AleaSoft Energy Forecasting, 2. Juli 2024. In der ersten Jahreshälfte 2024 sind die Preise in den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zum vorherigen Halbjahr gesunken. Im Vergleich zum Vorjahr war der Rückgang weit verbreitet. Der spanische Markt verzeichnete den niedrigsten Preis in diesem Zeitraum. In fast allen Märkten war der Durchschnittspreis in den ersten sechs Monaten des Jahres 2024 der niedrigste seit der ersten oder zweiten Hälfte des Jahres 2021. Die PV-Halbjahresproduktion war in allen Märkten so hoch wie nie zuvor, ein Meilenstein, der in einigen Fällen auch von der Windkraft erreicht wurde. Die Stromnachfrage stieg in den meisten Märkten im Vergleich zum Vorjahr, während die Gas- und CO2-Preise sanken.
Photovoltaische und thermoelektrische Solarenergie und Windenergieerzeugung
IIn der ersten Hälfte des Jahres 2024 stieg die Solarproduktion im Vergleich zum Vorjahreszeitraum in allen wichtigen europäischen Märkten. Der größte Anstieg wurde auf dem portugiesischen Markt mit 24 % verzeichnet, gefolgt vom italienischen Markt mit 15 %. In Spanien, wo Photovoltaik und Solarthermie zusammengerechnet werden, und in Deutschland betrug der Anstieg jeweils 13 %, während der französische Markt mit einem Anstieg von 5,3 % die geringste Veränderung aufwies.
Im Vergleich zur zweiten Jahreshälfte 2023 stieg die Solarproduktion in der ersten Jahreshälfte 2024 ebenfalls in allen untersuchten Märkten. Die größten Zuwächse wurden in Deutschland mit 24 % und Portugal mit 22 % verzeichnet. Italien und Spanien verzeichneten einen Anstieg von 13 % bzw. 10 %. Den geringsten Anstieg verzeichnete der französische Markt mit 2,4 %.
Darüber hinaus war die PV-Halbjahresproduktion in allen analysierten Märkten die höchste aller Zeiten. In Deutschland wurden 32 713 GWh mit dieser Technologie erzeugt, in Spanien 21 067 GWh, in Italien 13 909 GWh, in Frankreich 11 340 GWh und in Portugal 2198 GWh.
Andererseits lag nach Angaben von Red Eléctrica die PV-Kapazität auf dem spanischen Festland im Juni 2024 um 1140 MW über der Ende 2023 installierten Kapazität. Im gleichen Zeitraum betrug der Anstieg der PV-Solarkapazität in Portugal gegenüber der Ende Dezember 2023 installierten Kapazität 502 MW.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Die Windenergieerzeugung stieg in den meisten großen europäischen Märkten in der ersten Hälfte des Jahres 2024 im Vergleich zur ersten Hälfte des Jahres 2023. Die Ausnahme war der spanische Markt, wo die Erzeugung mit dieser Technologie in diesem Zeitraum um 0,3 % zurückging. Auf den anderen Märkten war die größte Veränderung auf dem portugiesischen Markt mit einem Anstieg von 16 % zu verzeichnen, gefolgt von einem Anstieg von 11 % auf dem italienischen Markt. In Frankreich und Deutschland betrug der Anstieg 7,3 % bzw. 7,1 %.
Im Vergleich zu den letzten sechs Monaten des Jahres 2023 stieg die Windenergieproduktion in den ersten sechs Monaten des Jahres 2024 in den meisten der von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkte ebenfalls an, mit Ausnahme des französischen Marktes, wo sie um 1,8% sank. Der größte Anstieg von 7,0 % wurde in Portugal verzeichnet, gefolgt von Steigerungen von 6,5 % bzw. 4,8 % auf dem spanischen und italienischen Markt. Der deutsche Markt hingegen verzeichnete mit 0,1 % den geringsten Anstieg.
Die Windenergieproduktion im ersten Halbjahr 2024 war auf dem deutschen, italienischen und portugiesischen Markt mit einer Erzeugung von 73 788 GWh, 12 616 GWh bzw. 7286 GWh die höchste eines Halbjahres in der Geschichte. Auf dem spanischen und dem französischen Markt war sie jeweils die zweithöchste mit Werten von 31 574 GWh in Spanien und 24 550 GWh in Frankreich.
