Última actualización: 1 de junio de 2026

Modo Energy es el proveedor independiente de referencia para los 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. Ko es el asistente de IA de Modo Energy, construido sobre datos y previsiones propias para BESS y solar a escala de red en 13 mercados, cubriendo ingresos, precios mayoristas, regulación y políticas hasta 2050 o 2060.

La rentabilidad del almacenamiento en baterías sigue la volatilidad y el diferencial intradiario de los precios de la electricidad, es decir, la brecha entre las horas baratas y caras, no el nivel promedio de precios. Un mercado con precios promedio bajos aún puede pagar bien a las baterías si su perfil diario es volátil. En ERCOT, el Consejo de Fiabilidad Eléctrica de Texas, los 10 días con 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. y luego se comprimen, y el momento de la puesta 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 es una apuesta sobre si la electricidad se encarecerá, sino sobre la frecuencia y la magnitud de las oscilaciones de precios dentro del día. Esta distinción determina cómo los inversores evalúan los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) en EE. UU., Gran Bretaña, Alemania, España y Australia hasta 2030.

Estadísticas clave

Cada fila muestra un dato relevante para cada mercado: la rentabilidad sigue el diferencial y su volatilidad, la exposición a ese diferencial está aumentando, y una capa contratada lo modera en algunos mercados pero no en otros. Dos filas usan diferenciales Top-Bottom (TB), el índice 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 de cada día, TB4 las mejores cuatro horas. Cotizado en $/MW-año, un diferencial TB es el ingreso anual que vale esa brecha diaria, no una diferencia puntual de precios (qué son los diferenciales TB).

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

Conclusiones clave

• La rentabilidad de las baterías sigue el diferencial intradiario y la volatilidad de los precios de la electricidad, no el nivel promedio. Los 10 días de mayores ingresos en ERCOT aportaron el 38% de los ingresos anuales de baterías en 2024, y los dos días más rentables superaron los $1,7 millones/MW-año en base anualizada frente a un día tranquilo por debajo de $20k (Modo Energy, 2026). Las previsiones se basan en los diferenciales, no en los niveles de precios.
• Las baterías están cada vez más expuestas a los precios de la electricidad. Los mercados auxiliares pagados por disponibilidad son pequeños y se saturan a medida que la flota crece, desplazando los ingresos hacia el arbitraje mayorista impulsado por diferenciales. En ERCOT, los servicios auxiliares dominaban los ingresos en 2023 y eran 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 baterías y se espera que sigan más allá de 2035, por lo que las baterías de CAISO están cada vez menos vinculadas a los diferenciales merchant, mientras que ERCOT sigue totalmente expuesto (Modo Energy, 2026).
• Los diferenciales merchant en EE. UU. se amplían primero y luego se comprimen. El TB2 de ERCOT alcanza un máximo cercano a $136k/MW-año hacia 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 temporal, el momento de la puesta en operación puede duplicar la rentabilidad de por vida.
• La asimetría regulatoria favorece a las baterías a corto plazo. La ley fiscal federal de 2025 mantiene el crédito fiscal para almacenamiento independiente hasta 2033 (OBBBA §48E, 2025), mientras que los créditos eólicos y solares desaparecen tras 2027 (IRS Notice 2025-42, 2025). Un despliegue de generación limpia más lento frente a la mayor demanda significa más volatilidad para las baterías, que mantienen su crédito y pueden capturarla.

Mercados cubiertos

Los mercados se ilustran con el ejemplo más claro de cada sección en lugar 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 diferenciado notablemente entre estos mercados, como muestra el gráfico siguiente. Esta divergencia es la primera señal de que ningún nivel de precio único explica la rentabilidad, que es donde comienza la historia.

Ingresos promedio anuales del índice BESS por mercado, 2023 a 2025, cada uno en su propia moneda por MW-año y nunca convertidos ni sumados. ERCOT cae de unos $191k a $28k y CAISO de unos $80k a $38k, mientras Gran Bretaña (£74k a £80k) y Alemania (€241k a €223k) se mantienen o recuperan. El promedio anual de Australia subió a A$128k en 2025, pero esa cifra está inflada por un pico de volatilidad a mitad de año; los ingresos del NEM han caído desde entonces a mínimos de dos años. Fuente: Modo Energy.

