Mercados de energia
West
Após os preços do gás natural normalizados, os preços do dia à frente se acalmaram, a média de US $ 31,92/mwh e US $ 25,22/mwh em SP15 e meados do C, respectivamente, desde o último sábado. No mercado a termo, os preços avançados do Q3 subiram por causa do pacote de neve abaixo do normal na Califórnia e da incerteza sobre a disponibilidade do fornecimento de 1.300 MW de base de base da unidade 1 do Diablo Canyon durante o verão. As taxas de calor a termo foram misturadas com alguma consolidação na frente da curva, seguidas de uma manifestação nos anos externos. Enquanto isso, dado que os acordos da semana passada perto do limite de preço de US $ 9.000/MWH, os preços em tempo real não poderiam fazer nada além de se manter lá ou diminuir. Por mais de US $ 100/MWh, o Adder ORDC permanece incrivelmente alto em fevereiro. Felizmente, as projeções climáticas avançadas deram uma volta mais suave, portanto, os desenvolvimentos brutais do mercado da semana passada não devem repeti-los. Por exemplo, enquanto o dia seguinte se estabeleceu acima de US $ 100/mWh nos principais hubs de cada ISO na última quinta-feira, ele impresso nos US $ 20/MWh a meados de US $ 30/MWh ontem. No NYISO, o Dart Spreads aumentou no Hudson Valley e em Nova York, onde o dia à frente está acima do tempo real em uma média de US $ 15/MWh. Uma tendência semelhante está acontecendo no hub indiano no miso, onde o spread do dardo está em média US $ 27/mWh nesta semana. os ana-lysts. Os estoques totais agora estão em 1.943 BCF, abaixo de 13,3% em relação ao ano anterior e 7,7% abaixo da média de cinco anos na mesma semana. Abril, o novo Mês Prompt Slid Slid todos os dias desta semana, inclusive hoje, quando a última negociação a partir das 12:00. O PT foi de US $ 2,756/MMBTU, US $ 0,039/MMBTU sob o fechamento do sim-dia e US $ 0,235/mMBTU abaixo da sexta-feira passada. Embora o rebaixamento relatado de hoje tenha sido o segundo maior na última década, ele havia sido amplamente antecipado e aparentemente já estava com preços. As gotas de mais de US $ 0,20/MMBTU para março e abril foram o resultado de um clima moderador em todo o país. A faixa de 12 meses do NY-Mex foi mais cara hoje do que neste momento no mês passado, com AP-proximadamente US $ 0,09/MMBTU.
ERCOT
Driven mainly by falling natural gas prices, term prices retreated in the front of the curve. Term heat rates were mixed with some consolidation in the front of the curve followed by a rally in the outer years. Meanwhile, given last week’s settles near the $9,000/MWh price cap, real-time prices could do nothing but hold there or go lower. At more than $100/MWh, the ORDC adder remains incredibly high for February. Fortunately, forward weather projections have taken a milder turn, so last week’s brutal market developments should not repeat them-selves.
EAST
Both Day Ahead and Real Time prices have increasingly softened every day this week across the regional ISOs. For instance, whereas Day Ahead settled above $100/MWh in the main hubs of each ISO last Thursday, it printed in the low $20s/MWh to mid-$30s/MWh yesterday. In NYISO, DART spreads have picked up at Hudson Valley and NYC, where Day Ahead is above Real Time by an average of $15/MWh. A similar trend is happening at Indian Hub in MISO, where the DART spread is averaging $27/MWh this week.