Il contributo esamina il decreto FERX Transitorio, adottato dal MASE con DM 30 dicembre 2024 e attuato mediante decreto direttoriale del 20 maggio 2025, quale misura emergenziale volta a rilanciare la produzione di energia da fonti rinnovabili nel contesto del ritardo del decreto FERX definitivo e della paralisi attuativa del PNRR. Dopo aver ricostruito l’architettura normativa del meccanismo, l’articolo analizza la distinzione tra accesso diretto e procedure competitive, le tipologie di intervento ammesse, le soglie tariffarie e le premialità ambientali e localizzative. Particolare attenzione è dedicata alla svolta normativa in materia di agrivoltaico, con il riconoscimento dell’ammissibilità esplicita dei progetti su suolo agricolo, nonché alla possibilità di impiegare componenti rigenerati. In chiusura, si evidenziano le potenzialità della procedura accelerata per gli impianti superiori a 10 MW e le prospettive evolutive del sistema alla luce dei criteri non economici introdotti dalla Commissione europea per le aste FER successive al 2025.
Sommario
1. Premessa: la necessità di una risposta transitoria
La pubblicazione del decreto direttoriale 20 maggio 2025, con cui il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE)1 ha approvato le regole operative del cosiddetto DM FERX Transitorio, segna un passaggio cruciale nel percorso, tutt’altro che lineare, della promozione delle fonti rinnovabili in Italia. Tale provvedimento nasce, infatti, come misura ponte, pensata per colmare il vuoto normativo e operativo determinato dal ritardo nell’adozione del decreto FERX “strutturale” e per offrire, al contempo, una risposta efficace alle difficoltà di attuazione del sistema di incentivi previsto nell’ambito del PNRR.
Se, da un lato, il Decreto Ministeriale del 30 dicembre 2024 ha posto le basi per un nuovo regime incentivante coerente con i principi del D.Lgs. 199/20212 e con le dinamiche di mercato delle fonti rinnovabili mature, dall’altro, l’assenza delle regole attuative e il mancato avvio delle aste previste ha impedito di dare concreta operatività a tale sistema. In questo contesto, il DM FERX Transitorio assume una funzione eminentemente emergenziale: consentire, entro la fine del 2025, l’attivazione di contingenti significativi di nuova capacità installata – fino a 23,65 GW – attraverso un meccanismo di accesso regolato e semplificato3.
La ratio sottesa al decreto si colloca, quindi, in una logica di bilanciamento tra urgenza e compatibilità con i meccanismi di sostegno di lungo periodo. Il MASE e il GSE, consapevoli della crescente difficoltà del comparto a confrontarsi con iter autorizzativi lunghi, regole mutevoli e costi di adeguamento elevati, hanno inteso offrire una cornice normativa temporanea, ma sufficientemente stabile, capace di garantire sia la continuità degli investimenti sia una razionale allocazione degli incentivi disponibili4.
In particolare, il provvedimento appare modellato per recepire le istanze provenienti dalle principali associazioni del settore, che negli ultimi mesi hanno espresso con forza l’esigenza di introdurre regole chiare, iter procedurali tracciabili e criteri economici sostenibili, anche in considerazione dell’andamento degli LCOE5 e delle tensioni sui mercati energetici internazionali. L’approvazione di un meccanismo temporaneo – pur in assenza del decreto definitivo – è, dunque, da accogliere favorevolmente proprio per la sua capacità di rendere finanziabili e strutturabili i progetti già sviluppati nel rispetto dei requisiti tecnico-economici richiesti dai finanziatori, riducendo, cosi, il rischio di stallo sistemico.
In questo scenario, il DM FERX Transitorio non si limita a rappresentare un passaggio tecnico, ma si configura come una misura di sistema, che rilegge in chiave pragmatica i meccanismi di promozione delle rinnovabili, aprendosi, come vedremo, anche a innovazioni significative come l’inclusione degli impianti agrivoltaici su suolo agricolo tra i beneficiari degli incentivi6.
2. Architettura normativa del DM FERX Transitorio
Il DM FERX Transitorio si colloca nel solco tracciato dal Titolo II del D.Lgs. 8 novembre 2021, n. 199, che attribuisce al Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica la competenza a disciplinare i regimi di sostegno alla produzione di energia da fonti rinnovabili, differenziando tra impianti di grande taglia, soggetti a procedure competitive (art. 6), e impianti di piccola taglia, ammessi ad accesso diretto (art. 7). In attuazione di tali previsioni, il Decreto Ministeriale del 30 dicembre 2024 ha introdotto un primo quadro normativo transitorio, finalizzato a consentire l’attivazione immediata di contingenti di potenza incentivata, in attesa del più organico decreto FERX strutturale.
A dare effettività al meccanismo è intervenuto il decreto direttoriale del 20 maggio 2025, che ha recepito le Regole operative elaborate dal GSE, contenute negli allegati 1 e 2, e ne ha sancito la piena vigenza. Tali disposizioni disciplinano in maniera puntuale sia i requisiti soggettivi e oggettivi per l’accesso agli incentivi, sia le modalità procedurali per la presentazione delle domande, distinguendo tra accesso diretto (riservato agli impianti ≤1 MW) e partecipazione a procedure competitive (per impianti >1 MW)7. Vengono, inoltre, chiariti i criteri per l’ammissibilità delle diverse tipologie di intervento – dalla nuova costruzione al rifacimento, fino al potenziamento – nonché le modalità e le tempistiche per l’istruttoria, l’aggiudicazione e la successiva stipula delle convenzioni.
