AleaSoft Energy Forecasting, 3. Dezember 2024. Im November lagen die monatlichen Preise in den meisten großen europäischen Strommärkten über 100 €/MWh. Auf fast allen Märkten war dies der höchste monatliche Preis seit mindestens Mai 2023. Der Anstieg der Gaspreise, die den höchsten Durchschnittswert seit Dezember 2023 erreichten, war der Hauptgrund für diese Erhöhungen. Steigende CO2-Preise und Stromnachfrage sowie eine rückläufige Photovoltaik-Produktion trieben den Preisanstieg im Vergleich zum Oktober ebenfalls an, obwohl die Windenergieproduktion in den meisten Märkten zunahm. Die Fotovoltaik verzeichnete im November in Spanien, Italien, Frankreich und Portugal Produktionsrekorde.
Solare Photovoltaik- und Windenergieproduktion
Im November 2024 verzeichneten alle großen europäischen Strommärkte einen Zuwachs von mehr als 10 % bei der photovoltaischen Solarstromerzeugung im Vergleich zum Vorjahresmonat. Der portugiesische Markt führte den prozentualen Anstieg mit 35 % an. Auf den anderen Märkten stieg die photovoltaische Solarstromproduktion zwischen 13 % in Deutschland und 23 % in Italien.
Beim Vergleich der Solarenergieerzeugung zwischen Oktober und November 2024 war dagegen ein entgegengesetzter Trend zu beobachten. Infolge der geringeren Tageslichtstunden ging die photovoltaische Solarstromproduktion im November in allen analysierten Märkten zurück. Der deutsche Markt verzeichnete mit 54 % den größten Rückgang. Auf den anderen Märkten reichten die Rückgänge von 12 % in Spanien bis 25 % in Frankreich.
Vier Märkte brachen den historischen Rekord für die photovoltaische Stromerzeugung im November. Der spanische Markt war mit einer Produktion von 2311 GWh der Spitzenreiter. Es folgten der italienische und der französische Markt, die 1430 GWh bzw. 1188 GWh mit dieser Technologie produzierten. Der portugiesische Markt schloss die Liste mit einer Produktion von 267 GWh ab.
Die oben genannten Produktionssteigerungen spiegeln den Anstieg der installierten Photovoltaikkapazität im Vergleich zum Vorjahr wider. Nach Angaben von Red Eléctrica hat Spanien zwischen November 2023 und November 2024 4088 MW in das System der Halbinsel eingespeist. Im gleichen Zeitraum baute der portugiesische Markt seine Solarkapazität um 1002 MW aus.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Im November 2024 ging die Windenergieerzeugung in den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zum November 2023 zurück. Die Rückgänge reichten von 25 % auf dem deutschen Markt bis zu 41 % auf dem italienischen Markt. Eine Ausnahme bildete der portugiesische Markt, wo die Windenergieproduktion im Vergleich zum Vorjahr um 5,8 % zunahm.
Im Vergleich zum Oktober 2024 stieg die Windenergieproduktion im November in den meisten analysierten Märkten. Die Steigerungen reichten von 7,0 % auf dem portugiesischen Markt bis zu 33 % auf dem italienischen Markt. Eine Ausnahme bildete der spanische Markt, auf dem die Windenergieproduktion im Vergleich zum Oktober um 12 % zurückging.
Nach Angaben von Red Eléctrica hat Spanien zwischen November 2023 und November 2024 789 MW an Windenergiekapazität in das Netz der Halbinsel eingespeist. Im gleichen Zeitraum wurden auf dem portugiesischen Markt 31 MW an neuen Kapazitäten installiert.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Stromnachfrage
Im November 2024 stieg die Stromnachfrage in den Niederlanden, Großbritannien, Belgien und Frankreich im Vergleich zum selben Zeitraum im Jahr 2023. Der niederländische Markt verzeichnete mit 4,5 % den größten Anstieg, während der französische Markt mit 1,1 % den geringsten Zuwachs verzeichnete. In Deutschland und auf den südeuropäischen Märkten war eine gegenläufige Entwicklung zu beobachten. Auf dem spanischen und dem deutschen Markt sank die Nachfrage um 1,6 % bzw. 1,2 % und auf dem italienischen Markt um 0,7 %. Den geringsten Nachfragerückgang verzeichnete der portugiesische Markt mit einem Minus von 0,4 % gegenüber November 2023.
