Los ingresos en Gran Bretaña aumentaron un 74% hasta £99k/MW/año en septiembre de 2026, frente a £57k/MW/año en agosto y un 38% por encima de los £71k/MW/año de septiembre de 2025. Es el mayor ingreso mensual desde diciembre de 2022. Los ingresos por mercado mayorista marcaron un nuevo récord para el índice, y Frequency Response tuvo su mejor mes desde octubre de 2025.

El gas promedió £64/MWh, su valor más alto desde diciembre de 2022, elevando la parte superior de la curva de precios. Al mismo tiempo, la generación eólica subió a 9,2 GW y empujó la parte inferior de la curva hacia abajo, con precios day-ahead negativos por primera vez desde julio. Los spreads day-ahead se ampliaron a £122/MWh, un 50% más que los £81/MWh de agosto.

NESO despachó el doble de volumen de ofertas de baterías que en agosto. Sin embargo, por cada 1 MWh de volumen de batería con precio inferior al gas que NESO tomó, dejó más de 10 MWh sin despachar.

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

• Un desglose de los cambios de ingresos por cada servicio
• Por qué los spreads más amplios en más de un año provinieron de un gas caro y del regreso del exceso de oferta a la vez
• Por qué los precios de Frequency Response alcanzaron su máximo en más de un año
• Las once baterías que se unieron al índice ME BESS GB en septiembre
• Una descarga de datos de todos los gráficos

El mercado mayorista impulsó un mes récord

Los ingresos mayoristas alcanzaron £68k/MW/año en septiembre, £27k más que en agosto y la cifra mensual más alta registrada para el índice ME BESS GB. El récord anterior era de £48k/MW/año en septiembre de 2021.

Impulsado por spreads mayoristas más altos, Frequency Response llegó a £28k/MW/año, £12k más que en agosto. El Balancing Mechanism recuperó £8k pero se mantuvo negativo, en -£8k/MW/año. El volumen de ofertas se duplicó, pero las baterías siguieron gastando más en cargar con pujas del Balancing Mechanism que lo que ganaron con ofertas. El imbalance bajó £5k a £2k/MW/año, aunque es probable que la cifra suba ligeramente una vez se calculen más liquidaciones. Reserve y el Capacity Market apenas se movieron, en £3k y £6k/MW/año respectivamente.

Las baterías siguieron negociando entre el Balancing Mechanism y el mercado mayorista, como en julio y agosto. En esta operación, una batería se carga cuando NESO acepta su puja en el Balancing Mechanism, y luego vende esa energía en el mercado mayorista. El coste de la energía aparece como ingreso negativo en el Balancing Mechanism, y la venta como ingreso mayorista. Analizamos cómo las baterías realizaron este arbitraje en julio.

Los activos escoceses realizaron mucho este tipo de operación en septiembre. Roaring Hill, Jamesfield 1, Jamesfield 2 y Blackhillock 1 cargaron en el Balancing Mechanism y descargaron en el mercado mayorista. Como resultado, cada uno obtuvo entre £140k y £146k/MW/año en ingresos, frente a £104k/MW/año para el índice de dos horas.

Hyde lideró el ranking de dos horas con £148k/MW/año, excluyendo el Capacity Market, casi todo proveniente del mercado mayorista. Los diez principales superaron el índice de dos horas (£104k/MW/año) por al menos £32k.

Ingresos del mercado mayorista

Los spreads day-ahead alcanzaron £122/MWh, los más amplios en más de un año

El spread promedio diario day-ahead se amplió a £122/MWh en septiembre, frente a £81/MWh en agosto, con spreads intradía en £141/MWh. Ambos son los más amplios de los últimos trece meses, y el spread day-ahead es £45/MWh más amplio que en septiembre de 2025.