Un elemento di significativa innovazione è rappresentato dalla completa digitalizzazione dell’intero iter di gestione delle procedure, attuata attraverso il nuovo Portale FER-X del GSE, piattaforma informatica centralizzata8, concepita per assicurare tracciabilità, trasparenza9 e snellezza amministrativa10. Il portale costituisce lo strumento esclusivo per la presentazione delle istanze, per il caricamento dei documenti e per l’interazione tra operatori e gestore, tanto nelle procedure di accesso diretto quanto nelle gare al ribasso.
In tale architettura multilivello, il ruolo del GSE non si esaurisce nella mera gestione tecnica della piattaforma, ma si estende alla valutazione della documentazione progettuale, alla verifica della cantierabilità e della rispondenza ai requisiti previsti, nonché all’adozione dei provvedimenti di qualifica e alla definizione delle convenzioni per l’erogazione dell’incentivo economico11.
Nel complesso, la struttura del DM FERX Transitorio riflette un’impostazione pragmatica e funzionale, orientata alla semplificazione, ma senza rinunciare a un assetto procedurale rigoroso, in cui la ripartizione delle competenze tra MASE, GSE e operatori appare chiara, tracciabile e finalizzata alla rapida attivazione di impianti già autorizzati o in fase avanzata di realizzazione. È proprio in questa coerenza tra livello normativo, gestionale e operativo che si può rinvenire uno degli aspetti più significativi del provvedimento.
3. Modalità di accesso e categorie ammissibili
Il sistema incentivante delineato dal DM FERX Transitorio si articola su un doppio canale di accesso, fondato su una distinzione di carattere dimensionale tra impianti con potenza non superiore a 1 MW e impianti di taglia superiore. In coerenza con quanto previsto dagli articoli 6 e 7 del D.Lgs. n. 199/2021, il legislatore ha riservato agli impianti di potenza inferiore a 1 MW la possibilità di accesso diretto agli incentivi, senza necessità di partecipazione a procedura competitiva, a condizione che la richiesta sia presentata entro il 31 dicembre 2025 e nel rispetto del limite complessivo di 3 GW12. Le domande devono essere trasmesse attraverso il portale FER-X del GSE, previa autenticazione mediante SPID o CNS, e corredate dalla scheda tecnica dell’impianto, dal titolo autorizzativo (AU o PAS), dalla prova della disponibilità del sito e da ogni ulteriore documentazione indicata nelle Regole operative. Ai fini dell’ammissibilità, l’impianto deve aver ottenuto il titolo autorizzativo entro il 31 dicembre 2024 ed entrare in esercizio entro il 30 giugno 2026. A seguito dell’aggiornamento introdotto con il decreto direttoriale n. 19/2025, è stato inoltre chiarito che, ai fini dell’accesso diretto, i lavori di realizzazione dell’impianto devono essere avviati successivamente al 28 febbraio 2025 – data di entrata in vigore del DM FERX Transitorio – ed entro il 31 dicembre dello stesso anno. Tale vincolo si aggiunge ai requisiti già previsti per l’ottenimento dell’incentivo, e rappresenta un’ulteriore condizione procedurale che gli operatori sono tenuti a rispettare ai fini dell’ammissibilità. Il GSE valuta l’istanza entro 45 giorni dalla presentazione e, in caso di esito positivo, procede alla stipula della convenzione, con decorrenza dell’incentivo dalla data di entrata in esercizio e durata pari a vent’anni13. In relazione agli impianti ≤ 1 MW, la nuova disciplina chiarisce che il mancato rispetto del termine di 36 mesi dall’avvio dei lavori comporta la perdita integrale del diritto all’incentivo, senza applicazione di decurtazioni parziali.
Gli impianti di potenza superiore a 1 MW sono, invece, soggetti all’obbligo di partecipazione a procedure competitive, strutturate come aste pubbliche al ribasso e regolate tramite il meccanismo del contratto per differenza (CfD)14. Il sistema si articola in due fasi: la presentazione di una manifestazione di interesse, cui segue, in caso di esito positivo, l’ammissione alla procedura competitiva vera e propria, gestita dal GSE. I progetti ammessi devono essere già in possesso del titolo abilitativo, del preventivo di connessione accettato, della documentazione attestante la capacità finanziaria del soggetto proponente e della dichiarazione di conformità ai criteri ambientali (DNSH – Do No Significant Harm15). Per gli impianti con potenza nominale superiore a 1 MW, risultati in posizione utile nelle graduatorie, è previsto che l’entrata in esercizio debba avvenire entro 36 mesi dalla data di pubblicazione della graduatoria di riferimento. In caso di superamento di tale termine, il prezzo di aggiudicazione subisce una decurtazione progressiva: pari allo 0,2% per ogni mese di ritardo fino al nono mese, e allo 0,5% per ciascun mese successivo, fino a un massimo di quindici mesi. Decorso anche quest’ultimo termine, il GSE dichiara la decadenza dalla graduatoria, trattiene la cauzione definitiva e, in caso di successiva riammissione del progetto a un meccanismo di supporto, applica una riduzione forfettaria del 5% sul nuovo prezzo di aggiudicazione. Il meccanismo CfD adottato è di tipo bidirezionale: il 95% dell’energia prodotta è incentivato sulla base di un prezzo di esercizio predeterminato, mentre il restante 5% rimane esposto al prezzo di mercato, al fine di contenere la spesa pubblica e incentivare comportamenti efficienti da parte degli operatori. Le offerte sono classificate in graduatoria16 secondo il criterio della maggiore convenienza economica per il sistema e la graduatoria provvisoria viene pubblicata entro 45 giorni dalla chiusura del bando. Ogni soggetto può partecipare a un massimo di tre gare per ciascun contingente di potenza17. A completamento del quadro, il decreto direttoriale n. 19/2025 ha introdotto un meccanismo di indicizzazione parziale del prezzo di aggiudicazione, volto a compensare l’inflazione. L’aggiornamento non si applica all’intero valore dell’incentivo, ma esclusivamente alla componente relativa ai costi di esercizio e manutenzione, secondo una percentuale differenziata per tecnologia. In particolare, per il fotovoltaico su specchi d’acqua, la rivalutazione si applica sul 23% del prezzo di aggiudicazione, mentre per tutte le altre tipologie il parametro è fissato al 20%.
