AleaSoft Energy Forecasting, 11. November 2024. In der ersten Novemberwoche stiegen die Preise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten, wobei die meisten von ihnen im Wochendurchschnitt über 110 €/MWh lagen. Auf einigen Märkten waren die Stundenpreise die höchsten seit 2022 und auf anderen die höchsten in diesem Jahr. Die steigende Nachfrage sowie die rückläufige Wind- und PV-Produktion in einigen Märkten trugen zu diesem Anstieg bei. Darüber hinaus gehörten die Gaspreise mit über 40 €/MWh weiterhin zu den höchsten in diesem Jahr.
Photovoltaik- und Windstromproduktion
In der Woche vom 4. November stieg die PV-Produktion auf der Iberischen Halbinsel im Vergleich zur Vorwoche. Der spanische Markt verzeichnete mit 21 % den größten Anstieg, während sie in Portugal um 1,1 % zunahm. Auf den übrigen europäischen Hauptmärkten war die Produktion mit dieser Technologie rückläufig. Der deutsche Markt verzeichnete mit 40 % den stärksten Rückgang und setzte seinen Abwärtstrend in der vierten Woche in Folge fort. Der italienische und der französische Markt verzeichneten Rückgänge von 23 % bzw. 24 %.
Am 6. November erreichten der spanische und der portugiesische Markt im elften Monat des Jahres Rekordwerte bei der Solarstromproduktion. In Spanien wurde mit 109 GWh die höchste historische Tagesproduktion für einen Monat November verzeichnet, während in Portugal mit 13 GWh der zweithöchste Wert erreicht wurde, nur knapp hinter dem in der Vorwoche erzielten Rekord.
Für die Woche vom 11. November erwarten die Prognosen für die Solarproduktion von AleaSoft Energy Forecasting einen Anstieg auf dem deutschen und spanischen Markt, während auf dem italienischen Markt ein Rückgang der Solarproduktion 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 ersten Novemberwoche ist die Windenergieproduktion auf allen großen europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche zurückgegangen. Der französische Markt verzeichnete mit einem Rückgang von 13 % die geringste Veränderung und setzte seinen Abwärtstrend in der sechsten Woche in Folge fort. Die Märkte in Italien, auf der iberischen Halbinsel und in Deutschland verzeichneten eine Umkehrung der Zuwächse der Vorwoche nach unten. Der italienische Markt verzeichnete einen Rückgang von 28 %, während der portugiesische und der spanische Markt um 33 % bzw. 37 % zurückgingen. Dabei verzeichnete der deutsche Markt mit 61 % den größten Rückgang.
Für die zweite Novemberwoche sagen die Prognosen für die Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting einen Anstieg der Windenergieproduktion in allen analysierten europäischen Märkten voraus.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Stromnachfrage
In der ersten Novemberwoche stieg die Stromnachfrage auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche auf breiter Front an. Der italienische Markt verzeichnete mit 10 % den stärksten Anstieg, gefolgt von den belgischen und französischen Märkten mit einem Plus von 9,2 % bzw. 8,0 %. Auf den Märkten Spaniens, der Niederlande, Portugals, Großbritanniens und Deutschlands stieg die Nachfrage zwischen 2,0 % in Spanien und 7,7 % in Deutschland. Der niederländische Markt verzeichnete in der siebten Woche in Folge einen Nachfrageanstieg, während in Großbritannien und Frankreich die Nachfrage in der zweiten bzw. dritten Woche zunahm.
Die Durchschnittstemperaturen sanken in den meisten der untersuchten Märkte. Belgien verzeichnete mit 5,2°C den stärksten Rückgang der Durchschnittstemperaturen, während Frankreich mit 1,6°C den geringsten Rückgang aufwies. Großbritannien, Italien, die Niederlande und Deutschland verzeichneten Rückgänge, die zwischen 2,2°C in Großbritannien und 4,8°C in Deutschland lagen. Die Ausnahmen waren Spanien und Portugal, wo die Durchschnittstemperaturen um 0,7°C bzw. 0,9°C anstiegen.
Die Erholung der Arbeitstätigkeit in der Woche nach dem Feiertag 1. November, an dem in Spanien, Portugal, Italien und Belgien sowie in einigen Regionen Deutschlands Allerheiligen gefeiert wurde, sowie der Rückgang der Durchschnittstemperaturen in den meisten europäischen Ländern begünstigten den Anstieg der Nachfrage auf allen untersuchten Märkten.
Nach den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting wird die Nachfrage in der Woche vom 11. November in den meisten europäischen Hauptstrommärkten steigen, außer in Deutschland und Belgien, wo ein Rückgang im Vergleich zur Vorwoche erwartet wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
In der ersten Novemberwoche stiegen die Durchschnittspreise auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Der nordische Markt Nord Pool verzeichnete mit 198% den höchsten prozentualen Preisanstieg, während der italienische Markt IPEX mit 5,4% den geringsten Anstieg verzeichnete. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 12 % auf dem britischen N2EX-Markt und 35 % auf dem deutschen EPEX SPOT-Markt.
In der ersten Novemberwoche lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte über 110 €/MWh. Die Ausnahme bildete der nordische Markt, der mit 32,39 €/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt aufwies. Im Gegensatz dazu verzeichnete der deutsche Markt mit 146,20 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt. Das letzte Mal, dass der deutsche Markt den höchsten Wochendurchschnitt der wichtigsten europäischen Strommärkte verzeichnete, war in der Woche vom 24. Juni. Auf den anderen untersuchten Märkten reichten die Preise von 110,45 €/MWh auf dem portugiesischen MIBEL-Markt bis 135,11 €/MWh auf dem niederländischen Markt.
