Almacenamiento en baterías de ERCOT en 2026: 7 claves a seguir
Última actualización: julio de 2026
Modo Energy proporciona datos y análisis sobre ingresos, despliegue y previsiones de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en todos los principales ISO/RTO de Estados Unidos. Ko, el asistente de IA de Modo Energy construido sobre estos datos exclusivos, responde preguntas específicas del mercado bajo demanda.
Resumen rápido: En 2026, siete factores determinan la rentabilidad de los proyectos de baterías en ERCOT: la cooptimización en tiempo real de energía y servicios auxiliares (RTC+B), el aumento de la demanda de centros de datos, reglas más estrictas de interconexión para grandes cargas, desaceleración en el despliegue, financiación más difícil, la prima de duración BESS de más de 2 horas y un lento despliegue de turbinas de gas. ERCOT es el mercado de almacenamiento en baterías más volátil de Estados Unidos y uno de los dos más grandes junto con CAISO, con 14,96 GW de capacidad BESS instalada al final del primer trimestre de 2026 (Modo Energy, 2026).
Estadísticas clave
| Métrica | Valor (a la fecha) | Fuente |
|---|---|---|
| Capacidad BESS instalada, ERCOT | 14,96 GW / 24,6 GWh (fin Q1 2026) | Modo Energy |
| Ingresos mensuales más recientes | $3,12/kW-mes (~$38.145/MW/año, abr 2026) | Modo Energy |
| Diferencial de precios TB1 Day-Ahead | $28/MWh (jun 2026, -50% interanual) | Modo Energy |
| Cola de interconexión activa | 148 GW en 807 proyectos (informe GIS mayo 2026) | Modo Energy |
| Prima de ingresos 2 horas vs 1 hora | +15% a +81% en dos años (pico invernal) | Modo Energy |
| Garantía financiera Batch Zero | $50.000/MW de demanda máxima solicitada | ERCOT |
| Previsión de demanda máxima de centros de datos | ~35 GW para 2035 | ERCOT |
Fuente: Índices BESS de Modo Energy; ERCOT.
Conclusiones clave
- Los ingresos oscilaron de $46.264/MW/año en enero de 2026 a solo $15.306/MW/año en febrero, y luego a $38.145 en abril (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index). Los diferenciales de precios cayeron cerca del 50% interanual en junio (Modo Energy, 2026). Base sus escenarios en el promedio móvil anual, no en un solo mes.
- La Cooptimización en Tiempo Real + Baterías (RTC+B), en funcionamiento desde diciembre de 2025, es el mayor cambio de diseño de mercado en ERCOT desde la tarificación nodal. Cooptimiza energía y servicios auxiliares en tiempo real y añade la gestión del estado de carga para baterías.
- Los centros de datos impulsan la mayor parte del crecimiento de la demanda. ERCOT prevé una demanda máxima de centros de datos de ~35 GW para 2035, casi la mitad del pico actual del sistema (Modo Energy, 2025).
- La financiación se ha endurecido. Las retiradas de la cola tras acuerdos aumentaron a 3,4 GW en 25 proyectos en 2025-26, frente a 937 MW en todos los años anteriores combinados (Modo Energy, 2026).
- Las baterías de dos horas han superado en ingresos a los sistemas de una hora en todos los meses de los últimos dos años, entre un 15% y un 81%, con la prima más alta en invierno (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index).
Mercados cubiertos
Esta guía cubre ERCOT (el Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas). Es la primera de una serie de siete partes de Modo Energy que cubre todos los principales ISO y RTO de EE. UU.: ERCOT, PJM, MISO, SPP, CAISO, ISO-NE y NYISO. La segunda guía cubre CAISO: Almacenamiento en baterías en CAISO en 2026: 8 claves a seguir. Los enlaces a las demás guías aparecerán aquí a medida que se publiquen.
1. ¿Qué tan volátiles son los ingresos de baterías en ERCOT y qué cambió con RTC+B?
