Italien hat mit MACSE, dem langfristigen Kapazitätsmechanismus für Energiespeicher, den ersten Schritt zur Sicherung von 50 GWh Speicher gemacht und damit seine Position als einer der attraktivsten Märkte Europas für feste Einnahmen gefestigt.

Auch wenn umfangreiche vertraglich gesicherte Kapazitäten ans Netz gehen und weitere folgen, bestehen weiterhin Händlerchancen, insbesondere um Volatilität und lokale Ungleichgewichte anzugehen, die über den Einflussbereich fester Einnahmesysteme hinausgehen.

Feste Einnahmen prägen Italiens Speicherlandschaft

Italien hebt sich in Europa durch Umfang und Struktur der vertraglich gesicherten Einnahmen aus Energiespeichern hervor, angetrieben von Terna, dem Übertragungsnetzbetreiber des Landes.

Im Mittelpunkt steht MACSE, Ternas Kapazitätsmechanismus, um bis 2030 50 GWh netzgekoppelte Batterien zu sichern. Die erste Auktion vergab rund 10 GWh Batteriekapazität in 15-Jahres-Verträgen mit festen jährlichen Zahlungen pro MWh, was bemerkenswert niedrige Preise brachte und einen klaren Maßstab für künftige Runden setzte.

Terna betreibt zudem einen Kapazitätsmarkt, der 15-Jahres-Verträge für Neubauten und 1-Jahres-Verträge für bestehende Anlagen vergibt. Die Zahlungen erfolgen für die Verfügbarkeit, nicht für eingespeiste Energie, sodass Teilnehmende ihre gesamte verfügbare Kapazität weiterhin im Energiehandel und in den Systemdienstleistungsmärkten einsetzen können.

Mit so viel BESS-Kapazität, die durch Festpreisverträge gesichert ist, stellt sich für Investoren die Frage, wie viel Raum für Händlermodelle noch bleibt.

Was bedeutet das für Händler-Speicher?

Festpreisverträge sind zum Rückgrat des italienischen Speichermarktes geworden. Doch die Nachfrage der Entwickler geht über das hinaus, was Programme wie MACSE aufnehmen können; bei der ersten Auktion wurde viermal mehr Kapazität angeboten als vergeben. Diese Überzeichnung hat eine wachsende Pipeline an Projekten hinterlassen, die testen, ob Händlermodelle eigenständig tragfähig sind.

Während MACSE-Verträge großvolumige Kapazitäten sichern, honorieren sie nicht vollumfänglich operative Strategien, Standortwahl oder technische Auslegungen, die die Performance maximieren. Das schafft Raum für Batterien, die durch ausgefeilte Optimierungsstrategien und Systemdesign mehr Wert generieren können.

Day-Ahead-Arbitrage

Der Day-Ahead-Markt (Mercato del Giorno Prima, MGP) ist eine zentrale Händler-Erlösquelle für italienische Batterien, wobei der fortlaufende Ausbau der Erneuerbaren die Preisspreizung weiter unterstützt.

Die durchschnittlichen Spreads liegen jedoch weiterhin hinter denen führender europäischer Märkte zurück. Der Prezzo Unico Nazionale (PUN), Italiens einheitlicher nationaler Referenzpreis, der aus zonalen Ergebnissen abgeleitet wird, zeigt TB2-Spreads, die 43 % unter denen Deutschlands und 12 % unter denen Großbritanniens liegen.

Innerhalb Italiens sind zonale Unterschiede deutlich. Süd- und Inselzonen weisen größere Spreads auf als der Norden, mit den höchsten in Sardinien und den niedrigsten im Norden; Sardiniens durchschnittliche TB2-Spreads liegen etwa 34 % über denen des Nordens.

Gerade in diesen Regionen wurde jedoch der Großteil der Kapazität in der ersten MACSE-Auktion vergeben. Ein erheblicher Teil des Arbitragepotenzials wird daher von vertraglich gebundenen Anlagen genutzt, sodass der Spielraum für rein händlerische Teilnehmer kleiner wird.

Intraday-Markt

Italiens Intraday-Markt (Mercato Infragiornaliero, MI) bietet eine weitere Händler-Erlösquelle. Er kombiniert kontinuierlichen Handel und Auktionen, wobei das meiste Volumen weiterhin in den Auktionen umgesetzt wird.

