AleaSoft Energy Forecasting, 22. Juli 2024. In der dritten Juliwoche stiegen die Preise auf den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche weiter an. Der Preisrückgang am Wochenende führte jedoch dazu, dass der wöchentliche Preisanstieg nicht mehr als 10 % betrug. Portugal stellte am 16. Juli erneut einen Allzeitrekord bei der PV-Erzeugung auf, während Frankreich am 18. Juli die höchste PV-Erzeugung für einen Monat Juli verzeichnete. Am selben Tag verzeichnete Italien die bisher höchste Stromnachfrage des Jahres 2024.
Solare Photovoltaik- und thermoelektrische Produktion und Windstromproduktion
In der Woche vom 15. Juli stieg die Solarstromproduktion im Vergleich zur Vorwoche in Deutschland, Frankreich und Portugal. Den größten Anstieg verzeichnete der deutsche Markt mit 9,3 %, gefolgt von einem Anstieg von 5,8 % auf dem französischen Markt und 2,9 % auf dem portugiesischen Markt. In Portugal stieg die Solarstromerzeugung in der dritten Woche in Folge, während sie in Deutschland und Frankreich in der zweiten Woche in Folge zunahm. In Spanien, das die Photovoltaik und die Solarthermie umfasst, wurde ein Rückgang von 5,2 % verzeichnet. Auch in Italien ging die Solarstromerzeugung im Vergleich zur zweiten Juliwoche zurück, in diesem Fall um 0,9 %.
In der dritten Juliwoche brach der portugiesische Markt am Dienstag, dem 16. Juli, mit 23 GWh erneut den Allzeitrekord für die PV-Solarproduktion und übertraf damit den am Samstag, dem 13. Juli, erreichten Wert. Andererseits verzeichnete der französische Markt am Donnerstag, den 18. Juli, mit 127 GWh die höchste Tagesproduktion an Solarenergie in einem Monat Juli.
Für die vierte Juliwoche wird nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting für den deutschen, spanischen und italienischen Markt ein Anstieg der Solarstromproduktion im Vergleich zur Vorwoche erwartet.
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 dritten Juliwoche ist die Windenergieerzeugung auf den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurückgegangen. Der französische Markt war der einzige, der einen Anstieg von 31 % verzeichnete, während auf dem spanischen Markt die Produktion mit dieser Technologie ähnlich hoch war wie in der Vorwoche. Der deutsche Markt verzeichnete dagegen mit 15 % den größten Rückgang, gefolgt vom italienischen Markt mit 14 %. Der portugiesische Markt verzeichnete einen leichten Rückgang von 0,1 %.
Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting wird die Windenergieerzeugung in der Woche vom 22. Juli auf dem deutschen, spanischen, portugiesischen und italienischen Markt steigen. Auf dem französischen Markt wird sie jedoch voraussichtlich sinken.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Elektrizitätsnachfrage
In der dritten Juliwoche war die Entwicklung der Stromnachfrage auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche uneinheitlich. Auf dem italienischen, spanischen und französischen Markt stieg die Nachfrage an. Der italienische Markt verzeichnete mit 7,1 % den größten Anstieg. In Spanien, wo die Nachfrage in der fünften Woche in Folge zunahm, betrug der Anstieg 3,4 %, während der französische Markt mit 1,6 % den geringsten Zuwachs verzeichnete. Auf den Märkten Portugals, Großbritanniens, Belgiens, Deutschlands und der Niederlande war die Nachfrage dagegen rückläufig. In diesem Fall verzeichnete der portugiesische Markt mit 2,7 % den stärksten Rückgang, gefolgt vom belgischen, deutschen und niederländischen Markt mit einem Minus von jeweils 0,8 %. Am geringsten war der Nachfragerückgang mit 0,6 % auf dem britischen Markt. Der deutsche und der belgische Markt hielten ihre Rückgänge in der dritten Woche in Folge aufrecht.
Am Donnerstag, dem 18. Juli, verzeichnete der italienische Markt mit 1158 GWh die höchste Nachfrage des Jahres.
Während der Woche stiegen die Durchschnittstemperaturen in allen untersuchten Märkten im Vergleich zur zweiten Juliwoche. Der belgische und der niederländische Markt verzeichneten mit 3,2°C bzw. 2,8°C den größten Anstieg. In Großbritannien stiegen die Durchschnittstemperaturen um 2,4 °C. Auf den iberischen, italienischen, deutschen und französischen Märkten reichten die Anstiege von 0,5 °C in Italien bis 1,9 °C in Frankreich.
In der Woche vom 22. Juli erwarten die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting einen Anstieg der Stromnachfrage im Vergleich zur Vorwoche auf den Märkten Spaniens, Portugals und der Niederlande. Für die Märkte in Deutschland, Frankreich, Belgien, Italien und Großbritannien wird dagegen ein Rückgang der Nachfrage erwartet.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
In der dritten Juliwoche stiegen die Preise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Die Preisrückgänge am Wochenende führten jedoch dazu, dass der durchschnittliche wöchentliche Preisanstieg im Vergleich zur Vorwoche nicht mehr als 10 % betrug. Eine Ausnahme bildete der nordische Markt Nord Pool mit einem Rückgang von 11 %. Der IPEX-Markt in Italien verzeichnete mit 2,2 % den geringsten Anstieg. Im Gegensatz dazu verzeichnete der EPEX SPOT-Markt in Frankreich mit 10 % den höchsten prozentualen Preisanstieg. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 3,6 % auf dem deutschen EPEX SPOT-Markt und 8,0 % auf dem spanischen MIBEL-Markt.
