AleaSoft Energy Forecasting, 4. November 2024. In der letzten Oktoberwoche stiegen die Preise auf den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche und überstiegen den Wochendurchschnitt von 80 €/MWh. Am 4. November verzeichneten einige Märkte ihre höchsten Stundenpreise in diesem Jahr. Die Fotovoltaik erreichte im November auf allen großen europäischen Märkten für einen Tag einen Produktionsrekord, während die Windenergieproduktion in den meisten Märkten zunahm. Die CO2-Futures-Preise stiegen, und die Gaspreise lagen die meiste Zeit der Woche über 40 €/MWh.
Photovoltaik- und Windstromproduktion
In der Woche vom 28. Oktober stieg die Photovoltaik-Produktion auf dem italienischen Markt zum zweiten Mal in Folge im Vergleich zur Vorwoche an, diesmal um 51 %. Auf dem deutschen, portugiesischen, spanischen und französischen Markt ging die Produktion mit dieser Technologie jedoch zurück. Der deutsche Markt verzeichnete mit 30 % den größten Rückgang und setzte damit seinen Abwärtstrend in der dritten Woche in Folge fort. Auf dem französischen Markt war der Rückgang mit 1,6 % am geringsten, während auf der iberischen Halbinsel Rückgänge von 22 % in Spanien und 26 % in Portugal zu verzeichnen waren.
Trotz des Rückgangs der PV-Erzeugung in der gesamten Woche verzeichneten alle untersuchten Märkte im November für einen Tag einen Erzeugungsrekord. In Italien und Frankreich war dies am 1. November der Fall, als 72 GWh bzw. 59 GWh erzeugt wurden. Am Samstag, den 2. November, verzeichnete der iberische Markt eine Rekorderzeugung mit dieser Technologie von 98 GWh in Spanien und 13 GWh in Portugal. Auf dem deutschen Markt schließlich wurde am Sonntag, dem 3. November, mit 131 GWh ein neuer Rekord für den elften Monat des Jahres in der Photovoltaik aufgestellt.
Für die erste Novemberwoche sagen die Prognosen für die Solarproduktion von AleaSoft Energy Forecasting einen Anstieg auf dem deutschen und spanischen Markt voraus, während für den italienischen Markt ein Rückgang der Solarproduktion erwartet wird.
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.In der letzten Oktoberwoche stieg die Windenergieproduktion in den meisten europäischen Hauptmärkten im Vergleich zur Vorwoche an. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 54 % den größten Anstieg und setzte damit seinen Aufwärtstrend in der zweiten Woche in Folge fort. Der italienische Markt verzeichnete mit 29 % den zweithöchsten Anstieg, und der deutsche und der spanische Markt verzeichneten nach zwei Wochen mit Rückgängen einen Anstieg von 2,3 % bzw. 8,4 %. Auf dem französischen Markt hingegen setzte sich der Abwärtstrend bei der Windenergieerzeugung in der fünften Woche fort, dieses Mal mit einem Rückgang um 34 %.
Für die Woche vom 4. November sagen die Prognosen für die Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting einen allgemeinen Rückgang der Windenergieproduktion in den analysierten europäischen Märkten voraus.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Stromnachfrage
In der Woche vom 28. Oktober ging die Stromnachfrage auf den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Der italienische Markt verzeichnete mit 9,5 % den stärksten Rückgang, während der portugiesische Markt mit 1,2 % den geringsten Rückgang aufwies. Auf dem spanischen, belgischen und deutschen Markt sank die Nachfrage um 2,1 %, 3,4 % bzw. 4,4 %. Auf dem deutschen Markt sank die Nachfrage in der dritten Woche in Folge, während sie auf dem spanischen und portugiesischen Markt in der zweiten Woche zurückging.
Dagegen stieg die Nachfrage auf dem niederländischen, britischen und französischen Markt. Der niederländische Markt verzeichnete mit 9,9 Prozent den größten Anstieg, während der französische und der britische Markt um 2,5 bzw. 5,0 Prozent zulegten. Auf dem niederländischen Markt stieg die Nachfrage in der sechsten Woche in Folge und in Frankreich in der zweiten Woche.
Die Durchschnittstemperaturen sind in allen untersuchten Märkten gesunken. Italien verzeichnete mit 2,3°C den größten Rückgang der Durchschnittstemperaturen, während Großbritannien mit 0,2°C den geringsten Rückgang aufwies. Spanien, Portugal, Belgien, die Niederlande, Deutschland und Frankreich verzeichneten Rückgänge zwischen 0,3°C in Spanien und 2,0°C in Frankreich.
Der Feiertag 1. November, Allerheiligen, der in Spanien, Portugal, Italien und Belgien sowie in einigen Regionen Deutschlands landesweit begangen wird, trug in den meisten der untersuchten Märkte zum Nachfragerückgang bei. Obwohl der 1. November auch in Frankreich ein Feiertag ist, haben die niedrigeren Durchschnittstemperaturen die Nachfrage auf diesem Markt angekurbelt.
Nach den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting wird die Nachfrage in der ersten Novemberwoche in den wichtigsten analysierten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche auf breiter Front steigen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
In der letzten Oktoberwoche stiegen die Durchschnittspreise auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Ausnahmen bildeten der italienische IPEX-Markt und der nordische Nordpool-Markt mit Rückgängen von 3,1 % bzw. 11 %. Der EPEX SPOT-Markt in Frankreich verzeichnete mit 21 % den größten prozentualen Preisanstieg. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 8,1 % auf dem deutschen EPEX SPOT-Markt und 19 % auf dem belgischen EPEX SPOT-Markt.
