199-MW-Batterie-Energiespeichersystem (BESS) in Italien

Ein Projekt zur Entwicklung eines Batterie-Energiespeichersystems (BESS) im Großmaßstab in Oristano, Sardinien. Das Projekt zielt auf eine Nennleistung von 199 MW auf einem 7,5 Hektar großen Grundstück ab, das lediglich 0,1 km von einem bestehenden 220-kV-Umspannwerk von Terna entfernt liegt. Der Vorschlag skizziert einen Weg zum Erreichen des „Ready-to-Build“-Status (RTB) durch eine 100-prozentige Übertragung der Anteile an einer Zweckgesellschaft (SPV), gestützt auf eine genehmigte Netzanschlussvereinbarung (PTO) und ein laufendes Genehmigungsverfahren im Rahmender „Autorizzazione Unica“ (AU) mit einer geschätzten Vorlaufzeit von 18 Monaten.

• Gesamtfläche: 7,5 Hektar (ha)
• Nutzbare Nettofläche: ~4,9 ha (2,6 ha unterliegen der Einstufung „Hohe hydraulische Gefährdung“ (Hi4); nicht nutzbar für BESS-Container, jedoch geeignet für die Anordnung von Zusatzanlagen)
• Netzanschluss: Bestehendes 220-kV-Umspannwerk von Terna (SSE Fenosu) in einer Entfernung von ca. 0,1 km
• Netzstatus: Anschluss genehmigt und PTO bestätigt; Anschlussgebühren bezahlt
• Genehmigungsstatus: Einreichungsphase für die einheitliche Genehmigung (Autorizzazione Unica – AU)
• Voraussichtlicher Zeitrahmen für das Genehmigungsverfahren: 18 Monate bis zum Erreichen des Status „Ready-to-Build“ (RTB)

Die Transaktion ist als stufenweise Entwicklungsvereinbarung strukturiert, die zum Meilenstein „Ready-to-Build“ (RTB) zum Erwerb von 100 % der Anteile an der Zweckgesellschaft führt:
Anzahlung (Meilenstein 1): 15 % der gesamten Entwicklergebühr als Vorauszahlung bei Vertragsunterzeichnung (6.750 €/MW), wodurch eine Verpflichtung hinsichtlich der SPV-Anteile entsteht

• Erstattungen: Der Käufer erstattet dem Bauträger die Kosten, die ihm für die Grundstücksanzahlung und die Annahme der STMG entstanden sind.
• AU-Unterstützung und Garantien: Der Käufer muss finanzielle Garantien vorlegen, die die Verfügbarkeit der Mittel für den Bau der Anlage bestätigen, wie dies für die Ausstellung der AU erforderlich ist.
• Abschließende Restzahlung (Meilenstein 2 – RTB): Erwerb von 100 % der Anteile an der Zweckgesellschaft bei Ausgabe der AU für die verbleibenden 85 % der Entwicklergebühr (38.250 €/MW).
• Ausgeschlossene Verpflichtungen des Käufers: Der Käufer trägt direkt die verbleibenden Anschaffungskosten für das Grundstück sowie den Restbetrag der STMG-Netzanschlussgebühren.

Artikel	Einheitspreis	Grundlage / Formel	Gesamtverpflichtung (€)	Anmerkungen
Erfolgsprämie für den Bauträger – Anzahlung (15 %)	6.750 € / MW	199 MW × 15 %	1.343.250 €	Zahlbar bei Vertragsunterzeichnung
Erfolgsprämie für Entwickler – RTB (85 %)	38.250 € / MW	199 MW × 85 %	7.611.750 €	Zahlbar bei Genehmigung durch die AU (schlüsselfertige Übergabe)
Gesamtkaufpreis für den Erwerb der Zweckgesellschaft	45.000 € / MW	199 MW	8.955.000 €	Gesamtgebühr des Entwicklers für Fusionen und Übernahmen
Kaufpreis für Grundstücke	100.000 € / ha	7,5 ha	750.000 €	abzüglich der Rückerstattung der ursprünglichen Anzahlung des Bauträgers
Erstattung der STMG-Anschlussgebühr und Restbetrag	Zum Selbstkostenpreis	Pass-Through	Wird noch festgelegt	Die erste STMG-Annahmezahlung wurde geleistet; der Restbetrag ist gemäß Terna STMG fällig
Rückerstattung der Grundstückskaution	Zum Selbstkostenpreis	Pass-Through	Wird noch festgelegt	Die vom Bauträger geleistete Vorauszahlung ist zu erstatten
Gesamtkapitalaufwand vor Baubeginn (Basis)	—	SPV-Eigenkapital + Grundstück	9.705.000 €	Ohne STMG-Saldo und Finanzierungsgebühren

