Intervista doppia sul FerZ: opportunità, rischi e tempistiche

pv magazine Italia ha avuto il piacere di sentire Pablo López de Rego Lage, country manager Italia di Optimize Energy, e Silvia Concettini, project leader presso Aurora Energy Research. Abbiamo posto sei domande sul FerZ, per capire gli ultimi sviluppi e le novità, le tempistiche del meccanismo, il ruolo della Commissione europea e i rischi per i produttori. Facciamo poi il punto della situazione sui progetti fotovoltaici e sulle ultime tendenze per sviluppatori e operatori. “È ragionevole attendersi che il meccanismo sia strutturato in coerenza con l’orizzonte temporale del quadro europeo sugli aiuti di Stato, incluso il Cisaf, e quindi con una prospettiva che arriva alla fine del decennio. Le prime procedure, in ogni caso, difficilmente potranno partire prima del 2027”, ha detto Concettini. “Chi aspetta il decreto definitivo per iniziare a ragionare arriverà tardi”, ha detto López de Rego Lage, aggiungendo che la principale sfida dei prossimi 18 mesi sarà creare le competenze necessarie per il buon funzionamento di un aggregatore capace di costruire e gestire profili di consegna complessi.

Quali sono gli ultimi sviluppi sul fronte FerZ?

Silvia Concettini: Dopo la pubblicazione della bozza e la consultazione pubblica tra novembre e dicembre 2025, il decreto FerZ è attualmente in fase di revisione presso il Mase. Per entrare in vigore, sarà necessario completare diversi passaggi: finalizzazione del testo a livello nazionale, notifica e approvazione da parte della Commissione europea, che dovrà valutarlo nell’ambito del Clean Industrial Deal State Aid Framework (Cisaf), e successiva pubblicazione del decreto definitivo. A seguire, il GSE predisporrà le regole operative e il calendario delle aste, che saranno poi approvati dal Mase.

Pablo López de Rego Lage: Il quadro si sta definendo progressivamente. La bozza di decreto è stata notificata alla Commissione europea e i negoziati sono in fase avanzata, ma le regole operative, i coefficienti locazionali e i criteri non di prezzo non sono ancora definiti. In questa incertezza, costruire aspettative concrete sulla prima asta 2027 è prematuro. Nonostante questo, l’approvazione europea è attesa, in teoria, entro inizio 2027. Nel frattempo, il FerX definitivo è stato firmato il 18 giugno. È questo un passaggio essenziale, perché il FerZ non può essere letto in isolamento: richiede che il mercato abbia prima consolidato competenze e infrastrutture abilitanti. Ma il dato più rilevante non è normativo, è operativo. Il FerZ introduce una nuova figura centrale nel mercato: l’aggregatore capace di costruire e gestire profili di consegna complessi. Questa figura non è ancora diffusa in Italia, e colmare questo gap è la vera sfida dei prossimi 18 mesi. Saranno i grandi trader e le utility a coprire questo vuoto, o anche gli IPP di taglia media e piccola riusciranno a costruire portafogli bilanciati per partecipare alle aste?

Almeno 15 GW di fotovoltaico di grande taglia saranno incentivati con il prossimo Fer Z, giusto? Ma qual è l’arco temporale?

Silvia Concettini: Dopo il via libera europeo al FerX, è emerso che una quota significativa dello sviluppo del fotovoltaico utility-scale potrebbe trovare spazio nel prossimo meccanismo FerZ. Il riferimento a circa 15 GW di fotovoltaico di grande taglia rappresenta oggi un’indicazione di scenario molto rilevante, ma non costituisce ancora un contingente formalmente assegnato: il FerZ non è infatti stato ancora approvato né pubblicato. Il valore dei 15 GW va quindi letto come un obiettivo di indirizzo politico-regolatorio, non come un volume già definito da decreto. Quanto alle tempistiche, al momento non esiste ancora un calendario ufficiale delle aste. La definizione delle procedure sarà possibile solo dopo l’approvazione definitiva del FerZ. È ragionevole attendersi che il meccanismo sia strutturato in coerenza con l’orizzonte temporale del quadro europeo sugli aiuti di Stato, incluso il Cisaf, e quindi con una prospettiva che arriva alla fine del decennio. Le prime procedure, in ogni caso, difficilmente potranno partire prima del 2027.

Pablo López de Rego Lage: I 15 GW di fotovoltaico indicati per il FerZ vanno letti con una precisazione fondamentale: il FerZ non prevede contingenti per tecnologia, ma definisce un fabbisogno complessivo selezionato tramite aste competitive basate su profili contrattuali standard. E dunque dipende dalla capacità del mercato di formare portafogli coerenti con i profili contrattuali richiesti. Il solare da solo non costruisce un profilo baseload: serve la combinazione con altre rinnovabili, accumulo e flessibilità, e serve qualcuno che la gestisca attivamente nel tempo. In quanto al arco temporale,  le procedure sono attuabili entro il 31 dicembre 2029. La prima asta nel 2027 rimane un’ipotesi plausibile ma subordinata alla tempistica di approvazione europea e alla pubblicazione delle regole operative.

