AleaSoft Energy Forecasting, 2. September 2024. In der Woche bis zum 26. August stiegen die Preise in allen europäischen Märkten. Die Wind- und Solarstromerzeugung ging zurück, während die Stromnachfrage in den meisten Märkten zunahm. Die Frontmonats-TTF-Gasfutures-Preise blieben unter 40 €/MWh, und die CO2-Futures für den Referenzkontrakt vom Dezember 2024 blieben bei etwa 71 €/t.
Solare Photovoltaik- und Solarthermieproduktion und Windstromproduktion
In der Woche vom 26. August stieg die Solarproduktion auf dem deutschen Markt um 11% im Vergleich zur Vorwoche und änderte damit den Trend der letzten drei Wochen. Die Produktion mit dieser Technologie auf dem französischen Markt verhielt sich ähnlich wie in der Vorwoche. Dagegen ging die Solarproduktion auf dem iberischen und dem italienischen Markt zurück. Der spanische und der portugiesische Markt verzeichneten mit 13 % bzw. 11 % die größten Rückgänge und setzten damit den Abwärtstrend in der dritten Woche in Folge fort. Der italienische Markt verzeichnete mit einem Rückgang von 3,3 % den geringsten Rückgang.
Für die erste Septemberwoche deuten die Solarproduktionsprognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf einen Rückgang der Erzeugung in Italien und Deutschland hin. Außerdem wird erwartet, dass die Produktion in Spanien zunehmen wird, was den Trend der letzten drei Wochen umkehrt.
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 letzten Augustwoche ging die Windenergieerzeugung auf den meisten europäischen Hauptmärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Der deutsche Markt verzeichnete mit 47 % den stärksten Rückgang, gefolgt vom portugiesischen und französischen Markt mit einem Minus von 44 % bzw. 39 %. Den geringsten Rückgang verzeichnete der spanische Markt mit 23 %. Eine Ausnahme bildete der italienische Markt, wo die Windenergieerzeugung die zweite Woche in Folge zunahm, diesmal um 34 %.
Die Produktionsprognosen von AleaSoft Energy Forecasting für die Woche vom 2. September zeigen, dass die Windenergieproduktion auf der iberischen Halbinsel und in Deutschland zunehmen wird. Für den italienischen und französischen Markt wird hingegen ein Rückgang der Windenergieerzeugung erwartet.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Stromnachfrage
In der letzten Augustwoche ist die Stromnachfrage auf den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche gestiegen. Der italienische Markt verzeichnete mit 15 % den größten Anstieg, während der deutsche Markt mit 1,2 % den geringsten Zuwachs aufwies. Auf dem spanischen, portugiesischen, belgischen, britischen und französischen Markt lag der Anstieg zwischen 2,4 % auf dem spanischen und 5,9 % auf dem französischen Markt. Auf dem belgischen Markt stieg die Nachfrage in der fünften Woche in Folge weiter an. Auf dem niederländischen Markt hingegen war die Nachfrage die zweite Woche in Folge rückläufig, diesmal um 0,9 %.
In der Woche vom 26. August stiegen die Durchschnittstemperaturen in den meisten der untersuchten Länder. In diesem Fall reichte der Anstieg der Durchschnittstemperaturen von 0,8°C in Italien und den Niederlanden bis zu 1,7°C in Deutschland. Portugal und Spanien verzeichneten einen Rückgang von 0,3°C bzw. 0,4°C.
In der Woche vom 2. September wird die Nachfrage nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting in Großbritannien, Italien, Portugal und Deutschland steigen. Auf den Märkten Spaniens, Belgiens, der Niederlande und Frankreichs wird sie dagegen sinken.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
In der letzten Augustwoche stiegen die Preise an den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Der italienische IPEX-Markt verzeichnete mit 9,0 % den geringsten prozentualen Anstieg. Dagegen verzeichnete der französische Markt EPEX SPOT den größten prozentualen Preisanstieg von 82 %. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 22% auf dem nordischen Nord Pool-Markt und 69% auf dem belgischen EPEX SPOT-Markt.
In der letzten Augustwoche lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte über 75 €/MWh. Eine Ausnahme bildete der nordische Markt mit einem Durchschnitt von 9,06 €/MWh. Dagegen verzeichnete der italienische Markt mit 134,35 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 78,95 €/MWh auf dem französischen Markt bis 108,93 €/MWh auf dem MIBEL-Markt in Spanien und Portugal.
