FER X definitivo, aperti i bandi GSE: CfD a due vie per 20 anni, cauzione al 5%, penali sui ritardi

Il 6 ottobre 2026 il GSE ha pubblicato i cinque bandi della prima procedura competitiva del FER X definitivo. Per chi finanzia impianti è la notizia dell'autunno, perché il regime a regime, non più il transitorio, ha finalmente date, tetti di prezzo, cauzioni e penali scritti. Le manifestazioni di interesse si presentano dalle 12:00 del 22 ottobre alle 12:00 del 6 novembre 2026, e la pagina del GSE parla di termine improrogabile.

Una precisazione di metodo, perché è il mio mestiere dirla prima: non ho potuto leggere i PDF dei cinque bandi. Le cifre che seguono vengono dalla pagina del GSE del 6 ottobre e da stampa specializzata che i bandi li ha letti (Edotto, BibLus, Rinnovabili, QualEnergia, Confindustria Toscana Centro Costa). Dove le fonti divergono lo scrivo, e dove una cosa è una mia deduzione lo marco "(da verificare)". Prima di firmare qualunque cosa, il riferimento è il bando, non questo articolo.

Il calendario, con le date che contano

Data	Cosa succede
18 giugno 2026	DM MASE n. 194, il "FER X definitivo" (17 articoli e 5 allegati, secondo Rinnovabili del 6 agosto 2026)
7 agosto 2026	Entrata in vigore del DM; prime regole operative approvate con decreto n. 82
2 ottobre 2026	Decreto direttoriale MASE n. 93: regole operative a regime, contingenti delle prime due procedure, coefficienti locazionali per il fotovoltaico. In vigore dal 3 ottobre; sostituisce le regole del 7 agosto
6 ottobre 2026	Il GSE pubblica i cinque bandi: PC_EOL_2026_01, PC_EOLNZIA_2026_01, PC_FTV_2026_01, PC_FTVNZIA_2026_01, PC_IDR_2026_01
22 ottobre, ore 12:00 - 6 novembre, ore 12:00	Finestra per le manifestazioni di interesse sul Portale FER-X Definitivo. Entro le 12:00 del 6 novembre vanno caricate sul portale garanzie GIGA la cauzione provvisoria e la documentazione di solidità finanziaria
30 novembre 2026	Fine del periodo di valutazione delle manifestazioni: entro questa data va conseguita la qualifica preliminare
31 marzo 2027	Termine per l'aggiornamento dei contingenti delle procedure successive alla seconda
31 dicembre 2030	Orizzonte del regime; l'accesso diretto si chiude 60 giorni dopo il raggiungimento dei 10 GW, se prima

Il 22 ottobre è un giovedì, il 6 novembre un venerdì. Quindici giorni di calendario per mettere insieme una garanzia bancaria, la prova di solidità e un fascicolo di progetto: chi comincia il 22 è già in ritardo.

Il perimetro: 37,15 gigawatt, ma la gara è un'altra cosa

Il tetto complessivo del regime è di 37,15 GW di nuova capacità: 10 GW per l'accesso diretto (impianti fino a 1 MW) e 27,15 GW da assegnare con procedure competitive, secondo la ricostruzione di Confindustria Toscana Centro Costa dell'8 ottobre e di BibLus del 9 ottobre. Sono tetti di sistema. Quello che interessa a chi finanzia è il contingente della prima asta, che non è 27 GW.

Secondo Edotto (6 ottobre), la prima procedura ordinaria ha questi contingenti, in GW, nelle tre colonne minimo, obiettivo, massimo:

Tecnologia	Minimo	Obiettivo	Massimo
Fotovoltaico	0,21	0,35	3,5
Eolico	0,1	1,5	2
Idroelettrico	0,03	0,06	0,5
Gas residuati da depurazione	0,0011	0,002	0,02

Fotovoltaico ed eolico restano uguali nella seconda procedura; per idroelettrico e gas da depurazione la quota non assegnata nella prima scorre alla successiva. Le procedure con criteri NZIA hanno un massimo di 1,5 GW per il fotovoltaico e 1 GW per l'eolico. Confindustria Toscana Centro Costa indica per le prime due procedure ordinarie un obiettivo oltre i 3,7 GW e per le due NZIA 1,8 GW. Sommando le righe "obiettivo" di Edotto per due procedure ottengo 3,82 GW: coerente con quell'oltre 3,7 (calcolo mio, da verificare).

