AleaSoft Energy Forecasting, 26. August 2024. In der vierten Augustwoche fielen die Preise in den meisten europäischen Märkten, was auf die gestiegene Windenergieproduktion in Verbindung mit einem Rückgang der Nachfrage und der Durchschnittstemperaturen zurückzuführen war. Eine Ausnahme bildete der iberische Markt, wo die Preise über weite Strecken der Woche über 90 €/MWh blieben, da die Solarproduktion in Spanien und Portugal und die Windenergieproduktion in Portugal zurückgingen. Die TTF-Gas-Terminpreise blieben stabil und lagen unter 40 €/MWh.
Solare Photovoltaik- und thermoelektrische Produktion und Windstromproduktion
In der Woche vom 19. August ging die Solarstromerzeugung auf den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Der portugiesische und der spanische Markt verzeichneten mit 3,4 % bzw. 3,3 % die größten Rückgänge und setzten damit den Abwärtstrend in der zweiten Woche in Folge fort. Der deutsche Markt hingegen verzeichnete in der dritten Woche Rückgänge, diesmal mit dem geringsten Minus von 1,9 %. Auf dem französischen und dem italienischen Markt hingegen stieg die Solarproduktion um 14% bzw. 3,3%.
In der Woche vom 26. August wird die Solarproduktion in Deutschland laut den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting steigen. Auf der anderen Seite zeigen die Prognosen, dass die Solarproduktion in Spanien und Italien weiterhin rückläufig sein wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
In der Woche vom 19. August stieg die Windenergieproduktion in den meisten europäischen Hauptmärkten im Vergleich zur Vorwoche. Der deutsche Markt verzeichnete den größten Zuwachs von 161 %, gefolgt vom französischen und italienischen Markt mit einem Anstieg von 76 % bzw. 21 %. Der spanische Markt verzeichnete den geringsten Anstieg von 2,3 %. Der französische und der spanische Markt setzten ihren Aufwärtstrend in der zweiten Woche in Folge fort. Die einzige Ausnahme bildete der portugiesische Markt, auf dem die Windenergieerzeugung um 15 % zurückging.
Andererseits hat die tägliche Windstromproduktion am Wochenende Werte erreicht, die seit langem nicht mehr verzeichnet wurden. Am Freitag, den 23. August, wurden auf dem deutschen Markt 622 GWh mit dieser Technologie erzeugt, ein Wert, der seit Mitte April nicht mehr erreicht wurde. Am Samstag, den 24. August, erzeugte der französische Markt 181 GWh, die höchste Tagesproduktion seit dem 15. Juni. Am Sonntag, den 25. August, verzeichnete der spanische Markt 188 GWh, die höchste Produktion seit dem 15. Juli.
In der Woche vom 26. August wird nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting die Windenergieproduktion in Deutschland, Frankreich und auf der Iberischen Halbinsel zurückgehen. Eine Ausnahme bildet der italienische Markt, wo die Windenergieproduktion weiter zunehmen wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Elektrizitätsnachfrage
In der Woche vom 19. August war die Stromnachfrage auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche uneinheitlich. In den Ländern, in denen der 15. August aufgrund von Mariä Himmelfahrt ein Feiertag war, stieg die Stromnachfrage an. Der spanische Markt verzeichnete mit 6,0 % den stärksten Anstieg, während der italienische Markt um 3,4 % zulegte. Die Nachfrage auf dem belgischen und dem französischen Markt stieg um 1,4 % bzw. 1,3 %. Eine Ausnahme bildete der portugiesische Markt, wo die Nachfrage in der vierten Woche in Folge zurückging, diesmal um 0,9 %, obwohl sich die Nachfrage nach dem Feiertag am 15. August erholte.
In anderen Ländern ging die Nachfrage zurück und kehrte damit den Aufwärtstrend der Vorwoche um. Der niederländische Markt verzeichnete mit 8,6 % den stärksten Rückgang, der britische Markt mit 4,1 % den geringsten. Der deutsche Markt verzeichnete den geringsten Nachfragerückgang, dieses Mal um 0,1 %.
In der vierten Augustwoche gingen die Durchschnittstemperaturen in allen untersuchten Ländern zurück. Die Rückgänge reichten von 3,3°C in Deutschland bis zu 0,4°C in Spanien.
In der Woche vom 26. August werden die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting weiterhin eine gemischte Entwicklung der Nachfrage erwarten lassen. Die Nachfrage wird auf dem deutschen, französischen, spanischen und italienischen Markt steigen, während sie auf dem portugiesischen, belgischen, niederländischen und britischen Markt sinken wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.
Europäische Strommärkte
In der vierten Augustwoche sind die Preise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche gesunken. Eine Ausnahme bildete der MIBEL-Markt in Spanien und Portugal mit einem Anstieg von 0,7 % bzw. 1,0 %. Dagegen verzeichnete der italienische IPEX-Markt mit 5,3 % den geringsten Rückgang. Im Gegensatz dazu verzeichnete der Nord Pool Markt in den nordischen Ländern den größten prozentualen Preisrückgang von 65%. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten fielen die Preise zwischen 29% auf dem britischen N2EX-Markt und 39% auf dem EPEX SPOT-Markt in den Niederlanden.
