AleaSoft Energy Forecasting, 4. September 2024. Im August stiegen die Preise auf den meisten Strommärkten im Vergleich zum Juli an, hauptsächlich aufgrund höherer Gas- und CO2-Preise. Die rückläufige Wind- und Solarproduktion in den meisten Märkten unterstützte diesen Trend ebenfalls, trotz der geringeren Nachfrage in den meisten Märkten. Die monatliche PV-Erzeugung erreichte in Frankreich und Portugal ein Rekordhoch, während Deutschland, Spanien und Italien die zweithöchste PV-Erzeugung verzeichneten. Auf dem spanischen Markt stieg der Einsatz von PV-Solaranlagen im August auf 72 %.
Solare Photovoltaik- und Solarthermie-Erzeugung und Windstromerzeugung
Im August 2024 verzeichneten alle großen europäischen Strommärkte einen Anstieg der Solarstromerzeugung im Vergleich zum Vorjahresmonat. Der portugiesische Markt verzeichnete den größten Anstieg von 53%, während der italienische Markt den geringsten Anstieg von 13% aufwies. Auf den anderen untersuchten Märkten stieg die Solarstromerzeugung zwischen 18 % in Spanien und 39 % in Deutschland.
Im Vergleich zum Juli 2024 war die Solarstromerzeugung im August auf dem portugiesischen und dem französischen Strommarkt mit einem Wachstum von 0,2 % bzw. 1,2 % leicht höher. Auf den übrigen analysierten Märkten war die Produktion mit dieser Technologie niedriger als im Vormonat. Der spanische Markt verzeichnete mit 5,6 % den stärksten Rückgang gegenüber dem Vormonat, gefolgt von einem Rückgang von 5,4 % in Italien und 4,4 % in Deutschland.
Im August 2024 brachen die Märkte Frankreichs und Portugals historische Rekorde für die monatliche PV-Produktion von 3100 GWh bzw. 643 GWh. Der deutsche, der spanische und der italienische Markt verzeichneten dagegen die zweithöchsten Produktionswerte mit dieser Technologie und knüpften damit an die im Vormonat erzielten Rekorde an. Diesmal betrug die Produktion 9047 GWh in Deutschland, 6012 GWh in Spanien und 3434 GWh in Italien.
Nach Angaben von Red Eléctrica wurden zwischen August 2023 und August 2024 auf dem spanischen Festland 4074 MW an neuer Kapazität installiert. Im gleichen Zeitraum hat der portugiesische Markt seine PV-Kapazität um 1126 MW erhöht.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Im August 2024 stieg der von der Photovoltaik auf dem spanischen Tagesstrommarkt erzielte Preis auf 65,67 €/MWh, nachdem er im April dieses Jahres mit einem historisch niedrigen Preis von nur 5,50 €/MWh seinen Tiefpunkt erreicht hatte. Auch der Anteil der Photovoltaik stieg im August wieder auf 72 %, nachdem er im April auf einen Tiefstand von 40 % gefallen war.
Der mit dieser Technologie erzielbare Preis war zu Beginn des Jahres hoch und lag im Januar bei 64,49 €/MWh, aber als die Nachfrage zurückging und die erneuerbaren Energien im Frühjahr robust blieben, fielen die Preise und bereits im März sank der erzielbare Preis unter 10 €/MWh. Die Situation mit sehr niedrigen, Null- und sogar negativen Preisen in den Monaten März, April und Mai, wobei viele dieser Preise während der Spitzenzeiten der Solarproduktion fielen, führte zu historischen Tiefstständen sowohl bei den Marktpreisen als auch bei den von der Solarindustrie erzielten Preisen. Ab Juni verbesserte sich die Situation, und obwohl die Preise während der Sonnenstunden weiterhin niedriger waren, begannen die erfassten Preise und Einspeisetarife zu steigen, wobei im August der bisher höchste erfasste Preis in diesem Jahr verzeichnet wurde.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE.Im August 2024 ging die Windenergieerzeugung in allen großen europäischen Strommärkten im Vergleich zum selben Monat 2023 zurück. Die Rückgänge reichten von 4,9 % auf dem deutschen Markt bis zu 48 % auf dem italienischen Markt.
