​Die automatische Frequenzwiederherstellungsreserve (aFRR) ist Deutschlands größter Markt für Frequenzregelung. Für Batterien bietet sie zwei Einnahmequellen in einem Produkt: eine Kapazitätsvergütung für das Vorhalten von Megawatt-Reserven und eine Energievergütung, wenn die ÜNBs sie aktivieren. Einen vollständigen Überblick über den Markt finden Sie unter aFRR erklärt: Deutschlands größte Chance im Bereich Systemdienstleistungen.

Die Kapazitätspreise sinken. Der tägliche Grenzpreis für positive aFRR (das höchste angenommene Gebot in jeder Auktion) lag bisher im Jahr 2026 durchschnittlich bei 15 €/MW/h und damit 35 % unter dem gleichen Zeitraum 2025, da mehr vorqualifizierte Batterien konkurrieren. Doch dieser Durchschnittswert ist kein guter Indikator für die Einnahmen: Die Hälfte aller negativen Blöcke liegt unter 5 €/MW/h, während einzelne Blöcke Gebote über 2.000 €/MW/h erzielt haben.

Stellen Sie eine Frage und Ko gibt Ihnen die Antwort – statt sechs Datensätze, die Sie selbst zusammenfügen müssen.

Ko kann aFRR-Daten ab Januar 2020 abfragen

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

aFRR wird in täglichen Auktionen in zwei getrennten Märkten beschafft

Deutsche aFRR stellt die Systemfrequenz automatisch innerhalb von fünf Minuten nach einer Abweichung wieder her: Der ÜNB sendet ein Sollwertsignal direkt an das Leitsystem der Anlage, ohne manuelle Anweisung. Anbieter müssen innerhalb von 30 Sekunden reagieren und innerhalb von fünf Minuten die volle Leistung erreichen. Die vier deutschen ÜNBs (50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW) beschaffen 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 für das Vorhalten von Kapazität in sechs 4-Stunden-Blöcken in zwei Richtungsprodukten: positive (aufwärts) und negative (abwärts) Reserve. Erfolgreiche Gebote erhalten einen Kapazitätspreis, unabhängig davon, ob sie aktiviert werden. Seit Dezember 2021 wird in €/MW/h abgerechnet; frühere Auktionen bewerteten den gesamten 4-Stunden-Block, daher erscheinen nicht umgerechnete Preise vor 2022 viermal so hoch.

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

Batterien eignen sich hervorragend für aFRR. Sie reagieren in Sekunden, und mit Lade- und Entladefähigkeit bringen sie doppelte Tiefe in diesen Markt im Vergleich zu Erzeugungseinheiten. Die Kapazitätsauktion wird jedoch pay-as-bid abgerechnet: Ein Anbieter erhält seinen eigenen Gebotspreis, nicht den Clearing-Preis. Zu wissen, wann Blöcke hoch ausclearen und wie oft, unterscheidet ein gut bepreistes Gebot von einem günstigen, das zwar die Auktion gewinnt, aber Geld verschenkt.

Wie man deutsche aFRR-Daten mit Ko analysiert

Die folgenden Beispiele sind echte Ko-Sitzungen. Jede Anfrage wurde im Live-Produkt gestellt; Ko generierte das SQL, fragte die Daten ab, erstellte das eigene Diagramm und schrieb die Interpretation. Die Output-Abschnitte fassen Kos tatsächliche Antworten zusammen, und die eingebetteten Diagramme basieren auf denselben zugrundeliegenden Daten.

Klicken Sie auf eine beliebige Anfrage, um Ko zu öffnen und selbst zu fragen. Die Ergebnisse spiegeln die jeweils aktuellsten verfügbaren Daten wider.

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

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

Negative aFRR ist ein Mittagsprodukt. Der 12:00-16:00-Block lag im Durchschnitt der letzten zwölf Monate bei 57,36 €/MW/h Grenzpreis – fast das Dreifache des nächstteuren Abwärtsblocks (08:00-12:00 mit 36,89 €/MW/h) und etwa 24-mal so hoch wie die 2,44 €/MW/h des 20:00-24:00-Blocks.

Positive aFRR zahlt an den Rampen, und morgens wird mehr gezahlt als abends. Der 08:00-12:00-Block lag im Mittel bei 47,07 €/MW/h und der 16:00-20:00-Block bei 35,60 €/MW/h, während das günstigste Zeitfenster, 00:00-04:00, bei 4,48 €/MW/h lag.

Der Grenzpreis ist nicht das, was die meisten Anbieter verdienen. Die kapazitätsgewichteten Durchschnittspreise liegen niedriger (41,27 €/MW/h für den Mittags-Abwärtsblock gegenüber seinem Grenzpreis von 57,36 €/MW/h), da günstigere Gebote zuerst angenommen werden.

Warum kostet die mittägliche Abwärtskapazität so viel? Der Grund liegt auf der Angebotsseite: Die ÜNBs schreiben über die Blöcke hinweg weitgehend konstante Mengen aus. Mittags sind thermische Kraftwerke abgeschaltet oder laufen auf Mindestleistung und haben keine Leistung mehr, die sie abregeln könnten. Negative Reserve anzubieten bedeutet, absichtlich mehr zu produzieren, als der Markt bezahlen würde, und der Kapazitätspreis kompensiert diese entgangene Marge.

Das gleiche Angebotsproblem erklärt, warum der Morgen bei der positiven Reserve vor dem Abend liegt. Zwischen 08:00-12:00 flutet Solarstrom den Markt und drückt thermische Einheiten Richtung Mindestlast oder ganz vom Netz, sodass eine Einheit mit Aufwärtsreserve online bleiben muss – oft zu Stunden, in denen der Betrieb kaum lohnt – und ihr Kapazitätsgebot diese Kosten decken muss. Ab 16:00-20:00 startet der Abendpark ohnehin für die Nachfragespitze, sodass mehr Einheiten günstige Aufwärtsreserve bieten können.

Batterien bieten trotzdem Kapazität in den günstigen Nachtblöcken an, weil die Großhandelsspannen nachts gering sind und aFRR-Kapazitätserlöse oft die Alternative schlagen. Aber die Gebotsstruktur ist kein reiner Opportunitätskostenstapel. So funktioniert ein reifer Markt, wenn der Wettbewerb jedes Megawatt zwingt, das zu bieten, was es anderswo verdienen könnte. Deutschland ist noch nicht so weit: Batterien konkurrieren immer noch gegen thermische Einheiten, deren Kosten für aFRR viel höher sind, sodass eine Batterie das thermische Gebot unterbieten und trotzdem weit über ihren eigenen Opportunitätskosten ausclearen kann. Dieser Aufschlag verschwindet erst, wenn Batterien im großen Maßstab gegeneinander bieten.

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