Im Markt für Sekundärregelleistung (aFRR — automatic Frequency Restoration Reserve) zeichnet sich 2026 eine strukturelle Verschiebung ab. Die Leistungspreise für positive aFRR sind im Q1 2026 gegenüber Q1 2025 um rund 27 Prozent eingebrochen — von 9.166 EUR/MW auf 6.652 EUR/MW. Treiber ist die mehr als verdoppelte präqualifizierte Batteriespeicher-Leistung. Was das für die Vermarktungserlöse bedeutet und warum die historische Pumpspeicher-Dominanz Risse zeigt — Überblick zum Marktgeschehen.
aFRR-Leistungspreise Q1 2026 im Vergleich
Die Übersicht zeigt die Leistungspreise im aFRR-Markt für Q1 2026 im Vergleich zum Vorjahresquartal. Werte beziehen sich auf den Leistungspreis (Kapazitätsvergütung) im Pay-as-Bid-Verfahren, das im aFRR-Markt seit der Trennung von Regelleistungs- und Regelarbeitsmarkt gilt.
| Produkt | Q1 2025 | Q1 2026 | Veränderung |
|---|---|---|---|
| Positive aFRR | 9.166 EUR/MW | 6.652 EUR/MW | −27 % |
| Negative aFRR | 4.660 EUR/MW | 4.194 EUR/MW | −10 % |
Quelle: ÜNB-Auktionsdaten regelleistung.net, aggregiert über regelleistung-online.de. Der Rückgang in negativer aFRR fällt schwächer aus, weil die Winterperiode mit geringer PV-Einspeisung den Bedarf dämpfte. Im März 2026 zeigte sich eine Trendumkehr: Mit steigender PV-Einspeisung trieb das Mittagsprodukt (12–16 Uhr) die Preise wieder nach oben.
Hinweis zur April-Statistik
Eine exakte Monatsstatistik für April 2026 ist über die öffentlichen Aggregationen der ÜNB derzeit nicht abrufbar. Der ISEA-Erlösindex deutet auf eine Fortsetzung der März-Erholung hin. Verbindliche April-Werte werden erst mit der nächsten Quartalsauswertung verfügbar sein.
ISEA Battery Revenue Index: Erlöse minus 40 Prozent
Der Battery Revenue Index der RWTH Aachen (ISEA-Institut) bildet das Cross-Market-Erlöspotenzial eines 1-MW/2-MWh-Speichers ab — also die kombinierte Vermarktung in FCR, aFRR und Day-Ahead-Arbitrage. Q1 2026 zeigt ein deutliches Minus:
| Monat 2026 | EUR/MW/Jahr (annualisiert) | YoY |
|---|---|---|
| Januar | 132.000 | −54 % |
| Februar | 95.000 | −43 % (Tiefpunkt) |
| März | 200.000 | −24 % |
| Q1-Durchschnitt | 132.000 | −40 % |
Der Februar-Tiefpunkt von 95.000 EUR/MW/Jahr markiert den niedrigsten Stand seit Beginn der Indexreihe. Im März folgte mit 200.000 EUR/MW/Jahr eine Erholung — getrieben durch höhere Spreizungen am Spotmarkt und steigende aFRR-Mittagspreise. Die Renditebeiträge aus dem aFRR-Pfeiler der Cross-Market-Strategie sinken strukturell. Vergleichbare Effekte im FCR-Markt.
Treiber: Speicherleistung verdoppelt sich
Die präqualifizierte Batteriespeicher-Leistung im aFRR-Segment hat sich in zwölf Monaten mehr als verdoppelt:
- Positiv aFRR Batteriespeicher: 0,56 GW (Januar 2025) → 1,20 GW (Januar 2026), plus 114 Prozent
- Negativ aFRR Batteriespeicher: 0,55 GW → 1,20 GW
- Wind aFRR: 90 MW → 150 MW (plus 67 Prozent)
- Solar aFRR: Erstmals präqualifiziert — 25 MW von 37,4 MWp am Solarpark Schkölen, gepoolt via Aggregator Entelios
Das zusätzliche Angebot trifft auf eine kaum gewachsene Nachfrage. Die tägliche Beschaffung der ÜNB liegt bei rund 2.000 MW (ca. 1.000 MW pro Richtung), das Gesamtangebot im Zweijahres-Schnitt bei ca. 4.400 MW positiv und 3.700 MW negativ. Das Angebot ist doppelt so hoch wie die Nachfrage.
