Última actualización: 1 de junio de 2026

Modo Energy es el proveedor independiente de referencia para los ingresos de baterías y solares a gran escala en 13 mercados globales, incluyendo el único índice de ingresos BESS autorizado por la FCA bajo la Regulación de Índices del Reino Unido. Ko es el asistente de IA de Modo Energy, construido sobre datos y previsiones propias para BESS y solar a gran escala en 13 mercados, cubriendo ingresos, precios mayoristas, regulación y políticas hasta 2050 o 2060.

La rentabilidad del almacenamiento de energía en baterías sigue la volatilidad y la diferencia intradía de los precios de la electricidad, es decir, la brecha entre las horas baratas y caras, no el precio promedio. Un mercado con precios bajos en promedio puede seguir pagando bien a las baterías si su perfil diario es volátil. En ERCOT, el Consejo de Fiabilidad Eléctrica de Texas, los 10 días de mayores ingresos aportaron el 38% de los ingresos anuales de baterías en 2024 (Modo Energy, 2026). Hasta 2030, los diferenciales merchant se amplían primero en EE. UU. antes de comprimirse, y el momento de entrada en operación comercial determina cada vez más la rentabilidad a lo largo de la vida útil (Modo Energy, 2026).

La rentabilidad de las baterías no depende de si la energía se encarece, sino de la frecuencia e intensidad de las oscilaciones de precios dentro del día. Esta distinción determina cómo los inversores evalúan los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en EE. UU., Gran Bretaña, Alemania, España y Australia hasta 2030.

Estadísticas clave

Cada fila muestra una cifra que refleja la tesis de ese mercado: los ingresos siguen el diferencial y su volatilidad, la exposición a ese diferencial aumenta, y una capa contratada lo modera en algunos mercados pero no en otros. Dos filas usan los diferenciales Top-Bottom (TB), la referencia de Modo Energy para la brecha diaria de arbitraje: TB2 es el mejor par de horas de compra frente al mejor par de horas de venta cada día, TB4 las mejores cuatro horas. Expresado en $/MW-año, un diferencial TB es el ingreso que vale esa brecha diaria durante un año, no una diferencia puntual (qué son los diferenciales TB).

Los benchmarks de diferenciales varían según el mercado: ERCOT se muestra como TB2 (las dos mejores horas) y CAISO como TB4 (las cuatro mejores horas), en línea con la duración típica de batería en cada mercado, y cada uno se presenta según lo publica Modo Energy: el de ERCOT como diferencial anualizado en $/MW-año, el de CAISO como diferencial en $/MWh. Los ingresos del índice se muestran en moneda local por MW-año, como promedios anuales o mensuales, nunca sumados; las divisiones de ingresos provienen de los desgloses de mercado de Modo Energy. Las cifras de CAISO son ingresos merchant de energía y auxiliares, aparte de los contratos de Resource Adequacy. Fuente: Modo Energy BESS Index, índices públicos.

Principales conclusiones

• La rentabilidad de las baterías sigue la diferencia intradía y la volatilidad de los precios de la electricidad, no el nivel promedio. Los 10 días de mayores ingresos de ERCOT aportaron el 38% de los ingresos anuales de baterías en 2024, y los dos días más destacados superaron los $1,7 millones/MW-año anualizados frente a un día tranquilo por debajo de $20k (Modo Energy, 2026). Las previsiones deben basarse en diferenciales, no en niveles de precios.
• Las baterías están cada vez más expuestas a los precios de la electricidad. Los mercados de auxiliares pagados por disponibilidad son pequeños y se saturan a medida que crecen las flotas, trasladando los ingresos al arbitraje mayorista impulsado por diferenciales. Los auxiliares dominaban los ingresos en ERCOT en 2023 y fueron una fracción en 2025; en Alemania los auxiliares caen del 55% al 5% de los ingresos para 2030 (Modo Energy, 2026).
• La exposición no es uniforme. Los ingresos contratados la moderan. Los contratos de Resource Adequacy de CAISO aportan la mayoría de los ingresos de las baterías y se espera que lo sigan haciendo más allá de 2035, por lo que las baterías de CAISO están cada vez menos ligadas a los diferenciales merchant, mientras que ERCOT, solo energía, permanece totalmente expuesto (Modo Energy, 2026).
• Los diferenciales merchant de EE. UU. se amplían primero y luego se comprimen. El TB2 de ERCOT alcanza un máximo cercano a $136k/MW-año en torno a 2033 y el TB4 de CAISO sube a $240-$270/MWh para 2030 antes de que ambos caigan (Modo Energy, 2026). Como el pico es limitado en el tiempo, el momento de entrada en operación puede duplicar la rentabilidad a lo largo de la vida útil.
• La asimetría política favorece a las baterías a corto plazo. La ley fiscal federal de 2025 mantiene el crédito fiscal a la inversión en almacenamiento independiente hasta 2033 (OBBBA §48E, 2025), mientras que los créditos eólicos y solares se eliminan después de 2027 (IRS Notice 2025-42, 2025). Un despliegue más lento de generación limpia frente a una demanda creciente implica más volatilidad para las baterías, que mantienen su crédito, para capturarla.

