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Cosa prevede il Decreto FER 2 per il fotovoltaico: tecnologie ammesse, procedure competitive del GSE, tariffe per taglia e requisiti di accesso agli incentivi, con le novità del D.M. 7 agosto 2025.
Il Decreto FER 2 è il provvedimento del Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica che disciplina gli incentivi per le fonti rinnovabili innovative o ancora lontane dalla maturità di mercato. Il testo porta la data del 19 giugno 2024 ed è entrato in vigore il 13 agosto 2024, giorno successivo alla pubblicazione sul sito del MASE. Le regole operative attuative sono arrivate dopo, con il decreto direttoriale del 10 dicembre 2024. Tra il fotovoltaico tradizionale su tetto e questo regime corre una differenza netta: il FER 2 non finanzia i pannelli su coperture, ma tecnologie con un grado di innovazione più alto e costi di generazione ancora elevati.
L'impianto normativo è stato poi ritoccato dal D.M. del 7 agosto 2025, che ha rivisto le condizioni su rinunce, tempistiche delle valutazioni intermedie e copertura dei costi affidati all'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA). Chi valuta una candidatura deve ragionare sul testo consolidato, non sulla versione di giugno 2024: le modifiche del 2025 hanno spostato alcuni paletti operativi e, di riflesso, anche le scadenze che un progetto deve rispettare per restare in graduatoria.
Il FER 2 è un regime separato dal FER 1 e si rivolge a impianti alimentati da fonti che incorporano innovazione, efficienza e un impatto ambientale e territoriale contenuto. Rientrano qui le tecnologie che non hanno ancora raggiunto la piena competitività: solare termodinamico, geotermia, fotovoltaico flottante, eolico offshore ed energie marine. La logica del regime premia i progetti tecnologicamente avanzati e tiene fuori chi si limita a replicare soluzioni ormai consolidate come il fotovoltaico su tetto.
L'obiettivo dichiarato è installare circa 4,6 GW di nuova potenza, assegnata tramite aste pubbliche competitive nel periodo 2024-2028. Le risorse viaggiano per contingenti, anche annuali, con finestre di accesso definite a calendario. Si tratta di uno strumento a termine: opererà fino al 31 dicembre 2028, oltre il quale i contingenti residui non saranno più disponibili. Per un operatore questo significa che la pianificazione di un impianto FER 2 ha una scadenza precisa, e arrivare tardi a un bando può voler dire restare fuori dal regime.
L'accesso passa per procedure competitive gestite tramite aste telematiche, affidate al Gestore dei Servizi Energetici (GSE). Il MASE approva sia le regole operative sia il calendario dei bandi, mentre il GSE pubblica le procedure, raccoglie le istanze e forma le graduatorie. Il sistema è costruito su trasparenza, pubblicità e tutela della concorrenza, così che l'assegnazione segua criteri verificabili e non discrezionali. Chi partecipa compete su una sola variabile economica: lo sconto offerto sulla tariffa di riferimento.
La gestione delle procedure competitive è affidata interamente al GSE, che pubblica i bandi, riceve le istanze tramite il portale www.gse.it e forma le graduatorie secondo regole operative approvate entro 30 giorni dalla pubblicazione del decreto. Il GSE è l'interlocutore unico per chi candida un impianto. La struttura accentrata serve a rendere l'iter omogeneo: stessi modelli, stesse scadenze, stessi controlli per tutti i partecipanti.
Accedere ai benefici non è automatico ma passa da una selezione. Ogni candidatura richiede un'istanza al GSE accompagnata da un'offerta di ribasso percentuale sulla tariffa di riferimento, e solo i progetti che rispettano i requisiti ed entrano in graduatoria ottengono l'incentivo. Un impianto perfettamente realizzabile ma collocato sotto la linea di taglio del contingente, semplicemente, non viene finanziato in quella tornata.
