Los mercados energéticos están empezando a fijar el precio de la minería de Bitcoin, que puede activarse y desactivarse como un servicio de red.
La reducción sigue siendo elevada en regiones con alta penetración de energías renovables, y los breves estallidos de escasez continúan estableciendo valor para una rápida reducción de la demanda, lo que crea espacio para la carga que absorbe el excedente del mediodía y permanece inactiva durante las horas de escasez.
Según el Operador Independiente del Sistema de California, en septiembre de 2025 se redujeron 179.640 megavatios-hora (MWh) de energía eólica y solar. Los datos de mercado en Europa y Asia muestran ventanas más amplias de precios diurnos negativos o bajos, lo que refuerza los argumentos a favor de una demanda flexible para complementar las instalaciones de almacenamiento y transmisión.
Incluso después de la reciente caída, el precio de hash al contado actual es de aproximadamente $39/PH/día, y los ingresos mineros continúan excediendo los costos de energía típicos para flotas bien administradas que utilizan hardware eficiente y contratos de energía favorables.
Esto sugiere que la vía económica para la respuesta a la demanda (es decir, escalar de manera flexible las operaciones en torno a la fijación de precios de la energía) permanece abierta en lugar de cerrarse.
Dicho esto, las flotas con mayores costos de energía o máquinas menos eficientes enfrentarán márgenes más ajustados, especialmente dada la reciente caída de los precios de BTC.
Según Hashrate Index, se espera que el promedio adelantado de seis meses caiga a alrededor de $ 35 en 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 dólares equivale a aproximadamente 93 dólares/MWh en ingresos brutos.
Esa banda de equilibrio establece el “precio máximo a ejecutar” (antes de contabilizar pagos auxiliares o estrategias de cobertura que puedan justificar una ejecución por encima de ese nivel).
Las cargas pueden estar por debajo del umbral y deberían vender flexibilidad o desconectarse por encima de él.
Para hacer la comparación explícita, la siguiente tabla muestra una vista simplificada de los ingresos brutos de los mineros por MWh a través de dos precios de hash de referencia con una eficiencia moderna común.
| Eficiencia (J/TH) | Hashprice ($/PH·día) | Ingresos brutos ($/MWh) | Precio de equilibrio implícito de la energía ($/MWh) antes de opex |
|---|---|---|---|
| 17,5 | 39 | ≈93 | ≈93 |
| 17,5 | 35 | ≈83 | ≈83 |
Después de tener en cuenta los gastos generales típicos del sitio, las pérdidas de refrigeración y las tarifas de la piscina, el límite práctico para muchos mineros se acerca a los 70-85 dólares por MWh. Por encima de esa banda, las flotas comienzan a cerrar a menos que tengan hardware inusualmente eficiente o energía cubierta.
La carga flexible no sólo es un comprador de energía, sino que también puede ser un producto de confiabilidad.
ERCOT permite que los recursos de carga controlables calificados participen en mercados auxiliares y en tiempo real, pagando el mismo precio de compensación que la generación para los servicios de regulación, ECRS y sin giro.
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 de mercado de ERCOT mantiene los eventos de escasez agudos pero acotados, con un límite de oferta para todo el sistema de $5,000 por MWh y un Programa de Precios de Emergencia que reduce el límite a $2,000 por MWh después de 12 horas en el límite máximo dentro de 24 horas.
Esto preserva las señales agudas de los precios y al mismo tiempo limita el riesgo de cola, lo que respalda la economía de la reducción sensible a los precios.
La política está pasando de ser permisiva a estar basada en el desempeño, y Texas es el caso de prueba. El Proyecto de Ley 6 del Senado de Texas, promulgado en 2025, ordena a la PUCT y ERCOT reforzar la interconexión y exigir la participación en la reducción o gestión de la demanda para cargas grandes específicas de 75 MW y más, y revisar la compensación cuando las cargas grandes se ubican junto con la generación.
Según McGuireWoods, se están elaborando reglas y la dirección es hacia expectativas más claras para la capacidad de respuesta, la telemetría y la puesta en escena de la interconexión. Baker Botts señala que la red detrás del medidor y la ubicación conjunta de la carga del generador atraerán un mayor escrutinio, lo cual es importante para los 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 desarrollos por etapas que se mantengan por debajo del umbral legal o desplieguen capacidad en tramos con compromisos explícitos de respuesta a la demanda.
