Les revenus en Grande-Bretagne ont augmenté de 74 % pour atteindre 99 000 £/MW/an en septembre 2026, contre 57 000 £/MW/an en août et 38 % de plus que les 71 000 £/MW/an de septembre 2025. Il s'agit du revenu mensuel le plus élevé depuis décembre 2022. Les revenus du marché de gros ont établi un nouveau record pour l'indice, et la Réponse en Fréquence a connu son meilleur mois depuis octobre 2025.

Le prix moyen du gaz s'est établi à 64 £/MWh, son plus haut niveau depuis décembre 2022, tirant le sommet de la courbe des prix vers le haut. En parallèle, la production éolienne a augmenté à 9,2 GW et a tiré le bas de la courbe vers le bas, avec des prix day-ahead négatifs pour la première fois depuis juillet. Les écarts day-ahead se sont élargis à 122 £/MWh, soit 50 % de plus que les 81 £/MWh d'août.

NESO a activé deux fois plus de volume d'offres de batteries qu'en août. Mais pour chaque 1 MWh de batterie à un prix inférieur au gaz accepté par NESO, plus de 10 MWh sont restés non utilisés.

Pour les abonnés à Modo Energy Research, cet article couvrira également :

• Une analyse détaillée des évolutions de revenus par service
• Pourquoi les écarts les plus larges depuis plus d'un an proviennent à la fois d'un gaz cher et d'un retour de la surproduction
• Pourquoi les prix de la Réponse en Fréquence ont atteint leur plus haut niveau depuis plus d'un an
• Les onze batteries qui ont rejoint l'indice ME BESS GB en septembre
• Un téléchargement de toutes les données graphiques

Les revenus du marché de gros atteignent un record mensuel

Les revenus du marché de gros ont atteint 68 000 £/MW/an en septembre, soit 27 000 £ de plus qu'en août et le chiffre mensuel le plus élevé jamais enregistré pour l'indice ME BESS GB. Le précédent record était de 48 000 £/MW/an en septembre 2021.

Portée par des écarts de marché de gros plus larges, la Réponse en Fréquence a atteint 28 000 £/MW/an, soit 12 000 £ de plus qu'en août. Le mécanisme d'équilibrage a récupéré 8 000 £ mais reste négatif, à -8 000 £/MW/an. Le volume d'offres a doublé, mais les batteries ont encore dépensé plus en charge sur les enchères du mécanisme d'équilibrage qu'elles n'ont gagné en offres. Le déséquilibre a baissé de 5 000 £ à 2 000 £/MW/an, bien que le chiffre devrait légèrement augmenter après les prochains calculs de règlement. La réserve et le marché de capacité ont peu évolué, à 3 000 £ et 6 000 £/MW/an.

Les batteries ont continué à arbitrer entre le mécanisme d'équilibrage et le marché de gros, comme en juillet et août. Dans cette stratégie, une batterie se charge lorsque NESO accepte son enchère sur le mécanisme d'équilibrage, puis revend cette énergie sur le marché de gros. Le coût de l'énergie apparaît comme un revenu négatif du mécanisme d'équilibrage, et la vente comme un revenu de marché de gros. Nous avons analysé comment les batteries ont mené cette stratégie en juillet.

Les actifs écossais ont beaucoup utilisé cette stratégie en septembre. Roaring Hill, Jamesfield 1, Jamesfield 2 et Blackhillock 1 se sont chargés via le mécanisme d'équilibrage et ont déchargé sur le marché de gros. Résultat : chacun a généré entre 140 000 £ et 146 000 £/MW/an, contre 104 000 £/MW/an pour l'indice deux heures.

Hyde a pris la tête du classement deux heures avec 148 000 £/MW/an hors marché de capacité, presque exclusivement grâce au marché de gros. Les dix meilleurs ont tous dépassé l'indice deux heures de 104 000 £/MW/an d'au moins 32 000 £.

Revenus du marché de gros

Les écarts day-ahead atteignent 122 £/MWh, les plus larges depuis plus d'un an

Les écarts quotidiens day-ahead moyens se sont élargis à 122 £/MWh en septembre, contre 81 £/MWh en août, avec des écarts intrajournaliers à 141 £/MWh. Les deux sont les plus larges des treize derniers mois, et l'écart day-ahead est de 45 £/MWh supérieur à celui de septembre 2025.