AleaSoft Energy Forecasting, 1. Juli 2024. In der letzten Juniwoche waren die Preise auf den meisten europäischen Strommärkten niedriger als in der Vorwoche. Ausnahmen bildeten der iberische und der deutsche Markt. Auf dem deutschen Markt stieg der Wochendurchschnitt aufgrund der 2325,83 €/MWh, die am 26. Juni in einer Stunde erreicht wurden, als der europäische Binnenmarkt abgekoppelt wurde. Dies ist der höchste Preis, der jemals in der Geschichte des deutschen Marktes verzeichnet wurde. Am 25. Juni erreichte die Photovoltaik in Deutschland einen neuen Produktionsrekord, und am Tag zuvor wurde in Frankreich der höchste Wert für einen Monat Juni verzeichnet.
Photovoltaische und thermoelektrische Solarenergie und Windenergieerzeugung
In der Woche vom 24. Juni stieg die Solarstromproduktion im Vergleich zur Vorwoche auf den meisten europäischen Strommärkten. Der größte Anstieg wurde auf dem französischen Markt mit 27 % verzeichnet, gefolgt von einem Anstieg um 23 % auf dem deutschen Markt. Auf dem italienischen Markt lag der Anstieg bei 1,6 %. Auf dem iberischen Markt hingegen war ein Rückgang der Solarstromerzeugung zu verzeichnen. Auf dem portugiesischen Markt betrug der Rückgang 14 %, während er auf dem spanischen Markt, der Photovoltaik und Solarthermie umfasst, 8,4 % betrug.
Der französische Markt verzeichnete am Montag, den 24. Juni, mit 122 GWh die höchste Tagesproduktion an Solarstrom für einen Monat Juni. Am Dienstag, dem 25. Juni, verzeichnete der deutsche Markt mit 433 GWh einen neuen Produktionsrekord.
Für die Woche vom 1. Juli wird nach den Solarproduktionsprognosen von AleaSoft Energy Forecasting mit einem Anstieg der Produktion auf dem spanischen Markt im Vergleich zur Vorwoche gerechnet, während auf dem deutschen und italienischen Markt ein Rückgang erwartet wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
In der vierten Juniwoche stieg die Windenergieproduktion auf dem deutschen, spanischen und italienischen Markt im Vergleich zur Vorwoche. Der größte Anstieg wurde auf dem deutschen Markt mit 7,6 % erzielt, gefolgt von einem Anstieg von 4,9 % auf dem spanischen Markt. Der italienische Markt verzeichnete einen Anstieg von 0,8 %. Der portugiesische und der französische Markt hingegen setzten ihren Abwärtstrend in der zweiten Woche in Folge fort. Diesmal fiel der portugiesische Markt um 27 % und der französische Markt um 23 %.
Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting für die Windenergieproduktion in der ersten Juliwoche wird die Produktion mit dieser Technologie auf den analysierten europäischen Strommärkten durchweg steigen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Elektrizitätsnachfrage
In der letzten Juniwoche stieg die Stromnachfrage auf den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Der spanische Markt verzeichnete mit 4,0 % den stärksten Anstieg, gefolgt von einem Anstieg von 3,6 % auf dem belgischen und 1,8 % auf dem französischen Markt. Auf dem deutschen, portugiesischen und britischen Markt stieg die Nachfrage um 0,5 %, 0,3 % bzw. 0,2 %. Auf dem deutschen Markt setzte sich der Aufwärtstrend in der fünften Woche in Folge fort, während er auf den Märkten Spaniens, Belgiens, Frankreichs und Portugals in der zweiten Woche anhielt. Die Niederlande und Italien bildeten hingegen die Ausnahme, da die Nachfrage auf diesen Märkten zurückging. Auf dem niederländischen Markt ging sie um 7,5 % zurück, während sie auf dem italienischen Markt um 0,4 % sank.
Während der Woche stiegen die Durchschnittstemperaturen im Vergleich zur Vorwoche in der überwiegenden Mehrheit der untersuchten Märkte. Auf den Märkten Frankreichs, Deutschlands, Belgiens und der Niederlande reichten die Anstiege von 2,6 °C in Frankreich bis 4,1 °C in den Niederlanden. Auf den Märkten Großbritanniens, Spaniens und Portugals war der Anstieg mit 1,8 °C, 1,4 °C bzw. 1,0 °C am geringsten. Der italienische Markt bildete dagegen mit einem Rückgang der Durchschnittstemperaturen um 0,5 °C die Ausnahme.
Nach den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting wird die Stromnachfrage in der ersten Juliwoche in den Niederlanden, Italien, Großbritannien, Portugal und Spanien im Vergleich zur Vorwoche voraussichtlich steigen. In Belgien, Frankreich und Deutschland wird dagegen ein Rückgang erwartet.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.
Europäische Strommärkte
In der vierten Juniwoche sind die Preise auf den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche gesunken. Ausnahmen bildeten der MIBEL-Markt in Spanien und Portugal sowie der EPEX SPOT-Markt in Deutschland mit Anstiegen von 19 %, 22 % bzw. 64 %. Der EPEX SPOT-Markt in Frankreich verzeichnete den größten prozentualen Preisrückgang von 29 %. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten fielen die Preise zwischen 7,2 % auf dem italienischen IPEX-Markt und 20 % auf dem nordischen Nordpool-Markt.
