AleaSoft Energy Forecasting, 2. Oktober 2024. Im dritten Quartal 2024 stiegen die Preise auf dem europäischen Strommarkt im Vergleich zum Vorquartal, obwohl die PV-Produktion in mehreren Märkten Rekordhöhen erreichte. Die Marktpreiserhöhungen wurden durch höhere Gaspreise, die gestiegene Nachfrage in den meisten Märkten aufgrund der steigenden Sommertemperaturen und die rückläufige Windenergieerzeugung verursacht. Die Stromnachfrage stieg im Jahresvergleich in den meisten Märkten, obwohl die Durchschnittstemperaturen meist niedriger waren als im gleichen Zeitraum des Vorjahres.
PV-Solarstromproduktion und Windstromproduktion
Im dritten Quartal 2024 stieg die PV-Solarstromerzeugung in allen großen europäischen Strommärkten im Vergleich zum gleichen Zeitraum 2023. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 51 % den größten Anstieg. Auch der spanische, der deutsche und der italienische Markt verzeichneten zweistellige Zuwächse von 24%, 20% bzw. 13%. Den geringsten Anstieg verzeichnete der französische Markt mit 8,8 %.
Im Vergleich zum zweiten Quartal 2024 war auch im dritten Quartal des Jahres ein Anstieg der PV-Produktion in allen Märkten zu verzeichnen. Die Zuwächse auf dem portugiesischen, französischen und spanischen Markt betrugen jeweils 23%, 9,8% und 9,8%. Der deutsche und der italienische Markt verzeichneten einen Anstieg von 1,9 % bzw. 0,9 %.
Auf dem deutschen, spanischen, italienischen, französischen und portugiesischen Markt war die vierteljährliche PV-Produktion mit 24 873 GWh, 15 136 GWh, 9565 GWh, 8279 GWh bzw. 1766 GWh die höchste aller Quartale in der Geschichte.
Die oben genannten Daten spiegeln den Anstieg der installierten Kapazität von Photovoltaikanlagen wider. Im Falle Spaniens ist diese Kapazität nach Angaben von Red Eléctrica zwischen dem zweiten und dritten Quartal 2024 um 1026 MW gestiegen. In Portugal stieg die installierte PV-Kapazität nach Angaben von REN im gleichen Zeitraum um 289 MW.
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.Vergleicht man die Windenergieproduktion im dritten Quartal 2024 mit dem gleichen Quartal 2023, so ist ein Anstieg auf dem französischen, deutschen und spanischen Markt zu verzeichnen. Die Zuwächse reichten von 3,0 % auf dem französischen Markt bis zu 9,0 % auf dem spanischen Markt. Dagegen verzeichneten der italienische und der portugiesische Markt einen Rückgang der Windenergieerzeugung um 22 % bzw. 6,2 %.
Im Einklang mit dem saisonalen Übergang vom Frühling zum Sommer ging die Windenergieerzeugung in allen großen europäischen Strommärkten zurück, wenn man die Daten des dritten Quartals 2024 mit denen des vorherigen Quartals vergleicht. Der italienische Markt verzeichnete mit 28 % den größten Rückgang. In anderen Ländern reichten die Rückgänge von 7,1 % in Spanien bis 11 % in Portugal.
Nach Angaben von Red Eléctrica stieg die installierte Windkraftkapazität zwischen Juni und September 2024 um 59 MW. Im Falle Portugals stieg die installierte Windkraftkapazität nach Angaben von REN um 25 MW.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Stromnachfrage
Im dritten Quartal 2024 stieg die Stromnachfrage im Vergleich zum Vorjahreszeitraum in den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte. Der belgische Markt verzeichnete mit 5,1 % den größten Anstieg, gefolgt vom italienischen und deutschen Markt, die jeweils um 2,5 % und 2,3 % zulegten. Auf dem spanischen und dem britischen Markt stieg die Nachfrage um 1,3 % und auf dem französischen Markt um 1,0 %. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 0,8 % den geringsten Zuwachs. Eine Ausnahme vom Aufwärtstrend bildete der niederländische Markt, wo die Nachfrage um 5,3 % zurückging.
