EnBW und Zelestra wollen mit einem Großbatteriespeicher in Italien eine Lücke schließen, die mit dem Ausbau wetterabhängiger Stromerzeugung größer wird. Der Strommarkt in Italien benötigt zunehmend Anlagen, die Strom zeitversetzt aufnehmen und wieder abgeben können. Die vereinbarte Flexibilität in Norditalien zeigt zugleich, wie langfristige Verträge zum Finanzierungsinstrument für Speicherprojekte werden.
EnBW und Zelestra haben eine langfristige Vereinbarung über 300 Megawatt Leistung geschlossen. Der Anteil gehört zu einer von Zelestra geplanten Anlage mit insgesamt rund 500 Megawatt und vier Stunden Speicherdauer in der Emilia-Romagna. Aus der Kombination von Leistung und Laufzeit ergeben sich für den vereinbarten Anteil rund 1,2 Gigawattstunden Energie, für das Gesamtprojekt sind es rechnerisch etwa zwei Gigawattstunden. Zelestra soll die Anlage entwickeln und errichten, während EnBW die vertraglich gebundene Kapazität abnimmt und wirtschaftlich nutzen kann. Das Modell ähnelt damit einer langfristigen Reservierung eines Teils des Speichers, ohne dass EnBW das gesamte Bauprojekt übernehmen muss. Wie lange der Vertrag genau läuft und welche Vergütung vereinbart wurde, geht aus den Angaben der Unternehmen nicht hervor. Der Baubeginn ist für 2027 vorgesehen, die Inbetriebnahme für 2028.
Das Geschäftsmodell verringert Unsicherheit, verteilt aber Risiken neu
Eigenständige Batteriespeicher erzielen ihre Erlöse typischerweise dadurch, dass sie Strom zu günstigen Zeiten aufnehmen und bei höherer Nachfrage wieder abgeben. Hinzu kommen mögliche Einnahmen aus Dienstleistungen für das Stromnetz, deren Wert jedoch schwanken kann. Eine langfristige Tolling-Vereinbarung macht einen Teil dieser künftigen Erlöse planbarer und erhöht damit die Investitionssicherheit des Projektentwicklers. Zelestra erklärt, das gesamte Speicherprojekt sei nach dem Abschluss vertraglich abgesichert. EnBW erhält im Gegenzug Zugriff auf einen großen Kapazitätsblock und kann seine Handelsposition im Strommarkt in Italien ausbauen. Das Marktpreisrisiko verschwindet dadurch nicht, sondern wird zwischen Entwickler und Abnehmer neu verteilt. Für die Branche ist die Konstruktion deshalb relevant, weil nicht allein die Technik über die Realisierung großer Speicher entscheidet, sondern zunehmend auch die Qualität langfristiger Verträge.
Vier Stunden Speicherdauer zielen auf den Ausgleich innerhalb eines Tages
Die vereinbarten 300 Megawatt beschreiben, wie viel Leistung der Speicher zu einem bestimmten Zeitpunkt abgeben kann. Die 1,2 Gigawattstunden geben dagegen an, welche Energiemenge dieser Anteil bei voller Leistung über vier Stunden bereitstellen könnte. Ein solcher Vier-Stunden-Speicher kann beispielsweise Strom während hoher Solarerzeugung aufnehmen und später in verbrauchsstärkeren Stunden wieder ins Netz einspeisen. Der Großbatteriespeicher in Italien ist damit vor allem für kurzfristige Verschiebungen innerhalb eines Tages ausgelegt. Er ersetzt weder saisonale Reserven noch zusätzliche Stromleitungen, kann aber Engpässe abmildern und die Abregelung erneuerbarer Anlagen begrenzen. Für die Netzstabilität ist diese Flexibilität in Norditalien besonders dann wertvoll, wenn Erzeugung und Verbrauch kurzfristig auseinanderfallen. Der Nutzen hängt allerdings davon ab, wie der Speicher in den Stromhandel und in die Steuerung des Netzes eingebunden wird.
Die Emilia-Romagna verbindet Industriebedarf mit wachsendem Speicherdruck
Die Emilia-Romagna ist eine industriell geprägte Region mit entsprechend hohem Strombedarf. Nach Darstellung der Unternehmen steigt dort zugleich der Anteil erneuerbarer Erzeugung, wodurch flexible Kapazitäten wichtiger werden. Speicher können die schwankende Produktion erneuerbarer Anlagen nicht dauerhaft ausgleichen, sie können Angebot und Nachfrage aber über mehrere Stunden besser aufeinander abstimmen. Das erhöht die Versorgungssicherheit und erleichtert es, zusätzliche erneuerbare Leistung in das System aufzunehmen. Für die italienische Energiepolitik liegt darin ein doppelter Auftrag, denn neue Erzeugungsanlagen entfalten ihren Nutzen nur, wenn Netze, Speicher und Marktregeln Schritt halten. Zelestra will seine italienische Pipeline aus Solar- und Speicherprojekten von derzeit 1,4 Gigawatt im laufenden Jahr verdoppeln. Bereits im Dezember 2025 erhielt das Unternehmen im Förderprogramm FER X Verträge für neun neue Solarprojekte mit zusammen bis zu 168 Megawatt, während beim Speicherprojekt die langfristige Vermarktung als zentrale Absicherung genannt wird.
Der Vertrag stärkt beide Partner, lässt die Projektrisiken aber bestehen
Für EnBW ist die Vereinbarung ein vergleichsweise kapitalleichter Weg, sich in einem strategisch wichtigen Auslandsmarkt Speicherkapazität zu sichern. Der Energiekonzern plant bis 2030 Investitionen von bis zu 50 Milliarden Euro, davon nach eigenen Angaben rund 85 Prozent in Deutschland. Das italienische Engagement erweitert diesen Schwerpunkt um ein grenzüberschreitendes Handels- und Flexibilitätsgeschäft, ohne dass EnBW selbst als Entwickler der Gesamtanlage auftritt. Für Zelestra schafft der langfristige Abnehmer eine Grundlage, das kapitalintensive Projekt umzusetzen und die eigene Marktposition in Italien auszubauen. Zugleich bleiben Bau, Netzanschluss und technische Integration anspruchsvoll, auch wenn die geplanten zwei Gigawattstunden bereits vertraglich gebunden sind. Sollten weitere Projekte dieser Größenordnung folgen, dürfte außerdem die Nachfrage nach Batteriezellen, Leistungselektronik und spezialisierten Bauleistungen steigen, was die europäischen Lieferketten stärker beanspruchen kann. Der geplante Start 2028 wird daher zum Test, ob Vertragsmodelle, Netzausbau und industrielle Umsetzung mit dem wachsenden Bedarf an Speichern Schritt halten.
