Mercados de energia
West
ao longo do mês até agora, os preços do dia à frente têm em média em torno de US $ 60/mWh e US $ 51,50/mwh em SP15 e meados-C, respectivamente. No entanto, se os ventos de Santa Ana soprarem no sul da Califórnia neste fim de semana como projetados, as temperaturas na bacia de Los Angeles podem atingir 90 graus e elevar os preços mais altos. Em notícias relacionadas, o CPUC votou na semana passada para aumentar a capacidade da instalação de armazenamento de gás natural do Alison Canyon de 34 BCF para 41 BCF neste inverno. O aumento da demanda por gás necessário para preencher a instalação para aumentar o dia à frente dos preços mais altos ainda sobre o saldo de novembro e dezembro. Enquanto isso, à medida que mais unidades retornaram da manutenção sazonal e a demanda diminuiu um pouco em relação à semana passada, os preços em tempo real se retiraram dos máximos de dígitos próximos da semana passada para os US $ 30/MWh. Além disso, o Adder ORDC para o mês é mínimo. No NYISO, o dia seguinte tem uma média de US $ 61/MWh, tanto no Hudson Valley quanto em Nova York, enquanto o tempo real é de aproximadamente US $ 3/mwh mais alto. No miso, enquanto a média do dia seguinte é de cerca de US $ 71/mWh no Indy Hub e West Hub, a média de tempo real é de US $ 0,50/mwh menor no primeiro, mas US $ 4/mwh mais alto neste último.
A AIA informou na manhã de quinta -feira que, para a semana que terminou em 5 de novembro, os inventários dos EUA aumentaram apenas 7 BCF, muito menos do que o aumento esperado de 20 BCF. O total de estoques agora está em 3.618 BCF, abaixo de 7,8% em relação ao ano anterior e 3,2% abaixo da média de cinco anos na mesma semana.
Futuros para o Mês Prompt de Nymex de dezembro liquidou hoje a US $ 5,149/MMBTU, US $ 0,269/MMBTU mais alto que ontem. Apesar do ganho de um dia, no entanto, o mês imediato ainda é de US $ 0,567/MMBTU sob seu preço de fechamento de uma semana atrás, enquanto o recente comportamento da gangorra do mercado continua.
ERCOT
Term prices have been mixed this week as rising gas prices in the front of the curve are juxtaposed against falling heat rates in the outer curve. Meanwhile, as more units have returned from seasonal maintenance and demand has decreased slightly from last week, real-time prices have retreated from the near-triple-digit highs of last week into the low-to-mid-$30s/MWh. Furthermore, the ORDC adder for the month is minimal.
EAST
Both Day Ahead and Real Time prices have climbed since last week in all of the main hubs except ISO-NE’s Mass Hub, where Day Ahead has remained flat but Real Time has increased by approximately $5/MWh. In NYISO, Day Ahead is averaging about $61/MWh in both Hudson Valley and NYC while Real Time is roughly $3/MWh higher. In MISO, whereas the Day Ahead average is around $71/MWh in both Indy Hub and West Hub, the Real Time average is $0.50/MWh lower in the former but $4/MWh higher in the latter.