Quando ci possiamo aspettare novità in merito e maggiori dettagli? Ci possiamo aspettare la prima asta FerZ nel 2027 come precedentemente detto?

Silvia Concettini: Le tempistiche restano ancora incerte. Solo a seguito dell’entrata in vigore del decreto sarà infatti possibile definire il calendario delle aste. Sulla base delle informazioni attualmente disponibili, è ragionevole ipotizzare che le prime procedure possano essere avviate non prima del 2027. Nel corso della consultazione pubblica è inoltre emerso un generale orientamento favorevole degli operatori verso aste di dimensioni significative, nell’ordine di circa 5 GW per procedura. Qualora l’obiettivo complessivo rimanesse pari a circa 15 GW, una possibile articolazione potrebbe prevedere tre aste da 5 GW ciascuna. Si tratta tuttavia di una mera ipotesi, che dovrà essere confermata alla luce del quadro normativo definitivo.

Pablo López de Rego Lage: L’orizzonte teorico prevede l’approvazione UE entro inizio 2027, con prime aste non prima della seconda metà del 2027, ammesso che Macse sia operativo (2028) o che vengano identificate soluzioni alternative per il time-shifting. Ma dobbiamo anche guardare all’orizzonte pratico, dove la domanda vera non è “quando” arriva la prima asta, ma “chi sarà pronto a parteciparvi con profili credibili”. Chi sta già lavorando oggi, sviluppando portafogli multi-asset, integrando BESS, comprendendo la logica del revenue stack tra FerX, Macse, Capacity Market e componente merchant a livello di portafoglio e non come progetti separati, avrà un vantaggio competitivo strutturale nelle prime aste. Chi aspetta il decreto definitivo per iniziare a ragionare arriverà tardi.

Quale il ruolo della Commissione europea (CE) nella definizione dello schema Fer Z?

Silvia Concettini: La Commissione europea svolge un ruolo centrale, in quanto gli schemi di supporto alle rinnovabili devono essere approvati come aiuti di Stato nell’ambito del Clean Industrial Deal State Aid Framework (Cisaf). In particolare, il FerZ dovrà: 1. essere notificato alla Commissione, 2. essere valutato in termini di compatibilità con il mercato interno, 3. rispettare criteri quali competitività delle aste, struttura dei CfD e proporzionalità del supporto. Senza questa approvazione, il meccanismo non può entrare in vigore.

Pablo López de Rego Lage: La CE ha un ruolo determinante. Il negoziato in corso riguarda sia la compatibilità degli aiuti di Stato sia aspetti tecnici come i coefficienti locazionali e i no-price criteria. Il precedente del FerX transitorio mostra che la DG Ener tende a spingere verso schemi basati sulla producibilità piuttosto che sulla produzione effettiva, un punto che potrebbe incidere sulla struttura finale del profilo contrattuale standard. Nonostante ciò, il FerZ rappresenta un passo avanti nella spinta alle rinnovabili in Italia, perché introduce anche una componente di riequilibrio del sistema elettrico. In altre parole, non punta soltanto ad aumentare la penetrazione delle fonti rinnovabili, ma anche a favorire la costruzione di un’offerta che si avvicini maggiormente al profilo della domanda.

Il programma, strutturato attorno a procedure competitive e a contratti per differenza (CfD) bilaterali, potrebbe incentivare portafogli di energie rinnovabili più flessibili e integrati, sollevando al contempo nuove considerazioni in termini di strutturazione dei progetti e ripartizione dei rischi. Corretto? Quali sono  i rischi lato produttore?

Silvia Concettini: Il FerZ rappresenta un’evoluzione significativa rispetto agli schemi precedenti, introducendo un modello basato su contratti per differenza (CfD) associati a profili di produzione, anziché a singoli impianti. L’obiettivo è favorire portafogli integrati di asset (ad esempio fotovoltaico, eolico e storage). Tuttavia, nella configurazione attuale emergono alcune criticità: i portafogli potrebbero dover essere localizzati all’interno della stessa zona, limitando la diversificazione, soprattutto per l’eolico, e i profili di produzione non sono ancora definiti (ad eccezione dell’ipotesi baseload, che presenta comunque elementi di complessità per configurazioni solar + BESS). Dal lato degli operatori, questo si traduce in una combinazione di rischi e opportunità: 1. maggiore esposizione operativa rispetto ai modelli “pay-as-produced”, a fronte però di maggiori opportunità di ottimizzazione e valorizzazione tramite attività di trading, 2. obbligo di rispettare un profilo di immissione, con possibile esposizione al mercato per coprire sbilanciamenti, 3. maggiore complessità contrattuale nella gestione di portafogli multi-asset (PPA, storage, CfD).