Nach Angaben von Red Eléctrica stieg die Windenergiekapazität auf dem spanischen Festland bis Juni 2024 um 379 MW im Vergleich zu der Ende 2023 installierten Kapazität. Im Falle Portugals betrug der Anstieg im gleichen Zeitraum 6 MW.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Stromnachfrage
In der ersten Hälfte des Jahres 2024 stieg die Stromnachfrage in den meisten europäischen Hauptmärkten im Vergleich zum Vorjahr an. Der größte Anstieg war mit 2,1 % auf dem belgischen Markt zu verzeichnen, gefolgt vom portugiesischen Markt mit 1,9 % und dem niederländischen Markt mit 1,2 %. Der italienische und der spanische Markt verzeichneten den gleichen Anstieg von 0,7 %, während der britische Markt mit 0,2 % den geringsten Zuwachs aufwies. Dagegen verzeichneten der französische und der deutsche Markt Rückgänge von 0,4% bzw. 1,7%.
Im Vergleich zum vorangegangenen Halbjahr verzeichneten die Märkte in Deutschland, Großbritannien, Belgien und Frankreich einen Anstieg der Stromnachfrage zwischen 0,2 % auf dem deutschen Markt und 7,0 % auf dem französischen Markt. Dagegen verzeichneten die Märkte in Portugal, Spanien, Italien und den Niederlanden Rückgänge zwischen 0,2 % und 7,9 %.
Die Durchschnittstemperaturen stiegen in der ersten Jahreshälfte in den meisten der untersuchten Märkte im Vergleich zum Vorjahr. Die Steigerungen reichten von 0,1 °C in Großbritannien und Spanien bis zu 1,3 °C in Deutschland. Im Gegensatz dazu waren die Temperaturen in Portugal und Frankreich um 0,1 °C niedriger als in der ersten Hälfte des Jahres 2023.
Im Vergleich zur zweiten Jahreshälfte 2023 sind die Durchschnittstemperaturen in allen Märkten gesunken, wobei die Rückgänge von 3,0 °C in Deutschland bis 4,9 °C in Italien reichen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.
Europäische Strommärkte
In der ersten Hälfte des Jahres 2024 blieb der durchschnittliche Halbjahrespreis auf den meisten europäischen Strommärkten unter 70 €/MWh. Ausnahmen waren der N2EX-Markt im Vereinigten Königreich und der IPEX-Markt in Italien mit Durchschnittspreisen von 76,22 €/MWh bzw. 93,46 €/MWh. Andererseits verzeichnete der spanische MIBEL-Markt mit 39,13 €/MWh den niedrigsten Halbjahrespreis. Auf den anderen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten reichten die Durchschnittspreise von 39,25 €/MWh auf dem portugiesischen MIBEL-Markt bis 69,97 €/MWh auf dem deutschen EPEX SPOT-Markt.
Im Vergleich zum vorangegangenen Halbjahr sind die Durchschnittspreise in der ersten Hälfte des Jahres 2024 in fast allen europäischen Strommärkten, die in AleaSoft Energy Forecasting analysiert wurden, gesunken. Die Ausnahme war der nordische Markt Nord Pool mit einem Anstieg von 9,7 %. Andererseits verzeichneten der französische, der spanische und der portugiesische Markt mit 44%, 54% bzw. 55% die größten Rückgänge. Die übrigen untersuchten Märkte verzeichneten Preisrückgänge zwischen 18 % auf dem britischen und 28 % auf dem belgischen Markt.
Vergleicht man die Durchschnittspreise des ersten Halbjahres 2024 mit denen des gleichen Halbjahres 2023, so sind die Preise auf allen untersuchten Märkten gesunken. Der iberische und der französische Markt verzeichneten die stärksten Rückgänge von 56 % bzw. 58 %. Dagegen verzeichnete der italienische Markt den geringsten Rückgang von 31 %. Auf den übrigen Märkten reichten die Preisrückgänge von 33 % auf dem deutschen Markt bis zu 45 % auf dem belgischen Markt.
Diese Preisrückgänge führten dazu, dass der Preis im ersten Halbjahr 2024 auf dem britischen, spanischen, französischen und portugiesischen Markt der niedrigste seit dem ersten Halbjahr 2021 war. Auf dem deutschen, belgischen, italienischen und niederländischen Markt war der durchschnittliche Halbjahrespreis der niedrigste seit dem zweiten Halbjahr 2021.
In der ersten Hälfte des Jahres 2024 führten der Rückgang des Durchschnittspreises für Gas und CO2-Emissionszertifikate im Vergleich zur vorherigen Hälfte, der allgemeine Anstieg der Solarproduktion und die Zunahme der Windenergieproduktion in fast allen Märkten zu niedrigeren Preisen auf den europäischen Strommärkten im Vergleich zu diesem Zeitraum.