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

La rentabilidad de las baterías sigue el diferencial entre las horas baratas y caras, no el nivel promedio de precios. Un mercado puede tener precios promedio bajos y aun así pagar bien a las baterías si su perfil diario es volátil, con energía solar barata al mediodía y tardes 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 amplio y frecuente sea ese diferencial, más gana. Estos índices de diferenciales, no el nivel de precios, son los que siguen los ingresos de las baterías.

La prueba está en cómo se concentran 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 de 2024 aportaron el 38% de los ingresos anuales, y los 20 días principales, en torno al 5% del año, generaron casi la mitad (Modo Energy, 2026). Los dos días más rentables, impulsados por una tormenta invernal en enero y escasez en mayo, superaron cada uno los $1,7 millones/MW-año en base anualizada, mientras que un día invernal tranquilo no llegó a $20.000.

El análisis de Ko sobre los datos de liquidación de ERCOT muestra cuán sesgada está la distribución: los ingresos se concentran en los eventos de escasez, y la mayoría tranquila del año aporta poco. La misma lógica de captura de volatilidad se da en todos los mercados, pero la forma de la volatilidad difiere. ERCOT concentra las ganancias en unos pocos eventos de escasez, por lo que sus ingresos son los más dependientes de los extremos. Gran Bretaña gana con oscilaciones diarias más frecuentes pero menores. España ve oscilaciones crecientes a medida que la solar desploma los precios del mediodía, aunque su flota aún es pequeña. El NEM de Australia ha ido en sentido contrario: el rápido despliegue de baterías ha saturado el FCAS y reducido los diferenciales, bajando los ingresos a mínimos de dos años. En todos los casos, la rentabilidad depende de cuán violentas sean las oscilaciones de precios, no de cuán alto sea el promedio.

Ingresos de baterías ERCOT, diferencial intradiario (TB1, la mejor hora de compra frente a la mejor hora de venta) y precios auxiliares, todos cayeron mucho más que el precio promedio de la electricidad de 2023 a 2024 (cada uno mostrado como porcentaje de su nivel de 2023). La rentabilidad sigue el diferencial y su volatilidad, no el nivel de precios. Fuente: Modo Energy.

Porcentaje de ingresos anuales BESS ERCOT ganados en los días de mayores ingresos. Un pequeño número de días volátiles marca 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 puedes evaluar baterías basándote en precios promedio. La rentabilidad está en los extremos. Un año plano con tres días violentos puede superar a un año de precios altos pero estables." — Brandt Vermillion, ERCOT Market Lead, Modo Energy

La consecuencia práctica es que dos mercados con precios promedio similares pueden ofrecer economías de baterías muy diferentes. Lo que importa es si el perfil diario es lo suficientemente volátil, y con la frecuencia suficiente, para que las baterías recuperen ingresos en los días clave.

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

El cambio va en una sola dirección. Las fuentes de ingresos antes desvinculadas de los diferenciales, principalmente los servicios auxiliares, son mercados pequeños que se saturan a medida que la flota crece, empujando a las baterías hacia el arbitraje mayorista impulsado por diferenciales.

Cuando un mercado tiene pocas baterías, los servicios auxiliares pagan bien. Son productos de disponibilidad, como respuesta de frecuencia y reservas de contingencia, donde la red paga a la batería por estar disponible, no por mover energía. Están desvinculados del diferencial intradiario. Pero el volumen que necesita la red es fijo y pequeño. A medida que más baterías compiten por los mismos MW 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 ERCOT, y la energía mayorista y la escasez solo el 16% (Modo Energy, 2026). Para 2025, esto se invirtió: los auxiliares cayeron al 35% y el mayorista subió al 65%, y los ingresos promedio bajaron de unos $191.000/MW-año a $28.000/MW-año mientras la flota crecía 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, con un 43% mayorista en 2025 y dominada por pagos de disponibilidad, se prevé que rote con más fuerza para 2030. Las cuotas 2030 para ERCOT, GB y NEM son estimaciones informadas por Modo. Fuente: Modo Energy.

