Il fotovoltaico ha cannibalizzato il FER X

Nel transitorio, 8,6 GW assegnati su 17,65 promessi, con il solare a coprire l’89% dei volumi e prezzi in caduta

Da ieri l’altro il decreto FER X a regime è formalmente in vigore, pubblicato sul sito del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica. Ma il vero esperimento si è già consumato nei mesi scorsi, quando il meccanismo transitorio ha messo a nudo un mercato che corre in una sola direzione: 17,65 GW promessi in due anni, quasi 12 GW richiesti dagli operatori, poco più di 8,6 effettivamente assegnati. E il fotovoltaico ha cannibalizzato tutto il resto. Il regime definitivo entra in scena mentre il sipario cala su un transitorio che ha funzionato — ma solo per metà.

La promessa da 17,65 GW

Il decreto FER X transitorio era stato emanato il 30 dicembre 2024 ed era entrato in vigore il 28 febbraio 2025, con validità fino al 31 dicembre dello stesso anno. L’obiettivo dichiarato era ambizioso: sostenere la costruzione di nuovi impianti di produzione da fonti rinnovabili per un totale di. Di questi, 14,65 GW sarebbero stati assegnati tramite asta per impianti di potenza superiore al MW, con un contingente massimo di 10 GW riservato al fotovoltaico. Per gli impianti fino a 1 MW era invece previsto un accesso diretto al meccanismo, entro un contingente di 3 GW, con scadenza fissata al 31 dicembre 2025.

I numeri sulla carta disegnavano un ecosistema diversificato: per la prima procedura competitiva, il Decreto Direttoriale n. 12 del 1° aprile 2025 aveva fissato un contingente obiettivo di 1.000 MW per il fotovoltaico, 300 MW per l’eolico, 60 MW per l’idroelettrico e appena 2 MW per il gas da depurazione. I prezzi di esercizio superiori, fissati dall’Allegato 1 del decreto transitorio a febbraio 2025, variavano da 95 €/MWh per fotovoltaico ed eolico a 105 €/MWh per l’idroelettrico, con un pavimento inferiore che scendeva fino a 65 €/MWh. Il meccanismo sembrava progettato per attrarre un ventaglio di tecnologie. Ma chi ha risposto alla chiamata?

Il plebiscito del fotovoltaico

La risposta è arrivata lo scorso settembre, quando il Ministero ha reso noto che erano state presentate 870 richieste di iscrizione per un totale di quasi 12 GW di potenza. Di queste, 818 erano per impianti fotovoltaici, per 10.093 MW, e appena 52 per impianti eolici, per 1.672 MW. Idroelettrico e gas da depurazione non compaiono nemmeno nella contabilità delle domande: la diversificazione è rimasta sulla carta. E non è solo una questione di numeri grezzi: il dato segnala che gli sviluppatori hanno puntato tutto sulla tecnologia più rapida da installare e con costi di investimento già ampiamente compressi, lasciando scoperto il resto.

Poi, lo scorso dicembre, il GSE ha pubblicato le graduatorie e il quadro si è fatto ancora più nitido. Sono stati assegnati circa 7.700 MW a 474 impianti fotovoltaici e circa 940 MW a 29 impianti eolici. Il prezzo medio ponderato di aggiudicazione per il fotovoltaico è stato di 56,825 €/MWh, con un ribasso medio del 37,34% rispetto ai prezzi di esercizio. Per l’eolico, il prezzo medio si è fermato a 72,851 €/MWh, con un ribasso del 19,67%. In altre parole, la corsa al ribasso è stata trainata quasi esclusivamente dai progetti fotovoltaici, che hanno potuto permettersi di tagliare i ricavi attesi molto più di quanto abbiano fatto le pale.

Che cosa significa per cittadini e imprese? Che il meccanismo ha prodotto elettricità rinnovabile a prezzi stracciati — un vantaggio evidente per il sistema — ma lo ha fatto concentrando il rischio su un’unica tecnologia, esponendo il Paese alla variabilità della produzione solare e lasciando irrisolto il nodo dell’accumulo e della programmabilità. Significa anche che le aziende del settore eolico, dell’idroelettrico e del gas da depurazione sono rimaste ai margini, con conseguenze sulla filiera industriale e sulla capacità di raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione con un mix più bilanciato. Il transitorio ha funzionato come acceleratore di investimenti, ma ha fallito nel diversificare e nel garantire volumi adeguati alle fonti meno competitive sul piano dei costi immediati.

Cosa resta aperto?

Ora che il decreto FER X a regime è in vigore, il gioco si fa più strutturale. Le regole operative sono state aggiornate al 6 agosto 2025 e il meccanismo transitorio — con le sue cauzioni provvisorie al 5% e definitive al 10% del costo di investimento, le sue finestre competitive e i contingenti distribuiti — ha già mostrato i limiti di un disegno che non è riuscito a riequilibrare le tecnologie. La domanda è se il nuovo regime saprà correggere le storture: se riuscirà a portare sul mercato più eolico, a rendere contendibili i volumi idroelettrici, a creare condizioni meno sbilanciate. Oppure se replicherà lo schema di un mercato affamato di fotovoltaico, disposto a tagliare i prezzi fino all’osso, ma incapace di costruire quella diversificazione che la transizione richiede, con tutte le incognite che questo comporta per la sicurezza del sistema e per la tenuta industriale delle filiere rimaste fuori.