Arbitrage Batteriespeicher
Mit der Novellierung von §118 Abs. 6 EnWG sind Strommengen, die ein Batteriespeicher aus dem Netz bezieht und später wieder in dasselbe Netz einspeist, von Netzentgelten befreit. Damit wird die Arbitrage mit Batteriespeichern erstmals in der Breite wirtschaftlich. Unternehmen können Strom in Niedrigpreisphasen laden, in Hochpreisphasen am Spotmarkt verkaufen und von der Preisdifferenz profitieren. In diesem Beitrag erfahren Sie, wie dieses Geschäftsmodell funktioniert, welche Voraussetzungen dafür gelten und wie sich Arbitrage von Spotpreisoptimierung und Regelenergie unterscheidet.
Die Strompreise an der Börse EPEX Spot schwanken im Tagesverlauf erheblich. In Stunden mit hoher Einspeisung aus Wind- und Solaranlagen bei gleichzeitig geringer Nachfrage sinken die Preise teils deutlich ab, während sie in Phasen knappen Angebots oder hoher Last spürbar anziehen.
Bei der Arbitrage wird sich diese Preisspreizung zunutze gemacht. Ein Speicher bezieht in Niedrigpreisphasen Strom aus dem Netz, hält ihn vor und speist ihn zu einem späteren Zeitpunkt wieder ein, wenn die Marktpreise höher liegen. Der Erlös ergibt sich aus der Differenz zwischen Einkaufs- und Verkaufspreis, abzüglich der Speicherverluste und Betriebskosten.
Die Befreiung nach §118 Abs. 6 EnWG gilt für Batteriespeicher, die zwischen dem 4. August 2011 und dem 3. August 2029 in Betrieb genommen werden, und läuft ab Inbetriebnahme 20 Jahre lang. Ende Mai 2026 hat die Bundesnetzagentur bestätigt, dass diese Regelung vorerst unangetastet bleibt und dem Vertrauensschutz Vorrang eingeräumt. Die Befreiung beschränkt sich dabei nicht auf Speicher im reinen Arbitragebetrieb, sondern wird anteilig gewährt: Auch gemischt genutzte Systeme profitieren auf den Anteil der gespeicherten Energie, der tatsächlich ins selbe Netz zurückfließt.
Die BNetzA arbeitet im Rahmen des AgNes-Verfahrens allerdings an einer grundlegenden Reform der Netzentgeltsystematik und hat angekündigt, zwischen 2030 und 2033 dynamische Netzentgelte für Speicher einzuführen, die netzdienliches Verhalten belohnen und reine Arbitrage stärker belasten. Für Unternehmen, die in einen Speicher mit Arbitrage-Komponente investieren wollen, lohnt es sich also, das aktuelle Zeitfenster zu nutzen.
Der grundlegende Ablauf ist bei jeder Form der Arbitrage gleich: Ein Batteriespeicher bezieht Strom in Niedrigpreisphasen aus dem Netz und speist ihn wieder ein, sobald die Marktpreise höher liegen. In der Praxis läuft dieser Prozess vollständig automatisiert ab, gesteuert durch ein Energiemanagementsystem, das Preisprognosen und Speicherkapazitäten in Echtzeit abgleicht.
Beim Day-Ahead-Handel werden Strom-Kauf- und Verkaufspositionen am Vortag über die Auktion an der EPEX Spot platziert. Für jede Viertelstunde des Folgetags wird ein Preis ermittelt, auf dessen Basis der Speicher seinen Fahrplan festlegt. Der Vorteil dieses Kanals liegt in der Planbarkeit: Die Preise sind am Vorabend bekannt, sodass Lade- und Entladezeitpunkte präzise vorausgeplant werden können. Die Spreads fallen im Vergleich zum Intraday-Handel allerdings tendenziell geringer aus. Laut dem ISEA Battery Revenue Index der RWTH Aachen erzielt ein Großspeicher über den Day-Ahead-Markt im 365-Tage-Durchschnitt rund 93.000 Euro pro Megawatt und Jahr.
Der Intraday-Markt ermöglicht den Handel bis kurz vor der physischen Lieferung und reagiert damit auf kurzfristige Veränderungen in Angebot und Nachfrage. Weil sich Prognoseabweichungen bei Wind und Solar häufig erst untertägig zeigen, sind die Preisausschläge hier oft stärker als am Day-Ahead-Markt. Für Batteriespeicher bedeutet das höhere Erlöschancen, aber auch mehr Komplexität in der Steuerung, weil das Energiemanagementsystem kontinuierlich auf neue Preissignale reagieren muss. Im ISEA-Index liegt der Erlös aus dem kontinuierlichen Intraday-Handel (IDC) bei rund 119.000 Euro pro Megawatt und Jahr.
Die Netzentgeltbefreiung nach §118 EnWG setzt voraus, dass Rückspeisung und Eigenverbrauch messtechnisch sauber voneinander getrennt werden. Nur so lässt sich nachweisen, welcher Anteil der gespeicherten Energie tatsächlich ins Netz zurückgeflossen ist. Die konkreten Anforderungen an Zählerkonzepte werden aktuell im sogenannten MiSpeL-Verfahren erarbeitet.
Unternehmen handeln in der Regel nicht selbst an der Strombörse, sondern beauftragen einen spezialisierten Direktvermarkter. Dieser übernimmt die Marktzulassung, die algorithmische Fahrplanoptimierung und die Abwicklung über Day-Ahead- und Intraday-Markt. Für das Unternehmen reduziert sich der operative Aufwand damit auf die Bereitstellung des Speichers und die Abstimmung der übergeordneten Betriebsstrategie.