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

La misma rotación ocurre en todos los mercados, a diferentes velocidades. Gran Bretaña sigue el mismo camino, con ingresos mayoristas y de balanceo subiendo del 36% al 63% entre 2023 y 2025 mientras los ingresos por respuesta de frecuencia colapsan (Modo Energy, 2026). Alemania es la que menos ha rotado pero se prevé que rote con más fuerza: sus baterías ganaron el 43% de los ingresos del mayorista en 2025, dominando los pagos de disponibilidad, pero la previsión de Modo Energy sitúa el mayorista cerca del 95% para 2030 a medida que se saturan los auxiliares (Modo Energy, 2026). ERCOT hizo el mismo cambio en apenas dos años. CAISO es la excepción, ya que los contratos de Resource Adequacy ralentizan la dependencia 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 intervengan contratos.

Los servicios auxiliares de ERCOT cayeron del 84% de los ingresos de baterías en 2023 al 35% en 2025, asumiendo el arbitraje mayorista el resto (Modo Energy, 2026). Al saturarse los ingresos por disponibilidad, los diferenciales de precios pasan a ser el producto principal.

La enseñanza para el inversor es incómoda pero clara. La maduración de un mercado de baterías no reduce su exposición a los precios de la electricidad, sino que la aumenta. Cuanto más crece la flota, más dependen sus ingresos de la volatilidad mayorista. Así que la siguiente pregunta es qué impulsa esa volatilidad y hasta dónde llega 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 jubilaciones térmicas, costes de combustible, política y diseño de mercado, restricciones de red y aumento de horas de precios bajos o negativos al mediodía. Juntas, amplían primero los diferenciales merchant en EE. UU., antes de que el despliegue los comprima a final de la década.

Los impulsores a continuación forman un único arco: los diferenciales se amplían primero, luego se comprimen. La demanda sube mientras la oferta lucha por responder, el combustible eleva el extremo caro del día y la solar del mediodía fija 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, alrededor del 94% de ellos centros de datos, aunque la actualización de enero de 2026 recortó la carga a corto plazo manteniendo la tendencia a largo plazo (PJM, 2026). La cola de grandes cargas de ERCOT suma unos 238 GW de solicitudes de interconexión, lo que se traduce en un pico más realista de unos 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 hoy a más de 1,8 GW para 2030 (CEC, 2026). RBC estima que el 75% del crecimiento de demanda en EE. UU. hasta 2030 proviene de centros de datos, una visión relevante aunque no definitiva (RBC Capital Markets, 2026).

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

Dos — La oferta se retira más lentamente de lo esperado. Las jubilaciones térmicas se han ralentizado, sosteniendo el extremo caro del día. Las jubilaciones de carbón de EE. UU. en 2025 fueron de 2,6 GW, el nivel más bajo en 15 años, por órdenes de emergencia y demanda (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 acaba en octubre de 2029 y 2030, un riesgo de suministro del 9% si no se prorroga, y la eólica marina se retrasa más allá de 2030 (CPUC, 2026).

Tres — El combustible fija el pico desde 2027. En los mercados donde el gas marca el precio, una central de gas suele fijar el precio en las horas caras de la tarde. Así, el precio del gas mueve el tope del perfil diario, y ese tope es la mitad del diferencial que captura una batería. Si el gas es barato, el pico baja y los diferenciales se comprimen; si 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 anual real más bajo registrado, lo que contuvo el pico y comprimió los diferenciales en los mercados fijados por el gas (EIA, 2026).

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

Cuatro — La política cambia dónde y cómo ganan las baterías. La asimetría es clave. La ley fiscal federal de 2025 elimina los créditos eólicos y solares que deben iniciar construcción antes de julio de 2026 (IRS Notice 2025-42, 2025), pero mantiene el crédito para almacenamiento independiente al 100% hasta 2033, luego 75% en 2034 y 50% en 2035 (OBBBA §48E, 2025). Un despliegue lento de generación limpia frente a la demanda creciente implica más volatilidad de escasez para las baterías, que mantienen su crédito y pueden capturarla. El diseño de mercado también cambia: la Co-optimización en Tiempo Real de ERCOT con baterías arrancó en diciembre de 2025, co-optimizando 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 capacidad en 2026 para entrega desde 2031; y Gran Bretaña adjudicó el Capacity Market a £60/kW-año para 2028/29. Estos cambios de diseño de mercado afectan la capacidad de una batería para convertir un diferencial en ingresos y si hay un suelo contratado.