In der vierten Juniwoche lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte unter 75 €/MWh. Ausnahmen bildeten der britische N2EX-Markt sowie der italienische und der deutsche Markt mit Durchschnittswerten von 83,98 €/MWh, 101,90 €/MWh bzw. 132,70 €/MWh. Der nordische Markt und der französische Markt verzeichneten mit 27,08 €/MWh bzw. 36,33 €/MWh die niedrigsten Wochendurchschnitte. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 60,41 €/MWh auf dem belgischen Markt bis 72,60 €/MWh auf dem portugiesischen Markt.
Andererseits wurde am 25. Juni der europäische Binnenmarkt entkoppelt und der internationale Stromhandel konnte nicht stattfinden, was sich am 26. Juni auf die Preise auf den europäischen Märkten auswirkte. Auf dem deutschen Markt lag der Preis am 26. Juni zwischen 6:00 und 7:00 Uhr bei 2325,83 €/MWh. Dieser Preis ist der höchste in der Geschichte des deutschen Marktes.
In der Woche vom 24. Juni wirkte sich der Rückgang der wöchentlichen Gaspreise und der CO2-Emissionszertifikate negativ auf die europäischen Strommarktpreise aus. Der Rückgang der Wind- und Solarproduktion auf der iberischen Halbinsel trug jedoch zum Anstieg der Preise auf dem MIBEL-Markt bei. Auf dem deutschen Markt führten die hohen Preise vom Mittwoch, den 26. Juni, zu einem Anstieg des Wochendurchschnitts.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der ersten Juliwoche auf den meisten der untersuchten Märkte wieder steigen werden. Auf dem deutschen, spanischen und portugiesischen Markt wird jedoch ein Preisrückgang erwartet, der durch eine höhere Wind- und im Falle Spaniens auch Solarproduktion beeinflusst wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.
Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Schlusskurse der Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt blieben in der vierten Juniwoche über 85 $/bbl. Nach einem Rückgang um 1,2 % gegenüber dem Vortag verzeichneten sie am Dienstag, dem 25. Juni, mit 85,01 $/bbl ihr wöchentliches Schlusstief. In den übrigen Sitzungen der Woche zogen die Preise an. Am Freitag, dem 28. Juni, erreichten diese Futures ihren Wochenschlusskurs mit 86,41 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 1,4 % über dem des vorherigen Freitags und war der höchste seit Anfang Mai.
In der vierten Juniwoche führten Versorgungssorgen aufgrund des sich entwickelnden Nahostkonflikts zu höheren Brent-Öl-Futures-Preisen.
Die Preise für TTF-Gas-Futures am ICE-Frontmonatsmarkt stiegen am 24. und 25. Juni. Am Dienstag, den 25. Juni, verzeichneten diese Futures ihren höchsten Wochenschlusskurs von 34,85 €/MWh. Am Mittwoch, dem 26. Juni, fiel der Preis jedoch um 3,0 % gegenüber dem Vortag und schloss bei 33,82 €/MWh. Dies war der niedrigste Wochenschlusspreis und der niedrigste seit dem 8. Juni. Am Donnerstag und Freitag erholten sich die Preise. Am Freitag, dem 28. Juni, lag der Schlusskurs bei 34,48 €/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 1,6 % höher als am Freitag zuvor.
Trotz möglicher Versorgungsprobleme bei der Auffüllung der europäischen Vorräte für den kommenden Winter sind diese weiterhin hoch. Dies trug dazu bei, dass die Preise für TTF-Gasfutures in der vierten Juniwoche unter 35 €/MWh blieben.
Die Schlusskurse der Futures auf CO2-Emissionsberechtigungen am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2024 blieben in der vierten Juniwoche unter 68 €/MWh. Am Dienstag, den 25. Juni, erreichten diese Futures ihren höchsten Wochenschlusskurs von 67,92 €/t. Am Donnerstag, dem 27. Juni, verzeichneten sie dagegen ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 66,67 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit Ende April. Nach einem Anstieg um 1,2 % lag der Schlusskurs am Freitag, dem 28. Juni, bei 67,47 €/t und damit 1,0 % niedriger als am Freitag zuvor.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.
Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die europäischen Energiemärkte, PPAs und die Energiewende
Am Donnerstag, den 11. Juli, veranstalten AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen das 46. Webinar ihrer monatlichen Webinarreihe. Neben der Entwicklung und den Aussichten der europäischen Energiemärkte wird das Webinar die Preiskannibalisierung, die niedrigen Preise, die Ausrichtung der erneuerbaren Technologien, die Aussichten für Photovoltaik, Batterien und Hybridisierung sowie die PPAs aus der Sicht der Großverbraucher und Stromintensiven analysieren. Bei dieser Gelegenheit werden auch die neuen Abteilungen von AleaSoft zur Förderung der erneuerbaren Energien und der Energiewende erläutert. Gastredner von AEGE, Banco Sabadell, Axpo Iberia und CESCE werden an dem Webinar-Analysetisch teilnehmen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
