Decreto FER X in vigore: 37,15 GW di nuova potenza rinnovabile e contratti per differenza ventennali

L’entrata in vigore del decreto FER X, arrivata il 7 agosto 2026 dopo la firma del ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica Gilberto Pichetto Fratin e il passaggio al vaglio della Corte dei conti, apre la fase operativa dello strumento con cui il sistema elettrico italiano intende sostenere le tecnologie rinnovabili considerate ormai mature. Il perimetro comprende fotovoltaico, eolico, idroelettrico e impianti alimentati dai gas residuati dei processi di depurazione, fonti che il legislatore ritiene vicine alla competitività di mercato e che per questo vengono accompagnate da un meccanismo costruito sulla stabilizzazione dei ricavi.

Sul piano industriale la cifra che definisce l’orizzonte del provvedimento è il contingente complessivo di 37,15 gigawatt di nuova potenza, un dato che misura insieme l’ambizione del programma e il carico di lavoro destinato a ricadere su progettisti, gestori di rete e catena di fornitura. Dietro quel numero si muovono procedure competitive gestite dal Gestore dei servizi energetici, contratti per differenza bidirezionali della durata di vent’anni e un budget di aiuti di Stato già autorizzato da Bruxelles.

Restano da definire i passaggi attuativi che trasformeranno la cornice normativa in procedure concrete, a partire dalle regole operative che il GSE dovrà predisporre e sottoporre all’approvazione del ministero. Da quei documenti dipenderanno requisiti di partecipazione, finestre temporali e modalità di accesso, elementi che gli operatori attendono per calibrare pipeline di progetti e piani di investimento.

Il contingente del decreto FER X: 37,15 GW ripartiti per tecnologia

Il contingente complessivo si divide in due blocchi governati da logiche di accesso differenti, con dieci gigawatt riservati agli impianti di potenza fino a 1 MW, ammessi direttamente al meccanismo di sostegno alle condizioni fissate dal provvedimento, e i restanti 27,15 GW assegnati attraverso procedure pubbliche competitive. La separazione risponde a una logica di proporzionalità amministrativa, perché sottoporre a gara migliaia di impianti di piccola taglia comporterebbe costi di transazione sproporzionati rispetto alla potenza effettivamente installata.

All’interno della quota destinata alle procedure competitive la ripartizione per tecnologia assegna 16,5 GW all’eolico, 10 GW al fotovoltaico, 0,63 GW all’idroelettrico e 0,02 GW agli impianti alimentati dai gas derivanti dalla depurazione. Il primato attribuito all’eolico segnala una scelta di politica industriale precisa, perché si tratta della tecnologia con i tempi autorizzativi più lunghi e con la filiera più pesante in termini di manifattura, logistica straordinaria e opere civili, e riservarle la quota maggiore significa scommettere su una accelerazione dei procedimenti che finora ha faticato a materializzarsi.

Le quote destinate a idroelettrico e gas da depurazione, numericamente marginali rispetto al totale, riguardano segmenti dove il potenziale residuo di nuova installazione è limitato dalla saturazione dei bacini già sfruttati e dalla natura stessa degli impianti, legati a infrastrutture di trattamento delle acque già esistenti. Il valore di questi contingenti risiede più nella possibilità di finanziare rifacimenti e recuperi di efficienza che nell’apporto di potenza aggiuntiva al sistema.

Aste competitive del GSE e accesso diretto per gli impianti fino a 1 MW

Per i progetti sopra la soglia di 1 MW la selezione passerà attraverso le procedure concorsuali gestite dal Gestore dei servizi energetici, con una competizione che premierà chi arriva alle aste con autorizzazioni ottenute, preventivi di connessione validati e struttura finanziaria già impostata. La conseguenza operativa riguarda il posizionamento delle aziende lungo la catena dello sviluppo, perché il vantaggio competitivo si sposta a monte, nella fase di permitting e di acquisizione dei siti, molto prima del momento in cui si presenta l’offerta.

Gli impianti fino a 1 MW accedono invece al meccanismo senza passare da procedure di selezione, secondo le condizioni stabilite dal decreto, un regime che interessa direttamente il tessuto manifatturiero italiano. Le coperture dei capannoni industriali, le aree pertinenziali dei siti produttivi e gli impianti a servizio di stabilimenti energivori rientrano in gran parte in questa fascia dimensionale, dove la potenza installabile è vincolata dalla superficie disponibile e dai profili di consumo.

La distinzione tra i due canali produce effetti diversi sui modelli di business degli operatori, con gli sviluppatori di grandi impianti chiamati a costruire portafogli di progetti sufficientemente ampi da assorbire il rischio di esclusione dalle graduatorie, e gli installatori attivi nel segmento sotto il megawatt che possono contare su una prevedibilità maggiore. Per le imprese che valutano un investimento in autoproduzione, la certezza dell’accesso diretto riduce la componente di rischio regolatorio che negli schemi ad asta pesa sulla decisione di procedere.

