Daniel Gross, de Slate, informó que en las primeras horas de un domingo de septiembre de 2015 el precio en tiempo real de la electricidad en Texas cayó a cero y se mantuvo en cero o por debajo durante varias horas. Para el intervalo que terminó a las 5:45 a. m. llegó a menos 8,52 dólares por megavatio-hora, de modo que los generadores estaban pagando a la red para que tomara su producción.
Se combinaron tres condiciones. Texas opera su propia red bajo ERCOT, por lo que el excedente de energía no puede exportarse. Tenía más capacidad eólica instalada que cualquier otro estado (15.635 MW en 2014), y a las 3 a. m. la eólica suministraba alrededor del 30 por ciento de la demanda. Y ERCOT compra energía mediante subastas de cinco minutos en las que a cada postor aceptado en una ronda se le paga el precio aceptado más alto.
La última pieza es el crédito fiscal federal a la producción de 2,3 centavos por kWh, unos 23 dólares por MWh, que los propietarios eólicos cobran por cada unidad que generan y que puede venderse a terceros. Un parque eólico sin costo de combustible que oferta a menos 8,52 dólares aún obtiene aproximadamente 14 dólares por MWh, mientras que uno que se detiene no recibe nada.
Un crédito fiscal federal pagado por kWh producido hacía racionales las ofertas negativas: los propietarios eólicos pagaban por generar y aun así salían ganando.
La eólica no tiene costo de combustible, por lo que su costo marginal de operación es cercano a cero.
El crédito fiscal se paga por kWh producido, por lo que cada unidad generada gana unos 23 dólares/MWh independientemente del precio de mercado.
Texas es una isla eléctrica, por lo que el excedente eólico no puede venderse a redes vecinas.
La demanda nocturna era aproximadamente un 45 por ciento inferior al pico vespertino mientras el viento seguía soplando.
Cuando los ingresos dependen de la producción y no del precio de venta, el piso racional de tu oferta desciende por debajo de cero, así que revisa la estructura de incentivos antes de mirar el precio.
El artículo fue corregido posteriormente: los precios negativos no son exclusivos de Texas, y la EIA contabilizó 84 casos de ese tipo en el noroeste de Estados Unidos en 2011, impulsados por la energía hidroeléctrica en periodos de baja demanda. Sostenía que la estructura del mercado de Texas hace que sean más probables y más duraderos allí.
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