Italien hat mit MACSE, dem langfristigen Kapazitätsmechanismus für Energiespeicher, den ersten Schritt getan, um 50 GWh Speicherleistung zu sichern und damit seine Position als einer der attraktivsten Märkte Europas für feste Einnahmen gefestigt.

Trotz erheblicher vertraglich gesicherter Kapazitäten, die ans Netz gehen, und weiterer geplanter Projekte, bieten sich für Händler weiterhin Chancen, insbesondere zur Bewältigung von Volatilität und lokalen Ungleichgewichten, die über die Reichweite von Modellen mit festen Einnahmen hinausgehen.

Feste Einnahmen prägen Italiens Speicherlandschaft

Italien hebt sich in Europa durch Umfang und Struktur seiner vertraglich gesicherten Einnahmen aus Energiespeichern hervor, gesteuert vom Übertragungsnetzbetreiber Terna.

Im Zentrum steht MACSE, Ternas Kapazitätsmechanismus, um 50 GWh netzgekoppelte Batterien bis 2030 zu sichern. Die erste Auktion vergab rund 10 GWh Batteriekapazität in 15-Jahres-Verträgen mit festen jährlichen Zahlungen pro MWh, was bemerkenswert niedrige Preise ermöglichte 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 Vergütung erfolgt für die Verfügbarkeit und nicht für die abgerufene Energie, sodass Teilnehmer ihre gesamte verfügbare Kapazität weiterhin im Energiehandel und in den Systemdienstleistungsmärkten einsetzen können.

Da so viel BESS-Kapazität über Verträge mit festen Einnahmen gesichert ist, stellt sich für Investoren die zentrale Frage, wie viel Raum für Händler-Modelle bleibt.

Was bleibt für Händler-Speicher?

Verträge mit festen Einnahmen sind zum Rückgrat des italienischen Speichermarktes geworden. Doch das Interesse 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 von Projekten hinterlassen, die prüfen, ob Händler-Modelle eigenständig bestehen können.

Während MACSE-Verträge große Kapazitäten sichern, honorieren sie nicht vollständig die operative Strategie, den Standort oder technische Designentscheidungen, die die Leistung maximieren. Das eröffnet Spielraum für Batterien, die durch ausgefeilte Optimierungsstrategien und Systemdesign zusätzlichen Mehrwert generieren können.

Day-Ahead-Arbitrage

Der Day-Ahead-Markt (Mercato del Giorno Prima, MGP) ist eine zentrale Einnahmequelle für italienische Händler-Batterien. Der anhaltende Ausbau erneuerbarer Energien unterstützt weiterhin die Spanntiefe.

Die durchschnittlichen Spreads liegen jedoch noch hinter denen führender europäischer Märkte zurück. Der Prezzo Unico Nazionale (PUN), Italiens einheitlicher nationaler Referenzpreis, zeigt, dass TB2-Spreads 43 % unter denen Deutschlands und 12 % unter denen Großbritanniens liegen.

Innerhalb Italiens sind regionale Unterschiede deutlich. Süd- und Inselregionen weisen höhere Spreads auf als der Norden; Sardinien zeigt die höchsten, die Nordzone die niedrigsten Werte. Die durchschnittlichen TB2-Spreads auf Sardinien liegen etwa 34 % über denen des Nordens.

Gerade in diesen Regionen wurde jedoch der Großteil der Kapazität bei der ersten MACSE-Auktion vergeben. Ein Großteil des Arbitragepotenzials wird daher durch vertraglich gebundene Anlagen genutzt, was die Margen für reine Händlerprojekte schmälert.

Intraday-Markt

Der italienische Intraday-Markt (Mercato Infragiornaliero, MI) bietet eine weitere Erlösschicht für Händler. Er kombiniert kontinuierlichen Handel und geplante Auktionen, wobei das meiste Volumen weiterhin in den Auktionssessions umgesetzt wird.

Durch die Einbeziehung von Intraday-Preisen steigen die durchschnittlichen Spreads um rund 14 %, was den Mehrwert für gut optimierte Anlagen unterstreicht. Allerdings begrenzen geringe Liquidität im kontinuierlichen Handel und Handelsbeschränkungen, wie viel von diesem Aufschlag tatsächlich realisiert werden kann.

Regelenergie und Systemdienstleistungen

Der italienische Regelenergiemarkt (Mercato per il Servizio di Dispacciamento, MSD) bildet die Grundlage für die Echtzeitregelung und die Beschaffung von Systemdienstleistungen. Hier werden Ressourcen für positive und negative Regelung nach Abschluss des Day-Ahead- (MGP) und Intraday-Marktes (MI) angefordert.

Stunden mit gleichzeitiger positiver und negativer Regelung innerhalb derselben Zone sind an der Tagesordnung – ein deutliches Zeichen, dass lokale Netzengpässe und nicht zonenweite Systemungleichgewichte viele Fahrplanentscheidungen bestimmen.

Die großvolumig, zonal beschaffte MACSE-Kapazität kann diese sub-zonalen Herausforderungen nicht vollständig lösen. Mit wachsendem Anteil erneuerbarer Energien dürften Ungleichgewichte häufiger auftreten, wodurch sich Chancen für gut gelegene oder gekoppelte Batteriespeicher ergeben, dort Wert zu schöpfen, wo der Regelbedarf am größten ist.

Geografie und Erzeugungsmix prägen Italiens Zonenunterschiede

Der italienische Strommarkt ist zonal bepreist. Jede Region spiegelt spezifische Netzengpässe und Angebot-Nachfrage-Verhältnisse wider, was den Standort zu einem entscheidenden Faktor für das Erlöspotenzial macht.

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 der Süden und die Inselregionen stärker von Solar- und Windenergie abhängig, was zu stärkeren Intraday-Schwankungen führt, da schwache Übertragungsleitungen den Fluss 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 Strommix und setzen oft den Grenzpreis. Ihre Flexibilität begrenzt Preisspitzen und damit die Spreads. Gleichzeitig machte diese Abhängigkeit Italien während der Energiekrise 2022 zu einem der am stärksten betroffenen Märkte Europas und könnte bei steigenden Brennstoffpreisen erneut Chancen für Händler-Batterien eröffnen.

Der Weg in die Zukunft für Italiens Speichermarkt

Mit dem Ausbau der Erneuerbaren und dem Rückgang der thermischen Erzeugung steigt 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 spielen werden.

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

Es gibt aber auch Potenzial für wachsende Händlererlöse, insbesondere wenn Reformen im Rahmen des Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) die Fahrplanregeln und lokalen Preissignale neu gestalten.

Netzanschlussverzögerungen, komplexe Genehmigungsverfahren und sich ändernde Marktregeln sorgen jedoch für Unsicherheit. Für Investoren, die bereit sind, sich darauf einzulassen, bleibt Italien einer der vielversprechendsten Speichermärkte Europas.