Bei der marktlichen Arbitrage geben also unterschiedliche Fristen zwischen Transaktions- und Lieferzeitpunkt die M\u00f6glichkeit zu Profiten. Eine Lieferfristarbitrage ist aber auch innerhalb eines dieser M\u00e4rkte m\u00f6glich. So k\u00f6nnen Power Trader etwa im Intraday-Handel ein und dasselbe Produkt zu verschiedenen Zeitpunkten handeln.<\/p>\n
Ihr H\u00e4ndler f\u00fcr erneuerbare Energien und Batteriespeicher<\/h2>\n
Dank unserer Handelserfahrung und Prognosetechnologie k\u00f6nnen wir gro\u00dfe Portfolios an erneuerbaren und flexiblen Energien zu wettbewerbsf\u00e4higen Preisen bewirtschaften. <\/span> Mehr erfahren<\/span><\/span> <\/a> <\/p>\n Wenn Verbraucher ihren Strom nicht gerade selbst mittels PV-Anlagen erzeugen und vor Ort selbst verbrauchen, muss Strom vom Produktions- zum Verbrauchsort transportiert werden. Dies allein gibt noch keine Gelegenheit f\u00fcr Arbitragegewinne. Denn in Deutschland und vielen anderen L\u00e4ndern sehen die Regularien vor, dass Strom im ganzen Land zu Einheitspreisen<\/a> gehandelt wird.<\/p>\n Windstrom aus Mecklenburg-Vorpommern, der schw\u00e4bische Industrieanlagen in Gang setzt, wechselt den r\u00e4umlichen Markt also nicht. Bayrischer Solarstrom, der Pumpspeicherkraftwerke in der Schweiz oder \u00d6sterreich f\u00fcllt, tut das sehr wohl \u2013 auch wenn die geografische Distanz weit k\u00fcrzer ist.<\/p>\n In L\u00e4ndern, die wie etwa Schweden, Italien oder die USA ihre Stromnetze in mehrere Strompreiszonen unterteilen, ist r\u00e4umliche Arbitrage auch im nationalen Handel m\u00f6glich und sogar Usus.<\/p>\n Nicht zu verwechseln mit der marktlichen Arbitrage ist die zeitliche Arbitrage. W\u00e4hrend Erstere Preisunterschiede zwischen Lieferfristen nutzt, geht es bei Letzterer um die Preisdifferenzen zu verschiedenen Lieferzeitpunkten. Um zeitliche Arbitragegewinne zu erzielen, ist es also notwendig, die Produktion zu verschieben oder den Strom, beziehungsweise die Energie zu speichern. Zeitliche Arbitrage betreibt aber auch der Kohlekraftwerksbetreiber, der seine Erzeugung drosselt und Lieferzusagen stattdessen durch Zukauf von g\u00fcnstiger verf\u00fcgbarem Wind- oder Solarstrom erf\u00fcllt.<\/p>\n Zeitverz\u00f6gerte Einspeisung und die damit verbundene Arbitrage ist seit Jahrzehnten das Gesch\u00e4ftsmodell von Pumpspeicherkraftwerken. Die starken Ausschl\u00e4ge des Strompreises, die durch den Ausbau der Erneuerbaren Energien entstehen, haben diese Form der Arbitrage jedoch dynamisiert.<\/p>\n Stromlieferungen k\u00f6nnen in verschiedenen Produkten nach L\u00e4nge des Zeitraums verkauft werden. Es gibt also zum Beispiel Tages-, Stunden- oder Viertelstundenprodukte. Bei der Produkt-Arbitrage fassen Arbitrageure mehrere kleine Produkte zu einem gr\u00f6\u00dferen zusammen (bspw. 4 Viertelstunden zu einer Stunde) oder umgekehrt.<\/p>\n Gerade im Intraday-Handel kann der Strompreis extrem volatil sein und \u2013 in Extremf\u00e4llen \u2013 binnen einer Viertelstunde um mehrere 100 Prozent steigen oder fallen. F\u00fcr Produzenten wie Verbraucher sind dies Risiken, die sie zu vermeiden suchen. Stromh\u00e4ndlern bieten sie eine Chance auf Arbitragegewinne.