Due dettagli che nessuna presentazione commerciale ti racconta. Il primo: la quantità effettivamente messa a gara, scrive Edotto, è la minore tra il contingente di riferimento e la capacità manifestata ridotta del 10%. Il secondo: nelle fonti che ho letto non trovo spiegato con quale regola si passi dal "minimo" al "massimo" in funzione del prezzo di aggiudicazione. È l'informazione che più pesa sul rischio di esclusione, e va letta nel bando (da verificare).

Un'altra regola di struttura, dall'articolo 6 del DM secondo Rinnovabili: almeno il 30% della potenza messa a bando ogni anno per fotovoltaico ed eolico è riservata alle procedure con criteri di preselezione NZIA, il Net-Zero Industry Act europeo. In pratica significa due code: quella ordinaria e quella con requisiti su due diligence in materia di diritti umani e ambiente, sicurezza informatica ai sensi della direttiva NIS2 e catena di fornitura non dipendente da Paesi terzi.

Quanto si può offrire: i tetti di prezzo

Per gli impianti sopra 1 MW si offre un ribasso percentuale su un prezzo massimo. Edotto riporta per ogni tecnologia tre valori in euro al megawattora, che i bandi aggiorneranno per l'inflazione:

Tecnologia	Prezzo di esercizio	Superiore	Inferiore
Fotovoltaico	80	95	65
Eolico	85	95	70
Idroelettrico	90	105	80
Gas da depurazione	85	100	75

Il valore "superiore" è il tetto da cui si parte con il ribasso. Che cosa siano esattamente "esercizio" e "inferiore" non è spiegato nell'articolo che ho letto: verosimilmente il primo è il riferimento e il secondo il pavimento della banda, ma è un'ipotesi (da verificare nel bando). Una cosa è certa: il premio di localizzazione del transitorio, da 4 a 10 euro al megawattora, non c'è più (Rinnovabili, 5 ottobre). Al suo posto ci sono i coefficienti locazionali, che funzionano in modo diverso e più subdolo.

I coefficienti locazionali: penalizzano la graduatoria, non il prezzo

Solo per il fotovoltaico, il decreto 93 fissa coefficienti in euro al megawattora per zona di mercato e per scaglione di capacità già sviluppata. Secondo Confindustria Toscana Centro Costa valgono zero nel Nord e nel Centro-Nord e arrivano fino a 28,5 euro al megawattora, in particolare in Sardegna e Sicilia. Il punto tecnico è questo: il coefficiente non cambia il prezzo che il GSE pagherà al produttore, ma viene sommato all'offerta per costruire la graduatoria. Un impianto siciliano deve quindi offrire un ribasso più profondo di uno veneto per piazzarsi nella stessa posizione, e poi incassa il prezzo offerto, senza correzione.

Rinnovabili aggiunge due precisazioni utili. In una zona già in esubero rispetto agli obiettivi di burden sharing il coefficiente si applica a tutta la potenza offerta; in una zona in ritardo la potenza entro il fabbisogno residuo ha coefficiente zero e la penalità colpisce solo la quota eccedente. I coefficienti si aggiornano almeno ogni due anni. Per un finanziatore la conseguenza è semplice: il rischio di non vincere dipende dalla zona, e il prezzo a cui si vince, più basso, entra nel modello di caso base. Chi presenta un progetto a Sud con il prezzo di aggiudicazione di un progetto a Nord sta lavorando su un numero che non esiste.

Il contratto: a due vie, venti anni

Per gli impianti da 200 kW in su il meccanismo è, in sostanza, un contratto per differenza a due vie (BibLus, 9 ottobre; Rinnovabili, 6 agosto). Il GSE confronta il prezzo di aggiudicazione con il prezzo di riferimento del Mercato del Giorno Prima: se il prezzo di mercato è inferiore, il GSE paga la differenza; se è superiore, il produttore la restituisce. Durata: 20 anni dall'entrata in esercizio. Sotto i 200 kW c'è una tariffa omnicomprensiva.