Pablo López de Rego Lage: l punto sui rischi per i produttori merita attenzione concreta. Gli operatori selezionati stipulano CfD con il GSE sulla base di profili predefiniti di consegna energetica, baseload o peakload, e si approvvigionano da un portafoglio eterogeneo di impianti, di cui almeno il 70-80% da Fer di nuova costruzione, stipulando accordi con i produttori per l’acquisto di disponibilità di storage o contratti di time-shifting Macse per comporre e rispettare il profilo promesso. Detto questo, i rischi lato produttore sono reali e strutturali, ma differiscono a seconda della strategia di partecipazione. 1. Come parte di un portafoglio gestito da un aggregatore, il produttore assume una posizione “passiva”: mette i propri asset a disposizione di un aggregatore che, insieme ad altri asset, partecipa all’asta. Ciò significa non consegnare semplicemente energia, ma affidabilità su un profilo pluriennale. Il produttore si espone però anche al rischio contrattuale e a potenziali limitazioni operative dell’aggregatore, che si trasmettono a cascata dal CfD del FerZ stipulato tra l’aggregatore e Terna. 2. In alternativa, si può assumere una posizione diretta come partecipante all’asta. In questo caso il rischio è operativo: partecipare al FerZ come produttore in un portafoglio aggregato significa consegnare non semplicemente energia, ma affidabilità su profili predefiniti di consegna, baseload o peakload, approvvigionandosi da un portafoglio eterogeneo di impianti, di cui almeno il 70-80% da FER di nuova costruzione, attraverso accordi per l’acquisto di disponibilità di storage o contratti di time-shifting Macse (se non disponibili internamente) per comporre e rispettare il profilo promesso. La chiave è una gestione energetica coerente con la politica di rischio di ciascun produttore, considerando il portafoglio con leve di flessibilità per adattarsi all’evoluzione della rete nel tempo. Chi non ha la capacità di monitorare, prevedere e ottimizzare la propria produzione in tempo reale (integrando segnali di mercato, dati di forecast e vincoli di rete) diventa un elemento di rischio per sé stesso.

Come stanno cambiando le considerazioni dei developer/degli operatori rispetto ai progetti fotovoltaici? Ci sono nuove considerazioni che stanno portando anche a un cambiamento dei progetti in via di sviluppo (per esempio: ruolo delle batterie)?

Silvia Concettini: Le strategie dei developer stanno evolvendo principalmente in due direzioni: 1. integrazione dello storage, sempre più centrale per garantire flessibilità e rispettare i profili richiesti, anche attraverso configurazioni con connessioni condivise; 2. ottimizzazione del route-to-market, con crescente attenzione al bilanciamento tra incentivi, PPA e merchant exposure. In questo contesto, il FerZ potrebbe accelerare il passaggio da progetti standalone a piattaforme integrate e gestite attivamente.

Pablo López de Rego Lage: Possiamo considerare FerZ come catalizzatore normativo in Italia, o la cannibalizzazione e il curtailment delle rinnovabili in Spagna e in altri Paesi come catalizzatore di mercato, ma la realtà è che questi fenomeni aiutano ad accelerare una trasformazione che era già in corso: dal developer/IPP come costruttore di MW di impianti al developer/IPP come gestore di portafogli di MWh energetici [ndr: si veda per esempio il caso di Altea Green Power e Lemon Sistemi]. Il cambio di paradigma è reale ma non è ancora metabolizzato da tutti gli operatori. È il punto di arrivo naturale di un mercato che sta imparando a ragionare per portafogli invece che per singoli asset. In questo contesto, la capacità di gestione dell’energia, dimensionando ogni progetto all’interno di un portafoglio e di una rete, ottimizzando la strategia di dispacciamento, gestendo il revenue stack tra ricavi a lungo termine, esposizione merchant e flessibilità, diventa il vero fattore differenziante tra operatori. È su questa capacità che Optimize Energy sta lavorando con i propri clienti. A livello globale, vediamo come i developer/IPP stiano già ripensando i progetti in chiave di portafoglio vivo: non più il singolo impianto, ma una combinazione di tecnologie che, gestite tra contratti a lungo termine (siano meccanismi pubblici o contratti tra privati) ed esposizione merchant per aggiungere flessibilità, riescono a stabilizzare il profilo e fornire energia quando il mercato la richiede. Il ruolo delle BESS diventa centrale, ma non come asset standalone: come componente integrata di un portafoglio con l’obiettivo di massimizzare i ricavi all’interno di una politica di rischio concreta. In questo contesto, ad esempio, alcuni operatori stanno attualmente valutando simultaneamente aste pubbliche come FerX, Macse e Capacity Market, contratti tra privati come PPA e tolling agreement, e componenti merchant come strati complementari di un portafoglio gestito insieme; non è più un esercizio teorico. È la precondizione operativa per partecipare al FerZ con credibilità. Chi ha già sviluppato questa visione sistemica non sta partendo da zero: sta raccogliendo oggi quello che ha seminato ieri. Le BESS non sono più un add-on per catturare arbitraggi di prezzo spot: sono componenti strutturali di un sistema che deve rispettare impegni contrattuali pluriennali, con un ruolo preciso all’interno di un portafoglio che integra generazione, accumulo, flessibilità e gestione attiva del rischio.