Los derechos de ingresos por congestión (CRR) y los derechos financieros de transmisión (FTR) 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, sus oportunidades de ingresos dependen de la dinámica de precios en su ubicación dentro del sistema. 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 tanto, los patrones de 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.
La ubicación de una batería en la red determina en gran medida sus ingresos como activo de mercado. ¿Cómo puede su operador gestionar el riesgo de precio local —e incluso beneficiarse de las diferencias de precios a lo largo de la red?
¿La respuesta? Derechos de Ingresos por Congestión.
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Los derechos de ingresos por congestión permiten a los generadores acceder a precios más altos 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 que los participantes del mercado —ya sean generadores, consumidores o almacenamiento— cubran el riesgo de precio local. Las unidades de generación pueden exponerse a precios más altos cerca de los centros de demanda, y 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 periodo del día en que el contrato está activo, generalmente horas punta y fuera de punta, según la región.
- Volumen: La cantidad de energía contratada, en MW.
- Origen: El punto de la red donde se añade la energía, por ejemplo, el nodo del generador.
- Destino: El punto de la red donde se retira la energía, a menudo el hub de negociación de una zona de carga.
- Tipo: Un CRR puede ser una “obligación” u “opción”. En este artículo nos centramos en la modalidad de obligación.
Los pagos de los CRR se financian con las rentas de congestión recaudadas por el operador de la red. Esto los diferencia de los instrumentos de cobertura —como futuros y opciones— del mercado financiero: no existe una contraparte que asuma el riesgo opuesto. El precio de los contratos se determina en subastas que se celebran cada mes o temporada.
Los contratos CRR son flexibles y puramente financieros, y el destino no necesita estar conectado físicamente al origen. Del mismo modo, un participante del mercado no necesita poseer u operar infraestructura física en un nodo involucrado en la transacción. Esto es clave para que los CRR sean una herramienta viable de gestión de riesgos para las baterías.
¿Cómo funcionan los CRR y cómo aumentan los ingresos?
Un CRR paga a su titular la diferencia de precio entre dos nodos, multiplicada por el volumen contratado en MW.
La diferencia entre ambos precios se llama “base” y se calcula como el precio en el nodo destino menos el precio en el nodo origen. Estos contratos utilizan los precios day-ahead (del día siguiente) del nodo y son productos puramente financieros: la operación física no interviene en la liquidación.
Podemos usar el nodo de precios de Angleton BESS en ERCOT para ilustrar el uso práctico de los CRR.
Desde su puesta en marcha en marzo de 2025 hasta agosto de 2025, Angleton ha obtenido $16/kW en Servicios Complementarios y arbitraje de energía, es decir, $160,000 en total. El sitio ha sido la batería con mejor desempeño en cuanto a su tasa de captura de precios Top-Bottom, tal como se destaca en los informes de referencia de Modo Energy para agosto y septiembre de 2025.
Un contrato CRR on-peak de 10MW 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 $50,700 al titular del contrato.
La diferencia entre los dos precios nodales durante las horas punta (días laborables de 7am a 9pm) en el trimestre suma $5,073. Multiplicado por el volumen de 10MW del contrato, se obtiene un valor nominal de $50,700.
El precio en el nodo de Angleton BESS suele ser más bajo que el de la Zona de Carga de Houston en 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 pequeño para resolver la restricción de congestión.
Incorporar un contrato CRR habría incrementado los ingresos de Angleton. El CRR ilustrativo descrito anteriormente habría elevado los ingresos totales a $210,000, 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 puede cubrir una de estas direcciones. Esto obliga a los operadores a elegir qué riesgo es más relevante.
(Nota: las opciones CRR funcionan de manera diferente a las obligaciones CRR, pero están 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
Consideremos 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. Pero si el precio del hub es aún menor, la batería debe realizar pagos CRR que afectan sus ganancias.
Ahora consideremos precios nodales altos. Aquí el CRR puede ser un catalizador: si los precios del hub son aún más altos, el contrato incrementa los ingresos y pone el desempeño de la batería en línea con otras de su zona. Si los precios del hub son menores, los pagos 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 contra pérdidas.
A diferencia de los generadores tradicionales, los CRR crean una dinámica única para las baterías en cuanto a la carga.
Un CRR con el origen en el nodo de la batería aumenta los riesgos asociados con la carga al mediodía.
Si el precio nodal de la batería es bajo al mediodía, puede cargar de forma económica para prepararse para el pico vespertino. Un precio más alto en el hub generaría pagos CRR que compensarían 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 en esta situación implican una carga costosa y obligaciones CRR significativas.