Im Vergleich zwischen dem zweiten und dritten Quartal 2024 stieg die Nachfrage auf den deutschen, niederländischen und südeuropäischen Märkten. Der italienische Markt verzeichnete den größten Anstieg von 13%. Es folgte der spanische Markt mit einem Anstieg von 9,7 %. Der niederländische, der portugiesische und der deutsche Markt verzeichneten geringere Steigerungen von 6,7 %, 4,0 % bzw. 1,9 %. Auf den übrigen untersuchten Märkten ging die Nachfrage zwischen 2,2 % auf dem britischen und 3,1 % auf dem französischen Markt zurück.
Die Entwicklung der Durchschnittstemperaturen im Jahresvergleich zeigt einen klaren Abwärtstrend, wenn man das dritte Quartal 2024 mit dem dritten Quartal 2023 vergleicht. Die Durchschnittstemperaturen sanken in den meisten der analysierten Märkte. Die Rückgänge reichten von 0,1°C in den Niederlanden bis zu 1,2°C in Frankreich. Die Ausnahmen waren Deutschland und Italien. In Deutschland waren die Durchschnittstemperaturen ähnlich hoch wie im Vorjahresquartal, in Italien stiegen sie um 0,3 °C.
Im Vergleich zum zweiten Quartal 2024 stiegen die Durchschnittstemperaturen im überwiegend sommerlichen dritten Quartal in allen untersuchten Märkten. Die Anstiege reichten von 3,2°C in Großbritannien bis zu 6,6°C in Italien.
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 dritten Quartal 2024 blieb der vierteljährliche Durchschnittspreis auf den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte unter 85 €/MWh. Die Ausnahme bildete der italienische IPEX-Markt mit einem Durchschnittspreis von 119,32 €/MWh. Der nordische Markt Nord Pool verzeichnete mit 19,86 €/MWh die niedrigsten Quartalspreise. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten reichten die Durchschnittspreise von 51,14 €/MWh auf dem französischen EPEX SPOT-Markt bis zu 81,72 €/MWh auf dem britischen N2EX-Markt.
Im Vergleich zum Vorquartal stiegen die Durchschnittspreise im dritten Quartal 2024 in fast allen europäischen Strommärkten, die in AleaSoft Energy Forecasting analysiert wurden. Die Ausnahme war der nordische Markt mit einem Rückgang von 44%. Im Gegensatz dazu verzeichneten der MIBEL-Markt in Portugal und Spanien mit 134% bzw. 136% die größten Steigerungen. Die übrigen Märkte verzeichneten Preissteigerungen zwischen 5,9 % auf dem britischen und 71 % auf dem französischen Markt.
Vergleicht man die Durchschnittspreise im dritten Quartal 2024 mit denen des gleichen Quartals 2023, so sind die Preise in fast allen untersuchten Märkten gesunken. Die Ausnahme bildete der italienische Markt mit einem Anstieg von 5,4 %. Den größten Preisrückgang verzeichnete der französische Markt mit 40 %. Im Gegensatz dazu verzeichnete der britische Markt mit 10 % den geringsten Rückgang. Auf den anderen Märkten reichten die Preisrückgänge von 16 % auf dem deutschen und niederländischen Markt bis zu 29 % auf dem belgischen Markt.
Infolge des Preisrückgangs auf dem nordischen Markt war der Preis im dritten Quartal 2024 der niedrigste seit dem ersten Quartal 2021 auf diesem Markt.
Im dritten Quartal 2024 führten höhere Gaspreise im Vergleich zum Vorquartal, ein Rückgang der Windstromproduktion und eine höhere Nachfrage in den meisten Märkten zu höheren Preisen auf den europäischen Strommärkten im Vergleich zum Vorquartal, trotz niedriger CO2 Emissionspreise und einer höheren Solarproduktion.
