Italiens Energiewendeset

Tilman Weber

Der Minister, auf den sich in diesem Moment alle Mikrofone, Fernseh- und Handykameras nach dessen Bühnenauftritt zur Eröffnung der italienischen Energiewendemesse Key richten, ist Italiens konsequenter Gegenentwurf zu Ex-Bundesenergiewende- und Wirtschaftsminister Robert Habeck. Gilberto Pichetto Fratin ist mit 71 Jahren eher alt, rundlich. Und er entspricht sicherlich weder einem modernen Schönheitsideal noch Habecks Präsentation im Wahlkampf zum Jahresanfang als charismatischer und aus Pflichtgefühl in die Politik gesprungener Intellektueller. Außerdem ist Pichetto Fratin politisch zumindest konservativ und kein Grüner, tritt anders als 2023 der deutsche Amtskollege nicht für den endgültigen Atomkraftausstieg, sondern im Gegenteil für Italiens Wiedereinstieg ab 2027 ein, wie er gerade auf der Bühne in Rimini wiederholt bestätigt hat. Doch auch um seine Bedeutung in der rechten Regierung von Ministerpräsidentin Giorgia Meloni für den Fortgang des Erneuerbaren-Ausbaus im Land ist er sich offenbar bewusst.

Pichetto Fratin hat etwas zu sagen, wie der Minister für Umwelt und Energiesicherheit beim Auftakt der internationalen Drei-Tage-Schau der Erneuerbare-Energien- und Nachhaltigkeits-Unternehmen Italiens im März bewies: „Frankreich hat die Atomkraft und ist damit autonom. Deutschland hat Offshore-Windkraft in der Nordsee, was sehr teuer ist.“ Seine Regierung sei eine, die ihre Fehler korrigiere, sagte er in Anspielung auf den wenige Wochen zuvor erstmals verkündeten Regierungsplan zur Rückkehr zur nuklearen Stromerzeugung, 25 Jahre vorher, 1990, hatte Rom gemäß dem Mehrheitswillen der Wähler den letzten nuklearen Reaktor des Landes abgeschaltet.

Auch zur Gas- und Wasserdrehscheibe zwischen Lieferländern in Afrika und reicheren europäischen Abnehmerländern in Mitteleuropa wollen die Meloni-Strategen das Land gerne ausgebaut sehen. Sie wollen es in eine Schlüsselrolle für Europas Energieversorgung bringen.

Doch die Meloni-Regierung plant auch mit den Erneuerbaren. So sollen 2030 gemäß des 2024 von ihr nach oben korrigierten freiwilligen Nationalen Integrierten Energie- und Klimaplans (PNIEC) 131 Gigawatt (GW) an Grünstromerzeugungskapazität im Land in Betrieb sein. Diese müssten dann 65 Prozent zur nationalen Stromversorgung beitragen. Der PNIEC ist der offizielle Beitrag zum Klimaschutz eines jeden Landes gemäß den in Paris beim Uno-Klimagipfel 2015 vereinbarten Maßnahmen gegen die Erderwärmung. Bisher hatte er für Italien 80 GW Erneuerbaren-Stromerzeugungskapazität vorgesehen. Wobei aktuell mit rund 13 GW installierter Windkraft und 37 GW Photovoltaik (PV) sowie rund 23 GW Wasserkraft und 4 GW Biomasseverstromung die nationale Grünstromkapazität schon jetzt knapp 77 GW beträgt. Nun müssen bis 2030 pro Jahr 7 GW Photovoltaik und 2 GW Windkraft hinzukommen.

685 Megawatt Windkraftzubau im Jahr 2024 machten Italien zum achtbesten europäischen Onshore-Windenergie-Zubauland, wie der Verband Wind Europe bilanziert. Spätestens ab 2027 bis 2030 wird der Windpark-Zubau-Markt des Mittelmeerlandes noch einmal deutlich auf bis zu 1,8 Gigawatt um fast das Dreifache zulegen. So prognostiziert es Wind Europe.