Im Vergleich zum Vormonat stieg die Windenergieerzeugung auf dem französischen Markt um 2,3 % und auf dem portugiesischen Markt um 12 %. Auf den übrigen analysierten Märkten wurden Rückgänge verzeichnet, die zwischen 7,5 % in Deutschland und 23 % in Italien lagen.
Nach Angaben von Red Eléctrica hat Spanien zwischen August 2023 und August 2024 930 MW an Windenergiekapazität in das Netz der Halbinsel eingespeist. Im gleichen Zeitraum wurden auf dem portugiesischen Markt 31 MW an neuer Kapazität dieser Technologie hinzugefügt.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Elektrizitätsnachfrage
Im August 2024 stieg die Stromnachfrage in den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zum selben Zeitraum im Jahr 2023. Der italienische Markt verzeichnete den größten Anstieg von 6,6 %, während der französische Markt den geringsten Anstieg von 2,2 % verzeichnete. Auf dem niederländischen, dem britischen und dem portugiesischen Markt hingegen sank die Nachfrage im Vergleich zum Vorjahr. Der stärkste Rückgang war auf dem niederländischen Markt mit 6,9 % zu verzeichnen. Auf dem portugiesischen und dem britischen Markt sank die Nachfrage um 0,6 % bzw. 2,6 %.
Vergleicht man die Stromnachfrage im August mit der im Juli 2024, so verzeichneten die meisten Märkte Rückgänge. Der belgische und der niederländische Markt waren die einzigen, auf denen die Nachfrage im Vergleich zum Vormonat anstieg, und zwar um 1,7 % bzw. 3,0 %. Den stärksten Rückgang verzeichnete der italienische Markt mit 12 %, während der deutsche Markt mit 0,1 % den geringsten Rückgang aufwies. Auf den anderen untersuchten Märkten reichten die Rückgänge von 4,9 % in Großbritannien bis 1,4 % in Spanien.
In den meisten großen europäischen Strommärkten war der August 2024 wärmer als derselbe Monat im Jahr 2023. Der Anstieg der Durchschnittstemperaturen reichte von 0,4°C in Frankreich bis 2,0°C in Italien. In Portugal und Spanien sanken die Durchschnittstemperaturen um 0,5°C bzw. 0,1°C.
Im Gegensatz dazu waren die Durchschnittstemperaturen im August auf allen untersuchten Märkten höher als im Vormonat. Die Steigerungen gegenüber dem Vormonat reichten von 0,6°C in Italien und Großbritannien bis zu 1,3°C in den Niederlanden.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
Im August 2024 lag der monatliche Durchschnittspreis auf den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte über 65 €/MWh. Ausnahmen bildeten der nordische Markt Nord Pool und der französische Markt EPEX SPOT mit Durchschnittspreisen von 15,35 €/MWh bzw. 54,56 €/MWh. Dagegen verzeichnete der italienische IPEX-Markt mit 128,44 €/MWh den höchsten Monatspreis. Auf den übrigen europäischen Strommärkten, die in AleaSoft Energy Forecasting analysiert wurden, reichten die Durchschnittspreise von 65,53 €/MWh auf dem belgischen EPEX SPOT-Markt bis 91,11 €/MWh auf dem portugiesischen MIBEL-Markt.
Im Vergleich zum Juli stiegen die Durchschnittspreise in den meisten der von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkte. Die Ausnahmen waren der britische N2EX-Markt und der nordische Markt mit Rückgängen von 14 % bzw. 37 %. Auf den übrigen Märkten stiegen die Preise zwischen 14 % auf dem italienischen Markt und 26 % auf dem spanischen Markt.
Vergleicht man hingegen die Durchschnittspreise im August mit denen des gleichen Monats 2023, so sind die Preise auf den meisten der untersuchten Märkte gesunken. Die Ausnahme bildete der italienische Markt mit einem Preisanstieg von 15 %. Andererseits verzeichnete der nordische Markt den größten prozentualen Preisrückgang von 55 %. Auf den übrigen Märkten reichten die Preisrückgänge von 5,2 % auf dem spanischen Markt bis zu 40 % auf dem französischen Markt.
