Daniel Gross, da Slate, relatou que, nas primeiras horas de um domingo de setembro de 2015, o preço em tempo real da eletricidade no Texas caiu a zero e permaneceu em zero ou abaixo disso por várias horas. No intervalo que terminou às 5h45, atingiu menos US$ 8,52 por megawatt-hora, de modo que os geradores estavam pagando à rede para que ela aceitasse sua produção.
Três condições se combinaram. O Texas opera sua própria rede sob a ERCOT, de modo que a energia excedente não pode ser exportada. O estado tinha mais capacidade eólica instalada do que qualquer outro (15.635 MW em 2014) e, às 3h, a energia eólica fornecia cerca de 30% da demanda. Além disso, a ERCOT compra energia por meio de leilões de cinco minutos nos quais cada proponente aceito numa rodada recebe o preço mais alto aceito.
A última peça é o crédito fiscal federal de produção de 2,3 centavos por kWh, cerca de US$ 23 por MWh, que os proprietários eólicos recebem por cada unidade que geram e que pode ser vendido a terceiros. Uma fazenda eólica sem custo de combustível que faz um lance a menos US$ 8,52 ainda obtém aproximadamente US$ 14 por MWh, enquanto uma que desliga não recebe nada.
Um crédito fiscal federal pago por kWh produzido tornava racionais os lances negativos: os proprietários eólicos pagavam para gerar e ainda assim saíam ganhando.
A energia eólica não tem custo de combustível, então seu custo marginal de operação é próximo de zero.
O crédito fiscal é pago por kWh produzido, então cada unidade gerada rende cerca de US$ 23/MWh independentemente do preço de mercado.
O Texas é uma ilha elétrica, então o excedente eólico não pode ser vendido a redes vizinhas.
A demanda noturna era cerca de 45% inferior ao pico da noite, enquanto o vento continuava soprando.
Quando a receita está atrelada à produção e não ao preço de venda, o piso racional para o seu lance cai abaixo de zero, então leia a pilha de incentivos antes de ler o preço.
O artigo foi posteriormente corrigido: preços negativos não são exclusivos do Texas, e a EIA contabilizou 84 dessas ocorrências no noroeste dos EUA em 2011, impulsionadas pela energia hidrelétrica em períodos de baixa demanda. Argumentou-se que a estrutura de mercado do Texas torna esses episódios mais prováveis e mais duradouros ali.
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