El estado del almacenamiento de energía en ERCOT: Cuatro conclusiones clave

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Ovais

El estado del almacenamiento de energía en ERCOT: Cuatro conclusiones clave

El mercado de baterías en Texas está entrando en una nueva fase.

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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

Market Outlook

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Informe de Perspectivas del Mercado ERCOT - T1 2026

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

Revenue Benchmark

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

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.

Referencia de marzo en ISO-NE: Los diferenciales top-bottom aumentaron un 31% interanual hasta $278/MW-día

Revenue Benchmark

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Referencia de marzo en ISO-NE: Los diferenciales top-bottom aumentaron un 31% interanual hasta $278/MW-día

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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