<p>（Platts）--2025 年 12 月 15 日/東部標準時間下午 4:10/格林威治標準時間 2110 ** 紐約獨立系統運營商（NYISO）12 月電力價格為$141.48/MWh。** 新英格蘭獨立系統運營商（ISO-NE）12 月電力價格為$178.49/MWh。美國東海岸的短暫寒潮正在增加電力需求以及電力和天然氣價格，預計將很快結束，天氣預報顯示本週末氣温將回升。紐約獨立系統運營商 J 區紐約市的高峰日提前電力價格在 12 月截至目前的平均為$141.48/MWh，而 11 月的平均為$62.00/MWh。同樣，哈德遜河谷 G 區的高峰日提前電力價格在 12 月的平均為$140.02/MWh，較 11 月的平均$60.55/MWh 有所上升。由於電加熱需求增加，紐約獨立系統運營商區域的天然氣價格也大幅上漲。Transco 6 區的天然氣價格在 12 月的平均為$9.32/MMBtu，而 11 月的平均為$3.48/MMBtu。從 12 月 9 日至 12 月 15 日，天然氣價格在該中心的平均為$12.16/MMBtu。根據 CustomWeather 的數據，自 12 月 12 日起，NYISO 區域的日均氣温一直低於冰點，期間平均氣温為 26.9 華氏度。但氣温預計在 12 月 17 日至 12 月 29 日大部分時間將保持在冰點以上，這將減少電力需求及價格。根據國家氣象局的預報，紐約市 12 月 18 日的最高氣温預計將達到 52 華氏度。12 月 NYISO 的峯值負荷平均為 21,403 MW，而 11 月的平均為 18,605 MW。根據 NYISO 的七天負荷預測，預計峯值負荷將在 12 月 15 日至 12 月 21 日大部分時間下降。NYISO 在其 2025-26 冬季評估中預測，如果所有的穩定電力發電都可用，系統在 50-50 峯值預測中將有 3.074 GW 的容量裕度。這假設實際峯值負荷有 50% 的機會高於預測，50% 的機會低於預測。然而，在 99-1 的預測條件下，即定義為百年一遇的寒潮，NYISO 預測的容量裕度僅為 993 MW。電網運營商警告稱，計劃外的操作問題或燃料供應中斷可能會危及這些裕度。新英格蘭地區也觀察到了類似的動態，ISO 新英格蘭內部中心的高峰日提前電力價格在 12 月的平均為$178.49/MWh，而 11 月的平均為$63.80/MWh。根據 CustomWeather 的數據，12 月 9 日的高峰日提前日均電力價格達到了$225.41/MWh，當時 ISO-NE 區域的平均氣温為 21.5 華氏度。阿爾岡昆城市門的天然氣價格也因氣温降低而上漲，12 月的平均價格為$18.79/MMBtu，而 11 月的平均為$4.69/MMBtu。12 月 9 日，天然氣價格在該中心達到了$21.11/MMBtu，當時的平均氣温僅為 21.5 華氏度。ISO-NE 的峯值負荷在 12 月的平均為 17,700 MW，而 11 月的平均為 15,086 MW。預計峯值負荷在短期內將下降。在 12 月 15 日達到 19,200 MW 的預測後，預計峯值負荷將在 12 月 21 日降至 16,130 MW，依據 ISO 的數據。ISO 新英格蘭在 11 月 17 日表示，冬季電力需求預計在正常天氣條件下達到 20,056 MW，而在極端寒冷的天氣下，電力需求預計將達到 21,125 MW。電網運營商預計該地區將有約 31,000 MW 的可用供應能力，包括來自需求響應資源的貢獻，以及 800 MW 的 Vineyard Wind 項目和來自 1,200 MW 的新英格蘭清潔能源連接輸電線的增加進口電力。-- 賈裏德·安德森，jared.anderson@spglobal.com-- 編輯：梅根·戈登，newsdesk@spglobal.com--Platts 電力警報--</p>

ST易事特

