Los mineros de Bitcoin pueden reducir tu factura de electricidad — si las redes energéticas les permiten conectarse

Los mercados energéticos están empezando a valorar la minería de Bitcoin que puede encenderse y apagarse como un servicio para la red.

La reducción de suministro sigue siendo elevada en regiones con alta penetración de renovables, y los breves períodos de escasez continúan estableciendo valor para la reducción rápida de demanda, lo que crea espacio para cargas que absorben el excedente del mediodía y permanecen inactivas durante las horas de mayor demanda.

Según el Operador del Sistema Independiente de California, se redujeron 179.640 megavatios-hora (MWh) de energía eólica y solar en septiembre de 2025. Los datos del mercado en Europa y Asia muestran ventanas más amplias de precios diurnos negativos o bajos, lo que refuerza el caso para una demanda flexible que complemente el almacenamiento y las ampliaciones de transmisión.

Incluso después de la reciente caída, el precio spot del hash actual es aproximadamente $39/PH/día, y los ingresos de minería continúan superando los costos típicos de energía para flotas bien gestionadas que utilizan hardware eficiente y contratos de energía favorables.

Esto sugiere que la vía económica para la respuesta a la demanda (es decir, escalar operaciones de manera flexible en torno a los precios de la energía) permanece abierta en lugar de cerrarse.

Dicho esto, las flotas con costos de energía más altos o máquinas menos eficientes enfrentarán márgenes más ajustados, especialmente dada la reciente caída en los precios de BTC.

Según el Índice de Hashrate, se espera que el promedio a seis meses caiga a alrededor de $35 para abril del próximo año.

De manera más intuitiva, una máquina de 17,5 J/TH consume aproximadamente 17,5 kW por PH. Eso significa que cada PH consume alrededor de 0,42 MWh por día, por lo que un precio de hash de $39 equivale aproximadamente a $93/MWh en ingresos brutos.

Esa banda de equilibrio establece el "precio máximo para operar" (antes de considerar pagos auxiliares o estrategias de cobertura que puedan justificar operar por encima de ese nivel).

Las cargas pueden funcionar por debajo del umbral y deberían vender flexibilidad o apagarse por encima de él.

Para hacer la comparación explícita, la tabla a continuación muestra una vista simplificada de los ingresos brutos del minero por MWh en dos precios de hash de referencia con una eficiencia moderna común.

Después de considerar los gastos generales típicos del sitio, pérdidas de enfriamiento y tarifas de pool, el límite práctico para muchos mineros está más cerca de $70–$85 por MWh. Por encima de esa banda, las flotas comienzan a apagarse a menos que tengan hardware excepcionalmente eficiente o energía con cobertura.

La carga flexible no es solo un comprador de energía, también puede ser un producto de confiabilidad.

ERCOT permite que los Recursos de Carga Controlable calificados participen en mercados en tiempo real y auxiliares, pagando el mismo precio de liquidación que la generación para servicios de Regulación, ECRS y Non-Spin.

Ese marco paga a las minas por reducciones rápidas de carga durante la escasez, además del costo evitado de no operar a precios altos. El diseño del mercado de ERCOT mantiene los eventos de escasez agudos pero limitados, con un tope de oferta para todo el sistema de $5.000 por MWh y un Programa de Precios de Emergencia que reduce el tope a $2.000 por MWh después de 12 horas en el tope alto dentro de 24 horas.

Esto preserva señales de precio agudas mientras limita el riesgo de cola, lo que respalda la economía de la reducción de suministro sensible al precio.

La política está cambiando de permisiva a basada en el rendimiento, y Texas es el caso de prueba. El Proyecto de Ley 6 del Senado de Texas, promulgado en 2025, ordena a PUCT y ERCOT a estrechar la interconexión y requerir participación en la reducción o gestión de demanda para cargas grandes específicas de 75 MW y superiores, y revisar la compensación cuando grandes cargas se ubican junto con la generación.

Según McGuireWoods, las reglamentaciones están en marcha, y la dirección es hacia expectativas más claras para la capacidad de respuesta, telemetría y etapas de interconexión. Baker Botts señala que la compensación detrás del medidor y la ubicación conjunta de generador-carga atraerán un escrutinio adicional, lo que importa para sitios emparejados con picos de gas que buscan una reducción rápida y plazos de interconexión más rápidos.

