La capacità installata di generazione eolica e solare in ERCOT è cresciuta fino a 65 GW nel 2025. I progetti pianificati potrebbero portare questo totale a 109 GW entro il 2030.

Ma il crescente portafoglio di generazione rinnovabile si trova di fronte a un problema.

I prezzi di cattura - il prezzo medio a cui eolico e solare vendono energia - sono molto più bassi rispetto al costo livellato dell'energia, ovvero il prezzo necessario per ottenere un profitto.

Gli impianti che vendono energia esclusivamente sul mercato all'ingrosso non riescono a ottenere un ritorno sull'investimento.

Ma questa non è una novità.

I progetti rinnovabili negli Stati Uniti hanno storicamente fatto affidamento sui Power Purchase Agreements (PPA) per la maggior parte dei loro ricavi.

Come per i contratti di tolling per l'accumulo di energia a batteria, i PPA offrono ai progetti eolici e solari una via di accesso al mercato tramite un off-taker.

L'off-taker fornisce rendimenti più stabili e adeguati al rischio, consentendo agli sviluppatori di accedere a capitali a costo inferiore per finanziare e costruire i progetti.

In assenza di un mercato di capacità, i progetti in ERCOT fanno affidamento sui PPA per coprirsi dal rischio di prezzi all'ingrosso bassi.

Ma la maggior parte dei PPA rinnovabili si regola "as-produced" - i ricavi sono legati all'energia effettivamente consegnata alla rete.

Quando ERCOT ordina a un generatore di limitare la propria produzione per mantenere l'affidabilità della rete, questa energia limitata non viene consegnata e quindi non viene pagata dal PPA.

La limitazione è una delle principali sfide che i PPA non risolvono: i progetti non vengono pagati per l'energia che non producono.

La limitazione è in aumento: i generatori hanno perso 8 TWh di energia lo scorso anno

Nel 2024, la congestione della rete ha costretto ERCOT a limitare oltre 8 TWh di energia eolica e solare. Si tratta di una tendenza crescente che compromette gli accordi PPA. Volumi sempre maggiori di generazione non possono essere regolati con gli off-taker.

La limitazione è particolarmente problematica per il solare nel Texas occidentale. La domanda industriale di base spesso scende molto al di sotto della generazione durante il giorno, causando un eccesso di produzione solare.

L'energia in eccesso non può essere trasportata verso i centri di domanda più a est a causa della restrizione di esportazione del Texas occidentale, con il risultato che il 22% di tutta l'energia rinnovabile in ERCOT viene limitata.

La maggior parte di questa limitazione avviene in primavera. Tra gennaio e aprile, le temperature più basse fanno diminuire la domanda. Le interruzioni di trasmissione aumentano poiché gli operatori effettuano manutenzione prima dei mesi estivi critici. Questo produce un andamento stagionale, in cui la generazione in eccesso non può essere trasportata altrove sulla rete, portando a una perdita di ricavi.

Alcuni siti subiscono 200 GWh di limitazione, altri nessuna

ERCOT risolve la congestione locale riducendo la generazione nei singoli siti.

I pattern di congestione si verificano regolarmente e colpiscono alcuni siti più di altri, in base alla loro posizione sulla rete, al loro impatto sulle restrizioni di trasmissione e ai prezzi a cui offrono l'energia.

Per i parchi eolici, i siti più limitati perdono 200 GWh all'anno, mentre altri non subiscono alcuna limitazione. I siti solari più limitati, con capacità installate molto più piccole, perdono 100 GWh.

Quando un sito medio viene limitato, perde il 20-25% della sua produzione di energia.

I generatori più colpiti perdono il 60% della loro produzione.

L'unità eolica più limitata nel 2024 faceva parte del progetto Los Vientos, il secondo parco eolico più grande degli Stati Uniti. Un'unità da 200 MW nel sito da 912 MW è stata limitata per 4.430 ore nel 2024. Quando veniva limitata, la sua potenza veniva ridotta del 38%, con una perdita di 196 GWh di energia.

Se questa energia fosse stata venduta secondo un PPA eolico medio in ERCOT oggi, avrebbe generato 8,2 milioni di dollari di ricavi aggiuntivi.

Due soluzioni: batterie e domanda flessibile

Gli aggiornamenti per l'espansione della capacità di rete dovrebbero ridurre la limitazione per solare ed eolico in tutto ERCOT. L'introduzione di linee di trasmissione a 765 kV, in particolare come parte del Permian Basin Reliability Plan, dovrebbe migliorare i rendimenti dei progetti nella West Load Zone.

Tuttavia, nel breve termine, gli investitori possono migliorare i rendimenti in due modi.

1. Per il solare: co-localizzare con sistemi di accumulo

I sistemi di accumulo a batteria co-localizzati spostano l'energia solare oltre il tramonto, migliorando i ricavi in due modi.

In primo luogo, permette ai siti di vendere energia durante i picchi di prezzo, caricando la batteria nei periodi di eccesso di produzione solare e prezzi bassi.

Nella prima metà del 2025, i siti solari co-localizzati hanno catturato il 72% del loro prezzo locazionale medio, rispetto al 57% dei siti standalone. Questo significa che i siti co-localizzati hanno potuto sfruttare una quota maggiore delle opportunità di ricavo all'ingrosso.

I progetti eolici non hanno visto un aumento così significativo (63% contro 65%) - ciò perché la variabilità della produzione eolica rende più difficile per gli accumuli puntare sistematicamente ai periodi di prezzo di picco come avviene per il solare.

In secondo luogo, offre ai siti flessibilità sulla produzione, permettendo di stipulare PPA baseload sagomati che si estendono oltre il tramonto. Questo migliora i ricavi complessivi per la vendita di energia sotto contratto.

2. Collaborare con centri di domanda flessibili

La rete elettrica ERCOT si aspetta un afflusso di carichi da data center hyperscale nel prossimo decennio.

Le rinnovabili bloccate con prezzi di cattura bassi e alta limitazione potrebbero valutare collaborazioni con grandi clienti in arrivo, come i data center.

Gli sviluppatori di solare ed eolico che cercano nuovi siti dovrebbero posizionarsi vicino a grandi carichi. Queste aree della rete trarranno vantaggio dalla presenza di generazione in eccesso.

Per i siti esistenti, i PPA virtuali con questi grandi clienti potrebbero offrire prezzi di off-take più interessanti, ma sono soggetti alle stesse barriere di limitazione degli accordi tradizionali.

Invece, configurazioni co-localizzate potrebbero consentire a grandi carichi di essere posizionati accanto a progetti solari ed eolici esistenti dietro un unico punto di connessione alla rete.

Oggi, gli sviluppatori si trovano di fronte a requisiti complessi di misurazione e registrazione quando abbinano tecnologie dietro un unico punto di interconnessione.

Ma già dal 2026, il Senate Bill 6 potrebbe ridefinire gli accordi di net metering tra generazione esistente e grandi carichi.

Questo combinerebbe in modo efficiente i vantaggi della generazione supportata da PPA e merchant, dello storage co-localizzato e della risposta di domanda flessibile da parte di grandi carichi industriali, tutto dietro un'unica connessione di rete.