Mercados de energia
West
O dia à frente dos preços têm uma média de US $ 85/mWh em meados-c e US $ 62/mwh no SP15 nesta semana. Os números especialmente fortes em meados-C são o subproduto do clima frio, a desativação de unidades de gás natural para manutenção e a geração hidrelétrica sem brilho-circuncários que enviaram fortes sinais de preço para que o poder flua para o noroeste. No mercado a termo, os preços a termo do terceiro trimestre de 2022 caíram em bloqueio com o Nymex e um colapso nas taxas de calor na semana passada. Várias horas atingiram triplos dígitos em todas as zonas. A média do MTD se estabeleceu em US $ 50/US $ 50/MWh, quase US $ 5,00/mWh acima da média para o mesmo período do ano passado. Os preços do prazo caíram desde a semana passada, principalmente por causa da retração nos preços do gás natural a termo. No entanto, as condições de seca continuam a piorar à medida que o verão se aproxima. Além disso, o forte congestionamento durante a noite aumentou a base na zona de carga oeste acima de US $ 11,00/MWh durante o mês.
ERCOT
Real-time prices have been mixed this week; several hours reached triple digits in all zones. The MTD average has settled in the low-to-mid-$50s/MWh, nearly $5.00/MWh above the average for the same period last year. Term prices have fallen since last week, mainly because of the retracement in term natural gas prices. However, drought conditions continue to worsen as summer approaches. In addition, heavy congestion in the night hours has pushed basis in the West Load Zone over $11.00/MWh for the month.
East
Os preços estão relativamente constantes desde a semana passada, tendo caído, em média, em US $ 4/mwh no mercado seguinte e US $ 2/mWh no mercado em tempo real. Os dias seguintes e em tempo real estão em US $ 60/MWh em todos os hubs principais, e o spread do dardo está em média um mínimo de US $ 0,60/MWh.