AleaSoft Energy Forecasting, 10. Juni 2024. In der ersten Juniwoche sind die Preise auf den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche gestiegen. In Deutschland wurde am 4. Juni von 20:00 bis 21:00 Uhr mit 235,52 €/MWh der höchste Preis seit Ende November 2023 verzeichnet. Begünstigt wurden die Anstiege vor allem durch den allgemeinen Rückgang der Windstromproduktion. Trotz der Steigerungen wurden in den meisten Märkten in einigen Stunden negative Preise verzeichnet. Die Fotovoltaik verzeichnete im Juni in Deutschland, Italien und Portugal eine Rekordtagesproduktion und in Spanien den dritthöchsten Wert aller Zeiten. Die TTF-Gasfutures erreichten am 3. Juni den höchsten Schlusskurs seit der ersten Dezemberhälfte. Der wöchentliche Gasdurchschnitt ist jedoch gesunken, ebenso wie der CO2-Wert.
Produktion von Photovoltaik- und Solarthermieanlagen sowie von Windkraftanlagen
In der ersten Juniwoche stieg die Solarstromproduktion im Vergleich zur Vorwoche auf dem deutschen, französischen und italienischen Markt um 37%, 32% bzw. 9,6%. Auf der iberischen Halbinsel hingegen wurden Rückgänge verzeichnet, und zwar um 22 % in Portugal und 12 % in Spanien. Im Falle Spaniens umfasst die Solarproduktion die Photovoltaik und die Solarthermie.
Obwohl die wöchentliche Produktion in Spanien zurückging, verzeichnete die Photovoltaik am 4. Juni mit 187 GWh die dritthöchste Produktion auf diesem Markt. In Deutschland, Italien und Portugal wurde in der ersten Woche des Monats die höchste Tagesproduktion in der Geschichte des Monats Juni verzeichnet. In Deutschland und Italien war dies am 6. Juni der Fall, mit 362 GWh bzw. 128 GWh. In Portugal wurde dieser Meilenstein am 3. Juni erreicht, als 20 GWh mit dieser Technologie produziert wurden.
Laut den Solarproduktionsprognosen von AleaSoft Energy Forecasting für Deutschland, Spanien und Italien wird die Solarproduktion in der zweiten Juniwoche voraussichtlich niedriger ausfallen als in der ersten Woche des Monats.
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 3. Juni ist die Windenergieerzeugung auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche durchweg zurückgegangen. Am stärksten war der Rückgang in Frankreich, Portugal und Italien mit 58%, 55% bzw. 35%. Deutschland und Spanien verzeichneten kleinere Rückgänge von 5,0 % bzw. 20 %.
In der Woche vom 10. Juni wird sich nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting die Produktion mit dieser Technologie in den meisten analysierten Märkten erholen, obwohl sie in Spanien im Vergleich zur Vorwoche wieder zurückgehen dürfte.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Elektrizitätsnachfrage
In der ersten Juniwoche ging die Stromnachfrage in den meisten großen europäischen Strommärkten gegenüber der letzten Maiwoche zurück. Die Rückgänge reichten von 0,3 % in Italien bis 5,6 % in den Niederlanden. Die Märkte, auf denen die Nachfrage stieg, waren Portugal mit 8,7 %, Deutschland mit 4,1 % und Spanien mit 2,1 %. In Portugal und Deutschland wurde der Anstieg durch die Erholung der Nachfrage nach dem Fronleichnamsfest am 30. Mai begünstigt.
Während der Woche stiegen die Durchschnittstemperaturen in den südlichsten Märkten gegenüber der Vorwoche an. Der Anstieg reichte von 0,4°C in Portugal bis zu 1,8°C in Frankreich und Italien. In den übrigen großen europäischen Strommärkten gingen die Durchschnittstemperaturen zurück, und zwar zwischen 0,3 °C in Deutschland und 1,5 °C in den Niederlanden.
Nach den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting wird die Stromnachfrage in der Woche vom 10. Juni in Belgien, Italien, Großbritannien und Portugal im Vergleich zur Vorwoche voraussichtlich steigen, während sie in Spanien, Deutschland, Frankreich und den Niederlanden sinken wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.
Europäische Strommärkte
In der ersten Juniwoche stiegen die Preise auf den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte im Vergleich zur Vorwoche. Ausnahmen bildeten der nordische Markt Nord Pool und der britische Markt N2EX mit Rückgängen von 1,2 % bzw. 16 %. Die höchsten prozentualen Preissteigerungen verzeichneten dagegen der MIBEL-Markt in Spanien und Portugal mit 261 % bzw. 269 %. Es folgte der EPEX SPOT-Markt in Frankreich mit einem Anstieg von 128 %. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 4,3 % auf dem EPEX SPOT-Markt in den Niederlanden und 16 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Belgien.
In der ersten Juniwoche lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte über 65 €/MWh. Ausnahmen bildeten der nordische und der französische Markt mit Durchschnittspreisen von 27,26 €/MWh bzw. 36,86 €/MWh. Dagegen verzeichnete der italienische IPEX-Markt mit 107,73 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt. Auf den anderen untersuchten Märkten reichten die Preise von 65,90 €/MWh auf dem belgischen Markt bis 78,40 €/MWh auf dem deutschen Markt.
Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten die meisten der untersuchten europäischen Märkte trotz des Anstiegs der wöchentlichen Durchschnittspreise am Sonntag, dem 9. Juni, einem Tag mit geringerer Nachfrage und in einigen Fällen höherer Windstromerzeugung, negative Preise. Eine Ausnahme bildete der italienische Markt, der auch in der ersten Juniwoche keine negativen Preise verzeichnete. Der deutsche, der belgische, der britische, der niederländische und der nordische Markt erreichten ebenfalls negative Preise am Samstag, den 8. Juni. Auf dem französischen Markt gab es neben dem Wochenende auch am 4. und 5. Juni negative Preise. Der belgische Markt verzeichnete den niedrigsten Stundenpreis der ersten Juniwoche, -58,97 €/MWh, am Sonntag, den 9. Juni, von 13:00 bis 14:00 Uhr.
Außerdem erreichte der deutsche Markt am 3. und 4. Juni zwischen 20:00 und 21:00 Uhr Preise von über 200 €/MWh. Der Preis von 235,52 €/MWh am Dienstag, dem 4. Juni, war in dieser Stunde der höchste seit Ende November 2023 auf diesem Markt.
In der Woche vom 3. Juni wirkte sich der allgemeine Rückgang der Windenergieerzeugung positiv auf die Preise an den europäischen Strommärkten aus. Darüber hinaus stieg die Nachfrage in einigen Märkten wie Deutschland, Spanien und Portugal. Der Rückgang der Solarproduktion auf der iberischen Halbinsel trug ebenfalls zum Anstieg der Preise auf dem MIBEL-Markt bei.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in den meisten analysierten europäischen Strommärkten in der zweiten Juniwoche sinken könnten, was auf die erhöhte Windstromproduktion in den meisten Märkten und die geringere Nachfrage in einigen Fällen zurückzuführen ist.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.
Brent, Kraftstoffe und CO2
In den ersten Sitzungen der ersten Juniwoche setzten die Preise der Brent-Öl-Futures für den Front-Monat an der ICE-Börse den Abwärtstrend der Vorwoche fort. So verzeichneten diese Futures am Dienstag, den 4. Juni, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 77,52 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 3. Februar. Am Mittwoch begannen sich die Preise jedoch zu erholen, und am Donnerstag, dem 6. Juni, erreichten die Futures ihren Wochenschlusskurs mit 79,87 $/bbl. Nach einem leichten Rückgang um 0,3 % lag der Schlusskurs am Freitag, dem 7. Juni, bei 79,62 $/bbl und damit 2,5 % niedriger als am Freitag zuvor. Im Wochendurchschnitt lag der Schlusskurs um 5,0 % niedriger als in der Woche bis zum 27. Mai.
In der ersten Juniwoche wirkten sich Nachfragesorgen weiterhin negativ auf die Preise für Brent-Öl-Futures aus. Trotz der Vereinbarung der OPEC+, ihre Produktionskürzungen bis Ende 2025 beizubehalten, hielt die Angebotsschwemme die Preise in der ersten Juniwoche unter 80 $/bbl.
Die TTF-Gas-Terminkontrakte am ICE-Frontmonatsmarkt erreichten am Montag, den 3. Juni, mit 36,01 €/MWh den höchsten Wochenschlusskurs. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 12. Dezember 2023. Danach begannen die Preise zu sinken. So verzeichneten diese Futures am Freitag, den 7. Juni, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 33,11 €/MWh.
Die Unterbrechung der Versorgung durch ein norwegisches Werk führte zu Beginn der ersten Juniwoche zu höheren Preisen. Die Wiederherstellung der Versorgung trug jedoch zu einem Preisrückgang von 1,2 % im Wochenvergleich bei.
Die CO2-Futures am EEX-Markt für den Benchmark-Kontrakt Dezember 2024 erreichten am Montag, den 3. Juni, ihren Wochenschlusskurs von 74,57 €/t. In den meisten Sitzungen der ersten Juniwoche verzeichneten diese Terminkontrakte jedoch Preisrückgänge. Am Freitag, dem 7. Juni, verzeichneten sie mit 71,39 €/t ihr wöchentliches Schlusstief. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis 3,7 % unter dem des vorherigen Freitags und war der niedrigste seit dem 18. Mai. Der Rückgang der durchschnittlichen Wochenschlusspreise gegenüber der Vorwoche betrug 3,2 %.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.
AleaSoft Energy Forecasting-Analyse zu den Aussichten für die europäischen Energiemärkte und die Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien
Am Donnerstag, den 13. Juni, veranstalten AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen das 45. Webinar ihrer monatlichen Webinarreihe. In diesem Webinar werden die Entwicklung der europäischen Energiemärkte und die Aussichten für die zweite Hälfte des Jahres 2024, die Wachstumschancen des Sektors der erneuerbaren Energien, die regulatorischen und gestalterischen Herausforderungen des Großhandelsmarktes und die aktuelle Situation des PPA-Marktes in Spanien analysiert. Bei dieser Gelegenheit wird das Webinar zum sechsten Mal in der monatlichen Webinarreihe mit Referenten von Engie Spanien durchgeführt.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
