​Una batería de dos horas sin restricciones en Alemania podría haber ganado 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 tanto en la capacidad de aFRR como 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 cuenta otra historia. 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 vespertina, que impulsó los precios de aFRR-up en junio, no regresó. Por eso, el optimizador movió la capacidad hacia FCR y el arbitraje en el mercado diario.

Puntos clave

• Una batería de dos horas sin restricciones podría haber ganado 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 de 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 factor principal del mes.
• Los ingresos por FCR más que se duplicaron hasta 48.000 €/MW/año, el valor más alto en al menos un año, aunque los precios de FCR bajaron un 10%. El optimizador reasignó capacidad en vez de perseguir precios más altos.
• Los ingresos del mercado diario subieron un 70% hasta 47.000 €/MW/año. El trading de energía ahora representa una cuarta parte del total, frente al 5% de hace un año.
• La carga neta pasó la mitad de 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 pico.

Los ingresos bajaron a 205.000 €/MW/año a medida que se reducen los servicios auxiliares

Una batería de dos horas sin restricciones podría haber ganado 205.000 €/MW/año en julio. La capacidad de 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 mercados diario e intradiario sumó 50.000 €.

Hace un año, la distribución era mucho más estrecha. En julio de 2025, la capacidad de aFRR por sí sola representaba el 91% de los ingresos y el trading de energía solo el 5%. Desde entonces los precios de aFRR se han comprimido, ya que más baterías se precalifican y comienzan a alinearse más con los precios diarios. FCR y energía han llenado ese hueco, por lo que el total apenas ha cambiado mientras la mezcla se ha reconstruido por debajo.

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

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

Tres mercados empujaron en sentido contrario. FCR sumó 26.000 €, el mercado diario sumó 19.000 € y el intradiario aportó 4.000 €. En conjunto 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 reasignó.

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

La capacidad de aFRR-up se liquidó a 10,1 €/MW/h en julio, un 35% menos que en junio. Eso borró completamente 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 en 18,4 €/MW/h, un 2% más.

FCR bajó un 10% hasta 21,8 €/MW/h. Sigue siendo el producto más fuerte de los tres, y ya lleva cuatro meses consecutivos pagando por encima de 20 €/MW/h. 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 tanto a aFRR up y down como al arbitraje de energía diaria.