<\/p>\n Selbst am Intraday-Markt, wo Strompreise zentral versteigert werden, k\u00f6nnen sie sich st\u00fcndlich um mehrere 100 % steigen oder fallen<\/p>\n Arbitragegesch\u00e4fte kommen dann zustande, wenn die Differenz zwischen den angenommenen Preisen (P) die erwarteten Transaktionskosten (T) nebst Risikoaufschl\u00e4gen (R) \u00fcbersteigt: P > T + R. Die Herausforderung f\u00fcr Arbitrageure ist es, diese drei Faktoren richtig einzusch\u00e4tzen.<\/p>\n Die Gleichung ist sehr einfach: Preisdifferenz (P) = Einkaufspreis (E) – Verkaufspreis (V). Die Schwierigkeit liegt darin, die Strompreise E und V richtig zu prognostizieren.<\/p>\n Das Hauptrisiko liegt hierbei darin, die Preise falsch einzusch\u00e4tzen. Wer im falschen Moment zuschl\u00e4gt, kann mehr bezahlen als n\u00f6tig. Wer den Verkaufspreis falsch einsch\u00e4tzt, kann den Strom m\u00f6glicherweise nicht mehr gewinnbringend verkaufen. Da Kauf und Verkauf einer Einheit Strom nie zeitgleich erfolgen, besteht zudem die M\u00f6glichkeit, dass sich das Verh\u00e4ltnis von E und V zu Ungunsten des Arbitrageurs ver\u00e4ndern. Selbst Sekundenbruchteile k\u00f6nnen gen\u00fcgen, damit sich B\u00f6rsenpreise \u00e4ndern.<\/p>\n Zu den strommarktspezifischen Transaktionskosten (T) geh\u00f6ren je nach Art der Arbitrage: B\u00f6rsengeb\u00fchren, Netzentgelte (vor allem bei netz\u00fcberschreitendem Stromtransport) sowie etwaige Umspannkosten und Einfuhrz\u00f6lle f\u00fcr Drittl\u00e4nder etc. Au\u00dferdem m\u00fcssen allgemeine Betriebskosten wie Raummiete, L\u00f6hne und Geh\u00e4lter oder Unternehmenssteuern durch die Arbitragegesch\u00e4fte gedeckt werden.<\/p>\n Risiken entstehen bei den Transaktionskosten vor allem aus der Verf\u00fcgbarkeit der Ressourcen: B\u00f6rsen k\u00f6nnen IT-Probleme haben, Erzeugungsanlagen und Stromnetze k\u00f6nnen ausgelastet sein und Interkonnektoren, also die \u00dcberg\u00e4nge zwischen zwei nationalen Stromnetzen oder Gebotszonen, k\u00f6nnen ausfallen. Hinzu kommen betriebswirtschaftliche Risiken, die jedoch nicht spezifisch f\u00fcr den Strommarkt sind: Mitarbeiter k\u00f6nnen erkranken, Beh\u00f6rden k\u00f6nnen \u00dcberpr\u00fcfungen veranlassen, Kunden k\u00f6nnen in Zahlungsverzug geraten oder gar insolvent werden.<\/p>\n Wie jedes Wirtschaftsunternehmen m\u00fcssen auch Stromh\u00e4ndler ihre Risiken absch\u00e4tzen, kalkulieren und einpreisen. Dazu geh\u00f6rt das Risiko falscher Prognosen ebenso wie Transaktionsrisiken. Auch die Risikobewertung selbst unterliegt dem Risiko der Fehleinsch\u00e4tzung.<\/p>\n Stromh\u00e4ndler, die ihre Risiken zu niedrig einsch\u00e4tzen, laufen langfristig Gefahr, Verluste zu machen. Wer dagegen seine Risikoaufschl\u00e4ge unn\u00f6tig hoch ansetzt, hat einen Wettbewerbsnachteil auf dem stark umk\u00e4mpften Stromhandelsmarkt.<\/p>\n Dies gilt insbesondere f\u00fcr Stromh\u00e4ndler, die nicht oder nicht nur auf eigene Rechnung traden, sondern ihre Dienstleistungen anderen Unternehmen anbieten, also zum Beispiel Erzeugungsanlagen oder Stromspeicher zu vermarkten oder die Strombeschaffung f\u00fcr Gro\u00dfverbraucher oder Stadtwerke zu \u00fcbernehmen.