SunShine Research · Regelenergie & Batteriespeicher
aFRR vs FCR: Beide Regelenergie-Märkte zahlen Batteriespeichern Geld dafür, dass sie das Stromnetz stabil halten — aber sie funktionieren grundverschieden. Dieser Marktvergleich erklärt Mechanik, Präqualifikation, Erlöslogik und Risiken beider Märkte für Speicher-Investoren.
Definition: FCR (Frequency Containment Reserve, Primärregelleistung) ist die schnellste Regelenergie-Qualität: Sie muss innerhalb von 30 Sekunden vollständig aktiviert sein und stabilisiert die Netzfrequenz unmittelbar. aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve, Sekundärregelleistung) löst die FCR ab: Sie muss innerhalb von 5 Minuten voll aktiviert sein und führt die Frequenz auf 50 Hertz zurück. Beide werden von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern über die Plattform regelleistung.net ausgeschrieben — und Batteriespeicher sind in beiden Märkten die technisch ideale Anlagenklasse.
Inhalt dieser Analyse
1. Was ist Regelenergie? · 2. FCR im Detail · 3. aFRR im Detail · 4. Marktmechanik & Ausschreibungen · 5. Präqualifikation für BESS · 6. Erlöslogik · 7. Sättigungsrisiko FCR · 8. Multi-Use & Arbitrage · 9. Vergleichstabelle · 10. Einordnung für Investoren · FAQ
Was ist Regelenergie — und warum wird sie bezahlt?
Das europäische Verbundnetz läuft auf exakt 50 Hertz. Weicht die Frequenz ab, weil Erzeugung und Verbrauch nicht übereinstimmen, müssen die Übertragungsnetzbetreiber (in Deutschland: 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW) binnen Sekunden gegensteuern. Dafür halten sie Reserven vor — die Regelleistung. Wer diese Reserven bereitstellt, wird dafür bezahlt: zunächst für die reine Bereitschaft (Leistungspreis), bei aFRR und mFRR zusätzlich für tatsächlich gelieferte Energie (Arbeitspreis).
Die Regelreserve ist in drei Qualitäten gestaffelt, die zeitlich ineinandergreifen:
- FCR (Primärregelleistung): reagiert automatisch und frequenzproportional, Vollaktivierung in unter 30 Sekunden. Sie stoppt den Frequenzabfall bzw. -anstieg.
- aFRR (Sekundärregelleistung): wird vom Übertragungsnetzbetreiber automatisch per Sollwertsignal abgerufen, Vollaktivierung innerhalb von 5 Minuten. Sie führt die Frequenz auf 50 Hertz zurück und entlastet die FCR.
- mFRR (Minutenreserve): wird bei länger anhaltenden Ungleichgewichten aktiviert und löst die aFRR ab.
Für Batteriespeicher (BESS) sind vor allem FCR und aFRR interessant: Batterien reagieren in unter einer Sekunde, deutlich schneller als jedes konventionelle Kraftwerk. Genau deshalb haben Großspeicher die deutschen Regelenergie-Märkte in den letzten Jahren regelrecht erobert — mit erheblichen Folgen für die Preise, wie wir weiter unten zeigen.
FCR im Detail: Primärregelleistung in 30 Sekunden
FCR ist die erste Verteidigungslinie des Netzes. Sie wird nicht aktiv abgerufen, sondern reagiert dezentral und vollautomatisch auf die gemessene Netzfrequenz: Je größer die Abweichung von 50 Hertz, desto mehr Leistung speist die Anlage ein oder nimmt sie auf. Das Produkt ist symmetrisch — wer 1 MW FCR anbietet, muss jederzeit 1 MW in beide Richtungen leisten können, also einspeisen (bei Unterfrequenz) und aufnehmen (bei Überfrequenz).
