En 2025, el sistema promedio de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en ERCOT obtuvo ingresos un 84% menores que los máximos históricos alcanzados en 2023.

Esto ha sucedido principalmente por dos razones.

Primero, 2024 y 2025 tuvieron dos años consecutivos de clima relativamente suave, lo que contribuyó a la reducción de eventos de precios extremos.

Segundo, probablemente ya hay suficiente almacenamiento de energía en baterías en ERCOT para gestionar la confiabilidad del sistema y mantener los picos de precios al mínimo, al menos por ahora.

Los servicios auxiliares están saturados, mientras que la mayor participación de baterías en arbitraje energético está reduciendo la volatilidad.

El caso de negocio a corto plazo se ha debilitado.

Sin embargo, el crecimiento de la demanda está en camino y, mientras tanto, los generadores térmicos existentes enfrentan las mismas presiones de ingresos que las baterías. Si las jubilaciones de plantas se aceleran antes de que se materialice la nueva demanda, la escasez volverá. Y a medida que la nueva demanda se haga realidad, será necesario más generación y almacenamiento para cubrirla.

La pregunta no es si existe un potencial alcista para el almacenamiento en baterías en ERCOT a 15-20 años, sino cómo se supera la brecha hacia ese potencial en los próximos 2-4 años.

Puntos clave:

• Los ingresos de los BESS han colapsado debido al clima más suave y la saturación del mercado. La capacidad de BESS creció 70 veces desde 2020, mientras que 2024-2025 careció del clima extremo que impulsa la escasez.
• El crecimiento de la demanda es real, pero está sobreestimado. El titular de 220 GW de ERCOT no se materializará. Una proyección realista: 105 GW para 2030, aún así un crecimiento del 22% en cuatro años.
• La demanda está cambiando de perfil. El consumo de energía ha subido un 27% desde 2019, incluso cuando la demanda máxima se estancó. La carga en FWEST creció un 116% en seis años, 4,3 veces más rápido que el promedio de la red.
• Las jubilaciones térmicas pueden restaurar la volatilidad. Más de 22 GW de carbón y gas envejecidos están en riesgo. Solo el gas de ciclo combinado fue rentable en 2024-2025.
• Vienen soluciones de transición. Contratos de firmeza, nuevos servicios auxiliares como DRRS y estructuras creativas de compraventa podrían ayudar a los proyectos a sobrevivir hasta que regrese la escasez.

El clima menos extremo y la saturación del mercado han reducido los ingresos de las baterías

En 2024 y 2025 no se presentaron eventos climáticos extremos en comparación con los promedios estacionales que suelen generar condiciones de escasez.

Los veranos de cada año estuvieron bien alineados con el promedio de 15 años de 2008-2022 en términos de temperatura media. Es decir, las temperaturas fueron 'suaves', sin desviaciones significativas respecto a la norma.

'Suave' no significa por debajo del promedio, sino la ausencia de condiciones que elevan los precios.

Sin embargo, los años de clima suave no son lo único que ha limitado la oportunidad y captura de ingresos para los BESS en ERCOT en los últimos dos años.

La saturación del mercado es el otro factor.

De hecho, probablemente ya existe suficiente almacenamiento en baterías para atender los retos actuales de ERCOT, al menos los que las baterías pueden cubrir y el mercado está diseñado para compensar.

La capacidad instalada de BESS ha crecido rápidamente en ERCOT. Desde el inicio de la década, la capacidad pasó de unos 200 MW a casi 14,000 MW, es decir, más de 70 veces. Casi 10 de esos 14 GW entraron en operación en 2024 y 2025. Más detalles sobre la expansión de BESS en ERCOT en 2025 y las proyecciones de Modo Energy para el futuro aquí.

A medida que más baterías se conectan a la red, aumenta la competencia, lo que lleva a la canibalización de oportunidades de ingresos.

La saturación es real: más almacenamiento en baterías incrementa la competencia por un conjunto relativamente estable de oportunidades, tanto en servicios auxiliares como en energía.

