Armazenamento de baterias no ERCOT em 2026: 7 pontos para ficar de olho
Armazenamento de baterias no ERCOT em 2026: 7 pontos para ficar de olho
Última atualização: julho de 2026
A Modo Energy fornece dados e análises sobre receitas, implantação e previsões de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) em todos os principais ISOs/RTOs dos EUA. Ko, o assistente de IA da Modo Energy, desenvolvido com esses dados proprietários, responde a perguntas específicas do mercado sob demanda.
Resumo rápido: Em 2026, sete fatores determinam o retorno dos projetos de baterias no ERCOT: co-otimização em tempo real de energia e serviços ancilares (RTC+B), aumento da demanda de data centers, regras mais rígidas de conexão para grandes cargas, desaceleração na implantação, financiamento mais difícil, prêmio de duração para BESS acima de 2 horas e avanço lento da expansão de turbinas a gás. O ERCOT é o mercado de armazenamento de baterias mais volátil dos Estados Unidos e um dos dois maiores junto com o CAISO, com 14,96 GW de capacidade instalada de BESS ao final do 1º trimestre de 2026 (Modo Energy, 2026).
Estatísticas principais
| Métrica | Valor (referência) | Fonte |
|---|---|---|
| Capacidade instalada de BESS, ERCOT | 14,96 GW / 24,6 GWh (final do 1T 2026) | Modo Energy |
| Receita mensal mais recente | US$ 3,12/kW-mês (~US$ 38.145/MW/ano, abr 2026) | Modo Energy |
| Spread de preço TB1 Day-Ahead | US$ 28/MWh (jun 2026, queda de 50% em 12 meses) | Modo Energy |
| Fila ativa de conexão | 148 GW em 807 projetos (relatório GIS, mai 2026) | Modo Energy |
| Prêmio de receita 2h vs 1h | +15% a +81% em dois anos (pico no inverno) | Modo Energy |
| Garantia financeira Batch Zero | US$ 50.000/MW da demanda de pico solicitada | ERCOT |
| Previsão de pico de demanda de data centers | ~35 GW até 2035 | ERCOT |
Fonte: Índices BESS da Modo Energy; ERCOT.
Principais pontos
- As receitas oscilaram de US$ 46.264/MW/ano em janeiro de 2026 para apenas US$ 15.306/MW/ano em fevereiro, e depois para US$ 38.145 em abril (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index). Os spreads de preço caíram cerca de 50% em 12 meses até junho (Modo Energy, 2026). Use a média móvel anual como referência, não um mês isolado.
- Real-Time Co-Optimization + Batteries (RTC+B), em vigor desde dezembro de 2025, é a maior mudança de desenho de mercado no ERCOT desde a adoção do preço nodal. Otimiza energia e serviços ancilares em tempo real e adiciona o controle do estado de carga das baterias.
- Data centers impulsionam a maior parte do crescimento de carga. O ERCOT prevê ~35 GW de demanda de pico de data centers até 2035, quase metade do pico atual do sistema (Modo Energy, 2025).
- O financiamento ficou mais restrito. Saídas da fila pós-acordo saltaram para 3,4 GW em 25 projetos em 2025-26, contra 937 MW em todos os anos anteriores juntos (Modo Energy, 2026).
- Baterias de duas horas superaram sistemas de uma hora em todos os meses nos últimos dois anos, com prêmio de 15% a 81%, mais alto no inverno (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index).
Mercados abordados
Este guia cobre o ERCOT (Conselho de Confiabilidade Elétrica do Texas). É o primeiro de uma série de sete partes da Modo Energy sobre todos os principais ISOs e RTOs dos EUA: ERCOT, PJM, MISO, SPP, CAISO, ISO-NE e NYISO. Os links para os outros guias aparecerão aqui conforme forem publicados.