La selezione tende a premiare i progetti bancabili, già strutturati sul piano autorizzativo, tecnico ed economico, con buone probabilità di entrare in esercizio nei termini. La cantierabilità pesa più dell'idea progettuale, perché il decreto vuole evitare graduatorie affollate di iniziative che poi non si realizzano. Per gli impianti fino a 300 kW, inoltre, la riduzione della tariffa di base non scatta subito ma è posticipata al 2026, un margine che alleggerisce l'impatto economico sui progetti di taglia minore.
La platea è ampia e copre la generalità degli operatori che dispongono della titolarità dell'impianto e delle autorizzazioni necessarie. Possono candidarsi:
In tutti i casi la titolarità dell'impianto e il possesso delle autorizzazioni restano la condizione minima. A seconda della tecnologia possono aggiungersi verifiche dimensionali e costruttive che incidono sull'idoneità: una stessa categoria di soggetto, su tecnologie diverse, può quindi trovarsi davanti a requisiti di accesso differenti.
Il decreto allarga la partecipazione oltre i soli impianti nuovi e ammette anche interventi sul parco esistente. Accanto alle realizzazioni ex novo nelle tecnologie ammesse dal regime, rientrano la riattivazione di impianti fermi alle condizioni previste dal bando, il potenziamento e repowering con aumento di potenza su impianti già in esercizio, e il rifacimento con sostituzione sostanziale dei componenti per riportare l'impianto a piena efficienza. Questa flessibilità è una scelta industriale: recuperare capacità esistente costa spesso meno che costruire da zero, e il decreto ne tiene conto. La partecipazione resta comunque vincolata alle tipologie previste, così che a competere siano solo gli interventi conformi ai criteri tecnici stabiliti.
Il FER 2 si applica solo a tecnologie che rispettano requisiti precisi e, in modo esplicito, esclude il fotovoltaico standard su tetto. Le fonti ammesse sono organizzate per filiera, dal biogas alle biomasse fino al fotovoltaico flottante e alle tecnologie marine. Il criterio guida non è la fonte in sé ma il suo grado di innovazione: non tutte le rinnovabili rientrano automaticamente, e la selezione privilegia chi porta tecnologie ancora costose ma promettenti.
Per essere ammessa, una tecnologia deve dimostrare un potenziale di sviluppo industriale, un impatto ambientale e territoriale ridotto e un contributo concreto alla decarbonizzazione. Il livello di maturità tecnologica è un parametro di valutazione: più una soluzione è lontana dalla competitività di mercato, più ha senso sostenerla con un incentivo dedicato. Limiti di potenza, vincoli di localizzazione e condizioni di configurazione sono fissati negli allegati tecnici del decreto, che fanno da riferimento operativo per ciascuna filiera.
Il perimetro copre cinque grandi famiglie tecnologiche, ciascuna con condizioni proprie:
Il fotovoltaico flottante è la voce più interessante per chi arriva dal solare. L'assenza di fondazioni riduce il consumo di suolo e l'acqua sotto i moduli ne abbassa la temperatura di esercizio, con un effetto positivo sulla resa. Nell'offshore galleggiante è ammessa qualsiasi potenza, con una durata convenzionale dell'incentivo di 20 anni.
I requisiti cambiano in base alla natura dell'intervento, perché il decreto tratta in modo distinto impianti nuovi, rifacimenti con repowering e ampliamenti. Ogni tipologia segue un iter tecnico e documentale proprio, allineato al testo del bando, così che le verifiche siano coerenti con ciò che il progetto dichiara di fare. Un rifacimento, per esempio, deve provare la sostituzione effettiva dei componenti, mentre un nuovo impianto è valutato sulla cantierabilità complessiva.
Sul versante delle biomasse e del biogas, l'energia termica prodotta deve essere autoconsumata in loco o immessa in un sistema di teleriscaldamento efficiente, e per le biomasse il limite di emissione delle polveri è fissato a 50 mg/Nm³ al 6% di ossigeno. Per il biogas sono ammessi gli impianti di digestione anaerobica con priorità all'autoconsumo termico. I moduli fotovoltaici, infine, devono provenire da produttori conformi al D.Lgs. 49/2014 e aderenti ai sistemi di gestione individuali o collettivi previsti dagli articoli 9 e 10 del decreto, un requisito che lega l'incentivo anche alla corretta gestione del fine vita dei pannelli.
