​Una batería de dos horas sin restricciones en Alemania podría haber generado 205.000 €/MW/año en julio de 2026. Eso es un 8% menos que los 224.000 €/MW/año de junio. La caída se debió a menos precios de escasez en la capacidad aFRR y en el mercado diario. Los ingresos terminaron casi exactamente en el mismo nivel que hace un año, con 208.000 €/MW/año en julio de 2025.

La composición muestra una historia diferente. La generación eólica aumentó un 23% respecto al mes anterior y la solar sumó un 4% adicional. La carga neta cayó por debajo de cero con mucha más frecuencia. La escasez nocturna, que impulsó los precios de aFRR-up en junio, no volvió. Así que el optimizador movió la capacidad hacia FCR y arbitraje en el mercado diario.

Puntos clave

• Una batería de dos horas sin restricciones podría haber generado 205.000 €/MW/año en julio, un 8% menos que en junio y un 1% por debajo de julio de 2025.
• Los ingresos por capacidad aFRR cayeron 64.000 €/MW/año, ya que los precios de aFRR-up bajaron un 35% hasta 10,1 €/MW/h. Este fue, con diferencia, el principal factor del mes.
• Los ingresos por FCR más que se duplicaron hasta 48.000 €/MW/año, el máximo en al menos un año, a pesar de que los precios de FCR bajaron un 10%. El optimizador reasignó la capacidad en lugar de perseguir precios más altos.
• Los ingresos del mercado diario aumentaron un 70% hasta 47.000 €/MW/año. El trading de energía ahora representa una cuarta parte de la rentabilidad, frente al 5% de hace un año.
• La carga neta pasó la mitad del tiempo por encima de 45 GW, y un 58% más de tiempo por debajo de cero, ya que el viento regresó y la solar alcanzó su máximo.

Los ingresos retrocedieron a 205.000 €/MW/año a medida que se contraen los servicios auxiliares

Una batería de dos horas sin restricciones podría haber generado 205.000 €/MW/año en julio. La capacidad aFRR siguió siendo la mayor fuente individual con 107.000 €/MW/año, o el 52% del total. FCR aportó 48.000 €, y el trading de energía en mercado diario e intradiario sumó 50.000 €.

Hace un año la distribución era mucho más desigual. En julio de 2025, la capacidad aFRR por sí sola aportaba el 91% de los ingresos, y el trading de energía apenas el 5%. Los precios de aFRR se han comprimido desde entonces, a medida que más baterías se precalifican, y han comenzado a alinearse más con los precios diarios. FCR y la energía han llenado ese hueco, por lo que el total apenas ha variado mientras la estructura interna ha cambiado por completo.

Los ingresos por capacidad aFRR cayeron 64.000 €/MW/año, desplazados por FCR y el mercado diario

Los ingresos por capacidad aFRR bajaron 64.000 €/MW/año entre junio y julio. La energía aFRR perdió otros 4.000 €.

Tres mercados tiraron en sentido contrario. FCR sumó 26.000 €, y el mercado diario 19.000 €. El intradiario aportó 4.000 €. Juntos recuperaron aproximadamente dos tercios de la pérdida de aFRR, por lo que el total cayó solo un 8% en vez de un 30%. El optimizador no perdió acceso a ingresos; simplemente los reubicó.

Los precios de aFRR-up volvieron a su mínimo primaveral tras los picos de junio

La capacidad aFRR-up se liquidó a 10,1 €/MW/h en julio, un 35% menos que en junio. Eso borró por completo el pico de junio y devolvió los precios al nivel de 10 a 11 € que se mantuvo de marzo a mayo. aFRR-down fue más estable con 18,4 €/MW/h, un 2% al alza.

FCR bajó un 10% hasta 21,8 €/MW/h. Sigue siendo el más fuerte de los tres productos, y ya paga por encima de 20 €/MW/h durante cuatro meses consecutivos. Tan recientemente como en diciembre, FCR se liquidó a 6,8 €/MW/h. Como producto simétrico, el precio debe compararse con la suma de aFRR up y down, pero en muchos periodos de liquidación, FCR superó a aFRR up y down y al arbitraje diario de energía.