​Eine nicht eingeschränkte Zweistunden-Batterie in Deutschland hätte im Juli 2026 205.000 €/MW/Jahr verdienen können. Das sind 8 % weniger als die 224.000 €/MW/Jahr im Juni. Weniger Knappheitspreise in der aFRR-Kapazität und im Day-Ahead-Markt führten zu diesem Rückgang. Die Erlöse lagen damit fast genau auf dem Niveau des Vorjahres, nämlich bei 208.000 €/MW/Jahr im Juli 2025.

Die Zusammensetzung erzählt jedoch eine andere Geschichte. Die Windstromerzeugung stieg im Monatsvergleich um 23 %, und Solar legte weitere 4 % zu. Die Nettolast fiel deutlich häufiger unter Null. Die Knappheit am Abend, die im Juni die aFRR-up-Preise angetrieben hatte, kehrte nicht zurück. Daher verlagerte der Optimierer die Kapazitäten stattdessen in FCR und Day-Ahead-Arbitrage.

Wichtige Erkenntnisse

• Eine uneingeschränkte Zweistunden-Batterie hätte im Juli 205.000 €/MW/Jahr verdienen können – 8 % weniger als im Juni und 1 % unter Juli 2025.
• Die aFRR-Kapazitätserlöse sanken um 64.000 €/MW/Jahr, da die aFRR-up-Preise um 35 % auf 10,1 €/MW/h fielen. Dies war der mit Abstand größte Einflussfaktor des Monats.
• Die FCR-Erlöse mehr als verdoppelten sich auf 48.000 €/MW/Jahr – der höchste Wert seit mindestens einem Jahr, obwohl die FCR-Preise um 10 % zurückgingen. Der Optimierer verlagerte Kapazitäten, statt höheren Preisen nachzujagen.
• Die Day-Ahead-Erlöse stiegen um 70 % auf 47.000 €/MW/Jahr. Der Energiehandel macht nun ein Viertel der Einnahmen aus, verglichen mit 5 % vor einem Jahr.
• Die Nettolast lag nur halb so häufig über 45 GW und 58 % öfter unter Null, da Wind zurückkehrte und Solar seinen Höhepunkt erreichte.

Einnahmen gingen auf 205.000 €/MW/Jahr zurück, da Nebenleistungen schrumpfen

Eine uneingeschränkte Zweistunden-Batterie hätte im Juli 205.000 €/MW/Jahr verdienen können. Die aFRR-Kapazität blieb mit 107.000 €/MW/Jahr oder 52 % des Gesamtwerts die größte Einzelkomponente. FCR steuerte 48.000 € bei und der Energiehandel über Day-Ahead und Intraday brachte 50.000 €.

Vor einem Jahr war die Aufteilung deutlich einseitiger. Im Juli 2025 machte die aFRR-Kapazität allein 91 % der Erlöse aus, der Energiehandel nur 5 %. Die aFRR-Preise sind seitdem gesunken, da mehr Batterien präqualifiziert wurden, und sie beginnen sich stärker an den Day-Ahead-Preisen zu orientieren. FCR und Energie haben die Lücke gefüllt, weshalb die Gesamtsumme kaum verändert ist, sich aber die Zusammensetzung darunter deutlich verschoben hat.

aFRR-Kapazitätserlöse sanken um 64.000 €/MW/Jahr, verdrängt durch FCR und Day-Ahead

Die aFRR-Kapazitätserlöse sanken zwischen Juni und Juli um 64.000 €/MW/Jahr. Die aFRR-Energie verlor weitere 4.000 €.

Drei Märkte wirkten dem entgegen. FCR brachte 26.000 € zusätzlich, Day-Ahead 19.000 €. Intraday steuerte 4.000 € bei. Zusammen konnten sie etwa zwei Drittel des aFRR-Verlustes ausgleichen, weshalb der Gesamtwert nur um 8 % und nicht um 30 % fiel. Der Optimierer verlor keine Einnahmen, sondern verlagerte sie.

aFRR-up-Preise fielen von den Juni-Spitzen zurück auf das Frühlingsniveau

aFRR-up-Kapazität wurde im Juli zu 10,1 €/MW/h abgerechnet, 35 % weniger als im Juni. Damit wurde der Preissprung im Juni komplett ausgeglichen und die Preise kehrten auf das Niveau von 10 bis 11 € zurück, das von März bis Mai bestand. aFRR-down blieb stabiler bei 18,4 €/MW/h, ein Plus von 2 %.

FCR gab um 10 % auf 21,8 €/MW/h nach. Es bleibt das stärkste der drei Produkte und liegt nun seit vier Monaten in Folge über 20 €/MW/h. Noch im Dezember wurde FCR zu 6,8 €/MW/h abgerechnet. Als symmetrisches Produkt muss der Preis mit aFRR-up und -down zusammen verglichen werden – aber in vielen Abrechnungsperioden war FCR attraktiver als aFRR-up und -down sowie Day-Ahead-Energiearbitrage.