Resumen ejecutivo:
- Los precios de la energía casi se redujeron a la mitad en 2024: los precios en tiempo real bajaron un 46% y los precios del mercado del día anterior cayeron un 49% interanual, debido a un clima más templado, demanda estable y mayor capacidad solar y de almacenamiento.
- Los diferenciales Top-Bottom de una hora (TB1) promediaron $98/MWh, lo que representa una caída del 61% respecto a 2023. Sin embargo, dos picos de precios importantes en mayo y agosto brindaron oportunidades lucrativas aunque de corta duración.
- La congestión a nivel zonal y nodal dio forma a la dinámica de precios. Las oportunidades de arbitraje energético fueron consistentemente más fuertes en la Zona de Carga Oeste.
Los suscriptores de Modo Energy Research también descubrirán:
- Qué motivó la caída de los precios de la energía y de los servicios auxiliares en ERCOT en 2024,
- Cómo han evolucionado los rendimientos decrecientes entre el valor de los diferenciales top-bottom de una, dos y cuatro horas,
- Cómo han cambiado los patrones diarios de precios de la energía en ERCOT a lo largo de los años y qué impulsa la dinámica más reciente del mercado,
- Dónde existen las mayores relaciones riesgo-recompensa para los operadores de almacenamiento en los diferenciales nodales de precios de ERCOT
De 2023 a 2024, los precios de la energía en ERCOT casi se redujeron a la mitad: los precios en tiempo real disminuyeron un 46% y los precios del día anterior un 49% (en promedio).
Los precios en tiempo real a nivel de sistema, representados por el promedio del ERCOT Bus Average Hub, bajaron de un promedio anual de $48/MWh en 2023 a $26/MWh en 2024. Y los precios del mercado del día anterior bajaron de $55/MWh a $28/MWh.
Los precios en tiempo real estuvieron muy alineados con las tendencias del mercado del día anterior, negociándose con un descuento promedio del 5% a lo largo de 2024. Sin embargo, en ciertas condiciones, los precios en tiempo real se desviaron y mostraron mayor volatilidad, especialmente durante periodos de oferta limitada o fluctuaciones rápidas en la oferta y la demanda.
En general, los precios en 2024 fueron significativamente menos volátiles que en los dos años anteriores. Esto redujo naturalmente las oportunidades de arbitraje energético para los operadores de baterías.
La variación en los precios zonales señala patrones de congestión interzonal
Los precios locacionales reflejan las restricciones de transmisión que surgen al transportar energía a largas distancias.
El siguiente gráfico compara los precios diarios promedio de la energía en tiempo real, por hub de precios, con el hub promedio de ERCOT, para resaltar las diferencias locacionales.
Un vistazo a las formas de precios diarios promedio de la energía en tiempo real sugiere que las regiones Oeste y Panhandle se desviaron más del promedio del sistema. Esto se debe a mayor congestión en estas áreas, impulsada por una demanda relativamente baja y la alta penetración de generación eólica y solar.
Los precios en el Oeste se desviaron más durante las horas del amanecer (6-7am) y el atardecer (alrededor de las 7pm).
Los precios en la zona Oeste superaron el promedio del sistema durante las horas en que el sol estaba abajo. En estas horas valle, la demanda industrial local –principalmente del sector petrolero y gasífero– a menudo hace que partes del Oeste de Texas necesiten importar energía para satisfacer la demanda.
Esta demanda tiende a mantener un valor más constante durante el día, en lugar de seguir un patrón residencial típico. Como resultado, la congestión suele surgir al importar energía para satisfacer esta demanda cuando el sol no brilla. Por la noche, la generación solar local está fuera de línea y no puede contribuir, lo que finalmente eleva los precios en la región.
Por el contrario, los precios en el Oeste de Texas fueron inferiores al hub entre las 9am y 4pm, debido al aumento de la oferta a medida que sale el sol y la generación solar comienza a producir energía.
Los precios en tiempo real en la región de Panhandle fueron consistentemente más bajos que en otras zonas, ya que la alta generación eólica crea una oferta abundante. La región también experimentó más horas con precios negativos de la energía, impulsadas por un exceso de oferta local y una capacidad de transmisión insuficiente para entregar el excedente a áreas de mayor demanda.
Los picos diarios de precios en ERCOT ahora ocurren después del atardecer
Las formas promedio diarias de precios en 2024 generalmente se dividieron en dos patrones distintos. Los meses cálidos de Q2 y Q3 tuvieron un solo pico vespertino más pronunciado. En Q1 y Q4, las olas de frío ocasionales contribuyeron a una estructura de doble pico, con precios máximos por la mañana antes del amanecer y por la tarde después del atardecer.