Im kontinentaleuropäischen Verbundnetz werden insgesamt ±3.000 MW FCR vorgehalten — ausgelegt auf den gleichzeitigen Ausfall zweier großer Kraftwerksblöcke. Auf Deutschland entfallen davon je nach Jahr rund 550 bis 600 MW. Beschafft wird gemeinsam mit mehreren europäischen Nachbarländern über die FCR Cooperation: eine grenzüberschreitende Auktion mit einem Gesamtvolumen von über 1.500 MW, wobei nationale Kernanteile weiterhin im Inland beschafft werden müssen.
Für Batteriespeicher ist FCR technisch der einfachste Einstieg: Die Aktivierungen sind überwiegend Mikro-Zyklen mit geringer Energiemenge, die Zellalterung ist minimal. Als Anlage mit begrenztem Energiespeicher (Limited Energy Reservoir) muss ein BESS allerdings das 15-Minuten-Kriterium erfüllen: Er muss die volle präqualifizierte Leistung jederzeit mindestens 15 Minuten lang durchhalten können — das bestimmt die Mindest-Kapazität und das Lademanagement des Speichers.
aFRR im Detail: Sekundärregelleistung in 5 Minuten
Die aFRR übernimmt, sobald die FCR die Frequenz stabilisiert hat. Anders als die FCR wird sie zentral gesteuert: Der Leistungs-Frequenz-Regler des Übertragungsnetzbetreibers sendet ein Sollwertsignal an die präqualifizierten Anlagen, die ihre Einspeisung oder Aufnahme innerhalb von maximal 5 Minuten vollständig anpassen müssen. Die EU hat diese Vollaktivierungszeit (Full Activation Time) verbindlich auf fünf Minuten festgelegt.
Ein zweiter zentraler Unterschied: aFRR besteht aus zwei getrennten Teilprodukten — positiver aFRR (zusätzliche Einspeisung bzw. reduzierter Verbrauch) und negativer aFRR (Leistungsaufnahme). Ein Speicher kann beide Richtungen anbieten, bepreist sie aber separat. Der deutsche Bedarf liegt in der Größenordnung von knapp 2 Gigawatt je Richtung — der aFRR-Markt ist damit gut dreimal so tief wie der deutsche FCR-Markt.
Seit Juni 2022 ist Deutschland an die europäische Aktivierungsplattform PICASSO angeschlossen: Abrufe werden grenzüberschreitend nach einer gemeinsamen Merit-Order optimiert, der Arbeitspreis wird im Pay-as-Cleared-Verfahren gebildet. Für die Zellen des Speichers bedeutet aFRR mehr Arbeit als FCR: Abrufe liefern echte Energiemengen, die Zyklenbelastung ist spürbar höher — dafür winkt neben dem Leistungspreis auch der Arbeitspreis als zweite Erlösquelle.
Marktmechanik: Ausschreibungen auf regelleistung.net
Beide Märkte laufen über die gemeinsame Ausschreibungsplattform regelleistung.net der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber. Das Grundprinzip ist bei FCR und aFRR gleich — die Details unterscheiden sich deutlich:
| Auktionsdesign | FCR | aFRR |
|---|---|---|
| Ausschreibung | täglich, am Vortag der Lieferung | täglich, am Vortag der Lieferung |
| Produkte | sechs 4-Stunden-Zeitscheiben, symmetrisch | sechs 4-Stunden-Zeitscheiben, positiv/negativ getrennt (12 Produkte) |
| Mindestgebot | 1 MW (Pooling zulässig) | 1 MW (Pooling zulässig) |
| Vergütung Vorhaltung | Leistungspreis, Pay-as-Cleared (Einheitspreis) | Leistungspreis, Pay-as-Bid (Gebotspreis) |
| Vergütung Abruf | keine (nur Vorhaltung) | Arbeitspreis, Pay-as-Cleared über PICASSO |
| Marktkopplung EU | FCR Cooperation (gemeinsame Auktion) | PICASSO (gemeinsame Aktivierung) |
Wichtig für Speicherbetreiber: Seit Einführung des Regelarbeitsmarkts im November 2020 sind Leistungs- und Arbeitsmarkt bei aFRR entkoppelt. Anbieter können Regelarbeit auch dann anbieten, wenn sie in der Leistungsauktion keinen Zuschlag erhalten haben. Das eröffnet flexiblen Anlagen wie Batteriespeichern zusätzliche Optimierungsspielräume — etwa kurzfristig zwischen Regelenergie und Spotmarkt zu wechseln.