Il MASE approva le regole operative, su proposta del GSE, entro 30 giorni dalla pubblicazione o dall'entrata in vigore del decreto. Sono queste regole a fissare modalità, tempistiche, contingenti, finestre e criteri di selezione delle procedure competitive. Il calendario dei bandi è quindi il vero strumento di accesso: senza una finestra aperta non esiste candidatura possibile, per quanto pronto sia il progetto.
Sul fronte tariffario, le basi d'asta seguono una decurtazione annua del 3% dal 2025 per tutte le tecnologie, mentre per gli impianti fino a 300 kW il taglio decorre dal 2026. Nel 2024 si è applicata ancora la tariffa piena, un vantaggio per chi è entrato per primo nel periodo di riferimento. Posticipare la candidatura comporta partire da una base d'asta più bassa, e questo incide direttamente sul ritorno economico di un investimento pluriennale.
Il calendario operativo più aggiornato è quello fissato dal decreto direttoriale n. 44/2026, che ha aperto la seconda tornata di aste: la finestra di presentazione delle domande corre dall'8 giugno al 7 agosto 2026, sessanta giorni in cui il GSE raccoglie le istanze sul Portale FER-E, con pubblicazione delle graduatorie attesa entro il 5 novembre 2026. Il contingente complessivo messo a gara è di 65 MW, ripartito tra 5 MW per biogas e biomasse di piccola taglia, 30 MW per la geotermia a emissioni nulle e 30 MW per il fotovoltaico flottante su acque interne. La quota effettivamente bandita per il floating in questa procedura è quindi di 30 MW, un valore più contenuto del tetto complessivo del decreto, mentre l'eolico offshore e le energie marine restano per ora fuori dal calendario di questa tornata.
Le domande si presentano per via telematica attraverso il Portale FER-E, all'interno dell'Area Clienti GSE. Ogni procedura competitiva segue una sequenza di fasi che il proponente deve attraversare nell'ordine:
Le graduatorie degli impianti selezionati sono pubblicate dal GSE entro 90 giorni dalla chiusura del bando, un termine che dà ai partecipanti un riscontro rapido sull'esito. I progetti ammessi devono entrare in esercizio entro un anno per conservare il diritto all'incentivo, con tempi massimi di realizzazione di 36 mesi per il fotovoltaico floating su acque interne e 43 mesi per l'offshore floating. Il decreto garantisce inoltre almeno un bando l'anno per la tipologia A e almeno tre procedure complessive per le altre tipologie nel periodo di riferimento.
I contingenti sono fissati per categoria tecnologica, in potenza o in spesa, per evitare la sovra-allocazione delle risorse. Per il fotovoltaico due numeri fissano il tetto: 50 MW per il flottante su acque interne e 200 MW per l'offshore galleggiante. Superata quella soglia, le offerte eccedenti restano in coda e accedono solo per scorrimento.
Il criterio di ordinamento principale è la riduzione percentuale offerta sulla tariffa di riferimento, con uno sconto minimo del 2%; gli impianti fino a 300 kW beneficiano di una deroga su questa soglia. Concorrono poi qualità tecnica del progetto, stato dei permessi e tempi di realizzazione. A parità di offerta scattano i criteri di priorità, su tutti l'ubicazione in aree idonee e l'ordine cronologico di presentazione, così da chiudere la graduatoria in modo univoco anche in caso di pareggio.
La prima procedura competitiva ha registrato una partecipazione molto sottile: per il fotovoltaico flottante su acque interne è stato ammesso un solo impianto, da circa 1 MW, a fronte di un contingente largamente capiente. La domanda ancora ridotta apre un margine concreto a chi entra ora: con pochi progetti in gara, la pressione competitiva sullo sconto è bassa e le probabilità di rientrare nel contingente restano alte. Per un operatore che ha un sito idoneo, cava dismessa o bacino artificiale, e un preventivo di connessione accettato, la seconda tornata del 2026 è una finestra di ingresso favorevole prima che il mercato del floating maturi e la concorrenza si intensifichi.
