Solarenergie vor Expansionsphase

Von Oliver Döhne | Mailand

Italien will 10 Gigawatt Solarenergie pro Jahr genehmigen

Die Regierung schuldete zum Jahresende 2022 noch ein aktualisiertes Ausbauziel, da der Nationale Klima- und Energieplan noch nicht auf die mittlerweile erhöhten europäischen Klimaziele angepasst ist. Basis der derzeitigen Diskussion ist eine Prognose-Studie der teilstaatlichen Energiekonzerne Snam und Terna. Diese hält zusätzliche 54 Gigawatt bis 2030 an installierter Solarenergiekapazität (gegenüber 2019) auf 75 Gigawatt für nötig, um das Fit for 55-Zwischenziel der EU zu erreichen. Davon sollen rund 42 Gigawatt in größeren Utility-Scale-Solarkraftanlagen entstehen. Der Unternehmensverband Elettricità Futura gibt 81 Gigawatt als Ziel für 2030 aus.  

Dabei setzt Italien auch auf CSP-Anlagen, besonders in der 2. Hälfte des Jahrzehnts. Die nationale Agentur für neue Technologien, Energie und nachhaltige Entwicklung (ENEA) widmet sich dem Thema in mehreren Forschungs- und Entwicklungsprojekten. Bislang sind fünf kleinere oder Testanlagen in Betrieb oder Bau. Dabei kommen sowohl Parabolrinnen- als auch im Fresnelkollektorsystem zum Einsatz. Drei der Anlagen befinden sich in Sizilien. Am Projekt Bilancia 1 im Westen Siziliens ist die deutsche Firma Frenell GmbH als Kraftwerksentwickler und Lieferant von flüssigsalzbasierter Fresnelkollektortechnologie beteiligt. Ab 2025 sollen CSP laut Nationalem Energie- und Umweltplan sukzessive eine zunehmende Rolle in der Energieversorgung des Landes spielen. Laut Marktkennern sind zahlreiche CSP-Projekte zwar bereits genehmigt, ihre Realisierung hängt aber von einer konkreten Förderung dieser Technologie ab, die mit dem Förderdekrets für innovative erneuerbare Energien (FER 2) im Lauf von 2023 zu erwarten ist.

Ob dies realistisch ist, zweifeln viele Beobachter an, darunter der Umweltverband Legambiente. Laut dem staatlichen Netzbetreiber GSE wuchs die installierte PV-Kapazität 2020 um rund 1,8 Gigawatt und 2021 sogar nur um 944 Megawatt. Zwischen Januar und September 2022 kamen gegenüber dem gesamten Vorjahr immerhin rund 1,6 Gigawatt dazu, bis zum Jahresende 2022 wohl etwa 2,5 bis 3,5 Gigawatt. Es müssten mindestens 6 bis 7 Gigawatt pro Jahr sein. 

Umwelt- und Energieminister Gilberto Pichetto Fratin ist jedoch zuversichtlich, die EU-Ziele zu erreichen. Durch einfachere und schnellere Prozeduren will er in den kommenden Jahren jeweils 10 Gigawatt pro Jahr genehmigen. Laut Terna standen im August 2022 rund 280 Gigawatt an erneuerbarer Kapazität zur Genehmigung an, rund das Vierfache der bis 2030 benötigten installierten Kapazität.  

Der Anteil der erneuerbaren Energiequellen am italienischen Strommix hat sich in den vergangenen Jahren deutlich nach oben entwickelt, auch wenn Gas weiterhin eine zentrale Rolle spielt. Marschrichtung ist es, Solar-, Windkraft, Geothermie, Biogas und andere erneuerbare Quellen auszubauen, das Gas aber als Brückentechnologie, besonders bei der Gewinnung von blauem Wasserstoff, vorerst beizubehalten. 

Verschiedene Ausbauinstrumente

Privathaushalte können im Rahmen der Renovierungsförderprogramme Bonus Casa und Superbonus PV-Anlagen einbauen lassen und dafür Steuergutschriften zwischen 50 und 90 Prozent erhalten. 

