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

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Auch andere Preise haben sich verändert: Die FCR-Preise fielen genau im morgendlichen Block, in dem sie normalerweise den meisten Umsatz bringen. Größere Day-Ahead-Spreads führten dazu, dass die Batteriekapazität in bessere Arbitragemöglichkeiten umgelenkt wurde.

Mit starker Solar- und schwacher Windproduktion in der ersten Monatshälfte sowie hohen Gaspreisen hätten die Einnahmen eigentlich über dem Vorjahresniveau liegen sollen. Dennoch sanken die Erlöse – hauptsächlich aufgrund niedrigerer aFRR-Kapazitätspreise. Monatlich betrachtet sind Batterien wahrscheinlich nicht der Grund für den Preisrückgang bei aFRR, sondern eher das feuchtere Wetter, das die Bedingungen für Pumpspeicher verbessert hat, und die Rückkehr von Gaskraftwerken aus der Wartung. Im Jahresvergleich scheint jedoch der zunehmende Wettbewerb durch Batterien die Preise für aFRR-Kapazität zu drücken – ein erstes deutliches Zeichen für eine Marktsättigung in Echtzeit.

Wichtigste Erkenntnisse

• Eine uneingeschränkte Zwei-Stunden-Batterie hätte im August 191.000 €/MW/Jahr verdienen können – 7 % weniger als im Juli und 15 % unter August 2025. Day-Ahead- und Intraday-Märkte machen jetzt 31 % der Erlöse aus (Vorjahr: 7 %), während der Anteil der aFRR-Kapazität von 88 % auf etwa die Hälfte gesunken ist.
• aFRR up-Kapazität war der Haupttreiber. Sie wurde mit 7,35 €/MW/h abgerechnet, 27 % weniger als im Vormonat und nur noch halb so hoch wie im August 2025 – das entspricht einem Rückgang von etwa 13.700 €/MW/Jahr.
• Energiegroßhandelsmärkte haben die freigewordene Kapazität aufgenommen. Day-Ahead-TB2-Spreads erreichten 176 €/MWh, 8 % mehr als im Juli und 35 % mehr als im Vorjahr. Die FCR-Erlöse fielen um ein Drittel, obwohl der FCR-Preis nahezu unverändert blieb.
• 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, die Spreads waren 35 % breiter – und dennoch sanken die Einnahmen um 15 %. Die strukturelle Veränderung bleibt das Volumen der vorqualifizierten Batteriekapazität, die im aFRR-Markt bietet.

Uneingeschränkte BESS-Einnahmen sanken um 7 % zum Vormonat und um 15 % zum Vorjahr

Die Gesamteinnahmen von BESS fielen erstmals seit März unter 200.000 €/MW/Jahr. Die aFRR-Kapazität machte im August immer noch etwa die Hälfte des Erlös-Stacks aus (95.000 €/MW/Jahr). Im Jahresvergleich lagen die Einnahmen im August 15 % unter dem Vorjahr, als die aFRR-Kapazität noch 88 % des Gesamtumsatzes ausmachte.

Der Preiswettbewerb ist der Haupttreiber für die Veränderungen im Vergleich zum Vorjahr. Die Preise für aFRR-Kapazität sind gesunken, während die Day-Ahead-Spreads breiter wurden, sodass der Optimierer weniger Reserve hält und mehr Energie handelt. Day-Ahead und Intraday liefern jetzt 31 % der Erlöse, im Vergleich zu 7 % im August des Vorjahres.

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

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 FCR-Einnahmen um ein Drittel. Grund dafür ist, dass die Day-Ahead-Spreads breiter wurden und mehr zahlten – die Batterie verkaufte weniger FCR und handelte mehr Energie.