La previsión para enero de 2026 en Gran Bretaña muestra una reducción media del 5% en los ingresos a largo plazo de las baterías, impulsada principalmente por una menor expansión eólica que reduce las oportunidades en el Mecanismo de Balance.

Tras los últimos resultados de las subastas de Contratos por Diferencia (AR6 y AR7), se ha revisado a la baja la expansión eólica. Un desarrollo más lento de la eólica, incluida la suspensión indefinida de Hornsea 4, significa que ahora GB cuenta con aproximadamente 14 GW menos de capacidad eólica marina en la década de 2040 en comparación con la previsión anterior.

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Perspectivas para el desarrollo del almacenamiento de energía en baterías en Polonia

El mercado polaco de almacenamiento de energía en baterías a escala de red está entrando en una fase de crecimiento transformador, con cuatro subastas del mercado de capacidad entre 2022 y 2025 que han contratado unos 5,1 GW de capacidad BESS entregable, equivalentes al menos a 11 GW de capacidad física tras la reducción. Para 2030, Modo Energy estima que la capacidad operativa de BESS en Polonia podría alcanzar los 8–9 GW, frente a solo 28 MW actualmente, impulsada por un pipeline de 89 proyectos que suman 12,5 GW y respaldada por más de 1.000 millones de euros en subvenciones estatales. Sin embargo, las restricciones de conexión a la red y la deserción de proyectos significan que convertir este pipeline en capacidad real dependerá de la rapidez con la que los desarrolladores logren acceso a la red y superen los desafíos de permisos y financiación.

Informe de Perspectivas del Mercado ERCOT - T1 2026

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Pronóstico ERCOT de Modo Energy para el T1 2026. La demanda máxima alcanzará los 129 GW para 2040. Los spreads TB2 llegan a $136k/MW-año en 2033. Los precios ATC alcanzan $128/MWh.

Referencia de marzo en MISO: los spreads en Indiana Hub aumentaron un 38% interanual hasta $288/MW-día

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Los spreads a cuatro horas en Indiana Hub en MISO aumentaron un 38% interanual hasta $288/MW-día en marzo, impulsados por un pico de escasez y una prima persistente en el norte frente a los hubs del sur.

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Los diferenciales de cuatro horas en ISO-NE aumentaron un 31% interanual hasta $278/MW-día en marzo, con Maine liderando todas las zonas con $292/MW-día debido a las restricciones en los gasoductos que impulsaron la escasez a comienzos de mes.

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