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 remodelado los precios mayoristas. El crecimiento de la demanda, la expansión de capacidad impulsada por políticas federales y la continua escalada del almacenamiento están redefiniendo 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 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, se comprimen años de desarrollo planificado en un corto periodo de construcción, anticipando nueva capacidad renovable entre 2026 y 2028. Posteriormente, se prevé una pausa en las instalaciones a finales de la década de 2020 a medida que expiran los incentivos y disminuye el pipeline. Combinado con el rápido crecimiento de la demanda, este desequilibrio entre oferta y demanda es el principal motor de la trayectoria de precios que sigue.

¿El resultado? Los diferenciales diarios de precios se amplían y los spreads TB2 superan los $110,000/MW-año para 2028. El mercado se ajusta aún más antes de la próxima ola de adiciones, elevando brevemente los precios mayoristas 24/7 (ATC) por encima de $115/MWh en 2033. Hacia finales de la década de 2040, los spreads TB2 se estabilizan alrededor de $50,000/MW-año y la forma diaria de los precios es fundamentalmente diferente a la actual.

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

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