Lee más aquí para conocer cómo la mayor presencia de BESS ha influido en la caída de ingresos y cómo han respondido los operadores de baterías.

Sin embargo, que las oportunidades de ingresos permanezcan tan bajas depende de que la configuración actual de oferta y demanda se mantenga igual en el futuro.

El crecimiento de la demanda y las jubilaciones térmicas pueden reintroducir volatilidad

La volatilidad casi ha desaparecido en ERCOT en los últimos dos años. En 2025, solo hubo tres días en los que la batería promedio ganó al menos $0.50/kW, en comparación con 16 en 2024 y 58 en 2023.

Sin embargo, para que la volatilidad y las oportunidades de ingresos de las baterías sigan siendo tan bajas en el futuro, la configuración actual de oferta y demanda y los patrones climáticos recientes deberían mantenerse, lo cual no ocurrirá.

El crecimiento de la demanda viene, pero su momento (y magnitud) es incierto

Las proyecciones de crecimiento de la demanda máxima en el pronóstico a largo plazo de ERCOT están exageradas. La cifra de 220 GW de demanda máxima para 2030 no se materializará. Sin embargo, sí se espera un crecimiento significativo.

Las cifras están infladas porque la barrera de entrada para solicitar interconexión como gran carga en ERCOT es casi nula. Un desarrollador de centro de datos potencial no paga nada por manifestar su intención de desarrollar. Por ello, la fila de espera contiene mucha más demanda potencial de la que realmente se concretará, reflejando el mismo patrón visto en la interconexión de generación.

Una visión más realista surge al combinar una evaluación detallada de cada gran proyecto de carga con un ajuste basado en las tasas históricas de puesta en marcha de generación, de aproximadamente 25%.

Este enfoque proyecta que la demanda máxima alcanzará aproximadamente 105 GW para 2030, lo que representa un crecimiento de 19 GW sobre el pico histórico de 85.9 GW, o un 22% en solo cuatro años.

Varios cambios en las guías de planificación de ERCOT avanzan en el proceso de consulta para facilitar la integración de nuevos tipos de demanda. La Solicitud de Revisión de Guía de Planificación 115, PGRR 134 y otros procesos activos mejorarán la visibilidad de los plazos de interconexión de grandes cargas y podrían establecer barreras de entrada más altas, exigiendo depósitos de cientos de miles de dólares solo para ingresar a la fila de espera.

Mientras el proceso de consulta trabaja para crear una imagen más realista, sería un error concluir que el crecimiento de la demanda no está ocurriendo. Las cifras principales sobrestiman el crecimiento a corto plazo, pero la demanda subyacente de energía ya está creciendo a un ritmo significativo.

¿Cuánto está creciendo realmente la demanda y cómo ha cambiado su perfil?

El crecimiento de la demanda máxima se estancó en 2024 y 2025. De 2019 a 2023, la demanda máxima creció de 74,820 MW a 85,508 MW. Sin embargo, en 2024 y 2025, la demanda máxima cayó un 1.8%, bajando a 83,707 MW.

El consumo total de energía cuenta otra historia. Entre 2019 y 2025, el total de energía creció de 384 TWh a 488 TWh, una tasa compuesta anual del 4.08%. Incluso cuando la demanda máxima cayó un 1.8% entre 2024 y 2025, el consumo total de energía subió un 5.8%.

Esta divergencia señala un cambio en el perfil de carga. El clima suave redujo la demanda máxima, mientras que el consumo base siguió creciendo. El crecimiento proviene de centros de datos, aumentos residenciales y la electrificación continua de la industria del petróleo y gas en la Cuenca Pérmica.

La nueva demanda, como los centros de datos y el O&G electrificado, es en gran parte 24x7. Esto es más visible en la zona climática del Lejano Oeste (FWEST). La carga de FWEST creció un 116.5% entre 2019 y 2025, 4.3 veces más rápido que ERCOT en general. Ahora representa el 9.2% de la carga total de ERCOT, frente al 5.5% en 2019.

El perfil de carga de FWEST es notablemente plano, con una relación pico/valle de solo 1.07x frente al promedio del sistema de ERCOT de 1.34x. Esta planitud refleja operaciones continuas de centros de datos y O&G.

