​Eine zweistündige Batterie in Deutschland hätte im Juni 2026 230.000 €/MW/Jahr verdienen können. Das sind 4 % mehr als die 221.000 €/MW/Jahr im Mai. Höhere aFRR-Kapazitätspreise trieben diesen Anstieg. Dennoch liegen die Erlöse weiterhin 20 % unter dem Niveau von Juni 2025, als die aFRR-Kapazität deutlich besser vergütet wurde.

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Eine Hitzewelle Ende Juni und ein Einbruch der Windenergie prägten den Monat. Die Nachfrage nach Klimaanlagen verhinderte, dass die Mittagspreise auf ihr Minimum fielen. Als die Windstromerzeugung in der zweiten Monatshälfte nahezu auf null sank, mussten Kraftwerke kurzfristig für die Abendspitze anlaufen. Diese Knappheit am Abend ließ sowohl die Day-Ahead-Spreads als auch die aFRR-Kapazitätspreise gleichzeitig steigen. Im Vergleich zum Mai fielen die Mittagspreise nicht annähernd so stark ins Negative, aber die Abendpreise schossen in die Höhe und hielten die Spreads hoch.

Wichtigste Erkenntnisse

• Eine nicht eingeschränkte zweistündige Batterie hätte im Juni 230.000 €/MW/Jahr erwirtschaften können – 4 % mehr als im Mai, aber 20 % weniger als die 287.000 €/MW/Jahr im Juni 2025.
• aFRR-Kapazität brachte monatlich 34.000 €/MW/Jahr mehr, da die aFRR-up-Preise um 58 % auf 15,7 €/MW/h stiegen. Das war der stärkste Treiber des Monats.
• FCR-Erlöse sanken um 11.000 €/MW/Jahr, obwohl die FCR-Preise mit 24,2 €/MW/h ein Langzeithoch erreichten. Der Benchmark spiegelt die noch höheren Chancen in der aFRR-Kapazität wider, insbesondere in der Abendspitze.
• Schwacher Wind am Abend führte in beiden Märkten zu Knappheit. Die Day-Ahead-Preise am Abend 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 230.000 €/MW/Jahr, blieben aber unter Vorjahr

aFRR-Kapazität blieb im Juni die größte Erlösquelle. Sie zahlte 166.000 €/MW/Jahr, aufgeteilt in 92.000 € down und 74.000 € up. Day-Ahead-Arbitrage steuerte 37.900 €/MW/Jahr bei und sank gegenüber dem Vormonat, da die Preise für Regelenergie stiegen. FCR brachte 22.400 €/MW/Jahr, Intraday und aFRR-Energie machten den Rest aus.

Vor einem Jahr sah die Mischung ganz anders aus. Im Juni 2025 zahlte allein die aFRR-Kapazität 256.000 €/MW/Jahr, und FCR war ein kleinerer Anteil. Die Sättigung der Regelenergiemärkte hat seither begonnen, diese Preise zu drücken, da mehr Batterien für den Dienst präqualifiziert werden.

Der Energiehandel, Day-Ahead plus Intraday, machte 16 % des Juni-Stacks aus, was 37.000 €/MW/Jahr entspricht. 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 zeigt minimale negative Nettoerlöse von -600 €/MW/Jahr. Da große Teile der Kapazität für aFRR reserviert sind, wird Intraday oft zum Laden/SOC-Management nach positiven aFRRE-Aktivierungen genutzt, was bedeutet, dass der Gesamterlös aus diesem Einzelmarkt niedrig bleibt und höhere Erlöse aus aFRRE-Aktivierungen unterstützt.

aFRR-Kapazität trieb den monatlichen Anstieg

Der Anstieg um 17.000 €/MW/Jahr stammt fast ausschließlich aus der aFRR-Kapazität, die um 34.000 €/MW/Jahr zulegte. aFRR-Energie brachte zusätzlich 4.000 €/MW/Jahr.

Die Day-Ahead-Erlöse sanken im Monatsvergleich um 15.000 €/MW/Jahr, da die Preise für Regelenergie stiegen. Auch der FCR-Anteil im Stack fiel um 11.000 €/MW/Jahr. Das spiegelt 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 erholt

lagen im Juni im Schnitt bei 24,2 €/MW/h, dem höchsten Wert seit Juni 2025. Im Dezember lagen sie noch bei 6,8 €/MW/h und stiegen dann im Frühjahr an. Die Erholung zeigt sich sowohl in Preisen als auch in Erlösen. Der Anstieg ist teils auf höhere Gaspreise seit März, teils auf bessere Opportunitätskosten in anderen Märkten durch größere Spreads im Frühjahr zurückzuführen. Sowohl hohe Solarerzeugung als auch steile Rampen um die Solarspitzen beeinflussen diese Opportunitätskosten für alle Erzeuger und erhöhen den Wert flexibler Regelenergiedienste.