ERCOT: TEF entrega seus primeiros projetos em operação, mas cadeia de suprimentos de turbinas limitará expansão do gás
ERCOT: TEF entrega seus primeiros projetos em operação, mas cadeia de suprimentos de turbinas limitará expansão do gás
É provável que o Texas não atinja a meta de 10 GW do Texas Energy Fund (TEF). Uma estimativa realista fica entre 5,5 e 7 GW, pois o CapEx de usinas a gás no Texas praticamente dobrou desde 2023. Pin Oak Creek (460 MW) e TH Wharton (456 MW) são os únicos projetos do TEF em operação atualmente, ambos conectados nos últimos meses.
Apesar disso, o ERCOT continuará atraindo mais novas turbinas a gás do que qualquer outro operador de rede dos EUA até o final da década, impulsionado pela curva de demanda mais acentuada do país. Mas o fornecimento global de turbinas é finito. O maior pedaço de uma “torta” relativamente fixa não será suficiente para atender sozinho ao crescimento da demanda do ERCOT. A maior parte da nova capacidade que entrará em operação no ERCOT entre o final dos anos 2020 e início dos anos 2030 ainda virá de solar e BESS.
Principais Destaques
- O TEF já fechou 3,5 GW em seis contratos de empréstimo desde junho de 2025. É improvável que os 5,8 GW restantes em diligência sejam fechados antes do prazo inicial de desembolso em 31 de dezembro de 2026.
- O custo de capital (CapEx) para novas usinas a gás no Texas mais que dobrou desde 2023. O valor mediano para Frame CT subiu de US$ 562/kW (2023) para uma projeção de US$ 1.359/kW (2030). H/J-class CCGT passou de US$ 898/kW para US$ 1.852/kW.
- O Texas opera de 13 a 15% abaixo da média dos EUA no CapEx de referência da EIA para peakers de ciclo simples. Os CCGTs H/J-class divulgados no Texas ficam aproximadamente na média dos comparáveis fora do Texas, com projetos financiados pelo TEF no patamar mais baixo, e builds regulados e BTM acima disso.
- A demanda de energia no ERCOT cresceu 28% desde 2020, o dobro da taxa de qualquer outra rede dos EUA. Grandes consumidores e concessionárias estão dispostos a pagar mais por nova capacidade firme.
- No estágio de maturidade avançada da fila do ERCOT, projetos solares com BESS superam recursos a gás em 10 para 1, totalizando 47 GW contra 4,6 GW de gás.
Quão perto o TEF chegará da meta de 10 GW?
A Comissão de Serviços Públicos do Texas (PUCT) fechou seis contratos de empréstimo totalizando 3,5 GW desde junho de 2025. O Pin Oak Creek da Calpine alcançou plena operação comercial na primavera de 2026. O TH Wharton da NRG recebeu aprovação de sincronização e está efetivamente online.
Os projetos em operação são Frame CT peakers com cronogramas de construção relativamente curtos, e seus empréstimos foram os primeiros a serem fechados entre os seis, no final de 2025. TH Wharton é uma expansão brownfield em um site já existente da NRG, enquanto Pin Oak Creek é uma construção greenfield.
Ambos finalizaram CapEx abaixo de US$ 1.020/kW. Dos quatro restantes, Cedar Bayou 5 (697 MW) e CPV Basin Ranch (1.350 MW) são CCGTs H-class maiores, com prazos de entrega de turbinas mais longos. Greens Bayou 6 (445 MW) e Rock Island (122 MW) são Frame CTs menores, que fecharam empréstimos no início de 2026 e continuam em construção.
Dois prazos também limitam o programa. O PUCT deve fazer os desembolsos iniciais dos empréstimos até 31 de dezembro de 2026, o que significa que, sem prorrogação, é improvável que projetos que ainda não estejam em diligência recebam empréstimo. Além disso, o bônus de conclusão cai de US$ 120.000/MW para US$ 80.000/MW para projetos conectados após 1º de junho de 2026, e expira totalmente em 1º de junho de 2029.
Os US$ 5,38 bilhões autorizados pelo TEF em empréstimos suportam até US$ 8,97 bilhões em valor total de projeto, com a razão máxima de empréstimo para custo de 60%. Usando as projeções centrais de CapEx da Modo Energy (baseadas na mediana dos custos de projetos recentes no Texas por ano de COD), o fundo financia 7,9 GW a US$ 1.134/kW para Frame CTs. A US$ 1.941/kW para CCGTs H/J-class, financia 4,6 GW. Considerando a composição da shortlist, mais pesada em CCGT, a estimativa realista fica entre 5,5 e 7 GW.
CapEx para novos projetos a gás mais que dobrou, especialmente para projetos de longo prazo
No Texas, projetos Frame CT com COD em 2023 tiveram média de US$ 562/kW. O grupo de 2026 a 2027 está em torno de US$ 1.000/kW. O grupo de 2028 a 2030 tem média entre US$ 1.250 e US$ 1.400/kW. CCGTs H/J-class passaram de US$ 898/kW (2023) para cerca de US$ 1.850/kW entre 2027 e 2030.
