Mercados de energia
West
No mercado a termo, a recente demanda extrema pelo terceiro trimestre de 2021 no pico diminuiu significativamente no fim de semana. Devido à falta de demanda aos preços altos atuais, a taxa de calor desabou e levou os preços do Q3 2021 no pico em aproximadamente US $ 10/mWh em Palo Verde e Caiso. Devido a previsões de clima quente para o restante da semana, seguidas de uma frente fria no final da próxima semana, alguma volatilidade pode ser esperada no curto prazo, dependendo do desempenho do vento. Atualmente, apenas 5.000 MW de geração eólica são esperados hoje, aumentando os preços em um momento em que as temperaturas mais altas empurraram cargas de pico para os baixos 50.000 MW e mais de 25.000 MW de geração térmica estão em baixa para manutenção. A produção eólica deve aumentar para 14.000 MW na sexta -feira para aumentar as reservas de geração. Em contraste com a crescente volatilidade no mercado em tempo real, os preços a prazo foram retirados nesta semana. Recuando do movimento ascendente na curva nas últimas semanas, as tiras de CY caíram em US $ 0,50 a US $ 1,00/mWh.
ERCOT
Clearing between the high $20s/MWh and the low $30s/MWh across all zones, 7x24 real-time prices have shown some strength so far this week. Because of forecasts of warm weather for the remainder of the week, followed by a cool front later next week, some volatility can be expected in the near term, depending on wind performance. Only 5,000 MW of wind generation is expected today, raising prices at a time when the higher temperatures have pushed peak loads into the low 50,000s MW and more than 25,000 MW of thermal generation is down for maintenance. Wind production is expected to pick up to 14,000 MW on Friday to boost generation reserves. In contrast to the increasing volatility in the real-time market, term prices have retreated this week. Retreating from the upward move in the curve over the last few weeks, CY strips are down by $0.50-$1.00/MWh.
East
Os preços estão se mantendo estáveis nos hubs principais. Os dias seguintes e em tempo real estão imprimindo em meados de US $ 20/MWh na maioria das regiões, mas estão no baixo US $ 20/MWh no Hub Ni da PJM. Os spreads de dardo também permaneceram no mínimo nesta semana. O total de estoques agora está em 1.784 BCF, abaixo de 11,6% em relação ao ano anterior e 1,3% abaixo da média de cinco anos na mesma semana. No entanto, o número de final de hoje também foi de US $ 0,117/MMBTU inferior ao assentamento de quinta-feira no último dia. Além do mês imediato, a negociação era marginalmente mais ativa por meses até março de 2026. A maioria também negociou um pouco sob os acordos anteriores, mas alguns eram realmente mais altos em não mais que US $ 0,015/mMBTU.