AleaSoft Energy Forecasting, 15. April 2024. In der zweiten Aprilwoche waren die Preise auf fast allen wichtigen europäischen Strommärkten höher als in der Vorwoche, obwohl der Wochendurchschnitt in den meisten von ihnen unter 50 €/MWh lag. Der iberische Markt MIBEL wies in der zehnten Woche in Folge die niedrigsten Preise auf. Alle Märkte außer Italien verzeichneten negative Stundenpreise. Der spanische Markt wies die höchste Anzahl von Stunden mit negativen Preisen auf: 45. In Portugal und Italien erreichte die Photovoltaik historische Rekorde. Die Gas- und CO2-Preise stiegen.
Solare Photovoltaik- und Solarthermieproduktion und Windstromproduktion
In der zweiten Aprilwoche stieg die Solarstromerzeugung in allen großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche an. Der deutsche Markt verzeichnete den größten Anstieg von 35 %, was eine Umkehrung des Rückgangs der Vorwoche bedeutet. Der iberische Markt und der französische Markt verzeichneten beide einen Anstieg von 28 %. Den geringsten Anstieg verzeichnete der italienische Markt, wo die Solarproduktion in der gesamten Woche um 1,7 % zunahm. Diese Märkte setzten ihren Aufwärtstrend in der zweiten Woche in Folge fort.
Am Samstag, den 13. April, wurden auf dem italienischen und dem portugiesischen Markt mit einer PV-Erzeugung von 123 GWh bzw. 17 GWh die historischen Rekorde für die PV-Erzeugung in der ersten Aprilwoche gebrochen.
In der Woche vom 15. April wird die Solarproduktion laut den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting in Italien, Spanien und Deutschland zurückgehen.
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 zweiten Aprilwoche stieg die Windenergieproduktion auf dem italienischen Markt im Vergleich zur Vorwoche um 3,2 %. Auf dem deutschen, spanischen, portugiesischen und französischen Markt wurden jedoch Rückgänge zwischen 24 % und 58 % verzeichnet. Auf dem iberischen Markt in Spanien und Portugal setzte sich der Abwärtstrend in der zweiten Woche in Folge mit einem durchschnittlichen Rückgang von 39 % fort.
Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting für die Windenergieproduktion in der Woche vom 15. April wird die Produktion mit dieser Technologie in allen analysierten Märkten im Vergleich zur Vorwoche steigen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Elektrizitätsnachfrage
In der Woche vom 8. April war die Stromnachfrage auf den meisten europäischen Strommärkten niedriger als in der Vorwoche. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 5,1 % den größten Rückgang, während der britische Markt mit 0,6 % den geringsten Rückgang aufwies. Beide Märkte verzeichneten in der zweiten Woche in Folge Rückgänge. Die Märkte in Spanien, Frankreich und den Niederlanden verzeichneten Rückgänge, die zwischen 1,9 % in Spanien und 3,6 % in den Niederlanden lagen. Der deutsche, der italienische und der belgische Markt verzeichneten dagegen Zuwächse von 2,8%, 2,7% bzw. 1,0%.
In der zweiten Aprilwoche stiegen die Durchschnittstemperaturen in allen untersuchten Märkten an, was auf den meisten Märkten zu einer geringeren Nachfrage führte. Die Anstiege reichten von 0,3°C in Frankreich bis 2,3°C in Italien. In Belgien waren die gemessenen Temperaturen denen der Vorwoche sehr ähnlich.
In der Woche vom 15. April wird laut AleaSoft Energy Forecasting die Nachfrage in Portugal, den Niederlanden, Belgien, Spanien, Frankreich und Italien steigen, während sie in Großbritannien und Deutschland sinken wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.
Europäische Strommärkte
In der zweiten Aprilwoche stiegen die Preise auf den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte im Vergleich zur Vorwoche. Ausnahmen bildeten der britische N2EX-Markt und der nordische Nordpool-Markt mit Rückgängen von 16 % bzw. 40 %. Auf dem MIBEL-Markt in Spanien und Portugal wurden dagegen die größten prozentualen Preissteigerungen von 71 % bzw. 77 % erzielt. Dagegen verzeichnete der IPEX-Markt in Italien mit 2,1 % den geringsten prozentualen Anstieg. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 14% auf dem deutschen EPEX SPOT-Markt und 55% auf dem belgischen EPEX SPOT-Markt.
In der zweiten Aprilwoche lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte weiterhin unter 50 €/MWh. Ausnahmen bildeten der deutsche und der italienische Markt mit Durchschnittswerten von 51,87 €/MWh bzw. 77,39 €/MWh. Dagegen verzeichneten der portugiesische und der spanische Markt mit 6,85 €/MWh bzw. 7,55 €/MWh die niedrigsten wöchentlichen Durchschnittspreise und damit die zehnte Woche in Folge mit den niedrigsten Wochenpreisen. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 12,46 €/MWh auf dem französischen Markt bis 48,94 €/MWh auf dem niederländischen Markt.
Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten in der zweiten Aprilwoche alle untersuchten europäischen Märkte negative Preise, mit Ausnahme des italienischen Marktes. Der deutsche Markt erreichte den niedrigsten Stundenpreis von -60,07 €/MWh am Sonntag, den 14. April, von 14:00 bis 15:00 Uhr. Dieser Preis war der niedrigste seit Anfang Juli 2023 auf diesem Markt. Andererseits verzeichnete der iberische Markt die meisten Stunden mit negativen Preisen, insgesamt 45 Stunden von Montag, dem 8. bis Sonntag, dem 14. April, und erreichte den niedrigsten Wert von -1,01 €/MWh zwischen 15:00 und 17:00 Uhr am Sonntag, dem 14.
In der Woche vom 8. April wirkten sich der Anstieg des Durchschnittspreises für Gas und CO2-Emissionszertifikate sowie der Rückgang der Windenergieerzeugung auf fast allen untersuchten Märkten erhöhend auf die Preise auf den europäischen Strommärkten aus.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der dritten Aprilwoche in den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte weiter steigen könnten, beeinflusst durch die steigende Nachfrage und die sinkende Solarproduktion.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.
Brent, Kraftstoffe und CO2
In der zweiten Aprilwoche blieben die Schlusskurse der Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat an der ICE-Börse unter dem Niveau der letzten Sitzungen der Vorwoche und bewegten sich um 90 $/bbl. Am Dienstag, dem 9. April, verzeichneten diese Futures mit 89,42 $/bbl ihr wöchentliches Schlusstief. Am Mittwoch, dem 10. April, erreichten sie dagegen ihren Wochenhöchstpreis von 90,48 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 1,3 % höher als am Mittwoch zuvor. Nachdem die Preise am Donnerstag gefallen waren, stiegen sie am Freitag wieder auf 90,45 $/bbl. Dieser Schlusskurs lag um 0,8 % unter dem des vorangegangenen Freitags.
In der zweiten Aprilwoche trugen die Spannungen im Nahen Osten dazu bei, dass die Preise für Brent-Öl-Futures über 89 $/bbl blieben. Die steigenden US-Rohöllagerbestände und die fehlenden Aussichten auf eine US-Zinssenkung wirkten sich jedoch preisdämpfend aus. Andererseits hielt die OPEC in der zweiten Aprilwoche ihre Prognosen für das Nachfragewachstum in den Jahren 2024 und 2025 aufrecht, während die Internationale Energieagentur ihre Prognosen für das Wachstum der weltweiten Ölnachfrage gegenüber dem Vormonat senkte.
Die TTF-Gasfutures am ICE-Frontmonatsmarkt erreichten am Dienstag, den 9. April, ihren wöchentlichen Tiefstpreis von 27,35 €/MWh. In den verbleibenden Sitzungen der zweiten Aprilwoche zogen die Preise rasch an. Am Freitag, dem 12. April, erreichten diese Futures ihren Wochenschlusskurs von 30,73 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 16 % höher als am Freitag zuvor und war der höchste seit der ersten Januarhälfte.
Die Spannungen im Nahen Osten und die russischen Angriffe auf die ukrainische Energieinfrastruktur haben die Preise in die Höhe getrieben. Die Verabschiedung eines europäischen Verordnungsentwurfs, wonach die Staaten die Einfuhr von Gas aus Russland, einschließlich verflüssigtem Erdgas, begrenzen könnten, trug in der zweiten Aprilwoche ebenfalls zu höheren Preisen bei. Darüber hinaus steigt die Nachfrage nach verflüssigtem Erdgas in Asien in Erwartung des Beginns der Käufe zur Auffüllung der europäischen Lagerbestände im Sommer.
Die CO2-Futures am EEX-Markt für den Dezember-2024-Benchmarkkontrakt verzeichneten in der zweiten Aprilwoche überwiegend Preissteigerungen. Die Ausnahme bildete Mittwoch, der 10. April, als diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 62,87 €/t verzeichneten. Als Folge des vorherrschenden Aufwärtstrends in der zweiten Aprilwoche erreichten diese Futures am Freitag, den 12. April, ihren höchsten Wochenschlusskurs von 71,55 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 18 % höher als am Freitag zuvor und war der höchste seit der ersten Januarhälfte.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.
Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die europäischen Energiemärkte und die Energiespeicherung
Am Donnerstag, den 11. April, veranstalteten AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen das 43. Webinar ihrer monatlichen Webinarreihe. Bei dieser Gelegenheit nahm Raúl García Posada, Direktor von ASEALEN, dem spanischen Energiespeicherverband, zum dritten Mal an den monatlichen Webinaren teil. Neben der Entwicklung und den Perspektiven der europäischen Energiemärkte wurden in diesem Webinar die Vorschriften, die aktuelle Situation und die Aussichten für die kommenden Monate für Energiespeicher analysiert.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