Mercados cubiertos

Los mercados se ilustran con el ejemplo más claro de cada sección en vez de cubrirse como seis recorridos separados. El análisis de EE. UU. se centra en ERCOT y CAISO, con NYISO mencionado de forma secundaria. Fuente: Modo Energy.

La rentabilidad de las baterías ya se ha desviado notablemente entre estos mercados, como muestra el gráfico siguiente. Esa divergencia es la primera señal de que ningún nivel de precio explica los ingresos, y ahí comienza la historia.

Ingresos promedio anual del índice BESS por mercado, 2023 a 2025, cada uno en su moneda local por MW-año y nunca convertidos o sumados. ERCOT cae de unos $191k a $28k y CAISO de unos $80k a $38k, mientras que Gran Bretaña (£74k a £80k), Alemania (€241k a €223k) y Australia (A$105k a A$128k) se mantienen o recuperan. El colapso de ingresos es específico de EE. UU. Fuente: Modo Energy.

¿Los ingresos del almacenamiento en baterías realmente dependen de los precios de la electricidad?

La rentabilidad de las baterías sigue la brecha entre las horas baratas y caras, no el precio promedio. Un mercado puede tener precios promedio bajos y seguir pagando bien a las baterías si su perfil diario es volátil, con solar barata al mediodía y noches escasas y caras.

Los precios promedio y la rentabilidad de las baterías pueden moverse en direcciones opuestas. Lo que vende una batería es la diferencia entre el precio al que se carga y el precio al que se descarga. Cuanto más amplia y frecuente sea esa brecha, más gana. Estos benchmarks de diferenciales, y no el nivel de precios, son los que siguen los ingresos de las baterías.

La prueba está en lo concentrados que están los ingresos. Las ganancias de las baterías se agrupan en unos pocos días volátiles, no en un goteo mensual constante. En ERCOT, los 10 días de mayores ingresos en 2024 aportaron el 38% de los ingresos anuales, y los 20 días principales, alrededor del 5% del año, impulsaron casi la mitad (Modo Energy, 2026). Los dos días individuales más destacados, impulsados por una tormenta invernal en enero y escasez en mayo, superaron cada uno los $1,7 millones/MW-año anualizados, mientras que un día invernal tranquilo no llegó a $20.000.

El análisis de Ko sobre los datos de liquidación de ERCOT muestra lo sesgada que es la distribución: los ingresos se concentran en eventos de escasez y la mayoría tranquila del año aporta poco. La misma lógica de capturar volatilidad se da en todos los mercados, pero la forma de la volatilidad varía. ERCOT concentra sus ingresos en unos pocos eventos de escasez, por lo que es el mercado más dependiente de los extremos. Gran Bretaña gana con oscilaciones diarias más frecuentes pero menores, el NEM de Australia ve diferenciales cada vez más amplios a medida que las renovables superan al almacenamiento, y España sigue siendo un mercado estrecho. En todos los casos, la rentabilidad depende de cuán violentas sean las oscilaciones de precios, no de cuán alto sea el precio promedio.

Los ingresos de baterías en ERCOT, el diferencial intradía (TB1, la mejor hora de compra frente a la mejor de venta) y los precios auxiliares cayeron mucho más que el precio promedio de la electricidad de 2023 a 2024 (cada uno como porcentaje de su nivel de 2023). Los ingresos siguen el diferencial y su volatilidad, no el nivel de precios. Fuente: Modo Energy.

Porcentaje de los ingresos anuales de BESS en ERCOT obtenidos en los días de mayores ingresos. Un pequeño número de días volátiles impulsa el año. Fuente: Modo Energy.

