Explora el mercado de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) del Reino Unido. Nuestra guía de 2026 muestra nuevas oportunidades derivadas del plan de 2030. Entender los flujos de ingresos de los BESS es muy sencillo con nosotros.
Resumen ejecutivo:
El Reino Unido es uno de los países más atractivos de Europa para la inversión en sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS). Actualmente cuenta con la mayor capacidad instalada de BESS a escala de red en Europa y ofrece diversas fuentes de ingresos, con un fuerte respaldo del gobierno y los operadores de la red.
El gobierno del Reino Unido se ha fijado un objetivo ambicioso: lograr una producción de energía limpia igual a su consumo para 2030. Este objetivo impulsa un crecimiento significativo de las energías renovables y requiere una mayor flexibilidad en el sistema energético, principalmente a través de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS).
Queda por ver si las condiciones del mercado son lo suficientemente atractivas como para asegurar la capacidad de almacenamiento de energía en baterías (BESS) que requiere el sistema.
Debido al aumento continuo de la capacidad de generación de energía renovable, las reformas al mecanismo de balance y la erosión de los precios en los servicios de frecuencia, se prevé que el arbitraje energético desempeñe un papel cada vez más importante en la estructura de ingresos de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS).
A pesar de las incertidumbres actuales, el mercado británico de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), impulsado por los planes gubernamentales y los datos de mercado, sigue ofreciendo importantes oportunidades de crecimiento e innovación. Los inversores deben mantenerse informados, ser adaptables y buscar alianzas para afrontar los posibles desafíos.
I. El Reino Unido lidera el mercado europeo de sistemas de almacenamiento de energía en baterías
Consideramos al Reino Unido uno de los países europeos más atractivos para la inversión en sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS). El Reino Unido cuenta actualmente con la mayor capacidad instalada de BESS a escala de red, ofrece las fuentes de ingresos más diversificadas y recibe un sólido apoyo del gobierno y los operadores de la red para el aumento de dicha capacidad. En este artículo, analizaremos en profundidad el mercado de BESS del Reino Unido, explorando las principales oportunidades y los retos clave para los inversores actuales y potenciales.
El gobierno británico ha formulado planes ambiciosos para reformar el sector energético y construir un sistema limpio y fiable. En diciembre de 2024, el recién formado gobierno laborista publicó el «Plan de Acción Energía Limpia 2030», estableciendo el objetivo de que el Reino Unido produzca al menos tanta electricidad limpia como la que consume para 2030. Lograr este objetivo requerirá un aumento sustancial de las fuentes de energía renovables, como la solar y la eólica. Esto, a su vez, exige una mayor flexibilidad en el sistema energético del Reino Unido, por ejemplo, mediante el almacenamiento de energía en baterías (BESS). El Reino Unido es líder mundial en el despliegue de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) a escala de red y uno de los primeros países en invertir activamente en este ámbito. Debido a la limitada capacidad de interconexión y a la gran dependencia de la energía eólica, el Reino Unido necesita los BESS para garantizar la estabilidad de su sistema eléctrico.
II. Plan de Acción de Energía Limpia 2030: Oportunidades para el almacenamiento de energía en baterías (BESS).
El sistema eléctrico del Reino Unido está evolucionando rápidamente. En 2005, la mayor parte de la electricidad se generaba a partir de carbón, gas natural y energía nuclear (véase la figura 1). Ese mismo año, la energía eólica y solar aportaban menos del 1 % de la electricidad del Reino Unido. En 2025, la energía eólica y solar producían casi la mitad de la electricidad del Reino Unido, mientras que la última central eléctrica de carbón acababa de cerrar.
Figura 1: Generación de electricidad en el Reino Unido por fuente, 2005-2050. Fuente: BloombergNEF, RaboResearch 2025
En las próximas décadas, se prevé que la generación de energía renovable alcance el 80 % del suministro eléctrico. Esta visión se ve respaldada por los últimos objetivos del gobierno en el "Plan de Acción Energía Limpia 2030" (véase la figura 2). Según el plan, la capacidad instalada de generación de energía renovable variable aumentará significativamente, mientras que la capacidad estable y gestionable se mantendrá prácticamente igual. Se necesitará una cantidad sustancial de fuentes flexibles adicionales para dar cabida a la mayor variabilidad en la matriz de generación.