Am Dienstag, den 5. November, von 18:00 bis 19:00 Uhr, verzeichneten der spanische, französische, italienische und portugiesische Markt einen Stundenpreis von 193,00 €/MWh. Dieser Preis war der höchste seit dem 24. Oktober 2023 auf dem spanischen und portugiesischen Markt und seit dem 2. Dezember 2023 auf dem französischen Markt.
Am 6. November, von 17:00 bis 18:00 Uhr, lagen die Preise auf dem deutschen und dem niederländischen Markt bei 820,11 €/MWh bzw. 550,00 €/MWh und damit auf dem höchsten Stand seit dem 27. Juni 2024 bzw. dem 17. Dezember 2022. An diesem Tag erreichten der belgische und der britische Markt zwischen 18:00 und 19:00 Uhr mit 363,11 €/MWh bzw. 329,09 £/MWh die höchsten Preise seit dem 18. Dezember 2022.
In der Woche vom 4. November trieben der Anstieg der Stromnachfrage und der Rückgang der Windenergieproduktion die Preise auf den europäischen Strommärkten in die Höhe. Der Rückgang der Solarstromerzeugung in den meisten der untersuchten Märkte trug ebenfalls zu den Preissteigerungen bei. Die Gaspreise waren zwar etwas niedriger als in der Vorwoche, lagen aber immer noch bei rund 40 €/MWh oder sogar darüber und damit auf einem der höchsten Niveaus dieses Jahres. Im Fall des MIBEL-Marktes hat die planmäßige Abschaltung des Kernkraftwerks Ascó I seit dem 4. November wegen eines Brennelementewechsels zu einem Rückgang der Kernkraftproduktion geführt.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der zweiten Novemberwoche auf den meisten europäischen Strommärkten sinken werden, was auf die Zunahme der Windenergieproduktion zurückzuführen ist.
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 an der ICE-Börse stiegen in den meisten Sitzungen der ersten Novemberwoche. Am Donnerstag, den 7. November, erreichten diese Futures ihren höchsten Wochenschlusskurs von 75,63 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 26. Oktober. Am Freitag, dem 8. November, sank der Preis jedoch um 2,3 % gegenüber dem Vortag. Infolgedessen verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 73,87 $/bbl. Dennoch lag dieser Preis immer noch um 1,1 % höher als am Freitag zuvor.
Die Entscheidung der OPEC+, ihre Produktionssteigerungen zu verschieben, führte dazu, dass die erste Novemberwoche mit Preissteigerungen begann. Der Aufwärtstrend setzte sich über weite Strecken der Woche fort. Der Anstieg der US-Ölvorräte und der Wahlsieg von Donald Trump trugen jedoch am 6. November zu einem leichten Preisrückgang bei. Der Rückgang der Produktion im Golf von Mexiko aufgrund des Hurrikans Rafael ermöglichte jedoch am Donnerstag, dem 7. November, eine Rückkehr des Schlusskurses auf über 75 $/bbl. Die geringere Gefahr, die von diesem Wirbelsturm ausging, trug zum Preisrückgang am Ende der Woche bei. Andererseits könnte die Besorgnis über die Nachfrageentwicklung nach der Veröffentlichung schwacher chinesischer Wirtschaftsdaten am Wochenende die Preise in der zweiten Novemberwoche nach unten beeinflussen.
Die TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat erreichten am Montag, dem 4. November, ihren wöchentlichen Tiefstpreis von 40,30 €/MWh. In den meisten Sitzungen der ersten Novemberwoche zogen die Preise an. Am Freitag, den 8. November, erreichten diese Futures mit 42,41 €/MWh ihren Wochenhöchstpreis. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 8,3 % höher als am Freitag zuvor. Trotz des Anstiegs lag der Wochendurchschnitt der Schlusspreise um 0,6 % unter dem Preis der Vorwoche.
Die Gefahr von Unterbrechungen der Flüssiggaslieferungen aus dem Golf von Mexiko infolge des Hurrikans Rafael trug zum Anstieg der TTF-Gas-Terminpreise in der ersten Novemberwoche bei. Die Aussicht auf eine erhöhte Nachfrage aufgrund niedrigerer Temperaturen trug ebenfalls zum Preisanstieg bei. Trotz hoher europäischer Lagerbestände blieben die Schlusskurse in der ersten Novemberwoche über 40 €/MWh.
Die CO2 -Futures am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2024 verzeichneten am Montag, dem 4. November, einen Schlusskurs von 65,22 €/t und lagen damit um 2,1 % höher als am Freitag zuvor. In den folgenden Sitzungen gingen die Schlusskurse zurück, und am 6. November verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 63,76 €/t. Am Donnerstag und Freitag zogen die Preise jedoch wieder an. Infolgedessen erreichten diese Futures am Freitag, dem 8. November, ihren Wochenschlusskurs mit 68,02 €/t. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 6,5 % höher als am vorangegangenen Freitag und war der höchste seit dem 4. September. Der Wochendurchschnitt der Schlusskurse lag jedoch geringfügig unter dem der Vorwoche, nämlich um 0,1 %.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse über die Aussichten für die europäischen Energiemärkte, Batterien, Hybridisierung und Speicherung
Am Donnerstag, den 14. November, wird AleaSoft Energy Forecasting das 49. Webinar seiner monatlichen Webinarreihe abhalten. Gastredner ist diesmal Luis Marquina de Soto, Präsident von AEPIBAL, der Business Association of Batteries, Cells and Energy Storage. Neben der Entwicklung und den Perspektiven der europäischen Energiemärkte für den Winter 2024-2025 wird das Webinar die Perspektiven von Batterien, Hybridisierung und Energiespeicherung analysieren. Die Dienstleistungen von AleaSoft für Batterie- und Hybridisierungsprojekte werden ebenfalls vorgestellt.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
