Rinnovabili, arrivano i nuovi incentivi: dalle aste ai contributi, come accedervi

Il decreto del 2 ottobre 2026 definisce i parametri di riferimento per la prima asta dedicata alle fonti rinnovabili, indicando per ogni tecnologia un valore minimo, un obiettivo e un massimo: questi numeri guidano la selezione della potenza ammissibile in base ai prezzi offerti e alla partecipazione degli operatori.

Quanta potenza è prevista per la prima asta

Per il fotovoltaico ordinario l’obiettivo è fissato a 350 MW, con un range che va da un minimo di 210 MW a un massimo di 3,5 GW. Per il fotovoltaico NZIA l’obiettivo è 150 MW (minimo 90 MW, massimo 1,5 GW). Per l’eolico ordinario l’obiettivo è 1,5 GW (minimo 100 MW, massimo 2 GW), mentre per l’eolico NZIA l’obiettivo è 750 MW (minimo 50 MW, massimo 1 GW). Per l’idroelettrico l’obiettivo indicato è 30 MW, con un minimo a 60 MW e un massimo a 500 MW.

Va sottolineato che l’obiettivo non corrisponde a una quantità assegnata automaticamente e il massimo rappresenta il tetto legale stabilito dal decreto. Per determinare i volumi effettivi di gara il Gse prende in considerazione anche la potenza dichiarata nelle manifestazioni di interesse, ridotta del 10% e comunque entro i limiti del decreto, con l’obiettivo di preservare adeguati livelli di competizione tra i progetti. L’esito finale dipenderà inoltre dai prezzi proposti dagli operatori.

Nel contesto normativo il riferimento a soglie minime e massime è pensato per bilanciare la programmazione degli obiettivi nazionali con la reale disponibilità di progetti cantierabili e la necessità di evitare sovracapacità in specifiche tecnologie o aree geografiche.

Prezzi di partenza per le diverse tecnologie

Il decreto fissa per ciascuna tecnologia due valori di riferimento. Per il fotovoltaico il prezzo di esercizio è di 80 €/MWh e il prezzo superiore è di 95 €/MWh. Per l’eolico i due riferimenti sono 85 €/MWh e 95 €/MWh; per l’idroelettrico sono 90 €/MWh e 105 €/MWh; per i gas residuati da depurazione i valori sono 85 €/MWh e 100 €/MWh.

Il prezzo superiore rappresenta la base d’asta sulla quale gli operatori offrono il ribasso, mentre il prezzo di esercizio è un riferimento tecnico per la costruzione del meccanismo d’asta. Nessuno dei due costituirà automaticamente una tariffa riconosciuta a tutti: i bandi indicano i prezzi applicabili, aggiornati secondo le regole sull’inflazione, e il prezzo definitivo dipenderà dall’esito competitivo della gara.

Meccanismo di pagamento

Il sostegno viene erogato per 20 anni tramite un contratto per differenza a due vie. Il produttore vende l’energia sul mercato e, se il prezzo di riferimento è inferiore al prezzo aggiudicato, il Gse versa la differenza; se invece il prezzo di mercato è superiore, è il produttore a restituire l’eccedenza al Gse.

Come esempio operativo: con un prezzo aggiudicato di 70 €/MWh e un prezzo di riferimento pari a 50 €/MWh, il Gse riconosce 20 €/MWh. Se il prezzo di riferimento sale a 90 €/MWh, il produttore corrisponde 20 €/MWh al Gse. Il riferimento preso in considerazione è il prezzo del Mercato del Giorno Prima nella zona di mercato e nel periodo rilevante, assunto pari a zero se negativo. Il calcolo si applica all’energia netta immessa in rete, salvo deroghe previste dalle regole di gara.

Questa struttura a due vie protegge sia il bilancio pubblico sia gli investimenti privati, riducendo l’esposizione dell’operatore alle fluttuazioni di mercato e allo stesso tempo evitando sovrasostegno in fasi di prezzi elevati.

