Atualizações do mercado semanal de energia por região - Arquivo

Semana da edição : 30 de abril de 2020 (semana 18)

Mercados de energia

West ao longo de abril, o mercado de índices era suave devido à demanda de luz e à forte geração renovável. O preço médio do dia seguinte para o mês foi de US $ 18,53/MWh e US $ 18,28/MWh em SP15 e Mid-C, respectivamente. No mercado a termo, um impulso no suprimento projetado de água no noroeste do Pacífico de 95% para 98% do normal impulsionou os preços do terceiro trimestre de 2020 no CAISO e meados do C. No entanto, os preços avançados de 2021 e 2022 aumentaram a diminuição significativa da produção de petróleo e gás, refletidos na queda de 51% na contagem de plataformas Baker Hughes no Canadá e nos EUA desde meados de março. Os preços em tempo real geralmente permanecem nos altos US $ 10/MWh a meados de US $ 20/MWh, economizando algumas horas de preços de três dígitos na segunda-feira. Com a nova metodologia de cálculo, o Adder ORDC para este mês liquidou pouco menos de US $ 3,00/mWh, consideravelmente mais alto que os US $ 0,09/mWh e US $ 0,65/mwh registrados em abril de 2018 e abril de 2019, respectivamente, mas a MID-FETH ALGUMA ALGUMO ALGUMO ALGUMO ALGUMO ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA ALGUMA DO ÍNDICE ASSIM: Restrições devido ao Covid-19 foram facilitadas em todo o estado. Em meio à alta demanda de leilão, baixos preços da energia e a aposentadoria da usina nuclear de Point Indian, o leilão de capacidade à vista de Nyiso para pode obter preços incomumente altos, principalmente na zona j (NYC). Faixa de projetos de 62-82 BCF. Os estoques totais agora estão em 2.210 bcf, um aumento de 54,9% em relação ao ano anterior e 19,5% acima da média de cinco anos na mesma semana na mesma semana. A partir das 10:30 da manhã, o PDT, junho de 2020, estava em US $ 1,896/MMBTU, um aumento de US $ 0,027/MMBTU do fechamento de quarta -feira. A maioria dos meses ativos na placa Nymex foi maior. Todos os meses, desde o mês da frente até a abrangência de 2021, apresentaram ganhos, mas todos os meses, de dezembro de 2021 a fevereiro de 2022, era um traço. Regionalmente, a base foi novamente mais alta na PG & E Citygate e na fronteira SoCal, e neste último dia para abril-chases de abril também mostraram aumentos em PG&E Citygate e Socal Citygate. metade oriental dos EUA ..

ERCOT Surging term natural gas prices, with support from term heat rates, have lifted power prices by $0.20-$0.60/MWh out the curve this week. Real-time prices have generally stayed in the high $10s/MWh to mid-$20s/MWh, save a few hours of triple-digit prices on Monday. With the new calculation methodology, the ORDC adder for this month has settled just under $3.00/MWh, considerably higher than the $0.09/MWh and $0.65/MWh recorded in April 2018 and April 2019, respec-tively.

EAST Index prices in NYISO have continued to clear in the mid-to-upper $10s/MWh but appear to have found their floor as some of the restrictions due to COVID-19 have been eased across the state. Amid high auction demand, low energy prices, and the retirement of the Indian Point nuclear plant, NYISO’s spot capacity auction for May fetched unusually high prices, particularly in Zone J (NYC).

Blackjack: Coal em ‘21

O carvão deve ter um pequeno ressurgimento no próximo ano. Em meio às consequências do coronavírus nos últimos dois meses, a Administração de Informações sobre Energia dos EUA (AIA), nos gráficos abaixo de suas perspectivas de energia de curto prazo para abril, prevê um aumento na geração a carvão em 2021, que seria o primeiro em 10 anos. nas próximas décadas. Ajudado pela proliferação de fontes de energia renovável nos últimos anos, esse movimento fez incursões à medida que a participação do carvão no mix de combustível do país diminuiu constantemente desde 2011. Portanto, os defensores da energia verde podem estar compreensivelmente confusos e abatidos pela nova projeção da AIA. Ambos os gráficos mostram claramente que, embora o carvão deva contribuir com uma porcentagem maior de eletricidade dos EUA em 2021 do que em 2020, a porcentagem de eletricidade produzida por renováveis ​​também deve aumentar. De fato, toda a "colina" compreendendo todas as fontes de energia não baseadas em carbono continua sua inclinação ascendente. No entanto, as interrupções no financiamento para a nova infraestrutura verde são uma preocupação nas condições atuais. Assumir uma postura proativa sobre energia limpa agora pode ajudar as empresas a evitar picos de preços se a sua oferta acabar diminuindo.

As the general public has soured on fossil fuels, nearly half of the states in the U.S. have committed to decreasing their carbon emissions significantly over the next couple of decades. Aided by the proliferation of renewable energy sources over the last sever-al years, this movement has made inroads as coal’s share of the nation’s fuel mix has steadily declined since 2011. Therefore, green energy advocates might be understandably confused and dejected by the EIA’s new projection.

Fortunately, the seeming setback is more of a mirage. Both charts clearly show that, although coal is expected to contribute a larger percentage of U.S. electricity in 2021 than in 2020, the per-centage of electricity produced by renewables should also increase. Indeed, the entire “hill” comprising all non-carbon-based energy sources continues its upward slope.

Despite the projected incursion of coal, the EIA’s anticipation of continuing growth in green energy is a positive development in the short term. Nonetheless, disruptions in funding for new green infrastructure are a concern under current conditions. Taking a proactive stance on clean energy now could help companies avoid price spikes if its supply does end up shrinking.