A capacidade instalada de geração eólica e solar no ERCOT deve alcançar 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 – estão bem abaixo do custo nivelado de energia, que é o preço necessário para obter lucro.
Usinas que vendem energia exclusivamente no mercado atacadista não conseguem obter retorno sobre o investimento.
Mas essa não é uma história nova.
Projetos renováveis nos EUA historicamente dependem de Contratos de Compra de Energia (PPAs) para a maior parte de sua receita.
Assim como acordos de pedágio 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 de menor custo para financiar e construir projetos.
Sem um mercado de capacidade, projetos no ERCOT dependem dos PPAs para se proteger contra preços baixos no mercado atacadista.
Mas a maioria dos PPAs renováveis liquida “conforme produzido” – as receitas estão atreladas à energia efetivamente 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 no âmbito do PPA.
A redução de geração é um dos maiores desafios que os PPAs não resolvem – os projetos não recebem pela energia que deixam de produzir.
A redução está aumentando: geradores perderam 8 TWh de energia no ano passado
Em 2024, a congestão na rede forçou 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 crescentes de geração não conseguem ser liquidados com os compradores.
A redução é especialmente problemática para a energia solar no oeste do Texas. A demanda industrial de base frequentemente fica muito abaixo da geração durante o dia, resultando em excedente solar.
O excedente de energia não pode ser transportado para os centros de demanda mais a leste devido à restrição de exportação do Oeste do Texas – resultando em 22% de toda a energia renovável sendo reduzida no ERCOT.
A maior parte dessa redução ocorre na primavera. Entre janeiro e abril, as temperaturas mais baixas provocam queda na demanda. Interrupções na transmissão aumentam à medida que operadores realizam manutenção antes dos meses críticos de verão. Isso cria um padrão sazonal, em que o excesso de geração não pode ser transportado para outras regiões da rede, resultando em perda de receita.
Alguns locais perdem 200 GWh por redução – outros não perdem nada
O ERCOT resolve a congestão local reduzindo a geração em locais individuais.
Padrões de congestão ocorrem regularmente e afetam alguns locais mais do que outros – dependendo de sua posição na rede, impacto nas restrições de transmissão e os preços de oferta da energia.
Para parques eólicos, os locais mais afetados perdem 200 GWh por ano – enquanto outros não sofrem redução alguma. Os locais solares mais afetados, com capacidades instaladas bem menores, perdem 100 GWh.
Quando um local médio sofre redução, perde 20-25% de sua produção de energia.
Os geradores mais afetados perdem 60% de sua produção.
A unidade eólica mais reduzida em 2024 fazia parte do projeto Los Vientos – o segundo maior parque eólico dos Estados Unidos. Uma unidade de 200 MW no local de 912 MW foi reduzida por 4.430 horas em 2024. Quando sofreu redução, sua potência foi diminuída em 38%, resultando na perda de 196 GWh de energia.
Se essa energia fosse vendida no arranjo médio de PPA eólico no ERCOT hoje, resultaria em US$ 8,2 milhões de receita adicional.
Duas soluções: baterias e demanda flexível
Espera-se que expansões de capacidade da rede reduzam as perdas por redução para solar e eólica em todo o ERCOT. A introdução de linhas de transmissão de 765 kV como parte do Plano de Confiabilidade da Bacia do Permiano, em especial, deve melhorar os retornos para projetos na Zona de Carga Oeste.
No curto prazo, porém, investidores podem melhorar retornos de duas maneiras.
1. Para Solar: co-localização com armazenamento de energia
Sistemas de armazenamento de energia em baterias co-localizados deslocam a energia solar para após o pôr do sol – aumentando a receita de duas formas.
Primeiro, permite que os locais vendam energia durante os horários de pico de preço, carregando a bateria nos períodos de excesso de geração solar e preços baixos.
Na primeira metade de 2025, locais solares co-localizados capturaram 72% do preço médio locacional – contra 57% de locais isolados. Isso significa que os locais co-localizados conseguiram aproveitar uma parcela maior da oportunidade de receita no mercado atacadista.
Projetos eólicos não tiveram aumento tão expressivo (63% vs. 65%) – isso ocorre porque a variabilidade da geração eólica dificulta que o armazenamento aproveite sistematicamente os períodos de pico de preço, como ocorre com a solar.
Em segundo lugar, fornece flexibilidade na entrega, permitindo contratos PPA de base moldada que se estendem após o pôr do sol. Isso melhora o retorno geral na venda de energia contratada.
2. Parceria com centros de demanda flexível
A rede elétrica do ERCOT deve receber um aumento de carga de data centers hyperscale na próxima década.
Renováveis isoladas, com baixos preços de captura e alta redução, podem buscar parcerias com grandes consumidores – como data centers.
Desenvolvedores de solar e eólica que priorizam novos locais devem se instalar próximos a grandes cargas. Essas áreas da rede se beneficiam da presença de geração excedente.
Para locais existentes, PPAs virtuais com esses grandes consumidores podem oferecer preços de venda mais atrativos, mas ainda estão sujeitos às mesmas barreiras de redução dos acordos tradicionais.
Em vez disso, configurações co-localizadas podem permitir que grandes cargas se instalem junto a projetos solares e eólicos já existentes, atrás de uma única conexão com a rede.
Hoje, desenvolvedores enfrentam exigências complexas de medição e registro ao combinar tecnologias atrás de um único ponto de conexão.
Mas já em 2026, o Projeto de Lei 6 do Senado pode remodelar os arranjos de medição líquida entre geração existente e grandes cargas.
Isso pode combinar de forma elegante os benefícios de geração apoiada por PPA e geração de mercado, armazenamento co-localizado e resposta flexível à demanda de grandes consumidores industriais, tudo atrás de uma única conexão com a rede.
