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 ISO/RTO dos EUA. Ko, o assistente de IA da Modo Energy, desenvolvido com esses dados proprietários, responde 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 para conexão de grandes cargas, desaceleração na implantação, financiamento mais difícil, prêmio de duração BESS acima de 2 horas e uma expansão lenta de turbinas a gás. O ERCOT é o mercado de armazenamento de baterias mais volátil dos EUA, e um dos dois maiores junto com o CAISO, com 14,96 GW de capacidade BESS instalada no fim do 1º trimestre de 2026 (Modo Energy, 2026).
Estatísticas principais
| Métrica | Valor (data) | Fonte |
|---|---|---|
| Capacidade BESS instalada, 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 relação ao ano anterior) | Modo Energy |
| Fila ativa de conexão | 148 GW em 807 projetos (relatório GIS maio 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 de demanda máxima solicitada | ERCOT |
| Previsão de demanda máxima de data centers | ~35 GW até 2035 | ERCOT |
Fonte: Índices BESS da Modo Energy; ERCOT.
Principais conclusões
- As receitas oscilaram de US$ 46.264/MW/ano em janeiro de 2026 para apenas US$ 15.306/MW/ano em fevereiro, subindo para US$ 38.145 em abril (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index). Os spreads de preço caíram cerca de 50% ano a ano em junho (Modo Energy, 2026). Considere a média do ano anterior, não apenas um mês isolado.
- Real-Time Co-Optimization plus Batteries (RTC+B), em operação desde dezembro de 2025, é a maior mudança de design de mercado do ERCOT desde o modelo nodal. Co-otimiza energia e serviços ancilares em tempo real e adiciona controle do estado de carga das baterias.
- Data centers impulsionam a maior parte do crescimento da carga. O ERCOT prevê cerca de 35 GW de demanda máxima de data centers até 2035, quase metade do pico atual do sistema (Modo Energy, 2025).
- O financiamento ficou mais restrito. Saídas da fila após acordo subiram 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, de 15% a 81%, com o prêmio 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 em sete partes da Modo Energy cobrindo todos os principais ISO e RTO dos EUA: ERCOT, PJM, MISO, SPP, CAISO, ISO-NE e NYISO. O segundo guia aborda o CAISO: Armazenamento de baterias no CAISO em 2026: 8 pontos para ficar de olho. Links para os próximos guias da série serão adicionados conforme publicados.
1. Quão voláteis são as receitas das baterias no ERCOT e o que mudou com o RTC+B?
As receitas das baterias no ERCOT variam fortemente mês a mês, como sempre ocorreu. A volatilidade é estrutural, impulsionada por clima, escassez e uma frota crescente, 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 operação desde dezembro de 2025, alterou apenas uma pequena parcela das receitas, ligadas a serviços ancilares. As baterias ainda obtêm a maior parte do retorno em arbitragem de energia, que o RTC+B manteve praticamente inalterada, exceto por um ganho marginal de eficiência.
Relatório de referência: receita estável em abril, spreads de arbitragem caem em junho
Benchmark mensal do ERCOT da Modo Energy, acompanhando receitas de baterias e tendências de spreads de preço. Leia mais →
O Real-Time Co-Optimization plus 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 telemetrado de cada bateria como restrição de despacho.
Antes do RTC+B, o ERCOT definia as quantidades de serviços ancilares no dia anterior, então os ganhos das baterias nesses produtos dependiam desses valores pré-definidos. O RTC+B também removeu o aditivo de escassez ORDC: o valor de manter capacidade ancilar durante escassez agora entra diretamente no preço da energia em tempo real via co-otimização, em vez de um adicional separado. É a maior mudança de design de mercado do ERCOT desde o modelo nodal (Modo Energy, 2025).
