​Une batterie deux heures en Allemagne aurait pu gagner 230 k€/MW/an en juin 2026. C’est une hausse de 4% par rapport aux 221 k€/MW/an de mai. La hausse des prix de capacité aFRR a tiré cette augmentation. Mais les revenus restent 20% en dessous de juin 2025, lorsque la capacité aFRR était bien mieux rémunérée.

Une vague de chaleur fin juin et l’effondrement de la production éolienne ont bouleversé le mois. La demande de climatisation a empêché les prix de midi de s’effondrer, mais lorsque la production éolienne est tombée presque à zéro dans la seconde moitié du mois, les centrales ont dû démarrer en urgence pour répondre au pic du soir. Cette rareté en soirée a fait grimper à la fois les spreads day-ahead et les prix de capacité aFRR. Par rapport à mai, les prix de midi n’ont pas été aussi négatifs, mais les prix du soir ont fortement augmenté, maintenant les spreads élevés.

Points clés à retenir

• Une batterie deux heures non contrainte aurait pu gagner 230 k€/MW/an en juin, soit +4% par rapport à mai mais -20% par rapport aux 287 k€/MW/an de juin 2025.
• La capacité aFRR a ajouté 34 k€/MW/an d’un mois sur l’autre, avec une hausse de 58% des prix aFRR-up à 15,7€/MW/h. C’est le principal moteur du mois.
• Les revenus FCR ont baissé de 11 k€/MW/an même si les prix FCR ont atteint un sommet de long terme à 24,2€/MW/h. L’indice reflète la meilleure opportunité sur la capacité aFRR, surtout lors du pic du soir.
• La faiblesse du vent en soirée a créé de la rareté sur les deux marchés. Les prix day-ahead du soir ont doublé sur la seconde moitié du mois, et l’aFRR-up a dépassé 48€/MW/h sur le créneau de 20h.
• Les spreads day-ahead et intraday ont atteint des sommets de 13 mois à 210€/MWh et 220€/MWh.

Les revenus ont atteint 230 k€/MW/an, mais restent en dessous de l’an dernier

La capacité aFRR est restée la première source de revenus en juin, avec 166 k€/MW/an (92 k€ en down, 74 k€ en up). L’arbitrage day-ahead a contribué à hauteur de 37,9 k€/MW/an, en baisse sur un mois alors que les prix des services systèmes augmentaient. Le FCR a ajouté 22,4 k€/MW/an, le reste provenant de l’intraday et de l’énergie aFRR.

Un an plus tôt, la composition était très différente. En juin 2025, la seule capacité aFRR rapportait 256 k€/MW/an, et le FCR pesait moins. La saturation des services systèmes a depuis commencé à comprimer ces prix, car plus de batteries se qualifient pour le service.

L’arbitrage énergie, day-ahead plus intraday, a représenté 16% du stack de juin, soit 37 k€/MW/an. Il n’était que de 6% un an auparavant. Avec la compression des prix de capacité aFRR, la part de l’énergie a augmenté, passant d’une part marginale à un quart du total.

L’intraday affiche des revenus nets très légèrement négatifs, à -0,6 k€/MW/an. Comme une grande partie de la capacité est réservée à l’aFRR, l’intraday sert souvent à la recharge/gestion du SOC après des activations aFRRE positives, de sorte que le revenu total de ce seul marché reste faible en comparaison, mais soutient des revenus plus élevés lors des activations aFRRE.

La capacité aFRR a porté la hausse mensuelle

La hausse de 17 k€/MW/an provient presque entièrement de la capacité aFRR, en hausse de 34 k€/MW/an. L’énergie aFRR a ajouté 4 k€/MW/an.

Les revenus day-ahead ont baissé de 15 k€/MW/an sur un mois, sous l’effet de la hausse des prix des services systèmes. La part FCR du stack a aussi reculé de 11 k€/MW/an. Cela ne traduit pas une baisse des prix de capacité : la batterie a simplement déplacé sa capacité du FCR vers l’aFRR, où la rareté de juin était mieux rémunérée.

Les prix FCR remontent après la baisse hivernale

ont atteint en moyenne 24,2€/MW/h en juin, leur plus haut niveau depuis juin 2025. Les prix ont touché un plancher à 6,8€/MW/h en décembre, puis ont remonté au printemps. Cette reprise se retrouve dans les prix comme dans les revenus. Elle s’explique en partie par la hausse des prix du gaz depuis mars, en partie par de meilleures opportunités sur d’autres marchés alors que les spreads de gros s’élargissent au printemps. La forte production solaire et les rampes marquées autour des pics solaires influencent ce coût d’opportunité pour tous les producteurs, renforçant la valeur des services systèmes fondés sur la flexibilité.