L'ammissione alla procedura poggia su tre famiglie di requisiti distinte: amministrativi, tecnici e di avanzamento del progetto. La domanda deve essere formalmente completa e l'impianto tecnicamente conforme alla tecnologia e alla localizzazione dichiarate. Ogni dettaglio fuori posto pesa, perché il GSE valuta la candidatura come un insieme coerente e non come una somma di documenti staccati.
Gli errori che fanno saltare una domanda sono quasi sempre gli stessi: documentazione incompleta, incoerenze nei dati tecnici, scadenze non rispettate, disallineamento tra le autorizzazioni ottenute e la tipologia di impianto. Per questo conviene una doppia verifica prima dell'invio. Il GSE esegue prima un controllo di completezza e poi una verifica di conformità tecnica e documentale, ammettendo solo gli impianti che rispettano tecnologie e condizioni del decreto: nella pratica, è l'accuratezza dei dati e la prontezza nel soddisfare le condizioni a separare l'ammissione dall'esclusione.
La domanda si costruisce su una checklist documentale precisa, da preparare prima dell'apertura della finestra. Servono:
Tutti i modelli seguono i formati definiti dalle regole operative, in coerenza con l'articolo 3 del decreto, e l'istanza va trasmessa al GSE tramite il portale istituzionale. Conservare la documentazione anche dopo l'invio è parte degli obblighi: il GSE può richiamarla per le verifiche successive, e tra gli strumenti ufficiali rientrano l'istanza di partecipazione, la comunicazione di entrata in esercizio e il contratto tipo.
Due requisiti sono dirimenti già in ingresso: il titolo abilitativo alla costruzione ed esercizio e un preventivo di connessione alla rete accettato in via definitiva. Senza un preventivo di connessione accettato la domanda non è ammissibile, perché dimostra che l'impianto può essere effettivamente allacciato. A questi si aggiunge la prova che l'impianto è cantierabile e potrà entrare in esercizio nei termini fissati dal decreto.
Il rispetto del principio DNSH (Do No Significant Harm) accompagna tutto il percorso, dai requisiti minimi dell'allegato 2 delle regole operative fino al mantenimento dell'incentivo. Alcune tecnologie portano limiti di taglia espliciti: biogas e biomasse fino a 300 kW elettrici, solare termodinamico fino a 5.000 kW elettrici. La soglia dei 300 kW, in particolare, è ricorrente in tutto il decreto e segna il confine tra gli impianti minori, con condizioni agevolate, e quelli di taglia superiore.
Il decreto prevede due forme di incentivazione: la tariffa omnicomprensiva (TO) e l'incentivo calcolato come differenza tra la tariffa spettante e il prezzo zonale orario. Per gli impianti fino a 300 kW si può scegliere tra le due formule, mentre sopra i 300 kW è riconosciuto solo l'incentivo a due vie. Questa soglia scende a 200 kW per gli impianti entrati in esercizio dal 1° gennaio 2026, restringendo la platea che può optare per la tariffa omnicomprensiva.
Il decreto usa con precisione tre termini che conviene tenere distinti: la tariffa di riferimento è il valore di partenza, la tariffa offerta è il ribasso presentato in gara, la tariffa spettante è quella effettivamente riconosciuta e può ridursi per ritardi, rinunce o per effetto del cumulo con altri incentivi. Sia la tariffa di riferimento sia quella spettante possono essere aggiornate secondo gli articoli 4 e 13 del decreto. Le basi d'asta, intanto, calano del 3% l'anno per gli anni successivi al 2024, e lo sconto offerto in gara deve essere di almeno il 2% sulla tariffa di riferimento.
Per il fotovoltaico flottante su acque interne la tariffa di riferimento è articolata su tre fasce di potenza, non due: 90 €/MWh fino a 300 kW, 87,3 €/MWh nella fascia tra 300 e 1.000 kW e 72,8 €/MWh oltre i 1.000 kW, dove le ultime due fasce scontano già la decurtazione annua del 3% applicata alla base d'asta. La struttura a tre scaglioni penalizza progressivamente le taglie più grandi e rende le installazioni medio-piccole, sotto il MW, quelle con il valore unitario più alto: un dato che pesa sul dimensionamento ottimale di un impianto floating quando l'obiettivo è massimizzare la tariffa riconosciuta per kWh prodotto.
