El mercado eléctrico de ERCOT está inmerso en una década de cambios estructurales. Comenzando con la energía eólica y ahora acelerando con la solar y las baterías, esta transformación ya ha reconfigurado los precios mayoristas. El crecimiento de la demanda, la expansión de capacidad incentivada por políticas federales y la continua escalabilidad del almacenamiento están remodelando no solo el nivel y la forma de los precios, sino también cuándo y dónde se crea el valor entre regiones y tecnologías.

Los créditos fiscales han sido un catalizador clave en esta transición, y la OBBBA está acelerando su próxima fase. Al adelantar la expiración de los créditos fiscales de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) para eólica y solar, comprime años de desarrollo planificado en una ventana de construcción limitada, anticipando la entrada de nueva capacidad renovable en 2026–2028. Esto es seguido por una desaceleración en la implementación a finales de la década de 2020, cuando los incentivos expiran y el pipeline se reduce. Combinado con el rápido crecimiento de la demanda, este desequilibrio entre oferta y demanda es el principal impulsor de la trayectoria de precios que sigue.

¿El resultado? Los diferenciales diarios de precios se amplían y el TB2 supera los $110k/MW-año para 2028. El mercado se ajusta aún más antes de la llegada de la próxima ola de adiciones, elevando temporalmente los precios mayoristas 24/7 (ATC) por encima de $115/MWh en 2033. Para finales de la década de 2040, los diferenciales TB2 se estabilizan en torno a $50k/MW-año, y la forma diaria de los precios será fundamentalmente diferente a la actual.

Este artículo cubre la perspectiva fundamental del mercado ERCOT de Modo Energy para el cuarto trimestre de 2025.

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