Unter dem Schlagwort Solar Belt will die Regierung stark vereinfachte Genehmigungsvorgänge für die Installation von Solarenergie auf national einheitlich als "geeigneten Flächen" (aree idonee) klassifizierten Arealen erwirken. Im Einzelnen sind das: Agrarflächen abseits von Kulturgütern, die maximal 500 Meter von Industrie, Handwerks, Handels- oder Rohstoffgewinnungsinfrastruktur liegen, sowie Areals die sich bis zu 300 Meter von Autobahnen befinden. Über die neue Norm Direktlinie (Linea Diretta) erweitert die Regierung zudem die Möglichkeit, auch bei einer Distanz von bis zu zehn Kilometern zwischen Produktion und Konsum der Solarenergie als kollektiver Selbstverbraucher zu gelten. Für die Entwicklung von Energiegemeinschaften hat Italien in seinem Recovery-Plan insgesamt 2,2 Milliarden Euro vorgesehen. Selbstverbraucher und Energiegemeinschaften erhalten Prämien und eine Kompensation für die Nichtnutzung des öffentlichen Netzes. 

Ausgewählte Projekte für Großanlagen können auch das Förderinstrument des Entwicklungsvertrags (contratto di sviluppo) des Ministeriums für Industrie und Made in Italy in Anspruch nehmen. 

Bis September 2022 führte die Regulierungsbehörde GSE neun Runden einer Einspeisetarifversteigerung für verschiedene erneuerbare Energiequellen durch, darunter auch PV, die insgesamt aber die Erwartungen nicht erfüllten. Ob die Auktionen fortgesetzt werden, hängt von der Ausgestaltung des neuen FER 1-Dekrets ab, das zu Redaktionsschluss noch in Arbeit war. Aus Fachkreisen heißt es, dass sich der Markt stärker in Richtung PPA entwickeln wird, aber dennoch mit neuen Auktionsrunden zu rechnen ist. 

Die Regierung hat außerdem die Absicht, innovative Formen der Agrarvoltaik und der solaren Thermodynamik zu fördern und arbeitet zurzeit an einem entsprechenden Förderinstrumentarium (Dekret FER 2), das speziell solchen Energiegewinnungsformen gewidmet ist, die auf dem Markt noch nicht wettbewerbsfähig sind.

Von Oliver Döhne | Mailand

Breites Aktionsfeld

Die Energieerzeugung steht privaten Unternehmen nach Erhalt der nötigen Bau- und Umweltgenehmigungen offen. Die Stromübertragung ist in der Form eines staatlich kontrollierten Monopols in den Händen des Unternehmens Terna. Terna ist neben Betrieb und Ausbau des Übertragungsnetzes auch verantwortlich für das Gleichgewicht aus Stromangebot und -nachfrage (Dispatching). 

Die Distribution erfolgt im Rahmen lokaler Konzessionen. Der Vertrieb/Verkauf erfolgt über Händler, die Strombörse mit Termin- und Spotmarkt, kurzfristige oder langfristige Stromlieferverträge. Erweiterte Modelle der individuellen und kollektiven Selbstversorgung gewinnen an Bedeutung. 

Prinzipiell sind alle Segmente des Strommarktes für private Investitionen offen. Private Unternehmen können unter anderem ihren Strom aus Solarkraftanlagen als unabhängige Erzeuger an das öffentliche Netz vergeben, an der Strombörse sowie over the counter (private/corporate Abnehmer/Gewerbe/Industrie) oder im Rahmen von langfristigen Lieferverträgen (PPA) an Endabnehmer verkaufen. Koordinierende Stelle für das öffentliche Netz und die Strombörse ist die Dienstleistungsbehörde des Strommarktes Gestore Servizi Energetici (GSE).  

Wichtige Institutionen

Für Effizienz, Wettbewerbssicherung sowie die Ermittlung angemessener Richtpreise und Netzentgelte ist die unabhängige Regulierungsinstitution Arera verantwortlich. Für die konkrete Organisation des Strommarktes und der Strombörse ist das zum Finanzministerium gehörige Amt GME (Gestore Mercati Energetici) zuständig. Weiterführende Informationen zum rechtlichen Rahmen und zur Strommarktregulierung finden Sie unter anderem im "Vademecum der Strombörse" der GME.  