Tutti i progetti, indipendentemente dalla soglia dimensionale, devono rientrare in una delle quattro categorie di intervento ammissibili: nuova costruzione, rifacimento integrale, potenziamento e, in alcuni casi, rifacimento parziale18. La classificazione ha un impatto diretto sulla possibilità di partecipare alle aste, in quanto alcune tipologie di intervento – come il rifacimento parziale – risultano escluse per determinati impianti, in particolare, quelli fotovoltaici ed eolici19.
Il GSE ha inoltre chiarito che, tra le cause di decadenza dalla graduatoria, rientra anche il trasferimento a terzi dell’impianto prima della sua entrata in esercizio e della stipula del contratto di incentivazione. Tale previsione mira a evitare fenomeni speculativi e ad assicurare che gli incentivi siano riservati a operatori realmente impegnati nella realizzazione e gestione dell’impianto.
Uno degli aspetti di maggiore interesse del decreto riguarda la possibilità di impiegare componenti rigenerati, purché conformi a stringenti requisiti tecnici. La scelta si inscrive in una logica di economia circolare e riduzione dei costi di investimento e rappresenta una novità rispetto ai precedenti regimi incentivanti, che, generalmente, privilegiavano l’uso di componenti nuovi e certificati.
Queste modalità di accesso si pongono in forte discontinuità rispetto ai meccanismi PNRR, soprattutto per quanto concerne la tempistica e la gestione amministrativa. Il bando agrivoltaico del PNRR ha, infatti, incontrato gravi difficoltà attuative20, in particolare, per la rigidità dei requisiti autorizzativi e la lentezza degli iter regionali. Il risultato è stato un utilizzo parziale delle risorse disponibili, con un tasso di ammissione inferiore al 25% della potenza incentivabile, e un crescente malcontento tra gli operatori, molti dei quali hanno annunciato l’intenzione di rinunciare alla partecipazione pur di non esporsi al rischio di revoca dei fondi21.
In tale contesto, il DM FERX Transitorio si presenta come un modello alternativo di semplificazione normativa e certezza temporale, che, pur mantenendo un elevato standard tecnico per la selezione dei progetti, consente agli operatori di misurarsi con un sistema più accessibile, meno penalizzante e, soprattutto, più prevedibile. L’assenza di un obbligo generalizzato di connessione già disponibile, la possibilità di autocertificare alcuni requisiti documentali e la chiarezza delle scadenze procedurali rappresentano elementi di attrattività particolarmente rilevanti per i soggetti che hanno sviluppato progetti agrivoltaici in attesa di una finestra incentivante realmente percorribile.
4. Agrivoltaico e terreni agricoli: occasione colta o opportunità mancata?
Tra le novità introdotte dal DM FERX Transitorio, una delle più rilevanti – e al contempo più controverse – è rappresentata dall’estensione dell’accesso agli incentivi anche agli impianti fotovoltaici installati a terra su terreni agricoli. Si tratta di una scelta che, pur inquadrata nell’intento di ampliare il perimetro dei soggetti ammessi, interrompe una traiettoria normativa che negli ultimi anni aveva distinto in modo sempre più netto il fotovoltaico tradizionale dall’agrivoltaico avanzato, accordando a quest’ultimo un riconoscimento crescente in termini giuridici, ambientali e funzionali.
La normativa europea22 e nazionale ha, infatti, progressivamente incentivato modelli di produzione energetica compatibili con l’uso agricolo dei suoli, subordinando l’ammissione agli incentivi alla preservazione della funzione produttiva del fondo. Le linee guida europee e i principali studi tecnici, come quelli del Joint Research Centre23 della Commissione, sottolineano la necessità che i sistemi agrivoltaici garantiscano un’effettiva integrazione tra produzione agricola e produzione energetica, evitando la mera sostituzione di superfici coltivate con impianti fotovoltaici a terra. In questa prospettiva, la normativa nazionale ha progressivamente introdotto criteri più stringenti per l’accesso agli incentivi, privilegiando gli impianti agrivoltaici “avanzati”, dotati di sistemi di monitoraggio agronomico e di soluzioni tecnologiche che consentano la prosecuzione delle attività agricole o zootecniche. Già l’art. 14, comma 1, lett. c), del D.Lgs. 8 novembre 2021, n. 199 prevede che gli impianti agrivoltaici possano essere installati su terreni agricoli solo ove non venga preclusa l’attività agricola o pastorale24. Le misure del PNRR – inclusi i bandi per l’agrivoltaico finanziati dal Regolamento (UE) 2021/241 – hanno rafforzato questa impostazione, promuovendo impianti che integrino fisicamente ed economicamente la produzione agricola con quella energetica, mediante tecnologie elevate e strumenti di monitoraggio agronomico25.
