Em 2025, o sistema médio de armazenamento de energia por bateria (BESS) no ERCOT obteve receitas 84% menores do que os recordes históricos de 2023.

Isso ocorreu basicamente por dois motivos.

Primeiro, 2024 e 2025 foram dois anos consecutivos de clima relativamente ameno, o que contribuiu para a redução de eventos extremos de preços.

Segundo, provavelmente já há armazenamento suficiente por bateria no ERCOT para garantir a confiabilidade do sistema e manter picos de preços no mínimo — por enquanto.

Os serviços ancilares estão saturados, enquanto o aumento da participação das baterias em arbitragem de energia está reduzindo a volatilidade.

O potencial de negócios no curto prazo enfraqueceu.

No entanto, o crescimento da carga está chegando e, enquanto isso, os geradores térmicos existentes enfrentam as mesmas pressões de receita que as baterias. Se as aposentadorias acelerarem antes que a nova demanda se concretize, a escassez voltará. E, à medida que a nova demanda se materializa, mais geração e armazenamento serão necessários para atendê-la.

A questão não é se existe potencial de valorização para armazenamento por bateria no ERCOT em um horizonte de 15 a 20 anos — e sim como atravessar o período de 2 a 4 anos até lá.

Pontos principais:

• As receitas de BESS despencaram devido ao clima mais ameno e à saturação do mercado. A capacidade de BESS cresceu 70 vezes desde 2020, enquanto 2024-2025 não tiveram o clima extremo que gera escassez.
• O crescimento da carga é real, mas superestimado. O número de 220 GW do ERCOT não se concretizará. Uma projeção realista: 105 GW até 2030, ainda assim um crescimento de 22% em quatro anos.
• A demanda está mudando de perfil. O consumo de energia aumentou 27% desde 2019, mesmo com a demanda de pico estagnada. A carga em FWEST cresceu 116% em seis anos, 4,3 vezes mais rápido que a média da rede.
• Aposentadorias térmicas podem restaurar a volatilidade. Mais de 22 GW de carvão e gás antigos estão em risco. Apenas o gás de ciclo combinado permaneceu lucrativo em 2024-2025.
• Soluções de transição estão chegando. Contratos de firmamento, novos serviços ancilares como DRRS e estruturas criativas de offtake podem ajudar projetos a sobreviver até o retorno da escassez.

Clima menos extremo e saturação do mercado reduziram receitas de baterias

2024 e 2025 não tiveram eventos climáticos extremos em relação à média sazonal, que normalmente geram condições de escassez.

Os verões desses anos ficaram alinhados com a média de 15 anos entre 2008-2022 em termos de temperatura média. Ou seja, as temperaturas foram 'amenas' — não se desviaram muito da normalidade.

'Ameno' não significa abaixo da média, mas sim ausência de condições que elevam os preços.

No entanto, anos de clima ameno não são o único fator que suprimiu a oportunidade e captura de receita para BESS no ERCOT nos últimos dois anos.

A saturação do mercado é o outro fator.

Na verdade, já pode haver armazenamento por bateria suficiente para atender aos desafios atuais do ERCOT — pelo menos aqueles para os quais as baterias estão equipadas e que o mercado remunera.

A capacidade instalada de BESS cresceu rapidamente no ERCOT. Desde o início da década, a capacidade passou de cerca de 200 MW para quase 14.000 MW, um crescimento superior a 70 vezes. Quase 10 desses 14 GW entraram em operação em 2024 e 2025. Saiba mais sobre a expansão de BESS no ERCOT em 2025 e as projeções da Modo Energy para o futuro aqui.

À medida que mais baterias se conectam à rede, a concorrência aumenta, promovendo a canibalização das oportunidades de receita.

A saturação é real — mais armazenamento por bateria aumenta a concorrência por um conjunto e tamanho relativamente estáveis de oportunidades, tanto em Serviços Ancilares quanto em Energia.

Leia mais aqui para entender como a presença crescente do BESS impactou a queda das receitas e como os operadores de baterias têm respondido.

No entanto, a manutenção das oportunidades de receita tão baixas depende da configuração atual de oferta e demanda continuar igual no futuro.

Crescimento de carga e aposentadorias térmicas podem reintroduzir volatilidade

A volatilidade praticamente desapareceu no ERCOT nos últimos dois anos. Em 2025, houve apenas três dias em que a bateria média ganhou pelo menos US$ 0,50/kW, comparado a 16 em 2024 e 58 em 2023.

No entanto, para que a volatilidade — e as oportunidades de receita das baterias — permaneçam tão baixas no futuro, a configuração atual de oferta e demanda e os padrões recentes de clima teriam que persistir. Isso não vai acontecer.

O crescimento da carga está chegando, mas o tempo (e o tamanho) são incertos

As projeções de crescimento de carga do ERCOT Long Term Load Forecast são exageradas. O pico de ~220 GW citado para 2030 não se concretizará. Porém, um crescimento relevante ainda virá.