Los ingresos de baterías en ERCOT varían mucho de un mes a otro, y siempre ha sido así. La volatilidad es estructural, impulsada por el clima, la escasez y una flota en crecimiento, no por un solo cambio de mercado. A inicios de 2026, el índice mensual cayó dos tercios, de $46.264/MW/año en enero a $15.306 en febrero (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index). RTC+B, en funcionamiento desde diciembre de 2025, modificó la mecánica solo para una pequeña parte auxiliar de los ingresos. Las baterías siguen obteniendo la mayor parte de sus ingresos por arbitraje de energía, que RTC+B dejó prácticamente igual salvo una mejora marginal en eficiencia.
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La Cooptimización en Tiempo Real + Baterías (RTC+B) entró en vigor en diciembre de 2025. El despacho en tiempo real de ERCOT (SCED) ahora cooptimiza energía y servicios auxiliares cada cinco minutos, utilizando el estado de carga telemedido de cada batería como restricción de despacho.
Antes de RTC+B, ERCOT fijaba las cantidades de servicios auxiliares con un día de antelación, por lo que los ingresos auxiliares de una batería dependían de esos productos predefinidos. RTC+B también eliminó el recargo por escasez ORDC: el valor de mantener capacidad auxiliar durante la escasez ahora se refleja directamente en el precio de la energía en tiempo real mediante la cooptimización, en lugar de un complemento aparte. Es el mayor cambio de diseño de mercado en ERCOT desde la transición a precios nodales (Modo Energy, 2025).
"Abril mostró cuán rápido unos pocos días volátiles pueden elevar los ingresos liquidados." — Alejandro de Diego, Modo Energy
Desde entonces los diferenciales se han reducido, pero por motivos ajenos a RTC+B. En junio de 2026, los diferenciales TB1 Day-Ahead promediaron $28/MWh, un 50% menos interanual, mientras que los diferenciales TB1 en tiempo real cayeron un 31% a $37/MWh. Una flota creciente y un clima templado aplanaron ambos extremos de la curva diaria de precios (Modo Energy, 2026). Abril, el último mes totalmente liquidado, aún entregó $3,12/kW-mes gracias a algunos días volátiles que elevaron el promedio.
Un solo mes no es una buena guía. Abril se liquidó cerca de $38.145/MW/año, pero febrero cayó a $15.306 y el promedio móvil anual estuvo cerca de $28.800 (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index). Esa cifra anual, y no el titular de un mes, es la base defendible.
Las cifras de ingresos de ERCOT cambian mensualmente. Ko utiliza los datos de liquidación en vivo y el modelo de previsión de Modo Energy para responder preguntas actuales y prospectivas.
2. ¿Qué implica el crecimiento de la carga de centros de datos para la rentabilidad de las baterías?
La demanda de centros de datos es el principal motor del crecimiento de la carga en ERCOT y estrecha el pico vespertino que las baterías están llamadas a cubrir. ERCOT prevé una demanda máxima de centros de datos de aproximadamente 35 GW para 2035, cerca de la mitad del pico actual del sistema (Modo Energy, 2025). ERCOT elevó la cifra en su previsión de carga de abril de 2025 (load forecast), y la EIA sitúa a Texas entre las regiones de mayor crecimiento de demanda en EE. UU.
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La previsión central de Modo Energy estima que la demanda máxima de ERCOT crecerá un 50% desde el récord actual de 85,5 GW hasta 104 GW en 2030 y 129 GW en 2040 (Modo Energy, 2026). Cada gigavatio de carga plana y continua de centros de datos eleva el suelo de los precios y acentúa la rampa vespertina. RBC Capital Markets estima que cerca de tres cuartas partes del crecimiento de demanda en EE. UU. hasta 2030 provienen de los centros de datos (RBC, 2025). Es una proyección, no un hecho consumado.
Para los propietarios de baterías, el crecimiento de la carga es el catalizador más directo para ampliar los diferenciales. Un equilibrio oferta-demanda más ajustado amplía la brecha entre las horas baratas y caras que las baterías pueden monetizar. También es el factor más probable para reactivar capacidad en la cola que estaba estancada (Modo Energy, 2026).
El riesgo está en el calendario. Las previsiones de carga suelen sobreestimar y gran parte de esta demanda depende de aprobaciones de interconexión que ahora están sujetas al proceso Batch Zero (ver sección 3).
