ERCOTにおける風力および太陽光発電の導入容量は2025年に65GWへと拡大しました。計画中のプロジェクトが実現すれば、2030年までに合計109GWに達する可能性があります。

しかし、再生可能エネルギー発電の拡大には課題が伴います。

キャプチャープライス（風力・太陽光がエネルギーを販売する平均価格）は、発電コスト（利益を得るために必要な販売価格）よりも大幅に低い状況です。

卸売市場のみにエネルギーを販売する発電所は、投資回収が困難です。

しかし、これは新しい話ではありません。

米国の再生可能エネルギープロジェクトは、これまで主に電力購入契約（PPA）に収益を依存してきました。

バッテリー蓄電のトーリング契約と同様に、PPAは風力・太陽光プロジェクトにオフテイカーを通じた市場参入の道を提供します。

オフテイカーはより安定したリスク調整後のリターンをもたらし、開発者は低コストの資金調達が可能となります。

ERCOTには容量市場がないため、プロジェクトはPPAによって低い卸売価格のリスクをヘッジしています。

しかし、大半の再生可能エネルギーPPAは「実発電量ベース」で決済され、実際にグリッドへ供給された電力にのみ収益が発生します。

ERCOTがグリッドの安定性維持のために発電事業者に出力抑制を指示した場合、その抑制分はPPAの下では支払い対象になりません。

出力抑制はPPAで解決できない最大の課題の一つであり、発電しなかった分のエネルギーには対価が支払われません。

出力抑制は増加傾向：昨年発電事業者は8TWhの電力を失う

2024年、グリッド混雑によりERCOTは8TWh以上の風力・太陽光発電を抑制しました。これはPPA契約に影響を与える増加傾向の一部です。発電量の増加にもかかわらず、オフテイカーとの決済ができないケースが増えています。