La capacidad instalada de generación eólica y solar en ERCOT ha crecido 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.

Los precios de captura – el precio promedio al que la eólica y la solar venden energía – son mucho más bajos que el costo nivelado de la energía, que es el precio al que se debe vender la energía 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 (PPAs) para la mayor parte de sus ingresos.

Al igual que los acuerdos de peaje para almacenamiento en baterías, los PPAs ofrecen a los proyectos eólicos y solares una vía 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 PPAs para cubrirse frente a precios bajos en el mercado mayorista.

Pero la mayoría de los PPAs renovables se liquidan “según lo producido”, es decir, los ingresos están ligados a 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 PPAs no resuelven: los proyectos no reciben pago por la energía que no producen.

El recorte va en aumento: 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 está comprometiendo los acuerdos PPA. Volúmenes cada vez mayores de generación no pueden ser liquidados con los compradores.