​Die automatische Frequenzwiederherstellungsreserve (aFRR) ist Deutschlands größter Regelenergiemarkt. Für Batteriespeicher bietet sie zwei Erlösströme in einem Produkt: eine Kapazitätsvergütung für das Bereithalten von Megawatt-Reserven und eine Energievergütung, wenn die ÜNB diese aktivieren. Eine vollständige Einführung in den Markt finden Sie unter aFRR erklärt: Deutschlands größte Chance im Bereich Systemdienstleistungen.

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Die Kapazitätspreise sinken. Der tägliche Grenzpreis für positive aFRR (das höchste angenommene Gebot jeder Auktion) lag im bisherigen Verlauf von 2026 bei durchschnittlich 15 €/MW/h – 35 % unter dem Vorjahreszeitraum 2025, da mehr vorqualifizierte Batterien konkurrieren. Doch dieser Durchschnitt ist kein guter Anhaltspunkt für die Erlöse: Die Hälfte aller negativen Blöcke wird unter 5 €/MW/h abgerechnet, während einzelne Blöcke Gebote über 2.000 €/MW/h erzielt haben.

Stellen Sie eine Frage und Ko liefert Ihnen die Antwort – nicht sechs Datensätze, die Sie selbst zusammenführen müssen.

Ko kann aFRR-Daten ab Januar 2020 abfragen

• Kapazitätsauktion-Preise: tägliche Grenz-, Durchschnitts- und Mindestpreise für alle zwölf POS/NEG 4-Stunden-Blockprodukte, inklusive angebotener und zugeteilter Mengen, von Januar 2020 bis heute.
• Kapazitätsauktion-Nachfrage: ausgeschriebene Nachfrage je Produkt und pro ÜNB-Regelzone, inklusive Gate-Zeiten, ab Januar 2020.
• Kapazitätsauktion-Gebote: jedes anonymisierte, angenommene Gebot der Kapazitätsauktion mit Preis sowie angebotener und zugeteilter Menge, für die deutschen, österreichischen und tschechischen Länderblöcke, ab Januar 2020.
• aFRR-Energienachfrage: das Volumen der von den ÜNB ausgeschriebenen aFRR-Energiegebote in der Energieauktion, nicht die tatsächlich gelieferte Energie, ab November 2020, seit Juni 2022 in Viertelstundenprodukten (PICASSO-Beitritt Deutschlands).
• Aktivierte aFRR-Mengen: tatsächlich gelieferte Energiemengen, als Viertelstundenwerte für Auf- und Abregelung, deutschlandweit und pro Regelzone, ab Januar 2020.
• Grenzüberschreitende aFRR-Energieaktivierungspreise: ENTSO-E-aktivierte aFRR-Energiepreise für die DE-LU-Zone bis zum PICASSO-Beitritt im Juni 2022 sowie für benachbarte aFRR-Märkte bis heute.

aFRR wird in täglichen Auktionen in zwei separaten Märkten beschafft

Die deutsche aFRR stellt die Systemfrequenz automatisch innerhalb von fünf Minuten nach einer Abweichung wieder her: Der ÜNB sendet ein Sollwertsignal direkt an das Steuerungssystem der Anlage – eine manuelle Anweisung ist nicht erforderlich. Anbieter müssen innerhalb von 30 Sekunden reagieren und innerhalb von fünf Minuten die volle Leistung erreichen. Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW) beschaffen die aFRR gemeinsam über regelleistung.net in einem mit Österreich und Tschechien gekoppelten Markt.

Die Beschaffung teilt sich in zwei getrennte Auktionen: eine für Kapazität, eine für Energie. Die Kapazitätsauktion findet täglich, einen Tag vor Lieferung, statt. Anbieter bieten auf sechs 4-Stunden-Blöcke in zwei Richtungsprodukten: positive (Aufregelung) und negative (Abregelung) Reserve. Erfolgreiche Gebote erhalten einen Kapazitätspreis, unabhängig davon, ob sie aktiviert werden. Seit Dezember 2021 wird dieser in €/MW/h angegeben; frühere Auktionen bepreisten den gesamten 4-Stunden-Block, daher erscheinen nicht umgerechnete Vor-2022-Preise viermal so hoch.

Die Energieauktion entscheidet dann, wer tatsächlich liefert. Seit dem 22. Juni 2022 wird aFRR-Energie in Viertelstundenprodukten ausgeschrieben und über die europäische PICASSO-Plattform aktiviert, die Gebote aller teilnehmenden ÜNB zusammenführt. Die Gebotsabgabe für jede Viertelstunde endet 25 Minuten vor Lieferung. Ein Zuschlag bedeutet nicht automatisch eine Aktivierung: Ein erfolgreiches Gebot gelangt in die Merit Order für diesen 15-Minuten-Zeitraum und PICASSO aktiviert die günstigsten Gebote, wenn aFRR-Energie benötigt wird. Kapazitätsanbieter müssen auch in der Energieauktion bieten, aber nur aktivierte Gebote erhalten den Energiepreis. Ein akzeptiertes Energiegebot, das nie abgerufen wird, liefert nichts und verdient nichts.