Figura 2: Objetivos de capacidad instalada para 2030 (GW) comparados con la capacidad para 2024
(Fuente: Plan de Acción Clean Power 2030, RaboResearch 2025. Nota: La capacidad despachable de bajas emisiones de carbono incluye biomasa, BECCS de energía, gas natural con CCUS e hidrógeno. El almacenamiento de larga duración incluye baterías de flujo, centrales hidroeléctricas de bombeo, aire comprimido, almacenamiento térmico, almacenamiento por gravedad y almacenamiento de hidrógeno).
Se prevé que las baterías desempeñen el papel más importante en la flexibilidad de la red eléctrica del Reino Unido. El Plan de Acción «Energía Limpia 2030» proyecta que la capacidad instalada de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) se multiplicará por seis, pasando de 4,5 GW en 2024 a entre 23 GW y 27 GW en 2030. Esta capacidad prevista supera significativamente la estimación de entre 14 GW y 16 GW que presentamos en la primera parte de esta serie, basada en escenarios de BloombergNEF. Los planes de instalación actuales (véase la figura 3) indican que es posible alcanzar el objetivo nacional. Según el Repositorio Europeo de Almacenamiento de Energía, recientemente lanzado por la Comisión Europea, a principios de marzo de 2025, la capacidad instalada ya había aumentado en 1 GW con respecto a los 4,5 GW indicados en el Plan de Acción «Energía Limpia 2030». Si además consideramos los proyectos actualmente en construcción y los ya autorizados, la capacidad alcanza los 20 GW, con otros 18 GW de proyectos anunciados. Sin embargo, alcanzar una capacidad de almacenamiento de energía en baterías de hasta 27 GW para 2030 dependerá de muchos factores, en particular de la confianza de inversores y desarrolladores en el retorno de la inversión (ROI). Una menor confianza podría ralentizar la puesta en marcha de proyectos, como se observó en 2024, con una disminución de los ingresos debido a la canibalización del mercado de frecuencias. Si bien la bajada de los precios de las baterías mejorará el atractivo de la inversión en nuevos proyectos al reducir los requisitos de CAPEX, los inversores y desarrolladores deben tener en cuenta la dinámica que afecta a los flujos de ingresos disponibles para los activos de almacenamiento de energía en baterías (BESS).
Figura 3: Capacidad operativa acumulada de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), cartera de proyectos y objetivos nacionales
Fuente: BloombergNEF, Repositorio Europeo de Almacenamiento de Energía (Comisión Europea), Plan de Acción Energía Limpia 2030, RaboResearch 2025 Nota: Capacidad instalada a fecha de 4 de marzo de 2025.
III. Navegando por la diversa y dinámica estructura de ingresos de BESS del Reino Unido
La estructura de ingresos de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) del Reino Unido es una de las más diversas de Europa. La mayoría de los mercados mayoristas y servicios auxiliares del Reino Unido permiten que el almacenamiento de energía participe como entidad independiente (véase la figura 4), pero la dinámica de cada flujo de ingresos puede cambiar significativamente con el tiempo, lo que complica el diseño de la estrategia empresarial.
Figura 4: Estructura de ingresos de BESS del Reino Unido
Fuente: BloombergNEF, Operador del Sistema Energético Nacional (NESO), Modo Energy, RaboResearch 2025
IV. Cambio en el almacenamiento de energía: de priorizar los servicios de respuesta de frecuencia a los servicios de arbitraje energético.
