Italia puso en vigor el pasado 7 de agosto el FER X definitivo, el nuevo régimen destinado a incentivar centrales renovables cuyos costes de generación se encuentran próximos a la competitividad de mercado. El marco abre 27,15 GW mediante procedimientos competitivos y reserva otros 10 GW para acceso directo, llevando el volumen potencial a 37,15 GW.
Dentro de las subastas administradas por el Gestore dei Servizi Energetici (GSE), la eólica concentra 16,5 GW y la fotovoltaica 10 GW. El resto corresponde a 630 MW hidroeléctricos y 20 MW para instalaciones que utilicen gases residuales procedentes de procesos de depuración.
“El acceso se estructura en función de la capacidad de la planta. Para instalaciones de hasta 1 MW se prevé acceso directo, sin subasta, con un precio de adjudicación fijado administrativamente por ARERA y un contingente específico de 10 GW”, explicó Ludovica Terenzi, Managing Partner de Greensquare, en diálogo con Energía Estratégica.
El Decreto Ministerial del 18 de junio de 2026 implementa los artículos 6 y 7 del Decreto Legislativo 199/2021, sustituye al FER X transitorio de diciembre de 2024 y permanecerá vigente hasta el 31 de diciembre de 2030. Las tecnologías elegibles son solar fotovoltaica, eólica, hidroeléctrica y gases residuales de depuración.
El despliegue llega en un escenario en el que Italia todavía debe elevar con fuerza el peso de las fuentes limpias. Según los datos aportados del informe 2025 del Ministerio de Ambiente y Seguridad Energética (MASE), las FER representan alrededor del 20,5% del consumo final, frente al 39,4% esperado para 2030.
En generación, la fotovoltaica produjo alrededor de 9 TWh adicionales y creció un 25%, compensando buena parte de la caída de la hidroeléctrica, superior al 20%. El nuevo régimen busca dar continuidad a esa expansión mediante señales económicas de largo plazo.
Dos vías según el tamaño de los proyectos
El esquema diferencia la entrada en función de la potencia. Las instalaciones de hasta 1 MW disponen de acceso directo, sin necesidad de competir en una subasta, y cuentan con un cupo específico de 10 GW.
Los proyectos superiores a 1 MW deben participar en procedimientos competitivos de precio descendente. Para la fotovoltaica, el decreto establece además que la capacidad considerada será la suma de la potencia nominal de los módulos, parámetro que definirá de qué lado del umbral queda cada planta.
“El apoyo adopta la forma de un contrato por diferencia bidireccional, con una duración de veinte años”, explicó Terenzi. El GSE compensa al productor cuando el precio de mercado cae por debajo del valor adjudicado y recupera la diferencia cuando ocurre lo contrario.
Para las plantas de hasta 200 kW, el régimen contempla como alternativa una tarifa omnicomprensiva sobre la energía neta inyectada a la red. Para centrales superiores a 1 MW, los precios de ejercicio de referencia son de 80 euros/MWh para fotovoltaica, 85 euros/MWh para eólica, 90 euros/MWh para hidroeléctrica y 85 euros/MWh para gases residuales.
El diseño incorpora además incentivos específicos para determinadas configuraciones solares. La sustitución de eternit o amianto suma 27 euros/MWh al precio adjudicado, mientras los proyectos desarrollados sobre superficies de agua reciben una corrección adicional de 10 euros/MWh.
Estas primas introducen una señal territorial para la fotovoltaica: el apoyo económico adicional favorece superficies ya intervenidas o emplazamientos alternativos, en lugar de basar la expansión exclusivamente en proyectos sobre suelo.
Más exigencias para competir por los 27,15 GW
Para ingresar a los procedimientos, los desarrolladores deben contar con autorización para construir y operar, una propuesta de conexión aceptada definitivamente y registro en el sistema GAUDÍ de Terna. También tendrán que demostrar solidez financiera y cumplir las obligaciones de despacho.
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“El proceso incluye una fase de precalificación, una manifestación de interés y la solicitud de participación”, detalló Terenzi. La manifestación de interés debe estar acompañada por una garantía provisional equivalente al 5% del coste de inversión, mientras que la garantía definitiva asciende al 10%.
En materia de capacidad económica, la información suministrada establece una referencia equivalente al 10% de la inversión para proyectos de hasta 100 millones de euros, al 5% para el tramo comprendido entre 100 y 200 millones y al 2% para los importes que superen ese nivel.
Los adjudicatarios también tendrán plazos acotados para materializar sus activos. Fotovoltaica y eólica dispondrán de 36 meses desde la publicación de los rankings, mientras las nuevas centrales hidroeléctricas podrán alcanzar los 54 meses.
Los retrasos reducirán progresivamente el precio reconocido: 0,2% mensual durante los primeros nueve meses y 0,5% durante los seis siguientes. Una demora por encima del límite provocará la pérdida de la posición en el ranking y la ejecución de la garantía.
“El retraso implica reducciones progresivas del precio de adjudicación”, advirtió la Managing Partner de Greensquare. Así, la madurez administrativa y la capacidad real de construcción tendrán una incidencia directa sobre la rentabilidad del proyecto.
El Net-Zero Industry Act entra en las subastas
Uno de los cambios de mayor impacto para fabricantes y desarrolladores se concentra en los proyectos fotovoltaicos y eólicos superiores a 1 MW, donde el FER X incorpora criterios derivados del Net-Zero Industry Act europeo.
“Las condiciones incluyen conducta empresarial responsable, ciberseguridad y protección de datos, capacidad para ejecutar el proyecto en el plazo previsto y resiliencia vinculada al origen de los componentes (criterio de especial importancia), reservándose al menos el 30 % de la cuota para procedimientos específicos”, detalló la abogada.
“La flexibilidad queda garantizada por un sistema de almacenamiento equivalente al menos al 25% de la capacidad de la planta”, precisó Terenzi. También se evalúan el impacto de la ubicación sobre las necesidades del sistema y la posibilidad de integrar distintos vectores energéticos.
El decreto no establece una prohibición general de componentes chinos, sino criterios de resiliencia relacionados con el origen y la diversificación del suministro. La distinción es relevante porque el cumplimiento industrial se suma al precio, la financiación y el permitting en la estructuración de las ofertas.
Esta condición puede tener especial relevancia para la fotovoltaica, ya que la combinación con baterías permite desplazar producción y aportar flexibilidad en horas de elevada generación solar, reforzando la integración de la nueva potencia en el sistema eléctrico.
No obstante, la publicación del FER X no completa todavía todo el desarrollo regulatorio. Faltan las reglas operativas del GSE y el decreto del MASE relativo a los contingentes, previstos dentro de los 60 días posteriores a la entrada en vigor. ARERA dispone de 90 días para determinar los precios del acceso directo.
“El decreto establece el marco; las reglas detalladas llegarán con las medidas de implementación”, apuntó Terenzi. Esta segunda etapa será la que termine de definir las condiciones prácticas con las que promotores, financiadores y fabricantes prepararán sus proyectos.
El calendario ya marca el próximo hito: “La primera subasta está prevista para el otoño de 2026, después de la fase de precalificación de las plantas”, anticipó la directiva de Greensquare.
Con 27,15 GW sometidos a competencia y otros 10 GW disponibles mediante acceso directo, FER X coloca ahora el foco en la ejecución. Italia deberá convertir ese volumen regulatorio en capacidad construida antes del final de la década, mientras intenta elevar la participación renovable desde el 20,5% actual hacia el 39,4% previsto para 2030.