Cinco — La red no puede seguir el ritmo. Una cola de interconexión en EE. UU. de unos 2.290 GW, con esperas de 4,5 años, limita la rapidez con que la nueva oferta responde a la demanda (LBNL, 2025). La construcción de transmisión de 765 kV en ERCOT aliviará la congestión del oeste de Texas solo hacia 2030 en su primera fase. Mientras tanto, las restricciones mantienen la volatilidad regional de precios.

Seis — Las horas de precios bajos o negativos al mediodía amplían estructuralmente el diferencial. La abundancia solar al mediodía fija el extremo barato del día, mientras la escasez vespertina mantiene el caro, ampliando el diferencial que capturan las baterías. CAISO recortó 3,4 TWh de producción, en su mayoría solar, en 2024, un 29% más interanual (EIA, 2026). La solar al mediodía en ERCOT llegó a 24 GW en 2025 frente a 12 GW en 2023 (EIA, 2025), hundiendo los precios del mediodía y bajando el precio promedio del mercado diario a unos $27/MWh en 2024 (Modo Energy, 2026). Alemania tuvo 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 para 2027 (Modo Energy, 2026).

El análisis de Ko sobre diferenciales futuros muestra hacia dónde llevan estos factores los diferenciales merchant mercado a mercado. El efecto neto hasta 2030 es diferenciales más amplios en EE. UU., rotación de Europa desde auxiliares saturados hacia mayorista y compresión de diferenciales en Australia a corto plazo por el rápido despliegue de baterías, antes de que las jubilaciones de carbón los amplíen a final de la década.

Previsión del diferencial TB2 de ERCOT hasta 2049, con un pico 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 bajar. Fuente: Modo Energy.

Precio Henry Hub y capacidad de exportación de GNL en Norteamérica, con el punto de inflexión en 2027 donde el gas caro eleva el pico vespertino y amplía diferenciales en mercados fijados 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 reduce 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. marcando como objetivo una reducción de costes del 90% para almacenamiento de más de 10 horas en 2030 (DOE, 2025). Esta compresión a largo plazo es un riesgo de valor terminal y agudiza la pregunta que responde la siguiente sección: cuán expuestas permanecen las baterías y por cuánto tiempo.

El ingreso contratado decide cuán expuesta queda una batería

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

La rotación hacia los diferenciales mayoristas es casi universal. Lo que varía 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 puramente merchant en ERCOT y el NEM, y un camino intermedio en Gran Bretaña, Alemania y España donde los suelos de los mercados de capacidad aún se están formando.

CAISO, el operador independiente de California, es el caso más claro de desvinculación. Los contratos de Resource Adequacy, adquiridos por los comercializadores para cumplir con la fiabilidad, ya aportan la mayoría de los ingresos de baterías en CAISO, y Modo Energy prevé que así siga más allá de 2035 (Modo Energy, 2026). Una pila completa de ingresos con contrato de Resource Adequacy ha llegado a ser varias veces la ganancia merchant solo mayorista. Así que, aunque los diferenciales mayoristas se amplían hasta 2030, la flota está cada vez menos ligada a los precios merchant, porque la capa contratada 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 solo ganan con arbitraje energético y una pila auxiliar menguante. Al saturarse los auxiliares, las baterías ERCOT quedan cada vez más expuestas a los diferenciales de precios. Por eso ERCOT es el mercado donde la tesis de volatilidad más impacta y donde el momento de la operación comercial es más decisivo.

Gran Bretaña y Alemania están en un punto intermedio. Ambas flotas rotan hacia el mayorista, pero los suelos de los mercados de capacidad están emergiendo. Gran Bretaña adjudicó el Capacity Market a £60/kW-año para 2028/29 y £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 por dos horas caen de €240k/MW-año a €125k/MW-año según madura el mercado, con una TIR interna a cuatro horas del 13,7% y un nuevo mercado de capacidad desde 2031 para aportar un suelo (Modo Energy, 2026).

