AleaSoft Energy Forecasting, 23. September 2024. In der dritten Septemberwoche waren die Preise in den meisten großen europäischen Strommärkten höher als in der Vorwoche. Dieser Trend wurde durch die rückläufige Solar- und Windenergieproduktion in den meisten Märkten unterstützt. Trotz des wöchentlichen Rückgangs erreichte die Windenergieproduktion in Spanien, Portugal und Frankreich am 17. September ein Niveau, das seit mehreren Monaten nicht mehr erreicht wurde. Die Gas- und CO2-Futures fielen, wobei letztere den niedrigsten Schlusskurs seit dem 6. April verzeichneten.
Photovoltaik- und Solarthermie-Erzeugung und Windstromerzeugung
In der Woche vom 16. September ging die Solarstromerzeugung auf den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Der portugiesische und der spanische Markt verzeichneten mit 25 % bzw. 24 % die stärksten Rückgänge. Solch starke Rückgänge gab es auf der iberischen Halbinsel zuletzt Ende März und Anfang April 2024. Der französische Markt verzeichnete den geringsten Rückgang von 12 % und kehrte damit den Aufwärtstrend der Vorwoche um. Im Gegensatz dazu stieg die Solarproduktion auf dem deutschen Markt nach zwei Wochen mit Rückgängen um 36 %. In der Woche vom 23. September wird die Solarproduktion laut den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting in Spanien steigen, in Deutschland und Italien jedoch sinken.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.In der dritten Septemberwoche ging die wöchentliche Windenergieproduktion in den meisten europäischen Hauptmärkten ebenfalls zurück und kehrte den Aufwärtstrend der Vorwoche um. Der italienische Markt verzeichnete mit 78 % den stärksten Rückgang, während in Portugal, Deutschland und Spanien die Winderzeugung um 27 %, 18 % bzw. 15 % zurückging. Eine Ausnahme bildete der französische Markt, wo die Windenergieerzeugung um 5,4 % zunahm.
Trotz des Rückgangs der wöchentlichen Erzeugung erreichte die tägliche Windstromerzeugung am Dienstag, den 17. September, ein Niveau, das seit mehreren Monaten nicht mehr erreicht wurde. An diesem Tag erzeugte der spanische Markt 257 GWh, die höchste Tagesproduktion seit dem 1. Juni. Auch auf dem französischen Markt wurden 232 GWh erzeugt, ein Wert, der seit Mitte April nicht mehr erreicht wurde, und auf dem portugiesischen Markt wurden 63 GWh erzeugt, die höchste Produktion seit Mitte Mai.
In der Woche vom 23. September wird sich nach den Produktionsprognosen von AleaSoft Energy Forecasting der Abwärtstrend der Windenergie umkehren. Die Produktion mit dieser Technologie wird in Deutschland, Italien und auf der iberischen Halbinsel steigen. Auf dem französischen Markt hingegen wird die Windstromproduktion zurückgehen.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica and TERNA.
Elektrizitätsnachfrage
In der Woche vom 16. September zeigte die Entwicklung der Stromnachfrage zwischen den Wochen in den wichtigsten europäischen Strommärkten keine einheitliche Tendenz, im Gegensatz zu dem in der Vorwoche beobachteten Abwärtstrend. Großbritannien führte die Liste der Märkte, auf denen die Nachfrage stieg, mit einem Anstieg von 3,0 % an. Es folgte der portugiesische Markt, wo die Nachfrage die zweite Woche in Folge anstieg, diesmal um 2,1 %. Der belgische und der französische Markt verzeichneten mit 0,8 % bzw. 0,1 % die geringsten Anstiege. Auf dem spanischen Markt blieb die Nachfrage ähnlich wie in der Vorwoche, während auf dem italienischen, dem deutschen und dem niederländischen Markt ein Nachfragerückgang zu verzeichnen war. Auf dem italienischen Markt ging die Nachfrage in der dritten Woche in Folge zurück, und zwar um 4,6 %. Auf dem deutschen und dem niederländischen Markt ging die Nachfrage in der zweiten Woche in Folge zurück, und zwar um 2,3 % bzw. 2,1 %.
Gleichzeitig stiegen die Durchschnittstemperaturen in den meisten der untersuchten Märkte. Die Steigerungen reichten von 2,9°C in Frankreich bis 4,0°C in den Niederlanden. In Italien, Spanien und Portugal hingegen sanken die Durchschnittstemperaturen um 2,1°C, 0,6°C bzw. 0,4°C.
In der Woche vom 23. September wird die Nachfrage auf dem deutschen, französischen, belgischen, niederländischen und britischen Markt laut den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting steigen. Dagegen wird die Nachfrage auf der Iberischen Halbinsel und in Italien zurückgehen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.
Europäische Strommärkte
In der dritten Septemberwoche stiegen die Durchschnittspreise an den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Eine Ausnahme bildete der EPEX SPOT-Markt in Frankreich, den Niederlanden und Belgien mit Rückgängen von 17 %, 2,9 % bzw. 0,7 %. Den höchsten prozentualen Preisanstieg verzeichnete der nordische Markt Nord Pool mit 91 %. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 0,5 % auf dem deutschen EPEX SPOT-Markt und 18 % auf dem spanischen MIBEL-Markt und dem britischen N2EX-Markt.
In der dritten Septemberwoche lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte unter 81 €/MWh. Ausnahmen bildeten der britische N2EX-Markt und der italienische IPEX-Markt mit Durchschnittswerten von 95,81 €/MWh bzw. 111,60 €/MWh. Der nordische Markt verzeichnete den niedrigsten Wochendurchschnitt von 25,84 €/MWh. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 42,86 €/MWh auf dem französischen Markt bis 80,26 €/MWh auf dem deutschen Markt.
Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten mehrere der analysierten Märkte in der dritten Septemberwoche Null- oder Negativpreise. Der niedrigste Preis der Woche, -3,95 €/MWh, wurde am Samstag, den 21. September zwischen 14:00 und 15:00 Uhr auf dem deutschen, französischen, niederländischen und belgischen Markt verzeichnet. Am 16. und 17. September verzeichneten die spanischen, portugiesischen und französischen Märkte für mehrere Stunden Nullpreise, während am 18., 19. und 20. September die deutschen, niederländischen und belgischen Märkte für einige Stunden negative Preise verzeichneten. Am Sonntag, den 22. September, verzeichnete der deutsche Markt erneut stundenweise negative Preise. Im Gegensatz dazu verzeichnete der italienische Markt, wo keine Null- oder Negativpreise erreicht wurden, am 16. September von 18:00 bis 19:00 Uhr mit 180,32 €/MWh den höchsten Stundenpreis der Woche.
In der Woche vom 16. September trug die rückläufige Wind- und Solarproduktion in den meisten großen europäischen Märkten zum Anstieg der Strommarktpreise bei, obwohl die Gas- und CO2-Preise in der gesamten Woche gesunken waren. Die steigende Stromnachfrage in einigen Märkten trug ebenfalls zu diesem Trend bei.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der vierten Septemberwoche in den meisten analysierten europäischen Strommärkten sinken werden, begünstigt durch die Erholung der Windenergieproduktion in den meisten Märkten und der Solarenergie in Spanien.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool and GME.
Brent, Kraftstoffe und CO2
In der dritten Septemberwoche stiegen die Schlusskurse der Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat an der ICE-Börse in den meisten Sitzungen und lagen über 72 $/bbl. Am Montag, dem 16. September, verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 72,75 $/bbl. Infolge des Aufwärtstrends erreichten diese Futures am Donnerstag, dem 19. September, ihren Wochenschlusskurs von 74,88 $/bbl. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 3. September. Am Freitag, dem 20. September, sank der Schlusskurs leicht auf 74,49 $/bbl, lag aber immer noch 4,0 % über dem des vorangegangenen Freitags.
In der dritten Septemberwoche wirkten sich die rückläufigen US-Rohölvorräte und die Versorgungssorgen nach dem Hurrikan Francine positiv auf die Brent-Rohöl-Terminpreise aus. Die Senkung der US-Zinssätze trug ebenfalls zu höheren Preisen bei. Die Besorgnis über die Nachfrageentwicklung in China verhinderte jedoch weitere Anstiege. Andererseits könnte die zunehmende Instabilität im Nahen Osten in der vierten Septemberwoche zu einem weiteren Preisanstieg führen.
Die Schlusskurse der TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat blieben in der dritten Septemberwoche unter 36 €/MWh. Am Dienstag, den 17. September, erreichten diese Futures ihren wöchentlichen Höchstpreis von 35,55 €/MWh. Danach gingen die Preise zurück und am Donnerstag, den 19. September, verzeichneten diese Futures ihren wöchentlichen Tiefstpreis von 33,08 €/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 27. Juli. Am Freitag, 20. September, stieg der Schlusskurs auf 34,44 €/MWh. Dieser Preis war immer noch 3,4 % niedriger als am vorangegangenen Freitag.
In der dritten Septemberwoche wurden die Wartungsarbeiten in Norwegen fortgesetzt. Darüber hinaus beeinträchtigten Wartungsarbeiten an der Medgaz-Pipeline, die voraussichtlich bis in die vierte Septemberwoche andauern werden, den Gasfluss aus Algerien. Dank der hohen europäischen Lagerbestände konnten die TTF-Gas-Terminpreise jedoch unter 36 €/MWh bleiben. Darüber hinaus trugen Nachrichten über eine mögliche Vereinbarung über Gaslieferungen aus Aserbaidschan über die Ukraine zum Preisrückgang am Donnerstag, dem 19. September, bei, obwohl diese Nachricht später korrigiert wurde.
Die CO2-Futures am EEX-Markt für den Benchmark-Kontrakt Dezember 2024 verzeichneten am Dienstag, den 17. September, ihren höchsten Wochenschlusskurs von 64,34 €/t. Am 18. und 19. September waren die Schlusskurse rückläufig. Am Donnerstag, den 19. September, erreichten diese Futures ihren wöchentlichen Tiefststand von 62,82 €/t. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 6. April. Am Freitag, den 20. September, stieg der Schlusskurs auf 63,39 €/t. Dieser Preis lag jedoch immer noch 2,5 % unter dem des vorangegangenen Freitags.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.
AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse der Aussichten für die europäischen Energiemärkte und die Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien
Am Donnerstag, den 19. September, veranstalteten AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen das 47. Webinar ihrer monatlichen Webinarreihe. Webinar ihrer monatlichen Webinar-Reihe. Diesmal ging es um die Entwicklung und die Perspektiven der europäischen Energiemärkte, um Energiespeicherung, insbesondere Batterien und grünen Wasserstoff, sowie um die aktuelle Situation und die Perspektiven des Eigenverbrauchs. Darüber hinaus wurden die Dienstleistungen von AleaSoft für Energiehändler erläutert. Xavier Cugat, Produktdirektor bei Pylontech, und Francisco Valverde, unabhängiger Fachmann für die Entwicklung von erneuerbaren Energien, nahmen an der Analyse-Runde teil.
Das nächste Webinar der Reihe, Nummer 48, findet am 17. Oktober statt und wird von Deloitte durchgeführt, die bereits zum fünften Mal teilnehmen. Die Themen sind die Entwicklung und die Aussichten der europäischen Energiemärkte für den Winter 2024-2025, die Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien und die Bedeutung von Prognosen bei Audits und Portfoliobewertungen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
