La capacità installata di produzione 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.

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Ma il crescente portafoglio di impianti rinnovabili si trova di fronte a un problema.

I prezzi di cattura - il prezzo medio a cui eolico e solare vendono energia - sono molto inferiori 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 sugli investimenti.

Ma non è una novità.

Storicamente, i progetti rinnovabili negli Stati Uniti hanno fatto affidamento sui Power Purchase Agreement (PPA) per la maggior parte delle loro entrate.

Come per i contratti tolling per l’accumulo a batteria, i PPA offrono a eolico e solare una via di accesso al mercato attraverso un off-taker.

L’off-taker garantisce rendimenti più stabili e adeguati al rischio, permettendo agli sviluppatori di accedere a capitali meno costosi per finanziare e realizzare i progetti.

In assenza di un mercato della capacità, i progetti in ERCOT fanno affidamento sui PPA per proteggersi dai bassi prezzi all’ingrosso.

Tuttavia, la maggior parte dei PPA rinnovabili viene regolata “as-produced”: le entrate sono legate all’energia effettivamente consegnata alla rete.

Quando ERCOT ordina a un generatore di ridurre la produzione per mantenere la stabilità della rete, questa energia non viene consegnata e quindi non viene pagata secondo il PPA.

Il curtailment è una delle principali sfide che i PPA non risolvono: i progetti non vengono pagati per l’energia che non producono.

Il curtailment è in aumento: lo scorso anno i generatori hanno perso 8 TWh di energia

Nel 2024, la congestione della rete ha costretto ERCOT a limitare oltre 8 TWh di energia eolica e solare. Si tratta di una tendenza in crescita che mette a rischio gli accordi PPA. Crescono i volumi di generazione che non possono essere regolati con gli off-taker.