Atualizações do mercado semanal de energia por região- Arquivo

Semana da edição : 21 de maio de 2020 (semana 21)

Mercados de energia

West À medida que a neve da montanha aumenta rapidamente com o aumento da temperatura do meio-dia, a estação hidrelétrica no noroeste do Pacífico está atingindo seu pico. A onda no derretimento da neve levou os operadores da barragem a parar de preencher reservatórios e deixar a água fluir através das turbinas. Consequentemente, a geração hidrelétrica atingiu o pico na semana passada e suprimiu significativamente os preços do índice em meados do C e CAII. Desde o início de maio, os preços do dia seguinte em meados de C e SP15 têm US $ 10,02/MWh e US $ 16,76/MWh, respectivamente. O CAISO está no máximo da quantidade de importações de hidrelétricas que pode receber durante a rampa noturna, que, no entanto, foi afastada por um aumento na geração solar do meio-dia que amplificou a disparidade de preço entre os preços do dia à frente e os preços de tempo real. US $ 0,50 a US $ 1,00/mWh nesta semana. Os preços em tempo real também foram suaves. O Adder ORDC tem sido mínimo, como tem base na zona de carga oeste do mês até o momento, dada a redução da atividade de perfuração na bacia do Permiano. Em média, a RT foi menor que o DA nas horas de pico nos principais hubs de negociação. O spread no dardo no pico para esta semana é de US $ 2,38/mWh em Nova York e US $ 2,20/mWh no hub West PJM. Os estoques totais agora estão em 2.503 BCF, um aumento de 45,2% em relação ao ano anterior e 19,4% acima da média de cinco anos na mesma semana. A partir das 10:00 da manhã de PDT, junho estava em US $ 1,716/MMBTU, US $ 0,055/MMBTU abaixo do fechamento de quarta -feira. Enquanto, na PG&E Citygate, a base foi maior do curto prazo para cinco anos, ficou inalterado pelos 12 meses seguintes e mais baixo a partir de então a marca de cinco anos na fronteira SoCal. Os preços de caixa foram maiores no PG & E CityGate e Socal Citygate. O nordeste deve estar quente durante o período de 6 a 10 dias em antecedência. economias e, como ilustrado no mapa abaixo do Serviço Nacional de Meteorologia, as temperaturas devem subir drasticamente acima das normas em grandes faixas dos EUA nos próximos três meses. Nesse cenário, o uso de energia deste verão deve ser muito mais comparável ao do verão passado do que a demanda de energia desta primavera foi a da primavera de 2019. De fato, alguns mercados, como o ERCOT (onde as coisas se abriram muito mais e muito mais cedo do que em outras regiões), esperava que sua carga de verão fosse tão alta quanto, se não mais alta que sua carga, em seus Summers recentes.

ERCOT Because both term gas prices and heat rates have been down a bit from last week, prices for calendar-year strips have been lower by $0.50-$1.00/MWh this week. Real-time prices have also been soft. The ORDC adder has been minimal, as has basis in the West Load Zone for the month to date, given the reduction in drilling activity in the Permian Basin.

EAST As summer approaches, prices remain steady and continue to print at rec-ord lows. On average, RT has been lower than DA in the on-peak hours across the main trading hubs. The on-peak DART spread for this week is $2.38/MWh in NYC and $2.20/MWh in PJM West Hub.

SUMMER ENERGY DEMAND HEATING UP

More states are slowly reopening their economies, and, as illustrated in the map below from the National Weather Service, temperatures are set to rise dramatically above norms in large swaths of the U.S. over the next three months. Against that backdrop, this summer’s energy usage should be much more comparable to last summer’s than this spring’s energy demand has been to that of spring 2019. In fact, some markets, such as ERCOT (where things have opened up much more and much earlier than in other regions), have actually expected their summer load to be as high as, if not higher than, their load in recent summers.

A queda atual no uso geral de energia dos Estados Unidos devido ao Covid-19 é bem conhecida. De fato, em meio a todo o distanciamento social e a desaceleração econômica que se seguiu, era esperado. Como alguns governadores seguem levemente em seus esforços de reabertura, é razoável assumir que certos bastiões de atividade econômica, como escritórios e lojas de varejo, não voltarão ao normal no verão. No entanto, o clima mais quente deve aumentar o uso de eletricidade residen-tial em uma grande quantidade em todo o país, especialmente se as pessoas continuarem em casa muito mais do que normalmente. Neste verão, a demanda pode ser menor do que o habitual, mas a oferta também deve ser reduzida, não apenas por causa do desligamento de certas plantas que foram precificadas, mas também devido a declínios na quantidade de gás natural em mãos devido à redução contínua da produção de petróleo. O efeito provavelmente variará de mercado para mercado, mas, no final, os preços de energia deste verão podem estar muito mais próximos das médias históricas do verão do que o esperado inicialmente por causa da pandemia.

An important question is how this transitional period will affect electricity prices, which usually peak in summer because of higher demand. This summer, demand may ultimately be lower than usual, but supply should also be reduced, not only because of the shutdown of certain plants that were priced out but also because of declines in the amount of natural gas on hand due to ongoing curtailment of oil production. The effect will likely vary from market to market, but, in the end, this summer’s power prices could be much closer to historical summer averages than initially expected because of the pandemic.