​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 den Anstieg an. Dennoch liegen die Erlöse weiterhin 20 % unter dem Niveau vom Juni 2025, als für aFRR-Kapazität deutlich mehr gezahlt wurde.

Eine Hitzewelle Ende Juni und ein starker Rückgang der Windenergie veränderten den Monat grundlegend. Die Nachfrage nach Klimaanlagen verhinderte, dass die Mittagsstrompreise auf ihr Minimum fielen. Als die Windstromerzeugung in der zweiten Monatshälfte fast auf null sank, mussten Kraftwerke kurzfristig zum Abendpeak starten. Diese Abendknappheit ließ sowohl die Day-Ahead-Spreads als auch die aFRR-Kapazitätspreise gleichzeitig steigen. Im Vergleich zum Mai fielen die Mittagsstrompreise nicht so stark ins Negative, aber die Abendpreise schossen in die Höhe, wodurch die Spreads hoch blieben.

Wichtigste Erkenntnisse

• Eine nicht eingeschränkte Zweistunden-Batterie hätte im Juni 230.000 €/MW/Jahr verdient – 4 % mehr als im Mai, aber 20 % weniger als die 287.000 €/MW/Jahr im Juni 2025.
• Die aFRR-Kapazität brachte monatlich 34.000 €/MW/Jahr zusätzlich, da die aFRR-up-Preise um 58 % auf 15,7 €/MW/h stiegen. Das war der wichtigste Treiber des Monats.
• FCR-Erlöse fielen 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, besonders im abendlichen Peak.
• Wenig Wind am Abend führte in beiden Märkten zu Knappheit. Die Day-Ahead-Abendpreise verdoppelten sich in der zweiten Monatshälfte, und aFRR-up lag im 20:00-Block bei 48 €/MW/h.
• Day-Ahead- und Intraday-Spreads erreichten 13-Monats-Höchststände von 210 €/MWh bzw. 220 €/MWh.

Erlöse stiegen auf 230.000 €/MW/Jahr, blieben aber unter Vorjahresniveau

aFRR-Kapazität blieb im Juni die größte Einnahmequelle. Sie brachte 166.000 €/MW/Jahr, aufgeteilt in 92.000 € für aFRR-down und 74.000 € für aFRR-up. Day-Ahead-Arbitrage trug 37.900 €/MW/Jahr bei, sank jedoch monatlich, da die Preise für Systemdienstleistungen stiegen. FCR brachte 22.400 €/MW/Jahr, Intraday und aFRR-Energie machten den Rest aus.

Ein Jahr zuvor sah der Mix ganz anders aus. Im Juni 2025 zahlte allein die aFRR-Kapazität 256.000 €/MW/Jahr, und FCR war ein kleinerer Teil des Stacks. Sättigung bei Systemdienstleistungen hat seither begonnen, diese Preise zu drücken, da mehr Batterien für den Service präqualifiziert werden.

Der Energiehandel, Day-Ahead plus Intraday, machte 16 % des Juni-Stacks aus, also 37.000 €/MW/Jahr. Ein Jahr zuvor waren es nur 6 %. Da die aFRR-Kapazitätspreise gesunken sind, ist der Energieanteil am Stack von einem kleinen Teil auf ein Viertel angewachsen.

Intraday zeigt minimale negative Nettoerlöse, bei -600 €/MW/Jahr. Da große Teile der Kapazität für aFRR reserviert sind, wird Intraday oft für das Laden/SOC-Management nach positiven aFRR-Aktivierungen genutzt, was bedeutet, dass die Gesamterlöse aus diesem einzelnen Markt vergleichsweise niedrig sind und höhere Erlöse aus aFRR-Aktivierungen unterstützen.

aFRR-Kapazität trieb den monatlichen Anstieg an

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

Die Day-Ahead-Erlöse fielen im Monatsvergleich um 15.000 €/MW/Jahr, da die Preise für Systemdienstleistungen stiegen. Auch der FCR-Anteil am Stack entwickelte sich rückläufig und sank um 11.000 €/MW/Jahr. Das bedeutet jedoch nicht, dass die Kapazitätspreise niedriger waren – die Batterie verlagerte einfach Kapazität von FCR in die 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 erreichten sie mit 6,8 €/MW/h ihren Tiefpunkt und stiegen dann im Frühjahr wieder an. Die Erholung zeigt sich sowohl in Preisen als auch in Erlösen. Der Anstieg ist zum Teil eine Reaktion auf die höheren Gaspreise seit März, zum Teil auf bessere Opportunitätskosten in anderen Märkten, da sich die Großhandelsspannen im Frühjahr ausweiten. Sowohl starke Solarerzeugung als auch steile Rampen um die Solarspitzen beeinflussen diese Opportunitätskosten für alle Erzeuger und erhöhen den Wert flexibler Systemdienstleistungen.