AleaSoft Energy Forecasting, 5. August 2024. In der ersten Augustwoche stiegen die Gas- und CO2-Preise und trieben die Preise auf den meisten großen europäischen Strommärkten in die Höhe. Der italienische Markt verzeichnete am 29. Juli den höchsten Tagespreis des Jahres und der iberische Markt am 5. August den zweithöchsten. Der französische Markt brach am 29. Juli den Allzeitrekord für die PV-Produktion, und der italienische, spanische und portugiesische Markt erreichten die höchste Produktion für einen Augustmonat für diese Technologie.
Photovoltaik- und thermoelektrische Solaranlagen sowie Windkraftanlagen
In der Woche vom 29. Juli stieg die Solarproduktion im Vergleich zur Vorwoche in Deutschland, Frankreich und Italien. Den größten Anstieg verzeichnete der deutsche Markt mit 11%, gefolgt von einem Anstieg von 3,5% auf dem französischen und 0,1% auf dem italienischen Markt. In Frankreich stieg die Solarstromerzeugung in der vierten Woche in Folge. Auf der iberischen Halbinsel hingegen kehrte sich der Aufwärtstrend der Vorwoche um. In Portugal war ein Rückgang von 9,5 % zu verzeichnen, während in Spanien, wo Photovoltaik und Solarthermie einbezogen werden, ein Minus von 6,2 % zu verzeichnen war.
In der letzten Juliwoche brach der französische Markt am Montag, dem 29. Juli, mit 129 GWh erneut den Allzeitrekord für die PV-Solarproduktion. Andererseits wurde am Donnerstag, dem 1. August, auf dem französischen und dem italienischen Markt mit 105 GWh bzw. 124 GWh die höchste PV-Tagesproduktion für den Monat August verzeichnet. Auf dem spanischen Markt wurde trotz des Rückgangs zwischen den Wochen am Donnerstag, dem 1. August, mit 199 GWh die höchste PV-Tagesproduktion für den Monat August verzeichnet, während auf dem portugiesischen Markt am Freitag, dem 2. August, mit 22 GWh die höchste PV-Tagesproduktion für den Monat August erzielt wurde.
In der Woche vom 5. August wird nach den Solarproduktionsprognosen von AleaSoft Energy Forecasting mit einem Anstieg der Produktion in Deutschland und Spanien und einem Rückgang in Italien gerechnet.
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 Augustwoche stieg die Windenergieproduktion auf dem portugiesischen und dem italienischen Markt die zweite Woche in Folge. Den größten prozentualen Anstieg verzeichnete der italienische Markt mit 26 %, gefolgt vom portugiesischen Markt mit einem Plus von 11 %. Dagegen verzeichneten der französische, der deutsche und der spanische Markt einen Rückgang der Windenergieerzeugung. Der deutsche Markt verzeichnete mit 42 % den größten Rückgang und setzte damit den Abwärtstrend in der vierten Woche in Folge fort. Der spanische Markt verzeichnete einen Rückgang von 9,8 %, während der französische Markt einen Rückgang von 4,9 % verzeichnete, ein Trend, der nun schon die zweite Woche in Folge anhält.
In der Woche vom 5. August wird nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting die Windenergieproduktion in Frankreich, Italien und auf der iberischen Halbinsel zurückgehen, während sie in Deutschland zunehmen wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Stromnachfrage
In der Woche vom 29. Juli war die Stromnachfrage auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche unterschiedlich. Die Nachfrage stieg in Deutschland, Frankreich, Spanien und Belgien. In Spanien, wo die Nachfrage in der siebten Woche in Folge zunahm, war der Anstieg mit 2,6 % am größten, während er in Deutschland mit 0,2 % am geringsten ausfiel. Der belgische und der französische Markt verzeichneten einen Anstieg von 2,3 % bzw. 1,5 %. Auf dem portugiesischen, dem britischen, dem italienischen und dem niederländischen Markt war die Nachfrage dagegen rückläufig. Der italienische Markt verzeichnete mit 1,6 % den stärksten Rückgang, während der niederländische Markt mit 0,8 % den geringsten Rückgang verzeichnete. Der portugiesische Markt ging um 1,5 % zurück, gefolgt vom britischen Markt mit 1,1 %. Der britische und der niederländische Markt hielten ihre Rückgänge in der dritten bzw. vierten Woche in Folge aufrecht.
