Los derechos de ingreso por congestión (CRRs) y los derechos financieros de transmisión (FTRs) son contratos financieros que pueden ayudar a los propietarios y operadores de baterías a cubrir riesgos y, potencialmente, aumentar los rendimientos.
Una vez que un recurso se conecta a la red, la dinámica de precios en su posición determina sus oportunidades de ingresos. A medida que nuevos generadores y líneas de transmisión modifican los flujos de energía y la topología de la red, los patrones de oferta y demanda —y por lo tanto los precios— cambian.
Estos cambios pueden reducir los diferenciales de precios y disminuir los ingresos por arbitraje para las baterías. Por ejemplo, los diferenciales de precios en la zona de carga de Houston han disminuido en los últimos años en comparación con el resto de la red.
Dado que la ubicación de una batería en la red determina significativamente sus ingresos, ¿cómo puede su operador gestionar el riesgo de precio local y, posiblemente, beneficiarse de las diferencias de precios en la red?
¿La respuesta? Derechos de Ingreso por Congestión.
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Los derechos de ingreso por congestión permiten a los generadores acceder a mejores precios, sin importar su ubicación
En una red nodal, el precio marginal local (LMP) varía entre nodos. Normalmente, es más alto en nodos con exceso de demanda y más bajo en nodos con exceso de oferta.
El principio básico de un CRR es permitir a los participantes del mercado cubrir el riesgo de precio local. Estos participantes incluyen unidades de generación, demanda y almacenamiento. Las unidades de generación pueden exponerse a precios más altos cerca de los centros de demanda. Al mismo tiempo, los consumidores pueden acceder a precios más bajos en áreas menos congestionadas de la red.
Existen seis características que definen un CRR:
- Plazo: La duración del contrato, normalmente un mes o una temporada.
- Horario de uso: El horario en que el contrato está activo, usualmente horas punta y fuera de punta, cuyas definiciones varían según la región.
- Volumen: La cantidad de energía contratada, en MW.
- Origen: El punto de la red donde se agrega la energía, por ejemplo, el nodo del generador.
- Destino: El punto de la red donde se retira la energía, a menudo un centro de carga.
- Tipo: Un CRR puede ser una “obligación” u “opción”. En este artículo nos centraremos en el subtipo de obligación.
Los pagos de los CRR se financian con las rentas de congestión recaudadas por el operador de la red. (Las rentas de congestión son los ingresos que reciben los operadores por las diferencias de precios entre ubicaciones cuando las restricciones de transmisión impiden que la energía más barata llegue a las zonas de mayor precio). Esto los diferencia de los instrumentos de cobertura en los mercados financieros. Los futuros y opciones requieren una contraparte que tome la posición opuesta. Con los CRR, no hay contraparte. El precio de los contratos se determina en subastas que se realizan cada mes o temporada.
Los contratos CRR ofrecen flexibilidad y liquidación puramente financiera, sin requerir conexión física entre origen y destino. Asimismo, un participante no necesita poseer ni operar infraestructura física en un nodo involucrado en la transacción. Esto es clave para que los CRR sean una herramienta útil de gestión de riesgo para baterías.
¿Cómo funcionan los CRR y cómo aumentan los ingresos?
Un CRR paga al titular la diferencia de precio entre dos nodos, multiplicada por el volumen contratado, en MW.
Los operadores llaman a la diferencia entre los dos precios “base” y la calculan restando el precio del nodo de origen al del nodo de destino. Estos contratos usan los precios day-ahead del nodo y son productos puramente financieros. Además, las operaciones físicas no intervienen en la liquidación.
Podemos usar el nodo de precios de Angleton BESS en ERCOT para ilustrar cómo se usan los CRR en la práctica.
Desde su puesta en marcha en marzo de 2025 hasta agosto de 2025, Angleton ha obtenido $16/kW en Servicios Auxiliares y arbitraje de energía, o $160k en total. El sitio ha sido la batería con mejor desempeño en cuanto a su tasa de captura de precios Top-Bottom, como se destaca en los informes de referencia de Modo Energy para agosto y septiembre de 2025.
