FER‑X‑Auktion Italien: Verzögerung verändert Planung für Wind und Solar

Wenn ein Wind- oder Solarprojekt gebaut werden soll, entscheidet oft eine einzige Frage über Tempo und Finanzierung: bekommt das Projekt einen Zuschlag in einer staatlichen Auktion. Genau darum geht es bei der FER-X-Auktion Italien. Sie bestimmt, welche Anlagen eine langfristige Vergütung erhalten und damit für Banken finanzierbar werden.

Ursprünglich erwarteten viele Marktteilnehmer einen früheren Start der ersten Runde im Jahr 2025. Tatsächlich schloss das Bewerbungsfenster der ersten Auktion jedoch erst am 12. September 2025. Die Ergebnisse veröffentlichte der italienische Förderstellenbetreiber GSE am 1. Dezember 2025. Zwischen politischer Planung und realer Umsetzung lag damit eine spürbare Verzögerung.

Für Entwickler und Investoren ist das mehr als eine Terminverschiebung. Auktionen steuern Bauzeit, Finanzierung und Netzanschluss. Wenn sich der Zeitplan verschiebt, geraten ganze Projektportfolios ins Wanken. Genau deshalb lohnt ein genauer Blick darauf, wie die FER-X-Auktion funktioniert und was die Verzögerung praktisch bedeutet.

Auktionsmodelle sind heute der zentrale Mechanismus für den Ausbau erneuerbarer Energien in Europa. Entwickler bieten dabei einen Strompreis an, zu dem sie ihren Strom langfristig liefern können. Wer am günstigsten bietet und alle Anforderungen erfüllt, erhält den Zuschlag.

In Italien basiert die FER-X-Förderung auf einem Differenzvertrag mit rund 20 Jahren Laufzeit. Das bedeutet: Der Staat gleicht die Differenz zwischen Marktpreis und dem gebotenen Preis aus. Liegt der Börsenpreis darunter, wird die Differenz ausgezahlt. Liegt er darüber, fließt Geld zurück. Dieses Modell stabilisiert Einnahmen und macht Projekte für Banken kalkulierbar.

Gleichzeitig zwingt das Verfahren die Entwickler zu realistischen Preisen. In der ersten FER-X-Runde lag der durchschnittliche Zuschlagswert für Photovoltaik bei etwa 56,8 Euro pro Megawattstunde. Onshore-Wind erreichte rund 72,9 Euro pro Megawattstunde. Beide Werte lagen deutlich unter dem zuvor gesetzten Preisdeckel von etwa 90,7 Euro pro Megawattstunde.

Auktionen wirken damit wie ein Temporegler. Sie bestimmen nicht nur, wie viel Kapazität gebaut wird, sondern auch zu welchen Kosten. Deshalb wirkt sich jede Verzögerung sofort auf Investitionsentscheidungen und Projektpipelines aus.

Die rechtliche Grundlage für das Programm wurde mit einem Ministerialdekret vom 30. Dezember 2024 geschaffen. Dieses sogenannte Übergangsmodell sieht insgesamt rund 14,65 Gigawatt Fördervolumen für erneuerbare Anlagen vor.

Frühere Analysen aus der Branche gingen davon aus, dass operative Regeln und erste Ausschreibungen bereits vor dem Sommer 2025 starten würden. Tatsächlich dauerte der Prozess länger. Die Bewerbungsfrist für die erste Wettbewerbsrunde endete am 12. September 2025. Die Rangliste der Gewinner veröffentlichte der staatliche Betreiber GSE am 1. Dezember 2025.

In dieser Runde erhielten Projekte mit rund 8,6 Gigawatt Gesamtleistung einen Zuschlag. Davon entfielen etwa 7,7 Gigawatt auf Photovoltaik und rund 0,94 Gigawatt auf Windenergie. Die starke Dominanz von Solarprojekten zeigt, wie intensiv der Wettbewerb in diesem Segment inzwischen geworden ist.

