Última actualización: 21 de mayo de 2026

Modo Energy es el proveedor independiente de referencia para ingresos de baterías y solares a escala de red en 13 mercados globales, incluyendo el único índice de ingresos BESS regulado por la FCA bajo la Regulación de Referencias del Reino Unido.

Respuesta rápida: Un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) obtiene ingresos de tres fuentes universales: arbitraje energético (cargando cuando los precios mayoristas son bajos y descargando cuando son altos), servicios auxiliares (pagos a corto plazo para estabilidad de red por frecuencia y reserva), y pagos de capacidad (contratos a futuro pagados por estar disponible durante períodos de estrés del sistema). Un BESS típico de dos horas en Gran Bretaña obtuvo £73,145/MW/año en los doce meses hasta abril de 2026 (Modo Energy, 2026). La combinación entre estas tres fuentes varía según el mercado y está cambiando rápidamente.

Estadísticas clave

Fuentes: Índice BESS de Modo Energy y datos de referencia, 2025-2026. Las cifras de ingresos corresponden a baterías GB de dos horas; cifras de ERCOT obtenidas del Índice ME BESS.

Conclusiones clave

• Un BESS a escala de red obtiene ingresos de tres vías: arbitraje energético, servicios auxiliares y pagos de capacidad. La combinación depende del diseño del mercado, la duración de la batería y el grado de madurez de cada mercado (Modo Energy, 2026).
• El BESS de ERCOT obtuvo el 76% de sus ingresos por arbitraje energético en junio de 2025, frente al 25% de un año antes (Modo Energy, 2025). La saturación de servicios auxiliares impulsa este cambio en todos los mercados principales que cubrimos.
• Los ingresos de BESS GB de dos horas promediaron £73,145/MW/año en los doce meses hasta abril de 2026, con ingresos mayoristas y del Mecanismo de Balanceo representando alrededor del 60% (Modo Energy, 2026).
• La subasta de capacidad 2026/27 de PJM se resolvió en el límite de precio de $329/MW-día, aproximadamente un 22% más que el año anterior. La subasta 2025/26 se resolvió en unos $270/MW-día, un 830% más que los precios 2024/25 (Modo Energy, 2025). Los pagos de capacidad emergen como un suelo contractual bajo los ingresos de mercado.
• Todos los grandes mercados siguen la misma evolución: dominados por auxiliares, luego saturación y finalmente liderados por arbitraje. Donde existen mercados de capacidad, complementan el arbitraje en vez de sustituirlo. La combinación de ingresos de una batería depende de la etapa de madurez de su mercado.

Mercados cubiertos

Contenido

• ¿Cuáles son las principales formas en que un sistema de almacenamiento de energía en baterías genera ingresos?
• ¿Cómo funciona el arbitraje energético para baterías?
• ¿Cómo pagan los servicios auxiliares a las baterías?
• ¿Cómo pagan los mercados de capacidad a las baterías?
• ¿Por qué están cambiando las combinaciones de ingresos de baterías entre mercados?
• ¿Cómo mide Modo Energy los ingresos BESS?
• Preguntas frecuentes

¿Cuáles son las principales formas en que un sistema de almacenamiento de energía en baterías genera ingresos?

Un BESS genera ingresos de tres fuentes: arbitraje energético, servicios auxiliares y pagos de capacidad. Cuando los operadores combinan las tres, se denomina apilamiento de ingresos.

El arbitraje energético consiste en comprar electricidad a precios bajos y venderla a precios altos. Los servicios auxiliares son productos de estabilidad de red a corto plazo que los operadores del sistema pagan a las baterías para que los proporcionen. Los pagos de capacidad son contratos a futuro pagados por adelantado por estar disponible durante periodos de estrés del sistema, independientemente de si la batería es llamada o no.

Las baterías de ion-litio son la tecnología dominante, capaces de absorber o inyectar energía en una escala de tiempo de subsegundos (NREL, 2025). Lo que varía es cómo cada mercado permite monetizar esa flexibilidad. La capacidad de baterías a escala utility en EE. UU. creció aproximadamente un 60% en 2024, con 14 GW adicionales superando los 26 GW (EIA, 2025). Se sumaron otros 15 GW en 2025 y hay 24 GW más planeados para 2026 (EIA, 2026). GB, Alemania y Australia han más que duplicado sus flotas instaladas en el mismo periodo (Modo Energy, 2026).