<\/p>\n W\u00e4hrend sich Strompreise buchst\u00e4blich in Sekundenbruchteilen ver\u00e4ndern k\u00f6nnen, sind Transaktionskosten im Stromhandel kurz- bis mittelfristig gut kalkulierbar. Aber welche strommarktspezifischen Preis- und Transaktionsrisiken sind bei den verschiedenen Arten der Arbitrage besonders relevant? Dies soll anhand von Beispielen verdeutlicht werden.<\/p>\n Ein Stromh\u00e4ndler hat am OTC-Terminmarkt (\u201eOver the counter\u201c, also im au\u00dferb\u00f6rslichen Handel) Strom f\u00fcr 80 \u20ac\/MWh mit Lieferdatum 9. September zwischen 14 Uhr und 15 Uhr gekauft. Am 8. September leitet er aus seinen Wetterprognosen ab, dass am n\u00e4chsten Tag weniger Erneuerbare Energie zur Verf\u00fcgung stehen wird als bisher angenommen. Tats\u00e4chlich kostet der Strom am Day-ahead-Markt f\u00fcr denselben Lieferzeitpunkt bereits 82 \u20ac\/MWh. Der Stromh\u00e4ndler h\u00e4lt das f\u00fcr eine realistische Prognose und verkauft seinen Strom aus dem Terminmarkt am Day-ahead-Markt zu diesem Preis.<\/p>\n Am n\u00e4chsten Morgen \u00fcbermittelt ihm sein Wetteranalyst eine neue Vorhersage. Nun geht er davon aus, dass der Strompreis weiter auf 86 \u20ac\/MWh steigen wird. Da die Megawattstunde f\u00fcr 84 \u20ac\/MWh angeboten wird, kauft er Strom zu diesem Preis. Bei dieser Art von Arbitrage ist das Preisrisiko erheblich. Das Wetter h\u00e4tte auch besser ausfallen k\u00f6nnen, als zum Zeitpunkt der Transaktion auf dem Terminmarkt vermutet. Dann h\u00e4tte der Power Trader mit seinem Handel Verlust gemacht. Auch im Intraday-Handel ist sehr unsicher, ob der H\u00e4ndler mit seiner Intraday-Prognose \u2013 entgegen der allgemeinen Marktstimmung, wie sie sich im Strompreis widerspiegelt \u2013 Recht beh\u00e4lt.<\/p>\n Bei langfristigen Termingesch\u00e4ften werden statt tages-, stunden oder gar viertelstundengenauen Lieferzeitr\u00e4umen Monats-, Quartals oder Jahresprodukte gehandelt. Deshalb geben hier keine Wetterprognosen den Ausschlag f\u00fcr die Preise, sondern politische, konjunkturelle oder strategische Unsicherheiten.<\/p>\n Die schwankenden Preise sind also Ausdruck einer Vielzahl von Faktoren, zu denen der erwartete Ausbau der Strominfrastruktur (Erneuerbare Energien, Stromspeicherkapazit\u00e4t, \u00dcbertragungsnetzkapazit\u00e4t etc.) z\u00e4hlt, das Strommarktdesign (Energy Only und\/oder Kapazit\u00e4tsmarkt), die F\u00f6rdermittel sowie sonstige Regularien wie der Emissionsrechtehandel in der EU, aber auch erwartete Investitionen energieintensiver Branchen. Dass die langfristigen Terminmarktpreise t\u00e4glich schwanken (s. Grafik) kann aber ganz n\u00fcchtern betrachtet auch davon abh\u00e4ngen, welchem Analysten gerade der meiste Glaube geschenkt wird.<\/p>\n Am langfristigen Terminmarkt f\u00fcr Deutschland spiegelt sich die Marktprognose: Mitte des Jahrzehnts werden noch hohe Strompreise erwartet, weil die Emissionszertifikate und damit die fossile Stromerzeugung teurer werden. Gegen Ende des Jahrzehnts wird offenbar erwartet, dass der Ausbau der preiswerten Erneuerbaren diesen Effekt \u00fcberkompensiert, sodass der Strompreis f\u00e4llt.