AleaSoft Energy Forecasting, 9. September 2024. In der Woche vom 2. September stiegen die Preise auf den meisten europäischen Strommärkten. Die gestiegene Nachfrage in Verbindung mit einer geringeren Solarproduktion auf den meisten Märkten trug zu diesem Verhalten bei. Eine Ausnahme bildete der MIBEL-Markt, wo die Preise fielen und die Solarenergie im September eine Rekordproduktion verzeichnete. Brent-Futures verzeichneten den niedrigsten Schlusskurs seit Anfang Dezember 2021, während CO2– und Gas-Futures den niedrigsten Schlusskurs seit Ende Juli bzw. Anfang August erreichten.
Photovoltaik- und Solarthermieproduktion und Windstromproduktion
In der Woche vom 2. September stieg die Solarproduktion auf der Iberischen Halbinsel im Vergleich zur Vorwoche an und kehrte damit den Trend der letzten drei Wochen um. Der spanische Markt, der Photovoltaik und Solarthermie umfasst, verzeichnete mit 7,3 % den größten Anstieg, der portugiesische Markt mit 0,6 %. Dagegen verzeichneten der deutsche, der italienische und der französische Markt Rückgänge bei der Solarstromerzeugung. Der französische Markt verzeichnete den stärksten Rückgang von 35%, gefolgt vom italienischen Markt mit einem Rückgang von 20%. Der deutsche Markt verzeichnete mit einem Rückgang von 13 % den geringsten Rückgang.
Am Freitag, den 6. September, erreichte der spanische Markt mit einer Erzeugung von 171 GWh seine höchste Tagesproduktion für den Monat September. Auf dem portugiesischen Markt hingegen wurde am 4. September mit 20 GWh die höchste Tagesproduktion für einen Monat September erzielt.
In der Woche vom 9. September zeigen die Solarproduktionsprognosen von AleaSoft Energy Forecasting, dass die Erzeugung in Italien und Deutschland zurückgehen wird. Darüber hinaus wird ein Anstieg der Produktion in Spanien prognostiziert, was den Trend der letzten Woche fortsetzt.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
In der Woche vom 2. September nahm die Windenergieproduktion in den meisten europäischen Hauptmärkten zu und kehrte damit den Trend der Vorwoche um. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 96 % den höchsten Zuwachs, während der spanische und der deutsche Markt einen Anstieg von 23 % bzw. 21 % verzeichneten. Der französische Markt verzeichnete den geringsten Anstieg von 6,1 %. Der italienische Markt bildete eine Ausnahme und verzeichnete einen Rückgang der Windenergieerzeugung um 34 %.
In der Woche vom 9. September wird nach den Windstromprognosen von AleaSoft Energy Forecasting die Windstromproduktion in Italien, Frankreich, Spanien und Deutschland steigen und in Portugal sinken.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Elektrizitätsnachfrage
In der Woche vom 2. September war die Stromnachfrage auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche uneinheitlich. Auf den Märkten der Niederlande, Großbritanniens, Deutschlands und Belgiens stieg die Nachfrage an, was mit dem Anstieg der Arbeitszeiten nach dem Ende der Ferienzeit zusammenfiel. Der niederländische Markt verzeichnete mit 17 % den größten Anstieg, gefolgt vom britischen Markt mit einem Plus von 12 %. Auf dem deutschen und dem belgischen Markt stieg die Nachfrage um 3,3 % bzw. 1,1 %. Auf dem deutschen und dem britischen Markt setzte sich der Aufwärtstrend die zweite Woche in Folge fort, während der belgische Markt seinen Aufwärtstrend die fünfte Woche in Folge fortsetzte.
Auf dem spanischen, französischen, italienischen und portugiesischen Markt hingegen ging die Nachfrage zurück, was eine Umkehrung des Trends der Vorwoche bedeutet. Der spanische Markt verzeichnete mit 5,4 % den stärksten Rückgang, und der französische Markt ging um 1,3 % zurück. Der italienische und der portugiesische Markt verzeichneten mit 0,8 % bzw. 0,3 % die geringsten Rückgänge.
In der ersten Septemberwoche sanken die Durchschnittstemperaturen in den meisten der untersuchten Märkte. Die durchschnittlichen Temperaturrückgänge reichten von 0,5°C in Großbritannien und Belgien bis zu 3,0°C in Spanien. Die Ausnahmen waren Deutschland und die Niederlande, die einen Anstieg von 1,2°C bzw. 1,8°C verzeichneten.
Für die zweite Septemberwoche wird laut den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting ein Rückgang der Nachfrage in Spanien, den Niederlanden, Deutschland, Belgien, Italien und Frankreich erwartet. Auf den Märkten in Portugal und Großbritannien wird dagegen ein Anstieg erwartet.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.
Europäische Strommärkte
In der ersten Septemberwoche stiegen die Durchschnittspreise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Die Ausnahme bildete der MIBEL-Markt in Portugal und Spanien mit Rückgängen von 13 % bzw. 14 %. Dagegen verzeichnete der italienische IPEX-Markt mit 4,0 % den geringsten prozentualen Preisanstieg. Im Gegensatz dazu verzeichnete der nordische Nordpool-Markt den höchsten prozentualen Preisanstieg von 135 %. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 4,3 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Frankreich und 19 % auf dem N2EX-Markt im Vereinigten Königreich.
In der ersten Septemberwoche lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte über 80 €/MWh. Eine Ausnahme bildete der nordische Markt mit einem Durchschnitt von 21,27 €/MWh. Andererseits verzeichnete der italienische Markt mit 139,74 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 82,34 €/MWh auf dem französischen Markt bis 101,95 €/MWh auf dem britischen Markt.