Q1: El primer trimestre mostró una estructura de doble pico, con aumentos moderados por la mañana (7am) y por la tarde (6pm). El clima frío aumentó la demanda de calefacción, impulsando precios más altos en las primeras horas antes del amanecer. Sin embargo, en comparación con años anteriores, la magnitud de estos picos fue menor, reflejando condiciones invernales más suaves.
Q2: El impacto creciente de la capacidad solar se hizo evidente. Los precios del mediodía se suprimieron debido a la alta generación solar. Sin embargo, al disminuir bruscamente la producción solar por la tarde (8pm), los precios se dispararon a medida que la generación térmica y el almacenamiento de baterías se incrementaron para satisfacer la demanda.
Q3: La volatilidad impulsada por el atardecer se mantuvo. La demanda de verano alcanzó su pico a última hora de la tarde, seguida de una caída en la generación solar. Los precios vespertinos aumentaron (6–8pm) cuando el sistema dependía de recursos térmicos y baterías para cubrir la carga neta.
Q4: Este trimestre volvió a una estructura de doble pico. Los precios matutinos (7am) aumentaron con la demanda de calefacción durante periodos ocasionales de frío en Texas. Mientras tanto, los picos vespertinos se mantuvieron, pero fueron menos extremos que en Q2 y Q3, ya que la demanda fue generalmente menor.
En general, los precios de 2024 siguieron estando deprimidos en comparación con 2023. Los patrones climáticos más suaves resultaron en un crecimiento mínimo de la demanda –y en ocasiones incluso menor demanda– que en 2023. Esto fue acompañado por el continuo y rápido crecimiento de la generación solar y los sistemas de almacenamiento en baterías.
Puedes leer más sobre la evolución de estas tendencias –y su impacto en los ingresos del almacenamiento en baterías– en nuestro artículo sobre tendencias clave que impulsan los ingresos de BESS en 2024.
Diferenciales top-bottom más altos significan mayores oportunidades de ingresos
El diferencial top-bottom (TBx) mide la diferencia entre los 'x' precios horarios más altos y más bajos dentro de un día. Esta métrica sirve como referencia útil para estimar el potencial de ingresos por arbitraje energético que una batería podría alcanzar bajo condiciones ideales de operación y previsión perfecta.
Los sistemas de almacenamiento en baterías, que actúan tanto como consumidores –al cargarse– como generadores –al descargarse–, obtienen ingresos al arbitrar estos diferenciales.
Por lo tanto, diferenciales de precios más altos = mayores oportunidades de ingresos.
En 2024, el diferencial top-bottom de una hora (TB1) en precios en tiempo real promedió $98/MWh, lo que supone una reducción del 61% respecto al año anterior.
Dos picos de precios importantes, el 8 de mayo y el 20 de agosto, llevaron los diferenciales TB1 por encima de $3,000/MWh. Los operadores de baterías que aprovecharon estos eventos pudieron haber obtenido ingresos en tiempo real hasta 30 veces mayores que el promedio de 2024.
Los diferenciales TB de 2024 fueron significativamente menores en comparación con los dos años anteriores
Los diferenciales de precios en tiempo real se redujeron en 2024, ya que la volatilidad inesperada y los eventos de precios de escasez fueron menos frecuentes. Los patrones climáticos suaves, el aumento de la capacidad solar y de almacenamiento, el crecimiento plano de la demanda y la caída de los precios del gas natural contribuyeron a la dinámica cambiante de los TB.
Si bien los diferenciales TB se mantuvieron bajos durante la mayor parte de 2024, hubo anomalías en periodos de alta demanda o clima extremo, que generaron oportunidades breves pero lucrativas para el almacenamiento con baterías.
Los diferenciales Top-Bottom (TB1, TB2, TB3 y TB4) muestran rendimientos decrecientes claros con cada hora adicional de arbitraje
TB1 captura de manera consistente las oportunidades más lucrativas, ya que se enfoca en la mayor volatilidad de precios dentro de un día.
Cada hora adicional aporta menos valor incremental.
Esto significa que las baterías de mayor duración verán rendimientos incrementales decrecientes por cada hora adicional de diferenciales capturados durante un día de operación. Para estos sistemas de mayor duración, los menores beneficios de arbitraje probablemente no justifican la inversión adicional de capital.