<\/p>\n Netz-, Soft- oder Hardware-Probleme beim K\u00e4ufer, beim Verk\u00e4ufer oder bei der Handelsplattform k\u00f6nnen den Handel beeintr\u00e4chtigen. Gerade wenn sie bei einem der beiden Transaktionspartner auftreten, k\u00f6nnen sie das Gesch\u00e4fte um entscheidende Momente verz\u00f6gern. Wenn sich der Strompreis in diesem Zeitraum \u00e4ndern, kann durchaus auch positive, aber eben auch negative Auswirkungen auf das Ergebnis der Arbitrage haben. Ein Beispiel daf\u00fcr ereignete sich am 25. Juni 2024<\/a>, als kurzzeitig die grenz\u00fcberschreitende Zuweisung von \u00dcbertragungskapazit\u00e4ten fehlschlug. W\u00e4hrend die Solarkraft in Deutschland an Sommertagen auf Hochtouren produziert, drohen in Frankreich die Kernreaktoren zu \u00fcberhitzen und m\u00fcssen abgeschaltet werden. W\u00e4hrend die Strompreise in Frankreich unvorhergesehen steigen, fallen sie in Deutschland mittags unter null. Wer nun aus Termingesch\u00e4ften ein Kontingent an deutschen Strom h\u00e4lt, hat gute Chancen auf erkleckliche Arbitragegewinne in Frankreich \u2013 zumindest solange er \u00fcber die n\u00f6tige Interkonnektorenkapazit\u00e4t verf\u00fcgt.<\/p>\n Anders als bei den meisten anderen Handelsg\u00fctern w\u00e4chst das zeitliche Risiko beim Strom nicht mit der Distanz, da Strom bei bestehendem Netz keine relevante \u00dcbertragungsdauer hat. Daher kann f\u00fcr ein Kilowatt, das in Schleswig-Holstein eingespeist wird, im selben Moment ein Kilowatt in Paris entnommen werden, solange die \u00dcbertragungskapazit\u00e4t ausreicht. Es kann also nicht passieren, dass man Strom aus Deutschland losschickt und er weniger wert ist, wenn er in Frankreich ankommt.<\/p>\n Das Preisrisiko ist bei der r\u00e4umlichen Arbitrage also theoretisch genau so strukturiert wie bei der Lieferfristarbitrage. Allerdings bedarf es Kenntnisse \u00fcber die Preismechanismen beider r\u00e4umlichen M\u00e4rkte, die sich aufgrund von Regularien sowie Verbrauchs- und Erzeugungsmustern erheblich unterscheiden k\u00f6nnen.<\/p>\n Das Gesamtrisiko ist bei der r\u00e4umlichen Arbitrage aber deshalb latent h\u00f6her als bei der marktlichen, weil der Strom mehrere Stromnetze beziehungsweise Netzebenen durchflie\u00dft. Denn auch wenn Strom quasi in Echtzeit \u00fcbertragen wird, steigt mit der geografischen Distanz, das Risiko, dass Komponenten der Strom\u00fcbertragung und -transformation (Leitungen, Interkonnektoren, Umspannwerke) ausfallen.<\/p>\n Auch Zahlungsverz\u00f6gerungen oder -ausf\u00e4lle sind bei ausl\u00e4ndischen Kunden zwar nicht per se wahrscheinlicher, erzeugen aber tendenziell h\u00f6here administrative und juristische Kosten als bei inl\u00e4ndischen. Bei langfristigen Termingesch\u00e4ften kommen politische Risiko hinzu \u2013 etwa, dass sich Transport- oder Zollgeb\u00fchren oder auch Regularien \u00e4ndern.<\/p>\n Ein Stromh\u00e4ndler entdeckt am Vormittag, dass ein Produzent die vier Viertelstundenlieferungen zwischen 16 Uhr und 17 Uhr f\u00fcr einen Durchschnittspreis von 100 \u20ac\/MWh anbietet. Gleichzeitig hat er einen K\u00e4ufer, der f\u00fcr die gesamte Stunde 102 \u20ac\/MWh bietet. Er schlie\u00dft alle f\u00fcnf Transaktionen ab und erzielt einen Arbitragegewinne von 2 \u20ac\/MWh.<\/p>\n Preise k\u00f6nnen sich binnen Sekundenbruchteilen \u00e4ndern. Die Momente zwischen Kauf- und Verkauf bergen also das Risiko, dass positive Preisdifferenzen schwinden oder sich gar in Verluste umkehren.