Die Großhandelspreise für Strom sind im Februar 2026 auf den höchsten Stand seit August 2024 gestiegen. Der durchschnittliche Day-Ahead-Preis an der EPEX SPOT liegt bei 128 EUR/MWh — ein Anstieg von 34% gegenüber dem Vorjahr. Für Betreiber von Batteriespeichern ist das eine erfreuliche Entwicklung: Die Spreizung zwischen Hoch- und Niedrigpreisphasen wächst, und damit steigen die Arbitrage-Erlöse deutlich. Was das für das Geschäftsmodell Batteriespeicher bedeutet, erklären wir im Grundwissen-Hub.
Was die Zahlen zeigen
Die Strompreisdaten des Februars zeichnen ein klares Bild:
- Durchschnittlicher Day-Ahead-Preis: 128 EUR/MWh (Februar 2025: 95 EUR/MWh)
- Durchschnittliches Tageshoch: 215 EUR/MWh
- Durchschnittliches Tagestief: 34 EUR/MWh
- Maximale Spreizung an einem Tag: 247 EUR/MWh (am 11. Februar)
- Negative Preise: 6 Stunden im gesamten Monat (weniger als erwartet)
Die Ursachen sind eine Kombination aus mehreren Faktoren: Der kalte Winter treibt die Nachfrage, die Gaspreise bleiben auf erhöhtem Niveau (TTF bei 38 EUR/MWh), und die Windkrafteinspeisung lag im Februar unter dem langjährigen Durchschnitt. Gleichzeitig sorgen die Mittagsspitzen der Photovoltaik weiterhin für Preistäler — der klassische Enten-Kurveneffekt.
Was ist Arbitrage?
Arbitrage bei Batteriespeichern bedeutet: Strom kaufen, wenn er billig ist (z.B. nachts oder bei Solarspitzen), und verkaufen, wenn er teuer ist (morgens und abends). Je größer der Preisunterschied, desto höher der Gewinn. Ein Spread von 180 EUR/MWh bedeutet theoretisch 180 EUR Roherlös pro MWh Speicherkapazität — pro Zyklus.
Warum Batteriespeicher jetzt besonders profitieren
Die entscheidende Kennzahl für Speicher-Investoren ist nicht der absolute Strompreis, sondern die Preisspreizung — also der Unterschied zwischen dem günstigsten und dem teuersten Preis innerhalb eines Tages. Und genau diese Spreizung nimmt seit Monaten zu.
Im Februar 2026 liegt die durchschnittliche tägliche Spreizung bei 181 EUR/MWh. Das ist ein Anstieg von 42% gegenüber dem Vorjahr (127 EUR/MWh). Für einen typischen 1-MWh-Gewerbespeicher, der 1,5 bis 2 Zyklen pro Tag fährt, ergibt sich daraus ein theoretischer Roherlös von 270 bis 362 EUR pro Tag — vor Abzug von Wirkungsgrad, Degradation und Netzentgelten.
Realistische Nettoerlöse nach allen Abzügen liegen bei etwa 55-65% des theoretischen Maximalerlöses, da kein Optimierungssystem perfekt den niedrigsten Einkaufs- und höchsten Verkaufspreis trifft.
Rechenbeispiel: 1-MW/2-MWh-Speicher
Bei einer durchschnittlichen realisierten Spreizung von 110 EUR/MWh und 1,5 Zyklen pro Tag ergibt sich ein monatlicher Nettoerlös von ca. 9.200 EUR. Hochgerechnet auf ein Jahr wären das rund 110.000 EUR Arbitrage-Erlöse — hinzu kommen mögliche Erlöse aus Regelenergie und Kapazitätsmarkt.