Alla luce di tale evoluzione, l’inclusione del fotovoltaico a terra tra i beneficiari del FERX transitorio appare come un passo indietro sul piano della coerenza normativa. Si tratta, infatti, di una misura che, seppur giustificata dal punto di vista dell’urgenza e della necessità di “far partire” i progetti già autorizzati, rischia di legittimare pratiche ad alta occupazione di suolo agricolo senza garanzie di reale integrazione funzionale con l’attività agricola. In tal senso, l’occasione rappresentata dal decreto transitorio – in un momento di forte attenzione pubblica alla sostenibilità ambientale e alla multifunzionalità del territorio rurale – avrebbe potuto essere colta per selezionare esclusivamente i progetti agrivoltaici, premiando le configurazioni avanzate come già previsto nei bandi PNRR e nelle Linee guida MASE26.
Non mancano, ovviamente, elementi positivi: il DM riconosce infatti ai progetti agrivoltaici un punteggio premiale specifico nell’ambito delle procedure competitive, a fianco di altri elementi come la rimozione dell’amianto e l’autoconsumo27. Tuttavia, il fatto che i progetti agrivoltaici siano semplicemente “favoriti” all’interno di una platea che comprende anche impianti fotovoltaici a terra tradizionali riduce l’efficacia selettiva del meccanismo e rischia di depotenziare la spinta verso una transizione integrata del comparto agricolo ed energetico.
In definitiva, se da un lato l’apertura ai terreni agricoli può apparire come un gesto di pragmatismo normativo, funzionale a garantire la rapida attivazione di capacità rinnovabile, dall’altro, solleva interrogativi di coerenza con le politiche ambientali e agricole di lungo periodo. L’auspicio, anche in vista dell’adozione del FERX definitivo e del rafforzamento delle aste zonali, è che il legislatore sappia distinguere in modo più netto tra modelli energetici compatibili e modelli sostitutivi dell’agricoltura, riaffermando l’agrivoltaico, non come semplice variante, ma come vera infrastruttura multifunzionale per lo sviluppo sostenibile del territorio rurale.
Va, per ultimo, evidenziata un’ulteriore criticità riguardante il rischio di saturazione tecnica e procedurale delle aste, dovuto alla concorrenza tra diversi regimi incentivanti attualmente operativi o in fase di avvio. La sovrapposizione temporale tra i contingenti FERX Transitorio, le misure PNRR (agrivoltaico e autoconsumo), i regimi FER-AFV per impianti avanzati e i futuri incentivi alle comunità energetiche rinnovabili sta generando un ingorgo autorizzativo e di rete, in particolare, in quelle regioni caratterizzate da limitata disponibilità di capacità connessiva28. Senza un’attenta pianificazione integrata tra MASE, GSE e Terna, il rischio è che l’effetto combinato sia una dispersione di risorse, una sovrapposizione di progetti incompatibili e una inefficace allocazione degli incentivi. Anche in questo senso, l’adozione tempestiva del FERX definitivo potrà consentire una razionalizzazione del sistema, allineando regole, priorità e tempistiche in un quadro ordinato.
5. Prezzi, meccanismi incentivanti e sostenibilità economica
Il sistema incentivante delineato dal DM FERX Transitorio si fonda su un impianto tariffario strutturato in base alla fonte di produzione e alla dimensione dell’impianto, con la definizione di un prezzo di esercizio base, accompagnato da valori superiori e inferiori che fungono da riferimento per le gare al ribasso. I prezzi sono stati individuati per ciascuna tecnologia rinnovabile – fotovoltaico, eolico, idroelettrico e gas da processi di depurazione – in modo da riflettere le differenze di costo e di rendimento attese per ciascun settore29.
Nel dettaglio, il prezzo base per il fotovoltaico è pari a 80 €/MWh, con un margine superiore fino a 95 €/MWh e uno inferiore fino a 65 €/MWh. Per l’eolico, la soglia centrale è di 85 €/MWh, mentre per l’idroelettrico si sale a 90 €/MWh. In tutti i casi, il sistema si basa su un contratto per differenza bidirezionale (CfD), in cui il GSE si impegna a corrispondere la differenza tra il prezzo di mercato e il prezzo di esercizio nei limiti della produzione incentivabile, pari al 95% dell’energia immessa30.
Un aspetto di particolare rilievo sul piano economico è rappresentato dai fattori premiali che possono incrementare il valore riconosciuto al produttore, a prescindere dalla configurazione agrivoltaica. Il DM FERX Transitorio prevede, infatti, correttivi geografici e ambientali volti a incentivare specifici contesti di installazione. In particolare, è previsto un incremento di 27 €/MWh per gli impianti realizzati su coperture con rimozione di amianto, un premio di 10 €/MWh per quelli localizzati nel Nord Italia, di 4 €/MWh per il Centro Italia e di 5 €/MWh per gli impianti installati su specchi d’acqua31. Tali meccanismi sono destinati a riequilibrare le condizioni di partenza dei progetti, riducendo i divari territoriali o ambientali che potrebbero ostacolare uno sviluppo armonico della capacità rinnovabile nazionale.