Per i lettori che non masticano il gergo: in un CfD (contract for difference) il produttore rinuncia al rialzo in cambio di un prezzo di fondo. È ciò che una banca vuole da un progetto rinnovabile, perché trasforma un flusso di ricavi merchant in un flusso quasi regolato. Il Sole 24 Ore del 14 ottobre 2025, parlando dell'asta transitoria, riportava la stima del GSE di un beneficio di circa 450 milioni di euro l'anno per i consumatori attraverso la componente Asos.

Il contratto, però, non elimina tutti i rischi, e qui conviene essere precisa su che cosa non so.

• Rischio profilo. Un impianto fotovoltaico produce quando produce il resto del parco solare, cioè quando i prezzi sono più bassi. Se il regolamento del CfD avviene sul prezzo orario o su una media pesata, cambia drasticamente chi sopporta quel rischio. Nelle fonti che ho letto non c'è scritto se il prezzo di riferimento sia zonale o nazionale né con quale granularità venga calcolato il conguaglio (da verificare nel testo delle regole operative).
• Prezzi nulli o negativi. BibLus cita regole specifiche per questi casi e per gli ordini di dispacciamento, senza riportarne il contenuto. È il tipo di clausola che muove il caso base di un fotovoltaico nel Mezzogiorno e che un advisor deve leggere riga per riga.
• Indicizzazione. Fino all'entrata in esercizio si considera l'inflazione maturata; durante i 20 anni l'indicizzazione è parziale, legata alla quota di costi operativi e di manutenzione della tecnologia (BibLus). Non sono riportate percentuali: la parte del prezzo che non si adegua è una perdita di potere d'acquisto sull'EBITDA.
• Cumulo. Ammesso, a condizioni, con contributi in conto capitale fino al 40% del costo dell'investimento (solo nuove costruzioni), fondi di garanzia e rotazione, agevolazioni fiscali; il prezzo viene rideterminato in caso di cumulo (BibLus).

Cauzioni, tempi e penali: il costo di sbagliare il calendario

Secondo BibLus, la cauzione provvisoria è pari al 5% del costo convenzionale dell'investimento; la definitiva al 10% del costo convenzionale della potenza ammessa in posizione utile. A queste si aggiunge la prova di solidità finanziaria: Edotto riporta una capitalizzazione minima, o un attestato bancario equivalente, pari al 10% dell'investimento fino a 100 milioni, al 5% tra 100 e 200 milioni e al 2% oltre i 200 milioni. Non so se gli scaglioni siano marginali o per fascia di intero importo (da verificare nel bando).

Un esempio puramente illustrativo, con un investimento convenzionale ipotetico di 40 milioni di euro: cauzione provvisoria da 2 milioni, definitiva da 4, capitalizzazione richiesta di 4 milioni (10% fino a 100). Sono numeri miei per far capire l'ordine di grandezza, non cifre di un progetto reale. Il punto è che la provvisoria si deposita prima di sapere se si vince, ed è capitale che esce dalla tesoreria dello sponsor a vuoto.

I tempi di realizzazione, dalla posizione utile in graduatoria (BibLus):

Tecnologia	Termine
Fotovoltaico ed eolico	36 mesi
Idroelettrico, nuova costruzione	54 mesi
Idroelettrico, rifacimenti	48 mesi
Gas da depurazione, nuova costruzione o potenziamento	48 mesi
Gas da depurazione, rifacimenti	36 mesi

Il ritardo costa: riduzione dello 0,2% per ogni mese nei primi nove, dello 0,5% per ciascuno dei sei mesi successivi, fino a un massimo di 15 mesi; oltre si decade dalla graduatoria. Se le due riduzioni si sommano, con 15 mesi di ritardo si arriva a 1,8% più 3,0%, cioè 4,8% (calcolo mio; l'articolo non specifica se la riduzione sia sul prezzo né se sia cumulativa: da verificare). Se la riduzione fosse strutturale e valesse per tutta la durata (da verificare), 59,5 euro al megawattora diventerebbero circa 56,6 per vent'anni: un costo ben più grande della penale in sé. La comunicazione di entrata in esercizio va presentata entro 90 giorni dalla data registrata su GAUDÌ; il ritardo nelle procedure competitive porta a decadenza e all'escussione della cauzione definitiva.

