​Une batterie de deux heures non contrainte en Allemagne aurait pu générer 205 000 €/MW/an en juillet 2026. C’est en baisse de 8 % par rapport à 224 000 €/MW/an en juin. La diminution des prix de rareté sur la capacité aFRR et sur le marché day-ahead explique ce recul. Les revenus terminent quasiment au même niveau qu’il y a un an, soit 208 000 €/MW/an en juillet 2025.

La composition raconte une autre histoire. La production éolienne a augmenté de 23 % par rapport au mois précédent, et le solaire a progressé de 4 % supplémentaires. La charge nette est passée bien plus souvent en dessous de zéro. La rareté en soirée, qui avait fait grimper les prix aFRR-up en juin, n’est pas revenue. L’optimiseur a donc déplacé la capacité vers le FCR et l’arbitrage day-ahead à la place.

Points clés

• Une batterie de deux heures non contrainte aurait pu générer 205 000 €/MW/an en juillet, soit une baisse de 8 % par rapport à juin et 1 % de moins qu’en juillet 2025.
• Les revenus de la capacité aFRR ont chuté de 64 000 €/MW/an, les prix aFRR-up ayant baissé de 35 % à 10,1 €/MW/h. C’est le facteur principal du mois.
• Les revenus FCR ont plus que doublé pour atteindre 48 000 €/MW/an, le niveau le plus élevé depuis au moins un an, même si les prix FCR ont reculé de 10 %. L’optimiseur a réalloué la capacité plutôt que de chercher un prix plus élevé.
• Les revenus day-ahead ont augmenté de 70 % à 47 000 €/MW/an. Le trading d’énergie représente désormais un quart du total, contre 5 % un an plus tôt.
• La charge nette a passé deux fois moins de temps au-dessus de 45 GW, et 58 % de temps en plus en dessous de zéro, grâce au retour de l’éolien et au pic du solaire.

Les revenus sont retombés à 205 000 €/MW/an alors que les revenus auxiliaires se contractent

Une batterie de deux heures non contrainte aurait pu générer 205 000 €/MW/an en juillet. La capacité aFRR est restée la principale source avec 107 000 €/MW/an, soit 52 % du total. Le FCR a contribué à hauteur de 48 000 €, et le trading d’énergie sur les marchés day-ahead et intraday a ajouté 50 000 €.

Il y a un an, la répartition était bien plus déséquilibrée. En juillet 2025, la capacité aFRR représentait à elle seule 91 % des revenus, et le trading d’énergie seulement 5 %. Les prix aFRR se sont resserrés depuis, à mesure que plus de batteries se qualifient, et commencent à s’aligner davantage sur les prix day-ahead. FCR et énergie ont comblé l’écart, ce qui explique pourquoi le total affiché a peu évolué alors que la composition a complètement changé.

Les revenus de la capacité aFRR ont chuté de 64 000 €/MW/an, concurrencés par le FCR et le day-ahead

Les revenus de la capacité aFRR ont baissé de 64 000 €/MW/an entre juin et juillet. L’énergie aFRR a perdu 4 000 € supplémentaires.

Trois marchés ont évolué à l’inverse. Le FCR a ajouté 26 000 €, et le day-ahead 19 000 €. L’intraday a contribué à hauteur de 4 000 €. Ensemble, ils ont récupéré environ deux tiers de la perte aFRR, ce qui explique pourquoi le total n’a baissé que de 8 % au lieu de 30 %. L’optimiseur n’a pas perdu l’accès aux revenus ; il les a simplement réalloués.

Les prix aFRR-up sont revenus à leur plancher printanier après les pics de juin

La capacité aFRR-up s’est établie à 10,1 €/MW/h en juillet, en baisse de 35 % par rapport à juin. Cela a effacé entièrement le pic de juin, et a ramené les prix au niveau de 10 à 11 € observé de mars à mai. L’aFRR-down est resté plus stable à 18,4 €/MW/h, en hausse de 2 %.

Le FCR a reculé de 10 % à 21,8 €/MW/h. Il reste le plus fort des trois produits, et a payé plus de 20 €/MW/h pendant quatre mois consécutifs. En décembre dernier encore, le FCR s’établissait à 6,8 €/MW/h. En tant que produit symétrique, son prix doit être comparé à la somme de l’aFRR up et down — mais sur de nombreuses périodes de règlement, le FCR a surpassé l’aFRR up, down et l’arbitrage day-ahead.