"Abril mostrou como alguns dias voláteis podem elevar rapidamente as receitas liquidadas." — Alejandro de Diego, Modo Energy
Os spreads comprimiram desde então, mas por motivos alheios ao RTC+B. Em junho de 2026, os spreads TB1 Day-Ahead ficaram em US$ 28/MWh, queda de 50% ano a ano, enquanto os spreads TB1 em tempo real caíram 31% para US$ 37/MWh. Uma frota crescente e clima ameno achatam ambos os extremos 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 mês isolado é um mau parâmetro. Abril fechou em US$ 38.145/MW/ano, mas fevereiro caiu para US$ 15.306 e a média móvel anual ficou em torno de US$ 28.800 (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index). Esse valor médio anual, e não um mês de destaque, é a base defensável.
Os valores de receita do ERCOT mudam mensalmente. Ko utiliza dados de liquidação ao vivo e modelos de previsão da Modo Energy para responder perguntas 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 aumento da carga no ERCOT, apertando o pico da noite que as baterias precisam atender. O ERCOT prevê cerca de 35 GW de demanda máxima de data centers até 2035, próximo da metade do pico atual do sistema (Modo Energy, 2025). O ERCOT elevou o valor em sua previsão de carga de abril de 2025 (previsão de carga), e a EIA aponta o Texas como uma das regiões de maior crescimento de demanda nos EUA.
Data Centers: por que a falta de turbinas a gás pode limitar o crescimento da carga no Texas
Por que o gargalo está mais na oferta de turbinas a gás do que na demanda de data centers. Leia mais →
A previsão central da Modo Energy é que a demanda máxima do ERCOT suba cerca de 50%, do recorde atual de 85,5 GW para 104 GW em 2030 e 129 GW em 2040 (Modo Energy, 2026). Cada gigawatt de carga constante de data centers eleva o piso dos preços e acentua a rampa da noite. O RBC Capital Markets estima que cerca de três quartos do crescimento da demanda nos EUA até 2030 virá de data centers (RBC, 2025). Isso é uma projeção, não um fato consolidado.
Para os donos de baterias, o crescimento da carga é o catalisador mais direto para spreads mais amplos. Um balanço oferta-demanda mais apertado amplia a diferença entre horas baratas e caras, que as baterias monetizam. Também é o fator mais provável para reativar projetos parados na fila de implantação (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 são reguladas pelo Batch Zero (veja 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 eletricidade, 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 a regra em 18 de junho de 2026 para cargas de 75 MW ou mais (ERCOT, 2026).
Pelo processo, o ERCOT analisa projetos qualificados em conjunto, aloca megawatts entre os anos 1 e 6, e produz um plano único de transmissão para todo o estado. Os proponentes devem apresentar garantia financeira de US$ 50.000/MW de demanda máxima solicitada, ou US$ 25 milhões para um projeto de 500 MW. Pode ser dinheiro, garantia de grau de investimento ou carta de crédito bancária. Uma taxa separada de conexão, 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, cerca de 89% deles data centers.
O cronograma do Batch Zero já está em curso. O processo atual vai até 10 de julho de 2026, o Batch Zero entra em vigor em 11 de julho, formulários devem chegar ao ERCOT até 24 de julho e a classificação dos projetos sai em 7 de agosto. As alocações de MW para os anos 1-6 são esperadas em 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, com 62 projetos (37 GW) provavelmente adiados para lotes futuros (Enverus, 2026).
Para investidores em baterias, o Batch Zero separa demanda real de especulativa. A carga que apresenta garantia e é aprovada é a mais provável de realmente se concretizar e pressionar os preços; pedidos que travam não devem ser considerados como suporte futuro para spreads.
4. A implantação de baterias no ERCOT ainda está acelerando?
A expansão das baterias no ERCOT segue crescendo, mas desacelerou, e mais projetos estão saindo da fila de conexão após assinarem acordos, devido ao aperto no financiamento. A capacidade BESS instalada chegou a 14,96 GW (24,6 GWh) no fim do 1T 2026, ante menos de 8 GW no início de 2025 (Modo Energy, 2026).