Im Vergleich zum dritten Quartal 2023 sind die CO2-Zertifikatepreise gesunken, die Solarproduktion ist in allen analysierten Märkten gestiegen und die Windproduktion hat in den meisten Märkten zugenommen. Dies hat dazu beigetragen, dass die Preise auf den Strommärkten im Vergleich zum Vorjahr gesunken sind, obwohl die Gaspreise gestiegen sind und die Stromnachfrage zugenommen hat.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool and GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt verzeichneten im dritten Quartal 2024 einen vierteljährlichen Durchschnittspreis von 78,71 $/bbl. Das waren 7,4 % weniger als der Front-Month-Futures-Preis des Vorquartals von 85,03 $/bbl. Er lag auch um 8,4 % unter dem entsprechenden Front-Month-Futures-Preis von 85,92 $/bbl im dritten Quartal 2023.
Im dritten Quartal wirkten sich die Instabilität im Nahen Osten und die Erwartung niedrigerer Zinssätze positiv auf die Preise für Brent-Öl-Futures aus. Darüber hinaus trieben die Produktionskürzungen der OPEC+, die Erwartung einer höheren Nachfrage aufgrund von Urlaubsreisen, die Sorge um das kanadische Angebot aufgrund von Waldbränden, die Auswirkungen des Hurrikans Francine und Versorgungsunterbrechungen in Libyen die Preise im Laufe des Quartals ebenfalls nach oben. Die Besorgnis über die Nachfrageentwicklung hielt jedoch im dritten Quartal an, und der vierteljährliche Durchschnittspreis ging zurück. Im September korrigierten die OPEC und die Internationale Energieagentur ihre Nachfrageprognosen nach unten, was zu den Preisrückgängen beitrug. Darüber hinaus trug auch die geplante Erhöhung der OPEC+-Produktion im letzten Quartal des Jahres zu diesen Rückgängen bei.
Bei den TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat lag der Durchschnittswert im dritten Quartal 2024 für diese Futures bei 35,69 €/MWh. Im Vergleich zu den im vorangegangenen Quartal gehandelten Front-Month-Futures von 31,78 €/MWh stieg der Durchschnittswert um 12 %. Im Vergleich zu den Front-Month-Futures, die im gleichen Quartal 2023 gehandelt wurden, als der Durchschnittspreis 33,82 €/MWh betrug, gab es einen Anstieg von 5,5 %.
Im dritten Quartal 2024 wirkten sich Versorgungssorgen aufgrund des Russland-Ukraine-Konflikts und der Instabilität im Nahen Osten erhöhend auf die TTF-Gas-Terminpreise aus. Wartungsarbeiten in Norwegen trugen ebenfalls zum Preisanstieg bei. Darüber hinaus wirkten sich Probleme in der Freeport-Exportanlage, der Hurrikan Francine und die hohe Nachfrage in Asien auf das Angebot von Flüssiggas aus. Die hohen europäischen Lagerbestände begrenzten jedoch den Preisanstieg.
Die CO2 -Futures am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2024 erreichten im dritten Quartal 2024 einen Durchschnittspreis von 68,36 €/t und lagen damit 1,9 % unter dem Durchschnitt des Vorquartals von 69,68 €/t. Verglichen mit dem Durchschnitt des gleichen Quartals 2023 von 89,99 €/t war der Durchschnitt des dritten Quartals 2024 um 24 % niedriger.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse der Aussichten für die europäischen Strommärkte
AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen bieten langfristige Preiskurvenprognosen für die Strommärkte an. Langfristige Preisprognosen werden für die Finanzierung von Projekten für erneuerbare Energien, Risikomanagement und Hedging, PPA-Handel, langfristigen Energiehandel, Portfoliobewertung und Audits benötigt. Die Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen basieren auf einer einzigartigen wissenschaftlichen Methodik, die künstliche Intelligenz, Zeitreihen und statistische Modelle kombiniert. Darüber hinaus haben diese Preisprognosen eine stündliche Granularität, einen 30-Jahres-Horizont und beinhalten Konfidenzbänder.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
