Em 2025, o sistema médio de armazenamento de energia em baterias (BESS) no ERCOT teve receitas 84% menores do que o recorde histórico de 2023.

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Isso aconteceu principalmente por dois motivos.

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

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

Os serviços ancilares estão saturados, enquanto a maior participação de baterias em arbitragem de energia está reduzindo a volatilidade.

O cenário de negócios de curto prazo enfraqueceu.

No entanto, o crescimento da carga está chegando e, enquanto isso, geradores térmicos existentes enfrentam as mesmas pressões de receita que as baterias. Se as aposentadorias acelerarem antes de a nova demanda se concretizar, a escassez retornará. E, à medida que a nova demanda se materializar, será necessário mais geração e armazenamento para atendê-la.

A questão não é se existe potencial de valorização para armazenamento de energia em baterias no ERCOT em um horizonte de 15-20 anos — mas sim como atravessar o período de 2-4 anos até essa valorização.

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 impulsiona a escassez.
• O crescimento da carga é real, mas superestimado. O destaque 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 na zona climática do Extremo Oeste 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 usinas a gás de ciclo combinado permaneceram lucrativas em 2024-2025.
• Soluções de transição estão a caminho. Contratos de firmeza, novos serviços ancilares como DRRS e estruturas criativas de offtake podem ajudar projetos a sobreviver até a volta da escassez.

Clima ameno e saturação do mercado reduziram as receitas das baterias

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

Os verões de cada ano estiveram bem alinhados com a média de 15 anos de 2008-2022 em termos de temperatura média. Ou seja, as temperaturas foram 'amenas' — não se desviaram fortemente do padrão.

'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 reprimiu as oportunidades de receita e captação para BESS no ERCOT nos últimos dois anos.

A saturação do mercado é o outro fator.

Na verdade, provavelmente já existe armazenamento suficiente em baterias para atender aos desafios atuais do ERCOT — ao menos os desafios que as baterias conseguem atender e que o mercado remunera.

A capacidade instalada de BESS cresceu rapidamente no ERCOT. Desde o início da década, a capacidade saltou de cerca de 200 MW para quase 14.000 MW, representando mais de 70 vezes de aumento. Quase 10 desses 14 GW entraram em operação em 2024 e 2025. Leia 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, levando à canibalização das oportunidades de receita.

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

Leia mais aqui para entender como o aumento da presença de BESS contribuiu para a queda nas receitas e como os operadores de baterias reagiram.

No entanto, a manutenção das receitas tão baixas depende de a configuração atual de oferta e demanda permanecer igual no futuro.

Crescimento da carga e aposentadorias térmicas podem trazer de volta a 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, contra 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 climáticos recentes precisariam persistir. Isso não vai acontecer.

O crescimento da carga está chegando, mas o momento (e a magnitude) são incertos

As projeções de crescimento da carga no Long Term Load Forecast do ERCOT são exageradas. O pico de demanda de ~220 GW citado para 2030 não se materializará. No entanto, um crescimento significativo está a caminho.

Os números são inflados porque a barreira de entrada para solicitar conexão como grande carga no ERCOT é praticamente zero. Um desenvolvedor de data center em potencial não paga nada para declarar intenção de desenvolver. Assim, a fila contém muito mais demanda potencial do que de fato será realizada, espelhando o padrão visto em interconexão de geração.

Uma visão mais realista surge ao combinar uma avaliação detalhada de projetos de grande carga com um desconto alinhado às taxas históricas de throughput de geração de cerca de 25%.

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

Diversas mudanças nos guias de planejamento do ERCOT estão em andamento para permitir a integração de novos tipos de demanda. O Planning Guide Revision Request 115, o PGRR 134 e outros processos ativos vão melhorar a visibilidade dos prazos de conexão de grandes cargas e podem estabelecer exigências de depósitos de centenas de milhares de dólares apenas para entrar na fila.

Enquanto o processo de stakeholders trabalha para criar um cenário mais realista, seria um erro concluir que o crescimento da demanda não está acontecendo. Os números da fila superestimam o crescimento de curto prazo, mas a demanda de energia subjacente já cresce em ritmo significativo.

