Wenn Kunden nach einem Gewerbespeicher fragen, geht es meist um Eigenverbrauchsoptimierung oder Lastspitzenkappung. Doch immer häufiger fällt ein weiterer Begriff: Arbitrage. Gemeint ist damit der gezielte Stromhandel über die Börse, also Strom günstig einkaufen, zwischenspeichern und teuer wieder verkaufen. Klingt einfach, ist in der Praxis aber deutlich vielschichtiger als oft dargestellt.

In diesem Beitrag erklären wir, wie Arbitrage mit einem Gewerbespeicher konkret funktioniert, welche Voraussetzungen erfüllt sein müssen, was das regulatorisch für Ihre Projekte bedeutet, und warum gerade das Zusammenspiel von Arbitrage und Eigenverbrauch (Multi-Use) das spannendste und gleichzeitig komplexeste Thema der nächsten Jahre wird.

Wichtig vorab: Dieser Artikel behandelt Arbitrage im Kontext von Behind-the-Meter-Speichern (BTM), also Gewerbespeichern, die hinter dem Netzanschlusspunkt eines Unternehmens betrieben werden. Die Mechanik bei Front-of-the-Meter-Großspeichern (FTM) ist grundsätzlich ähnlich, aber regulatorisch und organisatorisch deutlich weniger komplex, da dort keine Vermischung mit Eigenverbrauch stattfindet.

Arbitrage vs. Bezugsoptimierung: Was ist der Unterschied?

Bevor wir einsteigen, ist eine Abgrenzung wichtig, die in der Praxis oft vermischt wird:

Bezugsoptimierung (dynamischer Tarif): Der Kunde hat einen dynamischen Stromtarif. Der Speicher lädt, wenn der Börsenstrompreis niedrig ist, und entlädt, wenn der Preis hoch ist. Der Strom fließt aber immer nur in eine Richtung, vom Netz zum Betrieb. Es wird kein Strom ins Netz zurückgespeist. Das ist kein Handel, sondern eine Optimierung des Strombezugs.

Arbitrage (Stromhandel): Hier fließt Strom in beide Richtungen. Der Speicher kauft Strom aus dem Netz ein, wenn er günstig ist, und speist ihn wieder ins öffentliche Netz ein, wenn der Preis gestiegen ist. Es werden also aktiv Kauf- und Verkaufsgeschäfte am Strommarkt getätigt. Das ist echter Handel.

→ Bei der Bezugsoptimierung spart der Kunde Stromkosten. Bei der Arbitrage verdient er Geld. Das sind zwei verschiedene Erlösströme.

Wie funktioniert Arbitrage konkret?

Der Markt: Day-Ahead und Intraday

Arbitrage findet an der europäischen Strombörse European Power Exchange (EPEX SPOT) statt, und zwar auf zwei Märkten:

Day-Ahead-Markt: Hier werden täglich um 12:00 Uhr die Strompreise für den Folgetag festgelegt. Seit dem 30. September 2025 geschieht das in Viertelstundenauflösung, also 96 Preise pro Tag. Vorher waren es nur 24 Stundenpreise. Für Speicher-Arbitrage ist das ein großer Vorteil, weil innerhalb einer Stunde deutliche Preisunterschiede sichtbar werden, die vorher im Stundenmittel untergegangen sind.

Intraday-Markt: Hier kann bis zu 5 Minuten vor Lieferung gehandelt werden. Neben den Viertelstundenprodukten sind auch Stunden- und Blockprodukte möglich. Der Intraday-Markt dient primär dem kurzfristigen Ausgleich, etwa wenn sich Wetterprognosen ändern und die PV-Einspeisung anders ausfällt als erwartet.

Auf beiden Märkten können Viertelstunden-, Halbstunden- und Stundenprodukte gehandelt werden. In der Praxis dominiert die Viertelstunde, weil auch die Imbalance Settlement Period (ISP) in Deutschland 15 Minuten beträgt.