In definitiva, il sistema dei prezzi e dei premi previsto dal DM FERX Transitorio si presenta come un compromesso equilibrato tra esigenze di contenimento della spesa pubblica e obiettivo di attrattività per gli operatori, in un contesto di crescente attenzione alla sostenibilità degli investimenti. La sfida, tuttavia, è destinata ad acuirsi con l’introduzione dei futuri meccanismi zonali e con l’eventuale affiancamento di criteri non economici, come quelli recentemente promossi dalla Commissione europea, a cui dedicheremo una riflessione specifica.
5.1. Criteri non economici e nuove tendenze regolatorie europee: una sfida per il FERX definitivo
Il dibattito sulla strutturazione delle aste per l’assegnazione degli incentivi alle fonti rinnovabili sta vivendo una fase di rinnovamento, accelerata anche dalle recenti indicazioni della Commissione europea, che si apprestano a modificare in modo rilevante le modalità di selezione dei progetti, soprattutto in vista dell’adozione del regime FERX definitivo.
Con la comunicazione del 13 maggio 2024, pubblicata nell’ambito della strategia Net-Zero Industry Act32, la Commissione ha previsto l’introduzione di criteri non economici obbligatori nelle aste rinnovabili a partire dal 30 dicembre 2025. Tali criteri non saranno più meri elementi facoltativi di selezione, ma veri e propri fattori di valutazione comparativa, affiancati all’offerta economica, con l’obiettivo di favorire progetti capaci di generare ricadute ambientali, sociali e tecnologiche positive33.
Tra gli elementi non tariffari che gli Stati membri saranno tenuti a integrare vi sono: il contributo del progetto alla resilienza della catena di approvvigionamento europea, la sostenibilità ambientale delle tecnologie impiegate, la condotta aziendale responsabile, il rispetto di criteri ESG, nonché la sicurezza informatica dei dispositivi installati. Tali criteri segnano un’evoluzione culturale del sistema degli incentivi, spostando il baricentro dal mero parametro economico a una valutazione olistica della qualità progettuale.
Nel contesto italiano, l’implementazione di questi criteri pone una duplice sfida. Da un lato, sarà necessario intervenire a livello regolamentare per definire in modo puntuale i requisiti, le griglie di punteggio e le modalità di verifica di ciascun criterio. Dall’altro, sarà essenziale garantire che l’introduzione di tali fattori non comprometta la chiarezza, la snellezza e la bancabilità delle aste, valori che il DM FERX Transitorio ha cercato di salvaguardare con un impianto procedurale relativamente lineare e accessibile.
Per il settore agrivoltaico, in particolare, l’introduzione dei criteri non economici potrebbe rappresentare una leva strategica. I progetti capaci di dimostrare una reale integrazione tra attività agricola e produzione energetica, di migliorare la biodiversità e la fertilità dei suoli, di coinvolgere imprese agricole locali o cooperative di comunità, potranno godere di una valorizzazione specifica, con effetti positivi sia in termini competitivi sia in ottica di sviluppo sostenibile dei territori rurali.
In definitiva, la futura applicazione dei criteri non tariffari nel FERX definitivo costituirà un banco di prova per la capacità del sistema italiano di coniugare semplificazione, competitività e qualità progettuale, aprendo a un modello incentivante più evoluto, in linea con gli obiettivi di autonomia strategica, transizione ecologica e responsabilità sociale fissati dall’Unione europea.
Dal punto di vista economico, la struttura del FERX Transitorio mira a garantire l’equilibrio tra incentivo pubblico e sostenibilità dell’investimento privato, valorizzando gli impianti che si avvicinano alla grid parity. In questo senso, le soglie individuate riflettono le stime più aggiornate dei LCOE (Levelized Cost of Energy) per ciascuna tecnologia, come segnalato anche dalle principali associazioni del settore. La coerenza tra il livello dei prezzi base e i costi effettivi di produzione è, infatti, una condizione imprescindibile per evitare il rischio di aste deserte o di aggiudicazioni prive di reale sostenibilità economica.
In questa prospettiva, il decreto ha previsto anche un meccanismo di rimodulazione dell’incentivo nei casi di cumulo con contributi pubblici in conto capitale. In particolare, il corrispettivo FERX viene ridotto mediante l’applicazione di un coefficiente correttivo (1 – F), dove F cresce linearmente fino a un massimo del 35%, in caso di agevolazioni pari o superiori al 40% dell’investimento. Questo sistema, previsto dalle Regole operative del GSE, consente di evitare fenomeni di sovraincentivazione e di garantire l’equilibrio tra sostegno pubblico e ritorno privato34.
A completamento del quadro, si segnala che gli incentivi FERX non sono cumulabili con altre agevolazioni pubbliche che finanziano la medesima quota dell’investimento o con tariffe incentivanti già attive, come quelle del Conto Energia. È, tuttavia, ammessa la cumulabilità con altri strumenti pubblici nei casi in cui ciascun incentivo riguardi voci di costo distinte, oppure qualora venga applicata una riduzione proporzionale dell’incentivo FERX rispetto al sostegno già ricevuto. Il GSE effettua le necessarie verifiche in sede istruttoria e, in caso di inosservanza, è prevista la revoca integrale del beneficio. Una disciplina parzialmente diversa è prevista per le comunità energetiche rinnovabili, per le quali è ammessa la cumulabilità della tariffa FERX con contributi in conto capitale – come quelli previsti dal PNRR – fino a un massimo del 40% della spesa ammissibile. In tali casi, l’incentivo FERX è oggetto di decurtazione proporzionale, in conformità con il principio europeo del divieto di doppio finanziamento.
