​Ein unbeschränkter Batteriespeicher mit zwei Stunden Speicherdauer hätte in Deutschland im Oktober 2026 Erlöse von 149.000 €/MW/Jahr erzielen können. Das sind 33 % weniger als die 223.000 €/MW/Jahr im September und der niedrigste Wert seit Februar. Hauptursache für den Rückgang waren geringere Erlöse aus aFRR-Kapazität. Außerdem lagen die Erlöse 49 % unter dem Wert vom Oktober 2025, als aFRR-Kapazität rund dreimal so viel einbrachte.

Der Rückgang ist größtenteils saisonbedingt: Im Oktober vollzog sich der Wechsel von einem solar- zu einem winddominierten System. Die Solarstromerzeugung ging gegenüber September um 42 % zurück. Damit verschwanden die täglichen Mittagstiefs, die Batterien den ganzen Sommer über Erlöse beschert hatten. Stattdessen bestimmen nun Windphasen die Preise, die Tage statt Stunden andauern. Ein Zwei-Stunden-Speicher wird täglich be- und entladen und kann daher von Preisschwankungen, die sich über eine Woche erstrecken, weniger profitieren.

Bemerkenswert ist, dass dies geschah, während die Gaspreise weiter stiegen. Der TTF-Frontmonatskontrakt lag im Oktober im Durchschnitt bei 87 €/MWh, 14 % mehr als im September mit 76 €/MWh. Höhere Gaspreise sollten sowohl die Spreads als auch die Preise für Systemdienstleistungen steigen lassen. Beides trat nicht ein. Die Windverhältnisse erklären die Spreads, die wachsende Batteriespeicherflotte die Preise für Systemdienstleistungen.

Die wichtigsten Erkenntnisse

• Ein unbeschränkter Zwei-Stunden-Speicher hätte im Oktober 149.000 €/MW/Jahr erzielen können – 33 % weniger als im September und 49 % weniger als die 294.000 €/MW/Jahr im Oktober 2025.
• Die Erlöse aus aFRR-Kapazität gingen gegenüber dem Vormonat um 39.000 €/MW/Jahr zurück und waren damit der größte Treiber. Die Preise für aFRR-Abwärtsregelung sanken um 56 % auf 6,9 €/MW/h, da der Solarüberschuss zur Mittagszeit zurückging.
• Die FCR-Erlöse halbierten sich annähernd auf 18.000 €/MW/Jahr. Die FCR-Preise fielen um 30 % auf 15,7 €/MW/h und damit wieder auf ihr Vorjahresniveau.
• Die Day-Ahead-TB2-Spreads verengten sich um 31 % auf 152 €/MWh, obwohl der TTF-Gaspreis um 14 % auf durchschnittlich 87 €/MWh stieg. Mehrtägige Windphasen drückten die Preise jeweils über mehrere Tage. Ein täglich zyklierender Speicher kann das nicht ausnutzen.
• Die aFRR-Aufwärtspreise im Zeitfenster von 16 bis 20 Uhr fielen trotz höherer Gaspreise im Jahresvergleich um 57 %. Die beschafften Mengen blieben stabil, sodass mehr Batteriespeicher um dieselbe Reserve konkurrierten.
• Der Anteil des Energiehandels am Erlösmix stieg von 32 % im September auf 37 % und lag damit deutlich über dem Vorjahreswert von 1 %, weil die Erlöse aus Systemdienstleistungen stärker zurückgingen.

Erlöse sanken auf den niedrigsten Stand seit Februar: 149.000 €/MW/Jahr

aFRR-Kapazität blieb mit 78.000 €/MW/Jahr die größte Erlösquelle. Der Day-Ahead-Handel folgte mit 47.000 €/MW/Jahr, danach kam FCR mit 18.000 €/MW/Jahr. Intraday steuerte 7.000 €/MW/Jahr bei.

Im Vergleich zum Vorjahr sieht der Erlösmix jedoch ganz anders aus. Im Oktober 2025 stammte fast der gesamte Gesamterlös von 294.000 €/MW/Jahr aus aFRR-Kapazität. Diesen Oktober entfielen 37 % auf Day-Ahead und Intraday zusammen. Die Verschiebung spiegelt den Rückgang der Preise für Systemdienstleistungen wider, da immer mehr Batteriespeicher präqualifiziert werden – bei gleichzeitig höheren Erlösen aus dem Großhandelsstromhandel.

aFRR-Kapazität und FCR trieben den Rückgang gegenüber dem Vormonat

Von September auf Oktober gingen die Erlöse in allen Märkten zurück. Die stärksten Rückgänge entfielen auf aFRR-Kapazität (rund 40.000 €/MW/Jahr) und FCR (20.000 €/MW/Jahr).

Der größte Teil des Rückgangs bei aFRR-Kapazität entfiel auf die Abwärtsregelung. Die Erlöse aus aFRR-Abwärtskapazität halbierten sich annähernd von 62.000 auf 32.000 €/MW/Jahr. Die aFRR-Aufwärtsregelung hielt sich besser und ging um 16 % auf 46.000 €/MW/Jahr zurück.