​Eine nicht eingeschränkte Zwei-Stunden-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 Einnahmen lagen damit fast genau auf dem Niveau des Vorjahres, nämlich bei 208.000 €/MW/Jahr im Juli 2025.

Die Zusammensetzung zeigt jedoch ein anderes Bild. Die Windstromerzeugung stieg im Monatsvergleich um 23 %, die Solarenergie legte um weitere 4 % zu. Die Nettolast fiel deutlich häufiger unter null. Die abendliche Knappheit, die im Juni die aFRR-up-Preise antrieb, blieb im Juli aus. Daher verlagerte der Optimierer die Kapazität stattdessen in FCR und Day-Ahead-Arbitrage.

Wichtige Erkenntnisse

• Eine nicht eingeschränkte Zwei-Stunden-Batterie hätte im Juli 205.000 €/MW/Jahr verdient, 8 % weniger als im Juni und 1 % unter Juli 2025.
• Die aFRR-Kapazitätseinnahmen sanken um 64.000 €/MW/Jahr, da die aFRR-up-Preise um 35 % auf 10,1 €/MW/h fielen. Das war der mit Abstand größte Einflussfaktor des Monats.
• Die FCR-Einnahmen haben sich mehr als verdoppelt und erreichten 48.000 €/MW/Jahr – der höchste Wert seit mindestens einem Jahr – obwohl die FCR-Preise um 10 % nachgaben. Der Optimierer hat die Kapazität umverteilt, anstatt höheren Preisen hinterherzujagen.
• Die Day-Ahead-Einnahmen stiegen um 70 % auf 47.000 €/MW/Jahr. Der Energiehandel macht jetzt ein Viertel des Stacks aus, gegenüber 5 % vor einem Jahr.
• Die Nettolast lag nur halb so lange über 45 GW und 58 % länger unter null, da Wind zurückkehrte und Solar seinen Höhepunkt erreichte.

Einnahmen sanken auf 205.000 €/MW/Jahr, da Nebendienstleistungen zurückgingen

Eine nicht eingeschränkte Zwei-Stunden-Batterie hätte im Juli 205.000 €/MW/Jahr verdienen können. Die aFRR-Kapazität blieb mit 107.000 €/MW/Jahr oder 52 % des Gesamtwerts der größte Einzelposten. FCR trug 48.000 € bei, und der Energiehandel über Day-Ahead und Intraday brachte 50.000 € ein.

Vor einem Jahr war die Aufteilung deutlich einseitiger. Im Juli 2025 stammten 91 % der Einnahmen allein aus der aFRR-Kapazität, der Energiehandel machte nur 5 % aus. Seitdem sind die aFRR-Preise gesunken, da mehr Batterien präqualifizieren und sich stärker an den Day-Ahead-Preisen orientieren. FCR und Energie haben die Lücke gefüllt, weshalb der Gesamtertrag kaum verändert ist, obwohl sich die Zusammensetzung darunter deutlich gewandelt hat.

aFRR-Kapazitätseinnahmen sanken um 64.000 €/MW/Jahr, verdrängt von FCR und Day-Ahead

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

Drei Märkte wirkten dagegen: FCR brachte 26.000 € zusätzlich, Day-Ahead 19.000 €, Intraday steuerte 4.000 € bei. Zusammen glichen sie etwa zwei Drittel des aFRR-Verlusts aus, weshalb der Gesamtrückgang nur 8 % statt 30 % betrug. Der Optimierer hat also keine Einnahmen verloren, sondern sie umgeschichtet.

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

Die aFRR-up-Kapazität lag im Juli bei 10,1 €/MW/h, 35 % weniger als im Juni. Damit wurde der Preissprung aus dem Juni vollständig ausgeglichen und die Preise kehrten auf das Niveau von 10 bis 11 € zurück, das von März bis Mai gehalten wurde. aFRR-down blieb mit 18,4 €/MW/h stabil, ein Plus von 2 %.

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