El mercado de baterías en Texas está entrando en una nueva etapa.
La instalación de capacidad alcanzó máximos históricos el último trimestre, pero los bajos ingresos hasta la fecha en 2025 están generando desafíos para los inversores actuales.
A esto se suma que la Ley One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) de la administración actual pone bajo escrutinio el futuro de las inversiones en energías limpias.
Al mismo tiempo, el lanzamiento del nuevo diseño de mercado de Co-Optimización en Tiempo Real (RTC+B) de ERCOT y una tendencia hacia el almacenamiento de mayor duración están generando oportunidades para los participantes del mercado.
En nuestro livestream, “El estado del almacenamiento de energía en ERCOT”, Brandt Vermillion y Ovais Kashif exploran cuatro tendencias clave que surgen del mercado texano. Sigue leyendo para descubrir cómo estos factores afectan hoy las inversiones en almacenamiento de energía con baterías.
Una grabación del livestream está disponible a continuación, y los suscriptores de Modo Energy pueden descargar la presentación completa al final del artículo.
1. Baterías de mayor duración llegan a ERCOT
Texas registró un récord de 2 GW de capacidad de baterías instaladas en el tercer trimestre de 2025, el 90% de las cuales provino de sitios de dos horas.
Esto forma parte de una tendencia creciente hacia el almacenamiento de mayor duración en ERCOT, con sistemas de cuatro horas programados para entrar en operación comercial tan pronto como en 2026.
Según proyecciones a largo plazo, las baterías de dos y cuatro horas muestran potencial para superar las tasas mínimas de rentabilidad para inversores, logrando TIR superiores al 12% según la previsión de ingresos ‘Central’ de ERCOT de Modo Energy.
Para saber más sobre cómo la reducción de los costos de CapEx y los picos de precios en la tarde están impulsando el almacenamiento de mayor duración, sigue leyendo el análisis de inversión de Modo Energy sobre baterías de cuatro horas en ERCOT.
2. Los bajos ingresos actuales impulsan el aumento de acuerdos de compra
Los ingresos por baterías en lo que va del año ascienden a $24.5/kW hasta finales de septiembre de 2025, la mitad de lo registrado en el mismo periodo de 2024.
Ante la ausencia de eventos climáticos importantes y una volatilidad de precios moderada este verano, las baterías han tenido muchas menos oportunidades de generar ingresos que en años anteriores.
Esta inconsistencia en los ingresos año tras año ha llevado a que nuevos y pequeños participantes del mercado opten por acuerdos de peaje y otros contratos de compra con terceros.
A septiembre de 2025, el 25% de la capacidad operativa de baterías en ERCOT es optimizada por terceros, frente al 16% a principios de año. De estos, 320 MW (2,5%) forman parte de acuerdos de peaje anunciados públicamente.
3. ERCOT lanza RTC+B en diciembre, abriendo nuevas oportunidades de ingresos marginales
Este diciembre, ERCOT comenzará a adquirir Servicios Auxiliares en tiempo real, ya que el nuevo diseño de mercado de Co-Optimización en Tiempo Real más Baterías (RTC+B) del operador del sistema entra en funcionamiento.
Este es el mayor cambio en el diseño de mercado de ERCOT desde la introducción de los precios nodales hace 15 años.
Para las baterías, hay dos conclusiones clave:
- Nuevos requisitos de estado de carga limitan la combinación de Servicios Auxiliares. Los operadores tienen más restricciones al elegir en qué servicio participar.
- Los precios de liquidación de Servicios Auxiliares reflejarán las restricciones en tiempo real. Los optimizadores más eficientes reaccionarán en tiempo real para priorizar entre Servicios Auxiliares y estrategias de arbitraje de energía.
El siguiente ejemplo ilustra cómo podría ser la estrategia de Servicios Auxiliares de una batería hoy y cómo cambiaría con RTC+B.
Lee nuestro análisis completo para descubrir cómo las baterías pueden encontrar oportunidades en los mercados de Servicios Auxiliares bajo RTC+B. Y si quieres un resumen de los cambios, consulta nuestra guía sobre RTC+B.
4. La OBBBA impulsa a las baterías a alejarse de proveedores chinos
La actual Ley One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) de EE. UU. ha generado incertidumbre sobre el futuro de las inversiones en energías limpias. Sin embargo, en comparación con la eólica y la solar, las baterías enfrentan menos desafíos.
Para las baterías, el impacto más significativo de la OBBBA es la restricción en la adquisición de proveedores extranjeros.
Para que las baterías sean elegibles a créditos fiscales por inversión, deben asegurar que menos del 75% de los costos del proyecto provienen de proveedores vinculados con países prohibidos (principalmente China).
Pero las cadenas de suministro alternativas son más costosas, lo que plantea la pregunta: ¿cuándo conviene económicamente cambiar de proveedor y mantener los créditos fiscales?
Para averiguarlo, lee nuestro análisis completo sobre la OBBBA y cómo afecta el desarrollo de baterías.