Os números estão inflados porque a barreira de entrada para solicitar conexão como grande carga no ERCOT é praticamente nula. Um potencial desenvolvedor de data center não paga nada para registrar sua intenção. Por isso, a fila contém muito mais demanda prospectiva do que de fato se concretizará, repetindo o padrão visto na conexão de geração.

Uma visão mais realista surge ao combinar a avaliação de grandes projetos individuais com um ajuste alinhado à taxa histórica de realização de geração, de cerca de 25%.

Essa abordagem projeta o pico de demanda chegando a cerca de 105 GW até 2030. Isso representa 19 GW de crescimento em relação ao pico histórico de 85,9 GW, ou 22%, em apenas quatro anos.

Várias mudanças nos guias de planejamento do ERCOT estão em processo de aprovação para viabilizar a integração de novos tipos de demanda. O Planning Guide Revision Request 115, PGRR 134 e outros processos ativos vão melhorar a visibilidade dos prazos de conexão de grandes cargas e podem estabelecer barreiras de entrada mais altas, exigindo depósitos de centenas de milhares de dólares só para entrar na fila.

Enquanto o processo de stakeholders busca criar um cenário mais realista, seria um erro concluir que o crescimento da demanda não está acontecendo. Os números de fila exageram o crescimento de curto prazo, mas a demanda energética subjacente já cresce em ritmo relevante.

Quanto a demanda já está crescendo e como o perfil mudou?

O crescimento do pico de demanda estagnou em 2024 e 2025. De 2019 a 2023, o pico subiu de 74.820 MW para 85.508 MW. Mas, em 2024 e 2025, o pico caiu 1,8%, para 83.707 MW.

O consumo total de energia conta outra história. Entre 2019 e 2025, o total cresceu de 384 TWh para 488 TWh, um CAGR de 4,08%. Mesmo com a queda de 1,8% no pico entre 2024 e 2025, o consumo total subiu 5,8%.

Essa divergência sinaliza uma mudança no perfil de carga. O clima ameno suprimiu o pico, enquanto o consumo de base continuou crescendo. O aumento vem de data centers, crescimento residencial e eletrificação contínua do setor de óleo e gás na Bacia do Permiano.

Novas demandas — como data centers e O&G eletrificado — operam basicamente 24x7. Isso é mais visível na zona climática Far West (FWEST). A carga de FWEST cresceu 116,5% entre 2019 e 2025, 4,3 vezes mais rápido que o ERCOT como um todo. Hoje, representa 9,2% da carga total do ERCOT, ante 5,5% em 2019.

O perfil de carga de FWEST é notavelmente plano, com uma razão pico/vale de apenas 1,07x, contra 1,34x da média do sistema ERCOT. Esse achatamento reflete a operação contínua de data centers e do setor de O&G.

Com a demanda mais estável e o armazenamento reduzindo os picos tradicionais do pôr do sol, as oportunidades de spread de preço se deslocam para o final da noite.

Alguma nova demanda pode vir acompanhada de turbinas a gás no local, mas restrições de fornecimento limitam isso. Não há turbinas suficientes para absorver todo o crescimento.

Preços baixos podem criar efeito de empurra-puxa com aposentadorias térmicas

Preços baixos e volatilidade reduzida diminuem as receitas das baterias, mas também prejudicam geradores de carvão e gás antigos. Esses recursos costumam ter longos tempos mínimos de operação e partida. Fica difícil justificar o custo operacional quando os preços permanecem baixos.

Geradores antigos têm taxas de calor mais altas, exigindo mais combustível por MWh gerado. Seus spreads de faísca, diferença entre o preço da energia e o custo do combustível, são mais apertados.

Quando os preços permanecem baixos ao longo do dia, essas unidades não conseguem operar de forma lucrativa nem aproveitar picos de preço.

Com a compressão dos preços médios, as unidades mais antigas e menos eficientes são as primeiras a se tornarem inviáveis, operando cada vez menos.

Análise de 'breakeven' mostra que carvão antigo opera com prejuízo

Preços de equilíbrio podem ser calculados considerando todos os custos operacionais: combustível (com taxas de calor assumidas), O&M variável e fixa convertida para US$/MWh conforme o fator de capacidade.

Unidades antigas enfrentam taxas de calor e custos de manutenção mais altos. Mais de 10 GW de carvão no ERCOT têm mais de 40 anos e 12 GW de gás têm mais de 50 anos.

Em 2024, apenas as usinas de gás de ciclo combinado permaneceram lucrativas em relação ao custo total. A tendência continuou em 2025. O preço do gás natural mais alto elevou o preço médio de US$ 27/MWh para US$ 33/MWh. Mas o equilíbrio do carvão antigo (~US$ 36-37/MWh) ficou acima da média anual.

