​Die automatische Frequenzwiederherstellungsreserve (aFRR) ist Deutschlands größter Markt für Frequenzregelung. Für Batterien bietet sie zwei Einnahmequellen in einem Produkt: eine Kapazitätsvergütung für das Bereithalten von Megawatt-Reserven und eine Energievergütung, wenn die ÜNBs sie aktivieren. Einen umfassenden 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 höchst akzeptierte Gebot in jeder Auktion) lag im Jahr 2026 bisher durchschnittlich bei 15 €/MW/h – 35 % unter dem gleichen Zeitraum 2025, da mehr vorqualifizierte Batterien konkurrieren. Doch dieser Durchschnitt ist kein verlässlicher Indikator für die Einnahmen: Die Hälfte aller negativen Blöcke wird unter 5 €/MW/h abgeschlossen, während einzelne Blöcke Gebote über 2.000 €/MW/h erreicht 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 pro Produkt und pro ÜNB-Regelzone, inklusive Gate-Zeiten, von Januar 2020 bis heute.
• Kapazitätsauktion-Gebote: alle anonymisierten akzeptierten Gebote der Kapazitätsauktion mit Preis sowie angebotener und zugeteilter Menge, über die deutschen, österreichischen und tschechischen Länderblöcke hinweg, von Januar 2020 bis heute.
• aFRR-Energienachfrage: die von den ÜNBs ausgeschriebenen aFRR-Energiemengen in der Energieauktion (nicht die tatsächlich gelieferte Energie), ab November 2020, in Viertelstundenprodukten seit Deutschlands Beitritt zu PICASSO im Juni 2022.
• Aktivierte aFRR-Mengen: tatsächlich gelieferte Energie als Viertelstunden-Aktivierungen nach oben und unten, deutschlandweit und pro ÜNB-Regelzone, von Januar 2020 bis heute.
• Grenzüberschreitende aFRR-Energieaktivierungspreise: ENTSO-E aktivierte aFRR-Energiepreise für die DE-LU-Zone bis zum PICASSO-Beitritt im Juni 2022 und für angrenzende 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 Steuerungssystem der Anlage – ganz ohne manuelle Anweisung. Anbieter müssen innerhalb von 30 Sekunden zu reagieren beginnen und innerhalb von fünf Minuten die volle Leistung erreichen. Die vier deutschen ÜNBs (50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW) beschaffen die Leistung gemeinsam über regelleistung.net in einem Markt, der mit Österreich und Tschechien gekoppelt ist.

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 Kapazität in sechs 4-Stunden-Blöcken in zwei Richtungsprodukten an: positive (aufwärts) und negative (abwärts) Reserve. Erfolgreiche Gebote erhalten einen Kapazitätspreis, egal ob sie aktiviert werden oder nicht. Seit Dezember 2021 wird dieser in €/MW/h angegeben; frühere Auktionen bezogen sich auf den gesamten 4-Stunden-Block, sodass nicht umgerechnete Preise vor 2022 etwa viermal höher erscheinen.

Die Energieauktion bestimmt anschließend, 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 Gebotsabgabe für jede Viertelstunde endet 25 Minuten vor Lieferung. Ein Zuschlag bedeutet keine 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. Gewinner der Kapazitätsauktion müssen auch in der Energieauktion bieten, aber nur aktivierte Gebote erhalten den Energiepreis. Ein akzeptiertes Energiegebot, das nie abgerufen wird, liefert nichts und erhält auch keine Vergütung.

Batterien sind für aFRR ideal geeignet. Sie reagieren in Sekunden und können sowohl laden als auch entladen, was diesem Markt im Vergleich zu Erzeugungseinheiten eine doppelte Tiefe verleiht. Allerdings wird die Kapazitätsauktion als Pay-as-Bid abgerechnet: Ein Anbieter erhält seinen eigenen Gebotspreis, nicht den Clearing-Preis. Zu wissen, wann Blöcke hoch abschließen und wie oft, unterscheidet ein gut bepreistes Gebot von einem günstigen, das zwar die Auktion gewinnt, aber Geld auf dem Tisch liegen lässt.

Wie man deutsche aFRR-Daten mit Ko analysiert

Die folgenden Beispiele stammen aus echten Ko-Sitzungen. Jede Anfrage wurde im Live-Produkt gestellt; Ko generierte das SQL, fragte die Daten ab, erstellte das Diagramm und schrieb die Interpretation. Die Ausgaben fassen die tatsächlichen Antworten von Ko zusammen, und die eingebetteten Diagramme basieren auf denselben Daten.

Klicken Sie auf eine Anfrage, um Ko zu öffnen und diese selbst zu stellen. 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 den höchsten aFRR-Kapazitätspreis in Deutschland – aber nur für 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 dreimal so hoch wie der nächsthöhere Abwärtsblock (08:00–12:00 mit 36,89 €/MW/h) und etwa 24-mal so hoch wie der 20:00–24:00-Block (2,44 €/MW/h).

Positive aFRR zahlt an den Rampen, und der Morgen zahlt mehr als der Abend. Der 08:00–12:00-Block lag bei 47,07 €/MW/h, der 16:00–20:00-Block bei 35,60 €/MW/h, während das günstigste Fenster, 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 mittäglichen Abwärtsblock gegenüber 57,36 €/MW/h Grenzpreis), da günstigere Gebote zuerst akzeptiert werden.

Warum kostet die mittägliche Abwärtskapazität so viel? Der Treiber liegt auf der Angebotsseite; die ÜNBs schreiben über alle Blöcke hinweg nahezu konstante Mengen aus. Mittags stehen thermische Kraftwerke still oder laufen auf Mindestleistung und können daher nicht weiter abregeln. Negative Reserve anzubieten bedeutet, absichtlich mehr zu fahren als der Markt zahlen würde – die Kapazitätsvergütung gleicht diese entgangene Marge aus.

Der gleiche Angebotsengpass erklärt, warum der Morgen die Abendschicht bei der positiven Reserve schlägt. Zwischen 08:00 und 12:00 drängt Solarstrom die thermischen Einheiten auf Mindestlast oder ganz vom Netz, sodass eine Einheit, die positive Reserve anbietet, online und teilbeladen bleiben muss – in Stunden, in denen sich der Betrieb kaum lohnt. Ihr Kapazitätsgebot muss diese Kosten decken. Ab 16:00–20:00 fährt die Abendflotte ohnehin für die Nachfragespitze hoch, sodass mehr Einheiten günstigen Spielraum bieten können.

Batterien stellen weiterhin Kapazität für die günstigen Nachtblöcke bereit, da die Spreads am Großhandelsmarkt nachts gering sind und aFRR-Kapazitätserlöse oft attraktiver sind als die Alternativen. Aber die Gebotsstruktur ist kein reiner Opportunitätskostenpreis. Das ist das Merkmal eines reifen Marktes, in dem der Wettbewerb jede Megawattstunde zwingt, das zu bieten, was sie andernorts verdienen könnte. Deutschland ist noch nicht so weit: Batterien konkurrieren noch mit thermischen Einheiten, deren Kosten für aFRR deutlich höher sind, sodass eine Batterie das thermische Gebot unterbieten und dennoch weit über ihren eigenen Opportunitätskosten abschließen kann. Dieser Aufschlag verschwindet erst, wenn Batterien im großen Stil gegeneinander bieten.

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