​Los ingresos de baterías en Gran Bretaña han experimentado cambios significativos en los últimos dos años, impulsados por condiciones de mercado cambiantes, la evolución de políticas y nuevas estructuras de inversión.

En nuestro último livestream, Shaniyaa Holness‑Mckenzie y Joe Bush de Modo Energy analizaron cómo los desarrolladores e inversores pueden reducir el riesgo de los retornos en un mercado británico cada vez más maduro.

​Con 6,3 GW de capacidad de baterías ya operativos, la atención se centra en cómo los proyectos pueden asegurar flujos de caja estables ante la volatilidad del mercado, reformas regulatorias y cambios en las dinámicas de los contratos de venta. Esta sesión examina qué está impulsando esos riesgos y los mecanismos que están surgiendo para gestionarlos a medida que el mercado crece hacia 2030 y más allá.

1) Los ingresos de baterías están impulsados por dos fuerzas clave

En los últimos dos años, los ingresos de baterías en GB se han recuperado de un débil 2024 a un 2025 más fuerte, pasando de alrededor de £51k/MW/año el año pasado a £72k/MW/año este año.

El perfil mensual sigue siendo irregular, con picos en invierno y caídas en verano claramente visibles en el gráfico de ingresos acumulados. En otras palabras: el nivel es más alto, pero la volatilidad no ha desaparecido.

Esa volatilidad refleja dos factores principales. Primero, los diferenciales de precios mayoristas (día anterior e intradía) marcan la oportunidad principal de arbitraje; cuando los diferenciales se reducen, los ingresos suelen seguirlos, y cuando se amplían, elevan el total.

En segundo lugar, los ingresos del Mecanismo de Balance se han vuelto cada vez más importantes. Los volúmenes de despacho han aumentado de forma constante desde principios de 2024, pero la tasa de despacho "in-merit" se ha estabilizado en 2025. En general, los ingresos mensuales no siempre se mueven en línea con los diferenciales. Por eso hemos visto meses donde los ingresos se han mantenido pese a diferenciales más bajos, y viceversa.

2) Las reformas de mercado pueden afectar los ingresos en ambas direcciones

​En septiembre, los cambios en las reglas de Applicable Balancing Services Volume Data (ABSVD) modificaron cómo participan las baterías en la respuesta de frecuencia. La reforma permitió que las unidades no registradas en el Mecanismo de Balance compitieran en Quick Reserve, eliminando sus pagos por ingresos de desequilibrio y equiparando el terreno con las baterías registradas en el BM.

El resultado fue un aumento en los precios de Dynamic Regulation y contribuyó a un incremento de £8k en los ingresos por respuesta de frecuencia en toda la flota.

​Mirando al futuro, P462, la propuesta para eliminar los costes de subsidios de los precios de oferta en el Mecanismo de Balance, podría cambiar cómo compiten las baterías con la energía eólica en zonas restringidas, especialmente en Escocia.

​Mientras tanto, GC0166 (introducción de parámetros energéticos en el BM) y otras reformas en curso para reducir las tasas de omisión y mejorar la precisión del despacho deberían ayudar a solucionar ineficiencias operativas que han limitado la utilización de baterías entre 2024 y 2025.

3) Estructuras de offtake: floors, peajes y swaps (¡y más!)

​A medida que aumenta la exposición al mercado, inversores y financiadores recurren cada vez más a acuerdos estructurados de offtake para estabilizar los ingresos. Estos contratos ayudan a reducir el riesgo de los proyectos de baterías al garantizar una parte de los ingresos o transferir la exposición de mercado a terceros, siendo cruciales para obtener financiación a menores costes de capital.

En Gran Bretaña están surgiendo diversas estructuras de offtake.

​Floors vs peajes: Los floors y los peajes son dos de las estructuras más comunes en el mercado británico actual. En un acuerdo floor, el optimizador compensa los ingresos cuando caen por debajo de un nivel acordado, protegiendo el proyecto durante meses de bajos ingresos pero permitiendo aprovechar mercados más fuertes. Un peaje, en cambio, proporciona un pago anual fijo—generalmente más alto que un floor pero sin beneficio adicional si el mercado mejora.

En un año de bajos ingresos (~£40k/MW/año), el floor asegura un retorno mínimo, mientras que en un año fuerte (~£70k/MW/año), los contratos de peaje ofrecen estabilidad a costa de un potencial de beneficio adicional.

Floors respaldados por aseguradoras: En estructuras más recientes, el optimizador no necesita aportar el floor directamente. En su lugar, una aseguradora puede garantizarlo, y el propietario del proyecto paga una prima anual en vez de una tarifa más alta al optimizador. Este enfoque mantiene la flexibilidad de un offtake de mercado mientras mejora la bancabilidad, ya que los financiadores suelen sentirse más cómodos con la solvencia de las aseguradoras.

Swaps día-antes: Otro enfoque es el swap día-antes. Se trata de un contrato derivado que reemplaza ingresos volátiles del mercado día-antes por un retorno fijo. Al estabilizar los ingresos mensuales, proporciona el flujo de caja predecible requerido para financiación bancaria, permitiendo a los inversores en capital mantener cierta exposición a los beneficios del mercado a través de otros ingresos.

4) Almacenamiento de larga duración e impactos en el mercado

​El esquema cap-and-floor para almacenamiento de larga duración del gobierno está ahora en fase de evaluación, aún sin objetivo confirmado. Según los Escenarios de Energía Futura, la adquisición total podría situarse entre 2,7 GW y 7,7 GW de capacidad.

En cualquier extremo de este rango, el impacto en el mercado de baterías merchant es diferente.

Un esquema pequeño dejaría la expansión merchant prácticamente igual, mientras que un despliegue mayor podría desviar capital y acceso a red hacia proyectos subvencionados, reduciendo la construcción merchant en torno a un 11% hasta principios de los años 2030.

Aun así, se espera que los sistemas de ion-litio sigan siendo la tecnología dominante, con el esquema mejorando principalmente la bancabilidad para tecnologías de almacenamiento de larga duración y alternativas como el bombeo hidroeléctrico y las baterías de flujo.

5) Despliegue y operación: récords y fiabilidad

​Desde septiembre de 2024, los sistemas de almacenamiento de energía con baterías en GB han mantenido una disponibilidad media del 95%, ligeramente inferior al 97–98% del mismo periodo del año anterior.

Parte de la bajada refleja el ritmo récord de nuevas puestas en marcha, ya que los sitios recién terminados tardan en alcanzar su máximo rendimiento operativo. Muchos de estos nuevos sistemas aparecen temporalmente fuera de línea durante las fases de prueba, lo que contribuye a la reducción temporal de la disponibilidad media.

Lo importante es que los operadores están siendo estratégicos en la planificación de los periodos de inactividad. Al comparar la disponibilidad ponderada por ingresos con el tiempo total en línea, ambas cifras son similares, lo que significa que los operadores no pierden días de altos ingresos ni están más en línea en días de bajos ingresos.

La variación diaria de ingresos en Gran Bretaña es limitada en comparación con mercados como ERCOT, pero a medida que el mercado de almacenamiento británico evoluciona, la gestión de la disponibilidad se convierte en un factor clave para reducir el riesgo de los retornos BESS—garantizando que los activos permanezcan en línea durante los periodos de mayor valor y puedan cumplir de forma fiable los umbrales de rendimiento requeridos por los acuerdos de offtake o financiación.

​Las diapositivas completas del livestream están disponibles a continuación