​Une batterie de deux heures en Allemagne aurait pu générer 230 k€/MW/an en juin 2026. C’est une hausse de 4 % par rapport à 221 k€/MW/an en mai. La hausse des prix de capacité aFRR a été le principal moteur de cette augmentation. Cependant, les revenus restent 20 % en dessous de juin 2025, période où la capacité aFRR rapportait bien davantage.

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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 pénurie en soirée a fait grimper à la fois les spreads day-ahead et les prix de capacité aFRR. Comparé à mai, les prix de la mi-journée n’ont pas été aussi négatifs, mais ceux du soir ont fortement augmenté, maintenant des spreads élevés.

Points clés à retenir

• Une batterie de deux heures sans contrainte aurait pu gagner 230 k€/MW/an en juin, soit +4 % par rapport à mai mais 20 % de moins qu’en juin 2025 (287 k€/MW/an).
• La capacité aFRR a ajouté 34 k€/MW/an d’un mois sur l’autre, les prix aFRR-up ayant augmenté de 58 % 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 24,2 €/MW/h. Le benchmark reflète la meilleure opportunité offerte par la capacité aFRR, surtout lors du pic du soir.
• Le faible vent du soir a entraîné une pénurie sur les deux marchés. Les prix day-ahead du soir ont doublé dans la seconde moitié du mois, et l’aFRR-up a dépassé 48 €/MW/h au créneau de 20h.
• Les spreads day-ahead et intraday ont atteint des sommets de 13 mois, à 210 €/MWh et 220 €/MWh respectivement.

Les revenus ont atteint 230 k€/MW/an, mais restent inférieurs à l’an dernier

La capacité aFRR est restée le principal poste de revenus en juin, avec 166 k€/MW/an, répartis en 92 k€ pour la réserve descendante et 74 k€ pour la réserve montante. L’arbitrage day-ahead a rapporté 37,9 k€/MW/an, en baisse sur un mois alors que les prix des services système 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 répartition était très différente. En juin 2025, la seule capacité aFRR rapportait 256 k€/MW/an, et le FCR représentait une part plus faible. La saturation des services système a depuis comprimé ces prix, à mesure que plus de batteries se qualifient pour le service.

Le trading d’énergie, day-ahead plus intraday, a représenté 16 % du revenu de juin, soit 37 k€/MW/an. Il n’était que de 6 % un an plus tôt. À mesure que les prix de capacité aFRR se sont comprimés, l’énergie est passée d’une part marginale à un quart du total.

L’intraday affiche des revenus nets quasi nuls, à -0,6 k€/MW/an. Puisque la majeure partie de la capacité est réservée à l’aFRR, l’intraday sert souvent à la recharge/gestion du SOC après des activations aFRRE positives, ce qui explique que le revenu total de ce marché soit faible en comparaison, mais soutient les revenus plus élevés issus 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 diminué de 15 k€/MW/an sur un mois, alors que les prix des services système augmentaient. La part FCR a également baissé de 11 k€/MW/an. Cela ne reflète pas une baisse des prix de capacité : la batterie a simplement déplacé de la capacité du FCR vers l’aFRR, où la pénurie de juin a mieux rémunéré.

Les prix FCR repartent à la hausse après le creux hivernal

se sont établis en moyenne à 24,2 €/MW/h en juin, leur plus haut niveau depuis juin 2025. Les prix étaient tombés à 6,8 €/MW/h en décembre, puis ont remonté au printemps. Cette reprise se reflète à la fois dans les prix et les revenus. Cette hausse s’explique en partie par l’augmentation des prix du gaz depuis mars, mais aussi par une meilleure valorisation sur d’autres marchés alors que les spreads de gros s’élargissent au printemps. Une forte production solaire et des rampes marquées autour des pics solaires influencent aussi ce coût d’opportunité pour tous les producteurs, ce qui augmente la valeur des services système fondés sur la flexibilité.