Von Oliver Döhne | Mailand

Großanlagen und PPA im Aufwärtstrend

Utility-Scale-Anlagen bieten laut Marktexperten in den kommenden Jahren interessante Möglichkeiten. Der Energiepreisanstieg veranlasst Unternehmen und Utilities, aktiv nach Gelegenheiten für längerfristige Lieferverträge zu suchen. Damit garantieren sie stabile Preise und pflegen ein grünes Image. Gleichzeitig winkt die Regierung viele Projekte nun schneller durch und auch die Banken stehen Investitionen mit dem Ziel langfristiger PPA offener gegenüber. Auch die angestrebte automatische Eignung von Flächen bestimmter Charakteristika ohne weitere Umwelteinflussprüfungen könnte das Geschäft deutlich anschieben.  

Der Entwickler Sistema Rinnovabili schloss im August 2022 so über die ING Bank mit dem Chemieunternehmen Altair bei Viterbo eins der ersten projektfinanzierten zehnjährigen PPA ab. Laut Solar Plaza standen in Italien Mitte 2022 Großanlagenprojekte mit rund 6 Gigawatt Kapazität "ready-to-build". Besonders interessant scheint Sardinien dank hoher Sonneneinstrahlung und geringer Besiedelung. 

In den kommenden Jahren fallen zahlreiche Anlagen aus ablaufenden Fördermechanismen und können angesichts ihrer getilgten Finanzierung sehr günstig Strom produzieren und mit hohen Margen an Dritte verkaufen. Der Netzbetreiber GSE wird den Markt mit standardisierten Stromabnahmeverträgen und Vermarktungsplattformen unterstützen. Auch für das Operate Leasing-Modell sehen Marktexperten gute Wachstumschancen. 

Selbstversorger und Energiegemeinschaften im Kommen

Der Gesetzgeber erleichtert, erweitert und fördert die energetische Selbstversorgung, auch die kollektive. Energiegemeinschaften können künftig größere Anlagen betreiben (bis 1 Megawatt), Konsumenten und Produzenten können dabei örtlich auch weiter auseinanderliegen. Selbstversorger und Energiegemeinschaften erhalten eine Kompensation pro selbst verbrauchter Megawattstunde sowie einen Ausgleich für die im Netz so weniger angefallenen Kosten und können überschüssigen Strom an das Netz verkaufen, sodass der finanzielle Vorteil bei bis zu 160 Euro/Megawattstunde liegt. Dazu kommen die Steuergutschriften beim Einbau, die neben PV-Anlagen auch ergänzende Energiespeicher umfassen. Für kleinere Anlagen entfallen dabei Genehmigungsanträge. 

Der Entwickler Sunprime sieht hier besonders im Segment Handel und Industrie Wachstumschancen, da Unternehmen ihre Flächen verstärkt für die Energiegewinnung einsetzen werden. Mithilfe der Kfw IPEX Bank und der NordLB schloss das Mailänder Unternehmen Sunprime Ende 2022 eine Projektfinanzierung für insgesamt 216 Megawatt an PV-Anlagen auf Gewerbedächern in Italien ab.  

Wachstumsfeld Agrarvoltaik

Großes Potenzial sehen Marktexperten für Agrarvoltaik besonders im Süden, wo sich hohe Sonneneinstrahlung zu trockenen Flächen gesellt. Zudem könnte die automatische Definition geeigneter Areale (siehe Kapitel politische Ziele) die sonst langwierige Genehmigungsprozedur der Regionen umgehen. 

Viele Investoren haben bereits begonnen, Kapital in eine entsprechende Technologie zu investieren, darunter Edf, Falck und NextEnergy Capital, auch weil der Genehmigungsprozess wesentlich schneller abzulaufen scheint als bei Standard-PV-Anlagen. Agrarflächen könnten künftig in die Auktionen und andere Förderinstrumente integriert werden. In Italiens Aufbau- und Resilienzplan sind immerhin 1,1 Milliarden Euro für Agrarvoltaik vorgesehen. Diese Gelder könnten aber statt strukturellen Instrumenten eher Einzelinvestitionen zugutekommen. 

Tarifauktionen und Fördersystem

Italien hat über die Jahre eine Reihe verschiedener Förderinstrumente eingeführt und wieder verworfen. Dazu zählen Einspeisevergütung im Rahmen des Conto Energia (bis 2013), Net Metering (bis 2023) und Zertifikate (certificati verdi). In Zukunft soll der Stromverkauf an das Netz mit Mindestausgleich (Ritiro Dedicato) eine zunehmende Rolle spielen.  

