AleaSoft Energy Forecasting, 19. August 2024. In der dritten Augustwoche trug die Windstromproduktion zusammen mit der geringeren Nachfrage und den durchschnittlichen Temperaturen auf dem iberischen Markt in Spanien und Portugal zu niedrigeren Preisen bei. Auf den übrigen wichtigen europäischen Strommärkten lagen die meisten Preise höher als in der Vorwoche, wobei die Solarstromproduktion geringer ausfiel. Die TTF-Gas-Terminpreise blieben unter den 40 €/MWh der Vorwoche.
Solare Photovoltaik- und Solarthermieproduktion und Windstromproduktion
In der Woche vom 12. August ging die Solarstromerzeugung in allen großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Die größten Rückgänge verzeichneten der französische und der italienische Markt mit 19 % bzw. 13 %. Andernorts reichten die Rückgänge von 9,2 % in Deutschland bis zu 0,3 % in Portugal.
In der Woche vom 19. August wird sich nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting der Trend der Vorwoche umkehren, wobei die Solarproduktion in Deutschland und Spanien steigen wird. In Italien wird die Solarproduktion voraussichtlich weiter sinken.
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 Woche vom 12. August stieg die Windenergieproduktion auf den Märkten der Iberischen Halbinsel und Frankreichs im Vergleich zur Vorwoche. In diesem Fall betrug der Anstieg 43 % auf dem portugiesischen Markt, 15 % auf dem französischen Markt und 9,2 % auf dem spanischen Markt. Dagegen verzeichneten der deutsche und der italienische Markt einen Rückgang der Windenergieerzeugung um 20 % bzw. 7,1 %.
In der vierten Augustwoche wird sich nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting der Trend der Vorwoche umkehren. Die Windenergieerzeugung wird in Deutschland und Italien zunehmen, während sie in Frankreich und auf der Iberischen Halbinsel zurückgehen wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Elektrizitätsnachfrage
In der Woche vom 12. August verhielt sich die Stromnachfrage auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche uneinheitlich. In den Ländern, in denen der 15. August aufgrund von Mariä Himmelfahrt ein Feiertag war, ging die Nachfrage auf den Strommärkten zurück. Der italienische Markt verzeichnete den stärksten Rückgang von 12 % und der französische Markt den geringsten von 3,7 %. Auf dem spanischen und dem portugiesischen Markt sank die Nachfrage um 9,6 % bzw. 7,9 %. Auf dem belgischen Markt stieg die Nachfrage trotz des Feiertags am 15. August die dritte Woche in Folge, diesmal um 2,2 %.
Auf allen anderen Märkten stieg die Nachfrage. In diesem Fall verzeichnete der niederländische Markt mit 13 % den größten Anstieg. In Deutschland und Großbritannien betrug der Anstieg 2,3 % bzw. 2,0 %.
In der fraglichen Woche stiegen die Durchschnittstemperaturen zwischen 1,8°C in Deutschland und 0,1°C in Italien. In Spanien, Großbritannien und Portugal lagen die Durchschnittstemperaturen zwischen 1,3°C und 0,4°C niedriger. In Frankreich blieben die Durchschnittstemperaturen ähnlich wie in der Vorwoche.
In der Woche vom 19. August wird sich die Nachfrage nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting uneinheitlich entwickeln. Die Nachfrage wird in den Märkten Deutschland, Italien, Spanien und Portugal steigen. Auf der anderen Seite wird die Nachfrage in Frankreich, Belgien, den Niederlanden und Großbritannien sinken.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.
Europäische Strommärkte
In der dritten Augustwoche lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise an den meisten wichtigen europäischen Strommärkten über denen der Vorwoche. Der EPEX SPOT-Markt in Frankreich verzeichnete den größten Preisanstieg von 115 %, gefolgt von einem Anstieg um 42 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Belgien. Auf dem deutschen und dem niederländischen EPEX SPOT-Markt sowie auf dem nordischen Nord Pool-Markt reichten die Preissteigerungen von 27 % auf dem deutschen Markt bis zu 24 % auf dem nordischen Markt. Der IPEX-Markt in Italien verzeichnete mit einem Anstieg von 1,2 % die geringste Veränderung. Eine Ausnahme bildete der MIBEL-Markt in Spanien und Portugal, wo die Preise gegenüber der Woche vom 5. August um 13 % sanken.
Auf der anderen Seite verzeichnete der italienische Markt mit 130,21 €/MWh den höchsten wöchentlichen Durchschnittspreis, gefolgt vom deutschen und niederländischen Markt mit 96,41 €/MWh bzw. 89,88 €/MWh. Auf den übrigen großen europäischen Strommärkten reichten die Wochenpreise von 21,42 €/MWh auf dem nordischen Markt bis 81,79 €/MWh auf dem MIBEL-Markt in Spanien und Portugal.
