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

Isso ocorreu basicamente por dois motivos.

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

Segundo, provavelmente já há armazenamento em baterias suficiente no ERCOT para garantir a confiabilidade do sistema e manter os picos de preço sob controle – pelo menos por enquanto.

Os serviços ancilares estão saturados, enquanto a maior participação das 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, os geradores térmicos existentes enfrentam as mesmas pressões de receita que as baterias. Se as aposentadorias se acelerarem antes que a nova demanda se concretize, a escassez voltará. 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 o armazenamento em baterias no ERCOT em um horizonte de 15 a 20 anos – mas sim como atravessar esse 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 eventos climáticos extremos que geram escassez.
• O crescimento da carga é real, mas superestimado. O número de 220 GW anunciado pelo ERCOT não vai se concretizar. 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 subiu 27% desde 2019, mesmo com a demanda de pico estagnada. A carga na zona climática do Far West 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 envelhecidos estão em risco. Apenas o gás de ciclo combinado permaneceu lucrativo em 2024-2025.
• Soluções de transição estão a caminho. Contratos de firmeza, novos serviços ancilares como o DRRS e estruturas criativas de offtake podem ajudar os projetos a sobreviver até que a escassez retorne.

Clima menos extremo e saturação de mercado reduziram receitas das baterias

2024 e 2025 não tiveram eventos climáticos extremos, em relação às médias sazonais, que normalmente provocam condições de escassez.

Os verões desses anos estiveram alinhados com a média de 15 anos (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 limitou as oportunidades e a captura de receita para BESS no ERCOT nos últimos dois anos.

A saturação do mercado é outro fator importante.

Na verdade, provavelmente já existe armazenamento em baterias suficiente para atender aos desafios atuais do ERCOT – pelo 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, mais de 70 vezes. Quase 10 dos 14 GW foram conectados 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.

Com mais baterias conectadas à rede, a competição aumenta, provocando a "canibalização" das oportunidades de receita.

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

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

No entanto, a manutenção das receitas em patamares tão baixos depende de a configuração atual de oferta e demanda se manter 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 para baterias – permaneçam tão baixas no futuro, a configuração atual de oferta e demanda e os padrões recentes de clima 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 ~220 GW citado para 2030 não vai se concretizar. Porém, um crescimento relevante está a caminho.

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

Uma visão mais realista surge ao combinar uma análise detalhada de grandes projetos de carga com um desconto alinhado às taxas históricas de realização de geração, cerca de 25%.

Assinantes da pesquisa ERCOT da Modo Energy podem baixar os dados dos gráficos ao final do artigo.

Para dúvidas, entre em contato com brandt@modoenergy.com.

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

Várias mudanças nos guias de planejamento do ERCOT estão em discussão para viabilizar a integração de novos tipos de demanda. Revisões como PGRR 115, PGRR 134 e outros processos ativos vão melhorar a visibilidade sobre prazos de conexão de grandes cargas e podem exigir depósitos de centenas de milhares de dólares só para entrar na fila.

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

Quanto a demanda já cresce e como mudou o 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%, para 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 o pico caindo 1,8% entre 2024 e 2025, o consumo total cresceu 5,8%.

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

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

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

Com a demanda plana e o armazenamento suavizando os picos tradicionais ao entardecer, as oportunidades de spreads de preço se deslocam para o final da noite.

Parte da nova demanda pode chegar com turbinas a gás no local, mas restrições de fornecimento limitam isso. Não há turbinas suficientes para absorver todo o crescimento.

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

Preços baixos e menor volatilidade reduzem as receitas das baterias, mas também prejudicam geradores de carvão e gás envelhecidos. Esses recursos costumam ter tempos mínimos de operação e partida longos. Fica difícil justificar custos de operação quando os preços estão baixos.

Geradores antigos têm 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, ficam mais apertados.

Quando os preços caem ao longo do dia, essas unidades enfrentam um problema duplo: não conseguem operar rapidamente para aproveitar picos de preço e não são lucrativas durante horas de preços baixos.

Com preços médios comprimidos, as unidades mais antigas e ineficientes são as primeiras a se tornarem inviáveis, rodando cada vez menos.