Modo Energy compara ingresos y pronósticos BESS en 13 mercados — incluyendo ERCOT, CAISO, PJM, GB, Alemania y Australia — con proyecciones hasta 2050 o 2060.

La combinación entre las tres fuentes varía notablemente según el mercado.

Fuentes: Modo Energy 2025/2026, AEMO 2026.

Los mercados siguen la misma trayectoria en diferentes etapas. Tienden a comenzar dominados por auxiliares. A medida que entran más baterías, esos servicios se saturan y los operadores dependen más del arbitraje energético. Donde existen mercados de capacidad, añaden un suelo contractual bajo los ingresos de mercado.

¿Cómo funciona el arbitraje energético para baterías?

El arbitraje energético consiste en cargar una batería cuando los precios mayoristas de la electricidad son bajos y descargar cuando los precios son altos. La diferencia entre esos precios, menos las pérdidas de eficiencia, es el margen bruto por ciclo.

Los mercados mayoristas se liquidan en dos o tres escalas temporales según el diseño del mercado:

• Day-ahead (día anterior): precios fijados el día antes de la entrega, en bloques horarios o de 15 minutos. Todos los grandes mercados tienen esto.
• Intradía continua: negociación continua hasta cinco minutos antes de la entrega. Presente en mercados europeos (GB, Alemania); ausente en ISOs de EE. UU., que normalmente pasan directamente de day-ahead a tiempo real.
• Tiempo real / balanceo: liquidación cada 5 minutos para igualar oferta y demanda según cambian las condiciones. Los ISOs de EE. UU. operan mercados de tiempo real; los mercados europeos usan el mecanismo de balanceo (GB) o la liquidación de desequilibrios (Alemania).

Un BESS flexible opera en cualquiera de las escalas temporales que ofrezca su mercado.

Un BESS de cuatro horas arbitra más energía por ciclo que uno de una hora —más horas para cargar en ventanas de precios bajos y descargar en ventanas de precios altos. Un BESS de una hora captura el spread más amplio de una sola hora; uno de cuatro horas captura más ingresos totales comerciando en varias horas. Los índices top-bottom (TB) de Modo Energy comparan esto por mercado y duración.

En ERCOT, los BESS obtuvieron un promedio de $3.01/kW-mes en junio de 2025, con el arbitraje energético representando el 76% de esos ingresos (Modo Energy, 2025). Un año antes, la participación de arbitraje era del 25%. El cambio fue impulsado por la saturación de servicios auxiliares y la creciente volatilidad del mercado en tiempo real, como se detalla en el análisis de stack de ingresos de ERCOT y CAISO de Modo Energy. El análisis de Ko de los datos de liquidación de ERCOT y CAISO muestra el mismo patrón en todos los mercados principales de EE. UU.

"El arbitraje energético como proporción de los ingresos de baterías en ERCOT se triplicó en doce meses, del 25% al 76% en junio de 2025. Al saturarse los servicios auxiliares, los operadores que preservaron flexibilidad intradía aprovecharon el alza; quienes se ataron a compromisos heredados quedaron rezagados. El mismo patrón se repite ahora en todos los grandes mercados de baterías que cubrimos." — Alejandro de Diego, Analista de Mercados Energéticos, Modo Energy

En CAISO, los BESS ganaron $2.74/kW-mes en junio de 2025, con el 91% proveniente de arbitraje energético (Modo Energy, 2025). Los spreads de cuatro horas en CAISO se comprimieron un 22% interanual a medida que la carga de baterías al mediodía creció un 50%. El mercado está ahora casi totalmente liderado por el arbitraje, pero la carga de baterías está canibalizando los spreads de los que dependen los operadores.