Tre regole di procedura che le banche scoprono tardi:

• Per gli impianti sopra 1 MW i lavori non possono iniziare prima della presentazione dell'istanza di partecipazione; l'avvio anticipato comporta la perdita della qualifica. Secondo le regole operative citate da legaliassociaticuneo.eu (fonte secondaria, da verificare), la firma di un contratto EPC può costituire primo impegno vincolante, salvo che fornitura e costruzione non siano legate alla procedura o a un ordine di avvio lavori; i pagamenti all'appaltatore, invece, non contano come avvio. Su un EPC firmato in anticipo, tra sponsor e banca, serve una verifica prima di scrivere una data.
• La qualifica preliminare vale due anni dal rilascio e non è prorogabile; il trasferimento della proprietà dell'impianto dopo la qualifica la fa decadere (stessa fonte, da verificare sul testo).
• Servono preventivo di connessione accettato in via definitiva, rispetto del principio DNSH e partecipazione al mercato del bilanciamento per gli impianti sopra 1 MW (BibLus).

La domanda c'è, e supera l'offerta

QualEnergia, il 6 ottobre, riporta dati GSE sulle richieste di qualifica preliminare: 537 progetti fotovoltaici per 6.544 MW, 95 istanze eoliche per 3.182 MW, un progetto idroelettrico da 4 MW. Sommando, 633 progetti e circa 9.730 MW (calcolo mio). Il confronto con i tetti massimi di Edotto dice che le richieste fotovoltaiche sono circa 1,9 volte il massimo di 3,5 GW e le eoliche circa 1,6 volte il massimo di 2 GW. Attenzione però: sono richieste di qualifica, non offerte. Secondo la sintesi di QualEnergia sui dati di fine settembre, il vertice del GSE ha precisato che il dato include domande, istanze completate e bozze, quindi non misura la capacità già qualificata (da verificare).

Green Horse Advisory, citata da Rinnovabili, stima che con prezzi sotto 65 euro al megawattora la domanda potenziale fotovoltaica supererebbe il contingente standard di 3,5 GW, e che per l'eolico, tra 75 e 80 euro, la capacità assegnata non supererebbe 1,7 GW, con circa 70 euro necessari per saturare la quota. Sono stime di un advisor, non risultati.

Che cosa dice il transitorio, e che cosa non dice

Il benchmark è il FER X transitorio. Secondo Energia & Mercato (2 dicembre 2025) la prima asta ha assegnato 7.697,6 MW di fotovoltaico a 474 impianti, con prezzo medio ponderato di 56,825 euro al megawattora, massimo 62,675 e ribasso medio del 37,34%; per l'eolico 939,4 MW su 2.500 previsti. L'Anev, il 9 dicembre 2025, definì l'esito eolico "un'occasione persa", con prezzo medio poco sotto i 73 euro. Pv magazine, l'11 dicembre 2025, riportava per la procedura NZIA a criteri non di prezzo un prezzo medio di 66,378 euro al megawattora, 88 progetti, circa 1,1 GW.

Un esercizio aritmetico, non una previsione: un ribasso del 37,34% su un tetto di 95 euro darebbe 59,5 euro al megawattora. Ci sono tre ragioni per cui questa semplice proporzione non regge. I tetti sono cambiati. Il premio di localizzazione è sparito e al suo posto c'è il coefficiente in graduatoria. E nell'eolico il transitorio ha dimostrato che quando il prezzo non copre il costo del capitale la gara si svuota: 939 MW su 2.500, cioè il 37,6% (calcolo mio).

Italia, Germania, Regno Unito: a che prezzo si finanzia il sole

Mercato	Ultimo dato letto	Fonte
Italia, FER X transitorio, fotovoltaico	media ponderata 56,825 €/MWh, massimo 62,675; 7.697,6 MW a 474 impianti	Energia & Mercato, 2 dicembre 2025
Germania, fotovoltaico a terra, gara 1 luglio 2026	401 offerte per 3.170 MW su 2.135 MW banditi; 261 aggiudicate; aggiudicazioni da 4,38 a 4,97 ct/kWh (43,8-49,7 €/MWh), media ponderata 4,79 ct/kWh, in calo da 4,94	Bundesnetzagentur, 18 agosto 2026
Regno Unito, CfD AR8	tetto 113 £/MWh per l'eolico offshore fisso e 271 £/MWh per il flottante; finestra delle offerte sigillate prevista da inizio ottobre a inizio dicembre 2026 (scenario, non data confermata)	CMS, DESNZ (luglio 2026)

Il confronto va fatto con prudenza: le gare tedesche e italiane non hanno gli stessi meccanismi né le stesse zone solari, e non ho confrontato i dettagli di indicizzazione e di rischio profilo (da verificare). Resta però un dato: la Germania ha chiuso l'ultima gara a terra a un prezzo medio di 47,9 euro al megawattora con un volume offerto pari a circa 1,5 volte quello bandito (3.170 su 2.135, calcolo mio), mentre l'Italia sta per fare la sua prima gara a regime con una domanda di qualifica di circa 1,9 volte il massimo fotovoltaico. La concorrenza c'è; la partita è chi regge il prezzo che ne esce.