Análise de "breakeven" mostra que usinas de carvão antigas operam no prejuízo

Preços de "breakeven" podem ser calculados usando todos os custos operacionais: combustível (com taxas de calor assumidas), O&M variável e fixa convertida em US$/MWh com base nos fatores de capacidade.

Unidades antigas enfrentam maiores taxas de calor e custos de manutenção. 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 geradores a gás de ciclo combinado permaneceram lucrativos em relação aos custos operacionais totais. A tendência continuou em 2025. O aumento do preço do gás natural contribuiu para o ATC subir de US$ 27/MWh para US$ 33/MWh. Mas o breakeven do carvão antigo, de ~US$ 36-37/MWh, ficou acima da média anual.

Aposentadorias podem restaurar a volatilidade

A aposentadoria de parte da geração térmica será parcialmente compensada por mais adições de eólica, solar e armazenamento. No entanto, a retirada de capacidade despachável tornará os preços mais voláteis durante períodos de baixa geração renovável, a menos que o uso de recursos flexíveis acompanhe o ritmo.

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

Atravessando o período de transição 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: requisitos de firmeza, novos serviços ancilares e estruturas criativas de offtake.

Requisitos de firmeza ainda indefinidos

O House Bill 1500, aprovado na sessão legislativa do Texas em 2023, determinou requisitos de firmeza para recursos de geração no ERCOT.

Os requisitos se aplicam a 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 conseguir garantir o desempenho terá que contratar capacidade despachável via acordos bilaterais ou construção conjunta.

A PUCT divulgou uma proposta em julho de 2024 para consulta pública. Vários pontos ainda estão em discussão.

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

Mais crítico para BESS, a proposta atual dificulta a qualificação das baterias como provedores de firmeza. Só a geração acima da média conta, mas o desempenho das baterias normalmente equivale à média sazonal. Participantes se opõem a essa exclusão, 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 perdida (VOLL), limitada a 15 horas críticas por estação. Participantes defendem uma penalidade fixa de US$ 1.000/MWh para garantir previsibilidade de investimento. Isso limitaria a receita potencial de um contrato de firmeza a US$ 15/kW.

Se as baterias forem incluídas como elegíveis para firmeza, isso criará uma nova fonte de receita por contratos bilaterais e incentivará a construção conjunta com renováveis. Projetos que entrarem em operação por volta de 2027 serão os mais beneficiados.

Novos serviços ancilares podem diversificar receitas

O único novo serviço ancilar em desenvolvimento confirmado 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.

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

Outros serviços potenciais são mais especulativos. O serviço de suporte de tensão pode trazer valor local no Oeste do Texas, remunerando inversores grid-forming pela integração de recursos baseados em inversores. O serviço de suporte de inércia pode remunerar recursos que apoiam a taxa de variação da frequência (ROCOF), embora a elegibilidade deva se estender a térmicas.

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

Estruturas criativas de offtake

Adoção de acordos tradicionais de tolling tem sido limitada. As necessidades dos desenvolvedores e a disposição dos compradores divergem, criando um spread de preços amplo. Offtakers atribuem baixo valor à receita de curto prazo e preferem prazos curtos, enquanto desenvolvedores buscam previsibilidade de longo prazo para cobrir custos.

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

Novos compradores também podem surgir. Seguradoras podem garantir receita contra um piso, seja fixo ou ajustado à média de um segmento de mercado.

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

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

Um swap de volatilidade isola essa exposição ao fixar previamente um preço para uma métrica de volatilidade – como o spread diário entre as duas horas de maior e menor preço, 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 à bateria. A receita de despacho da bateria naturalmente cobre obrigações em períodos voláteis, enquanto o pagamento do varejista garante um piso nos mercados calmos.

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 viável. Os retornos de curto prazo não são garantidos, mas as condições estruturais para escassez tendem a ressurgir.

Projetos que conseguirem atravessar esse período com soluções como:

• maximizar o aproveitamento dos spreads de preço,
• capturar spreads atrativos que avancem para noite e madrugada,
• introdução de novos serviços ancilares,
• contratos que atendam requisitos de firmeza para renováveis,
• ou hedge contra anos de baixa volatilidade via offtake ou posições no mercado futuro,

estarão posicionados para capturar o potencial de valorização quando ele se concretizar.

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