O Projeto de Lei 1500 da Câmara, aprovado pela 88ª Legislatura do Texas em 2023, determinou que novos geradores no ERCOT seriam obrigados a 'firmar' sua capacidade, ou seja, estarem disponíveis em certo percentual de sua capacidade instalada nominal, durante horas de alto risco de confiabilidade – ou enfrentar uma penalidade.

O Conselho do ERCOT aprovou as regras de implementação, Solicitação de Revisão do Protocolo Nodal (NPRR) 1328, em 15 de setembro de 2026. O programa agora segue para a Comissão de Utilidade Pública do Texas. A lei exige que esteja em vigor até 1º de dezembro de 2027.

A penalidade só se aplica nas horas em que as reservas operacionais do ERCOT caem abaixo de 3.000 MW. Isso não ocorreu em nenhum dia desde setembro de 2023.

Esse é o cenário de curto prazo. Como a condição de acionamento não está presente e nenhum recurso é obrigado até 2028, hoje o programa não gera custos para os geradores.

O cenário de longo prazo é diferente. A obrigação é calculada pela média de toda a estação do potencial de geração da usina. Nas horas em que as reservas estão mais baixas, eólica e solar produzem bem menos que essa média. A solar fica próxima de zero após o pôr do sol e antes do amanhecer. A eólica opera bem abaixo da média sazonal durante as horas de escassez no verão.

Portanto, se as horas com reservas abaixo de 3.000 MW voltarem a acontecer, eólica e solar serão os recursos mais expostos à penalidade. A solar fica aquém em todas as estações. A eólica fica aquém no verão e em eventos extremos de frio no inverno.

Principais pontos

• A exigência de firmamento dificilmente será acionada no curto prazo. As reservas não caíram abaixo de 3.000 MW desde setembro de 2023. O ponto mais baixo desde então foi 4.213 MW em janeiro de 2026, e o verão de 2026 chegou a 4.533 MW.
• A obrigação de uma usina solar no verão equivale a cerca de 27% do nomeado. Nas horas pós-pôr do sol, quando as reservas estão mais baixas, a geração solar costuma ser apenas 2% do nomeado.
• A obrigação da eólica no verão é de cerca de 32% do nomeado. Nas horas de real escassez de reservas, a geração eólica média foi de 9,7% do nomeado.
• A penalidade máxima teórica do programa é de US$ 60 por kW-ano, para uma usina obrigada no teto de 75% que não entrega nada nas 60 horas acionadas. Em um ano de alta insuficiência, uma solar sem hedge pagaria cerca de US$ 6,40 por kW-ano e uma eólica cerca de US$ 6,80.

Como funciona o programa de firmamento

O programa se aplica a Recursos de Geração com acordo de conexão firmado a partir de 1º de janeiro de 2027, começando um ano após a data de comissionamento da unidade. Recursos de Armazenamento de Energia e geração dentro de Redes de Uso Privado que atendem principalmente a carga local estão excluídos.

Cada recurso obrigado recebe uma Capacidade Média Sazonal de Geração, ou SAGC. O ERCOT considera o High Sustained Limit telemetrado da unidade, o máximo que ela informa poder entregar em cada intervalo de cinco minutos, faz a média em todos os intervalos da mesma estação nos cinco anos anteriores, e limita o resultado a 75% do nomeado. Para uma usina solar de 100 MW com média de verão de 27% do nomeado, o SAGC é 27 MW.

Esse método de média difere da forma como o ERCOT credita os mesmos recursos em outros contextos. O relatório de Capacidade, Demanda e Reservas de dezembro de 2025 credita a solar em cerca de 5% do nomeado e a eólica entre 9% e 18% no pico de carga líquida do verão, usando o Effective Load Carrying Capability (ELCC), que mede o quanto o recurso contribui nas horas de maior risco. A média de toda a estação fica bem acima desses valores: 27% para solar e cerca de 32% para eólica no verão.

A obrigação vale durante as Horas de Baixa Reserva Operacional. São horas dentro de um Período de Referência Fixo, composto por uma janela de rampa matinal, uma janela de rampa vespertina sazonal e quaisquer horas que o ERCOT identifique como alto risco em sua avaliação probabilística NERC. No verão, a janela vespertina são as horas terminando entre 18 e 21. Uma hora conta se a Capacidade Física Responsiva cair abaixo de 3.000 MW por pelo menos 15 minutos consecutivos. No máximo 15 horas contam por estação, e são quatro estações por ano.

No exemplo da usina, uma hora acionada com potencial de 2 MW e sem contrato antecipado ou transferência gera uma insuficiência de 25 MW. Com preço de US$ 1.000/MWh, a cobrança é de US$ 25.000 para essa hora. Se todas as 15 horas da estação forem acionadas, o custo sazonal é de US$ 375.000, ou US$ 3,75 por kW.

Premiações de energia e serviços ancilares no mercado antecipado para a hora acionada são descontadas da obrigação, assim como capacidade sob contrato de confiabilidade. A obrigação também pode ser transferida via contrato bilateral de Firmamento de Geração. Paradas programadas, reduções aprovadas e falhas de transmissão estão isentas. Paradas forçadas e reduções forçadas não estão.

Quanto custa uma insuficiência

O SAGC é uma média de toda a estação, mas a penalidade só se aplica nas horas de menor reserva. A diferença entre os dois é a insuficiência que a usina carrega para a hora acionada.