La Cámara de Representantes de Texas aprobó el Proyecto de Ley 1500 en la 88ª Legislatura de Texas en 2023, estipulando que los nuevos generadores en ERCOT deberán 'firmar' su capacidad, es decir, estar disponibles en cierto porcentaje de su capacidad instalada nominal durante horas de alto riesgo de confiabilidad, o enfrentar una penalización.

La Junta de ERCOT aprobó las reglas de implementación, Solicitud de Revisión de Protocolo Nodal (NPRR) 1328, el 15 de septiembre de 2026. El programa ahora pasa a la Comisión de Servicios Públicos de Texas. La ley exige que esté en vigor antes del 1 de diciembre de 2027.

La penalización solo aplica en las horas en que las reservas operativas de ERCOT caen por debajo de 3,000 MW. Esto no ha ocurrido ningún día desde septiembre de 2023.

Ese es el panorama a corto plazo. Como la condición de activación no se ha dado y no hay recursos obligados hasta 2028, el programa no le cuesta nada hoy a los generadores.

El panorama a largo plazo es diferente. La obligación se calcula con base en el promedio de toda la temporada del potencial de producción de una planta. En las horas de menores reservas, la eólica y la solar producen mucho menos que ese promedio. La solar es casi nula después del atardecer y antes del amanecer. La eólica opera muy por debajo de su media estacional en horas de escasez durante el verano.

Así que, si regresan las horas con reservas por debajo de 3,000 MW, la eólica y la solar serán los recursos más expuestos a la penalización. La solar queda corta en todas las estaciones. La eólica queda corta en verano y en condiciones extremas de invierno.

Puntos clave

• Es poco probable que el requisito de firmeza sea vinculante a corto plazo. Las reservas no han caído por debajo de 3,000 MW desde septiembre de 2023. El punto más bajo desde entonces fue de 4,213 MW en enero de 2026, y el mínimo del verano de 2026 fue de 4,533 MW.
• La obligación de una planta solar en verano es aproximadamente el 27% de su capacidad nominal. En las horas posteriores al atardecer, cuando las reservas son más bajas, la producción solar suele ser solo el 2% de la capacidad nominal.
• La obligación de la eólica en verano es de alrededor del 32% de su capacidad nominal. En horas de escasez real, la generación eólica promedió el 9.7% de la capacidad nominal.
• La penalización máxima teórica del programa es de $60 por kW-año, para una planta obligada al tope del 75% que no entregue nada en las 60 horas vinculantes. En un año de alta escasez, una planta solar sin cobertura pagaría unos $6.40 por kW-año y una eólica unos $6.80.

Cómo funciona el programa de firmeza

El programa aplica a Recursos de Generación con un acuerdo de interconexión firmado a partir del 1 de enero de 2027, comenzando un año después de la fecha de puesta en marcha de la unidad. Los Recursos de Almacenamiento de Energía y la generación dentro de una Red de Uso Privado que sirve principalmente a la carga local están excluidos.

Cada recurso obligado recibe una Capacidad Media de Generación Estacional, o SAGC. ERCOT toma el Límite Máximo Sostenido telemetrado de la unidad, el máximo que reporta poder entregar en cada intervalo de cinco minutos, lo promedia en todos los intervalos de la misma estación durante los cinco años previos, y limita el resultado al 75% de la capacidad nominal. Para una planta solar de 100 MW con un potencial de producción promedio en verano del 27%, la SAGC es de 27 MW.

Ese método de promediado difiere de cómo ERCOT acredita los mismos recursos en otros contextos. El reporte de Capacidad, Demanda y Reservas de diciembre de 2025 acredita a la solar con alrededor del 5% de su capacidad nominal y a la eólica entre 9 y 18% en la hora de máxima demanda neta de verano, usando la Capacidad Efectiva de Carga (ELCC), que mide lo que un recurso aporta en las horas de mayor riesgo. Un promedio de toda la estación está muy por encima de esos valores: 27% para solar y aproximadamente 32% para eólica en verano.

La obligación aplica durante las Horas de Reserva Operativa Baja. Estas son horas dentro de un Período Base Fijo de Firmeza de Generación, compuesto por una ventana de rampa matutina, una ventana de rampa vespertina estacional y cualquier hora que la evaluación probabilística de NERC de ERCOT identifique como de alto riesgo. Para el verano, la ventana vespertina son las horas que terminan entre las 18 y las 21. Una hora cuenta si la Capacidad Física de Respuesta cae por debajo de 3,000 MW durante al menos 15 minutos consecutivos. Como máximo, 15 horas cuentan por estación y hay cuatro estaciones al año.

Para la planta del ejemplo, una hora vinculante con 2 MW de potencial de producción y sin adjudicación o transferencia anticipada produce un déficit de 25 MW. A $1,000/MWh, el cargo es de $25,000 por esa hora. Si las 15 horas de la estación son vinculantes, el cargo estacional es de $375,000, o $3.75 por kW.

Las adjudicaciones de energía y servicios auxiliares del día anterior para la hora vinculante se descuentan del requisito, al igual que la capacidad bajo un contrato de confiabilidad. La obligación también puede reasignarse mediante una Transferencia Bilateral de Firmeza de Generación. Las salidas programadas, reducciones aprobadas y cortes de transmisión están exentas para la hora. Las salidas forzadas y reducciones forzadas no lo están.

Cuánto cuesta un déficit

La SAGC es un promedio de toda la estación, pero la penalización solo aplica en las horas de menores reservas. La diferencia entre ambos es el déficit que una planta lleva a una hora vinculante.