Mercados de energia
West
Nas últimas duas semanas, as temperaturas ao longo da costa oeste caíram consideravelmente e aumentaram a demanda de aquecimento, enquanto o DC Intertie (que liga a noroeste do Pacif-IC ao sul da Califórnia) permaneceu offline, mantendo o suprimento flexível à rede sul da Califórnia. Consequentemente, instalações adicionais de gás natural tiveram que ser despachadas na região, aumentando os preços não apenas para gás natural, mas também para energia. No geral, o SP15 tem liberado em torno de US $ 16,50/mwh mais alto que o Mid-C ao longo de novembro.
ERCOT
Os preços do prazo foram misturados a curva, à medida que os preços do gás a prazo se entrelaçam com as taxas de calor com pouco impacto. O evento principal desta semana foi o volatili no mercado em tempo real. Uma combinação do calor recente e a marcha lenta de várias unidades geradoras para manutenção sazonal causou a liquidação dos preços a quase US $ 400/MWh por vários horários de super pico, principalmente nas zonas de Houston e South Load. Por sua vez, a média do MTD nessas zonas subiu em meados de US $ 30/MWh, e o Adder de Escassez Ordc para novembro agora está em média US $ 1,50/mWh, bem acima das médias para os novatos anteriores.
East
O clima mais quente tem preços suavizados nesta semana. Em ISO-NE, eles caíram quase US $ 30/MWh da semana passada, já que o DA e o RT têm uma média de US $ 15/MWh. O Ni Hub da PJM seguiu o exemplo, DA e RT também com média de US $ 15/MWh. Em Nyiso, o Hudson Valley está em média US $ 13/MWh para DA e US $ 11/MWh para a RT.