Atualizações do mercado semanal de energia por região - Arquivo

Semana da edição : 19 de março de 2020 (semana 12)

Mercados de energia

West Os preços à vista aumentaram recentemente por causa de uma tempestade no final do inverno. Dizer que a cobertura significativa de nuvens da tempestade dificultou os operadores da grade para prever a quantidade de geração solar nos bastidores disponíveis na grade é um eufemismo, considerando que, por exemplo, a média de tempo real em 12 de março era de cerca de US $ 114/MWh. No mercado a termo, os preços a termo para o saldo do ano caíram nas expectativas de menor demanda. O preço no verão de 2020 caiu quase US $ 45/MWh em apenas um mês antes! No entanto, os preços em tempo real permanecem resilientes nos US $ 20/MWh a meados de US $ 20/MWh em todas as zonas, exceto na zona de carga oeste, onde a média do MTD é de quase US $ 70/mWh. Na semana passada, apresentou algumas instâncias de carga de resfriamento precoce durante a manutenção sazonal para certas unidades de carga de base, produzindo vários intervalos de preços de dígitos triplos nesta semana. Os termos de 3 a 6 meses caíram mais de US $ 1/MWh. Por exemplo, os termos de três meses no Mass Hub e no NYISO Zone G caíram US $ 1,45/MWh e US $ 1,26/MWh, respectivamente, da semana passada. Nessas mesmas regiões, os termos de 6 meses caíram US $ 1,27/mWh e US $ 1,08/mWh, respectivamente. de 14 bcf a uma injeção de 7 bcf. Os estoques totais agora estão em 2.034 BCF, um aumento de 76% em relação ao ano anterior e 16% acima da média de cinco anos na mesma semana. No entanto, como alguns analistas esperavam uma extração ainda menor de 6 bcf, as notícias acabaram sendo bastante otimistas. Dentro da meia hora após o relatório, abril foi negociado a US $ 1,644/MMBTU, aproximadamente US $ 0,04/MMBtu superior à final de quarta-feira. Além disso, todos os meses ativos até março de 2022 negociados acima do fechamento de ontem.

ERCOT Term prices have been down over the week; the Summer 2020 on-peak price has dropped by nearly $45/MWh from just one month prior! However, real-time prices remain resilient in the low $20s/MWh to mid-$20s/MWh in all zones except the West Load Zone, where the MTD average is nearly $70/MWh. Last week featured a few instances of early cooling load during seasonal maintenance for certain baseload units, yielding several triple-digit price intervals this week.

EAST In response to COVID-19, futures have gone down in the front of the curve while curves for coming years have remained flat for the most part. Terms from 3 to 6 months have dropped by more than $1/MWh. For instance, 3-month terms in Mass Hub and NYISO Zone G have dropped by $1.45/MWh and $1.26/MWh, respectively, from last week. In those same regions, 6-month terms have dropped by $1.27/MWh and $1.08/MWh, respectively.

NATURAL GAS

The EIA reported Thursday morning that, for the week ending March 13, U.S. inventories decreased by 9 Bcf, validating analysts’ predictions, which ranged from a withdrawal of 14 Bcf to an injec-tion of 7 Bcf. Total stockpiles now stand at 2,034 Bcf, up by 76% from a year ago and 16% above the five-year average for the same week.

After the April NYMEX contract closed near $1.60/MMBtu yesterday and the EIA reported such a meager draw-down for last week, many ex-pected that term to drop further into the $1.50s/MMBtu. However, because some analysts were expecting an even smaller extraction of 6 Bcf, the news turned out to be rather bullish. Within the half-hour following the report, April traded at $1.644/MMBtu, approximately $0.04/MMBtu higher than Wednesday’s final. Additionally, all active months through March 2022 traded above yesterday’s close.