​Eine uneingeschränkte Zwei-Stunden-Batterie in Deutschland hätte im August 2026 191.000 €/MW/Jahr erzielen können, 7 % weniger als im Juli. Im Monatsdurchschnitt fiel nur ein Preis: aFRR up Kapazität wurde zu 7,35 €/MW/h abgerechnet, 27 % weniger als im Juli, obwohl die Großhandelspreise stiegen.

Auch andere Preise verschoben sich, wobei die FCR-Preise genau im morgendlichen Zeitblock fielen, in dem normalerweise die höchsten Erlöse erzielt werden. Höhere Day-Ahead-Spreads traten an die Stelle und verlagerten die Batteriekapazität in die bessere Arbitragemöglichkeit.

Mit starker Solarenergie, wenig Wind in der ersten Monatshälfte und hohen Gaspreisen hätte der Monat höhere Erlöse als vor einem Jahr zeigen sollen. Doch die Erlöse gingen zurück – vor allem wegen der niedrigeren aFRR-Kapazitätspreise. Monatlich betrachtet sind Batterien vermutlich nicht der Grund für den Rückgang der aFRR-Preise – wahrscheinlicher ist, dass feuchteres Wetter die Bedingungen für Pumpspeicher verbessert hat und Gaskraftwerke aus der Wartung zurückkehrten. Im Jahresvergleich scheint jedoch der gestiegene Wettbewerb durch Batterien die aFRR-Kapazitätspreise zu drücken, was die ersten klaren Anzeichen einer Marktsättigung in Echtzeit zeigt.

Wichtigste Erkenntnisse

• Eine uneingeschränkte Zwei-Stunden-Batterie hätte im August 191.000 €/MW/Jahr erzielen können, 7 % weniger als im Juli und 15 % unter August 2025. Day-Ahead und Intraday liefern nun 31 % der Erlöse gegenüber 7 % im letzten August, während aFRR-Kapazität von 88 % auf etwa die Hälfte gefallen ist.
• aFRR up Kapazität war ausschlaggebend. Sie wurde zu 7,35 €/MW/h abgerechnet, 27 % weniger als im Vormonat und nur noch halb so hoch wie im August 2025, was etwa 13.700 €/MW/Jahr aus dem Stack nahm.
• Die Energiemärkte haben die freigewordene Kapazität aufgenommen. Day-Ahead TB2-Spreads erreichten 176 €/MWh, 8 % mehr als im Juli und 35 % mehr als im August des Vorjahres, sodass FCR-Erlöse um ein Drittel zurückgingen, obwohl sich der FCR-Preis kaum veränderte.
• Das Wetter bot bessere Bedingungen für Batterien als im Vorjahr — Wind stieg um 31 % auf 12,6 GW, Solar um 14 % auf 14,8 GW, Spreads waren 35 % weiter — und dennoch sanken die Erlöse um 15 %. Die einzige strukturelle Änderung bleibt das Volumen der vorqualifizierten Batteriekapazität, die in aFRR bietet.

Uneingeschränkte BESS-Erlöse sanken im Monatsvergleich um 7 % und im Jahresvergleich um 15 %

Die Gesamterlöse von BESS fielen erstmals seit März unter 200.000 €/MW/Jahr. aFRR-Kapazität machte im August immer noch etwa die Hälfte des Stacks aus, mit 95.000 €/MW/Jahr. Im Jahresvergleich lagen die Erlöse im August 15 % unter denen des Vorjahres, als aFRR-Kapazität 88 % des Gesamtbetrags ausmachte.

Der Preiswettbewerb ist der Haupttreiber für die Veränderung zum Vorjahr. Die aFRR-Kapazitätspreise sind gesunken, während die Day-Ahead-Spreads gestiegen sind, sodass der Optimierer weniger Reserve hält und mehr Energie handelt. Day-Ahead und Intraday liefern nun 31 % der Erlöse gegenüber 7 % im letzten August.

FCR wurde in Day-Ahead umgeschichtet, während aFRR-Kapazitätserlöse zurückgingen

Der Haupttreiber in diesem Monat war der Rückgang der aFRR-Kapazitätspreise – aber der größte Unterschied zeigte sich bei FCR.

Der Durchschnittspreis für FCR sank im August nur um 1 %, und über die sechs täglichen Blöcke fiel der Gesamtwert um 2,9 %. Gleichzeitig sanken die Erlöse um ein Drittel. Der Grund: Die Day-Ahead-Spreads weiteten sich aus und begannen mehr zu zahlen, sodass die Batterie weniger FCR verkaufte und mehr Energie handelte.