Batterien sind für aFRR besonders geeignet. Sie reagieren in Sekunden und können sowohl laden als auch entladen – das verdoppelt die Flexibilität gegenüber konventionellen Kraftwerken. Die Kapazitätsauktion wird als pay-as-bid abgerechnet: Ein Anbieter erhält seinen eigenen Gebotspreis, nicht den Clearingpreis. Zu wissen, wann Blöcke hoch abgerechnet werden und wie oft, trennt ein gut bepreistes Gebot von einem günstigen, das zwar gewinnt, aber Ertrag verschenkt.

Wie man deutsche aFRR-Daten mit Ko analysiert

Die folgenden Beispiele sind echte Ko-Sitzungen. Jeder Prompt wurde im Live-Produkt gestellt; Ko generierte den SQL-Code, fragte die Daten ab, erstellte das Diagramm und schrieb die Interpretation. Die Output-Abschnitte fassen die tatsächlichen Antworten von Ko zusammen, und die eingebetteten Diagramme basieren auf denselben Daten.

Klicken Sie auf einen Prompt, um Ko selbst zu öffnen und die Frage zu stellen. Die Ergebnisse spiegeln immer die aktuellsten verfügbaren Daten wider.

Fragen Sie Ko: Welche 4-Stunden-Blöcke zahlten in den letzten zwölf Monaten am meisten für aFRR-Kapazität, nach Richtung aufgeschlüsselt?

Der 12:00-16:00-Block erzielt den höchsten aFRR-Kapazitätspreis in Deutschland – aber nur für die Abregelung.

Negative aFRR ist ein Produkt für die Mittagszeit. Der 12:00-16:00-Block lag im Durchschnitt der letzten zwölf Monate bei 57,36 €/MW/h (marginal) – fast dreimal so hoch wie der nächstteure Abregelungsblock (08:00-12:00 mit 36,89 €/MW/h) und rund 24-mal so hoch wie der 20:00-24:00-Block (2,44 €/MW/h).

Positive aFRR zahlt an den Rampen, der Morgen mehr als der Abend. Der 08:00-12:00-Block lag bei durchschnittlich 47,07 €/MW/h, der 16:00-20:00-Block bei 35,60 €/MW/h. Das günstigste Zeitfenster, 00:00-04:00, lag bei 4,48 €/MW/h.

Der Grenzpreis ist nicht das, was die meisten Anbieter verdienen. Die kapazitätsgewichteten Durchschnittspreise liegen niedriger (41,27 €/MW/h für den mittäglichen Abregelungsblock gegenüber 57,36 €/MW/h marginal), weil zunächst die günstigeren Gebote angenommen werden.

Warum kostet die negative Kapazität mittags so viel? Der Grund liegt auf der Angebotsseite: Die ÜNB schreiben über alle Blöcke hinweg ungefähr gleich viel aus. Mittags sind thermische Kraftwerke entweder abgeschaltet oder auf Mindestleistung, sodass sie keine weitere Leistung abregeln können. Negative Reserve anzubieten bedeutet, bewusst mehr zu erzeugen, als der Markt eigentlich bezahlen würde – der Kapazitätspreis gleicht diese entgangene Marge aus.

Das gleiche Angebotsdilemma erklärt, warum der Morgen für positive Reserve teurer ist als der Abend. Von 08:00-12:00 drängt Solarstrom thermische Einheiten auf Mindestlast oder ganz vom Netz. Wer Aufregelungsleistung bietet, muss online bleiben und teils unrentabel laufen – das muss das Kapazitätsgebot abdecken. Ab 16:00-20:00 fährt die Kraftwerksflotte für die Abendspitze ohnehin wieder hoch, wodurch mehr günstige Aufregelungsleistung verfügbar ist.

Batterien bieten trotzdem Kapazität in den günstigen Nachtblöcken an, weil die Spreads am Spotmarkt nachts gering sind und die aFRR-Kapazitätserlöse oft besser sind als Alternativen. Aber der Gebotsstapel spiegelt nicht nur Opportunitätskosten wider. So preist ein reifer Markt, wenn der Wettbewerb jede MW dazu zwingt, das zu bieten, was sie anderswo verdienen könnten. Deutschland ist noch nicht so weit: Batterien konkurrieren noch mit thermischen Einheiten, deren aFRR-Kosten viel höher sind. Eine Batterie kann also unter deren Preis bieten und trotzdem deutlich über ihren eigenen Opportunitätskosten liegen. Dieser Aufschlag verschwindet erst, wenn Batterien im großen Stil gegeneinander bieten.

Fragen Sie Ko: Stellen Sie die Ergebnisse der aFRR-Kapazitätsauktion vom 24. April 2026 als Balkendiagramm dar, Block für Block, nach Richtung aufgeschlüsselt