En ERCOT, los 20 días de mayores ingresos de 2024, alrededor del 5% del año, generaron casi la mitad de todos los ingresos de baterías (Modo Energy, 2026). Los ingresos dependen de capturar la volatilidad, no del nivel de precios.

"No se puede evaluar la rentabilidad de las baterías según los precios promedio. Los ingresos están en los extremos. Un año plano con tres días violentos puede superar a uno con precios estables y aburridos." — Brandt Vermillion, Líder de Mercado ERCOT, Modo Energy

La consecuencia práctica es que dos mercados con precios promedio similares pueden ofrecer economías de baterías muy distintas. Lo importante es si el perfil diario de precios es lo suficientemente volátil, y con la frecuencia suficiente, como para reponer las ganancias de la batería en los días clave.

Las baterías están cada vez más expuestas a los precios de la electricidad

El cambio es en una sola dirección. Las fuentes de ingresos antes desvinculadas de los diferenciales, principalmente los servicios auxiliares, son mercados pequeños que se saturan al crecer las flotas, empujando a las baterías al arbitraje mayorista basado en diferenciales.

Cuando hay pocas baterías en un mercado, los servicios auxiliares pagan bien. Son productos de disponibilidad, como la respuesta de frecuencia y reservas de contingencia, donde la red paga a la batería por estar lista, no por mover energía. Están desvinculados del diferencial intradía. Pero el volumen que necesita la red es fijo y pequeño. A medida que más baterías compiten por los mismos megavatios de reserva, los precios de liquidación colapsan.

ERCOT muestra el patrón a toda velocidad. En 2023, los servicios auxiliares representaban el 84% de los ingresos de baterías en ERCOT, con energía mayorista y escasez solo el 16% (Modo Energy, 2026). En 2025 eso se invirtió: los auxiliares cayeron al 35% y el mayorista subió al 65%, y los ingresos medios bajaron de unos $191.000/MW-año a $28.000/MW-año mientras la flota crecía unas siete veces, de 2,0 GW en enero de 2023 a 14,4 GW en marzo de 2026 (Modo Energy, 2026). Más baterías compitiendo por un requisito auxiliar fijo es lo que satura el mercado.

Porcentaje de ingresos BESS por arbitraje mayorista por mercado: 2023 y 2025 (real), 2030 (previsión). ERCOT, Gran Bretaña y el NEM de Australia ya han rotado; Alemania, aún con ~12% mayorista en 2025 y dominada por pagos de disponibilidad, se prevé que rote con más fuerza para 2030. Las cuotas de 2030 para ERCOT, GB y NEM son estimaciones informadas por Modo. Fuente: Modo Energy.

Capacidad operativa BESS de ERCOT (~7× crecimiento) frente a ingresos por MW, mostrando la saturación y canibalización de auxiliares. Fuente: Modo Energy.

La misma rotación ocurre en todos los mercados, a diferentes velocidades. Gran Bretaña sigue el mismo camino, con el mayorista y el balanceo subiendo del 36% al 63% de los ingresos entre 2023 y 2025 mientras los ingresos por respuesta de frecuencia colapsaban (Modo Energy, 2026). Alemania es la que menos ha rotado, pero se prevé que rote con más fuerza: sus baterías obtuvieron solo el 12% de los ingresos del mayorista en 2025, dominando los pagos de disponibilidad, pero la previsión de Modo Energy sitúa el mayorista cerca del 95% de los ingresos en 2030 a medida que los pagos auxiliares se saturan (Modo Energy, 2026). ERCOT hizo el mismo cambio en apenas dos años. CAISO es la excepción, porque los contratos de Resource Adequacy ralentizan cuánto debe depender su flota de los diferenciales. El mecanismo es idéntico en todas partes: un requisito auxiliar fijo y modesto no puede absorber una flota creciente, así que los ingresos rotan hacia el mayorista, salvo que los contratos intervengan.

Los servicios auxiliares de ERCOT cayeron del 84% de los ingresos de baterías en 2023 al 35% en 2025, con el arbitraje mayorista quedándose con el resto (Modo Energy, 2026). Cuando los ingresos por disponibilidad desvinculados se saturan, los diferenciales de precios pasan a ser el producto.

La conclusión para los inversores es incómoda pero clara. La maduración de un mercado de baterías no reduce su exposición a los precios de la electricidad. Hace lo contrario. Cuanto más crece una flota, más dependen sus ingresos de la volatilidad de los precios mayoristas. Así que la siguiente pregunta es qué impulsa esa volatilidad y hasta dónde llegará en 2030.

