AleaSoft Energy Forecasting, 18. März 2024. In der zweiten Märzwoche haben sich die Preise auf den europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche kaum verändert, außer auf dem MIBEL-Markt, wo sie sich verdoppelt haben. Dennoch verzeichnete die iberische Halbinsel die niedrigsten Preise. Die Photovoltaik erreichte in Spanien und Portugal das Niveau von Ende August und stellte erneut einen Rekord für einen Monat März dar. Die Windenergieproduktion ging auf den meisten Märkten zurück. Am 14. März erreichten die Brent-Futures mit 85,42 $/bbl den höchsten Preis seit Anfang November.
Solare Photovoltaik- und Solarthermieproduktion und Windstromproduktion
In der Woche vom 11. März stieg die Solarstromerzeugung auf den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Der spanische Markt verzeichnete den größten Anstieg von 48 % und kehrte damit den Abwärtstrend der Vorwoche um. Der französische Markt verzeichnete mit 12 % den geringsten Zuwachs und stieg damit die dritte Woche in Folge an. Eine Ausnahme vom Aufwärtstrend bildete der deutsche Markt. Hier ging die Solarproduktion nach vier Wochen des Anstiegs um 2,5 % zurück.
Auf der iberischen Halbinsel wurden im März erneut die höchsten PV-Produktionsrekorde für einen Monat aufgestellt. Am 12. März produzierten der spanische und der portugiesische Markt 143 GWh bzw. 14 GWh. Ein solches Produktionsniveau wurde zuletzt Ende August erreicht.
In der Woche vom 18. März wird sich laut der Solarproduktionsprognose von AleaSoft Energy Forecasting der in der Vorwoche beobachtete Trend umkehren. Die Solarproduktion wird in Deutschland zunehmen, während sie in Spanien und Italien zurückgehen wird.
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 11. März ist die Windenergieerzeugung auf den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurückgegangen. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 61 % den stärksten Rückgang und setzte damit den Abwärtstrend der Vorwoche fort. Der deutsche Markt verzeichnete mit 4,9 % den geringsten Rückgang und kehrte damit den Anstieg der Vorwoche um. Im Gegensatz dazu stieg die Windenergieproduktion in Frankreich um 1,1 % und kehrte damit ebenfalls den Trend der Vorwoche um.
Für die Woche vom 18. März sagen die Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting voraus, dass sich die in der Woche vom 11. März in den meisten Märkten beobachteten Trends umkehren werden. Die Windproduktion wird auf der Iberischen Halbinsel und in Italien zunehmen und in Deutschland und Frankreich abnehmen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Elektrizitätsnachfrage
In der Woche vom 11. März sank die Stromnachfrage im Wochenvergleich auf den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte und setzte damit den Abwärtstrend der Vorwoche fort. Der französische Markt, auf dem die Nachfrage in der zweiten Woche in Folge zurückging, verzeichnete mit 11 % den stärksten Rückgang. Der belgische Markt verzeichnete mit 1,2 % den geringsten Rückgang, ebenfalls in der zweiten Woche in Folge. Der niederländische Markt bildete die Ausnahme von diesem Abwärtstrend. Hier stieg die Nachfrage nach vier Wochen des Rückgangs um 4,1 %.
Gleichzeitig stiegen die Durchschnittstemperaturen in allen untersuchten europäischen Märkten. Die Steigerungen reichten von 1,1°C in Italien bis 3,3°C in Portugal.
In der Woche vom 18. März wird sich laut den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting der Abwärtstrend in Frankreich, Spanien, Italien und Belgien fortsetzen. Im Gegensatz dazu wird die Nachfrage in Deutschland, Portugal, Großbritannien und den Niederlanden steigen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.
Europäische Strommärkte
In der Woche vom 11. März haben sich die Durchschnittspreise auf den meisten europäischen Strommärkten gegenüber der Vorwoche kaum verändert. Eine Ausnahme bildete der MIBEL-Markt in Spanien und Portugal. Nachdem er in der ersten Märzwoche wöchentliche Preise von unter 15 €/MWh verzeichnet hatte, erreichte er in der Woche vom 11. März erneut die höchsten prozentualen Preissteigerungen, indem er im Wochendurchschnitt 30 €/MWh überschritt. Der spanische Marktdurchschnitt stieg um 136 % und der portugiesische Markt um 141 %. Auch auf dem britischen N2EX-Markt und auf dem EPEX SPOT-Markt in den Niederlanden und Deutschland stiegen die Wochenpreise um 0,6 %, 1,0 % bzw. 5,9 %. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten fielen die Preise zwischen 2,5 % auf dem italienischen IPEX-Markt und 15 % auf dem nordischen Nordpool-Markt.
In der zweiten Märzwoche lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte unter 65 €/MWh. Ausnahmen waren der deutsche Markt, der britische Markt und der italienische Markt mit Durchschnittspreisen von 68,34 €/MWh, 73,50 €/MWh bzw. 88,23 €/MWh. Dagegen verzeichneten der portugiesische und der spanische Markt trotz des Anstiegs erneut die niedrigsten Wochenpreise mit 30,89 €/MWh bzw. 33,24 €/MWh. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 54,23 €/MWh auf dem nordischen Markt bis 63,24 €/MWh auf dem niederländischen Markt.
Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichnete in der zweiten Märzwoche nur der iberische Markt trotz des Anstiegs seines wöchentlichen Durchschnittspreises Preise unter 1 €/MWh. Die meisten dieser Preise traten am Montag, dem 11. März, auf. An diesem Tag verzeichnete der MIBEL-Markt dreizehn Stunden mit einem Preis von 0 €/MWh, was auf die hohe Windstromproduktion in Spanien zurückzuführen ist.
In der Woche vom 11. März hat der Rückgang der durchschnittlichen Preise für Gas und CO2-Emissionszertifikate die Preise auf den europäischen Strommärkten nach unten gedrückt. Auch die Stromnachfrage sank in den meisten der analysierten Märkte. Andererseits führte der Rückgang der Windkraftproduktion zu höheren Preisen auf Märkten wie dem iberischen und dem deutschen Markt, wo auch die Solarproduktion zurückging.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der dritten Märzwoche in den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte dem gleichen Trend folgen könnten wie in der laufenden Woche.
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 an der ICE-Börse verzeichneten in den meisten Sitzungen der zweiten Märzwoche Preissteigerungen. Am Dienstag, dem 12. März, erreichten diese Futures jedoch mit einem leichten Rückgang gegenüber dem Montag ihr wöchentliches Schlusstief von 81,92 $/bbl. Andererseits erreichten sie am Donnerstag, dem 14. März, infolge der verzeichneten Steigerungen ihren Wochenhöchstpreis von 85,42 $/bbl. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dieser Preis 3,0 % höher als am vorangegangenen Donnerstag und der höchste seit Anfang November 2023. Am Freitag fiel der Schlusskurs leicht auf 85,34 $/bbl zurück, lag damit aber immer noch 4,0 % höher als am Freitag zuvor.
In der zweiten Märzwoche korrigierte die Internationale Energieagentur ihre Ölnachfrageprognose für 2024 nach oben, was in den letzten Sitzungen der Woche zu Schlusskursen über 85 $/bbl führte. Die Produktionskürzungen der OPEC+ und die sinkenden US-Ölvorräte trugen ebenfalls zu dieser Entwicklung bei.
Bei den TTF-Gasfutures am ICE-Frontmonatsmarkt lagen die Schlusskurse in den ersten drei Sitzungen der zweiten Märzwoche unter 25 €/MWh. Den niedrigsten Wochenschlusskurs verzeichneten diese Futures am Dienstag, den 12. März, mit 24,77 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis 9,8 % unter dem des vorherigen Dienstags und war der niedrigste seit Ende Februar. Ab Mittwoch, dem 13. März, begannen die Preise zu steigen und erreichten am Freitag, dem 15. März, ihren wöchentlichen Höchstpreis von 27,03 €/MWh. Dieser Schlusspreis lag um 2,4 % höher als am Freitag zuvor.
In der zweiten Märzwoche hielten die Versorgungssorgen aufgrund von Unterbrechungen der Exporte aus der Freeport-Flüssiggasanlage in den Vereinigten Staaten an. Vorhersagen über einen Rückgang der Windenergieproduktion in Teilen Europas und eine erhöhte Nachfrage in Asien trugen ebenfalls zum Preisanstieg bei TTF-Futures bei. Die europäischen Lagerbestände verhinderten jedoch weitere Preissteigerungen.
Die Schlusskurse der CO2-Futures am EEX-Markt für den Dezember-2024-Benchmarkkontrakt begannen in der zweiten Märzwoche mit Rückgängen und blieben bis Mittwoch unter 57 €/t. An diesem Tag verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 56,04 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 5,4 % niedriger als am Mittwoch zuvor und war der niedrigste in der ersten Märzhälfte. In den übrigen Sitzungen der zweiten Märzwoche zogen die Preise an. So lag der Schlusskurs am Freitag, den 15. März, bei 59,39 €/t und damit um 1,7 % höher als am vorangegangenen Freitag.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.
AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse der Aussichten für die europäischen Energiemärkte und die Energiewende
Am Donnerstag, den 14. März, fand das dritte Webinar des Jahres 2024 von AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen statt. Dieses Webinar war das 42. in ihrer monatlichen Webinarreihe und zum vierten Mal mit Gastrednern von EY. Neben den Aussichten für die europäischen Energiemärkte wurden in dem Webinar die Themen Regulierung, Finanzierung von Projekten für erneuerbare Energien, PPAs, Eigenverbrauch, Portfoliobewertung, Auktion für grünen Wasserstoff und der Innovationsfonds behandelt.
AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen werden ihr nächstes Webinar am 11. April abhalten. Bei dieser Gelegenheit wird sich das Webinar auf die Energiespeicherung konzentrieren und zum dritten Mal mit der Teilnahme von Raúl García Posada, Direktor von ASEALEN, dem spanischen Verband für Energiespeicherung, rechnen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
