Qué pasó
El 17 de septiembre de 2024 ERCOT presentó ante un grupo de trabajo de NERC sus propias mediciones del comportamiento de las cargas flexibles grandes (diapositivas). ERCOT considera Carga Grande a una instalación que consume 75 MW o más, y la llama flexible si puede subir o bajar su consumo en respuesta a los precios mayoristas o a las condiciones de la red. En Texas eso es, sobre todo, minería de Bitcoin.
En 23 instalaciones de ese tipo, entre septiembre de 2023 y febrero de 2024, ERCOT contó el porcentaje de intervalos de cinco minutos en que cada una recortó de verdad una vez superado su propio precio de disparo. Las respuestas fueron del 20,8 al 99,3 por ciento. El promedio simple fue del 65 por ciento; ponderado por carga, del 56 por ciento. Por encima de 1.000 USD/MWh la cifra ponderada seguía siendo solo del 78 por ciento. La conclusión de la propia diapositiva de ERCOT: las instalaciones mayores son menos sensibles al precio que el conjunto.
Qué cambia
Le pone un número a una palabra que venía haciendo mucho trabajo sin que nadie la revisara.
Tres arreglos distintos se llaman respuesta a la demanda, y pagan de forma distinta.
El primero es la respuesta al precio bajo un contrato de suministro a precio fijo. Se para de minar y se vende al precio spot la energía ya comprada.
El segundo son los servicios auxiliares, donde una carga oferta una porción de sí misma en los mercados de reserva de ERCOT. El informe anual de Riot Platforms es inusualmente claro sobre lo que eso compra: la empresa "recibe una compensación por su participación en servicios auxiliares independientemente de que se le ordene o no apagarse". Es un pago por estar disponible, no por parar. Riot contabiliza ambos canales en una misma línea, créditos por recorte de consumo, por valor de 71,2 millones de dólares en 2023 frente a 27,3 millones en 2022 (10-K).
El tercero es el Four Coincident Peak. Si se reduce el consumo durante los cuatro intervalos punta de quince minutos de los meses de verano, los cargos de transmisión del año siguiente bajan. Nadie paga nada. Se evita un coste que luego se reparte entre todos los demás.
Cuál de los tres está haciendo el trabajo es justo lo que la medición de ERCOT busca.
Qué no cambia
Ser interrumpible es real, y a veces es espectacular. Durante la tormenta invernal Elliott de diciembre de 2022, el informe de ERCOT registra que las cargas flexibles registradas bajaron de 1.530 MW a 130 MW, un recorte del 91,5 por ciento, y que las cerca de veinte instalaciones conocidas recortaron en alguna medida. También registra que ERCOT no declaró emergencia energética en esa tormenta, y que la mayoría recortó cuando los precios superaron los 70 a 110 USD/MWh. Fue una respuesta económica, no un rescate.
La flexibilidad también corta en sentido contrario. ERCOT contó ocho días del verano de 2023 en que al menos 300 MW de carga grande subieron su consumo en quince minutos con precios por encima de 250 USD/MWh y reservas a la baja, y 27 días en que al menos 350 MW siguieron conectados por encima de 500 USD/MWh.
Y el arreglo no sale gratis a los demás clientes. Gestionar esas rampas obliga a comprar más Regulación, algo que según ERCOT "plantea preguntas sobre causación de costes o incrementa los costes para los consumidores".
Contexto
ERCOT montó un proceso provisional de interconexión de cargas grandes en marzo de 2022, y su Large Flexible Load Task Force se reunió por primera vez ese abril. Después Texas metió la categoría en la ley: la Senate Bill 1929, en vigor desde el 1 de septiembre de 2023, obliga a registrarse ante ERCOT en un día hábil a toda instalación que necesite más de 75 MW de potencia interrumpible.
El contraste con Kazajistán es justamente el punto. Los dos sistemas apagan primero a los mineros. Uno lo hace porque no le sobra nada. El otro paga por la opción, y ahora está comprobando con qué frecuencia se ejerce.