<p>（Platts）--2025 年 12 月 15 日/东部标准时间下午 4:10/格林威治标准时间 2110 ** 纽约独立系统运营商（NYISO）12 月电力价格为$141.48/MWh。** 新英格兰独立系统运营商（ISO-NE）12 月电力价格为$178.49/MWh。美国东海岸的短暂寒潮正在增加电力需求以及电力和天然气价格，预计将很快结束，天气预报显示本周末气温将回升。纽约独立系统运营商 J 区纽约市的高峰日提前电力价格在 12 月截至目前的平均为$141.48/MWh，而 11 月的平均为$62.00/MWh。同样，哈德逊河谷 G 区的高峰日提前电力价格在 12 月的平均为$140.02/MWh，较 11 月的平均$60.55/MWh 有所上升。由于电加热需求增加，纽约独立系统运营商区域的天然气价格也大幅上涨。Transco 6 区的天然气价格在 12 月的平均为$9.32/MMBtu，而 11 月的平均为$3.48/MMBtu。从 12 月 9 日至 12 月 15 日，天然气价格在该中心的平均为$12.16/MMBtu。根据 CustomWeather 的数据，自 12 月 12 日起，NYISO 区域的日均气温一直低于冰点，期间平均气温为 26.9 华氏度。但气温预计在 12 月 17 日至 12 月 29 日大部分时间将保持在冰点以上，这将减少电力需求及价格。根据国家气象局的预报，纽约市 12 月 18 日的最高气温预计将达到 52 华氏度。12 月 NYISO 的峰值负荷平均为 21,403 MW，而 11 月的平均为 18,605 MW。根据 NYISO 的七天负荷预测，预计峰值负荷将在 12 月 15 日至 12 月 21 日大部分时间下降。NYISO 在其 2025-26 冬季评估中预测，如果所有的稳定电力发电都可用，系统在 50-50 峰值预测中将有 3.074 GW 的容量裕度。这假设实际峰值负荷有 50% 的机会高于预测，50% 的机会低于预测。然而，在 99-1 的预测条件下，即定义为百年一遇的寒潮，NYISO 预测的容量裕度仅为 993 MW。电网运营商警告称，计划外的操作问题或燃料供应中断可能会危及这些裕度。新英格兰地区也观察到了类似的动态，ISO 新英格兰内部中心的高峰日提前电力价格在 12 月的平均为$178.49/MWh，而 11 月的平均为$63.80/MWh。根据 CustomWeather 的数据，12 月 9 日的高峰日提前日均电力价格达到了$225.41/MWh，当时 ISO-NE 区域的平均气温为 21.5 华氏度。阿尔冈昆城市门的天然气价格也因气温降低而上涨，12 月的平均价格为$18.79/MMBtu，而 11 月的平均为$4.69/MMBtu。12 月 9 日，天然气价格在该中心达到了$21.11/MMBtu，当时的平均气温仅为 21.5 华氏度。ISO-NE 的峰值负荷在 12 月的平均为 17,700 MW，而 11 月的平均为 15,086 MW。预计峰值负荷在短期内将下降。在 12 月 15 日达到 19,200 MW 的预测后，预计峰值负荷将在 12 月 21 日降至 16,130 MW，依据 ISO 的数据。ISO 新英格兰在 11 月 17 日表示，冬季电力需求预计在正常天气条件下达到 20,056 MW，而在极端寒冷的天气下，电力需求预计将达到 21,125 MW。电网运营商预计该地区将有约 31,000 MW 的可用供应能力，包括来自需求响应资源的贡献，以及 800 MW 的 Vineyard Wind 项目和来自 1,200 MW 的新英格兰清洁能源连接输电线的增加进口电力。-- 贾里德·安德森，jared.anderson@spglobal.com-- 编辑：梅根·戈登，newsdesk@spglobal.com--Platts 电力警报--</p>

ST易事特

<p>美国东海岸的短暂寒潮导致电力和天然气价格上涨，但预测显示到本周末气温将回升，可能会缓解价格压力。12 月份，NYISO 和 ISO-NE 的电力价格飙升，NYISO 的平均价格为每兆瓦时 141.48 美元，ISO-NE 为 178.49 美元。天然气价格也大幅上涨。然而，预计气温将上升，从而减少电力需求和价格。NYISO 和 ISO-NE 的峰值负荷预测显示短期内将出现下降</p>

<p>(Platts)--15Dec2025/410 pm EST/2110 GMT **NYISO power $141.48/MWh in Dec. **ISO-NE power $178.49/MWh in Dec. The brief cold snap gripping the US East Coast that is increasing power demand as well as power and natural gas prices, appears set to move on, with weather forecasts showing higher temperatures by the end of the week. New York Independent System Operator Zone J New York City on-peak day-ahead power prices have averaged $141.48/MWh month-to-date in December after averaging $62.00/MWh in November. Similarly, Zone G Hudson Valley on-peak day-ahead power prices have averaged $140.02/MWh in