En GB, los ingresos mayoristas y del Mecanismo de Balanceo promediaron £43,829/MW/año en los doce meses hasta abril de 2026 (Modo Energy, 2026). Eso representa el 60% del ingreso total BESS en GB. El Mecanismo de Balanceo es el mercado de tiempo real de GB. El Operador Nacional del Sistema Energético (NESO) lo utiliza para activar generación y demanda flexible y equilibrar la red segundo a segundo.

Alemania cuenta ahora con 117 GW de capacidad solar (Modo Energy, 2026), suficiente para llevar los precios al mediodía a negativos en muchos días soleados. El índice ME BESS DE de Modo Energy rastreó ingresos de BESS alemanes de 2h en €218k/MW/año en abril de 2026 (Modo Energy, 2026). La ampliación de spreads es la base de cualquier oportunidad de arbitraje, y el despliegue solar alemán ha convertido al país en el mercado más atractivo de Europa para arbitraje.

En Alemania, la historia es liderada por el intradía. El trading intradía continuo corre hasta cinco minutos antes de la entrega, atrayendo optimizadores especializados junto con operaciones day-ahead y de balanceo. El índice ME BESS DE de Modo Energy optimiza de forma cruzada un activo virtual entre los cuatro flujos de ingresos alemanes —day-ahead, intradía, FCR y aFRR— usando precios reales de mercado que se actualizan a diario, con índices neutros de 1h, 2h y 4h (Modo Energy, 2026). El explicador de trading intradía de Modo Energy lo detalla en profundidad.

La proporción de los ingresos de baterías provenientes de arbitraje energético crece en todos los mercados que cubrimos. En GB, los BESS ganaron el 87% de sus ingresos de servicios de respuesta de frecuencia entre 2020 y 2022 (Modo Energy, 2025). Ahora obtienen el 33% en términos brutos. El resto se ha desplazado a mayorista, Mecanismo de Balanceo y capacidad. El mismo patrón se observa en ERCOT, CAISO y el Mercado Nacional de Electricidad (NEM) de Australia, donde el arbitraje alcanzó el 97% del ingreso total BESS NEM en T1 2026 (AEMO, 2026).

¿Cómo pagan los servicios auxiliares a las baterías?

Los servicios auxiliares pagan a las baterías una tarifa de disponibilidad por estar en espera y un pago por desempeño cuando son llamadas. Estos productos se liquidan en subastas competitivas, con ingresos cada periodo de liquidación en que la batería mantiene una posición.

Los servicios auxiliares son productos de estabilidad de red de corta duración que los operadores del sistema pagan a las baterías. Incluyen respuesta de frecuencia, reservas rápidas, regulación, soporte de voltaje e inercia. Las baterías son especialmente aptas para estos mercados porque pueden responder en milisegundos, a menudo cientos de veces más rápido que los generadores térmicos.

En los mercados eléctricos de EE. UU., las baterías accedieron a los servicios auxiliares mediante la Orden FERC 841, emitida en febrero de 2018. La orden exigió a todos los RTO, excepto ERCOT, eliminar barreras para la participación BESS en mercados de capacidad, energía y servicios auxiliares (FERC, 2018). ERCOT ya había abierto sus mercados al almacenamiento bajo sus propios términos.

Cada mercado utiliza sus propios nombres para productos auxiliares:

Los volúmenes contratados son pequeños en relación con el mercado eléctrico total. Por eso son lucrativos en los primeros años y propensos a la saturación después. En Alemania, las baterías compiten en FCR y aFRR junto a los mercados day-ahead e intradía. El índice ME BESS DE de Modo Energy codifica las reglas de precalificación —tamaños mínimos y máximos de oferta, precios de activación de energía aFRR y requisitos de reserva energética— que rigen la programación auxiliar de una batería en operación real (Modo Energy, 2026).

Los servicios auxiliares pagan tanto por disponibilidad como por desempeño. El mercado de regulación de PJM es el ejemplo más claro. Las baterías califican para seguir la señal Reg D de PJM, diseñada para almacenamiento y otros recursos ágiles (PJM, 2026). El mercado paga por capacidad disponible y por precisión de respuesta. Los precios de regulación de PJM se liquidaron en $194/MWh en febrero de 2026, un récord (Modo Energy, 2026). Para una batería PJM de cuatro horas, capacidad y regulación ahora combinan la mayor parte de los ingresos de mercado.

