Resumen Ejecutivo

• Los ingresos por almacenamiento de energía en baterías en Gran Bretaña alcanzaron £88k/MW/año en enero de 2025, lo que supone un aumento del 5% respecto a diciembre de 2024 y el primer incremento mensual consecutivo desde principios de 2024.
• Los ingresos por operaciones en el mercado mayorista aumentaron en £11.6k/MW/año, impulsados por un 42% más de diferencial de precios mayoristas, alcanzando su máximo en dos años.
• Los precios intradiarios de la electricidad alcanzaron un pico de £1,780/MWh el 8 de enero, lo que resultó en los mayores ingresos diarios para baterías desde 2022, con ganancias de £394k/MW/año.

Los suscriptores de Modo Energy Research también descubrirán:

• Cómo los ingresos por servicios de reserva alcanzaron un nuevo máximo tras el lanzamiento de Quick Reserve en diciembre.
• El impacto de una Notificación de Mercado de Capacidad (NESO) en la participación de baterías el 8 de enero.
• Por qué los ingresos del Mecanismo de Balanceo cayeron en £11k/MW/año, a pesar del aumento en los ingresos totales de baterías.

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Los ingresos por baterías aumentan dos meses seguidos

El primer trimestre de 2024 vio un aumento mensual continuo en los ingresos de baterías desde su mínimo en enero hasta marzo. Durante el resto del año, los ingresos fluctuaron siguiendo la generación eólica, subiendo y bajando cada mes. En diciembre de 2024, los ingresos por baterías aumentaron un 65% hasta £84k/MW/año.

Los ingresos del Mecanismo de Balanceo cayeron en £11k/MW/año debido a una reducción del 40% en el volumen de ofertas despachadas de baterías. También bajaron los ingresos por servicios de respuesta de frecuencia debido a menores precios en los servicios Low.

Sin embargo, estas caídas se compensaron con mayores ingresos en los servicios de reserva y en el comercio mayorista.

En diciembre, el lanzamiento de Quick Reserve aportó un aumento de £10k/MW/año en ingresos por reserva, llevándolos a su nivel más alto desde el lanzamiento de Balancing Reserve en marzo de 2024. En enero, los ingresos por reserva subieron otros £3.6k/MW/año, marcando un nuevo récord.

Al igual que en diciembre, el aumento de ingresos en enero se debió a altos precios mayoristas, lo que incrementó los diferenciales de precios. Los ingresos mayoristas subieron en £11.6k/MW/año, alcanzando el máximo en dos años.

Diversos factores, como la generación eólica, los precios del gas y carbono, y las tasas de despacho in-merit impulsan los ingresos de las baterías. En enero se registraron aumentos en la mayoría de estos factores macroeconómicos, incluido un incremento del 42% en los diferenciales de precios mayoristas.

El diferencial de precios mayoristas a un día aumenta un 42%

El diferencial de precios mayoristas a un día aumentó a £136/MWh de media en enero de 2025. Es el valor más alto desde diciembre de 2022, cuando alcanzó £225/MWh. En varios días de enero, los diferenciales superaron los £200/MWh, llegando hasta £885/MWh el 22 de enero.

Los precios intradiarios generaron los mayores ingresos diarios desde diciembre de 2022

En enero hubo varios días con precios elevados en el mercado mayorista a un día. Esto se debió a periodos de baja generación eólica, junto con una alta demanda típica del invierno, lo que incrementó la producción de unidades de gas más caras. Del 8 al 10 y del 20 al 22 de enero, los precios superaron los £200/MWh. El precio horario diario N2EX alcanzó un pico de £980/MWh el 22 de enero.

Pero, de forma más destacada, en el mercado intradiario EPEX, el 8 de enero los precios llegaron a £1,780/MWh a las 16:30, el valor más alto desde enero de 2022, cuando se alcanzaron £3.1k/MWh.

Las baterías logran su mayor ingreso diario desde 2022

Como resultado del inusualmente alto precio intradiario, las baterías ganaron £394k/MW/año el 8 de enero de 2025, superando el récord anterior del 12 de diciembre de 2024 y convirtiéndose en el día de mayor ingreso desde septiembre de 2022.

Aproximadamente el 50% del volumen mayorista de baterías negociado ese día fue a través del mercado intradiario. Para conocer más sobre nuestra metodología de ingresos por trading mayorista, consulta el artículo completo.

NESO emite su tercera Notificación de Mercado de Capacidad eléctrica desde octubre de 2024

El 8 de enero de 2025, el Operador del Sistema Energético Nacional (NESO) emitió una Notificación de Mercado de Capacidad Eléctrica (CMN) para las 16:30 de ese mismo día. Una ECMN se define por NESO de la siguiente manera.

Una Notificación de Mercado de Capacidad es una señal con cuatro horas de antelación que, al tener en cuenta los requisitos adicionales de reserva operativa, puede haber menos generación disponible de la que NESO espera necesitar para cubrir la demanda nacional de electricidad en el sistema de transmisión. Las notificaciones pretenden ser una señal de que el riesgo de un Evento de Estrés en el sistema eléctrico de GB es mayor que en circunstancias normales.

​​NESO registra las Notificaciones de Mercado de Capacidad eléctrica (ECMN) / Notificaciones de Mercado de Capacidad (CMN) aquí. Este enlace permite consultar cuándo se emitieron las últimas y anteriores notificaciones [gbcmn.nationalenergyso.com].

