As receitas para sistemas de armazenamento de energia em bateria (BESS) no ERCOT devem se estabilizar em US$2,03/kW em outubro de 2025, uma queda de 40% em relação a outubro de 2024.

Para agosto de 2025, os dados finais confirmam que as baterias faturaram US$2,27/kW - 69% abaixo de agosto de 2024.

As oportunidades de receita continuaram em queda ano após ano, com os spreads de preço em tempo real e os preços médios de liquidação dos Serviços Ancilares caindo 14% e 45%, respectivamente. Isso apesar dos aumentos na demanda máxima e média de 4% e 5%, respectivamente.

A maior queda prevista nas receitas está nos Serviços Ancilares, onde as receitas devem cair de US$1,52/kW-mês em outubro de 2024 para US$0,50/kW-mês em outubro de 2025.

Veja o relatório do mês passado aqui.

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• Os fundamentos do sistema que impulsionaram as receitas em outubro e como eles se comparam ao ano anterior.
• Quais baterias tiveram as maiores oportunidades de receita.
• Onde os dados de liquidação mostram que as baterias geraram receitas em agosto.
• Como as taxas de captura de baterias de 1, 1,5 e 2 horas se comparam - e quais otimizadores tiveram o melhor desempenho.
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ERCOT Nowcast | Outubro 2025: US$2,03/kW-mês

Spreads de preço reduzidos nos mercados de Energia do Dia Seguinte (-38%) e Tempo Real (-14%) devem diminuir as receitas das baterias em escala de rede em 40% ano a ano.

Os spreads médios de preço do Dia Seguinte e do Tempo Real - a diferença entre o maior e o menor preço horário em cada mercado - caíram para US$61/MWh e US$71/MWh. Isso apesar de fatores que favorecem os spreads, como o aumento da carga líquida de pico em 4% e o aumento dos preços do gás em 41%.

Os spreads caíram devido ao aumento dos preços mínimos e à queda dos preços máximos, reduzindo a oportunidade de arbitragem em ambas as pontas.

Por que os preços mínimos subiram - tornando o carregamento mais caro

A carga líquida no fim da manhã - quando a geração solar começa a atingir o pico e a carga líquida tende a estar no ponto mais baixo - permaneceu estável ano a ano em 26 GW, apesar do aumento da geração solar (+1,7 GW). Um aumento na demanda média ao longo do dia (+2,8 GW) compensou esse crescimento da geração solar.

O aumento da demanda se deveu em parte ao maior carregamento das baterias. O pico médio diário de carregamento subiu de 1,7 GW para 3,3 GW, elevando os preços durante as horas de carregamento.

Por que os preços de pico caíram, reduzindo as receitas

A carga líquida de pico subiu 2 GW (52 GW → 54 GW), mas isso foi igualado e superado pela produção líquida de baterias à noite, que cresceu 2,4 GW.

As paradas de geração térmica no ERCOT aumentaram para 14 GW em outubro, já que o Texas inicia a temporada de manutenção para o inverno.

Sem as usinas de pico a gás competindo para fornecer energia despachável, os preços de pico do sistema ficaram menos dependentes dos custos do gás e mais das ofertas de energia das baterias.

As baterias passaram a definir o preço da energia com mais frequência durante as horas de pico do dia - geralmente no início da noite - quando uma maior proporção da geração a gás está parada. Além disso, a capacidade instalada total cresceu mais de 4 GW em relação ao ano anterior. Isso fez com que as baterias ofertassem energia nesses intervalos a preços cada vez mais competitivos.

Como resultado, as baterias reduziram os preços de pico e canibalizaram sua própria oportunidade.

Spreads de preço seguem altos no Oeste, em US$3,4/kW-mês

As baterias na Zona de Carga Oeste do ERCOT continuam registrando os maiores spreads medianos, devido à forte expansão solar na região. O alto consumo de fontes de demanda contínua, como produtores de petróleo e gás na Bacia do Permiano, também eleva os preços de pico em parte da região no período da noite.