A capacidade instalada de geração eólica e solar no ERCOT deve atingir 65 GW em 2025. Projetos planejados podem elevar esse total para 109 GW até 2030.

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Mas o crescente portfólio 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 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 despacho 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 proteger contra preços baixos no atacado.

Mas a maioria dos PPAs renováveis liquida “conforme produzido” – as receitas estão atreladas à energia efetivamente entregue à rede.

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

O despacho reduzido é um dos maiores desafios que os PPAs não resolvem – projetos não recebem pela energia que deixam de produzir.

Despacho reduzido em alta: 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 contratos de PPA. Volumes cada vez maiores de geração não conseguem ser liquidados com os compradores.