Mercados de energia
West
Penetração forte por renováveis suprimiu os preços do índice. Na semana passada, os preços do dia seguinte têm em média em torno de US $ 18,22/MWh e US $ 19,82/MWh em SP15 e Mid-C, respectivamente. No mercado avançado, os preços foram relativamente planos nesta semana. Os preços em tempo real estão em seus pontos baixos durante o mês, pois os efeitos da demanda reduzida, seja do Covid-19 ou das temperaturas moderadas, começaram a cobrar seu preço. Em sua contagem semanal de plataformas, Baker Hughes observou uma redução na atividade de perfuração, que, juntamente com o clima moderado, contribuiu para uma queda na base da zona de carga oeste. A maioria das médias do ATC está em meados de US $ 10/MWh. Os spreads de dardo têm sido mínimos nos principais hubs de PJM e ISO-NE nesta semana. Enquanto isso, nos principais hubs de Miso e Nyiso, o tempo real foi menor que o dia à frente em aproximadamente US $ 2/mWh. Os estoques totais agora estão em 2.097 BCF, um aumento de 71,7% em relação ao ano anterior e 21,4% acima da média de cinco anos na mesma semana. Consequentemente, a maioria dos preços do contrato mensal da Nymex começou hoje no vermelho. No entanto, após o relatório de armazenamento, o contrato de diante de maio foi negociado a US $ 1,617/MMBTU, US $ 0,019/MMBTU acima do fechamento de ontem, a partir das 10:30 da manhã PDT. Junho de 2020 a outubro de 2020 também estava sendo negociado com o fechamento de quarta -feira. A base na PG & E Citygate e SoCal Border foram mais altas em aproximadamente US $ 0,05/MMBTU para 24 meses e em alguns centavos de 25 a 60 meses fora. Os preços em dinheiro de abril caíram de ontem em PG&E CityGate e Socal Citygate. Período de previsão de 6 a 10 dias, a metade sul do país deve estar quente.
ERCOT
Depending on the term, term prices have ranged from being flat to being down by $0.25/MWh. Real-time prices have been at their lows for the month as the effects of reduced demand, whether from COVID-19 or the moderating temperatures, have begun to take their toll. In its weekly Rig Count, Baker Hughes noted a reduction in drilling activity, which, together with the moderate weather, has contributed to a drop-off in West Load Zone basis.
EAST
Real Time and Day Ahead prices remain soft throughout the main trading hubs; most ATC averages are in the mid-$10s/MWh. DART spreads have been minimal in the key hubs of PJM and ISO-NE this week. Meanwhile, in MISO’s and NYISO’s major hubs, Real Time has been lower than Day Ahead by approximately $2/MWh.