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

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

Points clés à retenir

• Une batterie non contrainte de deux heures aurait pu générer 205 k€/MW/an en juillet, soit une baisse de 8 % par rapport à juin et 1 % de moins qu’en juillet 2025.
• Les revenus de capacité aFRR ont chuté de 64 k€/MW/an, les prix de l’aFRR-up ayant baissé de 35 % à 10,1 €/MW/h. C’est de loin le principal facteur du mois.
• Les revenus FCR ont plus que doublé à 48 k€/MW/an, le niveau le plus élevé depuis au moins un an, même si les prix FCR ont baissé de 10 %. L’optimiseur a réalloué la capacité plutôt que de courir après un prix plus élevé.
• Les revenus day-ahead ont augmenté de 70 % à 47 k€/MW/an. Le trading d’énergie représente désormais un quart des revenus, contre 5 % il y a un an.
• 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 du vent et à un solaire au plus haut.

Les revenus se sont repliés à 205 k€/MW/an alors que les services auxiliaires se contractent

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

Il y a un an, la répartition était beaucoup plus concentrée. En juillet 2025, la capacité aFRR représentait à elle seule 91 % des revenus, et le trading d’énergie seulement 5 %. Depuis, les prix de l’aFRR se sont resserrés, à mesure que plus de batteries se préqualifient, et commencent à s’aligner davantage sur les prix day-ahead. Le FCR et l’énergie ont comblé l’écart, ce qui explique pourquoi le total n’a presque pas bougé alors que la répartition sous-jacente a été remaniée.

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

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

Trois marchés ont évolué dans l’autre sens. Le FCR a ajouté 26 k€, et le day-ahead 19 k€. L’intraday a contribué à hauteur de 4 k€. Ensemble, ils ont récupéré environ les deux tiers de la perte de l’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 déplacés.

Les prix aFRR-up sont retombés 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 complètement le pic de juin et ramené les prix au niveau de 10 à 11 € qui a prévalu de mars à mai. L’aFRR-down est resté plus stable à 18,4 €/MW/h, en hausse de 2 %.

Le FCR a baissé de 10 % à 21,8 €/MW/h. Il reste le plus fort des trois produits, et il a payé plus de 20 €/MW/h pendant quatre mois consécutifs. Aussi récemment qu’en décembre, le FCR s’établissait à 6,8 €/MW/h. En tant que produit symétrique, le prix doit être comparé à la somme des aFRR up et down – mais dans de nombreuses périodes de règlement, le FCR l’a emporté sur l’aFRR up, down et l’arbitrage day-ahead.