El auge solar y de almacenamiento, junto con el crecimiento plano de la demanda, provocaron un cambio en las horas pico de precios
En 2022, los precios alcanzaban su pico de manera consistente por la tarde, alrededor de las 4pm, alineándose con las horas pico de carga. Sin embargo, para 2023, los picos de precios se desplazaron a la tarde-noche, coincidiendo con la puesta del sol alrededor de las 7pm.
Esta tendencia continuó en 2024, con los precios pico ocurriendo ahora casi exclusivamente durante las horas de carga neta máxima. Es cuando la producción solar disminuye mientras la demanda sigue siendo relativamente alta.
Este cambio se puede atribuir al aumento de la capacidad y generación solar en ERCOT.
Además, los precios promedio diarios pico en 2024 fueron 2,6 veces menores que en 2023, principalmente por la mayor participación de capacidad de almacenamiento en baterías en los mercados de energía.
En 2024, los precios de los servicios auxiliares alcanzaron su nivel más bajo desde la entrada de baterías al mercado
Los precios cayeron a solo un tercio de los niveles de 2023, bajando de $21.8/MWh en 2023 a $7.03/MWh en 2024 (promedio anual ponderado por volumen).
Dos factores clave impulsaron este descenso.
- Baja volatilidad en el mercado de energía: Los precios de los servicios auxiliares están intrínsecamente ligados al valor del mercado de energía. Si los recursos pueden ganar más produciendo energía, esto aumenta el valor de los servicios auxiliares. Con precios más bajos de la energía en 2024, los precios de los servicios auxiliares siguieron la tendencia.
- Mayor participación de baterías: A medida que se ofrece más capacidad de baterías en los mercados de servicios auxiliares, la competencia por recibir adjudicaciones aumenta.
Las baterías ahora proveen de manera constante más del 50% de toda la responsabilidad de servicios auxiliares. En Regulación y RRS, esta cifra se acerca al 90%. Hay más baterías operativas y capaces de ofrecer estos servicios, por lo que la capacidad se ofrece a precios más bajos para recibir adjudicaciones. Esto, a su vez, presiona los precios a la baja.
Con la caída de los precios de los servicios auxiliares, los operadores de baterías están enfocándose cada vez más en el arbitraje energético.
Los diferenciales de precios entre nodos en ERCOT resaltan las relaciones riesgo-recompensa
En 2024, existen alrededor de 17,000 nodos en ERCOT. Unos 900 de ellos se consideran 'puntos de liquidación', según la presencia de un recurso de generación u oferta de carga en ese lugar.
En general, los precios marginales locacionales solo varían sustancialmente entre puntos de liquidación, mientras que los buses eléctricos individuales suelen tener precios similares a los puntos de liquidación cercanos. Esto se debe a que hay poca diferencia eléctrica entre ubicaciones cercanas, lo que significa que hay poco que influya en las diferencias de precios marginales en ese bus en particular.
Los puntos de liquidación con diferenciales anuales promedio más altos tienden a experimentar mayores fluctuaciones en los diferenciales mensuales de precios. Así, aunque ciertos nodos ofrecen alto potencial de ingresos por arbitraje, también están sujetos a variabilidad de precios.
Para los operadores y traders de almacenamiento, la diversidad de diferenciales implica que los nodos más rentables presentan un nivel de imprevisibilidad. Los nodos más lucrativos tienden a generar retornos sobresalientes en meses selectos, en lugar de tener un desempeño consistente todo el año.
Los nodos ideales son aquellos que de manera más consistente presentan oportunidades de arbitraje energético, en lugar de tener picos aislados y, por lo tanto, más variabilidad en el diferencial disponible en ese nodo, mes a mes o día a día.
Estos nodos son más propensos a mantener sus oportunidades de arbitraje año tras año, ya que es menos probable que nuevas líneas de transmisión u otras condiciones del sistema resuelvan la causa subyacente de los altos diferenciales de precios en la zona.
A lo largo del año comienzan a surgir agrupaciones que destacan estos variados resultados de mercado.
- Diferencial moderado, variabilidad moderada: La mayoría de los nodos se encuentran en esta categoría, ofreciendo potencial de ingresos estable pero bajo, entre $80 y $120/MWh, en línea con el promedio del sistema.
- Diferencial alto, baja variabilidad: Estos nodos ofrecen buenos retornos con volatilidad moderada o baja. Es lo ideal para la consistencia año tras año y la previsibilidad de la oportunidad.