Pichetto Fratins Ministerium hat einiges angepackt, um den Erneuerbaren-Ausbau zu beschleunigen: 2024 das Testo Unico genannte Dekret für Standards und ein Ineinandergreifen der Genehmigungsverfahren für Grünstromprojekte. Im selben Jahr der Energieerlass 2.0 für energieintensive Unternehmen, die von der staatlichen Koordinierungsbehörde GSE drei Jahre lang ihre Elektrizität zum gedeckelten Strompreis von 65 Euro pro Megawattstunde (MWh) erhalten, wenn sie danach selbst Strom in eigenen Erneuerbare-Energien-Anlagen erzeugen oder ihn in Grünstromanlagen anderer für sich erzeugen lassen. Dieses Instrument soll nicht zuletzt einen Markt für Stromlieferverträge zwischen Industrie und Grünstromerzeugern schaffen.

Seit 2024 managt der nationale Netzbetreiber Terna zudem das Förderprogramm Macse zur Ausschreibung von bis 2030 gewünschten 9 GW netzstützender Batteriespeicherkapazität. Die erste Auktion soll im Herbst stattfinden. Ebenfalls seit vorigem Jahr gibt es eine Ausschreibung speziell für PV auf landwirtschaftlich genutzten Flächen, für Agri-PV. Ein weiteres Gesetz fordert von den Regionen jeweils bestimmte Flächenbereitstellungen für insbesondere neue Windparks. Außerdem plant Pichetto Fratins Ministerium eine weitere bisher in Europa unübliche Auktion: Stromhändler oder Versorger schließen mit der GSE einen sogenannten Differenzvertrag, international als CFD abgekürzt, um ein bestimmtes gesichertes Stromprofil wie Grund- oder Spitzenlast anzubieten, und sich den Strom wiederum von vielen dezentralen Grünstromerzeugern liefern zu lassen. Die Vertragsgestaltung als CFD bewirkt, dass die GSE bei Handelspreisen am Elektrizitätshandelsmarkt unterhalb eines vereinbarten Mindestausübungspreises dem Händler die Differenz zum in der CFD-Auktion ermittelten Richtpreis bezahlt. Sind die Handelspreise höher als ein oberer Ausübungspreis, zahlt der Händler die Differenz als Überschuss an die GSE.

Ausschreibungssysteme FER-2 und FER-X

Vor allem aber traten ab Dezember endlich erst das neue Ausschreibungssystem für Offshore-Windparks sowie andere sogenannte innovative Technologien wie zum Beispiel Geothermie, schwimmende PV-Anlagen und Gezeitenkraft oder Solarthermie und Ende Februar 2025 das Nachfolgeausschreibungssystem für Windkraft an Land, PV, Wasserkraftwerke und Klärgasanlagen in Kraft. Mit deutlicher Verspätung sind damit die Bedingungen für künftige Erneuerbare-Energien-Projektausschreibungen bis Ende 2028 bekannt.

Das insbesondere auf die ersten größeren Offshore-Windkraftkapazitäten des Landes zielende Fer-2 soll nun bis 31. Dezember 2028 zunächst für Bioenergieanlagen jährlich eine Ausschreibung stattfinden lassen, die erste fand schon statt. Für die Offshore-Windkraft sowie die anderen sogenannten innovativen Technologien bringt Fer-2 jeweils drei Ausschreibungen auf den Weg, um Anlagen mit insgesamt 4,6 GW zu fördern. Davon behält Fer-2 3,8 GW der Offshore-Windkraft vor, deren Projektierer in den Auktionen für einen Differenzvertrag bieten und dabei von einem Basispreis von 18,5 Cent pro Kilowattstunde (kWh) ausgehen. Sie müssen Prozentwerte anbieten, um die sie ihren CFD unterhalb dieses Basispreises abzuschließen bereit sind, mindestens aber um zwei Prozent. Der Tarif gilt für fest auf dem Seeboden abgestellte genauso wie für schwimmende und zugleich verankerte Windparks. Schwimmende Solarparks erhalten einen Basis-CFD-Preis von 90 bis 105 Cent pro kWh.

