Il decreto FER2 è fermo da sei anni

FER2: 100 MWe geotermia tradizionale, 60 MWe a emissioni zero, ma i permessi regionali restano un nodo.

Due anni fa, l’8 ottobre 2024, Forza Italia convocò un’audizione parlamentare speciale intitolata «Indipendenza energetica: il Contributo della Geotermia». A distanza di due anni, il decreto FER2 resta un meccanismo con numeri precisi ma un respiro corto: 100 MW elettrici per la geotermia tradizionale con innovazioni a 100 €/MWh, 60 MWe per quella a emissioni zero a 200 €/MWh, entrambi su una durata di 25 anni. Sembra una promessa; in realtà è un collo di bottiglia.

Contingenti e tariffe: la promessa nascosta nei numeri

La differenza tra i due livelli tariffari non è casuale. Il decreto distingue due categorie: la geotermia tradizionale con innovazioni, con un tetto di 100 MWe e incentivi a 100 €/MWh per 25 anni; e la geotermia a zero emissioni, con un tetto più stretto di 60 MWe ma un incentivo doppio, 200 €/MWh per 25 anni. Il divario indica una priorità chiara: doppio valore per chi elimina le emissioni rispetto a chi ristruttura o aggiorna un impianto esistente.

Anche i tempi di messa in esercizio sono vincolanti. Per la geotermia tradizionale con innovazioni, i nuovi impianti devono essere operativi entro 51 mesi, quelli ristrutturati entro 36 mesi; per gli impianti a zero emissioni il limite è di 5 anni. Ma questi numeri non bastano se il passato pesa ancora: il decreto arriva dopo anni di stop-and-go.

Il paradosso italiano: prima i tagli, poi gli incentivi

Come si è arrivati a questi numeri? Il percorso è stato accidentato. Il percorso di adozione del Decreto FER 2 era partito nel 2018 con un annuncio e una data obiettivo, febbraio 2020. Poi sono arrivate le emergenze sanitarie e, successivamente, quelle geopolitiche a relegarlo in secondo piano, ritardandone considerevolmente l’attuazione.

Ancora nel 2018, il paradosso era già evidente. Lo schema FER1, che negoziava i nuovi regimi di sostegno alle rinnovabili, intendeva tagliare unilateralmente il sostegno alla geotermia, mettendo a rischio circa 10.000 posti di lavoro, secondo quanto avvertì il European Geothermal Energy Council (EGEC). Si trattava, scrisse l’associazione, di un attacco a un’industria nata in Italia con quasi 1 GWe di elettricità rinnovabile di base installata, 6,2 TWh/anno di produzione e circa 3.000 addetti diretti, più 7.000 tra indotto e lavoro locale.

La geografia attuale mostra le conseguenze di quell’incertezza. Tutti gli impianti geotermici operativi si trovano in Toscana, nelle due aree storiche di Larderello-Travale e Monte Amiata. Nel 2025 la potenza installata era di 915 MWe — con una capacità effettiva di circa 770 MWe — e una generazione lorda di 5.700 GWh: appena il 2,1% della produzione elettrica nazionale, ma oltre il 30% della domanda di elettricità toscana. Una fonte che copre più del 30% dei consumi regionali pesa solo il 2,1% sul totale nazionale: un divario che spiega quanto la geotermia italiana sia rimasta confinata alla sua regione d’origine. Il rischio non è solo normativo: è sul campo, dove i progetti attendono autorizzazioni e le Regioni possono decidere a posteriori dove non si può fare.

Sul campo: permessi retroattivi e strategia europea

Il nodo non si scioglie con le tariffe: si sposta sui territori e sulle competenze autorizzative. Già nel 2011 la normativa assegnava al Ministero dello sviluppo economico, di concerto con il Ministero dell’ambiente e d’intesa con la Regione interessata, il conferimento dei titoli geotermici per la sperimentazione di impianti pilota a emissioni nulle. Con la Direttiva Direttoriale 1 luglio 2011 arrivarono le indicazioni per la prima attuazione delle modifiche introdotte dal Decreto legislativo 28/2011 al Decreto legislativo 22/2010. Il quadro autorizzativo resta stratificato: da un lato il FER2 fissa tariffe e contingenti, dall’altro la competenza sul territorio resta ripartita tra Ministeri e Regioni, un doppio livello che può dilatare i tempi ben oltre i 36, 51 o 60 mesi previsti.

Ma è Roberto Pasqua, direttore esecutivo per il Sud e l’Est Europa di EDP Renewables, a indicare il rischio maggiore. Secondo Pasqua, la legislazione regionale sulle aree idonee allo sviluppo — prevista in quell’anno — avrebbe potuto limitare retroattivamente molti progetti in attesa di autorizzazione. A questo si somma la burocrazia autorizzativa, un intreccio che rallenta qualsiasi nuovo impianto.

Il decreto FER 2 punta comunque a sostenere 4,6 GW complessivi tra il 2024 e il 2028. Sullo sfondo, l’ambizione europea è più ampia: l’European Geothermal Energy Council chiede alla Commissione europea di presentare una strategia orientata agli investimenti e un piano d’azione per installare 250 GW di capacità entro il 2040, con un piano d’azione atteso per il primo trimestre del 2026.

Il FER2 è un passo necessario ma non sufficiente. Finché le Regioni potranno decidere a posteriori dove non si può scavare, i 100 MWe della geotermia tradizionale innovativa e i 60 MWe di quella a emissioni zero restano una promessa fragile, non un piano energetico. Il decreto ha misure, tariffe e scadenze scritte nero su bianco; quello che ancora non ha è la certezza che i permessi seguano la stessa tabella.