Im Vergleich zur ersten Jahreshälfte 2023 trugen auch niedrigere durchschnittliche Gaspreise und CO2-Emissionszertifikate, eine höhere Solar- und Windenergieproduktion in fast allen analysierten Märkten zum Rückgang der europäischen Strommarktpreise im Vergleich zum Vorjahr bei, obwohl die Nachfrage in den meisten Märkten gestiegen ist.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit 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 ersten Halbjahr 2024 einen Sechsmonats-Durchschnittspreis von 83,42 $/bbl. Dies war 1,2 % niedriger als der vorherige Sechsmonatswert der Front-Month-Futures von 84,40 $/bbl. Andererseits war er 4,3 % höher als der entsprechende Front-Monats-Future im ersten Halbjahr 2023 mit 79,97 $/bbl.
In der ersten Jahreshälfte 2024 führten Sorgen über die wirtschaftliche Entwicklung und ihre Auswirkungen auf die weltweite Nachfrage zu niedrigeren Preisen als im vorangegangenen Halbjahr. Das Inflationsniveau und die Erwartung längerer Phasen hoher Zinsen in den Vereinigten Staaten trugen zu dieser Sorge bei. Die Instabilität im Nahen Osten und der Konflikt zwischen Russland und der Ukraine sowie die Produktionskürzungen der OPEC+ wirkten sich jedoch positiv auf die Preise aus und trugen zu deren Anstieg gegenüber dem Vorjahr bei. Darüber hinaus gaben im Mai die Waldbrände in Kanada Anlass zur Sorge um die kanadischen Lieferungen. Im Juni wirkte sich die Erwartung einer erhöhten Nachfrage aufgrund der Sommerurlaubsreisen ebenfalls positiv auf die Terminmarktpreise aus.
Bei den TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat lag der Durchschnittspreis in der ersten Hälfte des Jahres 2024 bei 29,70 €/MWh. Verglichen mit dem Preis der im vorherigen Halbjahr gehandelten Front-Month-Futures von 38,45 €/MWh sank der Durchschnittspreis um 23 %. Im Vergleich zu den Front-Month-Futures, die im gleichen Halbjahr 2023 gehandelt wurden, als der Durchschnittspreis 44,34 €/MWh betrug, gab es einen Rückgang von 33 %.
In der ersten Hälfte des ersten Halbjahres 2024 führten die hohen europäischen Lagerbestände trotz der Versorgungssorgen aufgrund der Instabilität im Nahen Osten, des Rückgangs der Gasströme aus Norwegen und der Probleme in den Flüssigerdgas-Exportanlagen in den Vereinigten Staaten und Australien zu niedrigeren Preisen für TTF-Gas-Futures als im ersten und zweiten Halbjahr 2023. In der zweiten Hälfte des ersten Halbjahres 2024 führte die gestiegene Nachfrage nach verflüssigtem Erdgas auf den asiatischen Märkten jedoch zu einem Rückgang der Lieferungen nach Europa. Darüber hinaus verstärkte die Befürchtung einer Unterbrechung der russischen Gaslieferungen nach Österreich im nächsten Sommer die Sorge um die Auffüllung der Reserven für den kommenden Winter. Dies trug zur Erholung der monatlichen Durchschnittspreise bei, auch wenn der Durchschnitt für die ersten sechs Monate des Jahres niedriger war als in den vorangegangenen Semestern.
Die CO2-Futures am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2024 erreichten in der ersten Hälfte des Jahres 2024 einen Durchschnittspreis von 65,68 €/t. Dieser Preis war 23 % niedriger als der vorherige Halbjahresdurchschnitt von 85,11 €/t. Verglichen mit dem Durchschnitt des gleichen Halbjahres 2023 von 93,53 €/t lag der Durchschnitt des ersten Halbjahres 2024 um 30 % niedriger.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.
AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse der Aussichten für die Energiespeicherung
AleaStorage ist die Abteilung von AleaSoft Energy Forecasting, die Lösungen für die Energiespeicherung und die Hybridisierung von erneuerbaren Technologien wie Wind– oder Solarenergie mit Speichersystemen wie Batterien anbietet. Die Berichterstattung von AleaStorage umfasst die Schätzung der Einnahmen aus Batterien und Speichersystemen, die Optimierung des Betriebs und die Entwicklung von Strategien zur Maximierung der Einnahmen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.