El documento parte de una condición operativa clara en ERCOT: el crecimiento proyectado de la demanda está avanzando a un ritmo que puede exceder la velocidad con la que ingresan nuevas fuentes convencionales de suministro, generando preocupaciones de confiabilidad en el corto plazo. A la vez, la respuesta de la demanda residencial permanece subdesarrollada pese al peso de la carga de aire acondicionado en Texas. El informe ubica a Texas en el puesto 31 entre los estados de EE. UU. cuando la capacidad de respuesta de la demanda residencial se mide como porcentaje de la demanda pico, y destaca que, aunque a nivel nacional existen 10 GW de respuesta residencial en programas utility, en otros mercados las tasas de participación han superado el 20% cuando se combinan diseños efectivos y compensaciones atractivas. Sobre esa base, el análisis examina el programa RDR propuesto por ERCOT, cuyo objetivo es que REPs y NOIEs inscriban clientes residenciales y activen eventos durante horas estacionales de alta carga neta, reportando reducciones verificadas para recibir pagos por desempeño.

La propuesta regulatoria presentada por ERCOT el 26 de agosto de 2025 mediante el NPRR 1296 establece una arquitectura de participación, compensación y acreditación bastante específica. Los participantes pueden recibir hasta 140 dólares por kW-año, o el promedio móvil a tres años del Peaker Net Margin, por reducciones acreditadas en las horas de mayor carga neta. Para calcular esas reducciones, ERCOT identificaría al final de cada estación las ocho horas de mayor carga neta en verano e invierno y las cinco horas en primavera y otoño. La acreditación se basaría en el mejor desempeño durante 6 de 8 horas en verano e invierno y 3 de 5 horas en primavera y otoño. El esquema también incorpora un límite de participación que, en términos efectivos, equivale a 500 MW por estación, asociado a 3.000 MWh en verano e invierno y 1.500 MWh en primavera y otoño. Si la participación supera ese umbral, la compensación por MW se diluye entre los participantes, lo que introduce incertidumbre económica y restringe el crecimiento por encima del tope actual.

La modelación de adopción se concentra en tres tecnologías residenciales: termostatos inteligentes, almacenamiento detrás del medidor y carga gestionada de vehículos eléctricos. El análisis concluye que, sin el programa RDR, la adopción futura permanecería cerca del extremo inferior de lo observado en otras jurisdicciones. Con RDR, en un escenario de adopción moderada, las mayores compensaciones permitirían que ERCOT alcance niveles de penetración comparables con programas utility exitosos. En un escenario de adopción alta, donde además se remueven barreras adicionales de despliegue, la capacidad residencial podría expandirse mucho más. El documento resume estos resultados indicando que el nuevo valor monetizable del RDR permitiría a REPs ofrecer compensaciones entre 2 y 3 veces mayores que las actualmente soportadas por el mercado, dependiendo de la tecnología y del grado de acierto al pronosticar condiciones del sistema y precios. En términos agregados, la lámina de resultados plantea un caso de 3 veces los niveles actuales de incentivos asociado a un aumento de 900 MW, y un caso de 7 veces los niveles actuales asociado a un aumento de 3.000 MW en capacidad residencial hacia 2030. Aun así, por la forma en que está estructurado el programa, el estudio no espera que la participación dentro del RDR exceda de forma significativa el tope de 500 MW, sino que sea mayormente adicional a otras formas de respuesta de la demanda no inscritas en este mecanismo.

En materia de precios mayoristas, el documento utiliza análisis estadístico de precios históricos y niveles de reserva para estimar cuánto podría alterar el programa la formación de precios bajo el límite de 500 MW. El resultado principal es que el RDR no provocaría una supresión relevante de precios frente al endurecimiento esperado de las condiciones del sistema. Los forwards de energía de ERCOT apuntan a aumentos de 15 a 20 dólares por MWh desde niveles históricos recientes hacia 2028, y la modelación sugiere que esos precios seguirían aumentando casi en la misma magnitud incluso con el programa en operación, siempre que no se adopte un mecanismo de ajuste de precios y se mantenga el tope de 500 MW. El efecto estimado del RDR es una reducción media anual de 3% a 4%, equivalente a menos de 2 dólares por MWh. Esa moderación del efecto en precios es relevante porque sugiere que el programa puede ampliar la capacidad de respuesta residencial sin desarticular las señales de escasez que hoy sostienen la inversión y la confiabilidad del mercado. El documento añade que, en el largo plazo, un mecanismo explícito de ajuste de precios podría ofrecer una solución más durable y facilitar una expansión futura más allá del tope actual.

Para leer más ingrese a:

https://www.brattle.com/insights-events/publications/brattle-experts-analyze-potential-impacts-of-ercots-proposed-residential-dr-program-in-new-report/

https://www.brattle.com/wp-content/uploads/2026/02/An-Assessment-of-ERCOTs-Proposed-Residential-Demand-Response-Program.pdf