Implantação BESS ultrapassa 15 GW no ERCOT no 1T 2026
Relatório de implantação do ERCOT da Modo Energy no 1T 2026 — trimestre recorde acima de 15 GW, e um aumento do gap entre fila e o que realmente é financiado. Leia mais →
O 1T 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 fim de 2025. A fila contém 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 após acordo. Vinte e cinco projetos totalizando 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. Completar o estudo de conexão é o melhor preditor de sucesso, elevando a taxa de conclusão para 65% (de 24% ao entrar na fila); assinar acordo eleva para 78%.
A projeção implícita pela fila da Modo Energy chega a 63 GW até 2030, mas a previsão central é de 36 GW (Modo Energy, 2026). Esse gap de 27 GW mostra o quanto de capacidade em estágio 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 aumentou ao longo do tempo. Baterias de duas horas superaram sistemas de uma hora em todos os meses dos últimos dois anos, de 15% a 81%, com o maior prêmio no inverno (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index).
O prêmio está ligado à arbitragem de energia. No último ano, baterias de duas horas ganharam quase o dobro da receita de energia de sistemas de uma hora — cerca de US$ 24.400 contra US$ 11.600 por MW — enquanto sistemas de uma hora ganharam mais em serviços ancilares (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index). Uma bateria mais longa pode capturar spreads amplos de preços entre várias horas. Um sistema de uma hora só atinge a hora de preço mais alto, dependendo então do mercado ancilar.
Por isso o prêmio atinge o pico no inverno. Escassez por ondas de frio gera os spreads multi-hora mais amplos, então a diferença chegou a cerca de 80% em dezembro de 2024 e fevereiro de 2025, e 76% em março de 2026. Não acompanha apenas o nível de receita: abril de 2026 teve forte receita de duas horas e prêmio alto. Ao longo de dois anos, o prêmio subiu, com 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 do BESS no ERCOT é agora de cerca de 1,6 hora, e sistemas acima de 1,5 hora passaram de 50% da capacidade instalada no fim de 2025 (Modo Energy, 2026). O RTC+B mudou a contratação de serviços ancilares, mas o prêmio de duração vem de antes e não aumentou após a entrada em vigor em dezembro de 2025. A vantagem é estrutural.
No 1T 2026, sistemas de duas e quatro horas dividiram igualmente os contratos BESS nos EUA (Modo Energy, 2026). No ERCOT, duas horas segue como padrão para projetos mercantis. Para quem avalia a duração, o prêmio de duas horas, especialmente no inverno, é o argumento de receita mais claro para construir sistemas 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 2026, o ERCOT respondeu por 10 das 17 transações BESS rastreadas nos EUA e 1.478 MW, cerca de 60% da atividade (Modo Energy, 2026).
Relatório de Mercados de Capital BESS dos EUA — 1T 2026
Revisão trimestral da Modo Energy sobre negócios BESS nos EUA e os bancos financiadores, incluindo ranking dos financiadores. Leia mais →
O ranking de financiadores é europeu e asiático, não americano. Entre os negócios nos EUA, o MUFG liderou com 821 MW em quatro financiamentos, seguido do Société Générale com 713 MW em três; nenhum banco americano apareceu entre os cinco maiores em capacidade. No 4T 2025, três bancos canadenses (RBC, National Bank of Canada e Desjardins) entraram no mercado BESS americano pela primeira vez (Modo Energy, 2026). Os rankings são nacionais, mas com forte presença do ERCOT: ambos os maiores financiadores atuaram nos dois maiores pacotes de dívida do trimestre, um deles em carteira 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 5 por capacidade | todos não americanos | — | Europa / Ásia |
Fonte: Modo Energy, US BESS Capital Markets Q1 2026. Dados EUA, liderança do ERCOT.
