AleaSoft Energy Forecasting, 16. September 2024. In der zweiten Septemberwoche sind die Preise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten gefallen. Die Wind- und PV-Erzeugung stieg in den meisten Märkten an, mit Rekordwerten für einen Monat September in Italien, Spanien und Frankreich. Die Stromnachfrage ging in fast allen Märkten zurück, was auf die kühleren Temperaturen zurückzuführen war. Die Gas- und CO2-Futures gingen zurück und erreichten die niedrigsten Preise seit Ende Juli. Auch die Brent-Futures fielen auf Werte, die seit Dezember 2021 nicht mehr erreicht wurden.
Produktion von Photovoltaik- und Solarthermieanlagen sowie von Windkraftanlagen
In der Woche vom 9. September stieg die Solarproduktion auf dem französischen, italienischen und spanischen Markt im Vergleich zur Vorwoche an. Der französische Markt verzeichnete mit 32 % den größten Anstieg. In Italien stieg sie um 5,0 % und in Spanien, wo Photovoltaik und Solarthermie zusammengerechnet werden, um 1,3 %. Dagegen verzeichneten der deutsche und der portugiesische Markt einen Rückgang der Solarstromerzeugung um 36 % bzw. 4,3 %. Der spanische Markt verzeichnete die zweite Woche in Folge einen Anstieg, während der deutsche Markt ebenfalls die zweite Woche in Folge rückläufig war.
In der zweiten Septemberwoche verzeichneten der spanische, der italienische und der französische Markt historische Produktionsrekorde für einen Monat September. Am Montag, dem 9. September, erreichte der spanische Markt mit 176 GWh seine höchste Tagesproduktion für einen Monat September im Bereich der Photovoltaik. Auf dem italienischen Markt wurde am 10. September mit 104 GWh und auf dem französischen Markt am Sonntag, den 15. September mit 107 GWh die höchste PV-Tagesproduktion für einen Monat September erreicht.
In der dritten Septemberwoche wird nach den Solarproduktionsprognosen von AleaSoft Energy Forecasting die Erzeugung in Deutschland steigen. In Italien und Spanien hingegen wird sie voraussichtlich zurückgehen.
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.In der Woche vom 9. September ist die Windenergieerzeugung auf den wichtigsten europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche auf breiter Front gestiegen. Der italienische Markt verzeichnete einen Anstieg von 286 % und erreichte damit fast das Dreifache der Erzeugung der Vorwoche. Der französische, der deutsche und der spanische Markt verzeichneten einen Anstieg von 88 %, 47 % bzw. 40 %. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 7,8 % den geringsten Anstieg.
Am Freitag, dem 13. September, erreichte der italienische Markt mit einer Erzeugung von 165 GWh einen neuen Rekord bei der Windenergieproduktion für den Monat September.
In der Woche vom 16. September wird nach den Windkraftprognosen von AleaSoft Energy Forecasting die Windenergieerzeugung in Italien, auf der iberischen Halbinsel und in Frankreich voraussichtlich zurückgehen, während sie auf dem deutschen Markt voraussichtlich zunehmen wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Stromnachfrage
In der zweiten Septemberwoche ging die Stromnachfrage auf den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Der italienische Markt verzeichnete mit 9,7 % den stärksten Rückgang, während der niederländische und der britische Markt einen Rückgang von 6,6 % bzw. 6,1 % aufwiesen. Der spanische, der deutsche, der belgische und der französische Markt verzeichneten Rückgänge zwischen 4,5 % auf dem spanischen und 0,3 % auf dem französischen Markt. In der zweiten Woche in Folge setzten der italienische, der spanische und der französische Markt ihren Abwärtstrend fort. Der portugiesische Markt bildete hingegen eine Ausnahme von den Rückgängen. Hier stieg die Nachfrage im Vergleich zur Vorwoche um 2,0 %.
In der Woche vom 9. September sanken die Durchschnittstemperaturen in den meisten der untersuchten Märkte. Deutschland, die Niederlande und Belgien verzeichneten mit 9,3°C, 7,9°C bzw. 6,1°C die stärksten Rückgänge der Durchschnittstemperaturen. In Spanien, Großbritannien, Italien und Frankreich reichten die durchschnittlichen Temperaturrückgänge von 1,1°C in Spanien bis 4,8°C in Frankreich. Eine Ausnahme bildete Portugal, wo die Durchschnittstemperaturen um 0,4°C anstiegen.
Nach den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting für die Woche vom 16. September wird die Nachfrage in den Märkten Spanien, Italien, Portugal, Frankreich und Deutschland voraussichtlich weiter zurückgehen. Dagegen wird in den Niederlanden, Großbritannien und Belgien mit einem Anstieg der Nachfrage gerechnet.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
In der zweiten Septemberwoche sanken die Durchschnittspreise an den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Der EPEX SPOT-Markt in den Niederlanden verzeichnete mit 16 % den geringsten prozentualen Preisrückgang. Dagegen verzeichnete der EPEX SPOT-Markt in Frankreich den größten prozentualen Rückgang von 38 %. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten fielen die Preise zwischen 19 % auf dem deutschen EPEX SPOT-Markt und 36 % auf dem nordischen Nord Pool-Markt.
In der zweiten Septemberwoche lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte unter 80 €/MWh. Ausnahmen bildeten der britische N2EX-Markt und der italienische IPEX-Markt mit Durchschnittswerten von 81,28 €/MWh bzw. 107,91 €/MWh. Der nordische Markt verzeichnete den niedrigsten Wochendurchschnitt von 13,55 €/MWh. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 51,37 €/MWh auf dem französischen Markt bis 79,85 €/MWh auf dem niederländischen Markt.