Bei der Analyse der Nachfrageveränderungen im Vergleich zum Oktober 2024 war die Situation auf allen wichtigen europäischen Märkten jedoch wesentlich einheitlicher. Mit dem Saisonwechsel und den kälteren Temperaturen stieg die Nachfrage in allen untersuchten Märkten im Vergleich zum Vormonat. Der französische, der britische und der niederländische Markt verzeichneten zweistellige Zuwächse von 18%, 14% bzw. 12%. Die südeuropäischen Märkte verzeichneten einen geringeren Anstieg der Nachfrage im Vergleich zum Oktober, mit einem Wachstum von 2,8%, 2,5% bzw. 1,6% in Italien, Portugal und Spanien.
In den meisten analysierten Märkten war der November 2024 kälter als derselbe Monat im Jahr 2023. Der Rückgang der Durchschnittstemperaturen reichte von 0,2 °C in Frankreich bis 1,0 °C in Italien. Im Gegensatz dazu stiegen die Durchschnittstemperaturen in Spanien, Portugal und Großbritannien im Vergleich zum Vorjahr um 0,3 °C bis 0,5 °C.
Im Einklang mit dem fortschreitenden Herbst waren die Durchschnittstemperaturen im November in allen untersuchten Märkten niedriger als im Vormonat. Die Schwankungen reichten von -6,5°C in Italien bis -3,2°C in Portugal.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
Im Monat November 2024 lag der monatliche Durchschnittspreis auf den meisten großen europäischen Strommärkten über 100 €/MWh. Eine Ausnahme bildete der Nord-Pool-Markt der nordischen Länder mit einem Durchschnittspreis von 37,28 €/MWh. Der IPEX-Markt in Italien verzeichnete mit 130,89 €/MWh den höchsten Monatspreis. Auf den anderen europäischen Strommärkten, die von AleaSoft Energy Forecasting analysiert wurden, lagen die Durchschnittspreise zwischen 100,53 €/MWh auf dem EPEX SPOT-Markt in Frankreich und 117,30 €/MWh auf dem N2EX-Markt im Vereinigten Königreich.
Im Vergleich zum Oktober sind die Durchschnittspreise in allen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkten gestiegen. Die größten prozentualen Preissteigerungen verzeichneten der nordische und der französische Markt mit 56% bzw. 62%. Auf den übrigen Märkten stiegen die Preise zwischen 12 % auf dem italienischen Markt und 52 % auf dem spanischen MIBEL-Markt.
Vergleicht man die Durchschnittspreise für den Monat November mit denen des gleichen Monats 2023, so sind die Preise in den meisten analysierten Märkten ebenfalls gestiegen. Die Ausnahme bildete der nordische Markt mit einem Preisrückgang von 50 %. Der spanische und der portugiesische Markt verzeichneten dagegen die größten Preissteigerungen, nämlich jeweils 65 %. Auf den anderen Märkten reichten die Preissteigerungen von 7,5 % auf dem italienischen Markt bis zu 25 % auf dem deutschen Markt.
Infolge der Preissteigerungen verzeichneten der deutsche, der spanische, der niederländische und der portugiesische Markt im November 2024 die höchsten Durchschnittswerte seit März 2023. Der belgische und der britische Markt erreichten ihre höchsten Durchschnittswerte seit April 2023. Der französische Markt erreichte den höchsten Durchschnitt seit Mai 2023, während der italienische Markt den höchsten Durchschnitt seit November 2023 verzeichnete. Der Durchschnitt des nordischen Marktes war der höchste seit Mai 2024.
Im November 2024 begünstigten der Anstieg der Preise für Gas und CO2-Emissionszertifikate im Vergleich zum Vormonat, der Rückgang der Solarenergieproduktion und der Anstieg der Nachfrage Preiserhöhungen auf den europäischen Strommärkten, obwohl die Windenergieproduktion in den meisten analysierten Märkten zunahm.
