Aste competitive: FER X

Attraverso le aste competitive, l’energia elettrica generata dagli impianti a fonte rinnovabile viene venduta ad un prezzo disaccoppiato da quello del gas.

Il Decreto FER X, che incredibilmente è in ritardo di 3 anni, è un provvedimento chiave per ridurre i costi dell’energia elettrica perché regola le aste competitive per i nuovi impianti rinnovabili. Il 28 febbraio 2025 ne è entrata in vigore una versione transitoria (cd. FER X Transitorio): al posto del provvedimento che avrebbe dovuto pianificare aste competitive per le rinnovabili fino al 2028, il MASE ha pubblicato un Decreto che pianifica le aste solo fino alla fine del 2025.

Dal 28 febbraio 2025, abbiamo dovuto aspettare il 14 luglio 2025 per l’avvio della prima asta competitiva del FER-X transitorio (che ha registrato un forte interesse del mercato).

Quindi, si conferma la capacità del meccanismo di attrarre progetti competitivi, ma restano una serie di criticità:

• Ritardi e regime transitorio: Il decreto FER-X copre solo il 2025, un orizzonte temporale troppo breve per sostenere investimenti nel tempo. È urgente un meccanismo che programmi almeno fino al 2028 (peraltro come inizialmente previsto).
• Rischio ribassi eccessivi: In alcune situazioni si osservano offerte con ribassi superiori al 30%, che potrebbero mettere a rischio la bancabilità dei progetti o il loro funzionamento nel tempo. Un mercato eccessivamente competitivo, senza correttivi, potrebbe tradursi in progetti non realizzati o in fallimenti finanziari, come sovente avviene negli appalti pubblici.

Il 1° dicembre 2025 il GSE ha pubblicato le graduatorie del FER-X provvisorio per impianti eolici e fotovoltaici. Sono stati assegnati 940 MW a 29 impianti eolici e 7.700 MW a 474 impianti fotovoltaici, con prezzi massimi rispettivamente di 77,738 €/MWh per l’eolico e 62,675 €/MWh per il fotovoltaico.

Nel fotovoltaico la competizione è stata molto forte: l’elevato numero di offerte ha permesso di saturare quasi completamente il contingente, spingendo i prezzi verso il basso. Il prezzo medio ponderato è stato 56,825 €/MWh, con un ribasso medio del 37,34%, segnalando un mercato dinamico e competitivo.

L’eolico ha mostrato invece una partecipazione inferiore alle attese. A fronte di una manifestazione di interesse pari al 112% del contingente, la partecipazione effettiva si è fermata al 67%.

Il prezzo medio è stato di di 72,851 €/MWh, il ribasso medio del 19,67%. Solo il 56,2% delle richieste è risultato in posizione utile e circa la metà delle offerte ha superato il prezzo massimo consentito, riducendo l’assegnazione al 37,6% della capacità disponibile.

La scarsa partecipazione all’eolico potrebbe dipendere da difficoltà autorizzative o incertezza normativa.

Il divario di prezzo tra eolico e fotovoltaico – circa 16 €/MWh – riflette i maggiori costi a fronte dei quali vi è una più omogenea distribuzione dell’energia prodotta nell’arco delle 24 ore.

Per il futuro sarà necessario rivedere i meccanismi di gara per l’eolico, intervenendo su contingenti, criteri di ammissione e tempistiche.