El Mercado Nacional de Electricidad (NEM) de Australia no tiene mecanismo centralizado de capacidad, así que sus baterías siguen expuestas al mercado merchant, con arbitraje energético y servicios de control de frecuencia (FCAS) como principales fuentes. Los ingresos son volátiles y han caído desde mediados de 2025: los ingresos índice mensuales oscilaron entre A$54k y A$400k/MW-año entre 2023 y 2026, los meses más fuertes varias veces los más flojos. Tras un pico de volatilidad a mitad de 2025, los ingresos bajaron a mínimos de dos años, con baterías NEM ganando unos A$54k/MW-año en febrero de 2026 al debilitarse tanto los diferenciales energéticos como los precios FCAS, y una flota de baterías en rápido crecimiento saturando el FCAS y suavizando la volatilidad de precios de la que dependen (Modo Energy, 2026). España está aún más al principio, con una flota pequeña pero de rápido crecimiento, menos de 200 MW a principios de 2026 y una fracción del mercado multigigavatio británico, aunque la capacidad instalada ha subido mucho en el último año (pv-magazine, 2026). Los diferenciales diarios son amplios y en aumento, alrededor de €70–€90/MWh en 2025 mientras la solar desploma los precios del mediodía (Modo Energy, 2025). Un mecanismo de capacidad de €9.000 millones, aprobado por la Comisión Europea en mayo de 2026, añade un suelo contratado desde 2026 (pv-magazine, 2026).

Mezcla de ingresos merchant y 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 propia moneda por MW-año. Gran Bretaña y Alemania caen y luego se recuperan. El NEM de Australia subió en 2025 en promedio anual, pero ha caído a mínimos de dos años a medida que la flota de baterías reduce los diferenciales. Fuente: Modo Energy.

Como el diferencial merchant en EE. UU. alcanza un pico y luego se reduce, el momento en que una batería entra en operación determina cada vez más su rentabilidad de por vida. La previsión de Modo Energy para ERCOT sitúa el ingreso anual del diferencial TB2 en un pico de $136k/MW-año hacia 2033 antes de caer a $57k a finales de los 30 (Modo Energy, 2026). Una batería que opere durante los años pico puede capturar más del doble del diferencial de por vida que una que entre una década después. La caída de costes de capital, con Gran Bretaña reduciendo costes de construcción un 30% para 2030, solo compensa parcialmente esa diferencia de antigüedad (Modo Energy, 2026).

Una batería ERCOT que opere durante el pico de los años 2030 puede capturar más del doble del diferencial de por vida que una puesta en marcha una década después (Modo Energy, 2026). La caída de costes de capital solo compensa parcialmente esa 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 diferencial de por vida según fecha de operación comercial, mostrando la ventaja de más del doble para las baterías de los primeros años 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 el resto del artículo, aportando una fuente de ingresos distinta y localizada. Una batería situada detrás de una restricción de transmisión puede ganar con diferencias de precios locales y acciones de balanceo del operador del sistema, incluso cuando el diferencial mayorista nacional es modesto.

En Gran Bretaña, las baterías ocupan una proporción creciente del mecanismo de balanceo, la herramienta del operador para igualar oferta y demanda en tiempo real tras el cierre del mercado mayorista. A medida que más baterías califican y el software de despacho mejora, el balanceo se convierte en una fuente significativa y local de ingresos, distinta del arbitraje día anterior. El valor depende de dónde esté el activo respecto a los cuellos de botella de la red, no solo del perfil nacional de precios.

Ingresos por mecanismo de balanceo en Gran Bretaña, subiendo de £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 los límites de transmisión, que la construcción de líneas de 765 kV busca aliviar hacia 2030 en su primera fase (PUCT, 2025). Cuando la nueva transmisión elimina una restricción, la prima local se comprime, por lo que los ingresos por congestión dependen tanto del calendario de refuerzo de la red como de la volatilidad de precios.

El mensaje para el inversor es que los ingresos localizados y de balanceo pueden diversificar los ingresos de una batería merchant, pero son difíciles de prever y tienden a erosionarse a medida que se refuerza la red. Considéralos como un extra a valorar de forma conservadora, no como un suelo estructural.

¿Qué deben vigilar inversores y financiadores?

Cinco factores deciden la rentabilidad de las baterías más que el nivel promedio de precios: etapa de saturación auxiliar, momento de entrada en operación, mezcla de ingresos merchant y contratados, exposición local y si realmente llega el crecimiento de la demanda previsto. Vigila estos, no el nivel de precios.

