El mercado eléctrico de ERCOT atraviesa una década de cambios estructurales. Comenzando por la energía eólica y ahora acelerando con la solar y las baterías, esta transformación ya ha remodelado los precios mayoristas. El crecimiento de la demanda, el desarrollo de capacidad impulsado por políticas federales y la expansión continua del almacenamiento están modificando no solo el nivel y la forma de los precios, sino también cuándo y dónde se genera valor en las distintas regiones y tecnologías.

Los créditos fiscales han sido un motor clave de 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 la eólica y la solar, se comprimen años de desarrollo planificado en una ventana de construcción estrecha, adelantando la entrada de nueva capacidad renovable a 2026–2028. Esto es seguido por una pausa en el despliegue a finales de la década de 2020, cuando los incentivos expiran y la cartera de proyectos se reduce. Combinado con el rápido crecimiento de la demanda, este desequilibrio entre oferta y demanda es el principal factor que determina 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 brevemente 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 alrededor de $50k/MW-año, y la forma diaria de precios es fundamentalmente diferente a la actual.

Este artículo cubre la perspectiva fundamental de Modo Energy para el mercado de ERCOT hasta 2050, según la publicación de Q4 2025.

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