Uma bateria de duas horas na Alemanha poderia ter gerado €230 mil/MW/ano em junho de 2026. Isso representa um aumento de 4% em relação aos €221 mil/MW/ano de maio. O aumento foi impulsionado pelos preços mais altos da capacidade aFRR. No entanto, as receitas ainda estão 20% abaixo de junho de 2025, quando a capacidade aFRR pagava muito mais.

Uma onda de calor no final de junho e a queda da geração eólica mudaram o cenário do mês. A demanda por ar-condicionado evitou que os preços do meio-dia caíssem ao mínimo, mas quando a geração eólica caiu para quase zero na segunda metade do mês, usinas tiveram que entrar em operação rapidamente para atender ao pico da noite. Essa escassez noturna elevou tanto os spreads do mercado do dia anterior quanto os preços da capacidade aFRR ao mesmo tempo. Em comparação a maio, os preços do meio-dia não ficaram tão negativos, mas os preços da noite dispararam, mantendo os spreads elevados.

Principais destaques

• Uma bateria de duas horas sem restrições poderia ter gerado €230 mil/MW/ano em junho, alta de 4% em relação a maio, mas 20% abaixo dos €287 mil/MW/ano de junho de 2025.
• A capacidade aFRR adicionou €34 mil/MW/ano mês a mês, já que os preços do aFRR-up subiram 58% para €15,7/MW/h. Foi o maior impulsionador do mês.
• As receitas de FCR caíram €11 mil/MW/ano mesmo com os preços atingindo o maior patamar em longo prazo, de €24,2/MW/h. O benchmark reflete a oportunidade ainda maior na capacidade aFRR, especialmente no pico da noite.
• O baixo vento à noite trouxe escassez para ambos os mercados. Os preços do mercado day-ahead dobraram na segunda metade do mês, e o aFRR-up atingiu €48/MW/h no bloco das 20:00.
• Os spreads dos mercados day-ahead e intraday atingiram os maiores níveis em 13 meses: €210/MWh e €220/MWh, respectivamente.

Receitas subiram para €230 mil/MW/ano, mas continuam abaixo do ano anterior

A capacidade aFRR permaneceu como a principal fonte de receita em junho. Pagou €166 mil/MW/ano, sendo €92 mil para o lado down e €74 mil para o up. O arbitragem day-ahead contribuiu com €37,9 mil/MW/ano, caindo mês a mês à medida que os preços dos serviços ancilares aumentaram. O FCR adicionou €22,4 mil/MW/ano, com intraday e energia aFRR completando o restante.

Um ano antes, o mix era bem diferente. Em junho de 2025, só a capacidade aFRR pagava €256 mil/MW/ano, e o FCR era uma fatia menor do total. A saturação dos serviços ancilares começou desde então a pressionar esses preços, à medida que mais baterias se qualificam para o serviço.

A negociação de energia, day-ahead mais intraday, representou 16% do total de junho, valendo €37 mil/MW/ano. Um ano antes, era apenas 6%. Com a compressão dos preços da capacidade aFRR, a energia passou de uma pequena fatia para um quarto do total.

O intraday mostra receitas líquidas mínimas negativas, em -€0,6 mil/MW/ano. Como grande parte da capacidade é reservada para aFRR, o intraday é frequentemente usado para carregamento/gestão do SOC após ativações positivas do aFRR, o que significa que a receita total desse mercado isolado é baixa em comparação e serve de suporte para receitas maiores provenientes da ativação do aFRR.

Capacidade aFRR impulsionou o aumento mês a mês

O aumento de €17 mil/MW/ano veio quase totalmente da capacidade aFRR, que subiu €34 mil/MW/ano. A energia aFRR adicionou €4 mil/MW/ano.

As receitas day-ahead caíram €15 mil/MW/ano mês a mês, com o aumento dos preços dos serviços ancilares. A fatia de FCR também foi na direção contrária, caindo €11 mil/MW/ano. Isso não representa queda nos preços da capacidade - a bateria apenas transferiu capacidade do FCR para o aFRR, onde a escassez de junho pagou mais.

Preços do FCR voltaram a subir após o fundo do inverno

fecharam em média €24,2/MW/h em junho, o maior desde junho de 2025. Os preços atingiram o fundo de €6,8/MW/h em dezembro, depois subiram na primavera. A recuperação aparece tanto nos preços quanto nas receitas. Esse aumento veio em parte como reação ao maior preço do gás desde março, em parte pela melhor oportunidade em outros mercados, à medida que os spreads do atacado se ampliam na primavera. Tanto a forte geração solar quanto as rampas acentuadas ao redor dos picos solares podem influenciar esse custo de oportunidade para todos os geradores, elevando o valor dos serviços ancilares baseados em flexibilidade.