Was die Stundenpreise betrifft, so wurden die höchsten Preise der Woche an den ersten Tagen erreicht. Am 2., 3. und 4. September verzeichneten der deutsche und der niederländische Markt Stundenpreise von über 250 €/MWh. Dies war auch am 3. September auf dem belgischen Markt der Fall. Der deutsche Markt verzeichnete den höchsten Stundenpreis der Woche von 656,37 €/MWh am 3. September zwischen 19:00 und 20:00 Uhr. Dieser Preis war der höchste seit Ende Juni in Deutschland. Auf dem niederländischen Markt wurde am 3. September von 20:00 bis 21:00 Uhr ein Preis von 340,00 €/MWh erzielt, was der höchste Preis auf diesem Markt seit Ende September 2023 war. Auf dem belgischen Markt lag der Preis am 3. September von 19:00 bis 20:00 Uhr bei 268,94 €/MWh, was ebenfalls der höchste Wert seit Ende September 2023 in Belgien war.
Dagegen waren in der ersten Septemberwoche auch die Stundenpreise negativ. Der deutsche Markt verzeichnete negative Preise am 5. September, der belgische Markt am 8. September und der niederländische Markt an diesen beiden Tagen. Der niederländische Markt verzeichnete den niedrigsten Stundenpreis der ersten Septemberwoche, -21,00 €/MWh, am Donnerstag, den 5. September, von 14:00 bis 15:00 Uhr.
In der Woche vom 2. September trugen die geringere Solarproduktion sowie die gestiegene Nachfrage auf einigen Märkten zu höheren Preisen auf den europäischen Strommärkten bei. Der Nachfragerückgang und der Anstieg der Wind- und Solarproduktion führten jedoch zu niedrigeren Preisen auf dem MIBEL-Markt.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der zweiten Septemberwoche auf den untersuchten europäischen Strommärkten sinken könnten, was auf die sinkende Nachfrage und die steigende Windstromproduktion in den meisten Märkten zurückzuführen ist.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.
Brent, Kraftstoffe und CO2
In der ersten Septemberwoche setzten die Schlusskurse der Brent-Öl-Futures für den Front-Monat an der ICE-Börse den Ende der Vorwoche begonnenen Abwärtstrend fort. Am Montag, dem 2. September, verzeichneten diese Futures ihren höchsten Wochenschlusskurs von 77,52 $/bbl. Infolge der im Laufe der Woche verzeichneten Rückgänge erreichten diese Futures am Freitag, dem 6. September, ihren wöchentlichen Tiefstpreis von 71,06 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis 9,8 % unter dem des vorangegangenen Freitags und war der niedrigste seit dem 4. Dezember 2021.
In der ersten Septemberwoche wirkten sich Sorgen über die Weltwirtschaft und die Nachfrage negativ auf die Brent-Öl-Futures aus und drückten die Preise trotz der Entscheidung der OPEC+, die Produktionssteigerungen bis Dezember zu verschieben. Das Eintreffen eines Hurrikans vor der US-Golfküste könnte die Preise jedoch in der zweiten Septemberwoche nach oben treiben.
Die TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat erreichten am Montag, dem 2. September, ihren Wochenhöchstpreis von 38,58 €/MWh. Anschließend gingen die Preise zurück, und am 4. September verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 35,80 €/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 6. August. In den letzten Sitzungen der ersten Septemberwoche begannen sich die Preise zu erholen. Am Freitag, dem 6. September, lag der Schlusskurs bei 36,48 €/MWh, immer noch 8,4 % niedriger als am Freitag zuvor.
In der ersten Septemberwoche trugen die hohen europäischen Lagerbestände dazu bei, dass die Schlusspreise unter 40 €/MWh blieben. Die Auswirkungen der Wartungsarbeiten in Norwegen auf das Angebot und die Wettervorhersagen, die einen Anstieg der Nachfrage erwarten lassen, ließen die TTF-Gasfutures zum Ende der ersten Septemberwoche jedoch steigen.
Was die Preise für CO2-Emissionszertifikate anbelangt, die auf dem EEX-Markt für den Dezember 2024 Benchmark-Kontrakt am Montag, 2. September, verzeichneten diese Futures ihren höchsten Wochenschlusskurs von 70,43 €/t. Von Dienstag bis Donnerstag waren die Schlusskurse jedoch rückläufig. Am Donnerstag, dem 5. September, erreichten diese Futures mit 66,20 €/t ihren niedrigsten Wochenschlusskurs. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 24. Juli. Am Freitag lag der Schlusskurs mit 66,50 €/t etwas höher. Dieser Preis lag jedoch immer noch 5,4 % unter dem des vorangegangenen Freitags.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.
Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die europäischen Energiemärkte, Energiespeicherung und Eigenverbrauch
Das 47. Webinar der monatlichen Webinarreihe von AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen findet am Donnerstag, den 19. September statt. Bei dieser Gelegenheit wird das Webinar die Entwicklung und die Perspektiven der europäischen Energiemärkte, die Energiespeicherung, insbesondere Batterien und grüner Wasserstoff, sowie die aktuelle Situation und die Perspektiven des Eigenverbrauchs analysieren. Außerdem werden die Dienstleistungen von AleaSoft für Energiehändler erläutert. Xavier Cugat, Produktdirektor bei Pylontech, und Francisco Valverde, unabhängiger Fachmann für die Entwicklung erneuerbarer Energien, werden an der Analysetabelle des Webinars teilnehmen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