Colocar el destino en el nodo de la batería puede cubrir el riesgo matutino
Aunque los términos “origen” y “destino” evocan flujos de energía reales, 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 con precios desfavorables en los periodos de carga. La lógica de la sección anterior se aplica también aquí.
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 origen de mayor precio. Si los nodos origen y destino están más cercanos en precio, el CRR aumenta los egresos de efectivo, pero en menor medida.
El verdadero valor de tener un CRR con destino en el nodo de un activo aparece cuando los precios nodales son altos justo cuando el activo necesita cargar. Si el precio destino está a la par o por encima del precio nodal, tener el CRR solo puede aumentar los ingresos netos. Pero los pagos CRR pueden compensar significativamente los costos de carga si los precios destino son menores.
¿Cuándo conviene 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.
Tras analizar la dinámica de precios en el nodo del activo y tomar esa decisión, tres criterios determinan cuándo los CRR ofrecen coberturas efectivas.
- Congestión predecible: Los patrones persistentes de congestión son buenos candidatos para los CRR.
- Riesgo asimétrico: Los CRR solo cubren en una dirección, pero las baterías operan en dos —aprovecha 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 de congestión cambian, la cobertura protege contra escenarios adversos.
¿Cómo podría verse ese proceso de decisión en la práctica?
Aprovecha dinámicas similares, aunque 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.
También comparte sitio con la planta solar Henrietta de 100MW, lo que expone a la unidad BESS 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 on-peak de este tipo, con origen en el hub de precios de carga de Southern California Edison (SCE), puede reducir significativamente los riesgos de ingresos en invierno.
La irradiancia solar disminuye en invierno, pero la magnitud de ese cambio depende de varios factores, uno de los cuales es la latitud de medición. Como el sitio Henrietta está más al norte que la mayoría de las demás plantas solares —y todas las de la región de SCE—, su irradiancia disminuye más.
Eso significó que había menos energía solar barata disponible para que Henrietta BESS cargara. Las lluvias asociadas a eventos de ríos atmosféricos que llegaron al Valle Central pero no a los desiertos californianos ampliaron aún más la diferencia.
En la segunda mitad de diciembre, el precio nodal de Henrietta BESS bajó de $20/MWh solo una vez, mientras que el SCE LAP lo hizo seis veces, incluso llegando a ser negativo en una ocasión.
Un CRR desde el hub de carga de SCE hasta el nodo de Henrietta BESS podría haber aprovechado esos precios bajos de carga.
El contrato mitiga los riesgos de estar en una región menos favorable para la energía solar que el desierto.
Por supuesto, la situación fue la inversa a principios de mes: los precios nodales de Henrietta eran más bajos, generando obligaciones CRR. Sin embargo, Henrietta BESS habría salido ganando: la base total on-peak del mes fue de $517/MW.
El conocimiento regional maximiza el valor de los CRR
Tanto para Angleton como para Henrietta, el conocimiento de los patrones de precios nodales permitió un uso eficaz de los CRR. En el caso de Angleton, se trata de reconocer que la unidad está en el lado “incorrecto” de una planta solar mucho mayor de manera predecible y sortear la planta con un CRR. En el caso de Henrietta, su CRR ilustrativo desacopla sus ingresos de la dinámica climática 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 fundamental.
Los CRR son instrumentos flexibles
En todos los ejemplos anteriores, el CRR involucraba el nodo de una batería concreta. Sin embargo, no tiene por qué ser así: los CRR son instrumentos versátiles y pueden involucrar cualquier par de nodos en la red.
Estas situaciones se consideran más bien “especulación” o, al menos, “cobertura estadística”, ya que un CRR así no responde a los cambios en el LMP del activo. Sin embargo, pueden ofrecer los mismos resultados que las coberturas directas mencionadas antes.
Esta idea puede ser especialmente valiosa para propietarios con una cartera de BESS. Los sitios individuales enfrentan riesgos correlacionados si están en regiones similares o conectados a rutas de transmisión relacionadas. Una cartera de CRR puede modificar la exposición agregada al riesgo, reduciendo la correlación con eventos climáticos o fallos de transmisión. El conjunto adecuado de CRR puede moldear el perfil de riesgo según las preferencias del inversor.
Sin embargo, algunos de estos instrumentos de cobertura pueden ser muy valorados por muchos participantes del mercado —por ejemplo, un CRR on-peak de SP15 a NP15. 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 Ingresos por Congestión para cubrir el riesgo de base nodal, escribe al autor a logan@modoenergy.com.