Der Ablauf in der Praxis

Der Kunde tradet natürlich nicht selbst an der Börse. Dafür braucht es einen Direktvermarkter bzw. Aggregator. Dieser übernimmt:

• Den Bilanzkreis, eine zwingende Voraussetzung für jegliche Marktteilnahme. Jede Einspeisung und jeder Bezug muss einem Bilanzkreis zugeordnet sein. Den betreibt der Vermarkter.

• Die Fahrplanmeldung an den Übertragungsnetzbetreiber.

• Die algorithmische Optimierung, also wann geladen, wann entladen und auf welchem Markt gehandelt wird.

• Die Mengenbilanzierung und Abrechnung.

Für Kunden, die Arbitrage nutzen wollen, bedeutet das: Sie stellen eine klar definierte Speicherflexibilität zur Verfügung (z. B. 50 kW / 100 kWh) und bekommen einen Anteil der Erlöse, abzüglich der Fee des Vermarkters.

Mindestgrößen: Für Regelenergievermarktung setzen klassische Vermarkter wie E2M oder Interconnector typischerweise Mindestgrößen von ca. 1 MW/MWh voraus. Für reine Spot- und Arbitragevermarktung liegen die Schwellen teils darunter. Für kleinere Gewerbespeicher gibt es zunehmend Angebote, die über Pooling und Virtual Power Plants (VPP) auch Speicher ab ca. 50 kW oder 100 kWh bündeln und so den Marktzugang ermöglichen.

Rechenbeispiel

Nehmen wir einen typischen Gewerbespeicher mit 100 kWh Kapazität und 100 kW Leistung (1C-Rate):

Durchschnittlicher täglicher Max-Min-Spread am Day-Ahead-Markt 2024: ca. 11,74 ct/kWh (Quelle: FfE-Analyse). Das ist der theoretische Maximalwert, die Differenz zwischen teuerster und günstigster Viertelstunde eines Tages. Hinweis: 2024 war durch hohe Volatilität geprägt (viel PV und Wind, teils extreme Negativpreise), die Spreads können in anderen Jahren deutlich geringer ausfallen.

Realisierbarer Spread: Ein Speicher kann den Max-Min-Spread nie vollständig abgreifen (Prognoseunsicherheit, Lade- und Entladezeitfenster). Erfahrungswerte liegen bei 50 bis 70 Prozent, also ca. 6 bis 8 ct/kWh.

Abzüge: Roundtrip-Verluste (10 bis 15 Prozent), Vermarkter-Fee (20 bis 30 Prozent der Erlöse) und Degradationskosten (rund 1 bis 2 ct/kWh pro zusätzlichem Zyklus) ergeben netto ca. 3 bis 4 ct/kWh beim Betreiber.

Wichtig zur Degradation: Maßgeblich sind hier die marginalen Zellkosten (etwa 100 €/kWh über rund 6.000 Zyklen), nicht die vollen Systemkosten von 400 bis 500 €/kWh. Denn der Speicher wird ohnehin für Eigenverbrauch und Lastspitzenkappung angeschafft, Arbitrage trägt nur die Grenzkosten der zusätzlichen Zyklen. Auf die vollen Systemkosten gerechnet läge die Degradation bei rund 7 ct/kWh und würde die Arbitrage-Marge fast vollständig aufzehren. Genau deshalb rechnet sich Arbitrage nur im Multi-Use, nicht als alleiniger Anwendungsfall.

Hochrechnung: Bei 0,5 bis 0,7 Vollzyklen pro Tag im Jahresmittel: 100 kWh × 0,035 €/kWh × 200 Tage = ca. 700 €/Jahr als realistischer Erwartungswert, je nach Spread-Entwicklung ca. 600 bis 1.200 €/Jahr.

Praxis-Check

• Nicht jeden Tag ist ein voller Zyklus möglich. An manchen Tagen sind die Spreads so gering, dass sich ein Zyklus unter Berücksichtigung der Verluste nicht lohnt.

• Multi-Use-Konflikte: Wenn der Speicher morgens für Arbitrage geladen wird, steht diese Kapazität nicht für die Eigenverbrauchsoptimierung zur Verfügung, wenn mittags die PV-Überschüsse kommen. Das EMS muss hier intelligent priorisieren.