In der dritten Juliwoche lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte unter 75 €/MWh. Ausnahmen bildeten der britische N2EX-Markt und der italienische Markt mit Durchschnittswerten von 88,55 €/MWh bzw. 115,27 €/MWh. Der nordische Markt verzeichnete mit 24,63 €/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 57,62 €/MWh auf dem französischen Markt bis 73,82 €/MWh auf dem portugiesischen Markt.
Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten die meisten der untersuchten europäischen Märkte am 20. und 21. Juli negative Preise. Ausnahmen bildeten der britische, der italienische und der nordische Markt. Der deutsche, der belgische und der niederländische Markt verzeichneten am 15. und 16. Juli ebenfalls negative Preise. Am Dienstag, den 16. Juli, von 14:00 bis 15:00 Uhr, verzeichnete der deutsche Markt mit -11,48 €/MWh den niedrigsten Stundenpreis in der dritten Juliwoche.
In der Woche vom 15. Juli führten der leichte Anstieg des durchschnittlichen wöchentlichen Gaspreises und der Rückgang der Windenergieproduktion in den meisten der analysierten Märkte zu höheren Preisen auf den europäischen Strommärkten. Auf dem spanischen und dem italienischen Markt ging auch die Solarproduktion zurück. In Spanien, Frankreich und Italien stieg zudem die Stromnachfrage.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting zeigen, dass sich die Preise in der vierten Juliwoche in etwa auf dem Niveau der Vorwoche bewegen werden. In einigen Märkten werden die Preise sinken, während sie in anderen weniger stark ansteigen werden als in der dritten Juliwoche. Die Erholung der Wind- und Solarstromproduktion in den meisten der analysierten Strommärkte wird zu diesem Verhalten beitragen.
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 an der ICE-Börse begannen die dritte Juliwoche mit Preisrückgängen. Am 17. und 18. Juli erholten sich die Preise, und am Donnerstag, dem 18. Juli, erreichten diese Futures mit 85,11 $/bbl ihren Wochenschlusskurs. Am Freitag, dem 19. Juli, fiel der Preis jedoch um 2,9 % gegenüber dem Vortag. An diesem Tag lag der Schlusskurs bei 82,63 $/bbl und damit auf dem Wochentiefststand. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis 2,8 % unter dem des vorangegangenen Freitags und war der niedrigste seit Mitte Juni.
In der dritten Juliwoche wirkten sich Sorgen über die Nachfrage in China, der starke Dollar und die Möglichkeit eines Waffenstillstands im Gaza-Streifen negativ auf die Brent-Öl-Futurespreise aus. Die Möglichkeit von Zinssenkungen in den USA ab September und Versorgungssorgen aufgrund von Waldbränden in Kanada begrenzten jedoch den Preisrückgang.
In der vierten Juliwoche könnten die Ankündigung des Rückzugs von US-Präsident Joe Biden von der Kandidatur zur Wiederwahl sowie die Entwicklungen im Nahostkonflikt die Ölterminkurse beeinflussen.
Die TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat verzeichneten am Montag, den 15. Juli, ihren wöchentlichen Mindestschlusskurs von 31,37 €/MWh. Am Dienstag, den 16. Juli, gab es einen Preisanstieg von 5,9 % gegenüber dem Vortag. Infolgedessen erreichten die Futures an diesem Tag ihren wöchentlichen Höchstpreis von 33,24 €/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 5. Juli. In den letzten Sitzungen der Woche waren die Preise niedriger, blieben aber über 32 €/MWh. Am Freitag, dem 19. Juli, lag der Schlusskurs bei 32,17 €/MWh, 1,4 % höher als am Freitag zuvor.
Das Angebot und die hohen europäischen Lagerbestände hielten die Schlusskurse der TTF-Gasfutures in der dritten Juliwoche trotz steigender Temperaturen in Europa in fast allen Sitzungen unter 33 €/MWh. Die Prognosen für mildere Temperaturen und eine höhere Windstromproduktion könnten in der vierten Juliwoche ihren Einfluss nach unten geltend machen. Außerdem wird der Betrieb der Freeport-Flüssigerdgas-Exportanlage schrittweise wieder aufgenommen, da die Reparaturen der durch den Hurrikan Beryl verursachten Schäden abgeschlossen sind.
Die Schlusskurse der Futures auf CO2-Emissionsberechtigungen am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2024 waren in der dritten Juliwoche in fast allen Sitzungen rückläufig. Eine Ausnahme bildete Dienstag, der 16. Juli, als diese Futures mit 68,02 €/t ihren Wochenschlusskurs-Höchststand erreichten. Am Freitag, dem 19. Juli, verzeichneten die Futures infolge der Rückgänge ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 66,30 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis 4,2 % unter dem des vorangegangenen Freitags und war der niedrigste seit Ende April.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die europäischen Energiemärkte sowie zur Finanzierung und Bewertung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien
Im Juli haben AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen ihre langfristigen Preiskurvenprognosen für die europäischen Märkte aktualisiert. Diese Prognosen sind für die Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien, das Risikomanagement und die Absicherung, den PPA-Handel, die Portfoliobewertung und –prüfung, den langfristigen Energiehandel und andere Anwendungen im Zusammenhang mit der Entwicklung der erneuerbaren Energien unerlässlich.
Die Langzeitprognosen von AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen enthalten stündliche Prognosen mit 30-Jahres-Horizonten und Konfidenzbändern, sowie Preise für Wind– und PV-Anlagen und jährliche Szenarien für erklärende Variablen.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.