​Los ingresos de baterías a escala de red en ERCOT cayeron a $2.07/kW-mes en noviembre de 2025, un 24% menos que el año anterior. Las ganancias acumuladas hasta noviembre alcanzan los $26/kW, una disminución del 51% respecto a los $54/kW registrados hasta noviembre de 2024.

​La actividad de diciembre podría impulsar los ingresos de 2025, tras la introducción de la Co-optimización en tiempo real más baterías. Desde su lanzamiento ha habido una persistente diferencia Day-Ahead/Real-Time (DA/RT) en los precios de los servicios auxiliares. Algunos optimizadores de baterías habrán reconocido y aprovechado esa oportunidad de arbitraje.

La tormenta invernal Fern trajo una fuerte ola de frío a Texas a finales de enero de 2026. Tanto los precios como los spreads aumentaron, aunque ERCOT no experimentó eventos tan dramáticos como durante la tormenta invernal Uri en 2021. Este artículo ofrece una visión general de por qué fue así.

Los lectores pueden consultar el informe de referencia de ERCOT de diciembre de 2025 aquí.

Los suscriptores de Modo Energy Research pueden leer el artículo completo para explorar:

• Los fundamentos del sistema que impulsaron los ingresos en enero de 2026.
• Qué baterías aprovecharon las mayores oportunidades de ingresos.
• Qué revela el dato de liquidación diferida de 60 días de ERCOT sobre los ingresos de baterías en noviembre.
• Cómo se desempeñaron baterías y optimizadores individuales respecto a su potencial de arbitraje.
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​Spreads de precios enero 2026: $135/MWh en tiempo real y $151/MWh Day-Ahead

El Nowcast de Modo Energy, que suele aparecer en los informes de referencia, ha sido pausado mientras recalibramos la estimación tras la introducción de RTC+B.

Enero de 2026 presentó los spreads TB1 mensuales más altos del último año. Los spreads en tiempo real promediaron $135/MWh, frente a $65/MW (+107%) en diciembre de 2025 y $95/MW (+42%) en enero de 2025. Los spreads Day-Ahead alcanzaron $151/MWh, comparado con $46/MW (+233%) en diciembre y $45/MW (+236%) en el enero anterior.