La composición de los ingresos de un proyecto típico de almacenamiento de energía en baterías (BESS) dista mucho de ser estática (véase la figura 5); el enfoque del almacenamiento de energía ha pasado de los servicios de frecuencia al arbitraje energético. Debido a la saturación del mercado, la proporción de servicios de frecuencia en los ingresos ha disminuido significativamente, del 80 % en 2022 a tan solo el 20 % en 2024. De cara a 2030, prevemos que el arbitraje energético dominará los ingresos, y la mayor parte provendrá de la participación en el mecanismo de balance.
Figura 5: Evolución de la pila de ingresos de BESS
Fuente: BloombergNEF, Aurora, Modo Energy, RaboResearch 2025
En las siguientes secciones, analizaremos en detalle las diferentes fuentes de ingresos y sus funciones previstas en el futuro de los proyectos BESS del Reino Unido.
4.1 Arbitraje energético en los mercados mayoristas
En los últimos dos años, el arbitraje energético se ha convertido en la principal fuente de ingresos en los mercados mayoristas. En 2022, representó aproximadamente el 8 % de los ingresos promedio de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS). Para 2024, según datos de Modo Energy, el arbitraje energético representará casi el 50 % de los ingresos promedio de los proyectos, y se espera que esta proporción aumente en los próximos años. El potencial de ingresos del arbitraje energético depende en gran medida de la estructura de generación eléctrica. Debido a la menor capacidad de generación solar del Reino Unido, los diferenciales de precios en verano son inferiores a los de Alemania y los Países Bajos (véase la figura 6). En invierno, los diferenciales tienden a aumentar. La generación de energía eólica conlleva precios mínimos más bajos, mientras que el aumento de los precios del gas natural conlleva precios máximos más altos.
Figura 6: Diferenciales de precios promedio mensuales en los mercados del día siguiente
Fuente: Entso-E, RaboResearch 2025
De cara al futuro, la creciente participación de la energía eólica y, sobre todo, la solar en el mix eléctrico del Reino Unido probablemente facilitará oportunidades de arbitraje al generar mayores diferenciales de precios. Al igual que en Alemania y los Países Bajos, un exceso de oferta de energía solar podría conllevar precios más bajos durante el día. Paralelamente, dado que el gas natural sigue siendo la principal opción para la generación gestionable en el Reino Unido, prevemos que los precios se mantendrán elevados durante los periodos de máxima demanda.
Debido a la profundidad del mercado mayorista, el potencial de canibalización de los ingresos por arbitraje es relativamente bajo. Si bien el aumento de la capacidad de las baterías puede reducir la volatilidad extrema de los precios, la mayor penetración de las energías renovables, junto con el papel que se prevé que desempeñarán las turbinas de gas, mantendrá las oportunidades de arbitraje. Esto contrasta con los servicios de frecuencia, donde la capacidad instalada de las baterías supera actualmente la demanda inherente del mercado, lo que ha provocado una caída significativa de los precios.
4.2 Mecanismo de equilibrio y tasas de omisión
Otro factor que impulsa el aumento del arbitraje energético en la estructura de ingresos es el rediseño del mecanismo de balance, que favorece a las baterías. Este mecanismo puede ofrecer mayores rendimientos que el mercado mayorista, ya que la energía se compra o vende con una prima. Actualmente, incluso cuando las ofertas y demandas de baterías son las opciones más competitivas disponibles, a menudo se omiten. Debido a la limitada información sobre la capacidad energética disponible de las baterías, los ingenieros de la sala de control suelen activar las unidades tradicionales del mecanismo de balance en lugar de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS). Esto conlleva un aumento de los costes del sistema y una pérdida de ingresos para los proyectos BESS. La introducción de la Plataforma de Balance Abierta en diciembre de 2023 mejoró la participación de los BESS en el mecanismo de balance. Esta plataforma permite a los ingenieros de la sala de control comunicar instrucciones a las unidades del mecanismo de balance de forma más eficaz, lo que mejora la participación de las unidades más pequeñas, incluidas las baterías. Prueba de esta mejora es la reducción de la tasa de omisión de baterías del 90 % en 2023 al 75 % en 2024. Con la implementación de medidas adicionales, como el Código de Red GC0166 en el tercer trimestre de 2025, se prevén mejoras adicionales en la tasa de omisión de baterías. Este código de red introducirá nuevos parámetros, mejorando aún más la utilización del sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) por parte de la sala de control en el mecanismo de equilibrio.
