La capacidad instalada de generación eólica y solar en ERCOT ha crecido a 65 GW en 2025. Los proyectos planificados podrían aumentar este total a 109 GW para 2030.

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Pero la creciente cartera de generación renovable enfrenta un problema.

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, es decir, el precio al que se debe vender la energía para obtener ganancias.

Los sitios que venden energía exclusivamente en el mercado mayorista no pueden recuperar su inversión.

Pero esta no es una historia nueva.

Los proyectos renovables en Estados Unidos históricamente 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 al mercado a través de un comprador.

El comprador proporciona retornos más estables y ajustados al riesgo, lo que permite 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 contra precios bajos en el mercado mayorista.

Pero la mayoría de los PPA renovables se liquidan “según producción” - los ingresos están vinculados 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 retos que los PPA 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 en la red obligó a ERCOT a recortar más de 8 TWh de energía eólica y solar. Esto es parte de una tendencia creciente que compromete los acuerdos PPA. Cada vez más generación no puede liquidarse con compradores.