Quanto a demanda já cresceu e como mudou seu perfil?

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

O consumo total de energia conta outra história. Entre 2019 e 2025, o total subiu 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 aumentou 5,8%.

Essa divergência indica 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 da indústria de petróleo e gás na Bacia do Permiano.

A nova demanda — como data centers e O&G eletrificado — é basicamente 24x7. Isso é mais visível na zona climática do Extremo Oeste (FWEST). A carga em FWEST cresceu 116,5% entre 2019 e 2025, 4,3 vezes mais rápido que o ERCOT como um todo. Agora representa 9,2% da carga total do ERCOT, contra 5,5% em 2019.

O perfil de carga de FWEST é notavelmente plano, com uma relação pico/vale de apenas 1,07x contra 1,34x da média do sistema ERCOT. Essa planicidade reflete operações contínuas de data centers e O&G.

Com a demanda plana e o armazenamento atenuando os picos tradicionais do pôr do sol, as oportunidades de spread de preços se deslocam para horas mais tardias da noite.

Parte da nova demanda pode chegar com turbinas a gás próprias, 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 antigos a carvão e gás. Esses recursos geralmente têm longos tempos mínimos de operação e de partida. Eles têm dificuldade em justificar despesas operacionais contínuas quando os preços permanecem baixos.

Geradores antigos possuem taxas de calor mais altas, exigindo mais combustível por MWh gerado. Seus spreads de faísca, a diferença entre o preço da eletricidade e o custo do combustível necessário para gerá-la, são menores por isso.

Quando os preços ficam baixos o dia todo, essas unidades enfrentam um problema duplo: não conseguem ligar rapidamente para aproveitar picos e não operam de forma lucrativa nas horas de preço baixo.

À medida que os preços médios comprimem, as unidades mais antigas e menos eficientes são as primeiras a se tornarem inviáveis, operando cada vez menos.

Análise de 'breakeven' mostra que usinas antigas a carvão frequentemente operam no prejuízo

Os preços de 'breakeven' podem ser calculados usando custos operacionais totais: combustível (com taxas de calor assumidas), O&M variável e O&M fixa convertida para US$/MWh com base nos fatores de capacidade.

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

Em 2024, apenas geradores a gás de ciclo combinado permaneceram lucrativos frente aos custos operacionais totais. A tendência continuou em 2025. O aumento do preço do gás natural contribuiu para a alta do preço médio de US$ 27/MWh para US$ 33/MWh. No entanto, o breakeven do carvão antigo, de cerca de US$ 36-37/MWh, permaneceu acima da média anual.

Aposentadorias podem restaurar a volatilidade

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

Isso cria um efeito de empurra-puxa: receitas reprimidas aceleram aposentadorias, afinando a oferta e tornando a escassez mais provável, restaurando a volatilidade que reprimiu as receitas inicialmente.

Transpondo o hiato de curto prazo até a valorização de longo prazo

A volatilidade vai ressurgir no ERCOT em algum momento. A questão é como os projetos sobrevivem até lá. Três categorias de soluções podem ajudar: exigências de firmeza, novos serviços ancilares e estruturas criativas de offtake.

Exigências de firmeza ainda indefinidas

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

Os requisitos se aplicam a geradores que assinarem acordo de interconexão após 1º de janeiro de 2027, e apenas a recursos que já operaram por pelo menos um ano.

Geradores devem operar em ou acima de sua capacidade média de geração durante eventos críticos. Quem não conseguir garantir o desempenho terá de contratar capacidade despachável via acordos bilaterais ou construir recursos co-localizados.

O PUCT divulgou uma proposta em julho de 2024 para consulta pública. Diversos pontos seguem em discussão.

A metodologia proposta do SAGC (Seasonal Average Generation Capability) calcula uma média percentual única para cada hora de cada estação. Stakeholders argumentam que isso distorce a produção solar e penaliza geradores térmicos devido à variação de temperatura.

