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

​Dos factores.

En primer lugar, 2025 no tuvo los eventos climáticos extremos que generan precios de escasez en Texas. En segundo lugar, el rápido crecimiento de capacidad, la saturación de los Servicios Complementarios y la compresión de los márgenes de arbitraje de Energía influyeron en el mercado. Las instalaciones de BESS se han multiplicado por 70 desde 2020, con aproximadamente 9 GW agregados solo en 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 marcada caída anual.
• Texas registró entre 61% y 85% menos días de calor extremo en 2025 que en años recientes. Incluso con temperaturas similares, los ingresos de 2025 fueron menores, lo que apunta a factores estructurales más allá del clima.
• A medida que los Servicios Complementarios se saturaron, las baterías se volcaron al arbitraje de Energía con ofertas cada vez más bajas, acercándose a los niveles históricamente fijados por la generación a gas.

En este artículo analizamos:

• La relación entre los 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
• Cambios 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 de los extremos climáticos que impulsan precios de escasez

Los ingresos de BESS en ERCOT se concentran en pocos intervalos de precios altos. Estos suelen ocurrir durante olas de calor o frío extremo, cuando el equilibrio entre oferta y demanda empuja los precios a niveles de escasez.

En 2025, esas condiciones no se presentaron.

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

La curva de ingresos se aplanó porque los picos de precios que generan grandes retornos diarios no ocurrieron.

​El verano de 2023 tuvo periodos prolongados en los que las máximas diarias superaron el promedio histórico de 15 años, especialmente en julio y agosto. Agosto de 2024 también estuvo por encima de la tendencia.

En cambio, el verano de 2025 se mantuvo cerca de las normas históricas.

​Pero no se trata solo de promedios: los extremos de la distribución de temperaturas no aparecieron en 2025. El año pasado, solo 11 días registraron temperaturas promedio estatales de 85°F o más. En años anteriores, ese número osciló entre 28 y 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 según la temperatura promedio. Sin embargo, se ubicó solo noveno en máximas diarias promedio. Registró 52 días con máximas promedio estatales superiores a 95°F, ubicándose en el puesto 12 en ese orden.

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

Incluso controlando la temperatura, 2025 tuvo un desempeño inferior

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