Atualizações do mercado de energia semanal por região - Arquivo

Semana da edição : 14 de janeiro de 2021 (semana 2)

Mercados de energia

West Os preços do prazo através do saldo do ano continuam aumentando à medida que a oferta/pergunta do Q3 continua aumentando, com um forte interesse na oferta, em meados-C e SP15. A geração Hydro parece forte até agora este ano. O recente acumulação de snowpack no noroeste do Pacífico deve continuar nos próximos dias, e o centro de previsão do noroeste do rio já está prevendo o fluxo através da barragem de Dalles para 2021 a 99% do máximo, um aumento de 3% na última execução. Aproximadamente US $ 8/mwh mais alto que na semana passada, mas as amplas reservas ainda disponíveis para atender às cargas de pico de manhã e da tarde de mais de 55.000 MW mantiveram essa média em torno de apenas US $ 25/MWh. Se as temperaturas moderadas, na próxima semana, mais ou menos, como previsão, e as cargas de pico se estabelecem em meados de 40.000 MW, a volatilidade dos preços em tempo real no curto prazo deve ser mínima. Enquanto isso, os preços fixos de prazo continuaram seu retiro, pois os verões foram negociados novamente, apesar de um ligeiro aumento na curva de NG para a semana passada. Os preços de pico para este verão e próximo verão caíram em US $ 3/MWh e US $ 1,50/mWh, respectivamente, enquanto os verões externos estavam em um grau muito menor. À medida que os preços mais altos de NG compensaram um pouco os preços mais baixos do verão, as faixas de CY variaram de plana a queda em US $ 0,50/mWh na curva. No West Hub da PJM, o dia à frente está em média US $ 27/MWh, enquanto o tempo real está em média US $ 26/MWh. O Hudson Valley, do NYISO, tem uma média de US $ 30/MWh e US $ 31/MWh durante o dia seguinte e em tempo real, respectivamente. Para o hub de Indiana de Miso, as médias são de US $ 27/MWh e US $ 28/mWh. Os estoques totais agora estão em 3.196 BCF, um aumento de 4,1% em relação ao ano anterior e 7,3% acima da média de cinco anos na mesma semana. O último comércio a partir das 13:00 A PT foi de US $ 2,664/MMBTU, US $ 0,063/MMBTU abaixo do preço de fechamento de ontem. Regionalmente, os preços das bases na PG&E Citygate e SoCal Border eram mais ou menos planos. Os preços em dinheiro de janeiro caíram ligeiramente em PG&E e SoCal CityGates.

ERCOT With the first freezing temperatures of this winter and snow in North and West Texas this week, real-time ATC prices are averaging approximately $8/MWh higher than last week, but the ample reserves still available to meet the morning and afternoon peak loads of more than 55,000 MW have kept that average around only $25/MWh. If temperatures moderate over the next week or so, as forecast, and peak loads settle back in the mid-40,000s MW, real-time price volatility in the near term should be minimal. Meanwhile, fixed term prices continued their retreat as summers traded down again despite a slight increase in the forward NG curve from last week. Peak prices for this summer and next summer were down by $3/MWh and $1.50/MWh, respectively, while outer summers were down to a much lesser extent. As the higher NG prices have somewhat offset the lower summer prices, CY strips ranged from flat to down by $0.50/MWh down the curve.

EAST Prices remain steady but are up slightly from last week with minimal DART spreads. In PJM’s West Hub, Day Ahead is averaging $27/MWh while Real Time is averaging $26/MWh. NYISO’s Hudson Valley is averaging $30/MWh and $31/MWh for Day Ahead and Real Time, respectively. For MISO’s Indiana Hub, the averages are $27/MWh and $28/MWh.

Renováveis ​​têm vento nas costas, precisam usar tons

De acordo com as mais recentes projeções da Administração de Informações de Energia dos EUA (AIA), o aumento da geração de eletricidade newable na última década não deve diminuir em breve. O gráfico acima da EIA mostra que, de fato, mais de dois terços da infraestrutura de novas gerações programados para entrar on-line este ano serão eólicos e solares (solar em larga escala para exceder o crescimento da fazenda pelo vento pela primeira vez). Além disso, como grandes sistemas de bateria são frequentemente combinados com instalações renováveis, a capacidade de armazenamento de bateria deve quadruplicar ao longo de 2021, expandindo -se a implantação de energia renovável nos horários de pico. O vento e a energia solar ainda podem estar longe de ser igual ao gás natural, carvão e, em menor grau, nuclear em seu domínio da indústria de energia dos EUA no momento, mas a tendência é cada vez mais clara. Com o apoio total não apenas do governo, mas também do setor privado, eles estão prontos para criar uma participação de mercado maior e maior no futuro.

Beyond the well documented shift of political winds (no pun intended) toward renewables, their rapidly dropping costs—amid an expected increase in the cost of natural gas over the next couple of years—will only strengthen their appeal. Wind and solar may still be far from equal to natural gas, coal, and, to a lesser extent, nuclear in their dominance of the U.S. power industry right now, but the trend is increasingly clear. With the full support of not only the government but also the private sector, they are poised to carve out a larger and larger market share well into the future.