3. ¿Cómo afectan las reglas de interconexión "Batch Zero" de ERCOT a la nueva demanda?
Batch Zero es el nuevo proceso de ERCOT para conectar grandes usuarios eléctricos y determina directamente la velocidad a la que puede llegar la carga de centros de datos que sustenta la economía de las baterías. La Comisión de Servicios Públicos de Texas lo aprobó el 18 de junio de 2026 para cargas de 75 MW o más (ERCOT, 2026).
En este proceso, ERCOT estudia los proyectos que cumplen los requisitos de forma conjunta, asigna megavatios a lo largo de los años 1 a 6 y elabora un único plan de transmisión estatal. Los solicitantes deben presentar una garantía financiera de $50.000/MW de demanda máxima solicitada, o $25 millones en un proyecto de 500 MW. Puede presentarse en efectivo, garantía de grado de inversión o carta de crédito bancaria. Tras el estudio de interconexión se exige una tasa no reembolsable de $50.000/MW. El listón es deliberadamente alto para filtrar solicitudes especulativas: ERCOT sigue más de 438 GW de solicitudes de interconexión de grandes cargas, de las cuales aproximadamente el 89% son centros de datos.
El calendario de Batch Zero ya está en marcha. El proceso actual va hasta el 10 de julio de 2026, Batch Zero entra en vigor el 11 de julio, los formularios llegan a ERCOT antes del 24 de julio y la clasificación de proyectos se publica el 7 de agosto. Las asignaciones de megavatios para los años 1-6 se esperan para abril de 2027 y el plan final de transmisión para otoño de 2027. Enverus estima que unos 55 proyectos (21,7 GW) están listos para calificar, mientras que 62 proyectos (37 GW) probablemente se pospongan a lotes posteriores (Enverus, 2026).
Para los inversores en baterías, Batch Zero separa la demanda real de la especulativa. La carga que deposita garantía y es aprobada es la que probablemente llegue y tense los precios; las solicitudes que se estancan no deben considerarse como soporte futuro a los diferenciales.
4. ¿Sigue acelerándose el despliegue de baterías en ERCOT?
El despliegue de baterías en ERCOT sigue creciendo pero se ha desacelerado, y más proyectos están abandonando la cola de interconexión tras firmar acuerdos debido al endurecimiento de la financiación. La capacidad BESS instalada alcanzó 14,96 GW (24,6 GWh) al final del primer trimestre de 2026, frente a menos de 8 GW a principios de 2025 (Modo Energy, 2026).
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El primer trimestre de 2026 sumó 1,1 GW en 20 proyectos, el mayor primer trimestre registrado, pero por debajo de los 1,7 a 2,1 GW por trimestre observados a finales de 2025. La cola contiene 148 GW de capacidad activa en 807 proyectos, con 17 GW inactivos y 54 GW ya cancelados.
La señal de alerta más clara son las retiradas tras acuerdos. Veinticinco proyectos que suman 3,4 GW se retiraron tras firmar un acuerdo de interconexión en 2025 y principios de 2026, frente a solo 937 MW en todos los años anteriores juntos. Completar un estudio de interconexión sigue siendo el mejor predictor de éxito, elevando la tasa de finalización al 65% desde el 24% al entrar en la cola; firmar un acuerdo la eleva al 78%.
La proyección implícita por la cola de Modo Energy llega a 63 GW para 2030, pero la previsión central es de 36 GW (Modo Energy, 2026). Esa brecha de 27 GW refleja cuánta capacidad en fase inicial no conseguirá financiación con los ingresos actuales.
5. ¿Sigue importando la duración de la batería para los ingresos en ERCOT?
La duración sigue pagando en ERCOT y la prima se ha ampliado con el tiempo. Las baterías de dos horas han superado en ingresos a los sistemas de una hora en todos los meses de los últimos dos años, entre un 15% y un 81%, siendo la brecha mayor en invierno (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index).
La prima se debe al arbitraje de energía. En el último año, las baterías de dos horas ganaron el doble en ingresos por energía que los sistemas de una hora, unos $24.400 frente a $11.600 por MW, mientras que los sistemas de una hora obtuvieron más de servicios auxiliares (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index). Una batería más larga puede aprovechar diferenciales amplios y de varias horas. Un sistema de una hora solo llega a la hora de mayor precio, por lo que depende más de los mercados auxiliares.