Las operaciones también cambiarán a medida que evolucione el mercado de plomería. ERCOT planea pasar el tiempo real a RTC+B el 5 de diciembre de 2025, lo que mejora la granularidad del despacho y debería beneficiar la carga rápida que puede seguir señales subhorarias.
Potomac Economics ha documentado cómo los sumadores de escasez de ORDC y los breves picos 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 caer cuando los precios suben y al vender capacidad auxiliar durante el resto del día.
El panorama global apunta en la misma dirección.
Las restricciones de energías renovables en Japón aumentaron un 38% año tras año a 1,77 TWh en los primeros ocho meses de 2025, ya que los reinicios nucleares redujeron la flexibilidad.
Las tasas de reducción de China en el primer semestre de 2025 aumentaron al 6,6% para la energía solar y al 5,7% para la eólica, ya que las nuevas construcciones superaron la integración de la red. El análisis de Gridcog muestra la extensión y profundidad de los precios negativos a lo largo del mediodía europeo, lo que refuerza que el “dividendo de la curva del pato” ya no es una característica exclusiva de California.
En Estados Unidos, los promedios mayoristas tenderán a aumentar en 2025 en la mayoría de las regiones, pero la volatilidad persiste. Eso deja valor a la reducción en función de los precios, incluso cuando los promedios exclusivamente energéticos parecen moderados.
Los arquetipos de proyectos reflejan estos incentivos. Un sitio minero modular de aproximadamente 25 MW impulsado por gas quemado alcanzó su plena energía en abril de 2025, según Data Center Dynamics, lo que ilustra un camino de conversión de residuos en trabajo que convierte el gas quemado en energía para una demanda restringible.
La reducción recurrente del mediodía por parte de CAISO fortalece el caso a favor de la coubicación renovable con carga que funciona durante horas excedentes y está inactiva en los picos de la tarde. La coubicación en los picos de gas sigue siendo relevante en mercados con necesidades de rápido aumento, aunque la SB6 requiere que los proyectos planifiquen los requisitos de telemetría y compensación durante la interconexión.
El hardware y la política medioambiental dan forma a la tesis del gasto de capital y del off-grid desde otro ángulo. Estados Unidos duplicó los aranceles de la Sección 301 sobre ciertos semiconductores chinos al 50% en 2025, lo que plantea la posibilidad 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 la Inflación para el metano aumenta de 900 dólares por tonelada en 2024 a 1.200 dólares en 2025 y 1.500 dólares en 2026, aunque su implementación ha sido impugnada. La ubicación regional del hashrate reflejará estas corrientes cruzadas.
El informe de la industria de 2025 de Cambridge muestra a Estados Unidos como el centro de gravedad, y las empresas encuestadas representan casi la mitad del hashrate implícito de la red.
Los nuevos sitios ultragrandes en ERCOT enfrentan mayores gastos generales de proceso y obligaciones de desempeño explícitas, lo que puede orientar el crecimiento incremental hacia construcciones modulares, SPP y MISO Sur, Canadá, o gas fuera de la red hasta que los cronogramas de interconexión y la claridad de las reglas se pongan al día.
Para los mineros y las redes, las matemáticas son simples, luego los detalles importan.
Los ingresos por MWh son una función del precio de hash y la eficiencia, por lo que el umbral del precio de ejecución se mueve con la curva de Luxor y la combinación de flotas.
El tiempo de actividad se convierte en una variable de elección, no en una restricción, siempre y cuando la reducción se ajuste a los intervalos de precios altos y las ofertas de capacidad auxiliar estén calificadas y enviadas.
El manual operativo consiste en presentar la carga como un recurso controlable, ganar cuando la red esté ajustada mediante caída y ejecutarla cuando la energía sea lo suficientemente barata como para superar el precio marginal de ejecución.
En los mercados donde el excedente del mediodía es una rutina, la reducción deja de ser un desperdicio y se convierte en la pista para una demanda que puede despacharse como generación.
