AleaSoft Energy Forecasting, 2. August 2024. Im Juli stiegen die Preise auf den spanischen, portugiesischen, französischen und italienischen Strommärkten im Vergleich zum Juni an, was auf die höheren Temperaturen zurückzuführen war, die die Stromnachfrage erhöhten. Auch die geringere Windstromproduktion in den meisten Märkten trug zu diesem Trend bei. Auf den Märkten weiter nördlich auf dem Kontinent war der Anstieg der Temperaturen und der Nachfrage weniger ausgeprägt. In diesen Märkten fielen die Preise im Einklang mit den niedrigeren Gas- und CO2-Preisen. Die monatliche PV-Produktion erreichte in Deutschland, Spanien, Italien, Frankreich und Portugal ein Allzeithoch.
Solare Photovoltaik- und thermoelektrische Produktion und Windstromproduktion
Im Juli 2024 verzeichneten alle großen europäischen Strommärkte einen Anstieg der Solarstromerzeugung um mehr als 10 % im Vergleich zum Vorjahresmonat. Der portugiesische Markt führte die Liste mit einem Zuwachs von 48 % an. Auf den übrigen analysierten Märkten stieg die Solarstromerzeugung zwischen 13 % in Frankreich und 24 % in Deutschland.
Im Vergleich zum Juni 2024 war die Solarproduktion im Juli in allen großen europäischen Strommärkten ebenfalls höher. Erneut führte der portugiesische Markt die Liste mit einem Anstieg von 28 % an. Der deutsche Markt verzeichnete mit 1,7 % den geringsten Zuwachs im Vergleich zum Vormonat.
Im Juli 2024 brachen alle fünf untersuchten Märkte historische Rekorde bei der monatlichen PV-Produktion. Der deutsche Markt führte die Liste mit einer Produktion von 9462 GWh an, gefolgt vom spanischen Markt mit 5740 GWh. Der italienische und der französische Markt produzierten 3632 GWh bzw. 3064 GWh. Der portugiesische Markt schloss die Liste mit einer Produktion von 642 GWh ab.
Diese Produktionsrekorde spiegeln den Anstieg der installierten PV-Kapazität im Vergleich zum Vorjahr wider. Nach Angaben von Red Eléctrica hat Spanien zwischen Juli 2023 und Juli 2024 3990 MW in das System der Halbinsel eingespeist. Im gleichen Zeitraum wurden auf dem portugiesischen Markt 918 MW an neuer PV-Leistung installiert.
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.Im Juli 2024 ging die Windenergieerzeugung auf allen großen europäischen Strommärkten im Vergleich zum Juli 2023 zurück. Die Rückgänge reichten von 12% auf dem italienischen Markt bis zu 30% auf dem französischen Markt.
Im Vergleich zum Vormonat stieg die Winderzeugung auf dem portugiesischen Markt um 1,4 %. Auf den anderen untersuchten Märkten wurden Rückgänge zwischen 3,5 % in Frankreich und 14 % in Italien verzeichnet.
Diese Rückgänge sind zu verzeichnen, obwohl die installierte Windkraftkapazität weiter zugenommen hat. Nach Angaben von Red Eléctrica hat Spanien zwischen Juli 2023 und Juli 2024 874 MW an Windkraftkapazität in das System der Halbinsel eingespeist. Im gleichen Zeitraum wurden auf dem portugiesischen Markt 6 MW an neuer Windkraftkapazität installiert.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica and TERNA.Stromnachfrage
Im Juli 2024 stieg die Stromnachfrage in den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zum selben Zeitraum im Jahr 2023. Der belgische Markt verzeichnete den größten Anstieg von 7,5 %, während der spanische Markt den geringsten Anstieg von 0,4 % verzeichnete. Die Ausnahme vom Aufwärtstrend in den meisten Märkten war der niederländische Markt, wo die Nachfrage um 4,8 % zurückging.
Vergleicht man die Stromnachfrage im Juli mit der im Juni 2024, so ist sie auf den meisten Märkten erneut gestiegen. Der belgische Markt war der einzige, auf dem die Nachfrage im Vergleich zum Vormonat zurückging, und zwar um 3,2 %. Der italienische Markt verzeichnete mit 18 % den höchsten Anstieg. Auf den anderen untersuchten Märkten reichte der Anstieg von 0,1 % in Deutschland bis zu 13 % in Spanien.
In den meisten großen europäischen Strommärkten war der Juli 2024 weniger warm als der gleiche Monat im Jahr 2023. Der Rückgang der Durchschnittstemperaturen reichte von 0,1°C in den Niederlanden bis zu 0,6°C in Spanien. In Italien und Deutschland stiegen die Durchschnittstemperaturen um 0,2°C bzw. 0,4°C. In Großbritannien und Belgien waren sie ähnlich wie im Juli 2023.
Im Gegensatz dazu waren die Durchschnittstemperaturen im Juli in allen untersuchten Märkten höher als im Vormonat, was mit dem Voranschreiten des Sommers zusammenhängt. Die Schwankungen von Monat zu Monat reichten von 1,9°C in Großbritannien bis zu 3,8°C in Spanien und Italien.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
Im Juli 2024 lag der monatliche Durchschnittspreis auf den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte unter 75 €/MWh. Ausnahmen bildeten der britische N2EX-Markt und der italienische IPEX-Markt mit Durchschnittspreisen von 82,46 €/MWh bzw. 112,32 €/MWh. Der nordische Markt Nord Pool verzeichnete den niedrigsten Monatspreis von 24,47 €/MWh. Auf den übrigen europäischen Strommärkten, die in AleaSoft Energy Forecasting analysiert wurden, reichten die Durchschnittspreise von 47,03 €/MWh auf dem französischen EPEX SPOT-Markt bis 74,12 €/MWh auf dem portugiesischen MIBEL-Markt.
