondi di rotazione; agevolazioni fiscali in forma di credito d’imposta o detassazione dal reddito d’impresa. In caso di cumulo il prezzo di aggiudicazione è ridotto secondo un fattore che cresce linearmente fino al 35%.
Il meccanismo è invece alternativo allo scambio sul posto e al ritiro dedicato di cui all’art. 13, comma 3, del D.Lgs. 387/2003.
Cosa succede adesso: il calendario da tenere d’occhio
Il decreto è in vigore, ma non è ancora operativo. Le scadenze che scandiscono i prossimi mesi sono tre:
- entro sessanta giorni dall’entrata in vigore, approvazione delle regole operative del GSE con decreto direttoriale del MASE, e adozione del decreto ministeriale su contingenti, progressione temporale e coefficienti zonali da applicare alle offerte;
- entro novanta giorni, definizione da parte di ARERA dei prezzi di aggiudicazione per gli impianti fino a 1 MW;
- entro trenta giorni dall’approvazione delle regole operative, pubblicazione da parte del GSE dell’avviso per le richieste di qualifica preliminare.
Realisticamente, le prime procedure competitive prenderanno forma fra l’autunno e la fine del 2026. I coefficienti zonali meritano attenzione particolare: sono lo strumento con cui il legislatore intende dare segnali localizzativi coerenti con lo sviluppo della rete di trasmissione, e potranno modificare in modo sensibile il posizionamento in graduatoria di un progetto a parità di offerta economica.
Come prepararsi nel modo giusto
Il messaggio implicito del FER X definitivo è chiaro: il meccanismo remunera l’esercizio, non lo sviluppo. Le risorse vanno ai progetti già autorizzati, connessi e finanziariamente solidi. Chi si presenta con un’idea, per quanto buona, resta fuori.
Nei prossimi mesi vale la pena concentrarsi su tre fronti. Il primo è la maturità autorizzativa: verificare lo stato del titolo abilitativo, del preventivo di connessione e della registrazione GAUDÌ, perché sono requisiti di ammissione non surrogabili. Il secondo è la valutazione economica realistica: con un contratto per differenza a due vie il confronto non è più fra incentivo e mercato, ma fra un ricavo stabilizzato per vent’anni e uno scenario di prezzo zonale sul profilo orario effettivo dell’impianto. Il terzo è la coerenza con il sistema di gestione dell’energia: per le imprese che hanno già una diagnosi energetica ai sensi del D.Lgs. 102/2014 o un sistema conforme alla UNI CEI EN ISO 50001, l’autoproduzione rinnovabile va inquadrata come intervento all’interno del piano di miglioramento, con effetti misurabili anche sull’inventario delle emissioni ISO 14064-1.
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