In der letzten Oktoberwoche lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte über 80 €/MWh. Die Ausnahme bildete der nordische Markt, der mit 10,86 €/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt verzeichnete. Dagegen erreichte der italienische Markt mit 117,20 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt, trotz des Preisrückgangs auf diesem Markt. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 82,93 €/MWh auf dem portugiesischen MIBEL-Markt bis 114,06 €/MWh auf dem britischen N2EX-Markt.
Bei den Stundenpreisen verzeichneten der deutsche und der niederländische Markt am Montag, den 4. November von 17:00 bis 18:00 Uhr mit 290,21 €/MWh bzw. 269,76 €/MWh die höchsten Preise seit dem 24. September. An diesem Tag, von 18:00 bis 19:00 Uhr, erreichte der britische Markt mit 207,25 £/MWh den höchsten Preis seit dem 2. Dezember 2023, während der französische Markt mit 160,54 €/MWh den bisher zweithöchsten Preis des Jahres 2024 verzeichnete.
In der Woche vom 28. Oktober führten der Anstieg des Durchschnittspreises für CO2-Emissionszertifikate im Vergleich zur Vorwoche sowie der Rückgang der Solarproduktion auf den meisten Märkten zu höheren Preisen auf den europäischen Strommärkten. Auch wenn der Wochendurchschnitt der Gaspreise im Vergleich zur Vorwoche zurückging, wurden fast täglich Werte über 40 €/MWh erreicht, was höhere Preise auf den Strommärkten begünstigte. Auch der Anstieg der Stromnachfrage auf einigen Märkten trug zu diesem Verhalten bei. Auf dem französischen Markt ging zudem die Windenergieerzeugung zurück, so dass dieser Markt den höchsten prozentualen Preisanstieg verzeichnete.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise auf den europäischen Strommärkten in der ersten Novemberwoche weiter steigen werden, was auf die steigende Nachfrage und die sinkende Windstromproduktion zurückzuführen ist.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat an der ICE-Börse begannen die letzte Oktoberwoche mit Preisrückgängen. Am Dienstag, den 29. Oktober, verzeichneten sie ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 71,12 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 12. September. Im Gegensatz dazu erholten sich die Preise in den letzten beiden Oktobersitzungen. Am Donnerstag, dem 31. Oktober, erreichten diese Futures ihren Wochenschlusskurs mit 73,16 $/bbl. Am Freitag, dem 1. November, kam es zu einem leichten Rückgang, und der Schlusspreis lag mit 73,10 $/bbl um 3,9 % niedriger als am Freitag zuvor.
Zu Beginn der letzten Oktoberwoche wirkten sich Bedenken über die Entwicklung der weltweiten Ölnachfrage negativ auf die Brent-Öl-Futures-Preise aus. Rückläufige US-Lagerbestände und die Absicht der US-Regierung, ihre strategischen Ölreserven wieder aufzufüllen, sowie die Erwartung einer Verzögerung der OPEC+-Produktionssteigerungen trugen jedoch zur Preiserholung bei. Am Sonntag, dem 3. November, gab die OPEC+ schließlich bekannt, dass sie die für Dezember geplanten Produktionssteigerungen um einen Monat verschiebt, was die Preise in der ersten Novemberwoche ebenfalls nach oben treiben wird.
Die Schlusskurse der TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat lagen die meiste Zeit der Woche über 40 €/MWh. Am Dienstag, dem 29. Oktober, erreichten sie mit 42,87 €/MWh ihren höchsten Wochenschlusskurs. Ab dem 30. Oktober gingen die Preise zurück. Infolge des Preisrückgangs verzeichneten diese Futures am Freitag, den 1. November, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 39,18 €/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis 10 % unter dem des vorherigen Freitags und war der niedrigste seit dem 10. Oktober.
Die hohen europäischen Lagerbestände und das reichliche Angebot trugen in der letzten Oktoberwoche in den meisten Sitzungen zu niedrigeren Preisen bei.
Die CO2 -Futures am EEX-Markt für den Benchmark-Kontrakt Dezember 2024 erreichten am Dienstag, den 29. Oktober, ihren höchsten Wochenschlusskurs von 67,28 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 4. September. In den übrigen Sitzungen der Woche gingen die Preise jedoch zurück. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Freitag, den 1. November, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 63,87 €/t. Dieser Preis lag 4,6 % unter dem des vorangegangenen Freitags. Der Durchschnitt der letzten Oktoberwoche lag jedoch um 1,6 % höher als in der Vorwoche.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die europäischen Energiemärkte, zur Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien, zu Batterien und Hybridisierung
Am Donnerstag, den 17. Oktober, veranstaltete AleaSoft Energy Forecasting das 48. Webinar seiner monatlichen Webinarreihe. Das Webinar wurde zum fünften Mal von Deloitte durchgeführt. Neben der Entwicklung und den Aussichten der europäischen Energiemärkte für den Winter 2024-2025 wurden in dem Webinar die Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien, die Aussichten für Batterien und Hybridisierung sowie die Bedeutung von Prognosen bei Audits und der Portfoliobewertung erörtert. Zu den im Webinar behandelten Themen gehörte die Analyse des IRR von Batterien in verschiedenen Ausbreitungsszenarien. Dieser Analyse zufolge beginnen Batterien aufgrund ihrer sinkenden Preise rentabel zu werden, was einen Wendepunkt in der Entwicklung der erneuerbaren Energien durch Hybridisierung darstellt.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
