I ricavi in Gran Bretagna sono aumentati del 74% raggiungendo £99k/MW/anno a settembre 2026, rispetto a £57k/MW/anno in agosto e superando del 38% i £71k/MW/anno di settembre 2025. Si tratta del ricavo mensile più alto dal dicembre 2022. I ricavi dal mercato all’ingrosso hanno stabilito un nuovo record per l’indice, mentre la Frequency Response ha registrato il suo miglior mese da ottobre 2025.

Il prezzo medio del gas è stato di £64/MWh, il livello più alto dal dicembre 2022, sollevando la parte alta della curva dei prezzi. Allo stesso tempo, la produzione eolica è aumentata a 9,2 GW, abbassando la parte bassa della curva, con prezzi day-ahead negativi per la prima volta da luglio. Gli spread day-ahead si sono ampliati a £122/MWh, il 50% in più rispetto agli £81/MWh di agosto.

NESO ha attivato un volume di offerte batterie doppio rispetto ad agosto. Tuttavia, per ogni 1 MWh di batterie offerte a un prezzo inferiore al gas che NESO ha accettato, ne sono rimasti oltre 10 MWh non utilizzati.

Per gli abbonati a Modo Energy Research, questo articolo include anche:

• Una suddivisione dei cambiamenti di ricavo per ciascun servizio
• Perché i maggiori spread dell’anno derivano da gas costoso e sovrapproduzione eolica contemporaneamente
• Perché i prezzi della Frequency Response hanno raggiunto il massimo da oltre un anno
• Le undici batterie che si sono aggiunte all’indice ME BESS GB a settembre
• Un file scaricabile con tutti i grafici

I ricavi dal mercato all’ingrosso trainano un mese da record

I ricavi dal mercato all’ingrosso hanno raggiunto £68k/MW/anno a settembre, £27k in più rispetto ad agosto e il valore mensile più alto mai registrato per l’indice ME BESS GB. Il precedente record era di £48k/MW/anno a settembre 2021.

Grazie agli spread più ampi del mercato all’ingrosso, la Frequency Response ha raggiunto £28k/MW/anno, £12k in più rispetto ad agosto. Il Balancing Mechanism ha recuperato £8k ma è rimasto negativo, a -£8k/MW/anno. Il volume delle offerte è raddoppiato, ma le batterie hanno continuato a spendere di più per caricare tramite offerte nel Balancing Mechanism rispetto a quanto hanno guadagnato. Lo sbilanciamento è sceso di £5k a £2k/MW/anno, anche se la cifra potrebbe aumentare leggermente dopo ulteriori regolazioni. Reserve e Capacity Market sono rimasti quasi invariati, rispettivamente a £3k e £6k/MW/anno.

Le batterie hanno continuato a operare tra il Balancing Mechanism e il mercato all’ingrosso, come già visto a luglio e agosto. In questa strategia, una batteria si carica quando NESO accetta la sua offerta nel Balancing Mechanism, poi vende quell’energia nel mercato all’ingrosso. Il costo dell’energia appare come ricavo negativo dal Balancing Mechanism, mentre la vendita appare come ricavo dal mercato all’ingrosso. Abbiamo analizzato questa strategia a luglio.

Gli asset scozzesi hanno fatto ampio uso di questa strategia a settembre. Roaring Hill, Jamesfield 1, Jamesfield 2 e Blackhillock 1 si sono caricati tramite il Balancing Mechanism e hanno scaricato nel mercato all’ingrosso. Di conseguenza, ciascuno ha guadagnato tra £140k e £146k/MW/anno, contro £104k/MW/anno dell’indice due ore.

Hyde ha guidato la classifica delle due ore con £148k/MW/anno escluso il Capacity Market, quasi tutto dal mercato all’ingrosso. Tutti i primi dieci asset hanno superato l’indice due ore di almeno £32k, raggiungendo £104k/MW/anno.

Ricavi dal mercato all’ingrosso

Gli spread day-ahead hanno raggiunto £122/MWh, il livello massimo da oltre un anno

Gli spread medi giornalieri day-ahead si sono ampliati a £122/MWh a settembre, rispetto a £81/MWh in agosto, mentre gli spread intraday hanno raggiunto £141/MWh. Entrambi sono i valori più alti degli ultimi tredici mesi, e lo spread day-ahead è di £45/MWh più ampio rispetto a settembre 2025.