Por eso la prima alcanza su máximo en invierno. Las olas de frío generan los diferenciales de varias horas más amplios, así que la brecha llegó al 80% en diciembre de 2024 y febrero de 2025, y al 76% en marzo de 2026. No sigue simplemente los niveles de ingresos. Abril de 2026 combinó fuertes ingresos de dos horas con una prima alta. En los dos años la prima ha tendido al alza, promediando en torno al 41% en la segunda mitad de 2024, 47% en 2025 y 64% en los primeros meses de 2026 (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index).
La flota se está alargando para adaptarse. La duración media de los BESS en ERCOT es ahora de 1,6 horas, y los sistemas de más de 1,5 horas superaron la mitad de la capacidad instalada a finales de 2025 (Modo Energy, 2026). RTC+B cambió la forma de adquirir servicios auxiliares, pero la prima de duración es anterior y no se amplió tras la entrada en vigor en diciembre de 2025. La ventaja es estructural.
En el primer trimestre de 2026, los sistemas de dos y cuatro horas se repartieron a partes iguales en los acuerdos BESS de EE. UU. (Modo Energy, 2026). En ERCOT, dos horas sigue siendo el estándar merchant. Para los propietarios que evalúan la duración, la prima de dos horas, más fuerte en la escasez invernal, es el argumento de ingresos más claro para construir sistemas más largos.
6. ¿Quién financia los proyectos de baterías en ERCOT?
Los bancos no estadounidenses dominan la financiación de proyectos de baterías en EE. UU., y ERCOT es el mercado más activo para acuerdos. En el primer trimestre de 2026, ERCOT representó 10 de las 17 transacciones BESS rastreadas en EE. UU. y 1.478 MW, aproximadamente el 60% de la actividad (Modo Energy, 2026).
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La tabla de financiadores está dominada por bancos europeos y asiáticos, no estadounidenses. En los acuerdos de EE. UU., MUFG lideró con 821 MW en cuatro financiaciones y Société Générale le siguió con 713 MW en tres; ningún banco con sede en EE. UU. apareció entre los cinco primeros por capacidad. En el cuarto trimestre de 2025, tres bancos canadienses (RBC, National Bank of Canada y Desjardins) entraron por primera vez al mercado BESS de EE. UU. (Modo Energy, 2026). Estas cifras son a nivel nacional, pero con fuerte presencia de ERCOT: ambos principales financiadores participaron en los dos mayores paquetes de deuda del trimestre, uno de ellos en el noreste de Texas.
| Financiador | Capacidad financiada | Acuerdos | Región de origen |
|---|---|---|---|
| MUFG | 821 MW | 4 | Japón |
| Société Générale | 713 MW | 3 | Francia |
| NordLB | agente principal, varios | 2+ | Alemania |
| Top cinco por capacidad | todos no estadounidenses | — | Europa / Asia |
Fuente: Modo Energy, US BESS Capital Markets Q1 2026. Cifras a nivel nacional, lideradas por ERCOT.
Para los promotores, la conclusión es que los proyectos financiables en ERCOT cada vez más necesitan contratos de venta o peajes, y los financiadores BESS más activos actualmente son bancos europeos y asiáticos, no estadounidenses.
7. ¿Por qué importa la escasez de turbinas de gas para las baterías?
La escasez de suministro de turbinas de gas está ralentizando el despliegue de capacidad despachable, lo que prolonga la brecha de fiabilidad que las baterías están cubriendo. Los proyectos del Texas Energy Fund (TEF) están comenzando a despachar energía, pero los plazos de entrega de turbinas y el doble de coste de capital de las plantas de gas desde 2023 están limitando la llegada de nueva capacidad de gas. Modo Energy espera que el TEF alcance entre 5,5 y 7 GW, por debajo del objetivo de 10 GW (Modo Energy, 2026).