I valori base d'asta variano per tecnologia e taglia. Le tariffe indicate dal decreto sono:
Questi numeri sono basi d'asta, non importi garantiti: il valore effettivo nasce dallo sconto offerto in gara e dalla decurtazione annua applicata alla base. Un progetto fotovoltaico flottante su acque interne sotto il MW, per esempio, parte da 90 €/MWh ma incassa una tariffa più bassa in funzione del ribasso con cui ha vinto il contingente.
La cumulabilità è il punto più delicato del piano finanziario, perché la normativa è costruita per impedire le sovracompensazioni. L'incentivo può combinarsi con contributi in conto capitale, aiuti di Stato o misure fiscali solo entro limiti definiti, e in alcuni casi il cumulo riduce la tariffa spettante o è escluso del tutto. La verifica va fatta caso per caso, prima di chiudere il piano finanziario.
In sede di analisi economica pesa quindi non solo la tariffa riconosciuta ma anche l'eventuale contributo in conto capitale e la sua compatibilità con misure nazionali o regionali. Sovrastimare il cumulo è un errore che si paga in fase di controllo: il GSE può rideterminare l'incentivo se rileva una compensazione oltre i limiti, con un impatto diretto sui flussi di cassa del progetto.
Le regole operative del GSE sono il manuale procedurale che governa l'intero ciclo dell'incentivo: presentazione della domanda, controlli documentali e tecnici, ammissione e gestione successiva. Sono il riferimento pratico più importante dopo il testo del decreto, perché traducono i principi normativi in modelli, scadenze e modalità di invio concrete. Il MASE le approva, su proposta del GSE, entro 30 giorni dalla pubblicazione o dall'entrata in vigore del decreto.
L'aggiornamento più recente è arrivato con il D.D. 64/2025, che ha recepito le modifiche del D.M. del 7 agosto 2025. Questo intervento ha rivisto parti rilevanti dell'impianto procedurale, incidendo su garanzie, rinunce e gestione dei corrispettivi dovuti al GSE. ARERA definisce le modalità di copertura dei costi del soggetto indipendente incaricato della valutazione della misura, ripartendo gli oneri legati al controllo e al monitoraggio degli incentivi.
La richiesta di ammissione segue una sequenza che parte dall'impianto già completato. Le fasi tipiche sono:
Il peso di questa fase ricade sugli allegati operativi, dai modelli di istanza alla comunicazione di entrata in esercizio fino al contratto tipo. Un elenco preciso indica i documenti da allegare e quelli da conservare per le verifiche successive, e prepararli con cura riduce il rischio di rilievi che rallentano l'ammissione o, nei casi peggiori, la fanno decadere.
Le regole operative disciplinano i requisiti soggettivi e oggettivi sia per l'accesso sia per il mantenimento dell'incentivo, dall'avvio dei lavori alle potenze nominali cumulate fino alle cause di esclusione amministrativa. L'entrata in esercizio nei termini è la condizione centrale: ritardi, difformità progettuali o discrepanze tra dichiarato e realizzato possono portare alla sospensione o alla decadenza dell'incentivo, fino alla perdita della posizione in graduatoria.
I tempi massimi di completamento sono di 36 mesi per il floating su acque interne e 43 mesi per l'offshore floating, in linea con la tecnologia scelta. Chi rinuncia entro 12 mesi dall'aggiudicazione può ricandidare lo stesso impianto alle aste successive, ma con un vincolo: la nuova tariffa non potrà superare quella rinunciata ridotta del 5%. È una clausola che scoraggia le rinunce opportunistiche e spinge a presentare offerte sostenibili fin dal primo bando. Per tutto il periodo di incentivazione il GSE svolge controlli sulla permanenza dei requisiti e sul rispetto del principio DNSH.
