Las baterías de GB ganaron £64k/MW/año entre junio y agosto de 2026. 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 en 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.

Con precios tan altos de gas y electricidad, cabría esperar que los ingresos del Mecanismo de Balanceo aumentaran en la misma proporción. Pero esto no ha sucedido.

La razón es la asignación. Las baterías pusieron más del doble de volumen de ofertas frente a 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 de baterías como parte de la Open Balancing Platform, las tasas de asignación están empeorando.

Los precios del gas y la electricidad siguen subiendo

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

El verano es cuando se rellenan los almacenamientos europeos, y la demanda de inyección compite con el resto del 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 precio medio de la electricidad fue un 54% superior al del verano anterior, y el pico diario promedio subió de £105/MWh a £158/MWh.

Los precios negativos han dejado de aparecer

La otra mitad del margen de una batería es lo barato que puede cargarse, y esto ha resultado más caro.

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