Non meno importante è l’articolazione dei meccanismi di erogazione. Per gli impianti fino a 200 kW, il GSE riconosce una tariffa omnicomprensiva in modalità “ritiro dedicato”35, mentre per gli impianti superiori viene applicato il CfD classico, con valorizzazione dell’energia sul mercato e conguaglio rispetto al prezzo FERX36.
Tuttavia, si segnala l’assenza nel DM FERX Transitorio di un raccordo normativo con altri meccanismi paralleli di allocazione dell’energia, come il sistema “Energy Release 2.0”37 gestito anch’esso dal GSE. Tale mancanza rischia di generare incertezze tra gli operatori, specie in relazione alla compatibilità tra contratti CfD e obblighi di cessione dell’energia a condizioni amministrate, con potenziali ripercussioni sulla programmabilità economico-finanziaria dei progetti38.
6. Le criticità operative e i riflessi sul PNRR
L’introduzione del DM FERX Transitorio non può essere compresa appieno se non alla luce della crisi attuativa che ha colpito le misure del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) dedicate allo sviluppo dell’agrivoltaico e, più in generale, delle fonti rinnovabili. Il secondo bando FER-AFV finanziato con risorse del PNRR – pubblicato nel 2024 – ha registrato un risultato largamente deludente: su 2.407 domande presentate, solo 540 sono state ammesse al finanziamento, per una potenza complessiva di poco più di 300 MW, a fronte di un contingente disponibile pari a oltre 1,1 GW, con un tasso di assegnazione inferiore al 30%.
La causa principale di tale insuccesso è da rintracciarsi non tanto nella qualità progettuale degli impianti proposti, quanto piuttosto nella incompatibilità tra i tempi del PNRR e la realtà autorizzativa italiana, segnata da incertezze, ritardi regionali e richieste documentali eccessivamente onerose. L’obbligo di presentare progetti già muniti di titolo abilitativo e connessione alla rete – pur teoricamente giustificato dalla necessità di garantire la cantierabilità immediata – si è rivelato, nei fatti, un ostacolo insormontabile per molte imprese agricole e operatori indipendenti, che si sono trovati esclusi dalla possibilità di partecipare, nonostante la maturità tecnica delle soluzioni proposte.
A ciò si aggiungono le difficoltà interpretative legate alla definizione di “agrivoltaico avanzato”, il mancato coordinamento con le disposizioni regionali in materia di uso del suolo agricolo, e la mancanza di linee guida unificate, più volte sollecitate dalle associazioni di categoria. La conseguenza è stata un clima di sfiducia crescente nei confronti del sistema PNRR, al punto che numerosi operatori hanno formalmente richiesto di rinunciare alla partecipazione, anche per evitare il rischio di incorrere in penalità legate al mancato rispetto dei tempi di entrata in esercizio.
In questo scenario, il DM FERX Transitorio è stato recepito da una parte consistente del settore come una via d’uscita praticabile: un meccanismo in grado di garantire tempi certi, regole stabili, requisiti ragionevoli e un iter integralmente digitalizzato tramite il Portale FER-X. Pur non prevedendo contributi a fondo perduto, il sistema FERX consente, comunque, una forma di remunerazione dell’investimento chiara, programmabile e bancabile, con vantaggi evidenti per chi dispone di progetti già autorizzati o in fase avanzata.
La concorrenza tra i due strumenti – il bando PNRR da un lato, il FERX Transitorio dall’altro – ha, quindi, prodotto una dinamica di sostituzione che pone interrogativi più ampi sull’effettiva capacità del sistema normativo italiano di assorbire e implementare strumenti complessi e a scadenza, come quelli previsti dal Next Generation EU39. Ne consegue l’urgenza, già più volte sottolineata in sede parlamentare, di una riforma degli strumenti attuativi del PNRR in ambito FER, finalizzata a renderli compatibili con le condizioni reali del mercato e delle pubbliche amministrazioni locali.
La lezione che emerge da questo confronto è chiara: per funzionare, un sistema incentivante deve essere, non solo economicamente sostenibile, ma anche giuridicamente accessibile e amministrativamente realizzabile. In questo senso, il DM FERX Transitorio – pur con i suoi limiti – rappresenta un modello operativo da cui trarre spunti concreti per la riformulazione delle politiche energetiche nazionali, anche oltre l’orizzonte del 2025.
7. Procedura accelerata per impianti >10 MW: un modello replicabile?
Tra le innovazioni procedurali introdotte dal DM FERX Transitorio merita particolare attenzione la possibilità, prevista per gli impianti di potenza superiore a 10 MW, di accedere a una forma di valutazione preventiva di ammissibilità da parte del GSE, da svolgersi in parallelo rispetto al procedimento di autorizzazione unica. Si tratta di una modalità operativa nuova per l’ordinamento italiano, che mira a velocizzare l’attivazione degli impianti più rilevanti dal punto di vista dimensionale e sistemico, riducendo al minimo le interazioni sequenziali tra iter autorizzativo e procedura incentivante.