<p>美國東海岸的短暫寒潮導致電力和天然氣價格上漲，但預測顯示到本週末氣温將回升，可能會緩解價格壓力。12 月份，NYISO 和 ISO-NE 的電力價格飆升，NYISO 的平均價格為每兆瓦時 141.48 美元，ISO-NE 為 178.49 美元。天然氣價格也大幅上漲。然而，預計氣温將上升，從而減少電力需求和價格。NYISO 和 ISO-NE 的峯值負荷預測顯示短期內將出現下降</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/東部標準時間下午 4:10/格林威治標準時間 2110 ** 紐約獨立系統運營商（NYISO）12 月電力價格為$141.48/MWh。** 新英格蘭獨立系統運營商（ISO-NE）12 月電力價格為$178.49/MWh。美國東海岸的短暫寒潮正在增加電力需求以及電力和天然氣價格，預計將很快結束，天氣預報顯示本週末氣温將回升。紐約獨立系統運營商 J 區紐約市的高峰日提前電力價格在 12 月截至目前的平均為$141.48/MWh，而 11 月的平均為$62.00/MWh。同樣，哈德遜河谷 G 區的高峰日提前電力價格在 12 月的平均為$140.02/MWh，較 11 月的平均$60.55/MWh 有所上升。由於電加熱需求增加，紐約獨立系統運營商區域的天然氣價格也大幅上漲。Transco 6 區的天然氣價格在 12 月的平均為$9.32/MMBtu，而 11 月的平均為$3.48/MMBtu。從 12 月 9 日至 12 月 15 日，天然氣價格在該中心的平均為$12.16/MMBtu。根據 CustomWeather 的數據，自 12 月 12 日起，NYISO 區域的日均氣温一直低於冰點，期間平均氣温為 26.9 華氏度。但氣温預計在 12 月 17 日至 12 月 29 日大部分時間將保持在冰點以上，這將減少電力需求及價格。根據國家氣象局的預報，紐約市 12 月 18 日的最高氣温預計將達到 52 華氏度。12 月 NYISO 的峯值負荷平均為 21,403 MW，而 11 月的平均為 18,605 MW。根據 NYISO 的七天負荷預測，預計峯值負荷將在 12 月 15 日至 12 月 21 日大部分時間下降。NYISO 在其 2025-26 冬季評估中預測，如果所有的穩定電力發電都可用，系統在 50-50 峯值預測中將有 3.074 GW 的容量裕度。這假設實際峯值負荷有 50% 的機會高於預測，50% 的機會低於預測。然而，在 99-1 的預測條件下，即定義為百年一遇的寒潮，NYISO 預測的容量裕度僅為 993 MW。電網運營商警告稱，計劃外的操作問題或燃料供應中斷可能會危及這些裕度。新英格蘭地區也觀察到了類似的動態，ISO 新英格蘭內部中心的高峰日提前電力價格在 12 月的平均為$178.49/MWh，而 11 月的平均為$63.80/MWh。根據 CustomWeather 的數據，12 月 9 日的高峰日提前日均電力價格達到了$225.41/MWh，當時 ISO-NE 區域的平均氣温為 21.5 華氏度。阿爾岡昆城市門的天然氣價格也因氣温降低而上漲，12 月的平均價格為$18.79/MMBtu，而 11 月的平均為$4.69/MMBtu。12 月 9 日，天然氣價格在該中心達到了$21.11/MMBtu，當時的平均氣温僅為 21.5 華氏度。ISO-NE 的峯值負荷在 12 月的平均為 17,700 MW，而 11 月的平均為 15,086 MW。預計峯值負荷在短期內將下降。在 12 月 15 日達到 19,200 MW 的預測後，預計峯值負荷將在 12 月 21 日降至 16,130 MW，依據 ISO 的數據。ISO 新英格蘭在 11 月 17 日表示，冬季電力需求預計在正常天氣條件下達到 20,056 MW，而在極端寒冷的天氣下，電力需求預計將達到 21,125 MW。電網運營商預計該地區將有約 31,000 MW 的可用供應能力，包括來自需求響應資源的貢獻，以及 800 MW 的 Vineyard Wind 項目和來自 1,200 MW 的新英格蘭清潔能源連接輸電線的增加進口電力。-- 賈裏德·安德森，jared.anderson@spglobal.com-- 編輯：梅根·戈登，newsdesk@spglobal.com--Platts 電力警報--</p>
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PLATTS：美國東北部的峯值負荷預測將增加，這可能會緩解電力和天然氣價格