1. Quão voláteis são as receitas das baterias do ERCOT, e o que mudou com o RTC+B?
As receitas das baterias no ERCOT variam fortemente de mês para mês, como sempre ocorreu. A volatilidade é estrutural, causada por clima, escassez e crescimento da frota, não por uma única mudança de mercado. No início de 2026, o índice mensal caiu dois terços, de US$ 46.264/MW/ano em janeiro para US$ 15.306 em fevereiro (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index). O RTC+B, em vigor desde dezembro de 2025, alterou a mecânica apenas de uma pequena fatia de receita ancilar. As baterias ainda obtêm a maior parte do faturamento por arbitragem de energia, que o RTC+B praticamente não afetou, além de um pequeno ganho de eficiência.
Relatório de referência: receita estável em abril, spreads de arbitragem caem em junho
Benchmark mensal do ERCOT pela Modo Energy, acompanhando receitas de baterias e tendências de spreads de preço. Leia mais →
O Real-Time Co-Optimization + Batteries (RTC+B) entrou em operação em dezembro de 2025. O despacho em tempo real do ERCOT (SCED) agora co-otimiza energia e serviços ancilares a cada cinco minutos, usando o estado de carga telemedido de cada bateria como restrição de despacho.
Antes do RTC+B, o ERCOT definia as quantidades de serviços ancilares no dia anterior, então a receita ancilar das baterias dependia desses produtos pré-definidos. O RTC+B também removeu o aditivo de escassez ORDC: o valor de manter capacidade ancilar durante a escassez agora entra diretamente no preço da energia em tempo real via co-otimização, e não mais por um adicional separado. É a maior mudança de desenho de mercado no ERCOT desde a adoção do preço nodal (Modo Energy, 2025).
"Abril mostrou como poucos dias voláteis podem elevar rapidamente as receitas liquidadas." — Alejandro de Diego, Modo Energy
Os spreads se comprimiram desde então, mas por motivos alheios ao RTC+B. Em junho de 2026, o spread TB1 Day-Ahead ficou em US$ 28/MWh, queda de 50% em 12 meses, enquanto o TB1 Real-Time caiu 31% para US$ 37/MWh. O crescimento da frota e o clima ameno achatou as extremidades da curva diária de preços (Modo Energy, 2026). Abril, o mês mais recente totalmente liquidado, ainda entregou US$ 3,12/kW-mês, pois alguns dias voláteis elevaram a média.
Um único mês não é um bom parâmetro. Abril liquidou perto de US$ 38.145/MW/ano, mas fevereiro caiu para US$ 15.306 e a média móvel anual ficou por volta de US$ 28.800 (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index). Esse valor anual, e não um mês de destaque, é a base mais defensável.
Os valores de receita do ERCOT mudam mês a mês. Ko utiliza os dados de liquidação em tempo real e o modelo de previsão da Modo Energy para responder dúvidas atuais e futuras.
2. O que o crescimento da carga de data centers significa para o retorno das baterias?
A demanda de data centers é o principal motor do crescimento de carga no ERCOT e acentua o pico noturno, que é justamente quando as baterias são mais remuneradas. O ERCOT prevê cerca de 35 GW de demanda de pico de data centers até 2035, quase metade do pico atual do sistema (Modo Energy, 2025). O ERCOT elevou esse número em sua previsão de carga de abril de 2025 (load forecast), e a EIA aponta o Texas como uma das regiões de maior crescimento de demanda nos EUA.
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A previsão central da Modo Energy aponta o pico de demanda do ERCOT subindo cerca de 50%, dos 85,5 GW atuais para 104 GW em 2030 e 129 GW em 2040 (Modo Energy, 2026). Cada gigawatt de carga constante de data center eleva o piso dos preços e acentua a rampa para o pico da noite. A RBC Capital Markets estima que cerca de três quartos do crescimento da demanda nos EUA até 2030 virá de data centers (RBC, 2025). Trata-se de uma projeção, não de um fato consolidado.
Para os donos de baterias, o crescimento da carga é o catalisador mais direto para spreads mais amplos. Um balanço mais apertado entre oferta e demanda amplia a diferença entre as horas baratas e caras, que é o que as baterias monetizam. É também o fator mais provável para reativar capacidade parada na fila de projetos (Modo Energy, 2026).