Contratti per differenza bidirezionali della durata di vent’anni

Il sostegno economico assume la forma di contratti per differenza bidirezionali con durata ventennale, uno strumento che lavora sulla differenza tra il prezzo dell’elettricità e il prezzo di esercizio definito dal contratto. Quando il prezzo di mercato scende sotto la soglia contrattuale il produttore riceve la differenza, mentre quando il mercato la supera l’eccedenza viene restituita, con un doppio effetto di protezione dai ribassi e di limitazione dei profitti straordinari nelle fasi di prezzi elevati.

Sul fronte finanziario questa architettura incide direttamente sul costo del capitale, perché un flusso di ricavi prevedibile lungo vent’anni migliora la bancabilità dei progetti e consente strutture di project financing con leva più alta e spread più contenuti. La differenza rispetto a un impianto esposto integralmente alla volatilità dei prezzi zonali si traduce in punti percentuali sul rendimento richiesto dagli investitori, una variabile che in un settore ad alta intensità di capitale determina la fattibilità stessa dell’operazione.

Il meccanismo produce inoltre conseguenze sul mercato dei power purchase agreement, perché la disponibilità di una copertura pubblica ventennale modifica il perimetro di convenienza dei contratti bilaterali di lungo periodo sottoscritti con i clienti industriali. Gli acquirenti energivori si troveranno a competere con uno strumento che offre agli sviluppatori una alternativa regolata, e il livello dei prezzi di esercizio che emergerà dalle aste diventerà il riferimento implicito per la negoziazione dei contratti privati.

Il via libera della Commissione europea e i 23 miliardi di aiuti di Stato

Il passaggio che ha reso praticabile l’intero impianto normativo si è compiuto l’8 giugno 2026, quando la Commissione europea ha dichiarato il regime compatibile con la disciplina comunitaria sugli aiuti di Stato, quantificando in circa 23 miliardi di euro il budget complessivo del programma. L’autorizzazione riguarda un sostegno destinato a generare nuova produzione elettrica da fonti rinnovabili e a ridurre la dipendenza del sistema nazionale dai combustibili fossili.

La valutazione di Bruxelles si è concentrata sulla proporzionalità dello strumento, aspetto sul quale la struttura bidirezionale del contratto per differenza ha giocato a favore del provvedimento, dato che il recupero dell’eccedenza nelle fasi di prezzi alti limita l’esborso netto a carico del sistema. Il modello si inserisce nella cornice europea di accelerazione degli investimenti nelle tecnologie pulite, dove il sostegno pubblico viene ammesso a condizione che non alteri in modo permanente i segnali di prezzo.

Per le imprese della filiera il dato da 23 miliardi rappresenta un indicatore di dimensione del mercato potenziale lungo l’intero arco di applicazione del meccanismo, con ricadute che riguardano la programmazione della capacità produttiva di componentistica, la disponibilità di manodopera specializzata per il montaggio e la pianificazione dei servizi di manutenzione sugli impianti che entreranno in esercizio.

Regole operative del GSE e ricadute sulla filiera industriale

L’entrata in vigore del decreto non rende immediatamente operative le procedure, perché il funzionamento concreto del meccanismo dipenderà dalle regole operative che il GSE dovrà predisporre e che il ministero dovrà approvare, documenti dai quali discenderanno requisiti di ammissione, garanzie richieste, criteri di graduatoria e calendario delle sessioni. Per gli operatori la lettura di quei testi determinerà scelte concrete di allocazione delle risorse tecniche sui progetti da portare in gara.

Sul piano industriale il collo di bottiglia continua a collocarsi a monte del meccanismo di sostegno, in quei procedimenti autorizzativi e in quelle code per le connessioni alla rete che determinano quanti progetti riusciranno effettivamente a presentarsi con i requisiti richiesti. Un contingente ampio non produce installazioni se il numero di iniziative autorizzate resta inferiore alla capacità messa a bando, e in quello scenario le aste rischiano di chiudersi sottoscritte solo in parte oppure con prezzi di esercizio più alti del previsto.

La catena di fornitura si trova davanti a un problema di programmazione altrettanto concreto, perché la produzione di aerogeneratori, moduli fotovoltaici, inverter e sistemi di trasformazione richiede tempi di approvvigionamento che mal si conciliano con l’incertezza sul calendario delle procedure. Le imprese di costruzione e i fornitori di servizi di ingegneria dovranno dimensionare organici e attrezzature su una domanda il cui profilo temporale resta indefinito fino alla pubblicazione delle regole attuative, e la sequenza con cui il GSE deciderà di collocare i 27,15 GW a gara diventerà il riferimento su cui si costruiranno i piani industriali della filiera nei prossimi trimestri.