Was die stündlichen Preise betrifft, so verzeichnete der nordische Markt am Montag, dem 26. August, negative Preise. Auf dem deutschen, dem belgischen und dem niederländischen Markt hingegen waren die Stundenpreise am 31. August und am 1. September negativ. Der belgische Markt verzeichnete den niedrigsten Stundenpreis der letzten Augustwoche, -53,61 €/MWh, am Sonntag, den 1. September, von 13:00 bis 14:00 Uhr. Im Gegensatz dazu verzeichneten der niederländische und der deutsche Markt die höchsten Stundenpreise von 278,49 €/MWh bzw. 289,27 €/MWh am Donnerstag, den 29. August von 20:00 bis 21:00 Uhr. Für den deutschen Markt war dies der höchste Preis seit Ende Juni, für den niederländischen Markt der höchste Preis seit Ende September 2023.
In der Woche vom 26. August führten der Anstieg des durchschnittlichen wöchentlichen Gaspreises sowie der Anstieg der Nachfrage und der Rückgang der Windenergieproduktion in den meisten der analysierten Märkte zu höheren Preisen auf den europäischen Strommärkten. Der Rückgang der Solarproduktion auf der iberischen Halbinsel und in Italien trug zum Anstieg der Preise auf den Märkten MIBEL und IPEX bei.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der ersten Septemberwoche auf den meisten der untersuchten europäischen Märkte weiter steigen könnten. Der Nachfragerückgang und die Zunahme der Solarproduktion in Spanien sowie ein deutlicher Anstieg der Windstromproduktion auf der iberischen Halbinsel werden jedoch zu niedrigeren Preisen auf dem MIBEL-Markt führen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Schlusskurse der Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt blieben in der letzten Augustwoche über 78 $/bbl. Am Montag, dem 26. August, verzeichneten diese Futures ihren höchsten Wochenschlusskurs von 81,43 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 13. August. In der restlichen Woche lagen die Schlusskurse jedoch unter 80 $/bbl. Am 28. August erreichten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 78,65 $/bbl. In der letzten Sitzung der Woche, am 30. August, lag der Schlusskurs mit 78,80 $/bbl etwas höher. Dieser Preis lag jedoch immer noch um 0,3 % unter dem des vorangegangenen Freitags.
In der letzten Augustwoche trugen der Produktionsrückgang in Libyen und die Befürchtung von Versorgungsunterbrechungen aufgrund des Nahostkonflikts dazu bei, dass der Schlusskurs für Brent-Öl-Futures über 78 $/bbl blieb. Nachfragesorgen, geplante Produktionssteigerungen der OPEC+ im letzten Quartal des Jahres und die Erwartung weiterer Zinssenkungen in den USA wirkten sich jedoch preisdämpfend aus.
Bei den TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat blieben die Schlusskurse in der letzten Augustwoche unter 40 €/MWh. Am Montag, dem 26. August, verzeichneten diese Futures trotz des Anstiegs gegenüber der letzten Sitzung der Vorwoche ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 37,66 €/MWh. Am Freitag, den 30. August, erreichten sie dagegen ihren höchsten Wochenschlusskurs von 39,82 €/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 8,0 % höher als am Freitag zuvor.
Geringere Lieferungen aus Norwegen aufgrund von Wartungsarbeiten sowie die Befürchtung einer Unterbrechung der Gaslieferungen aus Russland aufgrund des sich verschärfenden Konflikts zwischen Russland und der Ukraine wirkten sich auf die TTF-Gas-Terminpreise aus. Hohe europäische Lagerbestände und Flüssiggaslieferungen trugen jedoch dazu bei, dass die Schlusspreise in der letzten Augustwoche unter 40 €/MWh blieben.
Die Schlusskurse der CO2-Emissionszertifikate-Futures am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2024 blieben in der letzten Augustwoche mit rund 71 €/t recht stabil. Am Dienstag, den 27. August, verzeichneten diese Futures ihren höchsten Wochenschlusskurs von 71,49 €/t. Am Freitag, dem 30. August, erreichten diese Futures dagegen ihren wöchentlichen Tiefstpreis von 70,30 €/t. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 1,2 % niedriger als am Freitag zuvor.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse der Aussichten für die europäischen Energiemärkte
Am Donnerstag, den 19. September, veranstalten AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen das 47. Webinar ihrer monatlichen Webinarreihe. Neben der Entwicklung und den Aussichten der europäischen Energiemärkte wird sich das Webinar mit der Energiespeicherung befassen, wobei der Schwerpunkt auf Batterien und grünem Wasserstoff liegt. Außerdem werden die aktuelle Situation und die Perspektiven des Eigenverbrauchs analysiert. Bei dieser Gelegenheit werden auch die Dienstleistungen von Aleasoft für Vermarkter erläutert. Xavier Cugat, Produktdirektor bei Pylontech, und Francisco Valverde, unabhängiger Fachmann für die Entwicklung von erneuerbaren Energien, werden am Analysetisch des Webinars teilnehmen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
