Deutschlands aFRR-Goldrausch neigt sich dem Ende zu

Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber beziehen rund 4,5 GW an batteriegestützter Ausgleichskapazität, wobei etwa 90 % auf aFRR entfallen. Nach Angaben von Modo Energy wird die Batteriekapazität bis zum Jahresende 5,7 GW erreichen. Vergleicht man diese Zahlen, wird deutlich, dass mehr Batteriekapazität ans Netz geht, als der Frequenzmarkt aufnehmen kann.

aFRR (Automatic Frequency Restoration Reserve) ist die schnell reagierende Reserve, die Netzbetreiber zur Behebung kurzfristiger Ungleichgewichte einsetzen. Bislang war dies der rentabelste Bereich für deutsche Batterien. Der Markt stößt jedoch schneller an seine Grenzen, als viele erwarten. Etwa 580 MW sind bereits für aFRR vorqualifiziert, was rund 30 % aller in Betrieb befindlichen Batterien entspricht. Wenn sich bereits 35 % der Batterieflotte im Jahr 2026 qualifizieren, würde dies bereits den Bedarf der deutschen Netzbetreiber von 2 GW decken. Jede darüber hinausgehende neue Kapazität wird auf einem Markt konkurrieren müssen, der bereits ausgelastet ist. Bis August 2026 ist der Zeitrahmen auf Monate statt Jahre geschrumpft.

Wir wissen bereits, was passiert, wenn der Markt gesättigt ist, und die Analysten von Modo Energy verweisen dabei direkt auf Großbritannien als Beispiel. Im Jahr 2022 erzielten britische Batterien jährlich über 150.000 £ pro MW aus Frequenzdiensten. Bis 2023 sank dieser Wert auf etwa 50.000 £ pro MW – ein Rückgang um 73 % –, als das Angebot die Nachfrage überstieg. Am stärksten betroffen waren Kurzzeit-Systeme, die ausschließlich für die Frequenzregelung ausgelegt waren. Als diese Einnahmequelle versiegte, hatten sie keine andere Möglichkeit mehr, Einnahmen zu erzielen.

Die Marktregeln in Deutschland sind zwar nicht ganz dieselben, aber das Prinzip des Überangebots funktioniert überall gleich: Mehr kostengünstige Anbieter bedeuten niedrigere Preise. Beim derzeitigen Tempo liegt Deutschland etwa ein Jahr bis anderthalb Jahre hinter dem Zeitpunkt zurück, zu dem die Frequenzeinnahmen in Großbritannien eingebrochen sind. Auch der Ausbau gewinnt an Fahrt. Allein im ersten Halbjahr 2026 gingen 888 MW ans Netz – mehr als im gesamten Jahr 2025. Und es wartet noch mehr Kapazität darauf, hinzugefügt zu werden.

Die Umsatzzusammensetzung

An den diesjährigen Zahlen lässt sich diese Verschiebung erkennen. Im Juli 2026 fielen die Preise für aFRR-Up-Kapazitäten innerhalb eines einzigen Monats um 35 % auf etwa 10 €/MW/h, und die deutschen BESS-Einnahmen sanken auf 205.000 €/MW/Jahr. Ein Teil dieser Entwicklung im Juli ist saisonbedingt, da durch die starke Solarstromerzeugung im Sommer weniger Knappheit besteht, die sich auf die Preise auswirkt. Der Trend hält weiterhin an. Regulierungsdienste machten 2026 immer noch 55 % der deutschen Batterieeinnahmen aus, aufgeteilt zwischen aFRR und FCR (Frequenzhaltungsreserve, die sehr schnelle Erstreaktionsreserve). Modo geht davon aus, dass sich dieses Verhältnis umkehren wird. Die kurzfristigen Zwei-Stunden-Einnahmen von 240.000 €/MW dürften sich bis 2030 in etwa halbieren, wobei die Großhandelsarbitrage etwa 95 % des verbleibenden Volumens ausmachen wird.

Das Geld fließt nicht mehr in die Standby-Vergütung, sondern in den Handel mit Energie auf den Day-Ahead- und Intraday-Märkten, wobei bei Preisschwankungen aufgrund von Solarstrom günstig eingekauft und teuer verkauft wird. Bei einer Batterie, die lediglich Verfügbarkeit verkaufen kann, schwindet die Haupteinnahmequelle. Eine Batterie, die mit Energie handelt, erzielt weiterhin Einnahmen, während sich der Energiemix verändert.

Der niederländische Markt zeigt dasselbe Muster aus einem anderen Blickwinkel. Dort wird für aFRR-Kapazitäten, für die im Jahr 2022 noch 105 €/MW/h gezahlt wurden, im Jahr 2026 nur noch 27 €/MW/h gezahlt – mit einem jährlichen Rückgang seitdem –, während sich die Energieseite des Marktes gut behauptet. Die Kapazitäten sind als Erstes gesättigt. Im Energiebereich erzielen Batterien weiterhin Erträge. Das ist keine deutsche Besonderheit. Laut einem Bericht von energy-storage.news sind die Reservemärkte in Großbritannien und Frankreich nach einem Rekordjahr für den Ausbau der Speicherkapazitäten in Europa bereits überfüllt.