Für den Markt ist diese zeitliche Verschiebung wichtig. Entwickler planen Projekte oft über mehrere Jahre hinweg. Wenn Ausschreibungen später starten als erwartet, verschiebt sich auch der gesamte Bau- und Investitionskalender.

Eine Auktion entscheidet nicht nur über Einnahmen. Sie setzt auch klare Fristen. Bei der FER-X-Auktion haben Projekte nach Veröffentlichung der Zuschlagsliste grundsätzlich 36 Monate Zeit, um in Betrieb zu gehen.

Wird diese Frist überschritten, sinkt die Vergütung Monat für Monat. In den ersten neun Monaten beträgt die Kürzung etwa 0,2 Prozent pro Monat. Danach steigt sie auf 0,5 Prozent pro Monat. Wird die Anlage noch später fertig, droht der Verlust der Förderung und der hinterlegten Sicherheitsleistungen.

Genau deshalb hat der Zeitplan der Auktion so große Auswirkungen. Entwickler müssen Genehmigungen, Netzanschluss und Finanzierung synchronisieren. Banken verlangen meist klare Förderzusagen, bevor sie Kredite bereitstellen. Verschiebt sich die Auktion, kann sich auch der Finanzierungsstart verzögern.

Auch die Lieferkette spielt eine Rolle. Turbinen, Solarmodule oder Transformatoren werden häufig Jahre im Voraus bestellt. Wenn Projekte später starten als geplant, müssen Lieferverträge angepasst werden. Das kann Kosten erhöhen oder Bauzeiten verschieben.

Für Projekte ohne Zuschlag oder mit späterem Start stellt sich eine strategische Frage. Warten sie auf die nächste Auktion oder wählen sie einen anderen Vermarktungsweg.

Eine Möglichkeit sind langfristige Stromlieferverträge mit Unternehmen, sogenannte Power Purchase Agreements. Dabei verkauft ein Projekt den Strom direkt an einen Industriekunden oder Energiehändler. Solche Verträge können ähnlich stabile Einnahmen bieten wie staatliche Förderprogramme, sind aber stärker vom Marktpreis abhängig.

Manche Entwickler entscheiden sich auch für eine reine Marktvermarktung. Das bedeutet, der Strom wird ohne Förderung direkt an der Strombörse verkauft. Dieses Modell ist riskanter, kann aber attraktiv werden, wenn Strompreise hoch bleiben.

Schließlich gibt es noch eine dritte Strategie. Einige Projekte pausieren bewusst und warten auf bessere Rahmenbedingungen in späteren Auktionen. Gerade bei großen Windparks kann ein kleiner Preisunterschied über die Wirtschaftlichkeit entscheiden.

Für das Energiesystem insgesamt bleibt der Druck hoch. Netzbetreiber, Investoren und Zulieferer planen mit steigenden Ausbauzielen. Wenn Auktionen später stattfinden, verschiebt sich auch der erwartete Zubau erneuerbarer Energie.

Die Verzögerung der FER-X-Auktion Italien zeigt, wie sensibel der Ausbau erneuerbarer Energien auf politische Zeitpläne reagiert. Ausschreibungen sind mehr als ein Förderinstrument. Sie bestimmen Finanzierung, Bauzeiten und Investitionsentscheidungen für Milliardenprojekte.

Die erste Runde hat gleichzeitig gezeigt, wie stark der Wettbewerb geworden ist. Besonders Solarprojekte konnten sich mit niedrigen Geboten durchsetzen. Für Entwickler bedeutet das steigenden Druck auf Kosten, Standortwahl und Projektplanung.

In der Praxis müssen nun viele Akteure neu planen. Projektentwickler prüfen alternative Vermarktung, Banken bewerten Risiken, Netzbetreiber kalkulieren Anschlusskapazitäten. Die nächsten Ausschreibungsrunden werden deshalb genau beobachtet. Sie entscheiden, wie schnell Italien seine Ausbauziele tatsächlich erreicht.