aFRR-Pfeiler verliert an Tragkraft
Wer ein Speicher-Investment auf der Annahme aufbaut, dass aFRR-Leistungspreise dauerhaft im historischen Niveau bleiben, verkalkuliert sich. Konservative Modelle sollten den Trend zu fallenden Leistungspreisen einplanen und Diversifikation in Momentanreserve, Engpassmanagement und Day-Ahead-Arbitrage berücksichtigen. Mehr dazu in unserem Ratgeber zur Vermarktung.
Pumpspeicher-Dominanz erodiert
Historisch dominieren Pumpspeicher (PSH) den deutschen aFRR-Markt. Der Marktmachtbericht 2023/2024 dokumentiert:
- 92 Prozent der präqualifizierten positiven aFRR entfielen auf Pumpspeicher
- 84 Prozent der präqualifizierten negativen aFRR
- Batteriespeicher und konventionelle Erzeuger spielten „nahezu keine Rolle"
- EnBW alleine sicherte sich 25–30 Prozent der tatsächlich bezuschlagten Leistung
- EnBW gemeinsam mit illwerke vkw — deren Pumpspeicher EnBW vermarktet — kam auf 50–60 Prozent
Die Bundesnetzagentur stufte die Anbieterkonzentration als „wettbewerblich auffällig" ein. Mit Stand 11. März 2026 stützen sich die ÜNB auf 32 zugelassene Anbieter in der Sekundärregelreserve. Das Wachstum der Batteriespeicher-Kapazitäten verändert dieses Bild messbar — auch wenn der Anteil von Batterien an der präqualifizierten aFRR-Leistung in Größenordnungen von rund 1,5 Prozent gering bleibt.
Marktdesign-Änderungen Q4 2026
Ab September/Oktober 2026 wird ein optionales 15-Minuten-Produkt für aFRR eingeführt. Es soll volatilen Erzeugern aus PV und Wind bessere Vermarktung ermöglichen und schnellreagierenden Speichern zusätzliche Zeitscheiben öffnen. Parallel veröffentlichen die ÜNB seit 2026 den minutengenauen NRV-Saldo — eine Datengrundlage für bessere Bilanzkreisbewirtschaftung.
Was Investoren jetzt prüfen sollten
Bei Bewertung eines Speicher-Investments im Jahr 2026 gehören drei Punkte auf die Checkliste: 1) Welche Märkte sind im Erlösmodell hinterlegt — nur aFRR/FCR oder breite Cross-Market-Vermarktung? 2) Wird der erwartete aFRR-Beitrag mit historischen Durchschnittspreisen kalkuliert oder mit konservativen Forward-Kurven? 3) Ist der Anbieter auf das neue 15-Minuten-Produkt vorbereitet? Eine seriöse Antwort darauf trennt belastbare Modelle von Renditeversprechen.
Bedeutung für Speicher-Investoren
Die aFRR-Entwicklung folgt der gleichen Logik wie der FCR-Markt: Wachsende Speicherkapazität trifft auf ein begrenztes Nachfragevolumen, der Preisdruck steigt strukturell. Anders als FCR ist aFRR mit 2.000 MW täglicher Beschaffung jedoch noch nicht gesättigt — und bleibt der größte deutsche Regelleistungsmarkt nach ÜNB-Ausgaben.
Drei Punkte für Investoren:
- Leistungspreise dauerhaft niedriger kalkulieren. Wer mit Q1-2024-Niveau rechnet, plant zu optimistisch.
- Erlösmix vor Einzelpfeiler. FCR und aFRR allein tragen 2026 keinen Speicher mehr. Momentanreserve, Day-Ahead-Arbitrage und Engpassmanagement gewinnen an Gewicht.
- Anbieter mit Cross-Market-Kompetenz wählen. Die Vermarktungstiefe entscheidet über die tatsächlich erreichbaren Erlöse — nicht der Listenpreis im Pitch.
Die Renditen verteilen sich neu. Wer 2026 investiert, braucht Transparenz über alle Pfeiler — der Anbieterprüfung zeigt, wer diese Tiefe bietet.
