​Una batería de dos horas en Alemania podría haber generado 230.000 €/MW/año en junio de 2026. Esto representa un aumento del 4% respecto a los 221.000 €/MW/año de mayo. El alza de los precios de capacidad aFRR impulsó este crecimiento. Sin embargo, los ingresos siguen siendo un 20% inferiores a los de junio de 2025, cuando la capacidad aFRR pagaba mucho más.

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Una ola de calor a finales de junio y el colapso de la generación eólica cambiaron el panorama del mes. La demanda de aire acondicionado evitó que los precios del mediodía cayeran al mínimo, pero cuando la generación eólica cayó casi a cero en la segunda mitad del mes, las plantas tuvieron que arrancar rápidamente para cubrir el pico de la tarde. Esa escasez vespertina elevó tanto los spreads del mercado diario como los precios de capacidad aFRR al mismo tiempo. En comparación con mayo, los precios del mediodía no se volvieron tan negativos, pero los precios de la tarde se dispararon, manteniendo altos los spreads.

Puntos clave

• Una batería de dos horas sin restricciones podría haber ganado 230.000 €/MW/año en junio, un 4% más que en mayo pero un 20% menos que los 287.000 €/MW/año de junio de 2025.
• La capacidad aFRR sumó 34.000 €/MW/año mes a mes, ya que los precios de aFRR-up subieron un 58% hasta 15,7 €/MW/h. Fue el principal impulsor del mes.
• Los ingresos por FCR bajaron 11.000 €/MW/año incluso cuando los precios de FCR alcanzaron un máximo de largo plazo de 24,2 €/MW/h. El índice refleja la mayor oportunidad en la capacidad aFRR, especialmente en el pico vespertino.
• El bajo viento nocturno generó escasez en ambos mercados. Los precios del mercado diario en la tarde se duplicaron en la segunda mitad, y aFRR-up superó los 48 €/MW/h en el bloque de las 20:00.
• Los spreads diario e intradiario alcanzaron máximos de 13 meses de 210 €/MWh y 220 €/MWh.

Los ingresos subieron a 230.000 €/MW/año, pero siguen por debajo del año pasado

La capacidad aFRR siguió siendo la mayor fuente de ingresos en junio. Pagó 166.000 €/MW/año, divididos en 92.000 € por down y 74.000 € por up. El arbitraje diario aportó 37.900 €/MW/año, cayendo mes a mes a medida que subían los precios de los servicios auxiliares. FCR sumó 22.400 €/MW/año, con intradiario y energía aFRR completando el resto.

Un año antes, la combinación era muy diferente. En junio de 2025, solo la capacidad aFRR pagaba 256.000 €/MW/año, y FCR era una parte menor. La saturación de servicios auxiliares ha empezado desde entonces a comprimir esos precios, ya que más baterías se precalifican para el servicio.

El trading de energía, diario más intradiario, representó el 16% del stack de junio, con un valor de 37.000 €/MW/año. Hace un año era solo el 6%. A medida que los precios de capacidad aFRR se han comprimido, la energía ha pasado de ser una pequeña parte a representar una cuarta parte del stack.

El intradiario muestra ingresos netos negativos mínimos, de -600 €/MW/año. Como gran parte de la capacidad se reserva para aFRR, el intradiario se usa a menudo para cargar/gestionar el estado de carga tras activaciones positivas de aFRRE, lo que significa que el ingreso total de este mercado es bajo en comparación y respalda mayores ingresos por activación de aFRRE.

La capacidad aFRR impulsó el aumento mensual

El aumento de 17.000 €/MW/año se debió casi por completo a la capacidad aFRR, que subió 34.000 €/MW/año. La energía aFRR sumó 4.000 €/MW/año.

Los ingresos diarios cayeron 15.000 €/MW/año mes a mes mientras subían los precios auxiliares. La parte FCR del stack también bajó 11.000 €/MW/año. Esto no representa una bajada de los precios de capacidad: la batería simplemente movió capacidad de FCR a aFRR, donde la escasez de junio pagaba más.

Los precios de FCR han repuntado tras el mínimo invernal

promediaron 24,2 €/MW/h en junio, su nivel más alto desde junio de 2025. Los precios tocaron fondo en 6,8 €/MW/h en diciembre y luego subieron durante la primavera. Esta recuperación se refleja tanto en precios como en ingresos. El aumento se debe en parte a la subida del precio del gas desde marzo y en parte a mejores costes de oportunidad en otros mercados a medida que los spreads mayoristas se amplían en primavera. Tanto la fuerte generación solar como las rampas pronunciadas alrededor de los picos solares influyen en este coste de oportunidad para todos los generadores, elevando el valor de los servicios auxiliares basados en flexibilidad.