Die kurzen 4-Stunden-Zeitscheiben sind für Batteriespeicher ein entscheidender Vorteil: Ein BESS kann morgens FCR fahren, mittags Arbitrage am Spotmarkt betreiben und abends aFRR anbieten. Vor der Marktreform (Wochen- bzw. Tagesprodukte) war diese Flexibilität nicht möglich.
Präqualifikation: So kommt ein Batteriespeicher in den Markt
Wer Regelleistung anbieten will, braucht eine Präqualifikation beim Anschluss-Übertragungsnetzbetreiber — den technischen Eignungsnachweis je Regelenergie-Qualität. Der Prozess läuft zentral über das PQ-Portal der deutschen Übertragungsnetzbetreiber und umfasst für ein BESS typischerweise diese Schritte:
- Antrag im PQ-Portal: Anmeldung der technischen Einheit mit Stammdaten, Anschlusssituation und gewünschten Produkten (FCR, aFRR positiv/negativ).
- Technischer Nachweis: Der Speicher fährt ein vorgegebenes Abrufprofil — die sogenannte Doppelhöckerkurve mit drei Halte- und zwei Erbringungsphasen — und belegt damit Reaktionszeit, Regelgüte und Durchhaltefähigkeit.
- Speicher-Spezifika: Für FCR gilt das 15-Minuten-Kriterium für Anlagen mit begrenztem Energiespeicher; das Energiemanagement muss den Ladezustand jederzeit im zulässigen Band halten.
- IT-Anbindung: Echtzeit-Kommunikation mit der Leitwarte des Übertragungsnetzbetreibers, bei aFRR inklusive Sollwertverarbeitung im Sekundenraster.
- Rahmenvertrag: Nach bestandener Prüfung folgt der Rahmenvertrag — erst dann darf auf regelleistung.net geboten werden.
In der Praxis übernimmt diesen Prozess meist ein spezialisierter Vermarkter oder Aggregator, der den Speicher in seinen Pool integriert. Das Mindestgebot von 1 MW ist dank Pooling keine harte Hürde — auch kleinere Gewerbespeicher können über Pools teilnehmen. Für Investoren wichtig: Die Präqualifikation dauert erfahrungsgemäß mehrere Wochen bis Monate und sollte im Projektplan von Anfang an berücksichtigt werden.
Erlöslogik: Leistungspreis, Arbeitspreis — und starke Schwankungen
Die Erlösmechanik unterscheidet sich fundamental. Bei FCR gibt es ausschließlich den Leistungspreis: Der Speicher wird für die Bereitschaft bezahlt, unabhängig davon, wie oft die Frequenzregelung tatsächlich anspricht. Bei aFRR kommen zwei Komponenten zusammen: der Leistungspreis für die Vorhaltung plus der Arbeitspreis für jede tatsächlich abgerufene Megawattstunde.
Konkrete aktuelle Preisangaben sind hier bewusst fehl am Platz: Regelenergie-Preise schwanken extrem — zwischen einzelnen 4-Stunden-Scheiben, zwischen Wochen und erst recht zwischen Marktphasen. Die Energiekrise 2022 bescherte Anbietern Rekorderlöse, danach normalisierte sich das Niveau deutlich. Wer heute mit den Spitzenwerten von gestern kalkuliert, rechnet sich sein Investment schön.
