Los ingresos en Gran Bretaña cayeron un 6% hasta £93k/MW/año en octubre de 2026, desde los £99k/MW/año de septiembre. Siguen siendo los segundos más altos desde enero de 2023 y un 17% por encima de octubre de 2025.

Sigue el índice ME BESS GB para actualizaciones diarias.

El gas promedió £72/MWh, su valor más alto desde diciembre de 2022, y como resultado los precios de la electricidad para el día siguiente subieron a £145/MWh. Como la demanda aumentó mucho más que la generación eólica, el gas fijó el precio en más horas. Los precios del día siguiente no fueron negativos en ningún momento, y la diferencia media del día siguiente se redujo a £111/MWh desde los £122/MWh de septiembre.

NESO despachó más volumen de baterías que en cualquier otro mes del último año. Pero por cada 1 MWh de volumen de batería a precio inferior al gas que NESO aceptó, dejó sin tomar 11 MWh. Las baterías que informaron los nuevos parámetros de estado de carga ‘MDO’ y ‘MDB’ antes del plazo del 5 de noviembre fueron despachadas en mayor medida.

Para suscriptores de la Investigación de Modo Energy, este artículo también cubre:

• Un desglose de los cambios de ingresos por cada servicio
• Por qué el gas más caro desde 2022 produjo diferencias más estrechas que en septiembre
• Por qué NESO dejó 11 MWh de volumen de batería por debajo del gas por cada 1 MWh que aceptó
• Cómo el cambio a MDO y MDB modificó el despacho de baterías
• Por qué los precios de la Respuesta de Frecuencia bajaron junto con los spreads
• Las baterías que se unieron al índice ME BESS GB en octubre
• Una descarga de datos de todos los gráficos

Los ingresos por mercado mayorista bajaron, pero siguen siendo la mayor parte

Los ingresos mayoristas bajaron £15k hasta £55k/MW/año, siendo el mayor factor de la caída mensual general. Los spreads más estrechos redujeron los ingresos que las baterías podían obtener en cada ciclo.

Los ingresos por Respuesta de Frecuencia disminuyeron en £5k/MW/año. Los ingresos por el Mecanismo de Balanceo aumentaron £9k/MW/año, acercándose a cero por primera vez desde junio, lo que significa que las ganancias de la flota por ofertas compensaron el dinero gastado en pujas. Las baterías fueron despachadas para más ofertas de energía, a un promedio de £183/MWh. Los ingresos por desbalance subieron £3k/MW/año (incluyendo datos hasta el 26 de octubre, por disponibilidad de datos). Los ingresos por el Mercado de Capacidad aumentaron £2k/MW/año porque comenzó un nuevo año de entrega el 1 de octubre.

Qué cambia en el índice desde la próxima semana

Blackhillock 1 lideró los ingresos a dos horas

Blackhillock 1 encabezó la clasificación de dos horas con £132k/MW/año, excluyendo el Mercado de Capacidad. Ganó £275k/MW/año en el mercado mayorista y devolvió £131k/MW/año en el Mecanismo de Balanceo, por lo que el comercio entre pujas del Mecanismo de Balanceo y ventas mayoristas continuó en Escocia. Roaring Hill realizó el mismo tipo de operación.

Rusholme y Hyde siguieron. Todas las baterías del top 10 superaron el índice de dos horas por al menos £16k/MW/año. La clasificación excluye once baterías con datos de medición poco fiables durante más de cinco días en octubre.

Ingresos del Mercado Mayorista

Los spreads se redujeron a £111/MWh mientras subía la demanda

El spread promedio del día siguiente fue de £111/MWh en octubre, frente a £122/MWh en septiembre. Aun así, es un 45% más amplio que en octubre de 2025. Los spreads intradía se redujeron a £134/MWh.

Once días tuvieron un spread del día siguiente superior a £120/MWh, frente a quince en septiembre. El más amplio fue el 27 de octubre.

Los spreads se estrecharon en los últimos días de octubre y siguieron así en noviembre. Impulsado por una caída en la generación eólica tras la tormenta Boelo, el spread promedio del día siguiente fue de £76/MWh del 30 de octubre al 4 de noviembre, un tercio por debajo del promedio de octubre.