• Degradation: Jeder zusätzliche Zyklus belastet die Batterie. Bei LFP-Zellen sind 6.000 und mehr Zyklen realistisch, aber Arbitrage-Zyklen kommen eben zusätzlich zu den Eigenverbrauchs-Zyklen dazu.

• Spreads sind nicht garantiert. Sie können größer werden (mehr Erneuerbare, mehr Volatilität), aber auch kleiner (mehr Speicher im Markt, mehr Glättung). Eine Wirtschaftlichkeitsrechnung, die ausschließlich auf aktuelle Spreads setzt, sollte mit verschiedenen Szenarien arbeiten.

Netzentgelte: der regulatorische Knackpunkt

Für Arbitrage entscheidend ist §118 Abs. 6 EnWG. Speicher, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen, sind für 20 Jahre von den Netzentgelten auf den Bezug der zu speichernden Energie befreit, allerdings nur, wenn der gespeicherte Strom zeitverzögert wieder ins Netz eingespeist wird. Für Strom, der im Speicher landet und anschließend vor Ort verbraucht wird (Eigenverbrauch, Lastspitzenkappung), greift die Befreiung nicht. In Multi-Use-Projekten sind Ladevorgänge regulatorisch also nicht gleichwertig.

Ab 2029 löst die neue Netzentgeltsystematik (AgNes) die Vollbefreiung ab. Nach aktuellem Stand zahlen Speicher dann einen jährlichen Kapazitätspreis (rund 4 bis 7 Euro pro kW und Jahr), aber keinen Arbeitspreis auf die gehandelten Mengen. Für Arbitrage-Modelle mit vielen Lade- und Entladezyklen ist das vergleichsweise günstig, weil nicht jede einzelne Kilowattstunde bepreist wird.

→ Für die Projektplanung heißt das: Speicher, die vor dem Stichtag in Betrieb gehen, profitieren von der Befreiung auf der Bezugsseite. Ob und wie lange der Bestandsschutz greift und welche Bedingungen (etwa eine dokumentierte finale Investitionsentscheidung) gelten, haben wir im Beitrag Was ist MiSpeL? Mischnutzung von Gewerbespeichern einfach erklärt zusammengefasst.

Multi-Use: Arbitrage und Eigenverbrauch aus einem Speicher

Der wirtschaftlich spannendste Fall ist, wenn ein Gewerbespeicher gleichzeitig für Eigenverbrauchsoptimierung, Lastspitzenkappung und Arbitrage eingesetzt wird. Das nennt man Multi-Use oder Value-Stacking.

Technisch ist das kein Problem, der Speicher ist ein physisches Gerät, das laden und entladen kann. Die Herausforderung liegt darin, dass der Netzbetreiber und die Abrechnungssysteme wissen müssen: Welche Kilowattstunde war Eigenverbrauch und welche war Arbitrage? Denn daran hängen unterschiedliche Netzentgelte, Umlagen und EEG-Förderansprüche.

Brauche ich physisch zwei Speicher?

Nein. Eine physische Trennung in zwei separate Speicher ist nicht nötig. Was Sie brauchen, ist ein sauberes Messkonzept und die rechnerische Abgrenzung der Stromherkünfte.

Diese Abgrenzung regelt die MiSpeL-Festlegung der Bundesnetzagentur. Wie das Messkonzept aufgebaut ist (die Zählerkaskade aus Z1 und Z2), wie die Vorrangregeln die Strommengen viertelstündlich zuordnen, warum DC-gekoppelte Speicher nach aktuellem Stand außen vor sind und was MiSpeL alles nicht regelt (Netzentgelte, Umlagen, Steuern), erklären wir ausführlich in unserem Beitrag Was ist MiSpeL? Mischnutzung von Gewerbespeichern einfach erklärt.

Für die Arbitrage-Planung reicht es zu wissen: Ein einzelner Speicher kann Grün- und Netzstrom mischen, MiSpeL sorgt dafür, dass der PV-Anteil seine Förderung behält, und die Zuordnung erfolgt viertelstündlich über zwei Zählpunkte.