Die Berücksichtigung von Intraday-Preisen erhöht die durchschnittlichen Spreads um etwa 14 %, was den zusätzlichen Wert für gut optimierte Anlagen unterstreicht. Allerdings begrenzen geringe Liquidität im kontinuierlichen Handel und Handelsrestriktionen, wie viel von diesem Potenzial tatsächlich realisiert werden kann.

Regelenergie- und Systemdienstleistungen

Italiens Markt für Regelenergie (Mercato per il Servizio di Dispacciamento, MSD) bildet die Grundlage sowohl für die Echtzeitregelung als auch für die Beschaffung von Systemdienstleistungen. Er fordert Ressourcen zur Bereitstellung von Auf- und Abregelung nach Abschluss der Day-Ahead- (MGP) und Intraday-Märkte (MI) an.

Stunden mit gleichzeitiger Auf- und Abregelung innerhalb derselben Zone sind an der Tagesordnung – ein deutliches Zeichen dafür, dass lokale Netzengpässe, nicht systemweite Ungleichgewichte, viele Dispatch-Entscheidungen bestimmen.

Großvolumige, zonal beschaffte MACSE-Kapazitäten werden diese sub-zonalen Herausforderungen nicht vollständig lösen. Mit zunehmender Einspeisung erneuerbarer Energien dürften die Ungleichgewichte häufiger auftreten, was Chancen für gut platzierte oder gekoppelte Batteriespeicher schafft, dort Wert zu schöpfen, wo der Regelbedarf am größten ist.

Geografie und Erzeugungsmix bestimmen Italiens zonale Unterschiede

Der italienische Strommarkt ist zonal bepreist. Jede Region spiegelt spezifische Netzengpässe und das lokale Verhältnis von Angebot und Nachfrage wider – der Standort ist somit ein zentraler Faktor für das Erlöspotenzial.

Die Nordzone dominiert sowohl bei der Erzeugung als auch beim Verbrauch und prägt damit die nationalen Durchschnittswerte. Starke Wasserkrafterzeugung und grenzüberschreitende Verbindungen sorgen dort für stabilere Preise als im Rest Italiens.

Im Gegensatz dazu sind die südlichen und Inselzonen stärker von Solar- und Windkraft abhängig, was zu stärkeren Intraday-Schwankungen führt, da schwache Übertragungsleitungen den Transport günstiger Energie nach Norden begrenzen. Diese Dynamik erklärt, warum die Spreads im Süden am größten sind und dort der Großteil der MACSE-Kapazität vergeben wurde.

Gaskraftwerke bleiben das Rückgrat des italienischen Energiemixes und setzen häufig den Grenzpreis. Ihre Flexibilität begrenzt Preisspitzen und hält die Spreads in Schach. Gleichzeitig hat diese Abhängigkeit Italien während der Energiekrise 2022 zu einem der am stärksten exponierten Märkte Europas gemacht und könnte bei steigenden Brennstoffpreisen erneut Chancen für Händler-Batterien eröffnen.

Ausblick für Italiens Speichermarkt

Mit dem Ausbau der Erneuerbaren und dem Rückbau konventioneller Kraftwerke steigt Italiens Bedarf an Flexibilität weiter. Der nationale Energie- und Klimaplan sieht bis 2030 rund 108 GW Solar- und Windkapazität vor – Energiespeicher werden eine zentrale Rolle beim Management dieses Wandels spielen.

Ein Großteil des Ausbaus wird durch langfristige Kapazitätsmechanismen erfolgen, die vertraglich gesicherte Einnahmen für großvolumige Batteriespeicher bieten.

Auch für Händlererlöse gibt es Potenzial, insbesondere wenn Reformen im Rahmen des Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) die Dispatch-Regeln und Standortsignale neu gestalten.

Netzanschlussverzögerungen, komplexe Genehmigungsprozesse und sich wandelnde Marktregeln machen Investitionen zu einem beweglichen Ziel. Für diejenigen, die sich dieser Unsicherheit stellen, bleibt Italien einer der vielversprechendsten Speichermärkte Europas.