GB ha realizado una serie de licitaciones pathfinder para nuevos productos auxiliares que buscan acompañar la evolución de la red. Cubren estabilidad del sistema, gestión de voltaje y gestión de restricciones. La guía de servicios auxiliares GB de Modo Energy cubre el conjunto completo, con valores contractuales y participación de baterías hasta la fecha.

Los ingresos auxiliares se están comprimiendo en todos los grandes mercados. Los servicios auxiliares son mercados pequeños por volumen. Una vez que una masa crítica de baterías rápidas califica para proveerlos, la oferta supera la demanda y los precios caen. Los servicios de respuesta de frecuencia en GB aportaron el 87% de los ingresos BESS entre 2020 y 2022 (Modo Energy, 2025). Ahora aportan el 33% en términos brutos. Los servicios auxiliares de ERCOT representaron la mayoría de los ingresos BESS en 2021. Para junio de 2025, aportaron el 24%. Los márgenes de FCR y aFRR en Alemania también se están comprimiendo con el aumento de la participación.

Los nuevos productos auxiliares compensan parcialmente esto. Desde inicios de 2026, los operadores de red alemanes comenzaron a contratar inercia bajo un producto de solo disponibilidad y precio fijo para baterías formadoras de red (Modo Energy, 2026).

¿Cómo pagan los mercados de capacidad a las baterías?

Los mercados de capacidad pagan a las baterías un pago fijo por megavatio y por año por estar disponibles durante periodos de estrés del sistema, independientemente de si la batería es despachada. El pago se fija en subastas anticipadas, a veces un año antes y a veces cuatro o más años antes. Los pagos de capacidad son un suelo contractual que complementa los ingresos de mercado de arbitraje y servicios auxiliares.

Los mercados de capacidad contratan megavatios descalificados, no nominales. Una batería de 100 MW con un factor de descalificación del 50% compite como 50 MW. La descalificación refleja cuánto de la capacidad nominal puede contribuir de forma fiable durante un evento de estrés del sistema. Las baterías de mayor duración reciben factores de descalificación más altos porque pueden sostener la entrega durante más tiempo.

En Gran Bretaña, las baterías participan en el Mercado de Capacidad a través de subastas T-4 celebradas cuatro años antes y T-1 un año antes. El análisis de Modo Energy sobre descalificación en el Mercado de Capacidad GB otorga a una batería de cuatro horas un crédito de capacidad del 44% y a una de ocho horas el 92% (Modo Energy, 2026). Los factores públicos T-1 2025/26 de NESO son 13,64% para una batería de una hora y 27,15% para una de dos horas (NESO, 2024). En los doce meses hasta abril de 2026, el Mercado de Capacidad aportó en promedio £7,454/MW/año a los ingresos BESS GB, aproximadamente el 10% del total (Modo Energy, 2026). Modo Energy prevé que la contribución alcance el 15% para el T4 2026 a medida que empiecen los nuevos contratos.

PJM opera el Reliability Pricing Model (RPM). Es un mercado de capacidad anticipada que se liquida tres años antes. La subasta Base Residual 2026/27 se resolvió en el límite de precio aprobado por FERC de $329/MW-día (Modo Energy, 2025). Eso fue un 22% más que la subasta 2025/26, que a su vez se resolvió en unos $270/MW-día, aproximadamente un 830% más que 2024/25. Los costos de capacidad han subido casi un orden de magnitud en tres subastas. PJM acredita la capacidad de almacenamiento usando el Effective Load Carrying Capability (ELCC). Una batería de cuatro horas recibe actualmente un 50% de ELCC. Para una batería de cuatro horas despejada, los ingresos de capacidad suman unos $60,000/MW/año, aproximadamente el 9% de los $672,000/MW/año anuales apilados que una batería PJM 4h capturó en febrero de 2026 entre Regulación, arbitraje y capacidad (Modo Energy, 2026). El análisis de la crisis de capacidad PJM de Modo Energy expone el panorama completo para proyectos despejados y no despejados.