A medida que la demanda plana se combina con el almacenamiento que suaviza los picos tradicionales al atardecer, las oportunidades de arbitraje de precios se desplazan a horas más tardías de la noche.

Parte de la nueva demanda podría llegar con turbinas de gas in situ, pero las limitaciones en el suministro de turbinas restringen esto. No hay suficientes turbinas disponibles para absorber todo el crecimiento.

Los precios bajos podrían generar un efecto de empuje y atracción al retirarse generadores térmicos

Los precios bajos y la menor volatilidad reducen los ingresos de las baterías, pero también son perjudiciales para los generadores de carbón y gas envejecidos. Estos recursos suelen tener largos tiempos mínimos de operación y arranque. Les cuesta justificar sus gastos operativos cuando los precios permanecen bajos.

Los generadores antiguos tienen tasas de calor más altas, lo que requiere más combustible por MWh generado. Sus márgenes de chispa, la diferencia entre el precio de la electricidad y el costo del combustible necesario para generarla, son más estrechos como resultado.

Cuando los precios permanecen bajos todo el día, estas unidades enfrentan un problema doble: no pueden ciclar rápidamente para capturar picos de precio ni operar de manera rentable en horas de precios bajos.

A medida que los precios promedio se comprimen, las unidades más antiguas y menos eficientes son las primeras en volverse antieconómicas, resultando en menos horas de operación.

El análisis de 'punto de equilibrio' muestra que los recursos de carbón antiguos suelen operar con pérdidas

Los precios de equilibrio se pueden calcular usando los costos operativos totales: costos de combustible (junto con tasas de calor asumidas), O&M variable y O&M fija convertida a $/MWh según factores de capacidad.

Las unidades antiguas enfrentan tasas de calor y costos de mantenimiento más altos. Más de 10 GW de generadores de carbón en ERCOT tienen más de 40 años, y 12 GW de generadores de gas tienen más de 50 años.

En 2024, los generadores de gas de ciclo combinado fueron los únicos generadores térmicos que se mantuvieron rentables respecto a los costos operativos totales. La tendencia continuó en 2025. Los precios más altos del gas natural contribuyeron a que los precios ATC subieran de $27/MWh a $33/MWh. Sin embargo, el equilibrio asumido para el carbón antiguo de ~$36-37/MWh permaneció por encima del promedio anual.

Las jubilaciones podrían restaurar la volatilidad

La eventual jubilación de parte de la generación térmica será parcialmente compensada por más adiciones de eólica, solar y almacenamiento. Sin embargo, retirar capacidad despachable significa que los precios serán más volátiles en periodos de baja generación renovable, a menos que el despliegue de recursos flexibles siga el ritmo.

Esto crea un efecto de empuje y atracción: los ingresos deprimidos aceleran las jubilaciones, adelgazando la pila de oferta, haciendo más probable la escasez y eventualmente restaurando la volatilidad que deprimió los ingresos en primer lugar.

Cerrando la brecha a corto plazo para alcanzar el potencial a largo plazo

La volatilidad volverá a surgir en ERCOT en algún momento. La cuestión es cómo sobreviven los proyectos hasta entonces. Tres categorías de soluciones pueden ayudar a cerrar la brecha: requisitos de firmeza, nuevos servicios auxiliares y estructuras creativas de compraventa.

Los requisitos de firmeza siguen sin definirse

La Ley 1500, aprobada en la sesión legislativa de Texas en 2023, estableció requisitos de firmeza para los recursos de generación en ERCOT.

Los requisitos aplican a generadores que firmen un acuerdo de interconexión después del 1 de enero de 2027 y solo a recursos que hayan operado al menos un año.

Los generadores deben operar al menos a su capacidad promedio de generación durante eventos de alto riesgo. Aquellos que no puedan garantizar el cumplimiento deberán asegurar capacidad despachable mediante acuerdos bilaterales o construcción conjunta.

La PUCT publicó una propuesta en julio de 2024 para consulta pública. Varios aspectos siguen en discusión.