In der vierten Augustwoche lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte unter 65 €/MWh. Ausnahmen bildeten der spanische, der portugiesische und der italienische Markt mit Durchschnittswerten von 82,34 €/MWh, 82,60 €/MWh bzw. 123,31 €/MWh. Andererseits verzeichnete der nordische Markt mit 7,42 €/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 43,45 €/MWh auf dem französischen Markt bis 60,97 €/MWh auf dem deutschen Markt.
Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten die meisten der untersuchten europäischen Märkte am Sonntag, dem 25. August, negative Preise. Die Ausnahme bildete der italienische Markt, der in der vierten Augustwoche keine negativen Preise verzeichnete. Im Gegensatz dazu verzeichnete der britische Markt am 21., 22. und 23. August ebenfalls negative Preise. Der deutsche, der belgische, der französische, der niederländische und der nordische Markt verzeichneten zusätzlich zu diesen Tagen auch am 24. August negative Preise. Der niederländische Markt hingegen verzeichnete den niedrigsten Stundenpreis der vierten Augustwoche, nämlich -44,92 €/MWh, am Samstag, den 24. August, von 14:00 bis 15:00 Uhr.
In der Woche vom 19. August führten der Rückgang des durchschnittlichen wöchentlichen Gaspreises und der Anstieg der Windenergieproduktion in den meisten der analysierten Märkte zu einem Rückgang der europäischen Strommarktpreise. Auf dem französischen und dem italienischen Markt nahm auch die Solarstromerzeugung zu, und auf dem deutschen, dem britischen und dem niederländischen Markt ging die Stromnachfrage zurück. Dagegen trug der Rückgang der Wind- und Solarstromerzeugung auf der iberischen Halbinsel zu höheren Preisen auf dem MIBEL-Markt bei. Darüber hinaus stieg die Nachfrage auf dem spanischen Markt.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der letzten Augustwoche auf den analysierten europäischen Märkten steigen könnten. Der Rückgang der Windenergieproduktion und der Anstieg der Nachfrage in den meisten der analysierten Strommärkte werden zu diesem Verhalten beitragen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von 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 Augustwoche größtenteils unter 78 $/bbl. Am Mittwoch, dem 21. August, verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 76,05 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 3. Januar. Danach stiegen die Preise wieder an. Am Freitag, dem 23. August, erreichten diese Futures mit 79,02 $/bbl ihren höchsten Wochenschlusskurs. Dieser Preis lag jedoch immer noch um 0,8 % unter dem des vorangegangenen Freitags.
In der vierten Augustwoche wirkten sich die Sorgen über die weltweite wirtschaftliche Entwicklung negativ auf die Terminpreise aus. Darüber hinaus verringerten die Waffenstillstandsverhandlungen im Gazastreifen die Befürchtungen hinsichtlich der Auswirkungen des Konflikts auf das Angebot. Die Erwartung von Zinssenkungen in den Vereinigten Staaten trieb die Preise am Ende der Woche jedoch nach oben. Die zunehmenden Spannungen im Nahen Osten über das Wochenende könnten die Preise für Rohöl-Futures der Sorte Brent in der letzten Augustwoche ebenfalls in die Höhe treiben.
Bei den TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat blieben die Schlusskurse in der vierten Augustwoche unter 40 €/MWh. Am Montag, dem 19. August, erreichten sie mit 39,84 €/MWh ihren Wochenschlusskurs-Höchststand. In den folgenden Sitzungen gingen die Preise zurück. Am Donnerstag, dem 22. August, verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 36,59 €/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 6. August. Am Freitag, den 23. August, stieg der Schlusskurs dagegen leicht auf 36,86 €/MWh an. Trotz des Anstiegs war dieser Preis um 7,0 % niedriger als am vorangegangenen Freitag.
Die hohen europäischen Lagerbestände wirkten sich in der vierten Augustwoche negativ auf die TTF-Gas-Terminpreise aus. Darüber hinaus nahmen die Befürchtungen hinsichtlich der Auswirkungen des sich verschärfenden Konflikts zwischen Russland und der Ukraine auf das Angebot ab, was zu niedrigeren Preisen beitrug. Allerdings werden die geplanten Wartungsarbeiten in Norwegen die Versorgung aus diesem Land beeinträchtigen, was die Preise in den kommenden Wochen nach oben treiben könnte.
Die Schlusskurse der CO2-Emissionszertifikate-Futures am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2024 lagen in der vierten Augustwoche weiterhin über 70 €/t. Am Montag, dem 19. August, verzeichneten diese Futures ihren höchsten Wochenschlusskurs von 73,14 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 0,9 % höher als am Freitag zuvor und war der höchste seit Anfang Juni. Anschließend gingen die Schlusskurse zurück. So erreichten diese Futures am Freitag, den 23. August, ihr wöchentliches Schlusstief von 71,12 €/t. Dieser Preis lag um 1,9 % unter dem des vorangegangenen Freitags.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.
AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse der Aussichten für die europäischen Strommärkte
AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen bieten langfristige Preiskurvenprognosen für die Strommärkte an. Langfristige Preisprognosen werden für die Finanzierung von Projekten für erneuerbare Energien, Risikomanagement und Hedging, PPA-Handel, Portfoliobewertung und -prüfung, langfristigen Energiehandel und andere Anwendungen im Zusammenhang mit der Entwicklung erneuerbarer Energien benötigt. AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen Preisprognosen haben eine stündliche Granularität, 30-Jahres-Horizonte und Konfidenzbänder. Darüber hinaus beruhen diese Prognosen auf einer einzigartigen wissenschaftlichen Methodik.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