Die historischen Größenordnungen sind aber gut dokumentiert. Der ISEA Battery Revenue Index der RWTH Aachen (mit dem Handelshaus enspired, berichtet via pv magazine, Januar 2026) beziffert die modellierten Erlöspotenziale eines optimal vermarkteten 2-Stunden-Speichers für 2025 so: FCR-Erlöspotenzial leicht rückläufig (rund −7 Prozent gegenüber 2024), aFRR-Leistungserlöse kräftig gestiegen (rund +39 Prozent), aFRR-Arbeitserlöse dagegen um rund zwei Drittel eingebrochen. Analysen der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) zeigen zudem, dass die FCR-Preise über Jahre trendartig gefallen sind, seit immer mehr Batteriespeicher in den Markt drängen.
Merksatz: Modellierte Index-Werte sind Potenziale unter Idealbedingungen — keine garantierten Erlöse. Reale Speicher erreichen davon nur einen Teil, und die Reihenfolge der attraktivsten Märkte kann sich binnen eines Jahres komplett drehen. Seriöse Businesspläne rechnen mit konservativen Bandbreiten je Marktphase, nicht mit historischen Spitzenwerten.
Sättigungsrisiko: Der FCR-Markt ist klein — und voll
Das strukturelle Problem der FCR ist ihre geringe Markttiefe. Der deutsche Bedarf liegt bei nur rund 550 bis 600 MW — und allein die für FCR präqualifizierte Batterieleistung stieg laut ISEA-Analyse von rund 0,8 Gigawatt Anfang 2024 auf etwa 1,35 Gigawatt Anfang 2026. Das Angebot allein aus Batteriespeichern übersteigt den deutschen Bedarf damit um mehr als das Doppelte — zusätzlich konkurrieren konventionelle Anbieter und ausländische Geböte in der FCR Cooperation.
Die Folge ist ökonomisches Lehrbuchwissen: Mehr Wettbewerb um ein fixes Beschaffungsvolumen drückt die Preise. Genau das zeigen die Marktdaten seit Jahren. Die aFRR ist strukturell besser aufgestellt: Mit knapp 2 Gigawatt Bedarf je Richtung und rund 1,2 Gigawatt präqualifizierter Batterieleistung je Richtung (Anfang 2026) ist hier noch Luft — aber auch dieser Vorsprung schmilzt, denn der Batterie-Zubau in Deutschland beschleunigt sich weiter.
Für Investoren heißt das: Regelenergie ist kein statischer Erlösstrom, sondern ein Verdrängungswettbewerb. Wer einen Businessplan allein auf heutige FCR- oder aFRR-Erlöse baut, ignoriert, dass jede neue Speicher-Generation die Margen der Bestandsanlagen verwässert. Robuste Investmentmodelle behandeln Regelenergie als einen von mehreren Erlösbäusteinen — nicht als Fundament.
Multi-Use: Regelenergie plus Arbitrage kombinieren
Die Antwort der Branche auf sinkende Einzelmarkt-Erlöse heißt Revenue Stacking (Multi-Use): Der Speicher wird nicht auf einen Markt festgelegt, sondern je 4-Stunden-Scheibe dort eingesetzt, wo der erwartete Deckungsbeitrag am höchsten ist. Typische Bausteine:
- FCR: zellschonende Grundlast-Vergütung in Zeitscheiben mit auskömmlichen Leistungspreisen.
- aFRR: Leistungspreis plus Chance auf Arbeitspreis-Erlöse — attraktiv in volatilen Netzsituationen.
- Arbitrage am Spotmarkt: günstig laden, teuer entladen — Day-Ahead und Intraday, besonders in den 15-Minuten-Produkten mit ausgeprägten Preisspitzen.
- Weitere Bausteine: Vermeidung von Netzentgelten, Eigenverbrauchsoptimierung oder künftig Kapazitätsmechanismen — je nach Standort und Anschlusssituation.