O risco está no timing. Previsões de carga costumam superestimar, e boa parte dessa demanda depende de aprovações de conexão que agora passam pelo Batch Zero (ver seção 3).
3. Como as regras de conexão "Batch Zero" do ERCOT afetam novas cargas?
O Batch Zero é o novo processo do ERCOT para conectar grandes consumidores de energia, impactando diretamente a velocidade com que a carga de data centers — fundamental para a economia das baterias — pode chegar. A Comissão de Serviços Públicos do Texas aprovou o processo em 18 de junho de 2026 para cargas de 75 MW ou mais (ERCOT, 2026).
No processo, o ERCOT analisa projetos elegíveis em conjunto, aloca megawatts entre os anos 1 a 6 e produz um único plano estadual de transmissão. Os proponentes devem apresentar garantia financeira de US$ 50.000/MW da demanda de pico solicitada, ou US$ 25 milhões em um projeto de 500 MW. Pode ser em dinheiro, garantia de grau de investimento ou carta de crédito bancária. Uma taxa de conexão separada, não reembolsável, de US$ 50.000/MW é devida após o estudo de conexão (ERCOT, 2026). O critério é alto de propósito, para filtrar pedidos especulativos: o ERCOT monitora mais de 438 GW de pedidos de conexão de grandes cargas, dos quais cerca de 89% são data centers.
O cronograma do Batch Zero já está em andamento. O processo atual vai até 10 de julho de 2026, o Batch Zero entra em vigor em 11 de julho, formulários chegam ao ERCOT até 24 de julho e a classificação dos projetos ocorre em 7 de agosto. As alocações de MW para os anos 1-6 são esperadas para abril de 2027, com plano final de transmissão no outono de 2027. A Enverus estima que cerca de 55 projetos (21,7 GW) devem se qualificar, enquanto 62 projetos (37 GW) devem ser adiados para lotes futuros (Enverus, 2026).
Para investidores em baterias, o Batch Zero separa a demanda real da especulativa. A carga que apresenta garantia e é aprovada é a mais provável de realmente entrar e pressionar os preços; pedidos que travam não devem ser considerados como suporte futuro de spreads.
4. A expansão de baterias no ERCOT ainda está acelerando?
A expansão de baterias no ERCOT continua, mas desacelerou, e mais projetos estão saindo da fila de conexão após assinarem acordos, à medida que o financiamento fica mais restrito. A capacidade instalada de BESS chegou a 14,96 GW (24,6 GWh) ao final do 1T de 2026, ante menos de 8 GW no início de 2025 (Modo Energy, 2026).
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Relatório da Modo Energy sobre a expansão do ERCOT no 1T 2026 — trimestre recorde acima de 15 GW e aumento do abismo entre a fila de projetos e o que realmente recebe financiamento. Leia mais →
O 1T de 2026 adicionou 1,1 GW em 20 projetos, o maior primeiro trimestre já registrado, mas abaixo dos 1,7 a 2,1 GW por trimestre vistos até o final de 2025. A fila tem 148 GW de capacidade ativa em 807 projetos, com 17 GW inativos e 54 GW já cancelados.
O principal sinal de alerta são as desistências pós-acordo. Vinte e cinco projetos somando 3,4 GW saíram após assinar acordo de conexão em 2025 e início de 2026, contra apenas 937 MW em todos os anos anteriores juntos. Concluir o estudo completo de conexão é o melhor indicador de sucesso, elevando a taxa de conclusão para 65% (de 24% na entrada da fila); assinar o acordo eleva para 78%.
A projeção baseada na fila da Modo Energy chega a 63 GW até 2030, mas a previsão central é de 36 GW (Modo Energy, 2026). Essa diferença de 27 GW mostra quanto da capacidade inicial não conseguirá financiamento com as receitas atuais.
5. A duração da bateria ainda faz diferença na receita do ERCOT?
A duração segue sendo recompensada no ERCOT, e o prêmio se ampliou ao longo do tempo. Baterias de duas horas superaram sistemas de uma hora em todos os meses dos últimos dois anos, com prêmio de 15% a 81%, maior no inverno (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index).