Häufige Denkfehler bei der Arbitrage-Planung

"Arbitrage allein macht den Speicher wirtschaftlich." → In den allermeisten Fällen nicht. Die Arbitrage-Erlöse allein reichen selten für eine schnelle Amortisation. Die Stärke liegt im Multi-Use: Wenn der Speicher ohnehin für Eigenverbrauch und Lastspitzenkappung installiert wird, sind die zusätzlichen Arbitrage-Erlöse ein willkommener Bonus, der die Amortisation verkürzt.

"Mein Kunde kann direkt an der Börse handeln." → Nein. Für jede Marktteilnahme braucht es einen Bilanzkreis, eine Börsenzulassung und 24/7-Handelsinfrastruktur. Das läuft über einen Direktvermarkter oder Aggregator.

"Bezugsoptimierung und Arbitrage sind dasselbe." → Nein. Bei der Bezugsoptimierung fließt Strom nur in eine Richtung (Netz zum Betrieb). Bei der Arbitrage in beide Richtungen (Netz, Speicher, Netz). Das hat völlig unterschiedliche regulatorische Konsequenzen für Netzentgelte, Umlagen und Messkonzepte.

"Der Netzbetreiber sieht doch, welcher Strom wohin fließt." → Der Netzbetreiber sieht am Zähler nur den Netto-Fluss, nicht, ob die Kilowattstunde im Speicher aus PV oder aus dem Netz stammte. Genau dafür braucht es die MiSpeL-Abgrenzungslogik.

"Mehr Zyklen = mehr Geld." → Stimmt nur bedingt. Jeder Zyklus kostet Degradation, und die Spreads sind nicht an jedem Tag gleich. Ein intelligentes EMS muss abwägen: Lohnt sich der Zyklus unter Berücksichtigung von Spread, Verlusten, Degradationskosten und alternativen Einsatzmöglichkeiten (z. B. Lastspitzenkappung)?

Checkliste: Wann kommt Arbitrage für Ihr Projekt in Frage?

• Speichergröße: mindestens ca. 50 kW / 100 kWh, damit ein Aggregator den Speicher poolen kann. Darunter ist der Marktzugang aktuell schwierig.

• Inbetriebnahme bis 4. August 2029: sichert die 20-jährige Netzentgeltbefreiung (Details und Bestandsschutz-Bedingungen im MiSpeL-Beitrag).

• Aggregator/Vermarkter: frühzeitig Kontakt aufnehmen und klären, welche technischen Anforderungen an das Speichersystem gestellt werden (Fernsteuerbarkeit, Schnittstellen, Reaktionszeiten).

• EMS-Fähigkeit: Das Energiemanagementsystem muss Multi-Use beherrschen, also Arbitrage, Eigenverbrauch und Lastspitzenkappung intelligent kombinieren können.

• Messkonzept: mindestens Z1 (Netzanschluss) und Z2 (Speicher/PV) mit viertelstündlicher RLM-Messung. Für MiSpeL-Konformität prüfen, ob ein zusätzlicher PV-Erzeugungszähler sinnvoll ist.

• Wirtschaftlichkeitsrechnung: Arbitrage nie isoliert kalkulieren, sondern immer im Multi-Use-Kontext. Verschiedene Spread-Szenarien und Netzentgelt-Entwicklungen durchspielen.

Ausblick

Arbitrage mit Gewerbespeichern ist kein Zukunftsthema mehr. Die Märkte sind da, die Preise sind volatil genug, und der regulatorische Rahmen nimmt mit MiSpeL langsam Form an. Für Solarteure und Installateure bedeutet das: Wer Gewerbespeicher verkauft, wird zunehmend nach Arbitrage und Multi-Use gefragt werden. Die Grundlagen zu verstehen, wie der Strommarkt funktioniert, warum ein Bilanzkreis nötig ist, was MiSpeL an Messkonzepten verlangt, macht den Unterschied zwischen einem oberflächlichen Angebot und einer fundierten Beratung.

Die größte Unsicherheit liegt aktuell in der Netzentgelt-Entwicklung nach 2029 und in der finalen Ausgestaltung der MiSpeL-Festlegung. Wir empfehlen, diese Entwicklungen eng zu verfolgen und bei der Wirtschaftlichkeitsrechnung konservativ zu bleiben.