Bemerkenswert: Laut ISEA Battery Revenue Index legten die Arbitrage-Erlöspotenziale 2025 um rund 17 Prozent zu, während einzelne Regelenergie-Segmente einbrachen. Die Optimierung übernimmt in der Praxis ein professioneller Vermarkter mit algorithmischem Handel — für den einzelnen Investor ist entscheidend, dass der Speicher technisch für alle Märkte präqualifiziert ist und der Vermarktungsvertrag den Marktwechsel erlaubt. Wie sich die Erlösbausteine im Zeitverlauf mischen, analysieren wir laufend im SunShine BESS-Multi-Use-Index.
aFRR vs FCR: Der direkte Vergleich
Die folgende Tabelle verdichtet den Marktvergleich auf die entscheidenden Dimensionen für Batteriespeicher-Betreiber und -Investoren:
| Dimension | FCR (Primärregelleistung) | aFRR (Sekundärregelleistung) |
|---|---|---|
| Vollaktivierung | < 30 Sekunden | ≤ 5 Minuten |
| Aktivierung | dezentral, frequenzproportional | zentral, Sollwertsignal des ÜNB |
| Produktstruktur | symmetrisch (eine Richtung = beide) | positiv und negativ getrennt |
| Markttiefe Deutschland | ca. 550–600 MW | ca. 2.000 MW je Richtung |
| Mindestgebot | 1 MW | 1 MW |
| Erlöskomponenten | nur Leistungspreis (Pay-as-Cleared) | Leistungspreis (Pay-as-Bid) + Arbeitspreis (Pay-as-Cleared) |
| Zellbelastung | sehr gering (Mikro-Zyklen) | mittel (echte Energieabrufe) |
| Speicher-Anforderung | 15-Minuten-Kriterium (LER) | Ladezustandsmanagement für längere Abrufe |
| EU-Plattform | FCR Cooperation | PICASSO |
| Sättigungsrisiko | hoch — Batterie-Angebot > 2× Bedarf | moderat, aber steigend |
Einordnung für Investoren: Was folgt aus dem Vergleich?
Weder FCR noch aFRR ist pauschal "der bessere Markt" — die Antwort hängt von Speicherauslegung, Vermarktungsstrategie und Marktphase ab. Drei Leitlinien haben sich in unserer Projektpraxis bewährt:
Erstens: Flexibilität schlägt Festlegung. Ein Speicher, der für FCR und aFRR präqualifiziert ist und zusätzlich am Spotmarkt handeln kann, fängt den Preisverfall einzelner Segmente ab. Die 4-Stunden-Produkte machen den täglichen Marktwechsel möglich — das ist der eigentliche Hebel, nicht die Wahl eines einzelnen Marktes.
Zweitens: Konservativ kalkulieren. Die Regelenergie-Erlöse der Jahre 2022/2023 waren Ausnahmezustände der Energiekrise. Ein belastbarer Businessplan setzt Regelenergie als volatilen Zusatzbaustein an und trägt sich auch dann, wenn dieser Baustein schrumpft. Genau so kalkulieren wir bei SunShine unsere Großspeicher-Investments.
Drittens: Auf die Vertragsstruktur achten. Zwischen Anlagenbetreiber und Markt steht immer ein Vermarkter bzw. Optimierer. Erlösteilung, Mindestvergütungen (Floors), Kündigungsfristen und die Freiheit zum Marktwechsel entscheiden darüber, wie viel vom Börsenerlös tatsächlich beim Investor ankommt. Diese Punkte gehören in jede Due Diligence — und in jedes Beratungsgespräch.