• Hydraulische Gefährdung (PAI): Ein 2,6 ha großer Abschnitt ist als Hi4 (hohes hydraulisches Risiko) eingestuft. Die verbleibenden 4,9 ha bieten ausreichend Fläche für die Installation des 199-MW-BESS-Systems in Containern.
• Hochspannungsdienstbarkeiten: Das Grundstück wird aufgrund seiner unmittelbaren Nähe (100 m) zum Terna-Umspannwerk von drei Hochspannungsleitungen durchquert. Die direkt unter den Leitungen liegenden Flächenreservierungen dienen gemäß den Richtlinien der Feuerwehr (VVF) als Zufahrtswege, Korridore für unterirdische Leitungsführungen und Manövrierflächen.
• Hydraulische Pufferzonen: Der Spinarba-Rückgewinnungskanal durchquert das Gelände; seine regulierte Pufferzone liegt vollständig innerhalb der bereits bestehenden Hi4-Fläche und führt zu keiner zusätzlichen Einschränkung.

Einzelposten	Jahr 1	2. Jahr	3. Jahr	4. Klasse	5. Klasse	Hinweise / Treiber
Installierte Leistung (MW)	199	199	199	199	199	Vollständiger kommerzieller Betrieb
Kapazität / Verfügbarkeit / Umsatz	9.950 €	9.950 €	9.950 €	9.950 €	9.950 €	Vertraglich festgelegte Mindestvergütung von 50.000 € pro MW / MACSE-CM
Arbitrage und Ausgleichserlöse (MSD/MGP)	6.965 €	6.825 €	6.690 €	6.555 €	6.425 €	Nettospannen nach Zykluseffizienz und Leistungsabfall
Gesamtbruttoumsatz	16.915 €	16.775 €	16.640 €	16.505 €	16.375 €	Durchschnittlicher Grundpreis: ca. 85.000 €/MW/Jahr
Feste und planmäßige Betriebs- und Wartungsarbeiten	(1.393 €)	(1.421 €)	(1.449 €)	(1.478 €)	(1.508 €)	Langfristiger Servicevertrag (LTSA)
Versicherungen und Vermögensverwaltung	(696 €)	(710 €)	(724 €)	(739 €)	(754 €)	Eigentumsrecht, Haftungsrecht, Einhaltung der Vorschriften für Zweckgesellschaften (SPV)
Batterieerweiterung und Nebenanlagen	(1.194 €)	(1.218 €)	(1.242 €)	(1.267 €)	(1.292 €)	Rückstellungen für Wertminderungen
Gesamtbetriebskosten (OpEx)	(3.283 €)	(3.349 €)	(3.415 €)	(3.484 €)	(3.554 €)	Anpassung um 2,0 % pro Jahr
Projekt-EBITDA	13.632 €	13.426 €	13.225 €	13.021 €	12.821 €	Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit im stationären Zustand
EBITDA-Marge (%)	80,6%	80,0%	79,5%	78,9%	78,3%	Typisches Profil für BESS im Großmaßstab

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• Schwankungen bei den Strommarktpreisen, den Day-Ahead-Spreads und den Vergütungen für Zusatzleistungen;
• Änderungen in der nationalen oder europäischen Energiepolitik, Beschaffungsauktionen (z. B. MACSE, Kapazitätsmarkt) sowie Vorschriften zu Netztarifen;
• Verzögerungen bei der Genehmigungserteilung, Umweltbedingungen oder Änderungen, die im Rahmen des Verfahrens zur einheitlichen Genehmigung (Autorizzazione Unica – AU) auferlegt werden;
• Schwankungen bei den Baukosten, den Lieferterminen der Lieferkette, den Preisen für Batteriezellen sowie den Zinssätzen und den Konditionen für die Fremdfinanzierung;
• Physikalische betriebliche Faktoren wie der Verschleiß der Anlagen, Netzbeschränkungen oder Änderungen an den Netzanschlüssen durch den Übertragungsnetzbetreiber (Terna).

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