I ricavi in Gran Bretagna sono diminuiti del 6% a £93k/MW/anno a ottobre 2026, rispetto ai £99k/MW/anno di settembre. Restano comunque i secondi più alti dal gennaio 2023 e il 17% in più rispetto a ottobre 2025.

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Il prezzo medio del gas è stato di £72/MWh, il valore più alto dal dicembre 2022, e di conseguenza i prezzi dell’energia elettrica day-ahead sono saliti a £145/MWh. Poiché la domanda è cresciuta molto più della produzione eolica, il gas ha determinato il prezzo in un numero maggiore di ore. I prezzi day-ahead non sono mai andati in negativo e lo spread medio day-ahead si è ristretto a £111/MWh rispetto ai £122/MWh di settembre.

NESO ha dispacciato un volume di batterie maggiore rispetto a qualsiasi altro mese dell’ultimo anno. Tuttavia, per ogni 1 MWh di volume batterie con prezzo inferiore al gas che NESO ha accettato, ne ha lasciati 11 MWh non utilizzati. Le batterie che hanno comunicato i nuovi parametri di stato di carica ‘MDO’ e ‘MDB’ prima della scadenza del 5 novembre sono state dispacciate più spesso.

Per gli abbonati alla Research di Modo Energy, questo articolo approfondisce anche:

• Un’analisi dettagliata dei cambiamenti nei ricavi per ogni servizio
• Perché il gas più costoso dal 2022 ha prodotto spread più stretti rispetto a settembre
• Perché NESO ha lasciato 11 MWh di volume batterie sotto il prezzo del gas per ogni 1 MWh accettato
• Come il passaggio a MDO e MDB ha cambiato il dispacciamento delle batterie
• Perché i prezzi della Frequency Response sono diminuiti insieme agli spread
• Le batterie entrate nell’indice ME BESS GB a ottobre
• Download dati di tutti i grafici

I ricavi dal mercato all’ingrosso sono calati, ma rappresentano ancora la maggior parte del totale

I ricavi dal mercato all’ingrosso sono diminuiti di £15k a £55k/MW/anno, rappresentando il principale fattore della diminuzione mensile complessiva. Spread più stretti hanno ridotto i ricavi ottenibili dalle batterie per ogni ciclo.

I ricavi da Frequency Response sono diminuiti di £5k/MW/anno. I ricavi dal Balancing Mechanism sono aumentati di £9k/MW/anno, avvicinandosi allo zero per la prima volta da giugno, il che significa che i guadagni della flotta dalle offerte hanno compensato le spese per le bid. Le batterie sono state dispacciate per più offerte di energia, con una media di £183/MWh. I ricavi da sbilanciamento sono aumentati di £3k/MW/anno (inclusi i dati fino al 26 ottobre, causa disponibilità dati). I ricavi dal Capacity Market sono saliti di £2k/MW/anno grazie all’inizio di un nuovo anno di consegna il 1° ottobre.

Cosa cambia nell’indice dalla prossima settimana

Blackhillock 1 guida i ricavi a due ore

Blackhillock 1 ha guidato la classifica delle due ore con £132k/MW/anno, escludendo il Capacity Market. Ha guadagnato £275k/MW/anno dal mercato all’ingrosso e ha restituito £131k/MW/anno nel Balancing Mechanism, quindi la strategia di arbitraggio tra offerte nel Balancing Mechanism e vendite all’ingrosso è proseguita in Scozia. Anche Roaring Hill ha seguito la stessa strategia.

Rusholme e Hyde hanno seguito. Ogni batteria nella top ten ha superato l’indice delle due ore di almeno £16k/MW/anno. Sono escluse dalla classifica undici batterie con dati di misurazione non affidabili per oltre cinque giorni a ottobre.

Ricavi dal mercato all’ingrosso

Gli spread si sono ridotti a £111/MWh con l’aumento della domanda

Lo spread medio day-ahead è stato di £111/MWh a ottobre, in calo rispetto ai £122/MWh di settembre. È ancora il 45% più ampio rispetto a ottobre 2025. Gli spread intraday si sono ridotti a £134/MWh.

Undici giorni hanno registrato uno spread day-ahead superiore a £120/MWh, rispetto ai quindici di settembre. Il valore massimo è stato il 27 ottobre.

Gli spread si sono ristretti negli ultimi giorni di ottobre e sono rimasti bassi anche a novembre. A causa della diminuzione della produzione eolica dopo la tempesta Boelo, lo spread day-ahead medio tra il 30 ottobre e il 4 novembre è stato di £76/MWh, un terzo in meno rispetto alla media di ottobre.