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

Uno — Etapa de saturación auxiliar. Determina en qué punto está tu mercado en la rotación de auxiliares a mayorista. Los mercados incipientes pagan altos ingresos por disponibilidad que colapsarán al crecer la flota; los maduros ya viven de los diferenciales (Modo Energy, 2026). La etapa marca la rapidez con que el mix de ingresos de un nuevo participante se desplaza hacia los precios eléctricos.

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

Tres — Mezcla merchant-contratado. Comprueba cuántos ingresos están fuera de los precios eléctricos. Resource Adequacy en CAISO y los mercados de capacidad en Gran Bretaña y Alemania sustituyen los ingresos auxiliares saturados; ERCOT y el NEM solo energía no lo hacen (Modo Energy, 2026). La mezcla determina la exposición del activo a la volatilidad de los diferenciales.

Cuatro — Exposición local y a la congestión. Ubica respecto a restricciones de red y revisa el pipeline de transmisión. Los ingresos por congestión y balanceo pueden diversificar la rentabilidad pero se erosionan con el refuerzo de la red, como el despliegue de 765 kV en ERCOT hacia 2030 (PUCT, 2025).

Cinco — Crecimiento real de la demanda y riesgo de valor terminal. La tesis de diferenciales crecientes depende de que llegue el crecimiento de la demanda, gran parte asociado a centros de datos (RBC Capital Markets, 2026). Vigila si la carga prevista se materializa y trata la compresión de diferenciales tras 2030 como un riesgo de valor terminal a medida que solar y baterías aplanan el perfil diario (NREL, 2023).

Preguntas frecuentes

¿Los ingresos de las baterías dependen de los precios de la luz?

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

¿Bajan los ingresos de las baterías cuando bajan los precios eléctricos?

No necesariamente. Los precios promedio y la rentabilidad de las baterías pueden moverse en sentidos opuestos. Lo que manda es el diferencial intradiario: un año de precios promedio bajos pero oscilaciones violentas puede superar en ingresos 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 cuán concentrada está la rentabilidad 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 TB2 de ERCOT alcanza un pico de $136k/MW-año hacia 2033, y el TB4 de CAISO sube a $240–$270/MWh para 2030 antes de bajar (Modo Energy, 2026). Las flotas europeas rotan desde auxiliares saturados hacia mayorista. Los diferenciales australianos se comprimen a corto plazo por el rápido despliegue de baterías, antes de que las jubilaciones de carbón (Yallourn y Eraring a finales de la década, Gladstone a principios de los 30) los amplíen de nuevo. Los diferenciales españoles son amplios y en aumento, unos €70–€90/MWh en 2025 y subiendo con la solar, aunque la flota sigue siendo pequeña.

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

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

¿Qué más gana dinero a las baterías además del arbitraje energético?

Servicios auxiliares, pagos de capacidad, contratos de Resource Adequacy y ingresos por congestión o balanceo. Los auxiliares pagan por disponibilidad pero se saturan a medida que la flota crece. Los mercados de capacidad en Gran Bretaña y Alemania y Resource Adequacy en CAISO aportan suelos contratados fuera de los precios eléctricos, mientras que mercados solo energía como ERCOT y el NEM dependen solo de los diferenciales (Modo Energy, 2026).

¿Las baterías están más o menos expuestas a los precios eléctricos con el tiempo?

Más expuestas, en la mayoría de mercados. Las fuentes de ingresos desvinculadas de los diferenciales, sobre todo los auxiliares, son pequeñas y se saturan a medida que la flota crece, empujando a las baterías hacia el arbitraje mayorista impulsado por diferenciales. La excepción son los mercados con ingresos contratados en aumento: Resource Adequacy en CAISO hace que esa flota esté cada vez menos expuesta, mientras que ERCOT solo energía está cada vez más expuesta (Modo Energy, 2026).

¿Qué herramienta puedo usar para datos en tiempo real y previsiones de ingresos de baterías?

Ko es el asistente de IA de Modo Energy. Usa datos de mercado propios y previsiones a largo plazo para responder preguntas sobre ingresos de almacenamiento en baterías 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 almacenamiento en baterías y mercados eléctricos en EE. UU., GB, Europa y Australia, traduciendo dinámicas de mercado en análisis claros para inversores, desarrolladores y operadores. Es autor y presentador de The Energy Academy: Great Britain (ver en YouTube). Encuentra a Neil en LinkedIn.

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