A capacidade instalada de geração Eólica e Solar no ERCOT atingiu 65 GW em 2025. Projetos planejados podem elevar esse total para 109 GW até 2030.

Mas o portfólio crescente de geração renovável enfrenta um problema.

Preços de captura – o preço médio pelo qual eólica e solar vendem energia – são muito inferiores ao custo nivelado de energia – o preço necessário para que a energia seja lucrativa.

Usinas que vendem energia exclusivamente no mercado atacadista não conseguem obter retorno sobre o investimento.

Mas essa não é uma novidade.

Projetos renováveis nos EUA historicamente dependem de Contratos de Compra de Energia (PPAs) para a maior parte de sua receita.

Assim como contratos de tolling para armazenamento de energia em baterias, os PPAs oferecem aos projetos eólicos e solares uma rota para o mercado por meio de um comprador.

O comprador proporciona retornos mais estáveis e ajustados ao risco – permitindo que desenvolvedores tenham acesso a capital mais barato para financiar e construir projetos.

Sem um mercado de capacidade, projetos no ERCOT dependem dos PPAs para se protegerem contra preços baixos no mercado atacadista.

No entanto, a maioria dos PPAs renováveis liquida “conforme produzido” – ou seja, as receitas estão atreladas à energia realmente entregue à rede.

Quando o ERCOT orienta um gerador a reduzir sua produção para manter a confiabilidade da rede, essa energia reduzida não é entregue e, portanto, não é paga pelo PPA.

A redução é um dos maiores desafios que os PPAs não resolvem – projetos não recebem pela energia que deixam de produzir.

Redução está aumentando: geradores perderam 8 TWh de energia no ano passado

Em 2024, a congestão da rede obrigou o ERCOT a reduzir mais de 8 TWh de energia Eólica e Solar. Isso faz parte de uma tendência crescente que compromete os acordos de PPA. Volumes cada vez maiores de geração não conseguem ser liquidados com compradores.