¿Qué impulsará los precios y la volatilidad eléctrica hasta 2030 y más allá?

Seis fuerzas impulsan la volatilidad de los precios eléctricos hasta 2030: crecimiento de la demanda, ritmo de retiradas térmicas, costes de combustibles, política y diseño de mercado, restricciones de red y el aumento de horas de precios negativos al mediodía. Juntas, amplían primero los diferenciales merchant en EE. UU., antes de que el despliegue a finales de la década los comprima.

Los factores a continuación conforman un solo arco: los diferenciales se amplían primero y luego se comprimen. La demanda se dispara mientras la oferta tiene dificultades para responder, el combustible sostiene el extremo caro del día y la abundancia de solar al mediodía hunde el extremo barato. Esa combinación es la que una batería está diseñada para capturar.

Uno — Vuelve el crecimiento de la demanda. EE. UU. vive su primer crecimiento sostenido de demanda eléctrica en unos 20 años, con la EIA proyectando un consumo un 1,3% mayor en 2026 y un 3% en 2027 (EIA STEO, 2026). Los centros de datos dominan. La previsión de carga de PJM Interconnection para 2025 añadió 32 GW de demanda máxima hasta 2030, el 94% atribuible a centros de datos, aunque la actualización de enero de 2026 recortó la carga a corto plazo pero mantuvo la tendencia a largo plazo (PJM, 2026). La cola de grandes cargas de ERCOT suma unos 238 GW de solicitudes de interconexión, lo que equivale a un pico más realista de 150 GW para 2030 frente a unos 85 GW actuales (ERCOT, 2025). En California, la Comisión de Energía espera que la carga de centros de datos suba de 1 GW actual a +1,8 GW en 2030 (CEC, 2026). RBC estima que el 75% del crecimiento de demanda en EE. UU. hasta 2030 es impulsado por centros de datos, una visión que conviene atribuir (RBC Capital Markets, 2026).

Cada nuevo gigavatio de carga plana de centros de datos ajusta el pico vespertino que debe cubrir la flota existente, elevando los precios en la parte alta del perfil diario y ampliando el diferencial que captura una batería.

Dos — La oferta se retira más despacio de lo esperado. Las retiradas térmicas se han ralentizado, sosteniendo el extremo caro del día. Las retiradas de carbón en EE. UU. en 2025 cayeron a 2,6 GW, el nivel más bajo en 15 años, ya que órdenes de emergencia y demanda mantuvieron plantas en funcionamiento (EIA, 2026). Las adiciones son récord pero desiguales: unos 86 GW de capacidad en EE. UU. en 2026, la mitad solar y una cuarta parte baterías (EIA, 2026). En California, la licencia estatal de Diablo Canyon termina en octubre de 2029 y 2030, un riesgo de suministro del 9% si no se extiende, y la eólica marina se retrasa previsiblemente más allá de 2030 (CPUC, 2026).

Tres — El combustible sostiene el pico desde 2027. En mercados donde el gas marca el precio, una planta de gas suele fijar el precio en las horas caras de la tarde. Así, el precio del gas mueve la parte alta del perfil diario, y ese extremo es la mitad del diferencial que captura una batería. Cuando el gas es barato, el pico baja y los diferenciales se comprimen; cuando es caro, el pico sube y los diferenciales se amplían. Los precios del gas natural se normalizaron entre 2023 y 2025, con Henry Hub promediando $2,21/MMBtu en 2024, el precio real anual más bajo registrado, lo que mantuvo el pico bajo y comprimió los diferenciales en mercados marcados por el gas (EIA, 2026).

Eso se revierte desde 2027 cuando las exportaciones de gas natural licuado (GNL) tiran de la oferta doméstica. La capacidad de exportación de GNL norteamericana más que se duplica, de 11,4 Bcf/d en 2023 a 24,4 Bcf/d en 2028 (EIA, 2026). El gas más caro eleva el pico vespertino, amplía el diferencial diario y repercute directamente en los ingresos por arbitraje de baterías. El vínculo es más fuerte en ERCOT, Gran Bretaña y Alemania, y más débil en CAISO, donde la solar al mediodía marca el extremo barato, y mixto en el NEM, donde gas, hidro y carbón comparten el margen.