Eine Batterie für die nächste Phase aufbauen

Drei Faktoren unterscheiden die Anlagen, die diese Situation überstehen, von denen, die dies nicht schaffen: Die Laufzeit – denn ab zwei Stunden können Sie tatsächliche Energie in Großhandelsfenster einspeisen, anstatt die Leistung lediglich in Reserve zu halten. Gemeinsame Optimierung, denn der Wert liegt nun darin, stündlich zwischen aFRR-Energie, mFRR (der manuell aktivierten Reserve), Day-Ahead- und Intraday-Auktionen zu wechseln – und nicht darin, Kapazitäten in einer einzigen Auktion zu parken. Und Einhaltung der Garantiebedingungen, denn das Jagen nach Großhandelsspreads durch aggressives Auf- und Abschalten zahlt sich nur aus, wenn dabei die für Ihre Zellen garantierten Grenzwerte eingehalten werden.

Bei kleineren Anlagen ist dies schwieriger, und genau hier kommt die Aggregation ins Spiel. Eine einzelne Batterie mit einer Leistung von 1 bis 5 MW verfügt selten über die nötige Größe oder die Handelsplattform, um eine gemeinsame Optimierung über alle Märkte hinweg in Echtzeit zu erreichen. Gebündelt in einem virtuellen Kraftwerk – einer Flotte dezentraler Batterien, die als Einheit gesteuert werden – erreichen dieselben Anlagen die Marktschwellenwerte und verteilen die Einnahmen auf verschiedene Dienstleistungen, anstatt den Geschäftserfolg von einer einzigen, gesättigten Auktion abhängig zu machen.

Genau das ist die Aufgabe von „FLEXO“ von Hive Power. Das System optimiert jede Batterie über Neben- und Großhandelsmärkte hinweg und hält die Zyklen innerhalb der Garantiebegrenzungen, sodass ein heute aufgebautes Portfolio nicht auf eine Ertragsstruktur ausgelegt ist, die bereits im Schwinden begriffen ist.

Bis Ende 2027 werden der Großhandels- und der Intraday-Handel den Großteil der deutschen BESS-Einnahmen ausmachen, und das „aFRR-first“-Geschäftsmodell, das den Boom der Jahre 2024 bis 2025 finanziert hat, wird als historisches Relikt gelten. Die Gewinner werden jene Batterien sein, die bereits jetzt für das Großhandelszeitalter gebaut, optimiert und finanziert werden. Diese Arbeit muss geschehen, bevor die Frequenzeinnahmen auf das britische Niveau sinken. Der Goldrausch ist noch nicht vorbei.

Häufig gestellte Fragen

Warum sinken die deutschen Nebenerlöse aus Batterien im Jahr 2026? Das Angebot holt die Nachfrage ein. Die deutschen Netzbetreiber beschaffen etwa 4,5 GW batterierelevante Ausgleichskapazität, während die Flotte noch vor Jahresende voraussichtlich 5,7 GW erreichen wird. Da immer mehr Batterien die Vorqualifikation bestehen, drückt der Wettbewerb die Clearing-Preise nach unten. Im Juli 2026 fielen die Preise für aFRR-Up-Kapazitäten laut Zahlen von Modo Energy innerhalb eines einzigen Monats um 35 %.

Woher werden die BESS-Einnahmen stammen, wenn die Nebenmärkte gesättigt sind? Aus dem Großhandelshandel, vor allem aus Day-Ahead- und Intraday-Arbitrage. Modo Energy geht davon aus, dass der Großhandel bis 2030 etwa 95 % der deutschen Zwei-Stunden-BESS-Einnahmen ausmachen wird – gegenüber einem derzeit noch geringen Anteil. Batterien mit längerer Laufzeit, die Energie über den Tag hinweg verlagern können, anstatt nur Reservekapazität bereitzuhalten, sind am besten geeignet, diese Einnahmen zu erzielen.

Was bedeutet eine Marktsättigung für ein Batterieprojekt mit einer Leistung von 1 bis 5 MW? Kleinere Anlagen spüren den Druck als Erste, da sie oft auf eine einzige Einnahmequelle angewiesen sind und nicht über die nötige Größe verfügen, um marktübergreifend zu handeln. Durch die Bündelung in einem virtuellen Kraftwerk (VPP) können sie die Markteintrittsschwellen erfüllen und ihre Leistung über die Neben- und Großhandelsmärkte hinweg gemeinsam optimieren, wodurch sich die Einnahmen verteilen, anstatt von einer einzigen, gesättigten Auktion abhängig zu sein.

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