FER 2 e FER X sono due regimi distinti che spesso vengono confusi, ma rispondono a esigenze opposte. Il FER 2 incentiva solo tecnologie innovative e ancora costose, fotovoltaico flottante in testa, attraverso aste competitive con tariffe di riferimento dedicate. Il FER X, disciplinato da un distinto decreto MASE, è invece lo strumento per il fotovoltaico maturo, quello a terra e su tetto, e lavora con un contratto per differenza a due vie. La scelta del regime non è un'opzione ma una conseguenza della tecnologia: chi installa pannelli su copertura o a terra guarda al FER X, chi porta un impianto galleggiante su acque interne rientra nel FER 2.
Sul piano economico la distanza è marcata. Il FER X riconosce al fotovoltaico un prezzo di esercizio compreso indicativamente tra 85 e 95 €/MWh, con accesso diretto sotto 1 MW e aste sopra, più maggiorazioni geografiche per gli impianti del Nord e del Centro e un bonus per chi sostituisce coperture in amianto. Il FER 2, sul flottante acque interne, parte da una base d'asta di 90 €/MWh per le taglie minori e scende sulle taglie maggiori: numeri comparabili, ma con un perimetro tecnologico che non si sovrappone mai.
Dipende interamente dal tipo di impianto, perché i due regimi non sono alternativi sullo stesso progetto. Un impianto fotovoltaico a terra o su tetto può accedere solo al FER X, con il suo contratto per differenza e l'accesso diretto agevolato sotto 1 MW. Un impianto flottante su acque interne, cava dismessa o bacino artificiale, rientra invece nel solo perimetro del FER 2. La domanda corretta non è quale regime convenga in assoluto, ma quale tecnologia si vuole installare: definita quella, il regime applicabile è già determinato dal decreto. Per chi valuta il fotovoltaico tradizionale di grande taglia, l'analisi del FER X e delle sue maggiorazioni resta il riferimento.
Il flottante conviene quando si dispone di uno specchio d'acqua già artificializzato, una cava dismessa o un bacino industriale, e si vuole evitare il consumo di suolo agricolo. L'acqua sotto i moduli abbassa la temperatura di esercizio e migliora la resa, con un incremento di produzione stimabile attorno al 10-15% rispetto a un impianto a terra equivalente grazie al raffrescamento naturale. A questo si aggiunge l'accesso a una tariffa FER 2 dedicata che il fotovoltaico a terra non ha. Lo svantaggio è il costo di installazione più alto, legato a galleggianti, ancoraggi e cavidotti subacquei, che va compensato proprio dalla maggiore resa e dall'incentivo.
La resa di un impianto flottante beneficia del raffrescamento dei moduli, che porta la produzione annua su valori superiori del 10-15% rispetto a un impianto a terra di pari potenza. Il tempo di ritorno dell'investimento si colloca tipicamente tra 5 e 8 anni, in funzione della tariffa aggiudicata in asta, della taglia e del costo del sistema galleggiante. La combinazione tra maggiore produzione e tariffa FER 2 dedicata accorcia il tempo di ritorno rispetto a quanto ci si attenderebbe dal solo costo di impianto più alto, perché il vantaggio energetico e quello incentivante si sommano.
In uno scenario esemplificativo per un impianto flottante su una cava dismessa o un bacino artificiale di un comune del Nord Italia, una taglia intorno ai 990 kWp su acque interne può puntare a una tariffa FER 2 aggiudicata nell'ordine degli 85 €/MWh dopo il ribasso d'asta, sotto la base di riferimento di 90 €/MWh della fascia fino a 1.000 kW. Il raffrescamento dovuto all'acqua tende a far rendere l'impianto attorno al 10-15% in più rispetto a una taglia equivalente a terra, mentre galleggianti, ancoraggi e cavidotti subacquei alzano il CAPEX rispetto a un impianto su suolo. La somma tra maggiore resa e tariffa dedicata può ricondurre il tempo di ritorno netto verso i 6 anni circa, all'interno della forbice dei 5-8 anni indicata sopra. Lo scenario è esemplificativo e non una testimonianza: i valori effettivi dipendono dalla tariffa realmente aggiudicata, dalla taglia e dal costo del sistema galleggiante.
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