Accesso per impianti fino a 1 MW

Per gli interventi di capacità fino a 1 MW compreso, calcolata secondo le modalità del decreto, è previsto l’accesso diretto dopo l’entrata in esercizio: tali impianti non devono quindi partecipare all’asta. È però necessario rispettare i requisiti tecnici specificati e il limite complessivo di 10 GW disponibile per questa modalità.

Per gli impianti con potenza inferiore a 200 kW è prevista la possibilità di optare per una tariffa omnicomprensiva, con il Gse che ritira direttamente l’energia e corrisponde una remunerazione comprensiva del valore energia e del sostegno previsto.

Il ruolo dei coefficienti locazionali

Nelle aste per il fotovoltaico conta anche la zona di immissione in rete dell’impianto. I coefficienti locazionali sono correttivi espressi in €/MWh che vengono aggiunti al prezzo offerto esclusivamente per confrontare e graduare le proposte in sede di valutazione. Un correttivo positivo rende, a parità di prezzo offerto, l’offerta meno competitiva nella graduatoria.

Se il progetto risulta vincitore, il prezzo riconosciuto resta quello aggiudicato: il correttivo serve solo per il confronto delle offerte. L’applicazione dei correttivi dipende dal confronto tra la potenza installata nelle singole zone e gli obiettivi di burden sharing al 2030, nonché dalla potenza totale dei progetti in gara. Il Gse valuta gli scostamenti utilizzando la nuova potenza rinnovabile entrata in esercizio dal 2021 fino alla chiusura della fase di manifestazione di interesse.

Questo meccanismo intende promuovere una distribuzione territoriale degli impianti più equilibrata, evitando concentrazioni eccessive in alcune zone che potrebbero creare congestioni di rete o squilibri nella programmazione nazionale delle rinnovabili.

Risorse e impatto finanziario

Il Gse ha stimato risorse significative per la transizione energetica: nel 2025 il fabbisogno di incentivi era stato quantificato in circa 16 miliardi di euro. Le nuove aste si inseriscono in questo quadro finanziario e cercano di conciliare la necessità di sostenere gli investimenti con il contenimento degli oneri per la finanza pubblica.

Per gli operatori e gli investitori i bandi rappresentano segnali importanti di politica industriale: determinano i parametri economici di ritorno degli investimenti, incidono sui piani di sviluppo di portafoglio e influenzano le decisioni di finanziamento bancario e di equity. Sul piano infrastrutturale, le procedure concorrono a definire le nuove esigenze di connettività e di potenziamento delle reti locali.

Tempi procedurali e fattibilità dei progetti

Oltre ai livelli tariffari e agli obiettivi di potenza, la fattibilità dei progetti dipende da tempi autorizzativi, disponibilità di connessioni di rete e costi di realizzazione, che variano per tecnologia e territorio. Gli operatori dovranno quindi armonizzare i piani di sviluppo con le scadenze dei bandi e con le tempistiche richieste per dimostrare il rispetto dei requisiti di cantierabilità e messa in servizio.

In caso di esito favorevole nelle aste, il rilascio del contratto per differenza e la successiva realizzazione degli impianti richiederanno un monitoraggio accurato dei rischi di progetto, inclusi i possibili ritardi nella connessione alla rete e le variazioni dei costi delle materie prime e dell’installazione.

In sintesi

• La definizione di range (minimo, obiettivo, massimo) per ogni tecnologia limita il rischio di sovracapacità e mantiene la competitività, ma richiede agli investitori una chiara strategia di partecipazione alle aste.
• Il modello del contratto per differenza tutela l’esposizione al rischio di prezzo ma richiede agli operatori solidità finanziaria per gestire eventuali restituzioni nei periodi di mercato favorevole.
• I coefficienti locazionali incentivano una distribuzione territoriale delle installazioni, con impatti potenziali sui costi di connessione e sui tempi di realizzazione negli sviluppi di portafoglio.
• Per il mercato italiano le aste rappresentano un’occasione per consolidare la catena di fornitura nazionale delle rinnovabili e per attrarre capitali, a patto che permangano certezze regolatorie e tempi autorizzativi contenuti.