​Italien hat mit MACSE, dem langfristigen Kapazitätsmechanismus für Energiespeicher, den ersten Schritt gemacht, um 50 GWh Speicherleistung zu sichern und festigt damit seinen Status als einer der attraktivsten Märkte Europas für feste Einnahmen.

Auch wenn in naher Zukunft erhebliche vertraglich gebundene Kapazitäten ans Netz gehen und weitere folgen werden, bleiben für Händler-Modelle Chancen, um Volatilitäten und lokale Ungleichgewichte außerhalb der festen Vergütungsmechanismen zu adressieren.

Feste Einnahmen prägen Italiens Speicherlandschaft

Italien hebt sich in Europa durch das Ausmaß und die Struktur der vertraglich gesicherten Einnahmen aus Energiespeichern hervor, getrieben durch Terna, den Übertragungsnetzbetreiber des Landes.

Im Zentrum steht MACSE, Ternas Kapazitätsmechanismus zur Sicherung von 50 GWh netzgekoppelter Batterien bis 2030. 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 zukünftige Runden setzte.

Terna betreibt zudem einen Kapazitätsmarkt, der 15-Jahres-Verträge für Neubauten und 1-Jahres-Laufzeiten für bestehende Anlagen vergibt. Die Vergütung erfolgt für die Bereitstellung der Kapazität, nicht für die tatsächlich eingespeiste Energie, sodass Teilnehmer weiterhin ihre gesamte verfügbare Kapazität im Energiehandel und in den Systemdienstleistungsmärkten einsetzen können.

Da so viel BESS-Kapazität über feste Einnahmeverträge gesichert ist, stellt sich für Investoren die Schlüsselfrage, wie viel Raum für Händler-Modelle noch bleibt.

Wie steht es um den Händlerbetrieb?

Feste Einnahmeverträge sind zum Rückgrat des italienischen Speichermarktes geworden. Doch das Interesse der Entwickler geht über das hinaus, was Programme wie MACSE aufnehmen können; die erste Auktion zog viermal so viel Kapazität an wie tatsächlich vergeben wurde. Diese Überzeichnung hat eine wachsende Pipeline von Projekten hinterlassen, die prüfen, ob sich Händler-Modelle eigenständig rechnen.

Während MACSE-Verträge große Kapazitäten absichern, belohnen sie nicht vollständig die Betriebsstrategie, den Standort oder technische Designentscheidungen, die die Performance maximieren. Das eröffnet Spielraum für Batterien, die durch ausgefeiltere Optimierungsstrategien und Systemdesign mehr Wert schöpfen können.

Day-Ahead Arbitrage

Der Day-Ahead-Markt (Mercato del Giorno Prima, MGP) ist eine zentrale Quelle für Händlererlöse italienischer Batterien; der Ausbau der Erneuerbaren sorgt weiterhin für attraktive Preisunterschiede.

Die durchschnittlichen Spreads liegen jedoch weiterhin hinter führenden europäischen Märkten zurück; italienische TB2-Spreads sind 43 % unter denen Deutschlands und 12 % unter denen Großbritanniens.

Innerhalb Italiens sind regionale Unterschiede deutlich. Südliche und Inselzonen weisen größere Spreads auf als der Norden, wobei Sardinien die höchsten und die Nordzone die niedrigsten Werte verzeichnet; 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 großer Teil des Arbitragepotenzials wird somit von vertraglich gebundenen Anlagen abgeschöpft, sodass für rein händlermäßige Projekte geringere Margen verbleiben.

Intraday-Markt

Italiens Intraday-Markt (Mercato Infragiornaliero, MI) bietet eine weitere Ertragsquelle für Händler. Er kombiniert kontinuierlichen Handel und geplante Auktionen, wobei der Großteil des Volumens weiterhin in den Auktionsrunden umgesetzt wird.

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

Regelenergie- und Systemdienstleistungsmärkte

Italiens Markt für Regelenergie (Mercato per il Servizio di Dispacciamento, MSD) bildet das Rückgrat sowohl für die Echtzeit-Bilanzierung als auch für die Beschaffung von Systemdienstleistungen. Hier werden Ressourcen für Auf- und Abregelung nach Abschluss des Day-Ahead- (MGP) und Intraday-Marktes (MI) eingesetzt.

Stunden mit gleichzeitiger Auf- und Abregelung innerhalb derselben Zone sind keine Seltenheit – ein klares Zeichen dafür, dass lokale Netzengpässe und nicht systemweite Ungleichgewichte viele Dispatch-Entscheidungen bestimmen.

Großskalige, zonal beschaffte MACSE-Kapazitäten werden diese sub-zonalen Herausforderungen nicht vollständig lösen. Mit zunehmender Durchdringung erneuerbarer Energien werden solche Ungleichgewichte voraussichtlich häufiger, was Chancen für gut platzierte oder gekoppelte Batteriespeicher eröffnet, dort Wert zu schöpfen, wo der Flexibilitätsbedarf am höchsten ist.

Geografie und Erzeugungsmix bestimmen Italiens regionale Unterschiede

Italiens Strommarkt ist zonal bepreist. Jede Region spiegelt eigene Netzengpässe und das lokale Verhältnis von Angebot und Nachfrage wider, was den Standort zum entscheidenden Faktor für das Erlöspotenzial macht.

Die Nordzone dominiert sowohl Erzeugung als auch Verbrauch und prägt die nationalen Durchschnittswerte. Starke Wasserkraft und grenzüberschreitende Leitungen sorgen für stabilere Preise als in anderen Landesteilen.

Im Gegensatz dazu sind der Süden und die Inselregionen stärker von Solar- und Windkraft abhängig, was zu stärkeren Intraday-Schwankungen führt, da schwache Leitungen den Abfluss günstiger Energie nach Norden begrenzen. Diese Dynamik erklärt, warum die Spreads im Süden am größten sind und dort die meisten MACSE-Kapazitäten vergeben wurden.

Gaskraftwerke bleiben das Rückgrat des italienischen Strommix und setzen häufig den Preis am Markt. Ihre Flexibilität begrenzt Preisspitzen und hält die Spreads im Zaum. Gleichzeitig machte diese Abhängigkeit Italien während der Energiekrise 2022 zu einem der exponiertesten Märkte Europas – und könnte bei angespannten Brennstoffmärkten erneut Chancen für Händlerbatterien eröffnen.

Ausblick für den italienischen Speichermarkt

​Mit dem Ausbau der Erneuerbaren und dem Rückgang der thermischen Erzeugung wächst Italiens Bedarf an Flexibilität. Der nationale Energie- und Klimaplan sieht bis 2030 rund 108 GW Solar- und Windkapazität vor, wobei Energiespeicher eine zentrale Rolle bei der Steuerung dieses Wandels einnehmen werden.

Ein Großteil des Ausbaus wird über langfristige Kapazitätsmechanismen erfolgen, die gesicherte Einnahmen für großskalige Batteriespeicher bieten.

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

Anschlussverzögerungen, komplexe Genehmigungsverfahren und sich wandelnde Marktregeln bedeuten, dass Investoren mit Unsicherheiten umgehen müssen. Wer bereit ist, diese zu meistern, findet in Italien einen der vielversprechendsten Speichermärkte Europas.