Die Einnahmen in Großbritannien sanken im Oktober 2026 um 6 % auf £93k/MW/Jahr, verglichen mit £99k/MW/Jahr im September. Sie bleiben jedoch die zweithöchsten seit Januar 2023 und liegen 17 % über dem Wert von Oktober 2025.

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Der Gaspreis lag im Durchschnitt bei £72/MWh, dem höchsten Wert seit Dezember 2022. Dadurch stiegen die Day-Ahead-Strompreise auf £145/MWh. Da die Nachfrage deutlich stärker stieg als die Windproduktion, bestimmte Gas in mehr Stunden den Preis. Die Day-Ahead-Preise wurden kein einziges Mal negativ, und der durchschnittliche Day-Ahead-Spread verringerte sich auf £111/MWh gegenüber £122/MWh im September.

NESO setzte mehr Batteriekapazität ein als in jedem anderen Monat des vergangenen Jahres. Doch auf jede 1 MWh Batteriekapazität, die NESO unterhalb des Gaspreises kaufte, blieben 11 MWh ungenutzt. Batterien, die die neuen State-of-Charge-Parameter 'MDO' und 'MDB' vor der Frist am 5. November meldeten, wurden häufiger eingesetzt.

Für Abonnenten von Modo Energy Research behandelt dieser Artikel außerdem:

• Eine Aufschlüsselung der Einnahmenveränderungen je Dienstleistung
• Warum das teuerste Gas seit 2022 zu geringeren Spreads als im September führte
• Warum NESO für jede 1 MWh genutzter Batteriekapazität unterhalb des Gaspreises 11 MWh ungenutzt ließ
• Wie die Umstellung auf MDO und MDB den Batterieeinsatz veränderte
• Warum die Preise für Frequency Response mit den Spreads fielen
• Die Batterien, die im Oktober dem ME BESS GB Index beitraten
• Einen Daten-Download aller Grafiken

Großhandelseinnahmen sanken, machten aber weiterhin den Großteil aus

Die Großhandelseinnahmen sanken um £15k auf £55k/MW/Jahr und waren damit der größte Einzelgrund für den monatlichen Gesamtrückgang. Engere Spreads verringerten die Erlöse, die Batterien pro Zyklus erzielen konnten.

Die Einnahmen aus Frequency Response sanken um £5k/MW/Jahr. Die Einnahmen aus dem Balancing Mechanism stiegen um £9k/MW/Jahr und lagen damit erstmals seit Juni nahe bei null, was bedeutet, dass die Einnahmen der Flotte aus Angeboten die Ausgaben für Gebote ausglichen. Batterien wurden für mehr Energieangebote eingesetzt, bei durchschnittlich £183/MWh. Die Einnahmen aus dem Ungleichgewichtsmarkt stiegen um £3k/MW/Jahr (inklusive Daten bis 26. Oktober, je nach Datenverfügbarkeit). Die Einnahmen aus dem Capacity Market stiegen um £2k/MW/Jahr, da am 1. Oktober ein neues Lieferjahr begann.

Was sich ab nächster Woche im Index ändert

Blackhillock 1 führte das Zwei-Stunden-Ranking an

Blackhillock 1 belegte mit £132k/MW/Jahr (ohne Capacity Market) den ersten Platz im Zwei-Stunden-Ranking. Im Großhandelsmarkt erzielte es £275k/MW/Jahr und zahlte £131k/MW/Jahr im Balancing Mechanism zurück, sodass der Handel zwischen Balancing Mechanism und Großhandelsverkäufen in Schottland fortgesetzt wurde. Roaring Hill verfolgte die gleiche Strategie.

Rusholme und Hyde folgten. Jede Batterie in den Top Ten übertraf den Zwei-Stunden-Index um mindestens £16k/MW/Jahr. Im Ranking fehlen elf Batterien mit unzuverlässigen Messdaten an mehr als fünf Tagen im Oktober.

Großhandelsmarkteinnahmen

Spreads verringerten sich auf £111/MWh, da die Nachfrage stieg

Der durchschnittliche Day-Ahead-Spread lag im Oktober bei £111/MWh, nach £122/MWh im September. Er ist immer noch 45 % breiter als im Oktober 2025. Die Intraday-Spreads verringerten sich auf £134/MWh.

An elf Tagen lag der Day-Ahead-Spread über £120/MWh, gegenüber fünfzehn im September. Der höchste Wert wurde am 27. Oktober erreicht.

Die Spreads verringerten sich in den letzten Tagen des Oktobers und blieben auch im November niedrig. Nach einem Rückgang der Windstromerzeugung nach Sturm Boelo lag der durchschnittliche Day-Ahead-Spread vom 30. Oktober bis 4. November bei £76/MWh, ein Drittel unter dem Oktober-Durchschnitt.