Fazit
FCR ist der technisch einfachste und zellschonendste Regelenergie-Markt, aber klein (rund 550–600 MW in Deutschland) und durch den Batterie-Boom strukturell gesättigt. aFRR bietet mit knapp 2 GW je Richtung, zwei Erlöskomponenten und PICASSO-Anbindung mehr Tiefe und Chancen — bei höherer Zellbelastung und ebenfalls wachsendem Wettbewerb. Für Investoren ist die entscheidende Strategie nicht "aFRR oder FCR", sondern Multi-Use: ein für beide Märkte präqualifizierter Speicher, der je Marktphase flexibel zwischen Regelenergie und Arbitrage wechselt — konservativ kalkuliert, ohne historische Spitzenerlöse fortzuschreiben.
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Weiterführend: Batteriespeicher / BESS im Überblick · Großspeicher-Investment · Batteriespeicher-Investment · Lexikon: aFRR · Lexikon: FCR · Lexikon: mFRR · Storage Research Deutschland · BESS-Marktbericht
Häufige Fragen zu aFRR vs FCR
Was ist der Unterschied zwischen aFRR und FCR?
FCR (Primärregelleistung) ist die schnellste Regelenergie-Qualität: Sie reagiert dezentral und automatisch auf Frequenzabweichungen und muss innerhalb von 30 Sekunden vollständig aktiviert sein. Ihr Produkt ist symmetrisch, vergütet wird ausschließlich die Vorhaltung über den Leistungspreis. aFRR (Sekundärregelleistung) wird dagegen zentral vom Übertragungsnetzbetreiber per Sollwertsignal abgerufen, muss innerhalb von 5 Minuten voll aktiviert sein und besteht aus getrennten Produkten für positive und negative Richtung. Neben dem Leistungspreis wird hier jede abgerufene Megawattstunde zusätzlich über den Arbeitspreis vergütet. Kurz: FCR stoppt die Frequenzabweichung, aFRR führt die Frequenz auf 50 Hertz zurück.
Wie verdient ein Batteriespeicher mit Regelenergie Geld?
Über zwei Mechanismen. Erstens den Leistungspreis: Der Speicher wird dafür bezahlt, dass er in einer gebuchten 4-Stunden-Zeitscheibe Leistung bereithält — bei FCR ist das die einzige Erlösquelle, vergütet im Einheitspreisverfahren (Pay-as-Cleared). Zweitens den Arbeitspreis, den es nur bei aFRR und mFRR gibt: Für jede tatsächlich abgerufene Megawattstunde erhält der Anbieter den Marktpreis, der seit Sommer 2022 grenzüberschreitend über die PICASSO-Plattform im Pay-as-Cleared-Verfahren gebildet wird. Die Höhe beider Komponenten schwankt stark je nach Marktphase — seriöse Kalkulationen arbeiten deshalb mit konservativen Bandbreiten statt mit historischen Spitzenwerten und kombinieren Regelenergie mit weiteren Erlösquellen wie Arbitrage.
Was bedeutet Präqualifikation und wie läuft sie ab?
Die Präqualifikation ist der technische Eignungsnachweis, den jede Anlage erbringen muss, bevor sie Regelleistung anbieten darf. Sie wird beim Anschluss-Übertragungsnetzbetreiber über das zentrale PQ-Portal der deutschen ÜNB beantragt und je Regelenergie-Qualität (FCR, aFRR positiv, aFRR negativ) separat durchlaufen. Kernstück ist ein Testabruf nach vorgegebenem Profil — die sogenannte Doppelhöckerkurve mit drei Halte- und zwei Erbringungsphasen —, mit dem Reaktionszeit, Regelgüte und Durchhaltefähigkeit nachgewiesen werden. Batteriespeicher müssen zusätzlich ihr Ladezustandsmanagement belegen, für FCR gilt das 15-Minuten-Kriterium. Nach bestandener Prüfung folgt der Rahmenvertrag; erst dann darf auf regelleistung.net geboten werden. Realistisch dauert der Prozess mehrere Wochen bis Monate.
Welche Mindestgröße braucht ein Speicher für den Regelenergiemarkt?
