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 – 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 – wann wird geladen, wann entladen, auf welchem Markt wird gehandelt.

• Die Mengenbilanzierung und Abrechnung.

Für Kunden die Arbitrage nutzen wollen bedeutet das: Er stellt eine klar definierte Speicherflexibilität zur Verfügung (z. B. 50 kW / 100 kWh) und bekommt 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-/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/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-/Entladezeitfenster). Erfahrungswerte liegen bei 50–70 %, also ca. 6–8 ct/kWh.

• Abzüge: Roundtrip-Verluste (10–15 %), Vermarkter-Fee (20–30 % der Erlöse) und Degradationskosten (ca. 1–2 ct/kWh pro Zyklus bei 400–500 €/kWh Investitionskosten und 6.000 Zyklen Lebensdauer) ergeben netto ca. 3–4 ct/kWh beim Betreiber.

• Hochrechnung: Bei 0,5–0,7 Vollzyklen pro Tag im Jahresmittel: 100 kWh × 0,035 €/kWh × 200 Tage = ca. 700 €/Jahr als realistischer Erwartungswert; je nach Spread-Entwicklung ca. 600–1.200 €/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+ 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 → Glättung). Eine Wirtschaftlichkeitsrechnung, die ausschließlich auf aktuelle Spreads setzt, sollte mit verschiedenen Szenarien arbeiten.

Netzentgelte: Der regulatorische Knackpunkt

Aktuelle Regelung (§ 118 Abs. 6 EnWG, Stand 2026): Speicher, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen, sind für 20 Jahre von den Netzentgelten für 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 also regulatorisch nicht gleichwertig – was das Messkonzept und die MiSpeL-Zuordnung (siehe Abschnitt 4) umso wichtiger macht.

Was sich ändert: Die Bundesnetzagentur hat am 16. Januar 2026 im Rahmen des AgNes-Verfahrens Orientierungspunkte zu Speichernetzentgelten veröffentlicht und macht darin deutlich: Die Vollbefreiung ist aus ihrer Sicht europarechtlich nicht haltbar und energiewirtschaftlich nicht zweckmäßig. Speicher sollen sich künftig an den Netzkosten beteiligen. Die vorgeschlagene Systematik sieht arbeitspreisbasierte Netzentgelte nur auf die saldierten Mengen vor, also im Wesentlichen auf die Speicherverluste, nicht auf jede geladene und entladene kWh. Das wäre für Arbitrage-Modelle deutlich weniger belastend als eine Bepreisung jeder einzelnen kWh. Daneben soll ein Kapazitätspreis (Bestellleistung) als Finanzierungsbeitrag bestehen bleiben. Zudem sind dynamische Netzentgelte mit Anreizfunktion im Gespräch, die netzdienliches Verhalten belohnen sollen.

→ Für die Projektplanung heißt das: Speicher, die vor 2029 in Betrieb gehen, profitieren aktuell von der gesetzlichen Vollbefreiung auf der Bezugsseite. Ob und wie lange diese Bestandsschutz genießt, ist jedoch Gegenstand laufender Verfahren.

Multiuse: 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 kWh 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 – sobald MiSpeL in Kraft ist – die rechnerische Abgrenzung der Stromherkünfte.

Was ist MiSpeL?

MiSpeL steht für Marktintegration von Speichern und Ladepunkten und ist eine Festlegung der Bundesnetzagentur, die voraussichtlich im diese Jahr (2026) finalisiert wird. MiSpeL löst ein fundamentales Problem: Bisher verlor ein Speicher seine komplette EEG-Förderfähigkeit, sobald auch nur eine einzige kWh Netzstrom geladen wurde (Ausschließlichkeitsprinzip). Mit MiSpeL wird eine anteilige Förderung möglich – auch wenn der Speicher gleichzeitig Netzstrom für Arbitrage lädt.

Dafür definiert MiSpeL zwei Optionen:

Abgrenzungsoption (für Gewerbespeicher relevant): Die Strommengen werden pro Viertelstunde rechnerisch zugeordnet – welcher Anteil ist förderfähiger Grünstrom, welcher ist Netzstrom/Arbitragestrom. Dies erfordert viertelstundengenaue Messung an mindestens zwei Zählpunkten.

Pauschaloption (für Kleinanlagen bis 30 kWp): Vereinfachtes Verfahren mit pauschalen Annahmen. Für gewerbliche Projekte in der Regel nicht relevant.

Das Messkonzept: Im Prinzip eine Kaskade

Wenn Sie als Installateur schon einmal ein Kaskaden-Messkonzept für PV + Wärmepumpe umgesetzt haben, kennen Sie das Prinzip bereits. Auch bei MiSpeL werden zwei Zähler in Reihe geschaltet:

• Z1 am Netzanschlusspunkt: Misst den gesamten Netzbezug und die gesamte Netzeinspeisung.

• Z2 am Speicher (und PV): Misst, was in den Speicher geladen und was entladen wird.