Andererseits führten der Anstieg des durchschnittlichen Gaspreises und der Rückgang der Windenergieerzeugung im Vergleich zum November 2023 in den meisten Märkten zu einem Preisanstieg auf den europäischen Strommärkten im Vergleich zum Vorjahr. Darüber hinaus ist die Stromnachfrage in einigen Märkten gestiegen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Brent-Öl-Futures für den Front-Monat am ICE-Markt verzeichneten im November einen monatlichen Durchschnittspreis von 73,40 $/bbl. Dieser Wert lag um 2,6 % unter dem der Front-Month-Futures vom Oktober (75,38 $/bbl). Er lag auch 11 % unter dem entsprechenden Wert der im November 2023 gehandelten Front-Month-Futures von 82,03 $/bbl.
Anfang November hatten der Produktionsrückgang im Golf von Mexiko infolge des Hurrikans Rafael und die Absicht der US-Regierung, ihre strategischen Reserven wieder aufzufüllen, einen Aufwärtsdruck auf die Preise für Brent-Öl-Futures ausgeübt. Auch die Entscheidung der OPEC+, die für Dezember geplanten Produktionssteigerungen zu verschieben, setzte die Preise im November unter Aufwärtsdruck. Trotz dieser Faktoren gingen die Preise für Brent-Öl-Futures im Laufe des Monats unter dem Einfluss von Sorgen über die Nachfrageentwicklung zurück. Im November senkten sowohl die Internationale Energieagentur als auch die OPEC ihre Prognosen für das Wachstum der weltweiten Ölnachfrage im Jahr 2025.
Bei den TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat lag der Durchschnittswert im November bei 44,71 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten ist dies der höchste Monatsdurchschnitt seit Dezember 2023.
Verglichen mit dem Durchschnitt der im Oktober gehandelten Front-Month-Futures von 40,42 €/MWh stieg der November-Durchschnitt um 11 %. Im Vergleich zu den Front-Month-Futures, die im November 2023 gehandelt wurden, als der Durchschnittspreis 45,75 €/MWh betrug, gab es einen Rückgang von 2,3 %.
Auch der Wirbelsturm Rafael hatte Anfang November einen positiven Einfluss auf die TTF-Gas-Terminpreise. Darüber hinaus trugen Bedenken hinsichtlich der Gaslieferungen aus Russland und die Aussicht auf eine erhöhte Nachfrage aufgrund niedrigerer Temperaturen ebenfalls zum Preisanstieg gegenüber dem Vormonat bei. Andererseits hielten die hohen europäischen Reserven die Abrechnungspreise in den meisten Sitzungen der ersten Monatshälfte unter 45 €/MWh. Dies trug dazu bei, dass der Monatsdurchschnitt niedriger war als im November 2023. Allerdings waren die europäischen Reserven Ende November 2024 niedriger als im Vorjahr, was dazu beigetragen hat, dass die Abrechnungspreise in der zweiten Monatshälfte über diesem Niveau lagen.
Die Futures für CO2-Emissionszertifikate auf dem EEX-Markt für den Referenzkontrakt im Dezember 2024 erreichten im November einen Durchschnittspreis von 67,51 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten bedeutet dies einen Anstieg um 5,6 % gegenüber dem Durchschnitt des Vormonats, der 63,93 €/t betrug. Verglichen mit dem Durchschnitt von November 2023, der bei 79,84 €/t lag, war der Durchschnitt für November 2024 um 15 % niedriger.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse über Energiespeicherung und Hybridisierung
Die Abteilung AleaStorage von AleaSoft Energy Forecasting ist spezialisiert auf Ertragsberechnung, Optimierung, Management und Dimensionierung von Energiespeichern, wie z.B. Batterien, für Einzelprojekte und für Hybridsysteme, die erneuerbare Technologien wie Solar- und Windenergie mit Energiespeichersystemen kombinieren. Die AleaStorage-Berichte basieren auf stündlichen Preissimulationen und Optimierungsalgorithmen, die die technischen Merkmale des Systems und die Möglichkeiten des Energieverkaufs auf den Märkten berücksichtigen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
