​Une batterie de deux heures en Allemagne aurait pu générer 240 k€/MW/an en juin 2026. C’est une hausse de 8 % par rapport à 223 k€/MW/an en mai. La hausse des prix de capacité aFRR a été le principal moteur de cette augmentation. Mais les revenus restent tout de même 16 % inférieurs à ceux de juin 2025, lorsque la capacité aFRR rapportait bien plus.

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 tomber au plancher, mais lorsque la production éolienne est tombée à presque 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 ainsi des spreads élevés.

Points clés à retenir

• Une batterie de deux heures sans contrainte aurait pu gagner 240 k€/MW/an en juin, soit +8 % par rapport à mai, mais 16 % sous les 286 k€/MW/an de juin 2025.
• La capacité aFRR a ajouté 29 k€/MW/an sur un mois, 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 15 k€/MW/an même si les prix FCR ont atteint un sommet de long terme à 24,2 €/MW/h. Le benchmark reflète l’opportunité encore plus élevée sur la capacité aFRR, surtout lors du pic du soir.
• Le faible vent du soir a provoqué une rareté sur les deux marchés. Les prix day-ahead du soir ont doublé dans la seconde moitié du mois, et l’aFRR-up a atteint 48 €/MW/h lors du bloc de 20h.
• Les spreads day-ahead et intraday ont atteint des pics de 13 mois, à 210 €/MWh et 220 €/MWh.

Les revenus ont grimpé à 240 k€/MW/an, mais restent sous le niveau d’il y a un an

La capacité aFRR est restée la première source de revenus en juin. Elle a rapporté 159 k€/MW/an, répartis en 91 k€ pour le down et 68 k€ pour l’up. L’arbitrage day-ahead a contribué à hauteur de 58 k€/MW/an, soit le plus haut revenu day-ahead pour une batterie cross-optimisée depuis près de 2 ans. Le FCR a ajouté 18 k€/MW/an, avec l’intraday et l’énergie aFRR complétant le reste.

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 moindre. La saturation des services système a depuis commencé à comprimer ces prix, au fur et à mesure que davantage de batteries se qualifient pour ce service.

Le trading d’énergie, day-ahead plus intraday, a constitué 25 % du stack de juin, soit 59 k€/MW/an. Un an plus tôt, ce n’était que 6 %. À mesure que les prix de la capacité aFRR se sont comprimés, la part de l’énergie a grandi, passant d’une fraction à un quart du total.

L’intraday reste faible en termes nets absolus, à 0,9 k€/MW/an. Mais comme une grande partie de la capacité est réservée à l’aFRR, l’intraday est souvent utilisé pour la recharge/la gestion du SOC après des activations positives aFRRE, ce qui explique que le revenu total de ce seul marché reste faible en comparaison.

La capacité aFRR a porté la hausse mensuelle

L’augmentation de 17 k€/MW/an provient presque entièrement de la capacité aFRR, en hausse de 29 k€/MW/an. L’énergie aFRR a ajouté 4 k€/MW/an, et le day-ahead 1 k€/MW/an.

Le FCR a tiré dans l’autre sens, en baisse de 15 k€. 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 a mieux rémunéré.

Les prix FCR sont repartis à la hausse depuis le creux hivernal

se sont établis en moyenne à 24,2 €/MW/h en juin, leur plus haut niveau depuis juin 2025. Les prix avaient touché un plancher à 6,8 €/MW/h en décembre, avant de remonter au printemps. Cette reprise s’observe à la fois sur les prix et sur les revenus. Cette hausse est en partie une réaction à la hausse des prix du gaz depuis mars, et en partie à l’amélioration des coûts d’opportunité sur d’autres marchés alors que les spreads de gros s’élargissent au printemps. Tant la forte production solaire que les rampes abruptes autour des pics solaires peuvent influencer ce coût d’opportunité pour tous les producteurs, augmentant la valeur des services système basés sur la flexibilité.