Un contrato CRR de 10MW en horas punta en el segundo trimestre de 2025, entre el nodo de Angleton BESS y el Hub de la zona de carga de Houston, habría entregado un pago CRR de $50.7k al titular del contrato.
El precio en el nodo de Angleton BESS suele ser inferior al de la zona de carga de Houston en las horas punta. Esto se debe a la planta solar vecina de 380MW que reduce los precios al mediodía en la región, y al hecho de que Angleton, con una potencia nominal de 9.9MW, es demasiado pequeña para resolver la congestión.
Incorporar un contrato CRR habría incrementado los ingresos de Angleton. El CRR ilustrativo mencionado habría elevado los ingresos totales a $210k, un aumento del 31%.
¿Pueden los CRR cubrir el riesgo de base local de una batería?
En resumen: sí, pero las baterías enfrentan desafíos únicos.
Una batería necesita cargar y descargar, pero un CRR estándar solo cubre una de estas direcciones. Esto obliga a los operadores a elegir qué riesgo es más importante.
(Nota: las opciones CRR se comportan de forma diferente a las obligaciones CRR, pero quedan fuera del alcance de este artículo.)
Usar el nodo de la batería como origen cubre riesgos en el pico vespertino, pero aumenta la exposición en la mañana
Considera primero cuando la batería descarga con precios nodales bajos. Si el precio del hub es mayor que el precio nodal de la batería, el CRR paga, compensando parcialmente los bajos ingresos del mercado mayorista. Pero si el precio del hub es aún más bajo, la batería debe pagar por el CRR, reduciendo su beneficio.
Ahora considera precios nodales altos. Aquí el CRR puede ser un catalizador: si los precios del hub son aún más altos, el contrato eleva los ingresos y alinea el desempeño de la batería con otros en su zona. Si los precios del hub son más bajos, los pagos del CRR reducen los ingresos y el beneficio de la congestión local.
Pero esa es la naturaleza de una cobertura: se sacrifica parte del potencial de ganancia para protegerse ante escenarios negativos.
A diferencia de los generadores tradicionales, los CRR crean una dinámica única para las baterías cuando se trata de la carga.
Un CRR con el origen en el nodo de la batería aumenta los riesgos asociados a la carga al mediodía.
Si el precio nodal de la batería es bajo al mediodía, puede cargar a bajo costo para prepararse para el pico vespertino. Un precio alto en el hub generaría pagos CRR que compensan los costos de carga, beneficiando a la batería.
Pero la situación inversa es la peor de ambas.
Un precio nodal alto y un precio bajo en el hub significan una carga cara y obligaciones importantes por CRR.
Ubicar el destino en el nodo de la batería puede cubrir el riesgo matutino
Aunque los términos “origen” y “destino” evocan flujos físicos de energía, los CRR son contratos puramente financieros. Esto significa que un CRR puede funcionar 'al revés', del hub al nodo del generador.
Este tipo de CRR —con un hub de carga como origen y el nodo de la batería como destino— puede cubrir riesgos asociados a precios desfavorables en los periodos de carga. La lógica de la sección anterior aplica aquí también.
Durante el mediodía, precios nodales bajos significan que cargar es barato. El CRR con destino en el nodo del activo puede hacer que estos periodos sean más caros —es como si la batería comprara energía al nodo de mayor precio. Si los nodos de origen y destino están más cerca en precio, el CRR aumenta los pagos, pero en menor medida.
El verdadero valor de tener un CRR con destino en el nodo del activo surge cuando los precios nodales son altos justo cuando el activo necesita cargar. Si el precio de destino está a la par o por encima del precio nodal, tener el CRR solo puede aumentar los ingresos netos. Pero los pagos del CRR pueden compensar significativamente los costos de carga si los precios de destino son más bajos.
¿Cuándo deberías usar un CRR para cubrir el riesgo de base?
La decisión depende de qué riesgo operativo amenaza más la rentabilidad: la carga o la descarga.
Después de analizar la dinámica de precios en el nodo del activo y tomar esa decisión, tres criterios determinan cuándo los CRR son coberturas efectivas.
- Congestión predecible: Patrones de congestión persistentes son buenos candidatos para CRR.
- Riesgo asimétrico: Los CRR solo funcionan en una dirección, pero las baterías en dos; usa un CRR para transformar ese riesgo en oportunidad.