In der ersten Augustwoche stiegen die Durchschnittstemperaturen in den meisten der untersuchten Märkte im Vergleich zur vierten Juliwoche an, mit Ausnahme von Portugal, wo ein Rückgang um 0,2 % zu verzeichnen war. Die Märkte Frankreich und Großbritannien verzeichneten mit 2,3 °C bzw. 2,1 °C die größten Anstiege. In Belgien stiegen die Durchschnittstemperaturen um 1,8 °C. Auf den Märkten Spaniens, Italiens, Deutschlands und der Niederlande reichten die Anstiege von 0,6 °C in Italien bis 1,3 °C in den Niederlanden.
In der Woche vom 5. August erwarten die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting einen Anstieg der Stromnachfrage auf dem belgischen und niederländischen Markt im Vergleich zur Vorwoche. Auf den übrigen europäischen Hauptmärkten 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 Woche vom 29. Juli waren die Preise auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten höher als in der Vorwoche.
Den höchsten prozentualen Preisanstieg von 13 % verzeichnete der MIBEL-Markt in Spanien und Portugal. Auf diesem Markt lag der Tagesdurchschnittspreis zwischen Montag, dem 29. Juli, und Donnerstag, dem 1. August, sowie am Montag, dem 5. August, nahe oder über 100 €/MWh, was im Jahr 2024 nur an drei Tagen im Januar und am 18. Juli der Fall gewesen war. Der Tagespreis von 109,82 €/MWh am 5. August war der bisher zweithöchste des Jahres 2024 nach 113,83 €/MWh am 9. Januar. Auf den anderen wichtigen europäischen Strommärkten, auf denen die Preise stiegen, reichten die Anstiege von 3,3 % auf dem britischen N2EX-Markt bis zu 6,8 % auf dem französischen EPEX SPOT-Markt. Der einzige von Alea Energy Forecasting analysierte Markt, auf dem die Preise niedriger waren als in der Woche vom 22. Juli, war der nordische Markt Nord Pool, der mit einem Rückgang von 3,2 % den niedrigsten Wochenpreis von 24,11 €/MWh verzeichnete.
Der IPEX-Markt in Italien verzeichnete den höchsten wöchentlichen Durchschnittspreis von 120,13 €/MWh. Auf diesem Markt wurden in der ersten Augustwoche die beiden bisher höchsten Tagespreise des Jahres 2024 am Montag, dem 29. Juli, mit 125,89 €/MWh und am Sonntag, dem 4. August, mit 124,99 €/MWh erreicht. Auf den übrigen europäischen Strommärkten reichten die Wochenpreise von 53,42 €/MWh auf dem französischen Markt bis 95,44 €/MWh auf dem portugiesischen Markt.
Obwohl der allgemeine Trend in dieser Woche zu steigenden Preisen führte, verzeichneten die meisten Märkte am 29. und 30. Juli negative Preise, die Märkte in Belgien, Deutschland und den Niederlanden auch am Sonntag, den 4. August. Der niedrigste Preis der Woche von -3,45 €/MWh wurde am 29. Juli zwischen 11:00 und 12:00 Uhr an der EPEX SPOT in den Niederlanden verzeichnet. Auf dem italienischen, britischen und iberischen Markt wurden in der ersten Augustwoche keine negativen Preise verzeichnet.
Die Hauptursache für den Preisanstieg in der Woche vom 29. Juli ist der Anstieg der Gas- und CO2-Preise. Darüber hinaus hat der nahezu allgemeine Temperaturanstieg die Nachfrage auf einigen Märkten in die Höhe getrieben, was durch den Rückgang der Windenergieproduktion in Deutschland, Frankreich und Spanien sowie der Solarproduktion auf der iberischen Halbinsel noch verstärkt wurde.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting zeigen, dass die wöchentlichen Preise in der Woche vom 5. August in den meisten Märkten niedriger sein werden als in der ersten Augustwoche. Dies wird durch eine geringere Nachfrage in den meisten Märkten, eine erhöhte Windproduktion in Deutschland und eine erhöhte Solarproduktion in Deutschland und Spanien unterstützt.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
In der Woche bis zum 29. Juli sind die Preise für den Front-Month-Future für Rohöl der Sorte Brent am ICE-Markt gegenüber der Vorwoche gesunken. An fast jedem Tag der Woche lagen die Schlusskurse für ein Barrel unter 80 $, was seit dem 7. Juni nicht mehr der Fall war. Zur Wochenmitte, am 31. Juli, wurde mit 80,72 $/bbl der höchste Schlusskurs der Woche erreicht. Danach gingen die Preise zurück und erreichten am Freitag, dem 2. August, den niedrigsten Wochenschlusskurs von 76,81 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten ist dies ein Rückgang von 5,3 % gegenüber dem vorangegangenen Freitag und der niedrigste Schlusskurs seit dem 10. Januar dieses Jahres.