<\/p>\n Probleme mit der Handelsinfrastruktur bilden hierbei wohl das Hauptrisiko. Verglichen mit anderen Formen der Arbitrage kommt die Produkt-Arbitrage dem Ideal einer risikolosen Arbitrage wohl am n\u00e4chsten.<\/p>\n Es steht eine windige Herbstnacht bevor. Der Betreiber eines Pumpspeicherkraftwerks kauft am Day-ahead-Markt Strom f\u00fcr den Zeitraum zwischen 0 und 7 Uhr zu einem durchschnittlichen Preis von 92 \u20ac\/MWh, um das halbleere Speicherbecken bis zum Rand aufzuf\u00fcllen. Da am n\u00e4chsten Vormittag die Industriebetriebe ihre Produktion hochfahren werden, bevor die Sonne aufgeht, wird der Strompreis zwischen 6 Uhr und 11 Uhr auf fast 145 \u20ac\/MWh steigen. Schon das w\u00e4re ein gutes Gesch\u00e4ft, doch es ist noch mehr drin. Die Statistik der Bundesnetzagentur zeigt, dass Pumpspeicherkraftwerke am Vormittag des 21. November 2024 tats\u00e4chlich zwischen 14 Uhr und 20 zu den h\u00f6heren Preisen deutlich mehr Strom eingespeist haben als am Vormittag zu den relativ zum Mittag hohen Preisen. (Quelle: SMARD<\/a>, Eigene Darstellung)<\/p>\n \u00c4hnlich der kurzfristigen Lieferfristarbitrage besteht das Hauptrisiko darin, dass sich Wetter- und Verbrauchsprognosen zwischen Kauf und Verkauf \u00e4ndern. Mutigere PSW-Betreiber k\u00f6nnten zudem darauf hoffen, dass sich am Intraday-Markt noch h\u00f6here Preise ergeben und erst dort den eingespeicherten Strom ver\u00e4u\u00dfern. Dies k\u00f6nnte sich je nach sp\u00e4teren Wetterprognosen positiv oder negativ auf die Einnahmen auswirken.<\/p>\n Die Umwandlung von Energie ist immer mit Verlusten verbunden. Diese stellen zwar zun\u00e4chst einmal keine Risiken, sondern gut berechenbare Transaktionskosten dar, die per se h\u00f6here Preisunterschiede f\u00fcr Arbitragegewinne erfordern.<\/p>\n Pumpspeicherkraftwerke haben einen Wirkungsgrad von rund 80 Prozent. Das bedeutet, von jeder gekauften und eingespeicherten Megawattstunde lassen sich nur rund 800 Kilowattstunden verkaufen und liefern. Eine weitere Unsicherheit besteht auch hier im Wetter: Vor allem im Sommer k\u00f6nnen Verdunstungsverluste entstehen, Niederschl\u00e4ge hingegen schenken den Betreiber zus\u00e4tzliche Kapazit\u00e4t. <\/p>\n Bei Batteriespeichern liegt der Wandlungsverlust unter f\u00fcnf Prozent. Daf\u00fcr fallen Kosten zur K\u00fchlung an. Ein K\u00fchlsystem, das auf ein ortstypisches Temperaturspektrum ausgelegt ist, kann bei Extremtemperaturen \u00fcberfordert sein. Dies kann eine vor\u00fcbergehende Abschaltung erforderlich machen oder im Extremfall zu dauerhaften Kapazit\u00e4tsverlusten f\u00fchren.<\/p>\n Au\u00dferdem k\u00f6nnen auch bei der zeitlichen Arbitrage technische Fehler erhebliche Verluste hervorrufen: F\u00e4llt ein Kraftwerk zum Zeitpunkt der Lieferung aus, muss der Betreiber den bereits verkauften Strom dann zu wom\u00f6glich viel h\u00f6heren Preisen kaufen, um seine Lieferverpflichtung zu erf\u00fcllen.