Noch gibt es allerdings keinen Zeitplan für Ausschreibungen. Skeptiker bemängeln auch, dass die festgelegte Vergütungshöhe schon jetzt jüngste Kostensteigerungen nicht mehr voll ausgleiche. Zumal der Basispreis um jährlich drei Prozent sinken soll.

Übergang 2025: 10 GW PV und 4 GW Wind

Konkreter ist die Entwicklung schon beim zweiten neuen Ausschreibungssystem FER-X, das die ersten ein bis zwei Ausschreibungen bis Ende 2025 als FER-X transitorio regelt, also als Übergangs-FER-X. Die Aufteilung soll die Zeit bis zur endgültigen Überprüfung des neuen Förderregimes durch die EU-Kommission überbrücken helfen. FER-X transitorio sieht zwei Ausschreibungsrunden für maximal 14,6 GW Erzeugungskapazität vor, davon 4 GW für Windkraft und 10 GW für PV noch in diesem Jahr. Alleine in der ersten Runde darf GSE maximal bis zu 8.000 MW PV und bis zu 2.500 MW Windkraft sowie maximal 500 MW Wasserkraft ausschreiben. Für kleine PV-Anlagen von weniger als einem MW soll GSE feste Vergütungsrechte ausgeben, bis ein Zubau von drei Gigawatt abgedeckt ist.

Auch fürs FER-X transitorio stehen noch keine Auktionstermine fest. Doch sollten bis kurz vor Redaktionsschluss die Unternehmen ihr Teilnahmeinteresse für ihre von den Behörden genehmigten Projekte an der ersten Auktion anmelden.

Das FER-X ist ein fein ziseliertes Regelwerk, das Fehler des bisherigen Ausschreibungssystem beheben soll. Das 2019 gestartete FER-1 hätte eigentlich nach sieben Auktionsrunden bis September 2021 acht Gigawatt Erzeugungskapazität bezuschlagt haben sollen. Doch zu lange Genehmigungsphasen, zu geringes Bieterinteresse der Projektierenden, lokale Widerstände, unklare und uneinheitliche Handhabungen durch die Provinzen führten zu regelmäßig stark unterzeichneten Bieterrunden. Erst 2024 nach dem 16. Tender konnte die GSE das Zuschlagskontingent erfüllen – wie immer war es eine für PV und Windkraft zugleich geöffnete Bieterrunde mit erstmals seit langem wieder mehr angebotener Kapazität, als die GSE nachgefragt hatte.

Doch die italienischen Branchenakteure konnten sich auf ihrer Jahresmesse selbstbewusst mit Aussichten auf einen hohen Anteil nationaler Wertschöpfung am künftigen Ausbau von Erneuerbare-Energien- und Speicherkapazitäten präsentieren.

Viel Photovoltaikzubau, Windkraft zieht an

Tatsächlich haben die Erneuerbare-Energien-Investoren 2024 im Land 6,8 GW mit PV-Anlagen und immerhin auch 685 MW neue Windkraft errichtet. Und der europäische Windenergieverband Wind Europe erwartet bereits einen steten Anstieg der Zubauzahlen bis 2029 auf dann 1,8 GW jährlich. Weil die Unternehmen offenbar auf die von der Politik in Rom in Aussicht gestellten langfristigen Trends setzen, setzen sie zunehmend schneller ihre bezuschlagten Projekte um oder setzen jenseits der CFD auf eigenhändig mit langfristigen Stromlieferverträgen abgesicherte sogenannte PPA-Projekte.

6,8 GiGawatt (GW) neue Photovoltaikleistung mit Netzeinspeisung nahm Italien 2024 neu in Betrieb – nach 5,23 GW im Vorjahr. Der PV-Markt wächst sehr schnell.