In den ersten Tagen der ersten Augustwoche setzten die Brent-Ölpreise den Abwärtstrend fort, der in der Vorwoche endete. Am Mittwoch, dem 31. Juli, zogen die Preise jedoch wieder an, da sich die Spannungen im Nahen Osten nach der Ermordung des Hamas-Chefs Ismail Haniyeh im Iran verschärften. Außerdem meldete das American Petroleum Institute (API) einen unerwarteten Rückgang der US-Rohöllagerbestände. Am Ende der Woche fielen die Preise jedoch aufgrund von Befürchtungen über eine Rezession in den USA, nachdem im Juli ein Anstieg der Arbeitslosigkeit um 4,3 % gemeldet worden war. Darüber hinaus führte die rückläufige Produktionstätigkeit in China zu einem Rückgang der Nachfrage nach Rohöl.
Bei den TTF-Gasfutures am ICE-Frontmonatsmarkt kam es in der ersten Augustwoche zu einem deutlichen Preisanstieg. Der durchschnittliche Wochenschlusspreis lag 10 % höher als in der Vorwoche. Der niedrigste Wochenschlusskurs von 34,29 €/MWh wurde am Montag, dem 29. Juli, erreicht. Danach stiegen die Preise weiter an, bis am Donnerstag, dem 1. August, ein Schlusskurs von 36,97 €/MWh verzeichnet wurde. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten ist dies der höchste Schlusskurs seit dem 8. Dezember 2023. Am Freitag, dem 2. August, sank der Schlusskurs zwar auf 36,65 €/MWh, lag damit aber immer noch 11 % über dem Freitag der Vorwoche.
Die zunehmenden Spannungen im Nahen Osten aufgrund der jüngsten Ereignisse haben Befürchtungen hinsichtlich einer möglichen Eskalation des Konflikts aufkommen lassen. Diese Instabilität hat Bedenken hinsichtlich der Gasversorgung geweckt, insbesondere in Bezug auf den Fluss von israelischem Gas nach Ägypten und die möglichen Auswirkungen auf den Transit von verflüssigtem Erdgas durch die Straße von Hormuz und den Suezkanal, die beide für die weltweite Versorgung mit verflüssigtem Erdgas von entscheidender Bedeutung sind. Darüber hinaus führten die hohen Temperaturen in Europa zu einer erhöhten Nachfrage nach Gas für Kühlzwecke.
Die Preise für Futures auf CO2-Emissionszertifikate am EEX-Markt für den Referenzkontrakt vom Dezember 2024 stiegen ebenfalls an und folgten damit dem Trend der Gaspreise. Der durchschnittliche Wochenschlusskurs lag 4,4 % höher als in der Woche bis zum 22. Juli. Der Schlusskurs von Montag, dem 29. Juli, lag mit 68,68 €/t um 1,2 % über dem der letzten Sitzung der Vorwoche. An den folgenden Tagen stiegen die Preise weiter bis Donnerstag, den 1. August, als der Schlusspreis bei 71,18 €/t lag. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten ist dies der höchste Preis seit dem 7. Juni. Am Freitag, dem 2. August, fiel der Schlusskurs auf 70,58 €/t. Trotz des Rückgangs lag dieser Wert immer noch 4,0 % höher als am Freitag der Vorwoche.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.AleaSoft Energy Forecasting-Analyse zu den Aussichten für die Energiespeicherung
AleaSoft Energy Forecasting hat sechs Abteilungen, um die Entwicklung der erneuerbaren Energien zu unterstützen, darunter AleaStorage. Diese Abteilung ist auf die Berechnung von Erträgen, die Optimierung und das Speichermanagement für Energiespeichersysteme wie Batterien und hybride Systeme aus erneuerbaren Technologien wie Wind– oder Solarenergie mit Energiespeichersystemen spezialisiert. Die Berichte von AleaStorage beruhen auf stündlichen Preissimulationen und Optimierungsalgorithmen, die die technischen Merkmale des Systems und die Möglichkeiten des Energieverkaufs auf den Märkten berücksichtigen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.