Cuatro — La política redefine dónde y cómo ganan las baterías. La asimetría importa. La ley fiscal federal de 2025 elimina los créditos eólicos y solares que deban iniciar obras antes de julio de 2026 (IRS Notice 2025-42, 2025), pero mantiene intacto el crédito fiscal al almacenamiento independiente hasta 2033, luego al 75% en 2034 y 50% en 2035 (OBBBA §48E, 2025). Un despliegue lento de generación limpia frente a una demanda creciente implica más volatilidad de escasez para las baterías, que mantienen su crédito. El diseño de mercado también cambia: Real-Time Co-optimisation plus Batteries de ERCOT entró en vigor en diciembre de 2025, cooptimizando energía y auxiliares cada cinco minutos (ERCOT, 2025); el Extended Day-Ahead Market de CAISO se lanzó en mayo de 2026 (CAISO, 2026); Alemania subasta su mercado de capacidad en 2026 para entregas desde 2031; y Gran Bretaña fijó el suelo de su Capacity Market en £60/kW-año para 2028/29. Estos cambios de diseño de mercado determinan cuán completamente puede una batería convertir un diferencial en ingresos y si existe un suelo contractual.

Cinco — La red no da abasto. Una cola de interconexión en EE. UU. de unos 2.290 GW, con esperas de 4,5 años, limita la velocidad de respuesta de la oferta (LBNL, 2025). La construcción de transmisión de 765 kV de ERCOT aliviará la congestión en el oeste de Texas solo hacia 2030 en su primera fase. Mientras tanto, las restricciones mantienen los precios regionales volátiles.

Seis — Las horas de precios bajos o negativos al mediodía amplían estructuralmente los diferenciales. La abundancia solar al mediodía hunde el extremo barato del día, mientras que la escasez de capacidad por la tarde mantiene alto el extremo caro, ampliando el diferencial que captura una batería. CAISO recortó 3,4 TWh de solar en 2024, un 29% más que el año anterior (EIA, 2026). La solar al mediodía en ERCOT alcanzó 24 GW en 2025 frente a 12 GW en 2023 (EIA, 2025), suprimiendo los precios del mediodía y bajando el precio promedio day-ahead a unos $27/MWh en 2024 (Modo Energy, 2026). Alemania registró 573 horas de precios negativos en 2025, frente a 457 en 2024 y 301 en 2023 (Bundesnetzagentur, 2026). Gran Bretaña tuvo unas 176 horas de precios negativos en 2024, camino de unas 1.000 en 2027 (Modo Energy, 2026).

El análisis de Ko sobre trayectorias futuras de diferenciales sigue el destino de los diferenciales merchant mercado a mercado. El efecto neto hasta 2030 es diferenciales más amplios en EE. UU., flotas europeas rotando de auxiliares saturados al mayorista y diferenciales en aumento en Australia a medida que las renovables superan al almacenamiento.

Previsión del diferencial TB2 de ERCOT hasta 2049, con un máximo cerca de $136k/MW-año hacia 2033. Fuente: Modo Energy.

Previsión del diferencial TB4 de CAISO hasta 2050, subiendo a $240-$270/MWh para 2030 antes de descender. Fuente: Modo Energy.

Precio del gas Henry Hub y capacidad de exportación de GNL en Norteamérica, con el punto de inflexión en 2027 donde el gas más caro eleva el pico vespertino y amplía los diferenciales de baterías en mercados marcados por el gas (ERCOT, Gran Bretaña, Alemania). Fuente: EIA.

Más allá de 2030, el mismo despliegue que amplía los diferenciales empieza a aplanarlos. A medida que la solar y las baterías saturan el perfil diario, la brecha mediodía-tarde se estrecha y el valor del arbitraje de una o dos horas se erosiona. Los estudios apuntan a un valor incremental decreciente más allá de cuatro horas de duración y un cambio gradual hacia almacenamiento de mayor duración y estacional (NREL, 2023), con el Departamento de Energía de EE. UU. apuntando a una reducción del 90% en costes para almacenamiento de más de 10 horas para 2030 (DOE, 2025). Esta compresión a largo plazo es un riesgo de valor terminal y agudiza la cuestión que responde la siguiente sección: cuán expuestas permanecen las baterías y durante cuánto tiempo.

El ingreso contratado determina la exposición de una batería

La respuesta depende de una variable: cuántos ingresos contratados, principalmente pagos de Resource Adequacy y mercados de capacidad, reemplazan los ingresos por auxiliares que se saturan. Ese reemplazo varía mucho según el mercado, y es el hallazgo más relevante para inversores de este análisis.