Mais crítico para o BESS, a proposta atual dificulta a qualificação de baterias como provedores de firmeza. Apenas a produção acima do SAGC conta para firmeza, mas a produção das baterias normalmente equivale à média sazonal. Stakeholders se opõem à exclusão, alegando que a flexibilidade das baterias contribui para a confiabilidade da rede.

A estrutura de penalidades também é contestada. A proposta define penalidades em 20% do valor efetivo da carga perdida (VOLL), limitada a 15 horas críticas por estação. Stakeholders defendem penalidade fixa de US$ 1.000/MWh para garantir previsibilidade de investimentos. Isso efetivamente limitaria a receita potencial de um contrato de firmeza a US$ 15/kW.

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

Novos serviços ancilares podem diversificar receitas

O único novo serviço ancilar em desenvolvimento certo no ERCOT é o DRRS (Dispatchable Reliability Reserve Service). O DRRS funciona como compensação de capacidade firme, com janela de despacho maior que a Non-Spinning Reserve e acionamento antecipado em relação ao tempo real.

No entanto, a elegibilidade provavelmente será restrita a baterias com duração de quatro horas ou mais. Nenhuma bateria ativa hoje no ERCOT se qualificaria.

Outros potenciais serviços são mais especulativos. O serviço de suporte de tensão pode oferecer valor locacional no oeste do Texas, remunerando inversores grid-forming por integrar recursos baseados em inversores. O serviço de suporte de inércia pode remunerar recursos que suportam a taxa de variação de frequência (ROCOF), embora a elegibilidade provavelmente inclua geradores térmicos.

Não há garantia de que esses serviços serão desenvolvidos. Se forem, provavelmente seriam contratados bilateralmente, não via mercado. O ERCOT pode se inspirar na Alemanha, que está desenvolvendo um mercado de inércia.

Estruturas criativas de offtake

Contratos tradicionais de tolling tiveram pouca adoção. As necessidades dos desenvolvedores e a disposição dos compradores divergem, criando um amplo spread entre ofertas e demandas. Os compradores atribuem pouco valor à receita de curto prazo e preferem prazos menores, enquanto desenvolvedores precisam de previsibilidade de longo prazo para cobrir custos.

Diversas estruturas alternativas podem preencher essa lacuna: acordos de compartilhamento de receita com participação no upside, tollings virtuais ou parciais, hedges hub-versus-node e pagamentos contingentes à taxa de captura.

Novos parceiros de offtake também podem surgir. Seguradoras podem garantir receita contra uma base, seja um piso fixo ou uma meta móvel atrelada à média de receita capturada por um segmento de mercado.

Swaps de volatilidade com LSEs (Load Serving Entities) também são especialmente promissores.

Varejistas (LSEs) e operadores de baterias têm exposições estruturalmente opostas: varejistas sofrem em períodos de alta volatilidade, enquanto operadores de baterias sofrem quando as oportunidades de arbitragem desaparecem.

Um swap de volatilidade isola essa exposição ao pré-fixar um preço para uma métrica de volatilidade — como o spread diário entre as duas horas mais caras e as duas mais baratas, ou o TB2 — por um período determinado.

Quando os spreads reais superam o nível acordado, o operador da bateria compensa o varejista. Quando ficam abaixo, o varejista paga o operador da bateria. A receita de despacho da bateria naturalmente compensa suas obrigações em períodos de alta volatilidade, enquanto o pagamento do varejista garante um piso de receita em mercados calmos.

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

O cenário de investimento de 15-20 anos continua viável. Os retornos de curto prazo não são garantidos, mas as condições estruturais para escassez provavelmente vão ressurgir.

Projetos que conseguirem atravessar o período com soluções como:

• maximizar a captura de spreads de preços,
• capturar spreads atrativos que se estendem para a noite e madrugada,
• introdução de novos serviços ancilares,
• firmar contratos para atender exigências de firmeza renovável,
• ou proteger-se de anos de baixa volatilidade via offtake ou posições no mercado futuro,

estarão posicionados para capturar ganhos quando eles surgirem.

Assinantes do ERCOT Research da Modo Energy podem baixar os dados de todos os gráficos acima clicando no link abaixo.