Es probable que Texas no alcance el objetivo de 10 GW del Fondo Energético de Texas (TEF). Un rango realista se sitúa entre 5,5 y 7 GW porque el CapEx de plantas de gas en Texas se ha duplicado aproximadamente desde 2023. Pin Oak Creek (460 MW) y TH Wharton (456 MW) son los únicos proyectos TEF en servicio actualmente, ambos entrando en operación en los últimos meses.

A pesar de ello, ERCOT seguirá atrayendo más nuevas turbinas de gas que cualquier otro ISO de EE. UU. hasta finales de la década, respaldado por la curva de demanda más pronunciada del país. Pero el suministro global de turbinas es finito. La mayor porción de un pastel relativamente fijo no puede satisfacer por sí sola el crecimiento de la demanda de ERCOT. La mayor parte de la nueva capacidad que entrará en operación en ERCOT a finales de los años 2020 y en la década de 2030 seguirá proviniendo de solar y BESS.

Puntos clave

• El TEF ha cerrado 3,5 GW en seis acuerdos de préstamo desde junio de 2025. Es poco probable que la totalidad de los 5,8 GW restantes en due diligence se cierre antes de la fecha límite de desembolso inicial del 31 de diciembre de 2026.
• Los costos de inversión para nuevas plantas de gas en Texas se han más que duplicado desde 2023. El promedio de Frame CT subió de $562/kW (2023) a un proyectado $1,359/kW (2030). H/J-class CCGT pasó de $898/kW a $1,852/kW.
• Texas se sitúa entre un 13 y 15% por debajo del promedio nacional de EE. UU. según el CapEx de referencia nocturno de la EIA para peakers de ciclo simple. Los CCGT H/J revelados en Texas se sitúan aproximadamente igual que los comparables fuera del estado, con proyectos financiados por TEF en el extremo bajo y construcciones reguladas y BTM por encima.
• La demanda de energía de ERCOT ha crecido un 28% desde 2020, el doble que cualquier otra red de EE. UU. Las grandes tecnológicas y las utilities están dispuestas a pagar un sobreprecio por nueva capacidad firme.
• En la etapa avanzada de madurez en la cola de ERCOT, solar más BESS supera a recursos de gas por 10:1, combinando 47 GW frente a 4,6 GW de gas.

¿Qué tan cerca llegará el TEF a su objetivo de 10 GW?

La Comisión de Servicios Públicos de Texas (PUCT) ha cerrado seis acuerdos de préstamo que suman 3,5 GW desde junio de 2025. Pin Oak Creek de Calpine alcanzó operaciones comerciales plenas en la primavera de 2026. TH Wharton de NRG recibió aprobación de sincronización y ya está en línea.

Los proyectos en línea son peakers Frame CT con tiempos de construcción relativamente cortos, y sus préstamos se cerraron primero entre los seis a finales de 2025. TH Wharton es una ampliación brownfield en un sitio existente de NRG, mientras que Pin Oak Creek es una construcción greenfield.

Ambos finalizaron CapEx por debajo de $1,020/kW. De los cuatro restantes, Cedar Bayou 5 (697 MW) y CPV Basin Ranch (1,350 MW) son CCGT H-class más grandes con ventanas de entrega de turbinas más largas. Greens Bayou 6 (445 MW) y Rock Island (122 MW) son Frame CT más pequeños que cerraron préstamos a principios de 2026 y siguen en construcción.

El programa también está delimitado por dos fechas clave. PUCT debe realizar los desembolsos iniciales de préstamos antes del 31 de diciembre de 2026, lo que significa que, sin una prórroga, es poco probable que los proyectos que no estén ya en due diligence reciban un préstamo. Además, la subvención de bonificación por finalización baja de $120,000/MW a $80,000/MW para proyectos interconectados después del 1 de junio de 2026, y expira por completo el 1 de junio de 2029.

Los $5,38 mil millones autorizados en préstamos por el TEF respaldan hasta $8,97 mil millones en valor total de proyectos con una relación máxima préstamo/coste del 60%. Usando las proyecciones centrales de CapEx de Modo Energy (basadas en la mediana de los costes de proyectos recientes en Texas por año COD), el fondo financia 7,9 GW a $1,134/kW para Frame CT. A $1,941/kW para CCGT H/J, financia 4,6 GW. Ponderando la mezcla de la lista corta, dominada por CCGT, el rango realista está entre 5,5 y 7 GW.

El CapEx para nuevas plantas de gas se ha más que duplicado, especialmente para proyectos de mayor plazo

En Texas, los proyectos Frame CT con COD en 2023 promediaron $562/kW. El grupo de 2026 a 2027 ronda los $1,000/kW. El grupo de 2028 a 2030 promedia entre $1,250 y $1,400/kW. Los CCGT H/J pasaron de $898/kW (2023) a cerca de $1,850/kW en el grupo de 2027 a 2030.