Las baterías del Reino Unido ganaron £64k/MW/año entre junio y agosto de 2026. Es exactamente lo mismo que ganaron en los mismos tres meses de 2025. Sin embargo, durante el verano de 2026, los precios del gas han sido un 50% más altos que en cualquiera de los dos veranos anteriores, y los precios de la electricidad han subido como consecuencia. Mientras tanto, los precios negativos han disminuido este verano, con solo 82 horas en todo 2026. Como resultado, las baterías han recurrido al Mecanismo de Balanceo para importar la energía más barata disponible.

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Con precios de gas y electricidad tan altos, cabría esperar que los ingresos del Mecanismo de Balanceo aumentaran en consecuencia. Esto no ha sucedido.

La razón es la asignación. Las baterías presentaron más del doble de volumen de ofertas ante NESO este verano que el anterior, y NESO aceptó prácticamente la misma cantidad. A pesar de todos los esfuerzos para mejorar las tasas de asignación para las baterías como parte de la Open Balancing Platform, las tasas están empeorando.

Los precios del gas y la electricidad siguen subiendo

El contrato TTF del mes siguiente promedió 54,5 €/MWh de junio a agosto, frente a 34,8 € el año anterior y 35,8 € el año anterior a ese. Al final de agosto, el precio del gas alcanzó los 69,8 €/MWh, su valor más alto desde enero de 2023.

El verano es cuando se rellenan los almacenamientos europeos, y la demanda de inyección compite con todo lo demás en el sistema. Vimos el mismo impacto en los precios del gas durante la crisis del gas ruso en 2022, cuando los precios superaron los 300 €/MWh en agosto.

La electricidad ha seguido la misma tendencia. En todas las horas, el promedio fue un 54% por encima del verano pasado, y el pico diario promedio subió de £105/MWh a £158/MWh.

Los precios negativos dejaron de aparecer

La otra mitad del margen de una batería es cuán barato puede cargarse, y eso ha resultado más costoso.

De junio a agosto de 2026 hubo 28 horas de precios negativos en el mercado diario frente a 54 en 2025 y 81 en 2024.

El clima caluroso elevó la demanda diurna, que es justamente cuando la solar normalmente empujaría los precios por debajo de cero. El continente también ayudó menos, con la nuclear francesa funcionando con baja disponibilidad gran parte del verano debido al calor extremo, además de una reducción en la hidroeléctrica disponible.