Les revenus en Grande-Bretagne ont diminué de 6 % pour atteindre 93 000 £/MW/an en octobre 2026, contre 99 000 £/MW/an en septembre. Ils restent les deuxièmes plus élevés depuis janvier 2023 et sont 17 % au-dessus d'octobre 2025.

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Le gaz a atteint en moyenne 72 £/MWh, son niveau le plus haut depuis décembre 2022, ce qui a fait grimper les prix de l’électricité au lendemain à 145 £/MWh. La demande a augmenté bien plus que la production éolienne, le gaz a donc fixé le prix pendant plus d’heures. Les prix au lendemain n’ont jamais été négatifs, et l’écart moyen au lendemain s’est réduit à 111 £/MWh contre 122 £/MWh en septembre.

NESO a mobilisé plus de volume de batteries qu’au cours de n’importe quel mois de l’année écoulée. Mais pour chaque 1 MWh de batterie à un prix inférieur à celui du gaz que NESO a pris, 11 MWh sont restés non pris. Les batteries ayant déclaré les nouveaux paramètres d’état de charge « MDO » et « MDB » avant la date limite du 5 novembre ont été davantage mobilisées.

Pour les abonnés à la Recherche de Modo Energy, cet article couvre également :

• Une ventilation des variations de revenus par service
• Pourquoi le gaz le plus cher depuis 2022 a entraîné des écarts plus étroits qu’en septembre
• Pourquoi NESO a laissé 11 MWh de volume batterie sous le prix du gaz pour chaque 1 MWh pris
• Comment le passage à MDO et MDB a modifié la mobilisation des batteries
• Pourquoi les prix de la Réponse en Fréquence ont baissé en même temps que les spreads
• Les batteries qui ont rejoint l’indice ME BESS GB en octobre
• Un téléchargement de toutes les données graphiques

Les revenus de gros ont baissé, mais restent majoritaires

Les revenus de gros ont diminué de 15 000 £ pour atteindre 55 000 £/MW/an, principal facteur de la baisse mensuelle globale. Des spreads plus étroits ont réduit les revenus que les batteries pouvaient obtenir à chaque cycle.

Les revenus de la Réponse en Fréquence ont baissé de 5 000 £/MW/an. Les revenus du Mécanisme d’Équilibrage ont augmenté de 9 000 £/MW/an, frôlant zéro pour la première fois depuis juin, ce qui signifie que les gains issus des offres ont compensé les dépenses sur les enchères. Les batteries ont été mobilisées pour plus d’offres d’énergie, à un prix moyen de 183 £/MWh. Les revenus d’écart ont progressé de 3 000 £/MW/an (données jusqu’au 26 octobre, selon disponibilité). Les revenus du marché de capacité ont augmenté de 2 000 £/MW/an avec le début d’une nouvelle année de livraison le 1er octobre.

Ce qui change dans l’indice à partir de la semaine prochaine

Blackhillock 1 en tête des revenus deux heures

Blackhillock 1 a dominé le classement deux heures avec 132 000 £/MW/an hors Marché de Capacité. Il a gagné 275 000 £/MW/an sur le marché de gros et reversé 131 000 £/MW/an dans le Mécanisme d’Équilibrage, la stratégie d’arbitrage entre enchères d’équilibrage et ventes de gros se poursuivant en Écosse. Roaring Hill a suivi la même stratégie.

Rusholme et Hyde suivent. Chaque batterie du top 10 a dépassé l’indice deux heures d’au moins 16 000 £/MW/an. Le classement exclut onze batteries ayant des données de comptage non fiables plus de cinq jours en octobre.

Revenus du Marché de Gros

Les spreads se sont resserrés à 111 £/MWh avec la hausse de la demande

L’écart moyen au lendemain était de 111 £/MWh en octobre, contre 122 £/MWh en septembre. Cela reste 45 % plus large qu’en octobre 2025. Les spreads intrajournaliers se sont resserrés à 134 £/MWh.

Onze jours ont affiché un spread au lendemain supérieur à 120 £/MWh, contre quinze en septembre. Le plus large a eu lieu le 27 octobre.

Les spreads se sont resserrés en fin de mois et sont restés faibles début novembre. Après la tempête Boelo, la production éolienne a chuté : l’écart au lendemain a atteint 76 £/MWh du 30 octobre au 4 novembre, soit un tiers en dessous de la moyenne d’octobre.