Atualizações do mercado de energia semanal por região - Arquivo

Semana da edição : 11 de março de 2021 (semana 10)

Mercados de energia

West Ao longo de março, os preços do dia à frente foram liberados em torno de US $ 32/mWh no CAISO e US $ 29/MWH em meados do C. Eles foram um pouco mais altos nos últimos dias por causa do clima mais frio em toda a região e aumento da cobertura de nuvens, que diminuiu a geração solar no meio do dia. Os níveis de água do verão são projetados para 93% do normal no noroeste do Pacífico, mas o inverno seco deixou a neve em apenas 59% do normal na Califórnia. A perspectiva de água menos não regulamentada disponível para fluir através de turbinas hidrelétricas durante o verão teve um efeito otimista nos preços avançados do terceiro trimestre. Os preços em tempo real têm que lamentar em meados de US $ 10/mWh este mês, e a base tem sido relativamente sem intercorrências, exceto alguns dias de alto preço na zona de carga sul. O Adder ORDC também foi mínimo. As condições moderadamente secas em todo o estado pressagiam um aumento na demanda durante o verão. A média do dia seguinte no Miss Hub desta semana é de cerca de US $ 50/MWh, US $ 12/mwh superior a na semana passada e US $ 7/mwh mais alto que em tempo real. Enquanto isso, os preços do dia à frente no Hudson Valley, em Nyiso, têm uma média de aproximadamente US $ 39/mWh, US $ 10/mwh mais que na semana passada e US $ 1/mWh acima de tempo real. Ganho generoso de retirada prevista de 39 a 104 BCF. O total de estoques agora está em 1.793 BCF, abaixo de 12,5% em relação ao ano anterior e 7,3% abaixo da média de cinco anos na mesma semana. Com um preço de fechamento preliminar de US $ 2,668/mMBTU a partir das 13h30. PT, o Mês de Prompt Nymex de abril caiu de US $ 0,024/MMBTU de ontem. Todos os outros futuros de Nymex negociados ativamente também terminaram hoje em território negativo. Se as previsões atuais que prevejam o clima mais sazonal forem precisas, os rebaixamentos semanais de estoque devem normalizar à medida que a primavera se aproxima nas próximas semanas.

ERCOT As the market recovers from the infamous events of February, term winter prices have risen from last week, but term prices for summer are down a bit. Real-time prices have been clearing in the mid-$10s/MWh this month, and basis has been relatively uneventful, except a few high-priced days in the South Load Zone. The ORDC adder has also been minimal. The moderately dry conditions throughout the state portend a rise in demand over the summer.

EAST Whereas prices remain cooled off in the mid-$20s/MWh in MISO and PJM, they have risen marginally from last week over in ISONE and NYISO. The Day Ahead average in Mass Hub this week is around $50/MWh, $12/MWh higher than last week and $7/MWh higher than Real Time. Meanwhile, Day Ahead prices in NYISO’s Hudson Valley are averaging approximately $39/MWh, $10/MWh more than last week and $1/MWh above Real Time.

preenchendo o vácuo de energia

números recentes da Administração de Informações de Energia dos EUA (EIA) revelam que o início frio de 2021 definitivamente aqueceu a demanda nacional por eletricidade. Apesar dos apagamentos e uma economia ainda não está totalmente aberta, o uso já está à frente do ritmo pré -ndêmico nesta época do ano passado em 10%. Não é de surpreender que essa onda esteja chegando em grande parte do consumo residencial, que disparou 10% em relação a um ano atrás-quando muito menos pessoas trabalhavam em casa-, já que as pessoas precisavam de mais eletricidade para lidar com o frio. Obviamente, essa reviravolta não deixa de ser seu lado baixo. Após uma grande entrega em 2020, os combustíveis fósseis estão prontos para realizar um longo retorno previsto este ano. A AIA projeta que a geração de carvão dos EUA deve aumentar em 16% em 2021 (embora, felizmente, ainda signifique uma queda líquida desde 2019).

Além disso, os preços de eletricidade e gás natural têm sido especialmente fortes em todo o país. Os preços recentemente se acalmaram na maior parte, mas as preocupações poderiam crescer novamente em breve em meio ao anúncio da OPEP de contínuos cortes na produção de petróleo até 4 de abril, que devem elevar os preços do gás natural. Felizmente, os produtores domésticos de petróleo poderão aumentar sua produção para compensar a produção em aumento de gás natural no processo e minimizando as mudanças de preço para ambas as commodities.

A volatilidade recente deve aumentar a vigilância em todo o setor de energia pelo resto de 2021. No entanto, com os meses mais quentes a caminho deve aumentar não apenas na confiabilidade da geração, mas também na flexibilidade dos recursos para mitigar qualquer movimentos de preços extremos além das flutuações sazonais normais.