Una Notificación de Mercado de Capacidad se activa automáticamente cuando se prevé menos de 500 MW de generación excedente por encima del margen operativo requerido entre generación y demanda. Esto se activa con cuatro horas de antelación. También se emitió una Notificación de Margen Eléctrico (EMN) para el 8 de enero, el día anterior. Las EMN son diferentes a las CMN, ya que provienen directamente de los ingenieros de la sala de control cuando tienen preocupaciones sobre la disponibilidad de generación futura.

En el momento de la CMN, la suma de la demanda de transmisión y el margen operativo era de 46.7 GW, mientras que la generación prevista era de 47.1 GW, dando un excedente de 449 MW. Al estar por debajo de 500 MW, se activó la notificación.

Baja generación eólica y menor disponibilidad de interconectores redujeron el margen

NESO atribuyó las notificaciones a una reducción de 2 GW en la previsión de generación eólica y un aumento de la demanda por el frío. Además, 3 GW de interconectores estaban fuera de servicio.

El interconector Viking Link con Dinamarca funcionaba al 50%. El BritNed de 1 GW, que conecta Gran Bretaña con Países Bajos, estaba en mantenimiento desde el 6 de diciembre de 2024.

Ocho horas antes, el margen degradado para las 17:00 se estimaba en 510 MW; una hora antes, había subido a 1 GW.

Se esperaban mayores diferenciales de precios mayoristas debido a la menor generación por la indisponibilidad de interconectores y paradas de generadores, como se anticipó en nuestro análisis de perspectivas de invierno.

3 GW de baterías respondieron a las necesidades del sistema en el pico del 8 de enero

El 8 de enero, las baterías aportaron al menos 3 GW de flexibilidad a las 17:00, apoyando al sistema con diversos servicios. 1.5 GW se contrataron para exportar energía en los mercados mayoristas.

Además, 1 GW fue contratado en servicios de respuesta de frecuencia para gestionar los cambios en la red. Esto no incluye las baterías no registradas en el Mecanismo de Balanceo, que también pudieron haber apoyado la red a través del mercado mayorista.

Por otro lado, al cumplirse las necesidades de generación de NESO, algunas baterías incluso fueron reducidas en el Mecanismo de Balanceo.

Finalmente, la demanda fue menor de lo esperado, con 45.8 GW, y el margen superó 1 GW. NESO colaboró con Viking Link para aumentar su capacidad hasta 1.4 GW y cubrir el déficit. Además, se utilizó el servicio de flexibilidad de demanda para reducir hasta 184 MW de demanda durante el periodo.

Más días de baja generación eólica en enero impulsaron el aumento de ingresos respecto a diciembre

Además de los altos precios intradiarios del 8 de enero, hubo más periodos en los que la demanda residual superó los 20 GW respecto a diciembre de 2024. Esto elevó los precios mayoristas y el spread, resultando en mayores ingresos en enero.

Aumentan los precios de liquidación de respuesta de frecuencia y los ingresos

Los altos precios mayoristas suelen traducirse en mayores precios de respuesta de frecuencia. En enero, el precio medio de liquidación subió de £3.58/MW/hora a £3.63/MW/hora.

Esto se debió principalmente a un aumento del 21% en los precios de Dynamic Regulation Low. Dynamic Containment Low también registró su segundo incremento consecutivo, llegando a £5.39/MW/hora.

Aunque los precios subieron de media, los ingresos por respuesta de frecuencia bajaron un 12% respecto a diciembre. Esto se debe a que el ME BESS GB Index se basa en Unidades del Mecanismo de Balanceo (BMUs) y estas baterías suelen prestar servicios High. Los precios bajaron en todos estos servicios.

Esto se debe a las diferencias en cómo operan las BMUs y las no-BMUs en la red.

La energía que las no-BMUs exportan o importan al prestar respuesta de frecuencia no está sujeta a Applicable Balancing Services Volume Data (ABSVD). Esto significa que quedan 'fuera de posición' según lo que importen o exporten y pagan el precio de desequilibrio por esa energía. Por ello, las no-BMUs evitan los servicios High, ya que implican importar energía y pagar ese precio. Prefieren los servicios Low, que implican exportar, y así reciben un pago (si el precio del sistema es positivo) por la energía exportada al prestar estos servicios.

Las BMUs sí reciben ABSVD, por lo que es más probable que participen en los servicios High, ya que no están expuestas al precio del sistema por sus importaciones. Para prestar servicios Low, requieren precios más altos, ya que exportan energía sin recibir pago por ello. Esto les dificulta competir en precio con las no-BMUs y reduce su aceptación.

Las ofertas de baterías en el Mecanismo de Balanceo bajan desde su récord histórico

El Mecanismo de Balanceo fue la única fuente de ingresos que registró menores retornos en enero de 2025. Las baterías ganaron £10k/MW/año en este servicio, menos de la mitad de lo obtenido en diciembre.

Esto se debe a que las baterías vieron una reducción del 40% en el volumen de ofertas despachadas respecto al máximo histórico alcanzado en diciembre.

En enero, las baterías tuvieron un mayor volumen de ofertas disponibles en el Mecanismo de Balanceo. Sin embargo, el 37% era in-merit, frente al 44% de diciembre. Aunque hubo menos volumen in-merit, la proporción despachada fue menor respecto a diciembre. En diciembre se despachó el 18% del volumen in-merit disponible de baterías, frente al 12% en enero.