​Una batería de dos horas en Alemania podría haber ganado 230.000 €/MW/año en junio de 2026. Esto supone un aumento del 4% frente a los 221.000 €/MW/año de mayo. El incremento se debió a los mayores precios de capacidad aFRR. Sin embargo, los ingresos siguen siendo un 20% inferiores a los de junio de 2025, cuando la capacidad aFRR pagaba mucho más.

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

Puntos clave

• Una batería de dos horas sin restricciones podría haber obtenido 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 aFRR-up subieron un 58% hasta 15,7 €/MW/h. Fue el principal impulsor del mes.
• Los ingresos por FCR cayeron 11.000 €/MW/año a pesar de que los precios FCR alcanzaron un máximo a largo plazo de 24,2 €/MW/h. El índice refleja la oportunidad aún mayor en la capacidad aFRR, especialmente en el pico vespertino.
• El bajo viento por la tarde generó escasez en ambos mercados. Los precios diarios de la tarde se duplicaron en la segunda mitad, y el aFRR-up superó los 48 €/MW/h en el bloque de las 20:00.
• Los diferenciales 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 de hace un año

La capacidad aFRR se mantuvo como la mayor fuente de ingresos en junio. Pagó 166.000 €/MW/año, divididos en 92.000 € por bajada y 74.000 € por subida. 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, mientras que la energía intradiaria y aFRR completaron el resto.

Un año antes, la mezcla era muy diferente. En junio de 2025, solo la capacidad aFRR pagaba 256.000 €/MW/año, y el FCR tenía un peso menor en la estructura. La saturación de servicios auxiliares ha empezado a comprimir esos precios, ya que más baterías se precalifican para el servicio.

El trading de energía, diario más intradiario, representó el 16% de los ingresos 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 total.

El intradiario muestra ingresos netos negativos mínimos, de -600 €/MW/año. Dado que gran parte de la capacidad está reservada para aFRR, el intradiario se utiliza a menudo para la carga/gestión del SOC 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 provino casi en su totalidad de la capacidad aFRR, que subió 34.000 €/MW/año. La energía aFRR sumó 4.000 €/MW/año.

Los ingresos diarios cayeron mes a mes en 15.000 €/MW/año a medida que subían los precios auxiliares. La parte FCR de la estructura también descendió, en 11.000 €/MW/año. Esto no representa menores precios de capacidad: la batería simplemente movió capacidad del FCR al aFRR, donde la escasez de junio pagó más.

Los precios FCR han repuntado desde el mínimo invernal

se situaron en una media de 24,2 €/MW/h en junio, el nivel más alto desde junio de 2025. Los precios tocaron fondo en 6,8 €/MW/h en diciembre y luego subieron durante la primavera. La recuperación se refleja tanto en precios como en ingresos. Este aumento se debió en parte al alza de precios del gas desde marzo, y en parte a mejores costes de oportunidad en otros mercados a medida que los diferenciales mayoristas se ampliaron en primavera. Tanto la fuerte generación solar como los pronunciados ramp-ups en torno a los picos solares pueden influir en este coste de oportunidad para todos los generadores, incrementando el valor de los servicios auxiliares basados en flexibilidad.