Atualizações do mercado semanal de energia por região

Semana da edição : 26 de agosto de 2021 (semana 34)

Mercados de energia

West As temperaturas recentes abaixo da média suprimiram o dia à frente dos preços. Na semana passada, eles tiveram uma média de US $ 45/MWh e US $ 35/MWh em CAISO e Mid-C, respectivamente. Embora as temperaturas devam subir neste fim de semana, a demanda deve atingir apenas 40 GW, o que deve elevar um pouco os preços do índice. Os preços de caixa suave também aumentaram os preços avançados em todos os hubs de negociação regional nesta semana.

ERCOT Os preços do prazo são mais altos nesta semana, principalmente por causa do aumento dos preços do gás natural. Os preços em tempo real para agosto estão em média em meados de US $ 30/MWh em todas as zonas, bem a par da média de agosto passado, mas bem abaixo do de agosto de 2019.

East Tanto o tempo real quanto o dia seguinte estão em média na faixa de US $ 50 a US $ 60/mWh nos principais centros de negociação, pois o clima quente no Centro-Oeste e no Nordeste elevou a carga e os preços. No centro de Indiana de Miso, a média do dia seguinte é de US $ 51/MWh, US $ 0,60/mWh acima de tempo real. Por outro lado, o dia à frente de US $ 56/MWh no Hub de massa da ISO-NE é de US $ 4/MWh menor que o tempo real. Da mesma forma, o dia seguinte está em média US $ 48/MWh, US $ 7/MWh abaixo do tempo real, no Hudson Valley, em Nyiso. Tanto em ISO-NE quanto NYISO, o tempo real explodiu nos últimos dois dias. O Hub de massa atingiu US $ 375/MWh, e o Hudson Valley realmente atingiu US $ 634/MWh.

GAS NATURAL

A AIA informou na manhã de quinta -feira que, para a semana que termina em 20 de agosto, os inventários dos EUA aumentaram 29 aC, mais de 25% menos que o aumento previsto de 40 BCF. O total de estoques agora está em 2.847 BCF, abaixo de 16,5% em relação ao ano anterior e 6,2% abaixo da média de cinco anos na mesma semana. Antes do lançamento do relatório de armazenamento nesta manhã, todos os futuros ativos do Nymex já estavam sendo negociados mais altos que ontem. Depois, o rápido mês de setembro realmente decolou e nunca olhou para trás. No maior aumento de um dia para essa faixa, ele foi fechado com uma liquidação preliminar de US $ 4,184/MMBTU, US $ 0,287/MMBtu a mais que a final de quarta-feira.

Before the release of the storage report this morning, all active NYMEX futures were already trading higher than yesterday. Afterward, the prompt month of September really took off and never looked back. In the largest one-day increase for that strip, it closed with a preliminary settlement of $4.184/MMBtu, $0.287/MMBtu more than Wednesday’s final.

Resultados do núcleo Cuidado contra a complacência

À medida que a estação do esforço de redução da capacidade da Calpine Energy Solutions para 2021 entra no trecho em casa, as circunstâncias que pesam nas grades do país têm sido uma espécie de bolsa mista. O gráfico abaixo da Administração de Informações de Energia dos EUA mostra que, por exemplo, o recorde de todos os tempos para a demanda por hora por hora nos 48 mais baixos foi quebrado em 720 GWh, um número especialmente surpreendente porque, embora a demanda fosse revivida razoavelmente este ano, ele permanece ligeiramente deprimido com o covid. De fato, a geração não está no ritmo de nenhum tipo de registro mensal ou anual, apesar dessa hora recorde.

Além disso, nenhuma parte da temporada foi especialmente onerosa. Os dias de pico para obrigações de capacidade até agora foram espalhados durante o verão. Junho e julho tiveram vários dias que podem acabar entre os dias de pico de carga do ano, mas as temperaturas continuaram a aumentar desde 12 de agosto, indicando potencial estresse no setor de energia. Como os dias de pico ainda podem estar no horizonte, a vigilância em relação ao uso de energia ainda é sábia. Felizmente, a Calpine Energy Solutions é preparada, como sempre, para enviar alertas principais para ajudar para que as empresas possam reduzir seus custos de capacidade para o próximo ano de planejamento.