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

Esto ha ocurrido principalmente por dos razones.

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

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 el arbitraje energético está reduciendo la volatilidad.

El caso de negocio a corto plazo se ha debilitado.

Sin embargo, se prevé un crecimiento de la demanda y, mientras tanto, los generadores térmicos existentes enfrentan las mismas presiones de ingresos que las baterías. Si las jubilaciones se aceleran antes de que la nueva demanda se materialice, la escasez volverá. Y a medida que surja esa demanda, será necesario incorporar más generación y almacenamiento para satisfacerla.

La pregunta no es si existe potencial al alza para el almacenamiento en baterías en ERCOT en un horizonte de 15-20 años, sino cómo se supera el periodo de transición en los próximos 2-4 años.

Puntos clave:

• Los ingresos de los BESS se han desplomado debido a un clima más templado y a la saturación del mercado. La capacidad de BESS creció 70 veces desde 2020, mientras que en 2024-2025 faltaron los eventos climáticos extremos que generan 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 forma. El consumo energético ha subido un 27% desde 2019, aunque la demanda máxima se ha estancado. La carga en la zona climática del Lejano Oeste creció un 116% en seis años, 4,3 veces más rápido que el promedio de la red.
• Las jubilaciones de plantas térmicas pueden restaurar la volatilidad. Más de 22 GW de carbón y gas envejecido están en riesgo. Solo el ciclo combinado de gas fue rentable en 2024-2025.
• Se acercan soluciones puente. Contratos de firmeza, nuevos servicios auxiliares como el DRRS y estructuras creativas de venta podrían ayudar a los proyectos a sobrevivir hasta que regrese la escasez.

Clima menos extremo y saturación de mercado han reducido los ingresos de las baterías

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

Los veranos de ambos años estuvieron alineados con el promedio de 15 años (2008-2022) en cuanto a temperatura. Es decir, las temperaturas fueron “templadas”, sin desviaciones importantes respecto a la norma.

“Templado” no significa por debajo del promedio, sino falta de condiciones que elevan los precios.

Sin embargo, los años de clima templado 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 de mercado es el otro factor clave.

De hecho, probablemente ya hay suficiente almacenamiento de energía en baterías para cubrir los retos actuales de ERCOT, al menos aquellos para los que las baterías están preparadas y el mercado compensa.

La capacidad instalada de BESS ha crecido rápidamente en ERCOT. Desde principios de la década, la capacidad pasó de ~200 MW a casi 14.000 MW, más de 70 veces de crecimiento. Cerca de 10 de esos 14 GW entraron en operación en 2024 y 2025. Puedes leer más 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, la competencia aumenta y se reduce la oportunidad 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 sobre cómo la mayor presencia de BESS ha impactado en la caída de ingresos y cómo han respondido los operadores.

Sin embargo, que las oportunidades de ingresos sigan 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 prácticamente 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, frente a 16 en 2024 y 58 en 2023.

Sin embargo, para que la volatilidad —y las oportunidades de ingresos de las baterías— permanezcan tan bajas en el futuro, la configuración actual de oferta y demanda y los patrones climáticos recientes tendrían que mantenerse. Esto no sucederá.

El crecimiento de la demanda viene, pero el momento (y la magnitud) son inciertos

Las proyecciones principales de crecimiento de la demanda en el Pronóstico de Carga a Largo Plazo de ERCOT están infladas. La cifra de demanda máxima de ~220 GW 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 consumidor en ERCOT es casi nula. Un desarrollador de centros de datos potencial no paga nada por expresar su intención de desarrollar. Por ello, la fila contiene mucha más demanda potencial de la que realmente se concretará, reflejando el patrón visto en la interconexión de generación.

Una visión más realista surge al combinar una evaluación individual de grandes proyectos de carga con un ajuste basado en tasas históricas de generación de aproximadamente el 25%.

Los suscriptores de la Investigación ERCOT de Modo Energy pueden descargar los datos detrás de los gráficos al final del artículo.

Puedes escribir a brandt@modoenergy.com si tienes preguntas.

Este enfoque proyecta que la demanda máxima alcanzará unos 105 GW para 2030. Eso supone un crecimiento de 19 GW sobre el máximo histórico de 85,9 GW, o un 22%, en solo cuatro años.

Varios cambios a las guías de planificación de ERCOT avanzan en el proceso de partes interesadas para permitir 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 tiempos de interconexión de grandes cargas y podrían establecer requisitos de depósito de cientos de miles de dólares solo para ingresar a la fila.

Mientras el proceso de partes interesadas trabaja para crear una imagen más realista, sería un error concluir que el crecimiento de la demanda no se está produciendo. Las cifras principales sobreestiman el crecimiento a corto plazo, pero la demanda subyacente de energía ya crece a buen ritmo.

¿Cuánto está creciendo ya 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 una historia diferente. Entre 2019 y 2025, el total de energía pasó 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 aumentó un 5,8%.

Esta divergencia indica un cambio en el perfil de carga. El clima templado suprimió 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 petrolera y gasífera en la Cuenca Pérmica.

La nueva demanda —como centros de datos y O&G electrificado— es en gran medida 24x7. Esto se observa especialmente 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 el promedio de ERCOT. Ahora representa el 9,2% de la carga total de ERCOT, frente al 5,5% en 2019.

El perfil de carga de FWEST es marcadamente plano, con una relación pico-valle de solo 1,07x frente al promedio de sistema 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 atenúa los picos tradicionales al atardecer, las oportunidades de arbitraje de precios se desplazan hacia horas más tardías de la noche.