<\/p>\n Die Kunst der Arbitrage liegt also nicht allein darin, Preisunterschiede zu identifizieren und auszunutzen. Neben Kalkulation und Prognose von Strompreisen, m\u00fcssen Stromh\u00e4ndler eine lange Reihe weiterer Faktoren einbeziehen und Risiken abw\u00e4gen. Arbitrage<\/span><\/span> <\/a> Base-Preis, Peak-Preis & Off-Peak-Preis<\/span><\/span> <\/a> Batteriespeicher<\/span><\/span> <\/a> Energiebeschaffung<\/span><\/span> <\/a> Energiem\u00e4rkte f\u00fcr Batteriespeicher<\/span><\/span> <\/a> Flex-Trading auf Spotm\u00e4rkten<\/span><\/span> <\/a> Grenzkosten der Stromerzeugung und Merit Order<\/span><\/span> <\/a> Hedging<\/span><\/span> <\/a> Industriestrompreis<\/span><\/span> <\/a> Komponenten von Batteriespeichern und ihre Funktionen <\/span><\/span> <\/a> Liquid PPA<\/span><\/span> <\/a> Marginal Pricing<\/span><\/span> <\/a> Marktwert von Erneuerbaren Energien<\/span><\/span> <\/a> Merchant PPA<\/span><\/span> <\/a> Off-Peak-Preis<\/span><\/span> <\/a> On- & Offsite-PPA<\/span><\/span> <\/a> Pay-as-Clear vs. Pay-as-Bid<\/span><\/span> <\/a> Peak-Price<\/span><\/span> <\/a> Physisches PPA<\/span><\/span> <\/a> Power Purchase Agreement (PPA)<\/span><\/span> <\/a> Regelenergie, Regelleistung & Regelarbeit<\/span><\/span> <\/a> REMIT<\/span><\/span> <\/a> Strompreisbildung in Deutschland<\/span><\/span> <\/a> Technische Kennzahlen von Batteriespeichern<\/span><\/span> <\/a> Uniform Pricing, Pay-as-Clear, Marginal Pricing<\/span><\/span> <\/a> Value Stacking<\/span><\/span> <\/a> Virtuelles PPA<\/span><\/span> <\/a> <\/p>\n Die Umstellung auf 100 % erneuerbare Energien ist eine Generationenaufgabe, die Innovation und Wissen in einem noch nie dagewesenen Umfang erfordert. Wir werden schneller zu 100 % erneuerbaren Energien gelangen, wenn wir als Generation so viele Informationen wie m\u00f6glich miteinander teilen. Das ist es, was wir mit unserer School of Flex anstreben.<\/span><\/span><\/span><\/span><\/p>\n „Wie viel Geld kann ich mit einer Batterie verdienen?“ Das werden wir h\u00e4ufig gefragt. Um die Frage zu beantworten, haben wir den Flex Index entwickelt. Er zeigt transparent den monet\u00e4ren Wert der Flexibilit\u00e4t auf dem deutschen Strommarkt an.<\/p>\n __CONFIG_colors_palette__{„active_palette“:0,“config“:{„colors“:{„77416“:{„name“:“Main Accent“,“parent“:-1},“3c48b“:{„name“:“Accent Dark“,“parent“:“77416″,“lock“:{„saturation“:1}}},“gradients“:[]},“palettes“:[{„name“:“Default“,“value“:{„colors“:{„77416“:{„val“:“var(–tcb-color-1)“,“hsl“:{„h“:0,“s“:0.01,“l“:0.99,“a“:1}},“3c48b“:{„val“:“rgb(182, 129, 132)“,“hsl_parent_dependency“:{„h“:356,“l“:0.61,“s“:0.27}}},“gradients“:[]},“original“:{„colors“:{„77416“:{„val“:“rgb(19, 114, 211)“,“hsl“:{„h“:210,“s“:0.83,“l“:0.45,“a“:1}},“3c48b“:{„val“:“rgb(12, 17, 21)“,“hsl_parent_dependency“:{„h“:206,“s“:0.27,“l“:0.06,“a“:1}}},“gradients“:[]}}]}__CONFIG_colors_palette__ <\/span> Mehr erfahren<\/span><\/span> <\/a> <\/p>\n Nichts geht \u00fcber Expertenwissen aus erster Hand. H\u00f6ren Sie rein, was unsere Stromh\u00e4ndler und Ingenieure zu berichten haben \u2013 \u00fcber ihren Job, das Marktumfeld und die Dinge, an denen wir gerade arbeiten.