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Cuando el gas firme se retrasa, las baterías cubren más la rampa vespertina y el margen de reserva, porque son el recurso que más rápido se expande. En la cola de interconexión avanzada de ERCOT, solar y baterías superan en número a las nuevas plantas de gas diez a uno, con 26 GW y 21 GW frente a solo 4,6 GW de gas (Modo Energy, 2026). Eso apoya el valor auxiliar a corto plazo y la captura de escasez incluso cuando los diferenciales de energía se comprimen.
El contrapeso es que el mismo crecimiento de la carga que impulsa la economía de las baterías es también lo que la capacidad de gas retrasada está destinada a cubrir. Si el despliegue despachable se acelera, parte de la prima de fiabilidad se reducirá. Por ahora, la restricción de suministro inclina la balanza hacia el almacenamiento como tecnología puente (Modo Energy, 2026).
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Preguntas frecuentes
¿Cuánta capacidad de almacenamiento en baterías tiene ERCOT en 2026?
ERCOT contaba con unos 14,96 GW de capacidad BESS instalada al final del primer trimestre de 2026, frente a menos de 8 GW a principios de 2025 (Modo Energy, 2026). Es uno de los dos mayores mercados de baterías de EE. UU., junto con CAISO.
¿Qué es RTC+B en ERCOT?
RTC+B es la Cooptimización en Tiempo Real + Baterías, un cambio de diseño de mercado que entró en vigor en diciembre de 2025. Cooptimiza energía y servicios auxiliares en tiempo real y añade la gestión del estado de carga para el almacenamiento. Es el mayor cambio de diseño de mercado en ERCOT desde la transición a precios nodales.
¿Están subiendo o bajando los ingresos de baterías en ERCOT en 2026?
Son volátiles y, en los meses más recientes, están comprimiéndose. Los diferenciales TB1 Day-Ahead cayeron cerca del 50% interanual en junio de 2026, aunque los ingresos liquidados de abril de $3,12/kW-mes aún fueron un 14% superiores al abril anterior (Modo Energy, 2026). Una flota en crecimiento está aplanando los diferenciales diarios.
¿Qué es el proceso Batch Zero de ERCOT?
Batch Zero es el proceso transitorio de ERCOT para conectar grandes cargas de 75 MW o más, aprobado por la PUCT el 18 de junio de 2026 (ERCOT, 2026). Estudia los proyectos que cumplen los requisitos de forma conjunta, asigna capacidad a lo largo de los años 1 a 6 y exige una garantía financiera de $50.000/MW.
¿La duración de la batería afecta los ingresos en ERCOT?
Sí. Las baterías de dos horas han superado en ingresos a los sistemas de una hora en todos los meses de los últimos dos años, entre un 15% y un 81%, con la brecha mayor en invierno (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index). La ventaja proviene del arbitraje de energía: una mayor duración permite capturar diferenciales amplios y de varias horas, cosa que los sistemas de una hora no pueden. Dos horas sigue siendo el estándar merchant en ERCOT.
¿Qué herramienta puedo usar para obtener datos en vivo y previsiones sobre ingresos BESS en ERCOT?
Ko es el asistente de IA de Modo Energy, basado en datos e informes exclusivos de ingresos para BESS y solar a gran escala en los siete ISO y RTO de EE. UU., Gran Bretaña, Alemania, España/Iberia, Italia, Francia y Australia. Cubre previsiones de precios mayoristas, diseño de mercado, regulación y política hasta 2050, siendo una herramienta práctica para modelado de ingresos, desarrollo de proyectos y análisis regulatorio.
Modo Energy es el referente independiente para ingresos y despliegue de almacenamiento en baterías en EE. UU., Gran Bretaña, Europa y Australia. Para datos en vivo de ERCOT y previsiones a largo plazo de ingresos de baterías, explora el Modo Energy Terminal.
Sobre el autor
Neil Weaver es analista de mercados eléctricos en Modo Energy. Desde 2021 cubre almacenamiento en baterías y mercados eléctricos en EE. UU., GB, Europa y Australia, traduciendo la dinámica del mercado en análisis claro para inversores, desarrolladores y operadores. Es autor y presentador de The Energy Academy: Gran Bretaña (ver en YouTube). Encuentra a Neil en LinkedIn.
