​Una batería de dos horas en Alemania podría haber ganado 240.000 €/MW/año en junio de 2026. Esto supone un aumento del 8% respecto a los 223.000 €/MW/año de mayo. El incremento se debió a los mayores precios de capacidad de aFRR. Sin embargo, los ingresos siguen siendo un 16% inferiores a los de junio de 2025, cuando la capacidad de aFRR pagaba mucho más.

Una ola de calor a finales de junio y el colapso de la generación eólica cambiaron la dinámica 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 vespertino. Esa escasez de la tarde elevó tanto los spreads del mercado diario como los precios de la capacidad de aFRR al mismo tiempo. En comparación con mayo, los precios del mediodía no llegaron a ser tan negativos, pero los precios de la tarde subieron más, manteniendo los spreads altos.

Puntos clave

• Una batería de dos horas sin restricciones podría haber ganado 240.000 €/MW/año en junio, un 8% más que en mayo pero un 16% menos que los 286.000 €/MW/año de junio de 2025.
• La capacidad de aFRR sumó 29.000 €/MW/año mes a mes, ya que los precios de aFRR-up subieron un 58% hasta 15,7 €/MW/h. Fue el mayor impulsor del mes.
• Los ingresos por FCR cayeron 15.000 €/MW/año a pesar de que los precios de FCR alcanzaron un máximo a largo plazo de 24,2 €/MW/h. El índice refleja la mayor oportunidad en la capacidad de aFRR, especialmente en el pico vespertino.
• El bajo viento vespertino 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 spreads de mercado diario e intradía alcanzaron máximos de 13 meses, con 210 €/MWh y 220 €/MWh respectivamente.

Los ingresos subieron a 240.000 €/MW/año, pero siguen por debajo de hace un año

La capacidad de aFRR siguió siendo la mayor fuente de ingresos en junio. Pagó 159.000 €/MW/año, repartidos en 91.000 € para down y 68.000 € para up. El arbitraje en el mercado diario aportó 58.000 €/MW/año, los mayores ingresos diarios para la batería optimizada en casi 2 años. FCR sumó 18.000 €/MW/año, mientras que el intradía y la energía de aFRR completaron el resto.

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

La comercialización de energía, mercado diario más intradía, representó el 25% del total de junio, con un valor de 59.000 €/MW/año. Hace un año era solo el 6%. A medida que los precios de la capacidad de aFRR se han comprimido, la energía ha pasado de ser una pequeña parte a representar una cuarta parte del total.

El intradía sigue siendo pequeño en términos netos absolutos, con 900 €/MW/año. Pero como gran parte de la capacidad se reserva para aFRR, el intradía se utiliza a menudo para recarga/gestión del SOC tras activaciones positivas de aFRRE, lo que significa que los ingresos totales de este mercado son bajos en comparación.

La capacidad de aFRR impulsó el aumento mensual

El aumento de 17.000 €/MW/año provino casi en su totalidad de la capacidad de aFRR, que subió 29.000 €/MW/año. La energía de aFRR sumó 4.000 €/MW/año, y el mercado diario 1.000 €/MW/año.

El FCR tiró en sentido contrario, bajando 15.000 €. Esto no representa precios de capacidad más bajos: la batería simplemente trasladó capacidad desde FCR hacia aFRR, donde la escasez de junio pagó más.

Los precios de FCR han repuntado desde 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 en primavera. La recuperación se refleja tanto en precios como en ingresos. Este aumento se debe en parte a los mayores precios del gas desde marzo y en parte a mejores costes de oportunidad en otros mercados, ya que los spreads mayoristas se amplían en primavera. Tanto la fuerte generación solar como los pronunciados cambios alrededor de los picos solares pueden influir en este coste de oportunidad para todos los generadores, elevando el valor de los servicios auxiliares basados en flexibilidad.