Das Mindestgebot beträgt in allen deutschen Regelenergie-Auktionen 1 MW, geboten wird in 1-MW-Schritten. Das heißt aber nicht, dass kleinere Anlagen ausgeschlossen sind: Pooling ist ausdrücklich zulässig. Aggregatoren und Vermarkter bündeln mehrere kleinere Batteriespeicher, PV-Anlagen oder flexible Verbraucher zu einem virtuellen Kraftwerk, das gemeinsam die Gebotsschwelle überschreitet. Für Gewerbespeicher unterhalb der Megawatt-Klasse führt der Weg in den Regelenergiemarkt daher praktisch immer über einen Pool-Anbieter. Wichtig für die Wirtschaftlichkeit ist weniger die eigene Anlagengröße als die Frage, ob der Speicher technisch präqualifizierbar ist und der Vermarktungsvertrag eine faire Erlösteilung vorsieht.
Warum gilt der FCR-Markt als gesättigt?
Weil der Bedarf fix und klein ist, während das Angebot rasant wächst. Deutschland benötigt nur rund 550 bis 600 MW FCR — abgeleitet aus den europaweit vorgehaltenen ±3.000 MW für das kontinentale Verbundnetz. Gleichzeitig stieg die allein für FCR präqualifizierte Batterieleistung laut ISEA Battery Revenue Index von rund 0,8 GW Anfang 2024 auf etwa 1,35 GW Anfang 2026 — mehr als das Doppelte des deutschen Bedarfs, zusätzlich zu konventionellen Anbietern und ausländischen Geboten in der FCR Cooperation. Dieser Überhang drückt die Leistungspreise strukturell nach unten, wie auch Analysen der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) seit Jahren dokumentieren. FCR bleibt technisch attraktiv, taugt aber nicht mehr als alleiniges Erlösfundament.
Was ist PICASSO?
PICASSO (Platform for the International Coordination of Automated Frequency Restoration and Stable System Operation) ist die europäische Plattform für den grenzüberschreitenden Austausch von aFRR-Regelarbeit. Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber sind seit Juni 2022 angeschlossen. Statt jeder Regelzone für sich werden Abrufe seither über eine gemeinsame europäische Merit-Order optimiert: Aktiviert wird immer das günstigste verfügbare Gebot im Verbund, der Arbeitspreis wird im Pay-as-Cleared-Verfahren gebildet. Für Speicherbetreiber bedeutet das mehr Wettbewerb, aber auch Zugang zu einem größeren Abrufvolumen. Das Pendant für die Minutenreserve (mFRR) heißt MARI, für die FCR-Beschaffung existiert die gemeinsame Auktion der FCR Cooperation.
Wie stark schwanken die Regelenergie-Erlöse?
Erheblich — und zwar auf allen Zeitebenen: zwischen einzelnen 4-Stunden-Scheiben, zwischen Jahreszeiten und vor allem zwischen Marktphasen. Die Energiekrise 2022 brachte historische Spitzenerlöse, danach normalisierte sich das Niveau deutlich. Wie schnell sich die Rangfolge der Märkte drehen kann, zeigt 2025: Laut ISEA Battery Revenue Index stiegen die aFRR-Leistungserlöspotenziale um rund 39 Prozent, während die aFRR-Arbeitserlöse um rund zwei Drittel einbrachen und FCR leicht nachgab. Genau deshalb verbieten sich pauschale Euro-pro-Megawatt-Versprechen: Was in einer Marktphase gilt, kann in der nächsten Makulatur sein. Belastbare Businesspläne rechnen mit konservativen Bandbreiten, Stress-Szenarien und einem Erlösmix aus mehreren Märkten.
Was ist das 15-Minuten-Kriterium für Batteriespeicher in der FCR?