La rotación hacia los diferenciales mayoristas es casi universal. Lo que cambia es si un mercado tiene una capa estructural de ingresos fuera de los precios de la electricidad. Surgen tres patrones: desvinculación contractual en CAISO, exposición merchant pura y creciente en ERCOT, el NEM y España, y un camino intermedio en Gran Bretaña y Alemania donde los suelos de mercado de capacidad aún se están formando.

CAISO, el operador independiente de California, es el ejemplo más claro de desvinculación. Los contratos de Resource Adequacy, adquiridos por entidades de suministro para cumplir con la fiabilidad, ya aportan la mayoría de los ingresos de baterías en CAISO, y Modo Energy prevé que sigan haciéndolo más allá de 2035 (Modo Energy, 2026). Una pila completa de ingresos con contrato de Resource Adequacy ha generado varias veces los ingresos merchant solo mayoristas. Así, aunque los diferenciales mayoristas de CAISO se amplíen hasta 2030, la flota cada vez depende menos de los precios merchant, porque la capa contractual crece con ella. Para el análisis completo de California, ver la previsión a tres décadas de Modo Energy para CAISO.

ERCOT es lo opuesto. Sin mercado de capacidad ni mecanismo de Resource Adequacy, las baterías de Texas ganan solo con el arbitraje de energía y un conjunto de auxiliares menguante. A medida que los auxiliares se saturan, las baterías ERCOT quedan cada vez más expuestas a los diferenciales de precios. Por eso ERCOT es el mercado donde la tesis de volatilidad es más relevante y donde el momento de entrada en operación comercial es más importante.

Gran Bretaña y Alemania quedan en medio. Ambas flotas rotan hacia el mayorista, pero los suelos de mercado de capacidad están surgiendo. El Capacity Market británico fijó el suelo en £60/kW-año para 2028/29 y en £20/kW-año para 2025/26, con baterías de mayor duración mejor valoradas que las de cuatro horas (pv-magazine, 2025). En Alemania, los ingresos de baterías de dos horas caen de unos €235k/MW-año a €115k/MW-año al madurar el mercado, con una TIR interna a cuatro horas del 13,7% y un nuevo mercado de capacidad a partir de 2031 para aportar un suelo (Modo Energy, 2026).

El National Electricity Market (NEM) australiano no tiene mecanismo centralizado de capacidad, así que sus baterías siguen expuestas al mercado merchant, con el arbitraje y los servicios de control de frecuencia (FCAS) como principales fuentes de ingresos. Los ingresos han sido volátiles pero crecientes: el índice mensual osciló entre A$60k y A$400k/MW-año de 2023 a 2025, con los mejores meses multiplicando varias veces a los más bajos (Modo Energy, 2026). España está aún más al inicio, con una flota reducida y diferenciales diarios de €25 a €28/MWh, sin suelo de capacidad.

Mezcla de ingresos merchant frente a contratados por mercado: Resource Adequacy, mercados de capacidad y servicios auxiliares frente a arbitraje mayorista. Fuente: Modo Energy.

Ingresos BESS en Gran Bretaña, Alemania y Australia, 2023 a 2025, cada uno en su moneda local por MW-año. Gran Bretaña y Alemania caen y luego se recuperan mientras el NEM sube, en contraste con el declive de EE. UU. Fuente: Modo Energy.

Dado que el diferencial merchant de EE. UU. alcanza su máximo y luego cae, el momento en que una batería entra en operación comercial determina cada vez más su rentabilidad a lo largo de la vida útil. La previsión de Modo Energy para ERCOT sitúa los ingresos anuales del diferencial TB2 en un máximo de $136k/MW-año hacia 2033 antes de caer a $57k a finales de los 2030 (Modo Energy, 2026). Una batería en línea durante los años pico puede captar más del doble de los diferenciales de por vida que otra conectada una década después. La bajada de costes de capital, con costes de construcción en Gran Bretaña bajando un 30% para 2030, solo compensa parcialmente esa brecha de antigüedad (Modo Energy, 2026).

Una batería ERCOT en línea para el pico de diferenciales de principios de los 2030 puede captar más del doble de los diferenciales de por vida que una comisionada una década después (Modo Energy, 2026). La bajada de costes de capital solo compensa parcialmente la brecha de antigüedad.

