Rinnovabili, ecco come funzioneranno gli “incentivi” FerX in attesa del FerZ

La lettera arrivata dalla Commissione europea sul decreto FerX a regime chiarisce l’architettura del nuovo sistema italiano di “incentivi” alle energie rinnovabili, ma lascia aperto il nodo più critico: la capacità del Paese di trasformare i contingenti messi a disposizione in impianti realmente autorizzati e costruiti. Bruxelles ha dato il via libera a un pacchetto da 37,15 GW complessivi, con i primi bandi attesi indicativamente entro la fine del 2026, ma il mercato resta prudente, soprattutto sull’eolico.

Come già anticipato su queste colonne, il FerX prevede due canali principali. Per gli impianti sopra 1 MW sono previsti 27,15 GW da assegnare tramite aste competitive: 16,5 GW per l’eolico, 10 GW per il fotovoltaico, 630 MW per l’idroelettrico e 20 MW per gli impianti a gas residuati dai processi di depurazione. Come ricapitolano da Assoidroelettrica, per gli impianti fino a 1 MW sono invece previsti 10 GW con accesso diretto al sostegno una volta entrati in esercizio, a condizione che questo avvenga entro il 31 dicembre 2030 o entro 60 giorni dall’eventuale raggiungimento anticipato del tetto massimo. Per i progetti sotto i 200 kW sarà possibile optare per una tariffa omnicomprensiva stabilita da Arera.

Più che di “incentivi”, si tratta di meccanismi di stabilizzazione del prezzo dell’elettricità immessa in rete nel lungo periodo. Per gli impianti sopra 1 MW, il FerX utilizzerà infatti contratti per differenza bidirezionali (Cfd) della durata di 20 anni, riferiti al 95% dell’energia prodotta (il restante 5% resterà esposto al prezzo di mercato). Non saranno previsti pagamenti nelle ore in cui il prezzo zonale sul mercato del giorno prima sarà nullo o negativo.

In base alla lettera di approvazione della Commissione europea, i prezzi di riferimento per il 2026 sono di 80 €/MWh per il solare (forchetta 95-65) e di 85 €/MWh per l'eolico (forchetta 95-70); i partecipanti alle gare saranno inseriti in graduatoria in base alla riduzione offerta rispetto al prezzo di riferimento massimo, con la prevalenza dei partecipanti che offrono le riduzioni più elevate. Le basi d’asta definitive saranno però fissate dal Mase circa un mese prima di ciascuna gara, sulla base delle analisi dei costi di mercato effettuate dal Gse.

Il meccanismo sarà costruito su una curva dinamica, legata all’incrocio tra domanda e offerta di potenza messa a bando, che dovrebbe risultare inferiore di almeno il 10% rispetto alle manifestazioni di interesse. Saranno inoltre introdotti coefficienti locazionali per scoraggiare progetti in aree considerate sature, incidendo sulla posizione in graduatoria. Per accelerare le procedure, il Mase sta valutando anche un albo dei progetti qualificati, anticipando la verifica dei requisiti tecnici e finanziari. Se l’iter procederà senza intoppi, le manifestazioni d’interesse potrebbero aprirsi subito dopo l’estate, con una prima asta ufficiale a dicembre 2026 e due procedure nel 2027.

La distribuzione dei contingenti ha però sorpreso gli operatori. «Sono dimensioni esattamente contrarie rispetto a quello del mercato. Il solare è molto più grande, ci sono molti più progetti che potrebbero partecipare rispetto all’eolico», osserva a Montel Tommaso Barbetti, partner di Elemens. Il rischio è che le aste risultino molto competitive per il fotovoltaico e poco competitive per l’eolico, nonostante i sistemi che il ministero potrà attivare per evitare gare deserte.

Secondo Barbetti, la reazione del mercato è «tiepida»: gli operatori si aspettavano volumi maggiori sul solare, mentre appare «impossibile» che entro il 2028 vengano assegnati tutti i 16,5 GW dell’eolico. Il nodo è che oggi la potenza installata nel Paese è molto sbilanciata sul solare, mentre occorre equilibrare le due fonti, in quanto nei momenti di bassa producibilità del solare è più probabile un’alta producibilità eolica e viceversa: in base ai dati Terna, a inizio 2026 si registrano 83.529 MW di potenza rinnovabile installata nel Paese, di cui 43.513 MW di solare e solo 13.629 MW di eolico.

Il problema riguarda solo la dimensione dei contingenti, ma i tempi autorizzativi. In Italia gli iter durano fino a 6 anni per il fotovoltaico e 7-8 anni per l’eolico, con numerosi casi che superano anche queste soglie: tempi molto lontani dai 12-24 mesi medi registrati in molti Stati Ue e dai limiti fissati dalla direttiva Red III. Non a caso nell’asta del FerX transitorio, i progetti eolici si sono aggiudicati appena 940 MW dei 2,5 GW messi a gara (con un prezzo medio di 72,851 euro/MWh).

Sul FerX a regime almeno il 30% della capacità annuale eolica e fotovoltaica sarà inoltre vincolato a procedure d’appalto separate, regolate dai criteri del Net Zero Industry Act (Nzia) per favorire la produzione made in Europe (anche se in Italia il rischio è di vedere concentrati i vantaggi su di un unico produttore fotovoltaico, 3Sun). Sono confermati anche alcuni correttivi: 27 euro/MWh in più per gli impianti fotovoltaici installati in sostituzione di coperture in amianto o eternit e 10 euro/MWh per i sistemi fotovoltaici galleggianti.

I termini massimi per l’entrata in esercizio degli impianti, dalla pubblicazione delle graduatorie, saranno di 36 mesi per il fotovoltaico, 48 mesi per i rifacimenti idroelettrici e fino a 54 mesi per i nuovi impianti idroelettrici. I ritardi comporteranno decurtazioni dello strike price: 0,2% al mese per i primi 9 mesi e 0,5% per i successivi 6, oltre i quali scatteranno decadenza ed escussione della fideiussione.

La partita non si chiude però col FerX. Una parte rilevante della potenza fotovoltaica utility scale inizialmente prevista nel decreto è stata spostata, su richiesta dell’Unione europea, nel futuro FerZ, il cui contingente iniziale è stato ridisegnato e ampliato ad almeno 15 GW dedicati esclusivamente al solare. La pre-notifica del FerZ è stata inviata a Bruxelles il 5 gennaio 2026 e l’obiettivo del Mase è ottenere l’approvazione entro la fine dell’anno.

Il FerZ avrà però una logica diversa. Mentre il FerX è fondato su Cfd legati alla produzione effettiva dei singoli impianti ed è quindi orientato ai produttori, il FerZ sarà basato su contratti agganciati a un profilo orario di riferimento, inizialmente baseload e poi affiancato da un profilo specificamente solare. È uno strumento più vicino alle logiche di mercato, adatto a operatori con capacità di trading e gestione di portafogli diversificati.

«La visibilità in lontananza di 15 GW di solare sul Fer Z è una buona notizia che in parte compensa le aspettative degli operatori, anche se bisognerà capire se questo meccanismo complesso sarà accessibile a tutti», spiega Barbetti.

La questione centrale sarà dunque mantenere una reale complementarità tra FerX e FerZ, evitando che il secondo sostituisca il primo. Il FerX, asset-based, bancabile e accessibile anche a sviluppatori e produttori indipendenti, dovrebbe restare il canale principale per aumentare rapidamente la capacità rinnovabile al minor costo possibile e con prezzi stabili nel tempo. Il FerZ, per sua natura profile-based, appare invece più adatto a grandi utility integrate, trader e aggregatori.