Batteriespeicher gelten regulatorisch als Anlagen mit begrenztem Energiespeicher (Limited Energy Reservoir, LER) — anders als ein Kraftwerk können sie ihre Leistung nicht beliebig lange halten. Für die FCR-Erbringung schreibt das europäische Regelwerk deshalb vor, dass LER-Anlagen ihre volle präqualifizierte Leistung jederzeit mindestens 15 Minuten lang kontinuierlich erbringen können müssen. In der Praxis bestimmt dieses Kriterium die Mindest-Kapazität des Speichers relativ zur angebotenen FCR-Leistung und zwingt das Energiemanagement, den Ladezustand permanent in einem sicheren Band zu halten — etwa durch Nachladen oder Entladen über den Spotmarkt zwischen den Abrufen. Bei der Auslegung eines BESS für FCR-Vermarktung ist das 15-Minuten-Kriterium daher eine zentrale Designgröße.
Kann ein Speicher gleichzeitig Regelenergie und Arbitrage machen?
Ja — genau das ist das Multi-Use- oder Revenue-Stacking-Prinzip, und es ist heute der Standard professioneller Speichervermarktung. Möglich machen es die kurzen 4-Stunden-Produkte: Ein Speicher kann in einer Zeitscheibe FCR fahren, in der nächsten aFRR anbieten und dazwischen am Day-Ahead- oder Intraday-Markt Arbitrage betreiben, also günstig laden und teuer entladen. Innerhalb einer gebuchten Regelenergie-Scheibe muss die kontrahierte Leistung allerdings zuverlässig vorgehalten werden — die Optimierung, welche Scheibe an welchen Markt geht, übernimmt ein algorithmischer Vermarkter. Laut ISEA Battery Revenue Index legten die Arbitrage-Potenziale 2025 um rund 17 Prozent zu, während einzelne Regelenergie-Segmente einbrachen — ein starkes Argument für marktflexible Speicher statt Ein-Markt-Strategien.
Welche Rolle spielt die mFRR (Minutenreserve) im Vergleich?
Die mFRR (manual Frequency Restoration Reserve, Minutenreserve) ist die dritte und langsamste Qualität der Regelreserve: Sie wird bei länger anhaltenden Ungleichgewichten manuell disponiert und löst die aFRR ab, damit diese wieder für neue Störungen frei wird. Auch die mFRR wird über regelleistung.net ausgeschrieben und kennt Leistungs- und Arbeitspreis; der europäische Austausch läuft über die Plattform MARI. Für Batteriespeicher ist die mFRR wirtschaftlich meist der am wenigsten attraktive Regelenergie-Markt, weil hier große konventionelle Flexibilitäten und Lastmanagement konkurrieren und die Schnelligkeit der Batterie keinen Vorteil bringt. In Multi-Use-Strategien taucht sie daher meist nur als ergänzender Baustein auf — ausführlich erklärt in unserem Lexikon-Eintrag zur mFRR.
Ist Regelenergie für PV-Investoren überhaupt relevant?
Direkt betrifft der Regelenergiemarkt vor allem Batteriespeicher — aber für PV-Investoren wird das Thema aus zwei Gründen wichtiger. Erstens entstehen immer mehr Kombiprojekte (Co-Location), bei denen ein Speicher neben dem Solarpark die Erlösbasis verbreitert: EEG- oder Direktvermarktungserlöse aus der PV plus Regelenergie und Arbitrage aus dem Speicher. Zweitens stabilisiert ein wachsender Speichermarkt langfristig die Strompreisstruktur, was die Vermarktungsbedingungen aller Erneuerbaren beeinflusst. Wer heute in Photovoltaik-Direktinvestments oder Großspeicher investiert, sollte die Grundlogik von aFRR und FCR deshalb kennen — nicht um selbst zu handeln, sondern um Vermarktungsangebote und Renditeprognosen kritisch einordnen zu können.
Über den Autor: Markus Schebitz ist Geschäftsführer der SunShine Sales GmbH und seit über 15 Jahren in der gewerblichen Photovoltaik tätig – verantwortlich für über 200 realisierte Solaranlagen. Mehr erfahren
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