4.3 Servicios de frecuencia
Debido a la saturación del mercado, los ingresos por servicios de frecuencia han disminuido drásticamente en los últimos dos años. Hasta 2022, los operadores de baterías podían cobrar precios elevados por sus servicios. A partir de 2023, la capacidad de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) comenzó a superar la demanda total del mercado de frecuencia, lo que provocó una caída de precios debido al aumento de la competencia. Según datos de BloombergNEF, mientras que una cartera de BESS podía generar normalmente más de 110 000 £ por MW al año por servicios de frecuencia, esta cifra se redujo a menos de 30 000 £ por MW al año en 2023. En 2024, debido a la sobreoferta de capacidad de baterías, los precios de frecuencia en el Reino Unido ya eran inferiores a la mitad del promedio europeo. En consecuencia, prevemos que la proporción de los servicios de frecuencia en los ingresos totales de los BESS seguirá disminuyendo (véase la figura 5). Para 2030, la capacidad instalada de BESS podría multiplicarse por seis, pero la profundidad del mercado de servicios de frecuencia solo se triplicará. Por lo tanto, los servicios de frecuencia seguirán estando dominados por las baterías, pero a largo plazo, solo constituirán una pequeña parte de los ingresos totales de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS).
4.4 Mercado de capacidad
A diferencia del arbitraje energético y los servicios de frecuencia, el mercado de capacidad proporciona un flujo de ingresos estable. El Reino Unido organiza dos tipos de subastas: T-4 (con cuatro años de antelación a la entrega) y T-1 (con un año de antelación a la entrega). Estas subastas están abiertas a instalaciones de generación y almacenamiento existentes y planificadas. Las subastas T-4 proporcionan la mayor parte del volumen del mercado de capacidad y ofrecen contratos de hasta 15 años. Conseguir un contrato en el mercado de capacidad T-4 puede proporcionar un flujo de ingresos estable para un proyecto de almacenamiento de energía en baterías (BESS), incluso antes de su construcción. Sin embargo, para los proyectos existentes, un retraso de cuatro años en los ingresos puede suponer importantes desafíos. En las últimas subastas del mercado de capacidad, el Operador Nacional del Sistema Energético (NESO) ha contratado con numerosos proyectos BESS para aumentar la capacidad de las baterías en la red. Paralelamente, los ingresos por servicios de frecuencia han disminuido significativamente. Como resultado, algunos proyectos de almacenamiento en funcionamiento han generado rentabilidades decepcionantes, mientras que el despliegue de otros se ha retrasado. Los precios de los contratos del mercado de capacidad han variado considerablemente en los últimos años, en parte debido a las diferentes tasas de participación de los proyectos BESS. La dinámica de precios también se ve influenciada por los costos de generación de las tecnologías competidoras, principalmente la generación a gas. Para los próximos años, Modo Energy prevé que los ingresos del mercado de capacidad representen entre el 10 % y el 20 % de los ingresos de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS).