Im Rahmen des Förderdekrets FER 1 vom 4. Juli 2019 führte Italien bis Mitte 2022 insgesamt neun Auktionsrunden in einem Contract for Difference-basierten Modell durch. Dabei konkurrierten neue PV-Anlagen in einer Gruppe mit neuen Onshore-Windkraftanlagen um eine bestimmte Kapazität. Die Gebote erfolgten in Form von Abzügen eines, je nach Energieart und Größe der Anlage, vordefinierten Richtpreises. Die Förderung erfolgte in der Erstattung der Differenz zwischen dem Gebotspreis und dem jeweiligen Ortspreis. Kleinere Anlagen (bis 1 Megawatt) konnten ohne Auktion direkt in Register eingetragen werden.

Die Vergaberunden galten eher als Enttäuschung, da im Durchschnitt nur für etwa 60 Prozent der ausgeschriebenen Kapazitäten geboten wurde. An PV-Kapazitäten gingen insgesamt 1.841 Megawatt über den Tisch. Als Hemmfaktor galt, dass Agrarflächen nicht in die Auktionen integriert waren, was sich nun zu ändern scheint. Die Ergebnisse und Namen der Gewinner der Ausschreibungsrunden sind hier einzusehen. Erfolgreich war dabei auch das deutsche Unternehmen JUWI, das in der siebten Runde insgesamt 12,2 Megawatt für zwei PV-Projekte in Friaul-Julisch-Venetien und Emilia-Romagna erhielt. 

Kosten prinzipiell niedrig

Solarenergie ist in Italien laut Experten auch ohne Anreize wettbewerbsfähig, die Stromgestehungskosten sind niedrig. Engpässe bestehen eher im administrativen Bereich. Die Preisgebote für neue PV-Anlagen in der neunten Auktion beinhalteten nur noch minimale Abschläge von etwa 2 Prozent gegenüber den Richtpreisen. Die Richtpreise lagen zu Beginn der Auktionsrunde bei 66,50 Euro/Megawatt (für PV-Anlagen über 1 Megawatt), 85,50 für Anlagen zwischen 100 Kilowatt und 1 Megawatt und 99,75 Euro für Anlagen zwischen 20 Kilowatt und 100 Kilowatt. Für kleinere Anlagen auf renovierten Hausdächern lag der Richtpreis für die Registereintragung bei 90 Euro/Megawatt (100 Kilowatt bis 1 Megawatt) und 105 Euro/Megawatt (20 Kilowatt bis 100 Kilowatt). Ab Anfang 2021 (Runde 5) sank der Richtpreis der Auktionen um 5 Prozent, der der Register um 2 Prozent. 

Von Oliver Döhne | Mailand

Langwierige Genehmigungsprozeduren

Trotz des expliziten Willens und der Initiativen der Regierung, die chronisch langsamen Genehmigungszeiträume drastisch zu verkürzen und heterogene Verfahren in den Regionen zu vereinheitlichen, bleibt die Bürokratie laut Branchenkennern in Italien vorerst eine Herausforderung. Auch wenn insgesamt mit schnellen Genehmigungen zu rechnen ist, sind die langen Abläufe, besonders bei bei Utility-Anlagen, laut Marktteilnehmern noch immer ein Bremsfaktor. 

Wichtig ist, den Investoren stabile Rückflüsse und den Abnehmern stabile Tarife zu ermöglichen. Hier mangelt es laut Branchenkennern aber noch an Finanzgarantien und anderen Rahmenbedingungen für eine langfristige Projektplanung. Standardisierte Verträge für langfristige PPA-Verträge könnten einen positiven Beitrag leisten und auch unerfahrenen Akteuren und KMU dieses Feld eröffnen. Als Bremsfaktoren für PPA gelten noch die langen Genehmigungsprozesse, der Gegenwind durch regionale Behörden, fehlende Regulierung für Finanzinstrumente oder Versicherungen für langfristiges Hedging und die Möglichkeit, dass sich auch der öffentliche Sektor über PPA mit Energie versorgen kann. 

Engpass Netz und Arbeitskräfte

Da sich die besten Voraussetzungen für Solarenergienutzung im Süden, Sizilien und Sardinien bieten, dort aber das Übertragungsnetz nicht überall für sehr viel neue Kapazität ausgelegt ist, könnten sich bei einem starken Ausbau dort Engpässe abzeichnen - auch wenn Terna einen parallelen Ausbau des Netzes verspricht. 

