Se espera que los ingresos para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en ERCOT se sitúen en $2.03/kW en octubre de 2025, lo que representa una disminución del 40% respecto a octubre de 2024.

Para agosto de 2025, los datos finales confirman que las baterías ganaron $2.27/kW, un 69% menos que en agosto de 2024.

Las oportunidades de ingresos continuaron disminuyendo año tras año, con las diferencias de precios en tiempo real y los precios promedio de los Servicios Auxiliares bajando un 14% y un 45%, respectivamente. Esto ocurre a pesar de los aumentos en la demanda máxima y promedio del 4% y 5%, respectivamente.

La mayor disminución anticipada de ingresos se da en los Servicios Auxiliares, donde se espera que los ingresos hayan caído de $1.52/kW-mes en octubre de 2024, a $0.50/kW-mes en octubre de 2025.

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ERCOT Nowcast | Octubre 2025: $2.03/kW-mes

Las diferencias de precios suprimidas en los mercados de Energía del Día Anterior (-38%) y Energía en Tiempo Real (-14%) se prevé que reduzcan los ingresos de baterías a gran escala en un 40% interanual.

Las diferencias promedio de precios en el Día Anterior y en Tiempo Real —la diferencia entre el precio más alto y el más bajo de cada mercado— cayeron a $61/MWh y $71/MWh. Esto ocurre a pesar de que los impulsores de estas diferencias mejoraron, incluyendo un aumento del 4% en la carga neta máxima y un incremento del 41% en los precios del gas.

Las diferencias cayeron debido al aumento de los precios mínimos y la disminución de los precios máximos, reduciendo la oportunidad de arbitraje en ambos extremos.

Por qué subieron los precios mínimos - cargar es más caro

La carga neta a media mañana —cuando la generación solar comienza a alcanzar su pico y la carga neta suele estar en su punto más bajo— se mantuvo estable año tras año en 26 GW, a pesar de un aumento en la generación solar (+1.7 GW). Un aumento en la demanda promedio durante todo el día (+2.8 GW) compensó este incremento en la generación solar.

El aumento en la demanda se debió en parte al incremento en la carga de baterías. El pico promedio diario de carga subió de 1.7 GW a 3.3 GW, lo que llevó al alza de los precios durante las horas de carga.

Por qué bajaron los precios máximos, reduciendo ingresos

La carga neta máxima aumentó en 2 GW (de 52 GW a 54 GW), pero esto fue igualado y superado por la producción neta de baterías en la tarde, que creció en 2.4 GW.

Las salidas de servicio de generación térmica en ERCOT aumentaron a 14 GW en octubre, ya que Texas inicia su temporada de mantenimiento para el invierno.

Sin plantas de gas de punta compitiendo para proveer energía despachable, los precios máximos del sistema dependen menos de los costos del gas y más de las ofertas de energía de las baterías.

Las baterías marcaron el precio de la energía más frecuentemente durante las horas pico del día —generalmente al atardecer— cuando una mayor proporción de generación a gas está fuera de servicio. Además, la capacidad instalada total creció en más de 4 GW año tras año. Esto permitió que las baterías ofrecieran energía en estos intervalos a precios cada vez más competitivos.

Como resultado, las baterías redujeron los precios máximos y canibalizaron su propia oportunidad.

Las diferencias de precios siguen siendo altas en el Oeste: $3.4/kW-mes

Las baterías en la zona de carga Oeste de ERCOT siguen experimentando las diferencias medianas más altas, debido a la fuerte expansión solar en la región. El alto consumo de fuentes de demanda continua como productores de petróleo y gas en la Cuenca Pérmica también eleva los precios máximos en parte de la región durante las horas de la tarde.