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.

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.

I siti che vendono energia esclusivamente sul mercato all’ingrosso non riescono a ottenere un ritorno sull’investimento.

Ma non è una novità.

Storicamente, i progetti rinnovabili negli Stati Uniti hanno fatto affidamento su Power Purchase Agreement (PPA) per la maggior parte dei loro ricavi.

Come i tolling agreement per lo stoccaggio di energia a batteria, i PPA offrono ai progetti eolici e solari un accesso al mercato tramite un off-taker.

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

In assenza di un mercato della capacità, i progetti in ERCOT si affidano ai PPA per proteggersi dai bassi prezzi all’ingrosso.

Tuttavia, la maggior parte dei PPA rinnovabili viene regolata “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 non viene consegnata e quindi non viene pagata secondo il 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: 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. Questo fa parte di una tendenza crescente che mette a rischio gli accordi PPA. Volumi crescenti di generazione non possono essere regolati con gli off-taker.