O prêmio vem da arbitragem de energia. No ano móvel, baterias de duas horas faturaram cerca do dobro da receita de energia de sistemas de uma hora (US$ 24.400 vs US$ 11.600 por MW), enquanto sistemas de uma hora ganharam mais em serviços ancilares (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index). Baterias mais longas conseguem operar spreads amplos de várias horas. Um sistema de uma hora só aproveita o horário mais caro, então depende mais de mercados ancilares.
Por isso o prêmio atinge o máximo no inverno. Escassez por ondas de frio gera spreads multi-hora mais amplos, então a diferença chegou a 80% em dezembro de 2024 e fevereiro de 2025, e 76% em março de 2026. Não acompanha apenas o nível da receita. Abril de 2026 trouxe receita forte para duas horas e prêmio elevado. Nos dois anos, o prêmio subiu: média de 41% no segundo semestre de 2024, 47% em 2025 e 64% no início de 2026 (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index).
A frota está se alongando para acompanhar. A duração média dos BESS no ERCOT é de cerca de 1,6 hora, e sistemas acima de 1,5 hora passaram de metade da capacidade instalada no final de 2025 (Modo Energy, 2026). O RTC+B mudou a contratação de serviços ancilares, mas o prêmio de duração já existia antes e não se ampliou após a entrada em vigor em dezembro de 2025. A vantagem é estrutural.
No 1T de 2026, sistemas de duas e quatro horas dividiram igualmente os negócios de BESS nos EUA (Modo Energy, 2026). No ERCOT, duas horas segue como padrão para operação no mercado. Para quem avalia duração, o prêmio de duas horas — mais forte na escassez do inverno — é o argumento mais claro para construir projetos mais longos.
6. Quem está financiando projetos de baterias no ERCOT?
Bancos não americanos dominam o financiamento de projetos de baterias nos EUA, e o ERCOT é o mercado mais ativo do país. No 1T de 2026, o ERCOT representou 10 das 17 transações rastreadas de BESS nos EUA, somando 1.478 MW — cerca de 60% da atividade (Modo Energy, 2026).
Relatório de Mercado de Capitais de BESS dos EUA — 1T 2026
Revisão trimestral da Modo Energy sobre negócios de BESS nos EUA e os bancos que os financiam, incluindo o ranking completo dos financiadores. Leia mais →
O ranking de financiadores é dominado por europeus e asiáticos, não americanos. Em todos os negócios dos EUA, o MUFG liderou com 821 MW em quatro financiamentos, seguido pelo Société Générale com 713 MW em três; nenhum banco sediado nos EUA apareceu entre os cinco maiores. No 4T de 2025, três bancos canadenses (RBC, National Bank of Canada e Desjardins) entraram no mercado americano de BESS pela primeira vez (Modo Energy, 2026). Estes são rankings nacionais, mas com forte peso do ERCOT: os dois principais financiadores participaram dos dois maiores pacotes de dívida do trimestre, um deles em portfólio no nordeste do Texas.
| Financiador | Capacidade financiada | Negócios | Região de origem |
|---|---|---|---|
| MUFG | 821 MW | 4 | Japão |
| Société Générale | 713 MW | 3 | França |
| NordLB | líder, múltiplos | 2+ | Alemanha |
| Top cinco por capacidade | todos não americanos | — | Europa / Ásia |
Fonte: Modo Energy, US BESS Capital Markets Q1 2026. Números nacionais, dominados pelo ERCOT.
Para patrocinadores, a lição é que projetos bancáveis no ERCOT cada vez mais precisam de contratos de venda ou tolling, e os financiadores mais ativos de BESS são atualmente bancos europeus e asiáticos, não americanos.
7. Por que a falta de turbinas a gás importa para as baterias?
A escassez de turbinas a gás está atrasando a expansão de recursos despacháveis, ampliando o gap de confiabilidade que as baterias estão preenchendo. Projetos do Texas Energy Fund (TEF) estão começando a despachar, mas o prazo de entrega das turbinas e o dobro do custo de capital das usinas a gás desde 2023 limitam o ritmo de novas entradas. A Modo Energy espera que o TEF alcance entre 5,5 e 7 GW, abaixo da meta de 10 GW (Modo Energy, 2026).