4.5 Servicios de red
Los servicios de red suelen tener un papel menor en la estructura de ingresos de un proyecto de almacenamiento de energía en baterías (BESS), pero pueden proporcionar ingresos adicionales de bajo riesgo para reforzar la viabilidad de la inversión en este sector. La remuneración y los procesos de licitación varían según el servicio. Recientemente, los servicios de red gestionados por NESO han experimentado varias reformas favorables a los BESS. Tradicionalmente, los servicios de tensión, estabilidad y restauración (arranque en negro) se obtenían de generadores térmicos. Debido a sus características físicas, estos generadores pueden producir y absorber potencia reactiva y proporcionar inercia. Sin embargo, aunque las baterías son asíncronas, sus inversores fotovoltaicos pueden generar potencia reactiva y proporcionar inercia virtual. NESO ahora obtiene estos servicios de las baterías. En 2022, cinco proyectos BESS obtuvieron contratos en licitaciones para la prestación de servicios de estabilidad. Uno de estos proyectos, Blackhillock en Escocia, entró en funcionamiento en marzo de 2025, convirtiéndose en el primer proyecto BESS del mundo en proporcionar servicios de estabilidad. A finales de 2024, tres proyectos BESS obtuvieron contratos de tensión de diez años. Aún no se han adjudicado contratos de servicios de restauración a proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), pero las baterías se han incluido en el estudio de viabilidad de NESO para nuevas tecnologías de arranque en negro. Los cargos de la red de transmisión y distribución se dividen en dos tipos: Uso del Sistema de la Red de Transmisión (TNUoS) y Uso del Sistema de la Red de Distribución (DUoS), que se refieren a las redes de transmisión y distribución, respectivamente. Estos cargos se basan en la ubicación del almacenamiento. Los proyectos de almacenamiento ubicados cerca de la demanda de carga, como en el sur de Inglaterra, pagan cargos de red o reciben compensación, mientras que los proyectos de baterías alejados de la demanda, como en Escocia y Gales, deben pagar tarifas. Otro servicio disponible para los BESS, basado en la ubicación, es la gestión de restricciones. Los proyectos de baterías ubicados en el este de Inglaterra y Escocia pueden participar en licitaciones para estar en reserva en caso de una falla en la transmisión. Hasta el momento, solo un proyecto de baterías, Wishaw, ha obtenido un contrato de gestión de restricciones, y el potencial de ingresos de este servicio aún no está del todo claro.
V. Otros desarrollos en el panorama del mercado de almacenamiento de energía en baterías (BESS) del Reino Unido
5.1 Acuerdos de peaje (acuerdos de tarifa fija)
La disminución de los ingresos comerciales en 2023 y 2024 ha incrementado el interés de los operadores de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en los ingresos contractuales, como los acuerdos de peaje y precios mínimos. En 2024, Gresham House, gestor de activos BESS, y Octopus Energy, optimizador, firmaron el primer acuerdo de peaje para BESS del Reino Unido. Este acuerdo permite a Octopus Energy operar 568 MW/920 MWh de capacidad de almacenamiento en baterías durante dos años. A cambio, Gresham House recibirá 57 000 £ por MW al año, superando el ingreso promedio de los BESS en 2024. La adopción generalizada de los acuerdos de tarifa fija para los proyectos BESS dependerá de la rentabilidad y la estabilidad que ofrezcan los flujos de ingresos comerciales.
5.2 Más grande, mejor, más largo
Los proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) del Reino Unido están alcanzando una potencia nominal y una duración de sistema cada vez mayores. A finales de 2024, el mayor proyecto BESS tenía una capacidad de 100 MW. En 2025 entrarán en funcionamiento baterías de 300 MW o más, mientras que se están desarrollando proyectos con baterías de 1 GW, con planes para su puesta en marcha en 2027. El rápido descenso de los precios de los sistemas de almacenamiento de energía ha propiciado que las duraciones de 1 a 2 horas se conviertan en el estándar. Algunos proyectos anunciados incluso alcanzan duraciones de hasta seis horas.
5.3 Ubicación, ubicación, ubicación...
Debido a las limitaciones de la red eléctrica, los ingresos dependen cada vez más de la ubicación. Según Modo, los proyectos de baterías en el norte de Escocia y el sureste de Inglaterra generan ingresos superiores a la media, mientras que los de las Midlands y el suroeste de Inglaterra generan ingresos inferiores. La principal razón de esta disparidad es que el mecanismo de equilibrio se basa en la ubicación. Si el Reino Unido adopta precios por zonas (opción que el gobierno británico está considerando), la importancia de la ubicación de los proyectos aumentará aún más. Las diferentes zonas de precios podrían generar márgenes de precios mayoristas más atractivos en algunas áreas que en otras. En este escenario, el impacto de la combinación de generación, la demanda y las interconexiones en los precios de la electricidad debería evaluarse a nivel local.