Il fratello silenzioso: lo stoccaggio, con il MACSE

Il FER X premia lo stoccaggio. Secondo Rinnovabili, i criteri premiali (accumulo, connessione tra vettori energetici come l'idrogeno, ubicazione) valgono ciascuno uno sconto virtuale del 5% sul prezzo offerto, e l'accumulo richiede almeno 4 kWh per kW per il fotovoltaico e 6 per l'eolico. A parità di prezzo corretto, tra i criteri di spareggio compaiono anche i contratti di lungo termine di almeno 10 anni registrati sulla piattaforma GME: il PPA entra così nella graduatoria. L'altro canale per le batterie è il MACSE di Terna. Con la delibera 332/2026/R/eel del 24 settembre 2026 ARERA ha fissato il premio massimo della seconda asta, consegna 2029, a 27.000 euro per megawattora all'anno, contro i 37.000 della prima (30 settembre 2025, 10 GWh assegnati, premio medio ponderato circa 12.959). La seconda asta è fissata al 24 novembre 2026 per un fabbisogno di 16 GWh, al netto di quanto entrerà nel frattempo (Confindustria Toscana Centro Costa, 12 ottobre; WACC riconosciuto 8,2%).

Il legame operativo: chi progetta un fotovoltaico con batteria ha davanti due calendari che si toccano, quello FER X (6 novembre, 30 novembre) e quello MACSE (24 novembre). Il project finance li vede come due ricavi diversi sullo stesso sito, con l'ottica di non sommare ciò che il regolamento non consente di sommare (da verificare).

Che cosa fare lunedì mattina

Lunedì 19 ottobre mancano tre giorni all'apertura della finestra, diciotto al 6 novembre. Questa è la lista che farei se avessi un progetto sul tavolo, o un'operazione da finanziare.

1. Scarica i cinque bandi e il decreto 93 dal sito del GSE e riempi, riga per riga, la tabella delle cose che qui ho marcato "da verificare": regola minimo/obiettivo/massimo, prezzo di riferimento e granularità del conguaglio, scaglioni della solidità finanziaria, base della riduzione per ritardo.
2. Chiedi alla banca la lettera di garanzia per la provvisoria oggi, non il 4 novembre: il termine di caricamento su GIGA è alle 12:00 del 6, e una garanzia bancaria non si fa in giornata. Calcola il 5% del costo convenzionale con la formula del bando, non con il tuo budget.
3. Verifica la data dell'EPC e dei contratti di fornitura rispetto alla regola sull'avvio lavori. Se qualcosa è già firmato, fatti dire per iscritto dal tuo legale se costituisce avvio dei lavori ai sensi delle regole operative.
4. Rifai il caso base con tre prezzi: tetto meno ribasso del transitorio, un prezzo più basso e il prezzo oltre il quale non conviene più partecipare. Con il coefficiente locazionale della tua zona sulla graduatoria, non sul ricavo. I calcoli li fa il foglio, non l'intuizione.
5. Controlla il preventivo di connessione: deve essere accettato in via definitiva, e il tempo di connessione corre dentro i tuoi 36 mesi.
6. Metti nel term sheet la scadenza di 36 mesi e la scala delle penali, con un meccanismo di cure period per i ritardi di terzi, e la clausola che disciplina la decadenza dalla graduatoria. Una banca che finanzia senza questi punti ha comprato un'opzione, non un credito.
7. Se c'è una batteria, apri un tavolo separato per il MACSE e per il criterio premiale del FER X, e chiarisci prima di tutto se i due benefici si cumulano.

