​Die automatische Frequenzwiederherstellungsreserve (aFRR) ist Deutschlands größter Markt für Frequenzregelung. Für Batterien bietet sie zwei Einnahmequellen in einem Produkt: eine Kapazitätsvergütung für das Bereitstellen von Megawatt als Reserve und eine Energievergütung, wenn die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) 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 akzeptierte Gebot in jeder Auktion) lag im Jahr 2026 bisher im Schnitt bei 15 €/MW/h – 35 % unter dem gleichen Zeitraum 2025, da mehr vorqualifizierte Batterien konkurrieren. Doch dieser Durchschnitt ist kein guter Indikator für die Erlöse: Die Hälfte aller negativen Blöcke wird unter 5 €/MW/h vergeben, während einzelne Blöcke Gebote von über 2.000 €/MW/h erzielt haben.

Stellen Sie eine Frage und Ko liefert Ihnen die Antwort – statt sechs Datensätzen, 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-Blöcke, inklusive angebotener und zugeteilter Mengen, von Januar 2020 bis heute.

Kapazitätsauktion-Nachfrage: Angebotsnachfrage pro Produkt und ÜNB-Regelzone, inklusive Schließzeiten, von Januar 2020 bis heute.

Kapazitätsauktion-Gebote: alle anonymisierten, akzeptierten Gebote in der Kapazitätsauktion mit Preis sowie angebotenen und zugeteilten Mengen, über die Länderblöcke Deutschland, Österreich und Tschechien hinweg, von Januar 2020 bis heute.

aFRR-Energienachfrage: die Menge an aFRR-Energie, die von den ÜNBs in der Energieauktion ausgeschrieben wird (nicht die tatsächlich gelieferte Energie), ab November 2020, in Viertelstundenprodukten seit dem deutschen Beitritt zu PICASSO im Juni 2022.

Aktivierte aFRR-Mengen: die tatsächlich gelieferte Energie, als Viertelstundenaktivierungen aufwärts und abwärts, deutschlandweit und pro 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 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 – ohne manuelle Anweisung. Anbieter müssen innerhalb von 30 Sekunden reagieren und innerhalb von fünf Minuten 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 separate Auktionen: eine für Kapazität, eine für Energie. Die Kapazitätsauktion läuft täglich, einen Tag vor Lieferung. Anbieter bieten auf die Bereitstellung 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 bezogen sich auf den vollen 4-Stunden-Block, sodass nicht umgerechnete Preise vor 2022 viermal so hoch erscheinen.

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. Der Zuschlag bedeutet nicht zwangsläufig eine Aktivierung: Ein erfolgreiches Gebot gelangt in die Merit Order für diesen 15-Minuten-Zeitraum, und PICASSO aktiviert die günstigsten Gebote aufwärts, sobald das System währenddessen 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 passen sehr gut zur aFRR. Sie reagieren in Sekunden und bieten durch Laden und Entladen doppelte Flexibilität im Vergleich zu Erzeugungseinheiten. Die Kapazitätsauktion wird jedoch als pay-as-bid abgerechnet: Ein Anbieter erhält seinen eigenen Gebotspreis, nicht den Clearingpreis. Zu wissen, wann Blöcke hoch ausclearen und wie oft, unterscheidet ein gut bepreistes Gebot von einem günstigen, das zwar gewinnt, aber Ertrag verschenkt.

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 Output-Abschnitte fassen die tatsächlichen Antworten von Ko zusammen, und die eingebetteten Diagramme basieren auf denselben Daten.

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

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

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

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

Positive aFRR wird zu den Rampen bezahlt, und der Morgen ist teurer als der Abend. Der 08:00-12:00-Block lag 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. Kapazitätsgewichtete Durchschnittspreise liegen niedriger (41,27 €/MW/h für den mittäglichen Abwärtsblock gegenüber 57,36 €/MW/h Grenzpreis), weil 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 stehen thermische Kraftwerke still oder laufen auf Mindestlast, sodass sie keine Leistung mehr abregeln können. Negative Reserve anzubieten bedeutet, absichtlich höher zu fahren als es der Markt sonst zahlen würde – der Kapazitätspreis gleicht diese entgangene Marge aus.

Das gleiche Angebotsproblem erklärt, warum der Morgen für positive Reserve teurer ist als der Abend. Zwischen 08:00-12:00 drängt Solarstrom die thermischen Einheiten auf Mindestlast oder schaltet sie ganz ab. Eine Einheit, die aufwärts Kapazität anbieten will, muss also online bleiben, teilbeladen, und ihr Gebot muss die Kosten für diese Stunden decken. Ab 16:00-20:00 fährt der Abendpark ohnehin für die Nachfragespitze hoch, sodass mehr Einheiten günstige Aufwärtskapazität anbieten können.

Batterien bieten weiterhin Kapazität in den günstigen Nachtblöcken an, da die Spreads am Großhandelsmarkt nachts gering sind und die aFRR-Kapazitätserlöse oft die Alternative schlagen. Aber man sollte den Gebotsstapel nicht als reinen Opportunitätskostenstapel lesen. So funktioniert ein reifer Markt, wenn der Wettbewerb jede Megawattstunde dazu zwingt, das zu bieten, was sie woanders verdienen könnte. In Deutschland ist das noch nicht der Fall: Batterien konkurrieren immer noch mit thermischen Einheiten, deren Kosten für aFRR deutlich höher sind – daher können Batterien die thermischen Gebote unterbieten und trotzdem weit über ihren eigenen Opportunitätskosten ausclearen. Dieser Aufschlag verschwindet erst, wenn Batterien in großem Maßstab gegeneinander bieten.

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