Im Vergleich zum Juni sind die Durchschnittspreise auf den weiter nördlich gelegenen europäischen Strommärkten gesunken. Dagegen verzeichneten der italienische, portugiesische, spanische und französische Markt einen Anstieg von 8,9 %, 28 %, 29 % bzw. 38 %. Auf den übrigen Märkten sanken die Preise zwischen 2,0 % auf dem britischen und niederländischen Markt und 21 % auf dem deutschen Markt.
Vergleicht man die Durchschnittspreise des Monats Juli mit denen des gleichen Monats 2023, so sind die Preise auf den meisten der untersuchten Märkte gesunken. Ausnahmen bildeten der italienische und der britische Markt mit einem leichten Anstieg von 0,2 % bzw. 0,5 %. Dagegen verzeichnete der französische Markt mit 39 % den größten prozentualen Rückgang. Auf den anderen Märkten reichten die Preisrückgänge von 9,4 % auf dem niederländischen Markt bis zu 30 % auf dem nordischen Markt.
Infolge der festgestellten Preisrückgänge verzeichnete der nordische Markt im Juli 2024 den niedrigsten Durchschnittswert seit Oktober 2023. Der portugiesische Markt verzeichnete jedoch den höchsten Monatsdurchschnitt seit November 2023, während der italienische und der spanische Markt die höchsten Monatsdurchschnitte seit Januar bzw. Februar 2024 verzeichneten.
Im Juli 2024 trugen niedrigere Preise für Gas und CO2-Emissionszertifikate im Vergleich zum Vormonat sowie ein allgemeiner Anstieg der Solarproduktion im Vergleich zum Juni zu niedrigeren Preisen auf den meisten europäischen Strommärkten bei. Allerdings trug die gestiegene Nachfrage zu höheren Preisen auf einigen Märkten bei. Auf dem spanischen, dem französischen und dem italienischen Markt ging die Windenergieerzeugung zurück, was ebenfalls zu höheren Preisen auf diesen Märkten führte.
Andererseits führten im Juli 2024 der Rückgang des Durchschnittspreises für CO2-Emissionszertifikate und der allgemeine Anstieg der Solarproduktion im Vergleich zum Juli 2023 zu einem Preisrückgang im Vergleich zum Vorjahr auf den meisten europäischen Strommärkten.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt verzeichneten im Juli einen monatlichen Durchschnittspreis von 83,88 $/bbl. Damit lag er um 1,1 % über dem Preis der Frontmonats-Futures vom Juni von 83,00 $/bbl. Er lag auch um 4,6 % über dem Preis der Frontmonats-Futures für Juli 2023 von 80,16 $/bbl.Im Juli trieben die Produktionskürzungen der OPEC+ und Befürchtungen über die Auswirkungen von Waldbränden auf die kanadische Produktion die Preise für Brent-Öl-Futures nach oben. Die Erwartung einer erhöhten Nachfrage aufgrund der Sommerreisezeit und die Möglichkeit niedrigerer US-Zinsen ab September wirkten sich ebenfalls preistreibend aus. Die Besorgnis über die Nachfrage in China und der starke Dollar begrenzten jedoch den Preisanstieg, der sowohl im Juni 2024 als auch im Juli 2023 weniger als 5,0 % betrug.
Was die TTF-Gasfutures auf dem ICE-Markt für den Frontmonat betrifft, so lag der Durchschnittswert im Juli bei 32,68 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten ist der Juli-Durchschnitt im Vergleich zu den im Juni gehandelten durchschnittlichen Front-Month-Futures von 34,47 €/MWh um 5,2 % gesunken. Im Vergleich zu den Front-Month-Futures, die im Juli 2023 gehandelt wurden, als der Durchschnittspreis 29,48 €/MWh betrug, gab es dagegen einen Anstieg von 11 %.
Im Juli wirkten sich Probleme in der Freeport-Flüssigerdgas-Exportanlage erhöhend auf die TTF-Gas-Terminpreise aus. Die hohe Nachfrage in Asien wirkte sich auch auf das LNG-Angebot aus und trug zu höheren Preisen im Vergleich zum Juli 2023 bei. Das Nachfrageniveau in Europa und die hohen Lagerbestände drückten jedoch die Futures-Preise gegenüber dem Vormonat nach unten.
Die CO2-Futures am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2024 erreichten im Juli einen Durchschnittspreis von 68,17 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten bedeutet dies einen Rückgang von 2,2 % gegenüber dem Durchschnittspreis des Vormonats von 69,69 €/t. Verglichen mit dem Juli-Durchschnitt 2023 von 92,51 €/t lag der Juli-Durchschnitt 2024 um 26 % niedriger.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.AleaSoft Energy Forecasting-Analyse für die Finanzierung und Bewertung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien
AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen bieten langfristige Preiskurvenprognosen für Strommärkte weltweit. Diese Prognosen werden für die Finanzierung von Erneuerbare-Energien-Projekten, Risikomanagement und Hedging, PPA-Handel, M&A-Transaktionen, Portfoliobewertung und Audits, langfristigen Energiehandel und andere Anwendungen im Zusammenhang mit der Entwicklung erneuerbarer Energien benötigt.
AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen’s langfristige Preisprognosen haben stündliche Granularität, 30-Jahres-Horizonte und Konfidenzbänder. Darüber hinaus enthalten sie Prognosen für den von PV und Wind erfassten Preis mit jährlicher Granularität..
AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen bieten auch langfristige Prognosen von Energieverkaufspreiskurven für Elektrizitätssysteme und Nicht-Festlandgebiete.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