Dazu gehört das sehr rege ERG mit Sitz in Genua. Das ligurische Unternehmen kauft mit inzwischen knapp 700 Beschäftigten alte Windparks auf, um sie durch neue Anlagen über ein Repowering zu modernisieren. Weil beispielsweise das Repowering bislang mit einem Abschlag in der Vergütung beziehungsweise einer Zahlung verbunden war, setzte ERG gerade beim Repowering statt auf die CFD-Vergütungsvereinbarung mit der GSE schon bisher auch auf PPA.

So zählte der Chef des Unternehmens, Paolo Merli, im Frühjahr zur Geschäftsjahresbilanz zwölf laufende Repoweringvorhaben auf, mit denen ERG in Italien in den nächsten Jahren 670 MW durch leistungsstärkere Anlagen ans Netz bringen will, nach Rückbau von Altanlagen mit 330 MW. Alleine 2024 hatte ERG 224 MW Windkraft brutto durch drei Repowerings national ans Netz gebracht, nachdem das Unternehmen 2023 sein erstes Repoweringprojekt Partinico Monreale auf Sizilien durch einen Aufsehen erregenden Inbetriebnahmeakt gewürdigt hatte. So hatten sich im Oktober auf dem Hochplateau des Windparks nahe der Inselhauptstadt Palermo mehr als 100 Menschen in Warnwesten um eine der Anlagen gedrängt. Zehn 4,2-MW-Anlagen vom Vestas-Typ V136 mit 42 MW ersetzen dort 19 Altanlagen mit 16 MW. Zwar hatte ERG 2021 dafür schon den Zuschlag für ein CFD erhalten. Doch beim Betriebsstart hatte es dann die Lieferung von 75 Prozent der Erzeugung über ein zwölfjähriges PPA an den Brillenhersteller Luxottica angekündigt.

Projekte mit Speicher, CFD und PPA

ERG gab so indirekt auch den Startschuss zum lange erwarteten Windkraftrepowering im Land. Zugleich tritt das Unternehmen zunehmend international auf, bereitet Projekte in Deutschland vor, kaufte 2023 in den USA weitgehend vorentwickelte Windparkprojekte auf Neuflächen auf und schloss 2024 sowohl 224 MW in den Vereinigten Staaten, als auch 65 MW in Frankreich an die Netze an. Fürs Repowering in Italien hat sich der Akteur eine Altturbinenkapazität von 1,5 GW gesichert. Auch in Speicher wolle ERG nun investieren, um Risiken und Chancen des Anlagenportfolios zu streuen und das Projektgeschäft mit abzusichern, sagte Merli. Ab 2027, 2028, 2029 könnte sein Unternehmen sein aktuelles Niveau im Italiengeschäft von jährlich 250 MW Windkraftzubau deutlich erhöhen. Dann wolle es Projekte aus dem ersten FER-X-Transitorio-Tender umsetzen.

Dass es zu mehr als zu einer PV- und Windkraft-Ausschreibung der FER-X-Übergangsvariante kommen wird, gilt als inzwischen fraglich, weil die Zeit zu knapp werden dürfte. Damit nicht zu starker, aber ausreichend Wettbewerb vorherrscht, entscheidet die GSE über das Volumen jeder Ausschreibung neu. Sie rechnet der Reihe nach von den günstigsten bis zu immer weniger günstigen Angeboten die Kapazitäten zusammen, bis die entstehende Kurve eine quer dazu verlaufende Kurve zwischen vorgesehenem Höchstgebotspreis und Mindestausschreibemenge auf der einen Seite sowie Mindestkostendeckungspreis und Höchstausschreibungsmenge andererseits schneidet. Dann ist das Zuschlagsvolumen erreicht und alle nächstteureren Gebote fallen weg. Allerdings bietet GSE nur fünf Prozent weniger Zuschlagsvolumen an als angebotene Nennleistung, damit es gesichert zu Wettbewerb kommt.