December, up from a November average of $60.55/MWh. Gas prices have also spiked in NYISO territory, with higher electric heating demand. Transco Zone 6 New York gas prices have averaged $9.32/MMBtu in December compared with a November average of $3.48/MMBtu. From Dec. 9 to Dec. 15, gas prices at the hub have averaged $12.16/MMBtu. The daily average temperature across the NYISO footprint has been below freezing since Dec. 12, with an average of 26.9 degrees Fahrenheit during that time, according to CustomWeather data. But temperatures are mostly forecast to remain above freezing from Dec. 17 to Dec. 29, which should decrease power demand along with prices. The high temperature in New York City on Dec. 18 is forecast to reach 52 F, according to the National Weather Service. NYISO peakload in December has averaged 21,403 MW compared with a November average of 18,605 MW. Peakload is forecast to mostly decline from Dec. 15 to Dec. 21, according to NYISO's seven-day load forecast. NYISO in its 2025-26 winter assessment projected that, should all firm power generation be available, the system would have a capacity margin of 3.074 GW in its 50-50 peak forecast. That assumes a 50% chance that actual peak load will come in above the forecast and a 50% chance it will fall below the forecast. However, under 99-1 forecast conditions, defined as a once-in-a-century cold snap, the NYISO projected a capacity margin of just 993 MW. And the grid operator cautioned that unplanned operational issues or disruptions to fuel supplies could jeopardize those margins. ISO NEW ENGLAND Similar dynamics have been observed in New England where ISO New England Internal Hub on-peak day-ahead power prices have averaged $178.49/MWh in December compared with a November average of $63.80/MWh. The on-peak day-ahead daily average power price reached $225.41/MWh on Dec. 9 when the average temperature across the ISO-NE footprint was 21.5 F, according to CustomWeather. Algonquin city-gate gas prices have also reacted to the lower temperatures, with prices at the hub averaging $18.79/MMBtu in December compared with a November average of $4.69/MMBtu. Gas prices at the hub reached as high as $21.11/MMBtu on Dec. 9 when the average temperature was only 21.5 F. ISO-NE peakload has averaged 17,700 MW in December compared with a November average of 15,086 MW. And peakload is forecast to decline over the near term. After reaching a forecast of 19,200 MW Dec. 15, peakload