- Diferencial alto, alta variabilidad: Son nodos más arriesgados con potencial excepcional de ganancias, pero impulsados por oscilaciones extremas de precios debido a incidentes de congestión de transmisión más aislados.
Las oportunidades de arbitraje energético fueron consistentemente más fuertes en la Zona de Carga Oeste
En 2024, los nodos en el Oeste de Texas tuvieron diferenciales anuales promedio persistentemente más altos y mantuvieron un rango relativamente consistente en los diferenciales mensuales.
Esto sugiere que los nodos en el Oeste de Texas mantuvieron diferenciales altos durante todo el año, debido a problemas inherentes de congestión y limitaciones de transmisión.
Los nodos en las Zonas de Carga Norte y Houston mostraron menos variabilidad en los diferenciales, pero también diferenciales promedio más bajos en general. Estos nodos están agrupados en diferenciales anuales bajos, con menores rangos mensuales. Los precios en estas regiones se ven menos afectados por problemas locales de congestión y, como resultado, suelen parecerse más a los precios del resto del sistema.
Los nodos en la Zona de Carga Sur están extremadamente dispersos. Los problemas de congestión local en el Valle del Río Grande hacen que algunos nodos tengan instancias de precios y diferenciales extremadamente altos. En otros meses, estos nodos tuvieron diferenciales entre los más bajos de todo el sistema. Esto contribuyó a una mayor variabilidad entre los diferenciales mensuales promedio más altos y más bajos, y a diferenciales promedio más bajos en general.
Precios promedio más altos resultan en mayores diferenciales de arbitraje energético
En las Zonas de Carga Sur y Oeste, los nodos varían significativamente dentro de cada región en cuanto a sus oportunidades de arbitraje energético.
Ambas regiones cubren grandes extensiones con altos niveles de generación eólica y solar. En partes de cada zona, la demanda también es mínima. Estos factores resultan en muchos más problemas de congestión en el Sur y Oeste de Texas que en las Zonas de Carga Norte o Houston.
Muchos de los nodos de alto diferencial y alto precio en la Zona de Carga Oeste se encuentran en el Lejano Oeste de Texas.
La demanda industrial constante y creciente del sector petrolero y gasífero de la Cuenca Pérmica crea la necesidad de energía 24/7 en la región y contribuye a la presión sobre el sistema de transmisión local. Cuando la generación solar local no puede contribuir a satisfacer esta demanda, los precios en la zona suelen subir respecto al resto del sistema.
Además, los precios en el Oeste de Texas tienden a ser de los más bajos al mediodía, cuando la generación solar está en su punto máximo. Esto aumenta aún más el tamaño del diferencial para muchos de estos nodos.
Algunos nodos en el Sur de Texas ven precios deprimidos debido a la sobre-generación eólica y solar que provoca recortes, lo que lleva a precios mínimos diarios bajos. Los nodos con alta proporción eólica tienden a experimentar precios mínimos más bajos, generando un diferencial más amplio.
Los nodos en las zonas Norte y Houston se ubican principalmente en el espectro de bajo diferencial y bajo precio promedio. Estas regiones se ven menos afectadas por la congestión. La generación suele estar ubicada más cerca de la demanda, y la red de transmisión en cada región es generalmente más robusta.
¿Cómo podrían evolucionar los precios de la energía en el futuro?
La demanda en ERCOT está lista para crecer sustancialmente en los próximos años. De hecho, el Informe de Capacidad, Demanda y Reservas publicado recientemente por ERCOT indica que una estimación conservadora del crecimiento de la demanda máxima para 2030 sería de alrededor del 15-20%.
La energía en ERCOT es generalmente barata en comparación con otros mercados mayoristas de Estados Unidos. Por ello, clientes industriales como los centros de datos siguen mostrando interés en la región. A su vez, la presencia de enormes yacimientos de shale en el Lejano Oeste de Texas implica que, a medida que avanza el desarrollo de transmisión en la zona, la demanda de energía seguirá creciendo junto a las operaciones de petróleo y gas.
En definitiva, esto significa que la volatilidad está destinada a regresar a ERCOT en algún momento de los próximos años.
Siempre habrá una dinámica de fuerzas opuestas. El despliegue continuo de generación solar y almacenamiento en baterías implica que la oferta podría superar el crecimiento de la demanda en el corto plazo. Sin embargo, en años de clima extremo como 2022 y 2023, donde la demanda también crece rápidamente, la volatilidad –y con ella los diferenciales de precios de la energía más altos– volverán.