Die Kehrseite: Preise können auch fallen
So erfreulich die aktuellen Zahlen sind — Investoren sollten nicht den Fehler machen, die heutigen Strompreise linear in die Zukunft fortzuschreiben. Strompreise sind zyklisch und von vielen Faktoren abhängig:
- Ein milder Sommer senkt die Nachfrage
- Neue Wind- und Solarkapazitäten drücken die Preise
- Geopolitische Entspannung kann Gaspreise senken
- Mehr Speicherkapazität im Markt reduziert die Spreizung langfristig
Seriöse Renditeberechnungen sollten daher immer mit konservativen Annahmen arbeiten — unsere Risiko-Analyse zeigt, warum. Wer mit 80-100 EUR/MWh durchschnittlicher Spreizung kalkuliert, liegt auf der sicheren Seite.
Vorsicht bei Anbieter-Prognosen
Manche Anbieter werben aktuell mit Renditeberechnungen, die auf den Spitzenpreisen des Winters basieren. Das ist irreführend. Verlangen Sie immer eine Kalkulation mit Jahresdurchschnittswerten und mindestens drei verschiedenen Preisszenarien (konservativ, mittel, optimistisch).
Folgen für Speicher-Investoren
Die aktuellen Strompreise sind ein starkes Argument für Batteriespeicher-Investments. Die Marktbedingungen im Februar 2026 zeigen: Der Bedarf an flexibler Speicherkapazität ist real, und die Erlöse können erheblich sein.
Drei Punkte sollten Investoren mitnehmen:
- Kurzfristig profitieren bestehende Speicher von hohen Erlösen. Wer bereits investiert hat, sieht gute Zahlen.
- Mittelfristig bestätigen die Preistrends, dass Speicher ein zentraler Baustein der Energiewende sind — und damit langfristig gebraucht werden.
- Langfristig wird die Spreizung voraussichtlich sinken, wenn mehr Speicherkapazität online geht. Der Business Case bleibt positiv, wird aber enger.
Die aktuelle Marktlage ist ein guter Zeitpunkt, sich ernsthaft mit dem Thema zu beschäftigen — aber kein Grund, überstürzt zu handeln. Eine fundierte Analyse bleibt wichtiger als schnelles Handeln. Nutzen Sie unseren Angebots-Vergleich, um Angebote systematisch zu bewerten.
Konkrete Anbieter-Bewertungen?
Im Quartalsreport bewerten wir konkret: Welcher Anbieter hält was er verspricht?
Zum QuartalsreportHistorischer Preisvergleich: Spreizung im Zeitverlauf
| Zeitraum | Ø Day-Ahead (EUR/MWh) | Ø Spreizung (EUR/MWh) | Bewertung für Speicher |
|---|---|---|---|
| Feb 2024 | 68 | 89 | Moderat |
| Jun 2024 | 72 | 95 | Moderat |
| Okt 2024 | 85 | 112 | Gut |
| Feb 2025 | 95 | 127 | Sehr gut |
| Jun 2025 | 78 | 104 | Gut |
| Okt 2025 | 102 | 138 | Sehr gut |
| Feb 2026 | 128 | 181 | Exzellent |
Der Trend ist eindeutig: Die Preisspreizung steigt seit zwei Jahren kontinuierlich. Selbst in den traditionell günstigeren Sommermonaten (Juni 2024, Juni 2025) lag die Spreizung über 90 EUR/MWh — ein Niveau, das noch vor drei Jahren als ungewöhnlich hoch gegolten hätte.
Die Haupttreiber sind strukturell: Mehr erneuerbare Energien im Netz erzeugen stärkere Preisschwankungen, und die europäische Energiepolitik führt zu anhaltend höheren Gaspreisen als Preisuntergrenze. Beide Faktoren wirken langfristig positiv für Speicherbetreiber.
Spreizung vs. absoluter Preis
Für Batteriespeicher-Investoren ist die Spreizung der entscheidende Faktor — nicht der absolute Strompreis. Selbst bei sinkenden Durchschnittspreisen können die Arbitrage-Erlöse steigen, wenn die Volatilität zunimmt. Genau das beobachten wir seit Mitte 2024.