5.4 Proyectos ubicados conjuntamente (solar/eólica más almacenamiento)
Se prevé que el almacenamiento de energía desempeñe un papel cada vez más importante en proyectos que integran la generación eólica y, sobre todo, la solar. La instalación de baterías en el mismo emplazamiento que la generación intermitente puede optimizar el uso de la red y gestionar el riesgo de limitación de la producción, por ejemplo, mejorando los acuerdos de compra de energía (PPA). Sin embargo, la viabilidad económica de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) integrados difiere de la de los sistemas independientes y requiere nuevos conocimientos especializados. Además, es posible que sea necesario ajustar políticas como las actuales normas sobre contratos por diferencia (CfD) para adaptarlas mejor a los proyectos integrados. No obstante, existen grandes proyectos integrados, como el proyecto eólico y de almacenamiento de Ørsted en Hornsea (300 MW/600 MWh), en fase de desarrollo.
5.5 Se abrirán nuevas fuentes potenciales de ingresos.
El sistema eléctrico del Reino Unido está en proceso de reforma, y muchos de los nuevos servicios de red contratados por NESO estarán disponibles para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS). Estos incluyen reservas rápidas adicionales para baterías registradas sin mecanismo de balance, reservas lentas, posibilidades de apilamiento para respuesta dinámica y reservas, productos de restauración estática, adquisición de respuesta dinámica y reservas en función de la ubicación, y mercados adicionales de estabilidad, voltaje y restricciones.
VI. ¿Qué pueden esperar los inversores de BESS en el futuro?
Tras un periodo de éxito para los operadores de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) del Reino Unido, los ingresos tradicionales están disminuyendo, principalmente debido a la saturación del mercado de frecuencias. Dado que el volumen de negociación en dicho mercado solo aumentará ligeramente en comparación con la capacidad de los BESS, es improbable que se recuperen los elevados flujos de ingresos procedentes de los servicios de frecuencia. Por lo tanto, los inversores en BESS deben ajustar cuidadosamente sus modelos de negocio para adaptarse a esta nueva realidad, optando por fuentes de ingresos comerciales o contractuales. En el ámbito comercial, se prevé un aumento de las oportunidades de arbitraje debido al rápido crecimiento de las energías renovables y la evolución del mecanismo de balance. Sin embargo, es fundamental mantenerse informado sobre la posibilidad de una tarificación zonal, que podría generar diferencias significativas en las oportunidades de arbitraje entre regiones. En el ámbito contractual, el mercado de capacidad seguirá proporcionando ingresos garantizados. Los acuerdos de precio mínimo y de peaje a tarifa fija podrían convertirse en opciones más comunes para que los proyectos BESS aseguren sus ingresos, mientras que otros ingresos contractuales, como los PPA, también podrían estar disponibles. La disminución de los costes de los sistemas de almacenamiento de energía reducirá los gastos de capital para nuevos proyectos y para la ampliación o sustitución de los existentes. Sin embargo, no existen garantías y no deben descartarse los riesgos de interrupciones en la cadena de suministro y aranceles. A pesar de las incertidumbres en el mercado de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés), la necesidad de la red eléctrica del Reino Unido de aumentar su capacidad de almacenamiento es evidente. Los planes gubernamentales ofrecen una dirección clara para el desarrollo futuro, y los extensos datos y análisis de mercado sobre el mercado BESS del Reino Unido señalan oportunidades para los inversores. El camino a seguir puede ser más complejo, pero las oportunidades de crecimiento e innovación en el mercado BESS del Reino Unido siguen siendo enormes. Manteniéndose informados, siendo adaptables y buscando alianzas con instituciones financieras que se adaptan a estas nuevas reglas del mercado, los inversores pueden superar estos desafíos al tiempo que contribuyen a la transición energética del Reino Unido.