Die Differenz Z1 minus Z2 ergibt den Verbrauch des Gewerbebetriebs.

Soweit identisch zur klassischen Kaskade. Der Unterschied: Bei einer Kaskade mit Wärmepumpe reicht die Messung allein – Z1 minus Z2 = WP-Bezug, fertig, Abrechnung.

Bei MiSpeL reicht die Messung allein nicht, weil der Speicher ein Mischgefäß ist: PV-Strom und Netzstrom fließen hinein und vermischen sich. Beim Entladen kann kein Zähler der Welt sagen, ob die kWh aus PV oder aus dem Netz stammt. Deshalb packt MiSpeL Vorrangregeln als rechnerische Schicht auf die Messdaten obendrauf.

Die Vorrangregeln erklärt

MiSpeL nutzt zwei konservative Zuordnungsprinzipien:

Regel 1 – Beim Laden: Wenn gleichzeitig Netzbezug stattfindet und der Speicher lädt, wird angenommen, dass der Netzstrom zuerst in den Speicher geht. Erst der Rest der Speicherladung zählt als Grünstrom.

Beispiel: In einer Viertelstunde erzeugt die PV Strom, der Betrieb verbraucht, der Speicher lädt 10 kWh, und gleichzeitig zeigt Z1 einen Netzbezug von 4 kWh. → Die Vorrangregel ordnet zu: 4 kWh Netzstrom im Speicher, 6 kWh Grünstrom im Speicher.

Regel 2 – Beim Entladen: Wenn der Speicher entlädt und ins Netz einspeist, wird der Netzstromanteil zuerst als eingespeist gewertet. Erst darüber hinaus zählt die Einspeisung als förderfähiger Grünstrom.

Beispiel: Der Speicher enthält rechnerisch 4 kWh Netzstrom und 6 kWh Grünstrom. Er entlädt 10 kWh ins Netz. → 4 kWh gelten als nicht förderfähig (Arbitrage), 6 kWh gelten als förderfähig (Grünstrom).

Diese Regeln sind bewusst konservativ – sie maximieren den Netzstromanteil und minimieren den förderfähigen Anteil. Im Zweifel bekommt der Betreiber also weniger Förderung als ihm physisch zustehen würde. Das ist eine Schutzlogik, damit niemand Netzstrom als geförderten Grünstrom durchreichen kann.

Praxishinweis zur Genauigkeit: Da die Zuordnung auf Viertelstundenmittelwerten basiert, ist sie immer eine Näherung. Innerhalb einer Viertelstunde können sich Flüsse ändern (z. B. durch Wolkendurchzug bricht die PV-Leistung kurz ein, was vorübergehend zu Netzbezug führt). Die Messwerte bilden das nur als Mittelwert ab – die Zuordnung entspricht also nicht zwingend der physischen Realität jedes einzelnen Moments. Kunden sollten darüber informiert werden, dass die MiSpeL-Zuordnung eine regulatorisch definierte Näherung ist, keine exakte Messung.

Warum braucht es überhaupt Vorrangregeln?

Weil das MiSpeL-Messkonzept keinen separaten PV-Erzeugungszähler vorsieht. Z1 und Z2 messen Netto-Flüsse – aber nicht direkt, wie viel die PV in einer Viertelstunde erzeugt hat. Hätte man einen dritten Zähler direkt am PV-Wechselrichter, wüsste man exakt, wie viel PV-Strom in den Speicher geflossen ist. Die Vorrangregeln wären dann überflüssig.

Warum wird das nicht einfach so gemacht? Bei AC-gekoppelten Speichern (Standard im Gewerbe) wäre das tatsächlich problemlos möglich – PV-Wechselrichter und Batterie-Wechselrichter sind separate Geräte, jeweils mit eigenem Zähler messbar. Bei DC-gekoppelten Hybrid-Wechselrichtern teilen sich PV und Batterie jedoch denselben Wechselrichter, und am AC-Ausgang lässt sich nicht mehr trennen, welcher Strom woher kam. MiSpeL wurde so konzipiert, dass es für beide Fälle funktioniert – mit zwei Zählern und Vorrangregeln als kleinstem gemeinsamen Nenner.

→ Für die Projekte im Gewerbe mit AC-gekoppelten Systemen könnte ein zusätzlicher PV-Erzeugungszähler die Zuordnung verbessern und dem Kunden potenziell mehr Förderung sichern. Ob die finale MiSpeL-Festlegung das als Option vorsieht, bleibt abzuwarten.

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/Aggregator.

„Bezugsoptimierung und Arbitrage sind dasselbe." → Nein. Bei der Bezugsoptimierung fließt Strom nur in eine Richtung (Netz → 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 kWh 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 vor 2029: Sichert die 20-jährige Netzentgeltbefreiung.

• ☐ 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.

Gerne prüfen wir kostenlos und unverbindlich, ob Arbitrage für Ihr nächstes Gewerbespeicher-Projekt wirtschaftlich sinnvoll ist – auf Basis von Lastgang, PV-Daten und Standort.