Infolge des Preisrückgangs im August 2024 erreichte der britische Markt den niedrigsten Durchschnitt seit Mai 2024, während der nordische Markt den niedrigsten Durchschnitt seit Oktober 2023 verzeichnete. Dagegen erreichten der portugiesische und der spanische Markt die höchsten Durchschnittswerte seit Oktober 2023, und der italienische Markt verzeichnete den höchsten Monatsdurchschnitt seit November 2023. Der belgische und der niederländische Markt erreichten die höchsten Durchschnittspreise seit Februar 2024, während der französische Markt den höchsten Durchschnittspreis seit März 2024 verzeichnete.
Im August 2024 begünstigten der Anstieg der Gaspreise und der CO2-Emissionszertifikate im Vergleich zum Vormonat sowie der Rückgang der Wind- und Solarproduktion im Vergleich zum Juli in den meisten analysierten Märkten Preiserhöhungen auf den europäischen Strommärkten.
Andererseits führten im Monat August 2024 der Rückgang des Durchschnittspreises für CO2-Emissionszertifikate und der allgemeine Anstieg der Solarproduktion im Vergleich zum August 2023 zu einem Rückgang der Preise auf den europäischen Strommärkten im Vergleich zum Vorjahr. Der Anstieg der Stromnachfrage und der deutliche Rückgang der Windkraftproduktion in Italien sowie der Anstieg des durchschnittlichen Gaspreises trugen jedoch zu einem Anstieg der Preise auf dem italienischen Markt im Vergleich zum Vorjahr bei.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt verzeichneten im August einen monatlichen Durchschnittspreis von 78,88 $/bbl. Damit lag er um 6,0 % unter dem Preis der Frontmonats-Futures für Juli von 83,88 $/bbl. Er lag auch um 7,3 % unter dem Preis der Frontmonats-Futures für August 2023 von 85,10 $/bbl.
Im August wirkten sich die Entwicklungen im Nahostkonflikt auf die Preise für Brent-Rohöl-Futures aus. Dieser Einfluss war sowohl abwärts gerichtet während der Waffenstillstandsgespräche im Gazastreifen als auch aufwärts gerichtet in Zeiten erhöhter Spannungen. Auch der Produktionsrückgang in Libyen wirkte sich auf die Preise aus. Wirtschafts- und Nachfragesorgen sowie die Pläne der OPEC+, die Produktion im letzten Quartal 2024 zu erhöhen, trugen jedoch zum durchschnittlichen Preisrückgang im August bei.
Was die TTF-Gas-Futures auf dem ICE-Markt für den Frontmonat betrifft, so lag der Durchschnittswert für diese Futures im August bei 38,35 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten stieg der August-Durchschnitt im Vergleich zu den im Juli gehandelten durchschnittlichen Front-Month-Futures von 32,68 €/MWh um 17 %. Im Vergleich zu den Front-Month-Futures, die im August 2023 gehandelt werden, als der Durchschnittspreis 35,00 €/MWh betrug, gab es einen Anstieg von 9,6 %.
Im August wirkten sich Versorgungssorgen aufgrund der Instabilität im Nahen Osten und des Konflikts zwischen Russland und der Ukraine positiv auf die TTF-Gas-Terminpreise aus. Geplante Wartungsarbeiten in Norwegen trugen ebenfalls zum Preisanstieg bei. Die hohen europäischen Reserven verhinderten jedoch, dass der Durchschnittspreis im August 2024 über 40 €/MWh lag.
Die CO2-Futures am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2024 erreichten im August einen Durchschnittspreis von 71,26 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten entspricht dies einem Anstieg von 4,5 % gegenüber dem Vormonatsdurchschnitt von 68,17 €/t. Im Vergleich zum August 2023 mit einem Durchschnittspreis von 90,33 €/t lag der Durchschnittspreis für August 2024 um 21 % niedriger.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse der Aussichten für die europäischen Energiemärkte
Langfristige Preisprognosen sind notwendig für die Finanzierung von Projekten für erneuerbare Energien, Risikomanagement und Hedging, PPA-Handel, Portfoliobewertung und Audits, langfristigen Energiehandel und andere Anwendungen im Zusammenhang mit der Entwicklung erneuerbarer Energien. AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen bieten langfristige Preiskurvenprognosen für Strommärkte. Diese Preisprognosen basieren auf einer einzigartigen wissenschaftlichen Methodik, die künstliche Intelligenz, Zeitreihen und statistische Modelle kombiniert. Darüber hinaus haben die Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen eine stündliche Granularität, einen 30-Jahres-Horizont und Konfidenzbänder.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