- Impacto material en la economía del proyecto: El riesgo de congestión debe ser lo suficientemente relevante para justificar la prima del CRR. Incluso si los patrones cambian, la cobertura protege en escenarios negativos.
¿Cómo podría ser ese proceso de decisión en la práctica?
Aprovecha dinámicas similares, pero no idénticas, en otras partes de la red
La unidad Henrietta BESS se encuentra en la zona de congestión NP15 de California, aunque está ubicada en la mitad sur del estado, entre Fresno y Bakersfield.
Además, comparte sitio con la planta solar Henrietta de 100MW, lo que expone a la batería de 10MW a grandes diferenciales. Pero esta dinámica conlleva riesgos, por lo que la batería podría asegurar sus ingresos adquiriendo un CRR con destino en su nodo.
Tener un CRR en horas punta, con origen en el hub de precios de Southern California Edison (SCE), puede reducir significativamente los riesgos de ingresos en invierno.
La irradiación solar disminuye en invierno, pero la magnitud de ese cambio depende de varios factores, uno de ellos la latitud. Como el sitio de Henrietta está más al norte que la mayoría de las otras plantas solares —y todas las de la región SCE— su irradiancia disminuye más.
Eso significó que había menor volumen de energía solar barata disponible para que Henrietta BESS se cargara. Las lluvias asociadas a eventos de ríos atmosféricos que llegaron al Valle Central pero no a los desiertos de California profundizaron aún más la diferencia.
En la segunda mitad de diciembre, el precio nodal de Henrietta BESS cayó por debajo de $20/MWh solo una vez, mientras que el SCE LAP lo hizo seis veces, incluso llegando a valores negativos.
Un CRR desde el hub de carga de SCE hasta el nodo de Henrietta BESS podría haber aprovechado esos precios de carga más bajos.
El contrato mitiga los riesgos de estar en una región menos favorable para la energía solar que el desierto.
Por supuesto, la situación se invirtió a principios de mes: los precios nodales de Henrietta eran más bajos, generando obligaciones por CRR. Sin embargo, Henrietta BESS habría salido ganando: la base total en horas punta del mes fue de $517/MW.
El conocimiento regional maximiza el valor de los CRR
Tanto para Angleton como para Henrietta, conocer los patrones de precios nodales permitió un uso efectivo de los CRR. En el caso de Angleton, se trata de reconocer que la unidad está del “lado equivocado” de una gran planta solar de forma predecible y sortearla con un CRR. En Henrietta, el CRR ilustrativo desacopla sus ingresos del clima local para asegurar los ingresos.
Los CRR son herramientas para gestionar el riesgo de congestión, y la congestión es un fenómeno local. Para aprovechar al máximo estos contratos, el conocimiento de la congestión local es clave.
Los CRR son instrumentos flexibles
En cada uno de los ejemplos anteriores, el CRR involucraba el nodo de una batería. Sin embargo, eso no es obligatorio: los CRR son instrumentos versátiles y pueden involucrar cualquier par de nodos en la red.
Estas situaciones son más bien “especulación” o “cobertura estadística”, ya que ese CRR no responde a los cambios en el LMP del activo. Sin embargo, pueden ofrecer resultados similares a las coberturas directas mencionadas antes.
Esta idea puede ser especialmente valiosa para propietarios con una cartera de BESS. Regiones similares o caminos de transmisión relacionados generan riesgos correlacionados para los sitios individuales dentro de ellas. Una cartera de CRR puede remodelar la exposición agregada al riesgo, reduciendo la correlación con eventos climáticos o fallas de transmisión. El conjunto adecuado de CRR puede adaptar el perfil de riesgo a las preferencias del inversor.
Sin embargo, algunos de esos instrumentos de cobertura pueden ser muy valorados por muchos participantes del mercado, como un CRR en horas punta de SP15 a NP15, por ejemplo. Y esa alta demanda puede traducirse en una prima para esos contratos.
Si quieres saber más sobre cómo los operadores de baterías pueden aprovechar los contratos de Derechos de Ingreso por Congestión para cubrir el riesgo de base nodal, escribe al autor a logan@modoenergy.com.