Was die Preise auf Stundenbasis betrifft, so verzeichneten die meisten der untersuchten Märkte in der zweiten Septemberwoche negative Preise. Ausnahmen bildeten der italienische Markt und der portugiesische MIBEL-Markt. Auf dem britischen und dem nordischen Markt gab es am 10. September negative Stundenpreise. Zusätzlich zu diesem Tag verzeichnete der belgische Markt am 11. und 15. September negative Preise, während der deutsche und der niederländische Markt am 14. und 15. September negative Preise verzeichneten. Am Sonntag, dem 15. September, verzeichneten der spanische und der französische Markt ebenfalls negative Stundenpreise. Der niederländische Markt verzeichnete den niedrigsten Stundenpreis der zweiten Septemberwoche, -1,83 €/MWh, am Dienstag, den 10. September, von 15:00 bis 16:00 Uhr. Der deutsche Markt erreichte dagegen den höchsten Stundenpreis der zweiten Septemberwoche, 300,01 €/MWh, am 12. September von 19:00 bis 20:00 Uhr.
In der Woche vom 9. September trugen niedrigere durchschnittliche wöchentliche Gaspreise und CO2-Emissionszertifikate, eine höhere Windenergieproduktion sowie eine geringere Nachfrage und eine höhere Solarproduktion in den meisten Märkten zum Rückgang der europäischen Strommarktpreise bei.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der dritten Septemberwoche auf den meisten der analysierten europäischen Strommärkte weiter sinken werden. Auf dem italienischen Markt könnten die Preise jedoch steigen, da die Wind- und Solarproduktion dort deutlich zurückgehen wird. Auch auf dem britischen und dem niederländischen Markt könnte es zu Preissteigerungen kommen, was auf die Erholung der Nachfrage auf diesen Märkten zurückzuführen ist.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
In der zweiten Septemberwoche sind die Schlusskurse der Brent-Öl-Futures für den Frontmonat an der ICE-Börse nach einem leichten Anstieg am Montag im Vergleich zur letzten Sitzung der Vorwoche am Dienstag um 3,7 % gefallen. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Dienstag, den 10. September, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 69,19 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 2. Dezember 2021. In den letzten drei Sitzungen der Woche blieben die Preise dagegen über 70 $/bbl. Am Donnerstag, dem 12. September, erreichten diese Futures ihren höchsten Wochenschlusskurs von 71,97 $/bbl. Am Freitag, dem 13. September, fiel der Schlusskurs auf 71,61 $/bbl, lag damit aber immer noch um 0,8 % höher als am Freitag zuvor.
In der zweiten Septemberwoche führte die nach unten korrigierte Nachfrageprognose der OPEC am Dienstag, den 10. September, zu einem Preistief. Auch die Internationale Energieagentur korrigierte ihre Prognosen für das Nachfragewachstum nach unten. Die Auswirkungen des Hurrikans Francine auf das US-Angebot und die Versorgungsunterbrechungen in Libyen trugen jedoch zur Preiserholung in den letzten Sitzungen der zweiten Septemberwoche bei.
Die TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat erreichten am Montag, den 9. September, ihren höchsten Wochenschlusskurs von 37,33 €/MWh. Andererseits verzeichneten diese Futures am Donnerstag, den 12. September, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 35,19 €/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 31. Juli. Am Freitag, den 13. September, stieg der Schlusskurs auf 35,65 €/MWh. Dieser Preis war immer noch 2,3 % niedriger als am vorangegangenen Freitag.
Am Montag, dem 9. September, erreichten die TTF-Gasfutures ihren wöchentlichen Höchststand, beeinflusst durch die Vorhersage niedriger Temperaturen und eines geringeren Angebots aus Norwegen. Zu Beginn der zweiten Septemberwoche wirkten sich auch Befürchtungen über die Auswirkungen des Hurrikans Francine auf die US-Flüssiggasexporte preissteigernd aus. Die hohen europäischen Lagerbestände und das reichliche Angebot trugen jedoch dazu bei, dass die Schlusspreise in der zweiten Septemberwoche unter 38 €/MWh blieben.
Was die Schlusskurse der CO2-Emissionszertifikate-Futures am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2024 betrifft, so verzeichneten sie am Montag, den 9. September, ihren Wochenhöchstkurs von 66,52 €/t. Ihren Wochentiefstkurs von 64,92 €/t erreichten sie dagegen am Dienstag, den 10. September. Andererseits erreichten sie am Dienstag, den 10. September, ihren wöchentlichen Mindestschlusskurs von 64,92 €/t. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 23. Juli. Am 11. September stieg der Schlusskurs im Vergleich zum Vortag um 2,3 %. In den letzten beiden Sitzungen der zweiten Septemberwoche fielen die Preise wieder. Am Freitag, den 13. September, lag der Schlusskurs bei 64,99 €/t und damit 2,3 % niedriger als am Freitag zuvor.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse über die Aussichten für die europäischen Energiemärkte, Energiespeicherung und Eigenverbrauch
Diesen Donnerstag, den 19. September, veranstalten AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen das 47. Webinar ihrer monatlichen Webinarreihe. Webinar der monatlichen Webinarreihe. Das Webinar wird die Entwicklung und die Perspektiven der europäischen Energiemärkte, der Energiespeicherung, insbesondere Batterien und grüner Wasserstoff, sowie die aktuelle Situation und die Perspektiven des Eigenverbrauchs analysieren. Darüber hinaus werden auch die Dienstleistungen von AleaSoft für Energiehändler erläutert. Xavier Cugat, Produktdirektor bei Pylontech, und Francisco Valverde, unabhängiger Fachmann für die Entwicklung von erneuerbaren Energien, werden am Analysetisch des Webinars teilnehmen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