La previsione trova il suo fondamento giuridico nell’art. 9 del D.Lgs. 190/2024 (c.d. “Decreto Aree idonee”40), che ha introdotto, per gli impianti strategici, una forma di istruttoria coordinata tra amministrazione autorizzante e GSE, finalizzata ad accertare congiuntamente, sin dalle prime fasi del procedimento, la compatibilità del progetto con i requisiti tecnici ed economici previsti dai meccanismi FER41.
Questa modalità è stata ripresa e formalizzata nelle regole operative approvate con il decreto direttoriale 20 maggio 2025, dove viene stabilito che i soggetti interessati potranno presentare al GSE, in via anticipata rispetto alla conclusione dell’iter autorizzativo, la documentazione tecnica del progetto, al fine di ottenere un riscontro preliminare sull’ammissibilità agli incentivi. In caso di valutazione positiva, tale qualifica potrà essere utilizzata nella successiva fase di partecipazione alla procedura competitiva, riducendo in modo significativo i tempi di attesa e il rischio di rigetto formale per cause procedurali42.
Questa integrazione parallela tra procedimento autorizzativo e verifica incentivante rappresenta un elemento innovativo nel panorama del diritto amministrativo energetico, da sempre improntato a una netta separazione tra fase autorizzativa (di competenza regionale o statale) e fase incentivante (di competenza MASE/GSE). La sperimentazione prevista dal DM FERX Transitorio sembra, invece, indicare un cambio di paradigma, basato sulla razionalizzazione dei flussi documentali e sulla collaborazione interistituzionale ex ante, in un’ottica di maggiore prevedibilità e di contenimento dell’incertezza regolatoria.
Tale modello, se confermato e rafforzato nel decreto FERX strutturale, potrebbe diventare una best practice replicabile anche in altri ambiti, in particolare, per impianti agrivoltaici di grande scala o in aree sottoposte a vincoli ambientali, dove la simultaneità delle valutazioni potrebbe contribuire a ridurre la frequente contraddittorietà tra esiti autorizzativi e giudizi di ammissibilità agli incentivi.
È evidente, tuttavia, che, per rendere tale procedura pienamente efficace, sarà necessario rafforzare non solo le risorse umane e tecniche del GSE, ma anche la capacità di coordinamento tra amministrazioni coinvolte, mediante protocolli operativi condivisi e standardizzazione dei criteri tecnici. In assenza di questi presupposti, il rischio è che la valutazione anticipata si trasformi in un ulteriore livello burocratico, anziché in un fattore accelerativo del processo.
8. Considerazioni conclusive
Il DM FERX Transitorio rappresenta un intervento regolatorio nato in condizioni di urgenza, ma capace di assumere, nella sua formulazione tecnica, un valore sistemico ben più ampio rispetto alla sua temporaneità formale. Nato per supplire al ritardo nell’adozione del decreto FERX definitivo e alla paralisi attuativa delle misure PNRR, il provvedimento ha dato corpo a un meccanismo incentivante snello, digitale, tecnicamente strutturato e compatibile con la realtà operativa dei progetti già sviluppati.
L’elemento più rilevante del DM FERX Transitorio non risiede tanto nella generica riapertura ai terreni agricoli, quanto nel riconoscimento – sia normativo che procedurale – della rilevanza strategica dei progetti agrivoltaici, valorizzati attraverso punteggi premiali e piena ammissibilità alle aste. Tuttavia, l’inclusione anche degli impianti fotovoltaici a terra non integrati con l’attività agricola solleva legittime perplessità, in quanto rischia di svuotare di significato la distinzione – ormai consolidata sul piano giuridico e tecnico – tra produzione energetica compatibile e trasformazione irreversibile del suolo agricolo.
Questa apertura indiscriminata, pur giustificata da esigenze transitorie e di accelerazione progettuale, appare in tensione con l’evoluzione del diritto europeo (Reg. UE 2021/241), del diritto nazionale (D.Lgs. 199/2021, art. 14) e con gli orientamenti più recenti in tema di tutela integrata del paesaggio rurale. Il superamento della dicotomia “energia vs agricoltura” non può, infatti, avvenire a scapito della qualità agricola e ambientale del territorio, ma solo attraverso modelli realmente multifunzionali, in cui l’energia rinnovabile costituisca un complemento e non un sostituto dell’uso agricolo.
In questa prospettiva, il FERX definitivo rappresenta l’occasione per reimpostare su basi più selettive e coerenti il regime incentivante, premiando esplicitamente l’agrivoltaico avanzato come infrastruttura agricola innovativa e non più come semplice variante ammissibile. Solo così sarà possibile coniugare transizione ecologica, sicurezza energetica e valorizzazione del territorio rurale, in linea con gli obiettivi della PAC 2023–2027 e del Green Deal europeo.
Tuttavia, perché il FERX Transitorio possa realmente svolgere una funzione ponte, occorre evitare che le aste previste per il 2025 si risolvano in un passaggio formale privo di effetti sostanziali. Il calendario operativo delineato dal GSE – con termine per la presentazione delle manifestazioni di interesse ora prorogato al 1° luglio 2025 (comunicazione GSE del 20 giugno 2025) e una probabile aggiudicazione solo nel tardo autunno – rischia comunque di ridurre eccessivamente i tempi per l’effettiva attivazione degli impianti e di vanificare la ratio emergenziale del decreto. In assenza di un’accelerazione procedurale o di un’immediata entrata in vigore del FERX definitivo, l’intervallo di tempo coperto dal transitorio potrebbe rivelarsi troppo stretto per dispiegare appieno gli effetti incentivanti auspicati, specie per i progetti già autorizzati o cantierabili43.
