​Una batería de dos horas sin restricciones en Alemania podría haber ingresado 149.000 €/MW/año en octubre de 2026. Esto supone una caída del 33 % frente a los 223.000 €/MW/año de septiembre, y el nivel más bajo desde febrero. La mayor parte del descenso se debió a la menor contribución de los ingresos por capacidad de aFRR. Además, los ingresos quedaron un 49 % por debajo de los de octubre de 2025, cuando la capacidad de aFRR se remuneró aproximadamente tres veces mejor.

El descenso es en gran medida estacional: en octubre se pasó de un sistema dominado por la energía solar a otro dominado por la eólica. La producción solar cayó un 42 % respecto a septiembre, y desaparecieron los valles diarios del mediodía que generaron ingresos para las baterías durante todo el verano. Ahora son los episodios de viento los que determinan los precios, y duran días, no horas. Una batería de dos horas realiza ciclos diarios, por lo que no puede sacar tanto partido de una variación de precios que se desarrolla a lo largo de una semana.

Cabe destacar que esto ocurrió mientras los precios del gas seguían subiendo. El TTF del mes siguiente promedió 87 €/MWh en octubre, un 14 % más que los 76 €/MWh de septiembre. Un precio más alto del gas debería elevar tanto los diferenciales como los precios de los servicios auxiliares. No ocurrió ninguna de las dos cosas. El viento explica los diferenciales; el aumento del parque de baterías, los precios de los servicios auxiliares.

Conclusiones clave

• Una batería de dos horas sin restricciones podría haber ingresado 149.000 €/MW/año en octubre, un 33 % menos que en septiembre y un 49 % menos que los 294.000 €/MW/año de octubre de 2025.
• Los ingresos por capacidad de aFRR cayeron 39.000 €/MW/año respecto al mes anterior, el principal factor del descenso. Los precios de aFRR a la baja cayeron un 56 %, hasta 6,9 €/MW/h, al reducirse el excedente solar del mediodía.
• Los ingresos de FCR se redujeron aproximadamente a la mitad, hasta 18.000 €/MW/año, ya que sus precios bajaron un 30 %, hasta 15,7 €/MW/h, y volvieron al nivel de hace un año.
• Los diferenciales TB2 del mercado diario se estrecharon un 31 %, hasta 152 €/MWh, pese a que el gas TTF subió un 14 %, hasta un promedio de 87 €/MWh. Los episodios de viento de varios días hicieron caer los precios durante días seguidos, algo que una batería que realiza ciclos diarios no puede aprovechar.
• Los precios de aFRR al alza en el bloque de 16:00 a 20:00 cayeron un 57 % interanual, pese al encarecimiento del gas. Los volúmenes contratados se mantuvieron estables, por lo que más baterías compitieron por la misma reserva.
• La negociación de energía representó el 37 % de los ingresos totales, frente al 32 % de septiembre y al 1 % de hace un año, porque los ingresos por servicios auxiliares cayeron más rápidamente.

Los ingresos cayeron a 149.000 €/MW/año, el nivel más bajo desde febrero

La capacidad de aFRR siguió siendo la principal fuente de ingresos, con 78.000 €/MW/año. Le siguió la negociación en el mercado diario, con 47.000 €/MW/año, y después la FCR, con 18.000 €/MW/año. El mercado intradiario aportó 7.000 €/MW/año.

Sin embargo, la composición de los ingresos es muy distinta a la de hace un año. En octubre de 2025, la capacidad de aFRR aportó casi la totalidad de los 294.000 €/MW/año. Este octubre, los mercados diario e intradiario representaron juntos el 37 %. El cambio refleja la compresión de los precios de los servicios auxiliares a medida que más baterías obtienen la precalificación, compensada por unos mayores ingresos en los mercados mayoristas de energía.

La capacidad de aFRR y la FCR impulsaron el descenso mensual

Los ingresos cayeron en todos los mercados de septiembre a octubre. Los mayores descensos correspondieron a la capacidad de aFRR (unos 40.000 €/MW/año) y a la FCR (20.000 €/MW/año).

Cabe destacar que la mayor parte de la caída de los ingresos por capacidad de aFRR se debió al servicio a la baja. Los ingresos por capacidad de aFRR a la baja se redujeron aproximadamente a la mitad, de 62.000 a 32.000 €/MW/año. En cambio, el servicio al alza resistió mejor: cayó un 16 %, hasta 46.000 €/MW/año.