O mercado de energia do ERCOT está passando por uma década de mudanças estruturais. Começando pela energia eólica e agora acelerando com a solar e baterias, a transformação já remodelou os preços no atacado. O crescimento da demanda, a expansão de capacidade influenciada por políticas federais e a contínua escalada do armazenamento estão agora mudando 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 dos principais catalisadores dessa transição, e o OBBBA está acelerando sua próxima fase. Ao antecipar o fim dos créditos fiscais da Lei de Redução da Inflação (IRA) para eólica e solar, o programa comprime anos de desenvolvimento planejado em uma janela curta de construção, antecipando a entrada de 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 fator da trajetória de preços a seguir.

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 aperta ainda mais antes da chegada da próxima onda de adições, elevando temporariamente os preços no atacado 24 horas (ATC) acima de US$ 115/MWh em 2033. No final da década de 2040, os spreads TB2 se estabilizam em torno de US$ 50 mil/MW-ano, e o formato diário dos preços fica fundamentalmente diferente do atual.

Este artigo aborda a perspectiva fundamental do mercado ERCOT da Modo Energy para o 4º trimestre de 2025.

Resumo Executivo