Altrettanto significativa è l’impostazione basata sulla tracciabilità digitale44 (Portale FER-X), sulla semplificazione degli iter procedurali e sull’introduzione di forme di premialità selettiva – come i punteggi aggiuntivi per progetti agrivoltaici, per rimozione amianto, per localizzazione geografica – che puntano a correggere gli squilibri esistenti senza distorcere il quadro competitivo generale.
L’apertura verso criteri non economici, già tracciata dalla Commissione europea e destinata a diventare obbligatoria a partire dal 30 dicembre 2025, sollecita il legislatore nazionale a un ripensamento più profondo dei meccanismi di assegnazione degli incentivi. La sfida sarà quella di costruire un sistema che premi non solo il prezzo più basso, ma anche la qualità ambientale, agricola e territoriale dei progetti proposti, in coerenza con gli obiettivi del Green Deal e della sicurezza energetica europea45.
In definitiva, il DM FERX Transitorio non può essere considerato un mero decreto-ponte, ma costituisce una vera e propria prova generale del FERX strutturale, il cui successo dipenderà dalla capacità di coniugare, in modo ordinato, esigenze di rapidità, selettività, sostenibilità economico-finanziaria. Per il settore agrivoltaico, in particolare, si tratta di un’occasione cruciale per affermarsi non più come segmento residuale o sperimentale, ma come componente strutturale della transizione energetica nazionale.
In questa prospettiva, le riflessioni che precedono possono essere ulteriormente sviluppate in chiave operativa, al fine di individuare le condizioni regolatorie e istituzionali più idonee a rafforzare l’efficacia del meccanismo FERX e a orientare il disegno del futuro decreto strutturale.
9. Raccomandazioni operative e prospettive future
Dall’analisi del provvedimento emerge con chiarezza che la sola semplificazione procedurale e l’ampliamento della platea dei beneficiari non sono, di per sé, sufficienti a garantire il pieno conseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione, sostenibilità ambientale e valorizzazione del territorio rurale. In questa prospettiva, è possibile individuare alcune raccomandazioni operative utili a orientare l’attuazione concreta del decreto e, più in generale, a guidare la transizione verso un regime FERX strutturale maggiormente efficiente ed equo.
Anzitutto, si rende necessario un rafforzamento del coordinamento istituzionale, mediante l’istituzione di tavoli tecnici permanenti tra MASE, GSE, Terna e Regioni, al fine di garantire una programmazione condivisa delle aste, una gestione ottimizzata delle connessioni di rete e una verifica coerente della compatibilità territoriale dei progetti. Solo una governance integrata può, infatti, prevenire fenomeni di sovrapposizione, saturazione e inefficace allocazione delle risorse pubbliche.
In secondo luogo, la digitalizzazione introdotta dal Portale FER-X deve essere accompagnata da un effettivo snellimento degli iter autorizzativi e dalla piena interoperabilità tra sistemi informatici regionali e nazionali. La standardizzazione delle procedure e la riduzione dei tempi di rilascio dei titoli abilitativi rappresentano precondizioni essenziali per trasformare la semplificazione normativa in vantaggio competitivo concreto.
Un’attenzione particolare dovrebbe, infine, essere riservata all’agrivoltaico avanzato, rafforzando i criteri di selettività e premialità per quei progetti che garantiscano una reale integrazione funzionale tra produzione energetica e attività agricola, nel rispetto dei principi di multifunzionalità, sostenibilità e presidio del territorio. In tal senso, le configurazioni compatibili con la definizione di “infrastruttura agricola innovativa” dovrebbero essere esplicitamente valorizzate nel FERX strutturale, anche alla luce degli orientamenti comunitari in materia di uso efficiente del suolo e rigenerazione del paesaggio rurale.
Accanto a ciò, l’implementazione di un sistema pubblico di monitoraggio continuo – che renda accessibili agli operatori i dati sullo stato delle domande, sull’avanzamento delle autorizzazioni e sull’effettiva disponibilità di capacità di rete – costituirebbe uno strumento decisivo per garantire trasparenza, accountability e tempestività nell’adozione di eventuali misure correttive.
In prospettiva, l’esperienza del DM FERX Transitorio offre spunti preziosi per la definizione del decreto FERX definitivo. Questo dovrà dimostrare capacità di adattamento dinamico alle reali condizioni tecniche ed economiche dei territori, prevedendo contingenti flessibili, aste differenziate e una modulazione più sofisticata dei premi e dei punteggi. Al contempo, sarà necessario rafforzare la dimensione qualitativa dei criteri di selezione, incorporando in via sistematica i fattori non economici – ambientali, sociali, agricoli e tecnologici – che la Commissione europea ha individuato come obbligatori a partire dal 30 dicembre 2025.
Infine, particolare attenzione dovrà essere riservata all’impatto socio-economico degli investimenti, con meccanismi che favoriscano il coinvolgimento delle comunità locali, delle imprese agricole e delle cooperative di territorio, affinché la transizione energetica non sia solo una trasformazione tecnologica, ma anche un’opportunità concreta di sviluppo inclusivo e sostenibile per il Paese.
Il testo integrale della nota è pubblicato sulla rivista Consulenza Agricola, n. 6/2025.
Autore: Francesco Tedioli
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