<\/p>\n __CONFIG_colors_palette__{„active_palette“:0,“config“:{„colors“:{„77416“:{„name“:“Main Accent“,“parent“:-1},“3c48b“:{„name“:“Accent Dark“,“parent“:“77416″,“lock“:{„saturation“:1}}},“gradients“:[]},“palettes“:[{„name“:“Default“,“value“:{„colors“:{„77416“:{„val“:“var(–tcb-color-1)“,“hsl“:{„h“:0,“s“:0.01,“l“:0.99,“a“:1}},“3c48b“:{„val“:“rgb(182, 129, 132)“,“hsl_parent_dependency“:{„h“:356,“l“:0.61,“s“:0.27}}},“gradients“:[]},“original“:{„colors“:{„77416“:{„val“:“rgb(19, 114, 211)“,“hsl“:{„h“:210,“s“:0.83,“l“:0.45,“a“:1}},“3c48b“:{„val“:“rgb(12, 17, 21)“,“hsl_parent_dependency“:{„h“:206,“s“:0.27,“l“:0.06,“a“:1}}},“gradients“:[]}}]}__CONFIG_colors_palette__ <\/span> Mehr erfahren<\/span><\/span> <\/a> <\/p>\n Alles, was Sie \u00fcber Flexibilit\u00e4t auf den Energiem\u00e4rkten wissen m\u00fcssen, an einem Ort? Geschrieben von Experten f\u00fcr Experten und Anf\u00e4nger gleicherma\u00dfen? Das ist es, was wir mit unserem Flexicon bezwecken.<\/p>\n __CONFIG_colors_palette__{„active_palette“:0,“config“:{„colors“:{„77416“:{„name“:“Main Accent“,“parent“:-1},“3c48b“:{„name“:“Accent Dark“,“parent“:“77416″,“lock“:{„saturation“:1}}},“gradients“:[]},“palettes“:[{„name“:“Default“,“value“:{„colors“:{„77416“:{„val“:“var(–tcb-color-1)“,“hsl“:{„h“:0,“s“:0.01,“l“:0.99,“a“:1}},“3c48b“:{„val“:“rgb(182, 129, 132)“,“hsl_parent_dependency“:{„h“:356,“l“:0.61,“s“:0.27}}},“gradients“:[]},“original“:{„colors“:{„77416“:{„val“:“rgb(19, 114, 211)“,“hsl“:{„h“:210,“s“:0.83,“l“:0.45,“a“:1}},“3c48b“:{„val“:“rgb(12, 17, 21)“,“hsl_parent_dependency“:{„h“:206,“s“:0.27,“l“:0.06,“a“:1}}},“gradients“:[]}}]}__CONFIG_colors_palette__ <\/span> Weitere Artikel entdecken<\/span><\/span> <\/a> <\/p>\n FLEXPOWER hilft Ihnen, Ihre Assets an den Energiemarkt zu bringen. 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Arbitrage auf dem Strommarkt bezeichnet den Handel mit elektrischer Energie, bei dem Preisunterschiede zwischen verschiedenen M\u00e4rkten, Zeitpunkten oder Regionen ausgenutzt werden, um Gewinne zu erzielen. H\u00e4ndler kaufen Strom zu g\u00fcnstigen Preisen (z. 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<\/span><\/span><\/span><\/span><\/p>\nR\u00e4umliche Arbitrage<\/h3>\n
Zeitliche Arbitrage<\/h3>\n
Wer in sommerlichen Mittagsstunden Strom kauft, bezahlt daf\u00fcr bei klarem Himmel wenig bis gar nichts. Wenn zus\u00e4tzlich noch Wind weht, erh\u00e4lt man m\u00f6glicherweise sogar Geld daf\u00fcr, dass man \u00fcbersch\u00fcssigen Strom aus dem Netz nimmt. Wer damit Batterie- oder Pumpspeicherkraftwerk \u201eaufl\u00e4dt\u201c<\/a>, kann den eingespeicherten Strom in den Abendstunden dann f\u00fcr zwei-, vielleicht sogar dreistellige Eurosummen pro Megawattstunde wieder ins Netz einspeisen.<\/p>\n![\"Korrelation](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/01\/Arbitrage-Strompreise-Erneuerbare-Deutschland.png\" "\\"Arbitrage-Strompreise-")
<\/span><\/p>\nProdukt-Arbitrage oder quantitative Arbitrage<\/h3>\n
![\"Typischer](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/01\/stromhandel-arbitrage-preisvolatilitaet-flexpower.png\" "\\"Typische")
<\/span><\/p>\nDie drei Faktoren der Arbitrage am Strommarkt<\/h2>\n
Strompreisdifferenz<\/h3>\n
Preisrisiken<\/h4>\n
Transaktionskosten<\/h3>\n
Transaktionsrisiken<\/h4>\n
Risikoaufschl\u00e4ge<\/h3>\n
Risiken der Risikobewertung<\/h4>\n
Welche Chancen und Risiken beinhalten die Arten der Arbitrage am Strommarkt?<\/h2>\n
Risiken der marktlichen Arbitrage oder Lieferfristarbitrage<\/h3>\n