In der Woche vom 12. August verzeichneten der niederländische, der belgische und der deutsche Markt negative Preisstunden. Der niederländische Markt verzeichnete am 12. und 15. August in einigen Stunden negative Preise, wobei der niedrigste Preis der Woche zwischen 14:00 und 15:00 Uhr am 12. August bei -10,06 €/MWh lag. Der deutsche Markt verzeichnete am 15. August zwischen 14:00 und 15:00 Uhr einen negativen Preis von -0,04 €/MWh, während der belgische Markt am Sonntag, den 18. August zwischen 15:00 und 17:00 Uhr negative Preise von -5,48 €/MWh bzw. -0,38 €/MWh verzeichnete. Der iberische Markt verzeichnete am 15. August zwischen 10:00 und 17:00 Uhr und am 18. August zwischen 11:00 und 18:00 Uhr Preise von 0 €/MWh.
Die gestiegene Nachfrage in einigen der wichtigsten europäischen Strommärkte in Verbindung mit einer geringeren Windenergieerzeugung in Deutschland und Italien und einer geringeren Solarstromerzeugung in diesen Märkten sowie in Frankreich und auf der Iberischen Halbinsel trug dazu bei, dass die Preise auf den meisten Märkten stiegen. Auf dem iberischen Markt jedoch führte die erhöhte Windstromproduktion in Verbindung mit einer geringeren Nachfrage zu niedrigeren Preisen.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting zeigen, dass die wöchentlichen Preise in der Woche vom 19. August im Vergleich zur Vorwoche auf den Märkten der iberischen Halbinsel, des Vereinigten Königreichs, Belgiens und der Niederlande steigen werden. Diese Märkte werden aufgrund der höheren Nachfrage in den meisten von ihnen und des Rückgangs der Windenergieproduktion im Falle des iberischen Marktes einen Anstieg verzeichnen. Auf dem deutschen, dem französischen und dem italienischen Markt wird dagegen mit einem Preisrückgang gerechnet. Begünstigt wird dieser Preisrückgang durch die höhere Windstromproduktion in Italien und Deutschland sowie die gestiegene Solarstromproduktion in Deutschland.
Source: Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.
Brent, Kraftstoffe und CO2
In der Woche bis zum 12. August verzeichneten die Preise für Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat an der ICE-Börse eine Trendwende gegenüber der Vorwoche. Am Montag, dem 12. August, verzeichneten sie mit 82,30 $/bbl den höchsten Schlusskurs der Woche. In den beiden darauf folgenden Tagen fielen sie auf 79,76 $/bbl am 14. August. Am Donnerstag, dem 15. August, stiegen die Preise gegenüber dem Vortag um 1,6 % und fielen dann am Freitag, dem 16. August, auf den Tiefststand der Woche von 79,68 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten ist dies ähnlich wie am Freitag zuvor. Dennoch lag der Wochendurchschnitt um 3,5 % höher als in der Vorwoche.
Die Preise für Brent-Öl stiegen in der dritten Augustwoche, nachdem die Befürchtungen einer Rezession in den Vereinigten Staaten nachgelassen hatten, obwohl die Nachfrage nach Rohöl aus China weiterhin rückläufig ist. Hinzu kamen die geopolitischen Aussichten mit neuen Gesprächen in Katar über den Gaza-Streifen und das Risiko einer regionalen Eskalation des Konflikts, was sich auf die Rohölversorgung auswirken könnte.
Am ICE-Markt gingen die Front Month TTF-Gasfutures für die dritte Augustwoche gegenüber dem letzten Tag der Vorwoche leicht zurück, obwohl die durchschnittlichen Wochenschlusskurse um 3,5 % über denen der Vorwoche lagen. Der niedrigste Schlusskurs der Woche wurde am 14. August mit 38,97 €/MWh verzeichnet. Danach stiegen die Preise jeden Tag wieder an und erreichten am Freitag, dem 16. August, einen Schlusspreis von 39,64 €/MWh, 1,9 % niedriger als am Freitag der Vorwoche.
Nachlassende Befürchtungen über mögliche Gaslieferungen aus der Ukraine und aus russischen Pipelines ließen die Preise in der dritten Augustwoche im Vergleich zum Freitag der Vorwoche leicht sinken.
Die Schlusskurse der Futures auf CO2-Emissionsberechtigungen am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2024 stiegen in der Sitzung am Montag, dem 12. August, auf den Wochenhöchststand von 72,65 €/t. Der niedrigste Schlusskurs der Woche wurde am Dienstag, dem 13. August, mit 71,29 €/t verzeichnet, bevor er am Freitag, dem 16. August, wieder auf 72,52 €/t anstieg. Der Wochendurchschnitt der Schlusspreise lag um 2,9 % höher als in der Woche bis zum 5. August.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.
Analyse von AleaSoft Energy Forecasting über die Aussichten für die europäischen Energiemärkte und die Energiespeicherung
Zu den Abteilungen von AleaSoft Energy Forecasting gehört auch AleaWhite, die auf die Bereitstellung von Informationen über den Energiesektor spezialisiert ist. AleaWhite bietet maßgeschneiderte Berichte über die Energiemärkte sowie die Online-Datenplattform Alea Energy DataBase an, die für die Analyse und Forschung über diese Märkte nützlich ist. Darüber hinaus ist AleaWhite für die Verbreitung von Energienachrichten durch seinen wöchentlichen News Digest verantwortlich und organisiert Webinare zu aktuellen Themen im Energiesektor.
Im August wirbt AleaWhite für seine Prognosen, die auf einer wissenschaftlichen Methodik beruhen, die auf künstlicher Intelligenz, Zeitreihen und statistischen Modellen basiert.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