Arbitrage lebt von täglichen Lade- und Entladezyklen. Der Speicher muss dafür eine ausreichende C-Rate mitbringen, also das Verhältnis von Lade-/Entladeleistung zur Kapazität, um innerhalb der verfügbaren Preisfenster vollständige Zyklen fahren zu können. Typische Systeme im Arbitragebetrieb sind auf mindestens zwei Zyklen pro Tag ausgelegt.
Das EMS gleicht Preisprognosen, Speicherzustand und Fahrpläne in Echtzeit ab und entscheidet automatisiert, wann geladen und wann eingespeist wird. Gerade im Intraday-Handel, wo sich Preissignale kurzfristig ändern, ist eine leistungsfähige Optimierungslogik die Voraussetzung dafür, die verfügbaren Spreads auch tatsächlich zu realisieren.
Arbitrage über den Day-Ahead- oder Intraday-Markt bringt als Einzelstrategie rund 93.000 bis 119.000 Euro pro Megawatt und Jahr. Deutlich mehr lässt sich erzielen, wenn der Speicher parallel mehrere Anwendungsfälle bedient, beispielsweise in Kombination mit Eigenverbrauchsoptimierung oder Lastmanagement durch Peak Shaving. Laut dem ISEA Battery Revenue Index der RWTH Aachen liegt der Erlös im Cross-Market-Betrieb bei rund 209.000 Euro pro Megawatt und Jahr.
Quelle: ISEA Battery Revenue Index, RWTH Aachen. 365-Tage-Durchschnitt, Stand Juni 2026. Basis: 2h-System, 2 Zyklen/Tag, 1 MW.
Lohnt sich Arbitrage für Ihren Betrieb? Die Antwort hängt von Ihrem Lastprofil, der Speicherdimensionierung und den vertraglichen Rahmenbedingungen ab. B+V Energie Consulting unterstützt Sie dabei, diese Fragen fundiert beantworten. Über unsere Energieberatung analysieren wir, welches Erlöspotenzial ein Speicher in Ihrem konkreten Fall bieten kann, und über unseren Energieeinkauf stellen wir sicher, dass die nötigen Beschaffungsmodelle und Marktzugänge vorhanden sind.
Eine feste Untergrenze gibt es nicht, weil die Wirtschaftlichkeit vom gesamten Anwendungs-Mix und den erzielbaren Spreads abhängt. Als Orientierung: Die meisten Arbitrage-Projekte arbeiten mit Speicherkapazitäten ab 200 kWh aufwärts, weil unterhalb dieser Schwelle die Fixkosten für Messkonzept, Direktvermarkter und EMS-Anbindung einen überproportional hohen Anteil der Erlöse aufzehren. In Kombination mit anderen Anwendungsfällen wie Eigenverbrauch oder Peak Shaving kann sich ein Speicher allerdings auch bei kleinerer Dimensionierung rechnen, wenn die Arbitrage-Komponente als zusätzlicher Erlösstrom mitläuft.
Ja. Anders als bei der Eigenverbrauchsoptimierung, die auf selbst erzeugten Strom angewiesen ist, bezieht ein Speicher im Arbitragebetrieb seine Energie vollständig aus dem Netz. Eine PV-Anlage ist dafür keine Voraussetzung.
Das zentrale Risiko liegt in der Preisentwicklung am Spotmarkt. Sinken die Spreads zwischen Hoch- und Niedrigpreisphasen dauerhaft, gehen auch die Arbitrage-Erlöse zurück. Hinzu kommt die regulatorische Unsicherheit: Die aktuell geltende Netzentgeltbefreiung kann sich im Rahmen der geplanten Netzentgeltreform ab 2030 verändern. Auf der technischen Seite beanspruchen tägliche Lade- und Entladezyklen die Batterie stärker als beispielsweise ein reiner Peak-Shaving-Betrieb, was sich langfristig auf die Lebensdauer auswirken kann. Diese Faktoren lassen sich durch eine sorgfältige Wirtschaftlichkeitsanalyse und die Einbindung in eine Multi-Use-Strategie deutlich abfedern.
Grundsätzlich ja, sofern einige Voraussetzungen erfüllt sind. Der Speicher muss über ein Messkonzept verfügen, das die Rückspeisung getrennt vom Eigenverbrauch erfasst, und er muss an einen Direktvermarkter mit Börsenzugang angebunden sein. Außerdem sollte das Energiemanagementsystem die nötige Optimierungslogik mitbringen, um Lade- und Entladezeitpunkte marktbasiert zu steuern. Ob sich die Nachrüstung im Einzelfall lohnt, hängt von der vorhandenen Hardware, der Restlebensdauer und dem bestehenden Betriebskonzept ab.
Die aktuelle Regelung nach §118 Abs. 6 EnWG gilt für Speicher, die bis zum 3. August 2029 in Betrieb genommen werden, und läuft ab Inbetriebnahme 20 Jahre lang. Wer innerhalb dieses Zeitraums investiert, genießt also langfristige Planungssicherheit. Für die Zeit danach hat die Bundesnetzagentur im Rahmen des AgNes-Verfahrens angekündigt, dynamische Netzentgelte für Speicher einzuführen, die netzdienliches Verhalten belohnen und reine Arbitrage stärker belasten. Wie diese Regelungen im Detail aussehen werden, ist aktuell noch offen.
Stand: Juli 2026
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