Consulta datos en vivo de ingresos BESS cross-market y previsiones de Modo Energy hasta 2050, con acceso gratuito a Terminal aquí.

Captura de diferenciales de por vida según la fecha de entrada en operación comercial, mostrando la ventaja de más del doble para las baterías de principios de los 2030. Fuente: Modo Energy.

La congestión y el balanceo añaden una capa de ingresos localizados

La congestión y el balanceo se suman al diferencial mayorista tratado en este artículo, aportando una fuente de rentabilidad local. Una batería ubicada tras una restricción de transmisión puede ganar con diferencias de precios locales y con acciones de balanceo del operador del sistema, incluso cuando el diferencial mayorista general es modesto.

En Gran Bretaña, las baterías captan una proporción creciente del mecanismo de balanceo, la herramienta del operador para ajustar oferta y demanda en tiempo real tras el cierre del mercado mayorista. A medida que más baterías califican y mejora el software de despacho del operador, el balanceo se vuelve una fuente relevante y localizada de ingresos, distinta del arbitraje day-ahead. El valor depende de la ubicación del activo respecto a cuellos de botella de red, no solo del perfil nacional de precios.

Ingresos del mecanismo de balanceo en Gran Bretaña, subiendo de unas £5k a £19k/MW-año (2023 a 2025) a medida que más baterías califican y mejora el despacho. Fuente: Modo Energy.

La congestión funciona igual en EE. UU. La zona oeste de ERCOT históricamente ha tenido una prima local ligada a límites de transmisión, que el despliegue de la línea de 765 kV aliviará hacia 2030 en su primera fase (PUCT, 2025). Cuando una nueva transmisión elimina una restricción, la prima local se comprime, así que los ingresos por congestión dependen tanto del momento del refuerzo de red como de la volatilidad de precios.

El mensaje para inversores es que los ingresos por localización y balanceo pueden diversificar las ganancias de una batería merchant, pero son difíciles de prever y tienden a erosionarse a medida que se refuerza la red. Considéralos un extra a valorar con prudencia, no un suelo estructural.

¿Qué deben vigilar inversores y financiadores?

Cinco palancas determinan la rentabilidad de las baterías más que el precio promedio: fase de saturación de auxiliares, momento de entrada en operación comercial, mezcla de ingresos merchant vs contratados, exposición local y si realmente llega el crecimiento de demanda previsto. Vigila estos, no el nivel de precios.

Esto no es asesoramiento financiero. Es una lista de los factores de decisión que implica la tesis de volatilidad.

Uno — Fase de saturación de auxiliares. Determina en qué punto está tu mercado en la rotación de auxiliares a mayorista. Los mercados iniciales pagan ingresos de disponibilidad elevados que colapsarán al crecer las flotas; los maduros ya viven de los diferenciales (Modo Energy, 2026). La fase marca la velocidad con que cambia la mezcla de ingresos de un nuevo participante hacia los precios de la electricidad.

Dos — Momento de entrada en operación comercial. En mercados merchant de EE. UU., el diferencial alcanza un pico y luego cae, así que la antigüedad importa. Una batería en línea para el pico de principios de los 2030 puede ganar más del doble de los diferenciales de por vida que otra posterior (Modo Energy, 2026). Modela los ingresos según la trayectoria del diferencial, no un diferencial plano.

Tres — Mezcla merchant vs contratada. Comprueba cuántos ingresos están fuera de los precios de la electricidad. Resource Adequacy en CAISO y los mercados de capacidad en Gran Bretaña y Alemania reemplazan los ingresos auxiliares saturados; ERCOT y el NEM, solo energía, no lo hacen (Modo Energy, 2026). La mezcla determina cuán expuesto está el activo a la volatilidad de los diferenciales.

Cuatro — Exposición local y a la congestión. Ubica el activo en relación a restricciones de red y revisa la cartera de proyectos de transmisión. Los ingresos por congestión y balanceo pueden diversificar las ganancias pero se erosionan al reforzarse la red, como la línea de 765 kV de ERCOT hacia 2030 (PUCT, 2025).

Cinco — Cumplimiento del crecimiento de demanda y riesgo de valor terminal. La tesis de ampliación de diferenciales depende de que llegue el crecimiento de carga, en su mayoría centros de datos (RBC Capital Markets, 2026). Vigila si la carga prevista se materializa y trata la compresión de diferenciales post-2030 como un riesgo de valor terminal a medida que la solar y las baterías aplanan el perfil diario (NREL, 2023).