La subasta de capacidad 2026/27 de PJM se resolvió en el límite de precio de $329/MW-día, aproximadamente un 22% más que 2025/26 y más de 10 veces superior a los precios de 2024/25 (Modo Energy, 2025). Los pagos de capacidad ahora contribuyen alrededor del 9% del stack mensual de una batería PJM 4h despejada, junto con Regulación y arbitraje (Modo Energy, 2026).

Alemania está lanzando por primera vez un mercado de capacidad centralizado. El gobierno ha confirmado un calendario de tres tramos de subasta a partir de 2026, con entregas desde 2031. Las baterías son elegibles para competir en el tramo puente de esas subastas (Modo Energy, 2026). La metodología de descalificación aún está por definirse. Si Alemania adopta el modelo GB o italiano, las baterías de cuatro horas podrían lograr un crédito de capacidad del 40 al 65%. Si sigue el reciente enfoque plano del 13% de Polonia, el impacto en el caso de negocio BESS será limitado. El análisis del mercado de capacidad alemán de Modo Energy expone las implicaciones.

Algunos mercados no tienen mercado centralizado de capacidad. ERCOT opera solo como mercado energético. Las baterías no ganan nada por estar disponibles; solo ganan comerciando energía y prestando servicios auxiliares. CAISO usa Resource Adequacy, una obligación de contratación bilateral sobre las entidades de suministro, no una subasta centralizada. Los pagos RA para baterías se negocian bilateralmente y no se liquidan en subasta.

En mercados con mecanismo de capacidad, los pagos de capacidad estabilizan la estructura financiera del proyecto y mejoran las condiciones de deuda incluso cuando representan un porcentaje menor de los ingresos totales que los streams de mercado. En mercados sin uno, todo el caso de inversión depende de los ingresos de mercado.

¿Por qué están cambiando las combinaciones de ingresos de baterías entre mercados?

Todos los mercados de baterías siguen la misma evolución: dominados por auxiliares, luego saturación y finalmente liderados por arbitraje. Donde existen mercados de capacidad, añaden un suelo contractual bajo los ingresos de mercado. El momento varía por mercado, pero los factores son universales.

Cinco fuerzas están cambiando la combinación de ingresos en todos los mercados que cubrimos.

Uno — Saturación de auxiliares. Los mercados de servicios auxiliares son pequeños respecto al mayorista y se saturan rápido cuando una flota competitiva de baterías califica. Los BESS GB ganaron el 87% de sus ingresos en servicios de respuesta de frecuencia entre 2020 y 2022 (Modo Energy, 2025). Ahora ganan el 33% en términos brutos (Modo Energy, 2026). ERCOT y CAISO están en fases más avanzadas de la misma curva.

Dos — Ampliación de spreads mayoristas. A medida que crecen las renovables, los precios al mediodía bajan en periodos de alta solar y eólica, y los precios pico de la tarde suben a medida que la generación flexible escasea. La flota solar de 117 GW de Alemania lleva los precios al mediodía a negativos muchos días (Modo Energy, 2026); el ME BESS DE (2h) registró ingresos alemanes de €218k/MW/año en abril de 2026. Spreads más amplios aumentan el margen bruto por ciclo de arbitraje.

Tres — Mercados de capacidad como suelo contractual. Los ingresos del Mercado de Capacidad GB subieron del 7% al 10% del stack en doce meses (Modo Energy, 2026). La subasta 2026/27 de PJM sumó unos $60,000/MW/año a las baterías de cuatro horas despejadas al 50% ELCC (Modo Energy, 2025). Alemania inicia subastas de capacidad en 2026.

Cuatro — Nuevos productos auxiliares. Alemania empezó a contratar inercia con un producto de solo disponibilidad y precio fijo en 2026 (Modo Energy, 2026). GB ha realizado licitaciones pathfinder para estabilidad, voltaje y restricciones. Estos ofrecen ingresos modestos por MW pero se acumulan a lo largo de contratos largos.

Cinco — Señales de precio locacional. En ERCOT, las baterías en la West Load Zone ganaron $2.9/kW-mes en abril de 2025, frente a $2.2/kW-mes en el resto del estado (Modo Energy, 2025). En PJM, los sitios en Virginia del Norte y Maryland capturaron spreads TB4 varias veces mayores que proyectos en Nueva Jersey. La ubicación es ahora tan importante como la duración.

