O mercado de energia da ERCOT está no meio de uma década de mudanças estruturais. Começando pela energia eólica e agora acelerando com a solar e baterias, essa transição já remodelou os preços no atacado. O crescimento da demanda, a expansão de capacidade influenciada por políticas federais e a contínua ampliação do armazenamento estão agora transformando não apenas o nível e o formato dos preços, mas também quando e onde o valor é criado entre regiões e tecnologias.

Os créditos fiscais têm sido um grande catalisador dessa transição, e o OBBBA está acelerando sua próxima fase. Ao antecipar o vencimento dos créditos fiscais da Lei de Redução da Inflação (IRA) para eólica e solar, anos de desenvolvimento planejado são comprimidos em uma janela curta de construção, antecipando nova capacidade renovável para 2026–2028. Isso é seguido por uma pausa nas implantações no final da década de 2020, à medida que os incentivos expiram e o pipeline diminui. Combinado ao rápido crescimento da demanda, esse desequilíbrio entre oferta e demanda é o principal motor da trajetória de preços que se segue.

O resultado? Os spreads diários de preços se ampliam e o TB2 atinge picos acima de US$ 110 mil/MW-ano até 2028. O mercado se torna ainda mais restrito antes da próxima onda de adições, elevando temporariamente os preços no atacado (ATC) 24 horas acima de US$ 115/MWh em 2033. No final da década de 2040, os spreads do TB2 se estabilizam em torno de US$ 50 mil/MW-ano e o formato diário dos preços se diferencia fundamentalmente do atual.

Este artigo apresenta a perspectiva fundamental do mercado ERCOT da Modo Energy até 2050, conforme a publicação do 4º trimestre de 2025.

Resumo Executivo