La respuesta práctica puede ser huellas modulares y construcciones por etapas que permanezcan por debajo del umbral estatutario o desplieguen capacidad en tramos con compromisos explícitos de respuesta a la demanda.

Las operaciones también cambiarán a medida que evolucione la infraestructura del mercado. ERCOT planea pasar en tiempo real a RTC+B el 5 de diciembre de 2025, lo que mejora la granularidad del despacho y debería beneficiar a la carga rápida que puede seguir señales subhorarias.

Potomac Economics ha documentado cómo los complementos de escasez ORDC y los picos breves en tiempo real concentran una gran parte de la economía en un pequeño conjunto de horas. Ahí es donde la demanda controlable puede ganar al reducirse cuando los precios suben y vendiendo capacidad auxiliar durante el resto del día.

El panorama global apunta en la misma dirección.

Las reducciones de renovables de Japón aumentaron un 38% interanual a 1,77 TWh en los primeros ocho meses de 2025 a medida que los reinicios nucleares redujeron la flexibilidad.

Las tasas de reducción de China en la primera mitad de 2025 subieron al 6,6% para solar y 5,7% para eólica a medida que las nuevas construcciones superaron la integración a la red. El análisis de Gridcog muestra la extensión y profundidad de los precios negativos durante las horas del mediodía europeo, reforzando que el "dividendo de la curva de pato" ya no es una característica exclusiva de California.

En Estados Unidos, los promedios mayoristas tienden a ser más altos en 2025 en la mayoría de las regiones, pero la volatilidad persiste. Eso deja valor en la reducción sensible al precio incluso donde los promedios de solo energía parecen moderados.

Los arquetipos de proyectos reflejan estos incentivos. Un sitio de minería modular de aproximadamente 25 MW alimentado por gas quemado alcanzó la energización completa en abril de 2025, según Data Center Dynamics, ilustrando una vía de residuos a trabajo que convierte gas que de otro modo se quemaría en energía para demanda reducible.

La reducción recurrente al mediodía de CAISO fortalece el caso para la ubicación conjunta de renovables con carga que funciona durante las horas de excedente y permanece inactiva en los picos vespertinos. La ubicación conjunta de picos de gas sigue siendo relevante en mercados con necesidades de rampa rápida, aunque SB6 requiere que los proyectos planifiquen los requisitos de telemetría y compensación durante la interconexión.

El hardware y la política ambiental dan forma a la tesis de capex y fuera de la red desde otro ángulo. Estados Unidos duplicó los aranceles de la Sección 301 sobre ciertos semiconductores chinos al 50% en 2025, aumentando la perspectiva de que los costos de importación de ASIC aumenten materialmente según la clasificación.

El Cargo por Emisiones de Residuos de la Ley de Reducción de Inflación para el metano aumenta de $900 por tonelada en 2024 a $1.200 en 2025 y $1.500 en 2026, aunque la implementación ha sido impugnada. La ubicación regional de la tasa de hash reflejará estas corrientes cruzadas.

El informe de la industria de Cambridge de 2025 muestra a Estados Unidos como el centro de gravedad, con empresas encuestadas que representan casi la mitad de la tasa de hash implícita de la red.

Los nuevos sitios ultragrandes en ERCOT enfrentan mayores gastos generales de proceso y obligaciones de rendimiento explícitas, lo que puede dirigir el crecimiento incremental hacia construcciones modulares, SPP y MISO Sur, Canadá o gas fuera de la red hasta que los plazos de interconexión y la claridad de las reglas se pongan al día.

Para mineros y redes, las matemáticas son simples, luego los detalles importan.

Los ingresos por MWh son una función del precio del hash y la eficiencia, por lo que el umbral de precio de funcionamiento se mueve con la curva de Luxor y la combinación de la flota.

El tiempo de actividad se convierte en una variable de elección, no una restricción, siempre que la reducción se alinee con intervalos de precios altos y las ofertas de capacidad auxiliar estén calificadas y despachadas.

El manual operativo es presentar la carga como un recurso controlable, ganar cuando la red está ajustada al reducir, y operar cuando la energía es lo suficientemente barata para superar el precio marginal de funcionamiento.

En mercados donde el excedente del mediodía es rutinario, la reducción deja de ser un desperdicio y se convierte en la pista para la demanda que puede ser despachada como generación.

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