is forecast to decline to 16,130 MW by Dec. 21, according to ISO data. ISO New England said Nov. 17 that winter power demand is expected to peak at 20,056 MW under normal weather conditions and during extremely cold temperatures, power demand is projected to peak at 21,125 MW. The grid operator expects the region to have about 31,000 MW of available supply capacity, including contributions from demand response resources, as well as the 800-MW Vineyard Wind project and increased imported power from the 1,200-MW New England Clean Energy Connect transmission line. — Jared Anderson, jared.anderson@spglobal.com-- Edited by Meghan Gordon, newsdesk@spglobal.com--Platts Electricity Alert--</p>
<div class="lb-trans"><p>（Platts）--2025 年 12 月 15 日/东部标准时间下午 4:10/格林威治标准时间 2110 ** 纽约独立系统运营商（NYISO）12 月电力价格为$141.48/MWh。** 新英格兰独立系统运营商（ISO-NE）12 月电力价格为$178.49/MWh。美国东海岸的短暂寒潮正在增加电力需求以及电力和天然气价格，预计将很快结束，天气预报显示本周末气温将回升。纽约独立系统运营商 J 区纽约市的高峰日提前电力价格在 12 月截至目前的平均为$141.48/MWh，而 11 月的平均为$62.00/MWh。同样，哈德逊河谷 G 区的高峰日提前电力价格在 12 月的平均为$140.02/MWh，较 11 月的平均$60.55/MWh 有所上升。由于电加热需求增加，纽约独立系统运营商区域的天然气价格也大幅上涨。Transco 6 区的天然气价格在 12 月的平均为$9.32/MMBtu，而 11 月的平均为$3.48/MMBtu。从 12 月 9 日至 12 月 15 日，天然气价格在该中心的平均为$12.16/MMBtu。根据 CustomWeather 的数据，自 12 月 12 日起，NYISO 区域的日均气温一直低于冰点，期间平均气温为 26.9 华氏度。但气温预计在 12 月 17 日至 12 月 29 日大部分时间将保持在冰点以上，这将减少电力需求及价格。根据国家气象局的预报，纽约市 12 月 18 日的最高气温预计将达到 52 华氏度。12 月 NYISO 的峰值负荷平均为 21,403 MW，而 11 月的平均为 18,605 MW。根据 NYISO 的七天负荷预测，预计峰值负荷将在 12 月 15 日至 12 月 21 日大部分时间下降。NYISO 在其 2025-26 冬季评估中预测，如果所有的稳定电力发电都可用，系统在 50-50 峰值预测中将有 3.074 GW 的容量裕度。这假设实际峰值负荷有 50% 的机会高于预测，50% 的机会低于预测。然而，在 99-1 的预测条件下，即定义为百年一遇的寒潮，NYISO 预测的容量裕度仅为 993 MW。电网运营商警告称，计划外的操作问题或燃料供应中断可能会危及这些裕度。新英格兰地区也观察到了类似的动态，ISO 新英格兰内部中心的高峰日提前电力价格在 12 月的平均为$178.49/MWh，而 11 月的平均为$63.80/MWh。根据 CustomWeather 的数据，12 月 9 日的高峰日提前日均电力价格达到了$225.41/MWh，当时 ISO-NE 区域的平均气温为 21.5 华氏度。阿尔冈昆城市门的天然气价格也因气温降低而上涨，12 月的平均价格为$18.79/MMBtu，而 11 月的平均为$4.69/MMBtu。12 月 9 日，天然气价格在该中心达到了$21.11/MMBtu，当时的平均气温仅为 21.5 华氏度。ISO-NE 的峰值负荷在 12 月的平均为 17,700 MW，而 11 月的平均为 15,086 MW。预计峰值负荷在短期内将下降。在 12 月 15 日达到 19,200 MW 的预测后，预计峰值负荷将在 12 月 21 日降至 16,130 MW，依据 ISO 的数据。ISO 新英格兰在 11 月 17 日表示，冬季电力需求预计在正常天气条件下达到 20,056 MW，而在极端寒冷的天气下，电力需求预计将达到 21,125 MW。电网运营商预计该地区将有约 31,000 MW 的可用供应能力，包括来自需求响应资源的贡献，以及 800 MW 的 Vineyard Wind 项目和来自 1,200 MW 的新英格兰清洁能源连接输电线的增加进口电力。-- 贾里德·安德森，jared.anderson@spglobal.com-- 编辑：梅根·戈登，newsdesk@spglobal.com--Platts 电力警报--</p>
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PLATTS：美国东北部的峰值负荷预测将增加，这可能会缓解电力和天然气价格