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Quando o gás firme atrasa, as baterias assumem mais da rampa noturna e da margem de reserva, pois são o recurso que mais cresce. Na fila de conexão avançada do ERCOT, solar e baterias superam o gás em dez para um: 26 GW e 21 GW contra apenas 4,6 GW de gás (Modo Energy, 2026). Isso sustenta o valor ancilar e a captura de escassez no curto prazo, mesmo com spreads de energia comprimidos.
O contraponto é que o mesmo crescimento de carga que impulsiona a economia das baterias é o que o gás atrasado deveria atender. Se a expansão despachável avançar rápido, parte do prêmio de confiabilidade diminui. Por ora, a restrição de oferta favorece o armazenamento como tecnologia de transição (Modo Energy, 2026).
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Perguntas frequentes
Qual a capacidade de armazenamento em baterias do ERCOT em 2026?
O ERCOT tinha cerca de 14,96 GW de capacidade instalada de BESS ao final do 1T de 2026, ante menos de 8 GW no início de 2025 (Modo Energy, 2026). É um dos dois maiores mercados de baterias dos EUA, junto com o CAISO.
O que é RTC+B no ERCOT?
RTC+B é Real-Time Co-Optimization + Batteries, uma mudança de desenho de mercado que entrou em operação em dezembro de 2025. Co-otimiza energia e serviços ancilares em tempo real e adiciona o controle do estado de carga para armazenamento. É a maior mudança no ERCOT desde o preço nodal.
As receitas das baterias do ERCOT estão subindo ou caindo em 2026?
São voláteis e, nos meses mais recentes, estão comprimidas. Os spreads TB1 Day-Ahead caíram cerca de 50% em 12 meses até junho de 2026, mas a receita liquidada de abril (US$ 3,12/kW-mês) ainda ficou 14% acima de abril do ano anterior (Modo Energy, 2026). O aumento da frota está achatando os spreads diários de preço.
O que é o processo Batch Zero do ERCOT?
Batch Zero é o processo transitório do ERCOT para conectar grandes cargas de 75 MW ou mais, aprovado pelo PUCT em 18 de junho de 2026 (ERCOT, 2026). Analisa projetos elegíveis em conjunto, aloca capacidade para os anos 1 a 6 e exige US$ 50.000/MW de garantia financeira.
A duração da bateria afeta a receita no ERCOT?
Sim. Baterias de duas horas superaram sistemas de uma hora em todos os meses dos últimos dois anos, com prêmio de 15% a 81%, mais alto no inverno (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index). A vantagem vem da arbitragem de energia: maior duração capta spreads amplos de preço que sistemas de uma hora não conseguem. Duas horas segue como padrão no ERCOT.
Que ferramenta posso usar para obter dados ao vivo e previsões de receitas de BESS no ERCOT?
Ko é o assistente de IA da Modo Energy, baseado em dados proprietários de receita e previsões para BESS e solar em todos os sete ISOs/RTOs dos EUA, Grã-Bretanha, Alemanha, Espanha/Ibéria, Itália, França e Austrália. Cobre previsões de preços, desenho de mercado, regulação e políticas até 2050, sendo uma ferramenta prática para modelagem de receitas, desenvolvimento de projetos e análise regulatória.
A Modo Energy é referência independente para receitas e expansão de armazenamento em baterias nos EUA, Grã-Bretanha, Europa e Austrália. Para dados ao vivo do ERCOT e previsões de longo prazo, acesse o Terminal da Modo Energy.
Sobre o autor
Neil Weaver é Analista de Mercado de Energia na Modo Energy. Desde 2021 cobre armazenamento em baterias e mercados de energia nos EUA, GB, Europa e Austrália, traduzindo dinâmicas de mercado em análises claras para investidores, desenvolvedores e operadores. É escritor e apresentador do The Energy Academy: Great Britain (assista no YouTube). Encontre Neil no LinkedIn.
