​Los ingresos de los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de ERCOT alcanzaron mínimos históricos en 2025. Hasta noviembre, los ingresos acumulados rondaban los $26.0/kW, y la estimación Nowcast de Modo Energy anticipa que el total anual llegará a $29.4/kW. Esto es aproximadamente la mitad de los $56/kW de 2024 y una sexta parte de los $193/kW de 2023. ¿Qué provocó esta caída?

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​Dos factores.

Primero, 2025 careció del clima extremo que genera precios de escasez en Texas. Segundo, el rápido crecimiento de capacidad saturó los Servicios Complementarios y comprimió los márgenes de arbitraje energético. Las instalaciones de BESS se han multiplicado por 70 desde 2020, con aproximadamente 9 GW añadidos solo entre 2024 y 2025.

Puntos clave

• Hasta noviembre de 2025, los ingresos de BESS cayeron a aproximadamente la mitad del total de 2024 y a una sexta parte de 2023, continuando una fuerte caída interanual.
• Texas registró entre un 61% y un 85% menos días de calor extremo en 2025 que en cualquier año reciente. Incluso con temperaturas similares, los ingresos de 2025 fueron inferiores, lo que apunta a factores estructurales más allá del clima.
• A medida que los Servicios Complementarios se saturaron, las baterías se volcaron al arbitraje energético con ofertas cada vez más bajas, acercándose a los niveles de precio históricamente determinados por la generación a gas.

En este artículo analizamos:

• La relación entre extremos climáticos y los ingresos de BESS en ERCOT
• Cómo el rápido crecimiento de capacidad afectó la competencia en los mercados de Servicios Complementarios y Energía
• El cambio en el comportamiento de oferta de baterías respecto a la generación a gas
• Dinámicas de precios a nivel nodo y sus implicaciones para la rentabilidad de BESS

​2025 careció del clima extremo que impulsa los precios de escasez

Los ingresos de BESS en ERCOT se concentran en un pequeño número de intervalos con precios altos. Estos suelen ocurrir durante olas de calor o frío extremo, cuando las condiciones de oferta y demanda ajustadas disparan los precios a niveles de escasez.

En 2025, esas condiciones no se dieron.

La distribución anual de ingresos ilustra esta diferencia. En años anteriores, los 30 días con mayores ingresos aportaron entre el 44% y el 68% del total anual, con días individuales contribuyendo hasta un 8% o 9%. En 2025, los 30 mejores días supusieron solo el 30%, y ningún día superó el 3%.

La curva de ingresos se aplanó porque no se produjeron los picos de precio que generan retornos diarios elevados.

​El verano de 2023 presentó periodos prolongados con máximas diarias por encima del promedio histórico de 15 años, especialmente en julio y agosto. Agosto de 2024 también estuvo por encima de la tendencia.

En contraste, el verano de 2025 siguió de cerca las normas históricas.

​Pero no se trata solo de promedios: los valores extremos de la distribución de temperaturas no se presentaron en 2025. El año pasado, solo 11 días registraron temperaturas promedio estatales iguales o superiores a 85°F. En años anteriores, esa cifra iba de 28 a 71. Menos días extremos significaron menos intervalos de escasez.

​Cabe destacar que “templado” no significa promedio. El verano de 2024 fue el quinto más caluroso de los últimos 50 años por temperatura media. Sin embargo, solo ocupó el noveno lugar por máxima diaria promedio. Registró 52 días con máximas estatales promedio superiores a 95°F, ubicándose en el puesto 12 en ese orden.

Para la economía de las baterías, la cantidad de picos extremos importa más que el promedio estacional.

Incluso controlando por temperatura, 2025 tuvo un rendimiento inferior

Al graficar los ingresos diarios frente a la temperatura se observa que el clima explica una parte importante de la variabilidad, pero no toda. A temperaturas similares, los ingresos de 2025 fueron consistentemente menores que en 2023 y 2024.