Para patrocinadores, a lição é que projetos bancáveis no ERCOT cada vez mais precisam de contratos de venda ou tolling, e os financiadores BESS mais ativos hoje são 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 implantação de geração despachável, ampliando o gap de confiabilidade que as baterias estão preenchendo. Projetos do Texas Energy Fund (TEF) estão entregando geração despachável, mas o prazo de entrega das turbinas e o dobro do custo de capital das usinas a gás desde 2023 limitam a chegada de novas térmicas. A Modo Energy espera que o TEF entregue entre 5,5 e 7 GW, abaixo da meta de 10 GW (Modo Energy, 2026).
Texas Energy Fund: por que o gás não vai atingir a meta de 10 GW
Análise da Modo Energy sobre por que a capacidade a gás do Texas ficará abaixo da meta de 10 GW, apesar de liderar os novos projetos de turbinas dos EUA. Leia mais →
Quando o gás firme atrasa, as baterias assumem mais da rampa da noite e da margem de reserva, pois são o recurso que mais cresce. Na fila de conexão avançada do ERCOT, solar e baterias superam novas térmicas a 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 também é o que o gás atrasado deveria atender. Se a implantação despachável acelerar, parte do prêmio de confiabilidade diminui. Por ora, a restrição de oferta favorece o armazenamento como tecnologia de transição (Modo Energy, 2026).
ERCOT: receitas BESS caíram, mas o que pode restaurá-las?
Perspectiva da Modo Energy sobre o que pode restaurar as receitas de baterias no ERCOT — crescimento da carga e aposentadoria de térmicas diante do gap que as baterias devem cobrir. Leia mais →
Perguntas frequentes
Qual a capacidade de armazenamento de baterias do ERCOT em 2026?
O ERCOT tinha cerca de 14,96 GW de capacidade BESS instalada no fim do 1T 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 a Co-otimização em Tempo Real com Baterias, uma mudança de design de mercado que entrou em vigor em dezembro de 2025. Co-otimiza energia e serviços ancilares em tempo real e adiciona controle de estado de carga para armazenamento. É a maior mudança de design do ERCOT desde o modelo nodal.
As receitas de 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 junho de 2026 ante o ano anterior, embora a receita de abril, de US$ 3,12/kW-mês, ainda tenha ficado 14% acima de abril anterior (Modo Energy, 2026). Uma frota crescente achata os spreads diários.
O que é o processo Batch Zero do ERCOT?
O 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 qualificados em conjunto, aloca capacidade ao longo dos anos 1 a 6 e exige garantia financeira de US$ 50.000/MW.
A duração da bateria impacta a receita no ERCOT?
Sim. Baterias de duas horas superaram sistemas de uma hora em todos os meses dos últimos dois anos, de 15% a 81%, com a diferença maior no inverno (Modo Energy, ME BESS ERCOT Index). A vantagem vem da arbitragem de energia: maior duração captura spreads amplos de preço que sistemas de uma hora não conseguem. Duas horas segue como padrão mercantil no ERCOT.
Qual ferramenta usar para acessar dados ao vivo e previsões de receitas BESS no ERCOT?
Ko é o assistente de IA da Modo Energy, construído com dados proprietários de receitas e previsões para BESS e solar em todos os sete ISOs e RTOs dos EUA, Grã-Bretanha, Alemanha, Espanha/Ibéria, Itália, França e Austrália. Cobre previsões de preço, design 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 o benchmark independente para receitas e implantação de armazenamento de energia em baterias nos EUA, Grã-Bretanha, Europa e Austrália. Para dados ao vivo do ERCOT e previsões de receitas de longo prazo, acesse o Terminal Modo Energy.
Sobre o autor
Neil Weaver é Analista de Mercado de Energia na Modo Energy. Desde 2021 cobre armazenamento de energia 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 da The Energy Academy: Grã-Bretanha (assista no YouTube). Encontre Neil no LinkedIn.