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

Precios bajos podrían crear un efecto de empuje y atracción a medida que se jubilan generadores térmicos

Los precios bajos y la menor volatilidad reducen los ingresos de las baterías, pero también afectan a las plantas de carbón y gas envejecidas. Estos recursos a menudo tienen largos tiempos mínimos de operación y arranque. Les cuesta justificar sus gastos operativos cuando los precios se mantienen bajos.

Las plantas más antiguas 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, son más estrechos.

Cuando los precios caen durante todo el día, estas unidades enfrentan un problema agravado: no pueden reaccionar rápido para aprovechar picos de precios y tampoco operar de forma rentable durante horas de precios bajos.

A medida que los precios promedio se comprimen, las unidades más antiguas y menos eficientes son las primeras en quedar fuera de mercado, operando cada vez menos.

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

Los precios de “punto de equilibrio” pueden calcularse usando todos los costos operativos: combustible (según tasas de calor asumidas), O&M variable y O&M fija convertida a $/MWh según factores de capacidad.

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

En 2024, solo los generadores de gas de ciclo combinado se mantuvieron rentables frente 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 punto de equilibrio asumido para el carbón antiguo, de unos $36-37/MWh, siguió por encima del promedio anual.

Las jubilaciones podrían restaurar la volatilidad

La eventual jubilación de parte de la generación térmica será compensada en parte por más adiciones eólicas, solares y de almacenamiento. Sin embargo, eliminar capacidad despachable implica que los precios serán más volátiles en periodos de baja generación renovable, a menos que la flexibilidad de recursos siga el ritmo.

Esto crea un efecto de empuje y atracción: los ingresos deprimidos aceleran jubilaciones, adelgazando la oferta y haciendo más probable la escasez, restaurando finalmente la volatilidad que deprimió los ingresos originalmente.

Superar la brecha a corto plazo para aprovechar el potencial a largo plazo

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

Requisitos de firmeza aún indefinidos

La Ley 1500, aprobada en la legislatura de Texas de 2023, impuso 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 durante eventos de alto riesgo. Quienes no puedan garantizar el cumplimiento deberán asegurar capacidad despachable mediante acuerdos bilaterales o instalaciones colocalizadas.

El PUCT publicó una propuesta en julio de 2024 para comentarios públicos. Varias cuestiones siguen en discusión.

La metodología propuesta de Capacidad Promedio de Generación Estacional (SAGC) calcula un porcentaje promedio por cada hora y estación. Los interesados argumentan que esto distorsiona 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 del SAGC cuenta para la firmeza, pero la producción de baterías normalmente iguala 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 penalizaciones también genera debate. La propuesta fija las penalizaciones en 20% del valor efectivo de carga no suministrada (VOLL), limitado a 15 horas críticas por estación. Los interesados proponen una penalización fija de $1,000/MWh para dar certidumbre a largo plazo. Esto limitaría el ingreso potencial de un contrato de firmeza a $15/kW.

Si las baterías se incluyen como proveedores elegibles, esto crearía una nueva fuente de ingresos por contratos bilaterales e incentivaría la colocalización con renovables. Los proyectos que entren en operación hacia 2027 serían los más beneficiados.

Nuevos servicios auxiliares pueden diversificar ingresos

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

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

Otros servicios potenciales son más especulativos. El servicio de soporte de voltaje podría ofrecer valor local en el oeste de Texas, compensando inversores que resuelvan 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 probablemente incluiría a generadores térmicos.

No hay garantía de que estos servicios se desarrollen. Si lo hacen, probablemente serían contratados de forma bilateral y no vía mercado. ERCOT podría tomar ejemplo de Alemania, donde se está desarrollando un mercado de inercia.

Estructuras creativas de venta

Los acuerdos tradicionales de peaje han tenido poca aceptación. 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 cortos, mientras que los desarrolladores necesitan certidumbre 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 de liquidación nodo vs. hub, y pagos contingentes a la tasa de captura.

También podrían surgir nuevos socios compradores. Aseguradoras podrían garantizar ingresos frente a un nivel de referencia, ya sea un piso fijo o un objetivo móvil vinculado al promedio de ingresos de un segmento de mercado.

Los swaps de volatilidad con Entidades de Suministro de Carga (LSEs) también representan una estructura especialmente prometedora.

Los minoristas, o LSEs, y los operadores de baterías tienen exposiciones estructuralmente opuestas: los minoristas sufren en periodos de alta volatilidad, mientras que los operadores de baterías sufren en periodos de baja volatilidad, cuando desaparecen las oportunidades de arbitraje.

Un swap de volatilidad aísla esta exposición acordando un precio fijo para una métrica de volatilidad —como el diferencial diario entre las dos horas más altas y las dos más bajas, o el TB2— durante un periodo determinado.

Cuando los diferenciales reales superan el nivel acordado, el operador de baterías compensa al minorista. Cuando están por debajo, el minorista paga al operador de baterías. Los ingresos por despacho de la batería compensan naturalmente sus obligaciones en periodos de alta volatilidad, mientras que el pago del minorista proporciona un piso de ingresos en mercados tranquilos.

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 rendimientos a corto plazo no están garantizados, pero es probable que las condiciones estructurales para la escasez reaparezcan.

Los proyectos que logren superar la brecha mediante soluciones como:

• maximizar su 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 satisfagan los requisitos de firmeza renovable,
• o cubrir su exposición a años de baja volatilidad mediante contratos de venta o posiciones en el mercado a futuro,

estarán en posición de capturar el potencial cuando se materialice.

Los suscriptores de la Investigación ERCOT de Modo Energy pueden descargar los datos de todos los gráficos anteriores haciendo clic en el enlace de abajo.