Und das Ministerium darf bei nicht mehr sachgerechten Preisen die Mindest- und Höchstgebotswerte anpassen. Ohnehin passt die GSE vor jedem Tender die Werte an die Inflation an – und auch im Betrieb einer Grünstromanlage wird sie, dem Anteil der Betriebskosten der Anlagen an ihren Gesamtkosten entsprechend, den Vergütungszielwert beständig an der Inflation ausrichten.

Möglicherweise sind es solche Trippelschritte, die es dem Umweltminister ermöglichen, auch die Widerstände der tourismusstarken Provinzen im Norden gegen landschaftsprägende Riesenrotoren oder Solarfelder abzuschwächen. Möglicherweise dient das immer neue Verschieben der Tender dazu, dass Zeit für unaufgeregte Nachverhandlungen mit Interessengruppen und zu deren Gewöhnung an die Energiewendeaussichten bleibt. Fest steht auch: Erst drei Offshore-Projekte mit zusammen 1,2 GW hatten zum Zeitpunkt der Key eine ausreichende Zulassung. Im Mai kam noch ein 1,1-GW-Schwimmwindparkprojekt dazu. Das nationale PNIEC-Ziel würde es verlangen, bis 2030 zunächst 2,1 GW Offshore-Windkraft vor Italiens Küsten zu installieren.

Viele Akteure bauen sich nun ein großes Projektportfolio auf. Mit einer Pipeline an Windparks in unterschiedlichen Entwicklungsstadien zielt etwa RWE auf einen Windkraftzubau von bis zu einem Gigawatt bis 2030, wie Paolo Raia bestätigt. Der RWE Country Chair Italy sieht sich „mit 200 Mitarbeitenden entlang der gesamten Wertschöpfungskette einer Windparkentwicklung“ gut aufgestellt, um in die FER-X-Tender zu gehen. Bisher betreibt RWE überwiegend knapp 20 Jahre alte Windparks in Italien. Seit 2019 sind vier Windparks aus eigener Entwicklung dazu gekommen. Derzeit errichtet RWE 5,9-MW-Turbinen im Projekt Mondonuovo mit 53 MW. Außerdem stellte das Unternehmen seinen ersten italienischen PV-Park Bosko mit 8,3 MW fertig (siehe Rubrikaufmacher auf Seite 14/15).

Die italienische Einheit des deutschen Energiekonzerns testete bereits mehrere Formen der Beteiligung örtlicher Akteure, um die Akzeptanz für neue Windparks und damit deren Genehmigungschancen zu erhöhen. So schloss RWE 2021 einen Stromabnahmevertrag mit dem Hygiene-Papier-Produzenten Sofidel für jährlich 26 Gigawattstunden, um den Bau des 13,6-MW-Windparks Alcamo II auf Sizilien zu ermöglichen. Im November 2022 schloss RWE den 25,2-Windpark Selinus ebenso auf Sizilien ans Netz an, dessen 4,2-MW-Turbinen inmitten einer Olivenbaumkultur deshalb möglich wurden, weil RWE die Rotorblätter mit einem innovativen Blattfahrzeug beim Anfahren senkrecht aufstellen und ohne Schaden für die Bäume anliefern ließ.

Das RWE-Team mit Paolo Raia veranstaltet auch lokale Rinnovamente-Tage. So nennen die Mitarbeitenden selbst ein Programm aus Training, Information und Dialogen für die Öffentlichkeit. Ziel: Den politisch von oben angefachten Aufwind auch am Boden aufrecht zu erhalten. 

Foto: ERG

Italien

Ausbauziel-2030, wie es der nationale Klimaplan PNIEC vorsieht, sind 131 Gigawatt (GW) Grünstromkapazität. Dafür muss die regenerative Erzeugungskraft von zuletzt 77 GW um jährlich 7 GW Photovoltaik und 2 GW Windkraft an Land zunehmen, wobei auch 2,1 GW Windkraft im Meer vorgesehen sind. Die PV-Kapazität und die Windkraft würden sich so verdoppeln, von 37 auf rund 80 und von 13 auf 26 GW. Hinzu kommen 25 GW aus aktueller Wasserkraft und Biomasseverstromung.