La lettura di Linnea

Il FER X definitivo fa una cosa che il transitorio non poteva fare: trasforma la gara in un'infrastruttura di finanziamento di lungo periodo. Venti anni di contratto a due vie sono la base su cui una banca può scrivere un debito a lunga scadenza. Ma il contratto è solo il pezzo che si vede. Il rischio vero sta nel calendario: quindici giorni per entrare, trentasei mesi per costruire, penali che crescono, una qualifica che dura due anni e non si proroga. Chi vince il prezzo e perde la data, in questo sistema, ha comprato il rischio più caro.

A me pare la strada giusta: un prezzo pagato su un prodotto standardizzato, e non su un'idea. Ora tocca ai finanziatori dimostrare di saper leggere un bando come si legge un contratto di finanziamento.

Questa analisi ha finalità informative e non costituisce parere legale né consulenza finanziaria o di investimento. Le cifre derivano da fonti pubbliche citate e, quando indicato, da calcoli di redazione; vanno verificate sui bandi e sui decreti ufficiali prima di qualunque decisione.

Fonti

• GSE, news "FER X Definitivo, pubblicati i bandi per le manifestazioni di interesse della prima procedura competitiva", 6 ottobre 2026 - https://www.gse.it/servizi-per-te_site/news_site/Pagine/fer-x-definitivo-pubblicati-i-bandi-per-le-manifestazioni-di-interesse-della-prima-procedura-competitiva.aspx
• Edotto, "FER-X definitivo, partono le aste: prezzi e contingenti per le rinnovabili", 6 ottobre 2026 - https://www.edotto.com/articolo/fer-x-definitivo-al-via-le-aste-prezzi-e-contingenti-per-le-rinnovabili
• BibLus-net (ACCA), "Decreto FER-X definitivo: come accedere agli incentivi per le rinnovabili mature", 9 ottobre 2026 - https://biblus.acca.it/decreto-fer-x-incentivi-per-le-rinnovabili/
• Rinnovabili.it, "Regole Operative FERX a regime, contingenti e coefficienti", 5 ottobre 2026 - https://www.rinnovabili.it/energia/fotovoltaico/regole-operative-ferx-a-regime/
• Rinnovabili.it, "Decreto FER X definitivo, testo", 6 agosto 2026 - https://www.rinnovabili.it/energia/fotovoltaico/decreto-fer-x-definitivo-testo/
• Confindustria Toscana Centro Costa, "FER X definitivo: regole operative e contingenti aste GSE 2026", 8 ottobre 2026 - https://confindustriatoscanacentroecosta.it/fer-x-definitivo-contingenti-e-regole-per-le-prime-aste/
• QualEnergia.it, "Fer X: 6,5 GW fotovoltaici in prequalifica. Il ruolo dei coefficienti", 6 ottobre 2026 - https://www.qualenergia.it/pro/articoli-pro/fer-x-65-gw-fv-prequalifica-ruolo-coeffienti/
• legaliassociaticuneo.eu, "Il nuovo meccanismo incentivante del FER-X Definitivo" (data non indicata nella pagina letta) - https://legaliassociaticuneo.eu/aggiornamenti-giurisprudenziali/605/
• Energia & Mercato, esiti FER X transitorio, 2 dicembre 2025 - https://www.energiamercato.it/notizie/rinnovabili/asta-fer-x
• Rinnovabili.it, Anev sulle aste FER X, 9 dicembre 2025 - https://www.rinnovabili.it/mercato/le-aziende-informano/anev-aste-fer-x/
• Il Sole 24 Ore, "Fer X, il Gse accelera sull'asta", 14 ottobre 2025 - https://en.ilsole24ore.com/art/fer-x-gse-accelerates-on-cheapest-renewables-auction-AHus9I9C
• Bundesnetzagentur, comunicato sulla gara fotovoltaica a terra del 1 luglio 2026, 18 agosto 2026 - https://bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260818_Solar1.html
• Confindustria Toscana Centro Costa, "MACSE 2026: ARERA fissa il premio massimo per la seconda asta" (delibera ARERA 332/2026/R/eel del 24 settembre 2026), 12 ottobre 2026 - https://confindustriatoscanacentroecosta.it/macse-2026-arera-fissa-il-premio-massimo-per-la-seconda-asta/
• CMS, "CfD AR8: DESNZ publishes final Allocation Framework", luglio 2026 - https://cms.law/en/gbr/legal-updates/cfd-ar8-desnz-publishes-final-allocation-framework-and-confirms-key-auction-details