Angesichts der hohen Nachfrage sowohl aus dem privaten wie auch aus dem industriellen Bereich für Installation und Wartung, könnte es auch bei der Verfügbarkeit von Fachkräften zu Knappheit kommen. Ähnliches gilt für die benötigten Module und Wechselrichter. 

Von Oliver Döhne | Mailand

Midstream-Produktion fragmentiert

Italien muss einen Großteil des benötigen Siliziums und der Wafer einführen. Nach einer Untersuchung des Politecnicums Mailand beherrschen ausländische Hersteller circa 88 Prozent des Marktes. Bei Zellen und Modulen sind italienische Firmen hingegen laut der Studie für über die Hälfte der Wertschöpfung verantwortlich, weitere 42 Prozent übernehmen internationale Konzerne mit Niederlassung in Italien. Bei Wechselrichtern decken italienische Produzenten 47 Prozent des Marktes ab und internationale Konzerne in Italien weitere 43 Prozent. In der Distribution und Installation dominieren einheimische Firmen mit 85 Prozent beziehungsweise 80 Prozent. Bei den Verantwortlichen besteht Sorge, die direkte Abhängigkeit, wie beim russischen Gas, durch eine Technologieabhängigkeit in der Lieferkette der Solarenergie einzutauschen.

Enel Green Power baut im sizilianischen Catania mit europäischer Finanzhilfe Europas größte Produktionsanlage für high-performance bifacial photovoltaic modules. Die schwedische Midsummer investiert mit finanzieller Unterstützung des italienischen Wirtschaftsministeriums rund 66 Millionen Euro in die Produktion von CIGS-Modulen im apulischen Modugno. Weitere wichtigere Produzenten von Zellen und Modulen sind Eclipse italia, Gala Group/Solsonica, Micron-Capello Group, Meridionale Impianti, Exe Solar,  Sunerg, SPS Istem, Peimar. Wechselrichter produzieren unter anderem Enertronica Santerno und Aros Solar/Riello Elettronica.

Investoren sehen Potenzial

Utilities und Energiekonzerne wie A2A, ACEA, ERG, Edison, Iren und andere investieren verstärkt in Photovoltaikanlagen für ihren eigenen Geschäftsbedarf. So übernahm Iren beispielsweise Anfang 2022 Italiens größten Solarpark Troia im apulischen Foggia, der zu 100 Prozent mit Siemens-Technologie erstellt wurde. Dazu kommt eine Investition in rund 40 Megawatt in zwei PV-Anlagen in Süditalien. In seinem Industrieplan 2030 will Iren die Kapazität erneuerbarer Energien um 2,2 Gigawatt steigern, davon 80 Prozent Photovoltaik. Der lombardische Utilitykonzern A2A wird für Hitachi und die Messe Mailand Solarpanels auf deren Gebäude errichten. 

Dazu kommen zahlreiche Finanzinvestoren und Projektentwickler. Ein wichtiger Player ist der italienische Infrastrukturfonds F2i, der die Mehrheit am Unternehmen EF Solare hält, mit rund 853 Megawatt Italiens größten PV-Anlagenbetreiber. Weitere Akteure sind Bluefield Revive Italia, Solar Ventures, ERG, Octopus, Susi Partners, die dänische Obton, die britische Capital Dynamics und die deutsche Aquila Capital. Renesola Power will durch die Übernahme des Entwicklers Emeren, der in Italien in mehrere Projekte involviert ist, ebenfalls eine mögliche Wachstumsphase im Land mitnehmen. Macquarie-Tochter CERO hat nach eigenen Angaben 1,5 Gigawatt an PV-Kapapzitäten in Italien in der Pipeline. 

Auch JP Morgan verstärkte sein Engagement in Italien und übernahm über den Fonds IIF die italienischen Industrie-Ikone Falck, ehemals Stahlkonzern und mitterweile Renewablesentwickler. Das Unternehmen wird künftig Renantis heißen. Der unabhängige Energieproduzent Sonnedix, ebenfalls unter Kontrolle von JP Morgan, schloss Mitte 2022 mit der norwegischen Statkraft in Italien ein zehnjähriges PPA ab. Branchenexperten rechnen damit, dass in den kommenden Jahren bei den Investoren und auf dem Markt neue Kapazitäten im Mittelpunkt stehen werden, nicht zuletzt auch Agrarvoltaikanlagen.

Von Oliver Döhne | Mailand