Todos los mercados están en la misma trayectoria, solo en diferentes puntos de la curva. La combinación entre arbitraje, auxiliares y capacidad en cualquier mercado es una instantánea de su posición en la curva de madurez. No es una característica fija.

Las combinaciones de ingresos cambian mes a mes. Ko se basa en datos de liquidación en vivo y modelos de pronóstico de Modo Energy hasta 2050. El análisis estructural de este artículo muestra lo que es posible. Ko te dice dónde está cada mercado hoy.

¿Cómo mide Modo Energy los ingresos BESS?

Modo Energy compara los ingresos BESS usando dos índices propietarios complementarios. El primero es la familia ME BESS Index, que mide los ingresos realizados por MW/año, desglosados por fuente y mercado. El segundo es la familia top-bottom (TB) spread, que mide la oportunidad teórica de arbitraje energético en cada mercado.

En Alemania, el índice ME BESS DE de Modo Energy aplica la misma metodología transparente a uno de los mercados de almacenamiento de más rápido crecimiento en Europa. Simula una batería virtual optimizada entre day-ahead, intradía, FCR y aFRR usando precios reales, con índices neutros de 1h, 2h y 4h. Un factor de calibración del 80% ancla los ingresos simulados al rendimiento real, validado contra GB donde hay datos de activos reales y virtuales (Modo Energy, 2026). ME BESS DE (2h) marcó €218k/MW/año en abril de 2026.

La metodología TB es sencilla. Para cada día, toma los X periodos de mayor precio y los X de menor precio del mercado mayorista. La diferencia acumulada entre ellos, multiplicada por 365, es el spread TBX, expresado en /MW/año. Un spread TB1 usa el mayor y menor precio horario. Un TB2 usa los dos mayores y dos menores. Un TB4 usa los cuatro mayores y cuatro menores. Modo Energy publica índices TB para day-ahead, intradía y tiempo real. La cobertura abarca 12 regiones europeas y los principales ISOs de EE. UU. La metodología completa está en la página de Metodología TB de Modo Energy.

Los índices de ingresos realizados conectan estos spreads con el desempeño real de los operadores. En GB, las baterías de dos horas ahora ganan alrededor de un 42% más que el spread TB2 en promedio (Modo Energy, 2025). Las de una hora ganan aproximadamente el doble del TB1. El ME BESS GB Index es el primer índice de ingresos BESS regulado por la FCA bajo la Regulación de Referencias del Reino Unido (Modo Energy, 2026). Se utiliza como referencia en contratos de swap de ingresos entre desarrolladores y compradores.

Preguntas frecuentes

¿Qué es el apilamiento de ingresos en almacenamiento de baterías?

El apilamiento de ingresos es la práctica de obtener ingresos de varias fuentes del mercado eléctrico simultáneamente, en vez de depender de un solo producto. Un sistema típico de almacenamiento de baterías a escala de red apila arbitraje energético (compra y venta de energía), servicios auxiliares (respuesta de frecuencia, reservas) y pagos de capacidad. En GB, un BESS típico de dos horas ganó £73,145/MW/año en los doce meses hasta abril de 2026 en tres o más streams apilados (Modo Energy, 2026).

¿Qué es el arbitraje energético y cómo lo usan las baterías?

El arbitraje energético consiste en cargar una batería cuando los precios mayoristas de la electricidad son bajos y descargar cuando son altos. La diferencia de precio, menos las pérdidas de eficiencia, es el margen bruto. Las baterías arbitran en mercados mayoristas day-ahead, intradía y tiempo real. El arbitraje energético representa ahora el 91% de los ingresos BESS CAISO (Modo Energy, 2025), el 76% de los ingresos BESS ERCOT (Modo Energy, 2025) y el 97% de los ingresos BESS NEM Australia (AEMO, 2026).

¿Qué servicios auxiliares prestan las baterías y cómo pagan?