La metodología propuesta de Capacidad Promedio de Generación Estacional (SAGC) calcula un porcentaje promedio único para cada hora por estación. Los interesados argumentan que esto representa mal la producción solar y penaliza a los generadores térmicos por variaciones de temperatura.

Más crítico para los BESS, la propuesta actual dificulta que las baterías califiquen como proveedores de firmeza. Solo la producción por encima de SAGC cuenta para la firmeza, pero la producción de las baterías suele igualar el promedio estacional. Los interesados se oponen a esta exclusión, argumentando que la flexibilidad de las baterías apoya la confiabilidad de la red.

La estructura de penalización también es objeto de debate. La propuesta fija las penalizaciones en el 20% del valor efectivo de carga perdida (VOLL), con un tope de 15 horas críticas por estación. Los interesados abogan por una penalización fija de $1,000/MWh para mayor certeza de inversión a largo plazo. Esto limitaría el ingreso potencial de un contrato de firmeza a $15/kW.

Si se incluye a las baterías como proveedores elegibles de firmeza, esto crearía una nueva fuente de ingresos por contratos bilaterales e incentivaría la co-ubicación con renovables. Los proyectos que entren en operación alrededor de 2027 serían los más beneficiados.

Nuevos servicios auxiliares podrían ofrecer diversificación

El único nuevo servicio auxiliar que se está desarrollando definitivamente en ERCOT es el Servicio de Reserva de Fiabilidad Despachable (DRRS). DRRS funciona como compensación de capacidad firme, ofreciendo una ventana de despliegue más larga que la Reserva No Giratoria y activándose antes del tiempo real.

Sin embargo, la elegibilidad probablemente se limitará a baterías con cuatro o más horas de duración. Ninguna batería activa en ERCOT hoy calificaría.

Otros servicios potenciales son más especulativos. El servicio de soporte de voltaje podría ofrecer valor local en el oeste de Texas compensando inversores con capacidad de formación de red para abordar problemas de integración de recursos basados en inversores. El servicio de soporte de inercia podría compensar recursos por apoyar la tasa de cambio de frecuencia (ROCOF), aunque la elegibilidad probablemente se extendería a generadores térmicos.

No hay garantía de que estos servicios se desarrollen. Si se desarrollan, probablemente serían contratados bilateralmente, no mediante mercado. ERCOT podría tomar ejemplo de Alemania, donde se está desarrollando un mercado de inercia.

Estructuras creativas de compraventa

Los acuerdos tradicionales de peaje han tenido una adopción limitada. Las necesidades de los desarrolladores y la disposición de los compradores divergen, creando una gran brecha entre oferta y demanda. Los compradores asignan bajo valor a los ingresos a corto plazo y prefieren plazos más cortos, mientras que los desarrolladores necesitan certeza a largo plazo para cubrir sus costos.

Varias estructuras alternativas podrían cerrar esta brecha: acuerdos de reparto de ingresos con participación en el alza, peajes virtuales o parciales, coberturas hub-versus-node y pagos contingentes a la tasa de captura.

También podrían surgir nuevos compradores. Aseguradoras podrían garantizar ingresos frente a una base, ya sea un piso fijo o un objetivo móvil vinculado al promedio de captura de ingresos de un segmento del mercado.

Ser dueño, operar e invertir en BESS en ERCOT requiere paciencia y el puente de ingresos adecuado

El caso de inversión a 15-20 años sigue siendo viable. Los retornos a corto plazo no están garantizados, pero es probable que las condiciones estructurales para la escasez vuelvan a surgir.

Los proyectos que logren cerrar la brecha mediante soluciones como:

• maximizar la captura de diferenciales de precios,
• capturar diferenciales atractivos que se extiendan a horas nocturnas y de madrugada,
• la introducción de nuevos servicios auxiliares,
• celebrar contratos que cumplan los requisitos de firmeza renovable,
• o cubrirse ante años de baja volatilidad mediante compraventa o posiciones en el mercado a plazo,

estarán en posición de capturar el potencial alcista cuando se materialice.