La capacidad instalada de generación eólica y solar en ERCOT crecerá hasta 65 GW en 2025. Los proyectos planificados podrían llevar este total a 109 GW para 2030.
Pero la creciente cartera de generación renovable enfrenta un problema.
Precios de captura – el precio promedio al que la energía eólica y solar venden su energía – son mucho más bajos que el costo nivelado de la energía, es decir, el precio al que la energía debe venderse para obtener ganancias.
Los sitios que venden energía exclusivamente en el mercado mayorista no pueden obtener retorno de inversión.
Pero esto no es una historia nueva.
Históricamente, los proyectos renovables en EE. UU. han dependido de Acuerdos de Compra de Energía (PPA) para la mayor parte de sus ingresos.
Al igual que los acuerdos de peaje para almacenamiento de energía en baterías, los PPA ofrecen a los proyectos eólicos y solares una vía de acceso al mercado a través de un comprador.
El comprador proporciona retornos más estables y ajustados al riesgo, permitiendo a los desarrolladores acceder a capital más barato para financiar y construir proyectos.
Sin un mercado de capacidad, los proyectos en ERCOT dependen de los PPA para protegerse ante precios mayoristas bajos.
Pero la mayoría de los PPA renovables se liquidan “según lo producido”: los ingresos dependen de la energía realmente entregada a la red.
Cuando ERCOT ordena a un generador reducir su producción para mantener la confiabilidad de la red, esa energía recortada no se entrega y, por lo tanto, no se paga bajo el PPA.
El recorte es uno de los mayores desafíos que los PPA no resuelven: los proyectos no reciben pago por la energía que no producen.
El recorte aumenta: los generadores perdieron 8 TWh de energía el año pasado
En 2024, la congestión de la red obligó a ERCOT a recortar más de 8 TWh de energía eólica y solar. Esto es parte de una tendencia creciente que pone en riesgo los acuerdos PPA. Cada vez más generación no puede liquidarse con los compradores.
El recorte es especialmente problemático para la solar en el oeste de Texas. La demanda industrial base suele ser mucho menor que la generación durante el día, lo que genera excedentes solares.
El excedente de energía no puede transportarse a los centros de demanda más al este debido a la restricción de exportación del oeste de Texas, lo que resulta en que el 22% de toda la energía renovable en ERCOT sea recortada.
La mayor parte de este recorte ocurre en primavera. Entre enero y abril, las temperaturas más bajas reducen la demanda. Aumentan las interrupciones de transmisión mientras los operadores realizan mantenimiento antes de los meses críticos de verano. Esto produce un patrón estacional, donde el exceso de generación no puede transportarse a otras partes de la red, resultando en pérdidas de ingresos.
Algunos sitios pierden 200 GWh por recorte; otros no pierden nada
ERCOT resuelve la congestión local reduciendo la generación en sitios individuales.
Los patrones de congestión ocurren regularmente y afectan a algunos sitios más que a otros, según su ubicación en la red, su impacto en las restricciones de transmisión y los precios a los que ofrecen vender energía.
En los parques eólicos, los sitios más recortados pierden 200 GWh al año, mientras que otros no sufren recortes. Los sitios solares más recortados, con capacidades instaladas mucho menores, pierden 100 GWh.
Cuando un sitio promedio es recortado, pierde entre el 20% y el 25% de su producción eléctrica.
Los generadores más afectados pierden hasta el 60% de su producción.
La unidad eólica más recortada en 2024 formaba parte del proyecto Los Vientos, el segundo parque eólico más grande de Estados Unidos. Una unidad de 200 MW en el sitio de 912 MW fue recortada durante 4,430 horas en 2024. Cuando fue recortada, su potencia se redujo en un 38%, lo que resultó en una pérdida de 196 GWh de energía.
Si esta energía se hubiera vendido bajo el PPA eólico promedio en ERCOT hoy, habría supuesto 8,2 millones de dólares adicionales en ingresos.
Dos soluciones: baterías y demanda flexible
Se espera que las mejoras en la capacidad de la red reduzcan el recorte para la solar y la eólica en todo ERCOT. La introducción de líneas de transmisión de 765 kV, como parte del Plan de Fiabilidad de la Cuenca Pérmica, en particular, mejorará los retornos para proyectos en la zona de carga oeste.
Sin embargo, a corto plazo, los inversores pueden mejorar los retornos de dos formas.
1. Para la solar: co-ubicación con almacenamiento
Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías co-ubicados permiten desplazar la energía solar más allá del atardecer, mejorando los ingresos de dos formas.
Primero, permite a los sitios vender energía durante los picos de precio, cargando la batería en periodos de exceso de generación solar y precios bajos.
En la primera mitad de 2025, los sitios solares co-ubicados capturaron el 72% de su precio locacional promedio, frente al 57% de los sitios independientes. Esto significa que los sitios co-ubicados pudieron aprovechar una mayor parte de la oportunidad de ingresos mayoristas.
Los proyectos eólicos no han visto un aumento tan significativo (63% vs. 65%), ya que la variabilidad de la producción eólica dificulta que el almacenamiento apunte sistemáticamente a los periodos de mayor precio como ocurre con la solar.
En segundo lugar, proporciona flexibilidad en la salida, permitiendo contratar PPA de base moldeada que se extienden más allá del atardecer. Esto mejora los retornos generales por venta de energía bajo contrato.
2. Asociarse con centros de demanda flexible
Se espera que la red eléctrica de ERCOT vea una llegada masiva de centros de datos a gran escala en la próxima década.
Las renovables varadas con bajos precios de captura y alto recorte pueden buscar asociarse con estos grandes consumidores entrantes, como los centros de datos.
Los desarrolladores solares y eólicos que prioricen nuevos sitios deberían ubicarse cerca de grandes cargas. Estas partes de la red se beneficiarán de la presencia de generación excedente.
Para los sitios existentes, los PPA virtuales con estos grandes clientes podrían ofrecer precios de compra más atractivos, pero están sujetos a las mismas barreras de recorte que los acuerdos tradicionales.
En cambio, las configuraciones co-ubicadas podrían permitir que grandes cargas se ubiquen junto a proyectos solares y eólicos existentes detrás de una sola conexión a la red.
Actualmente, los desarrolladores enfrentan requisitos complejos de medición y registro al combinar tecnologías detrás de un solo punto de interconexión.
Pero ya en 2026, la Ley del Senado 6 podría transformar los esquemas de medición neta entre generación existente y grandes cargas.
Esto combinaría elegantemente los beneficios de la generación respaldada por PPA y la generación merchant, el almacenamiento co-ubicado y la respuesta de demanda flexible de grandes cargas industriales, todo detrás de una única conexión a la red.