Preguntas frecuentes

¿Los ingresos del almacenamiento en baterías dependen de los precios de la electricidad?

Sí, pero de la brecha entre horas baratas y caras, no del nivel promedio. Las baterías ganan comprando barato y vendiendo caro dentro del día, así que lo que importa es cuán amplias y frecuentes sean las oscilaciones diarias. Un mercado con precios promedio bajos puede seguir pagando bien a las baterías si su perfil diario es volátil, con solar barata al mediodía y noches escasas y caras (Modo Energy, 2026).

¿Bajan los ingresos de las baterías cuando bajan los precios de la electricidad?

No necesariamente. Los precios promedio y los ingresos de las baterías pueden moverse en direcciones opuestas. Lo que impulsa los ingresos es el diferencial intradía, así que un año de precios promedio bajos con oscilaciones violentas puede superar a uno de precios altos pero planos. Los 10 días de mayores ingresos de ERCOT aportaron el 38% de los ingresos anuales de baterías en 2024, mostrando lo concentrados que están los ingresos en eventos volátiles (Modo Energy, 2026).

¿Qué mercados tendrán los diferenciales de baterías más amplios hasta 2030?

Los mercados merchant de EE. UU. se amplían primero. El diferencial TB2 de ERCOT alcanza su máximo cerca de $136k/MW-año en torno a 2033, y el TB4 de CAISO sube a $240-$270/MWh para 2030 antes de caer (Modo Energy, 2026). Las flotas europeas rotan de auxiliares saturados al mayorista y los diferenciales australianos se amplían a medida que las renovables superan al almacenamiento. España sigue siendo un mercado estrecho, con diferenciales diarios de €25 a €28 por MWh.

¿Cuándo alcanzan su máximo los diferenciales de baterías en EE. UU.?

Los diferenciales merchant de EE. UU. se amplían hasta aproximadamente 2030-2033 y luego se comprimen. El crecimiento de la demanda, las retiradas térmicas más lentas y el aumento de solar al mediodía amplían primero la brecha diaria; el despliegue de solar y baterías a finales de la década aplana el perfil y erosiona el valor del arbitraje de una a dos horas (Modo Energy, 2026). Como el pico es limitado en el tiempo, el momento de entrada en operación puede duplicar la rentabilidad de por vida.

¿Qué aporta ingresos a las baterías además del arbitraje de energía?

Servicios auxiliares, pagos de capacidad, contratos de Resource Adequacy y ingresos por congestión o balanceo. Los servicios auxiliares pagan a las baterías por estar listas pero se saturan al crecer las flotas. Los mercados de capacidad en Gran Bretaña y Alemania y Resource Adequacy en CAISO aportan suelos contractuales fuera de los precios de la electricidad, mientras que los mercados solo energía como ERCOT y el NEM dependen solo de los diferenciales (Modo Energy, 2026).

¿Las baterías están cada vez más o menos expuestas a los precios de la electricidad?

Más expuestas, en la mayoría de los mercados. Las fuentes de ingresos desvinculadas de los diferenciales, principalmente los servicios auxiliares, son pequeños y se saturan al crecer las flotas, empujando a las baterías al arbitraje mayorista. La excepción son los mercados con ingresos contratados en aumento: Resource Adequacy en CAISO hace que esa flota esté menos expuesta, mientras que ERCOT solo energía cada vez lo está más (Modo Energy, 2026).

¿Qué herramienta puedo usar para consultar datos en vivo y previsiones de ingresos de almacenamiento en baterías?

Ko es el asistente de IA de Modo Energy. Utiliza datos de mercado propios de Modo Energy y previsiones a largo plazo para responder preguntas sobre ingresos de almacenamiento de energía y solar, política energética y diseño de mercado. Ko cubre EE. UU., Gran Bretaña, Alemania, España, Italia, Francia y Australia, y sus previsiones llegan hasta 2050 o 2060, siendo útil para cualquiera que quiera entender hacia dónde van los mercados energéticos.

Sobre el autor

Neil Weaver es analista de mercados eléctricos en Modo Energy. Desde 2021 cubre el almacenamiento en baterías y los mercados eléctricos en EE. UU., GB, Europa y Australia, traduciendo la dinámica de mercado en análisis claros para inversores, desarrolladores y operadores. Es el escritor y presentador de The Energy Academy: Great Britain (ver en YouTube). Encuentra a Neil en LinkedIn.

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