Beispiel f\u00fcr marktliche Arbitrage oder Lieferfristarbitrage<\/h4>\n
Wenn er Recht beh\u00e4lt, wird er den Strom aus dem Intraday-Markt sp\u00e4ter am selben Intraday-Markt, also mit einer k\u00fcrzeren Lieferfrist, wieder mit Gewinn ver\u00e4u\u00dfern k\u00f6nnen.<\/p>\nPreisrisiken<\/h4>\n
![\"Volatilit\u00e4t](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/01\/arbitrage-volatilitat-deutscher-terminmarkt-flexpower.png\" "\\"Volatilita\u0308t")
<\/span><\/p>\nTransaktionsrisiken<\/h4>\n
Mit der Frist zwischen Termingesch\u00e4ft und Lieferung wachsen mit den Preisrisiken analog auch die spezifischen Transaktionsrisiken: So ist das Risiko, dass Lieferanten und potenzielle Abnehmer in wirtschaftliche Schwierigkeiten geraten, auf lange Sicht tendenziell gr\u00f6\u00dfer. Auch die Verf\u00fcgbarkeit von Erzeugungsanlagen und Fachkr\u00e4ften ist langfristig unsicherer.<\/p>\nR\u00e4umliche Arbitrage<\/h3>\n
Beispiel f\u00fcr r\u00e4umliche Arbitrage<\/h4>\n
Preisrisiken<\/h4>\n
Transaktionsrisiken<\/h4>\n
Produkt-Arbitrage<\/h3>\n
Beispiel f\u00fcr Produkt-Arbitrage<\/h4>\n
Preisrisiken<\/h4>\n
Transaktionskostenrisiken<\/h4>\n
Zeitliche Arbitrage<\/h3>\n
Beispiel f\u00fcr zeitliche Arbitrage<\/h4>\n
Laut Wetterprognosen wird die Photovoltaik \u00fcber Mittag trotz der Jahreszeit genug Strom einspeisen, um den Strompreis unter 100 Euro zu dr\u00fccken. Am Nachmittag wird der Wind zwar wohl auffrischen, aber nicht genug, um die Energie der bereits untergehende Sonne vollst\u00e4ndig zu ersetzen. Deshalb kostet der Strom am Day-ahead-Markt f\u00fcr die Lieferung zwischen 16 Uhr und 22 Uhr zwischen 123 \u20ac\/MWh und gut 290 \u20ac\/MWh.
Der Betreiber entscheidet sich, am Vormittag nur so viel Strom anzubieten, dass er den Speicher \u00fcber die Mittagsstunden wieder komplett auff\u00fcllen kann. So kann er die maximale Menge Strom, die sein Speicher fasst, in den Abendstunden zu den h\u00f6chsten Preisen des Tages anbieten.<\/p>\n![\"Pumpspeicherkraftwerke](\"https:\/\/flex-power.energy\/wp-content\/uploads\/2025\/01\/arbitrage-pumpspeicher-einspeisung-flexpower.png\" "\\"Einspeisung")
<\/span><\/p>\nPreisrisiken<\/h4>\n
Transaktionsrisiken<\/h4>\n
Fazit<\/h2>\n
Hinzu kommt: Der Strommarkt unterliegt h\u00f6chstem Wettbewerb. Einfache (echte) Arbitragem\u00f6glichkeiten werden deshalb zwar sehr schnell von einem der zahlreichen Akteure gefunden und ausgenutzt. Ein nachhaltiges Gesch\u00e4ftsmodell ergibt sich daraus aber kaum, da eine solche Arbitragem\u00f6glichkeit nie lange geheim und damit stabil bleibt, da alsbald auch Konkurrenten darauf sto\u00dfen und sie ausnutzen.
Um auf dem Strommarkt dauerhaft profitable Arbitragegesch\u00e4fte zu betreiben, bedarf es also eines umfassenden Know-hows \u00fcber Handelspl\u00e4tze, Regularien, Stromgestehungsarten und Meteorologie. Dementsprechend besteht das Team eines Stromh\u00e4ndlers wie Flex Power aus einer Reihe Spezialisten. Ihr Erfolg h\u00e4ngt nicht nur von ihrer jeweiligen Fachkompetenz, sondern auch von der Arbeit im Team ab.<\/p>\nDas ABC des Stromhandels<\/h2>\n
Was wird gr\u00f6\u00dfer, wenn man es teilt?<\/h2>\n
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