Aposentadorias podem restaurar a volatilidade

A eventual aposentadoria de parte da geração térmica será parcialmente compensada por novas adições de eólica, solar e armazenamento. Mas a retirada de capacidade despachável torna os preços mais voláteis em períodos de baixa geração renovável, a menos que o uso de recursos flexíveis acompanhe o ritmo.

Isso cria um efeito de empurra-puxa: receitas suprimidas aceleram aposentadorias, reduzindo a oferta, tornando a escassez mais provável e, eventualmente, restaurando a volatilidade que suprimiu as receitas.

Atravessando o hiato de curto prazo até o potencial de longo prazo

A volatilidade voltará ao ERCOT em algum momento. A questão é como os projetos sobrevivem até lá. Três categorias de soluções podem ajudar: exigências de firmamento, novos serviços ancilares e estruturas criativas de offtake.

Exigências de firmamento permanecem indefinidas

A House Bill 1500, aprovada na sessão legislativa do Texas em 2023, determinou exigências de firmamento para recursos de geração no ERCOT.

As exigências valem para geradores que assinarem acordo de conexão após 1º de janeiro de 2027, e só para recursos que já operam há pelo menos um ano.

Geradores devem operar em ou acima de sua capacidade média durante eventos de alto risco. Quem não puder garantir desempenho deve contratar capacidade despachável via acordos bilaterais ou expansão no local.

A PUCT publicou uma proposta em julho de 2024 para consulta pública. Vários itens seguem em discussão.

A metodologia proposta de Capacidade Média de Geração Sazonal (SAGC) calcula uma média por hora/estação. Stakeholders argumentam que isso distorce a geração solar e penaliza térmicas devido à variação de temperatura.

Mais crítico para BESS: a proposta dificulta que baterias sejam consideradas provedores de firmamento. Só a geração acima do SAGC conta, mas a produção das baterias normalmente equivale à média sazonal. Stakeholders se opõem, defendendo que a flexibilidade das baterias apoia a confiabilidade da rede.

A estrutura de penalidades também é contestada. A proposta fixa penalidades em 20% do valor efetivo da carga não atendida (VOLL), limitada a 15 horas críticas por estação. Stakeholders defendem multa fixa de US$ 1.000/MWh para dar mais previsibilidade ao investimento. Isso limitaria a receita potencial de um contrato de firmamento a US$ 15/kW.

Se as baterias forem incluídas como provedoras de firmamento, isso criaria uma nova fonte de receita via contratos bilaterais e incentivaria a co-localização com renováveis. Projetos a entrar em operação por volta de 2027 seriam os mais beneficiados.

Novos serviços ancilares podem diversificar receita

O único novo serviço ancilar em desenvolvimento certo no ERCOT é o Dispatchable Reliability Reserve Service (DRRS). O DRRS funciona como compensação por capacidade firme, com janela de atuação maior que o Non-Spinning Reserve e ativação antes do tempo real.

Porém, a elegibilidade deve ser limitada a baterias com duração de quatro horas ou mais. Nenhuma bateria hoje ativa no ERCOT se qualificaria.

Outros serviços potenciais são mais especulativos. Serviço de suporte de tensão pode agregar valor local no oeste do Texas, remunerando inversores grid-forming para integração de recursos baseados em inversores. Serviço de suporte de inércia pode remunerar recursos por apoiar a taxa de variação de frequência (ROCOF), embora a elegibilidade deva se estender às térmicas.

Não há garantia de que esses serviços serão desenvolvidos. Se forem, devem ser contratados bilateralmente, não em mercado. O ERCOT pode se inspirar na Alemanha, onde um mercado de inércia está sendo criado.

Estruturas criativas de offtake

Adoção de contratos tradicionais de tolling tem sido limitada. As necessidades dos desenvolvedores e a disposição dos compradores divergem, criando um grande spread entre oferta e demanda. Offtakers atribuem pouco valor à receita de curto prazo e preferem contratos curtos, enquanto desenvolvedores precisam de previsibilidade de longo prazo para cobrir custos.

Várias estruturas alternativas podem preencher essa lacuna: acordos de compartilhamento de receitas, tollings parciais ou virtuais, hedges hub-versus-node, pagamentos condicionados à taxa de captura.

Novos parceiros de offtake podem surgir. Seguradoras podem garantir receitas mínimas, seja por piso fixo ou meta móvel atrelada à média de captura de receita do segmento.

Possuir, operar e investir em BESS no ERCOT exige paciência — e a ponte certa de receita

O caso de investimento em 15-20 anos segue válido. Os retornos de curto prazo não são garantidos, mas as condições estruturais para escassez devem voltar a ocorrer.

Projetos que conseguirem atravessar esse período com soluções como:

• maximizar a captura de spreads de preço,
• capturar spreads atrativos que se estendem para o final da noite e madrugada,
• introdução de novos serviços ancilares,
• contratos que atendam exigências de firmamento renovável,
• ou hedge contra anos de baixa volatilidade via offtake ou posições no mercado futuro,

estarão bem posicionados para capturar a valorização quando ela se concretizar.