​Eine zweistündige Batterie in Deutschland hätte im Juni 2026 240.000 €/MW/Jahr verdienen können. Das sind 8 % mehr als die 223.000 €/MW/Jahr im Mai. Höhere aFRR-Kapazitätspreise trieben diesen Anstieg an. Dennoch liegen die Erlöse 16 % unter Juni 2025, als aFRR-Kapazität deutlich mehr zahlte.

Eine Hitzewelle Ende Juni und ein starker Rückgang der Windenergie prägten den Monat. Die Nachfrage nach Klimaanlagen verhinderte, dass die Mittagsstrompreise ins Bodenlose fielen. Als die Windstromerzeugung in der zweiten Monatshälfte fast auf null sank, mussten Kraftwerke kurzfristig zum Abendpeak hochfahren. Diese Knappheit am Abend ließ sowohl die Day-Ahead-Spreads als auch die aFRR-Kapazitätspreise gleichzeitig steigen. Im Vergleich zum Mai wurden die Mittagsstrompreise nicht annähernd so negativ, aber die Abendpreise stiegen deutlich an, sodass die Spreads hoch blieben.

Wichtigste Erkenntnisse

• Eine nicht eingeschränkte zweistündige Batterie hätte im Juni 240.000 €/MW/Jahr verdient – 8 % mehr als im Mai, aber 16 % weniger als die 286.000 €/MW/Jahr im Juni 2025.
• Die aFRR-Kapazität brachte im Monatsvergleich 29.000 €/MW/Jahr mehr ein, da die aFRR-up-Preise um 58 % auf 15,7 €/MW/h stiegen. Sie war der wichtigste Treiber des Monats.
• Die FCR-Erlöse sanken um 15.000 €/MW/Jahr, obwohl die FCR-Preise mit 24,2 €/MW/h ein Langzeithoch erreichten. Der Benchmark spiegelt die noch höheren Chancen bei der aFRR-Kapazität wider, insbesondere zum Abendpeak.
• Niedrige Windleistung am Abend führte in beiden Märkten zu Knappheit. Die Day-Ahead-Abendpreise verdoppelten sich in der zweiten Monatshälfte, und aFRR-up erreichte 48 €/MW/h im 20-Uhr-Block.
• Day-Ahead- und Intraday-Spreads erreichten 13-Monats-Höchstwerte von 210 €/MWh bzw. 220 €/MWh.

Erlöse stiegen auf 240.000 €/MW/Jahr, blieben aber unter Vorjahr

aFRR-Kapazität blieb im Juni die größte Erlösquelle. Sie zahlte 159.000 €/MW/Jahr, aufgeteilt in 91.000 € für Down und 68.000 € für Up. Day-Ahead-Arbitrage trug 58.000 €/MW/Jahr bei – die höchsten Day-Ahead-Erlöse für die cross-optimierte Batterie seit fast zwei Jahren. FCR brachte 18.000 €/MW/Jahr, Intraday und aFRR-Energie machten den Rest aus.

Vor einem Jahr sah der Mix ganz anders aus. Im Juni 2025 zahlte allein die aFRR-Kapazität 256.000 €/MW/Jahr, und FCR war ein kleinerer Anteil. Die Sättigung der Nebenmärkte hat seitdem begonnen, diese Preise zu drücken, da mehr Batterien für den Service präqualifizieren.

Der Energiehandel, Day-Ahead plus Intraday, machte 25 % des Juni-Stacks aus, im Wert von 59.000 €/MW/Jahr. Vor einem Jahr waren es nur 6 %. Da die aFRR-Kapazitätspreise gesunken sind, ist der Energieanteil von einem kleinen Teil auf ein Viertel des Stacks gewachsen.

Intraday bleibt in absoluten Nettowerten gering, bei 0,9 Tsd. €/MW/Jahr. Da große Teile der Kapazität für aFRR reserviert sind, wird Intraday oft für das Laden/SOC-Management nach positiven aFRR-Aktivierungen genutzt, sodass der Gesamterlös aus diesem einzelnen Markt vergleichsweise niedrig ist.

aFRR-Kapazität sorgte für den Monatsanstieg

Der Anstieg um 17.000 €/MW/Jahr stammt fast ausschließlich aus der aFRR-Kapazität, die um 29.000 €/MW/Jahr zulegte. aFRR-Energie brachte 4.000 €/MW/Jahr mehr ein, Day-Ahead 1.000 €/MW/Jahr.

FCR wirkte gegenläufig und sank um 15.000 €. Das spiegelt jedoch keine niedrigeren Kapazitätspreise wider – die Batterie verlagerte einfach Kapazität von FCR zu aFRR, wo die Knappheit im Juni besser vergütet wurde.

FCR-Preise haben sich seit dem Wintertief wieder erholt

lagen im Juni im Schnitt bei 24,2 €/MW/h – dem höchsten Wert seit Juni 2025. Im Dezember erreichten sie mit 6,8 €/MW/h ihren Tiefpunkt und stiegen dann im Frühjahr wieder an. Die Erholung zeigt sich sowohl in den Preisen als auch in den Erlösen. Der Anstieg resultiert teils aus höheren Gaspreisen seit März, teils aus besseren Opportunitätskosten in anderen Märkten, da sich die Großhandelsspannen im Frühjahr weiten. Sowohl starke Solarerzeugung als auch steile Rampen rund um die Solarpeaks beeinflussen diese Opportunitätskosten für alle Erzeuger und steigern den Wert flexibler Nebenmärkte.