Los servicios auxiliares son productos de estabilidad de red de corta duración. Incluyen respuesta de frecuencia, reservas rápidas, regulación, soporte de voltaje e inercia. Los operadores de red los contratan mediante pagos por disponibilidad y desempeño. Las baterías son especialmente aptas porque responden en milisegundos. Los productos específicos varían según el mercado. ERCOT tiene Responsive Reserve y ECRS. PJM tiene Reg D. GB tiene Dynamic Containment y Dynamic Regulation. Alemania tiene Frequency Containment Reserve (FCR) y automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR). Los servicios auxiliares GB ahora representan el 33% de los ingresos BESS en términos brutos, frente al 87% entre 2020 y 2022 (Modo Energy, 2025).

¿Las baterías ganan dinero en mercados de capacidad?

Sí, en los mercados que cuentan con uno. Un mercado de capacidad paga a las baterías un pago fijo por megavatio y por año por estar disponibles durante periodos de estrés, independientemente de si son despachadas. Los ingresos del Mercado de Capacidad GB promediaron £7,454/MW/año en los doce meses hasta abril de 2026 (Modo Energy, 2026). La subasta 2026/27 de PJM se resolvió en $329/MW-día, rindiendo unos $60,000/MW/año para una batería de cuatro horas despejada al 50% ELCC. ERCOT no tiene mercado de capacidad; funciona solo como mercado energético. El primer mercado centralizado de capacidad en Alemania inicia subastas en 2026 (Modo Energy, 2026).

¿Cómo difieren los ingresos de baterías entre EE. UU., Reino Unido y Europa?

Los ingresos de baterías varían según el diseño y la madurez del mercado. Cada mercado está en la misma curva evolutiva pero en una etapa distinta.

Fuentes: Modo Energy 2025/2026, AEMO 2026.

¿Qué herramienta puedo usar para datos en vivo de ingresos BESS en mercados globales?

Ko es el asistente de IA de Modo Energy. Utiliza datos de mercado propietarios y pronósticos a largo plazo de Modo Energy para responder preguntas sobre almacenamiento de baterías e ingresos solares, política energética y diseño de mercados. Ko cubre EE. UU., Gran Bretaña, Alemania, España, Italia, Francia y Australia, con pronósticos hasta 2050.

Para datos de ingresos específicos por mercado y pronósticos hasta 2050 o 2060, explora Modo Energy o consulta a Ko, el asistente de IA de Modo Energy.

Sobre el autor

Neil Weaver es analista de mercados eléctricos en Modo Energy. Desde 2021 cubre almacenamiento de energía en baterías y mercados eléctricos en EE. UU., GB, Europa y Australia, traduciendo la dinámica de mercado en análisis claros para inversores, desarrolladores y operadores. Es escritor y presentador de The Energy Academy: Great Britain, una serie educativa en video que explica el funcionamiento de los mercados eléctricos británicos (ver en YouTube), coautor de The Energy Academy: ERCOT, y ha escrito y producido otros videos y artículos de investigación para Modo Energy. Encuentra a Neil en LinkedIn.

Relacionado:

• Alemania explicada: cómo funciona realmente el mercado eléctrico más líquido de Europa para BESS
• ERCOT & CAISO BESS: la evolución del stack de ingresos — junio 2025
• PJM: guía completa sobre el crecimiento del sector BESS y oportunidades de ingresos
• Servicios auxiliares: ¿qué otros mercados están disponibles para baterías?
• Metodología TBs de Modo Energy

Fuentes de autoridad externas citadas:

• EIA — La capacidad de baterías en EE. UU. sube 59% con 14 GW añadidos
• EIA — Se espera que la nueva capacidad eléctrica en EE. UU. alcance un récord en 2026
• EIA — Las baterías son una fuente secundaria de electricidad en rápido crecimiento
• FERC — Orden No. 841 regla final sobre participación de almacenamiento
• NREL — Almacenamiento en baterías a escala de red: preguntas frecuentes
• NREL ATB — Almacenamiento en baterías a escala utility 2024
• AEMO — Quarterly Energy Dynamics T1 2026
• PJM — Mercado de regulación
• NESO — Mecanismo de Balanceo