AleaSoft Energy Forecasting, 2. Februar 2024. Im Januar 2024 behielten die Preise der europäischen Strommärkte die Stabilität der letzten Monate bei und verzeichneten Durchschnittswerte, die leicht über denen von Dezember 2023 lagen. Für den Monat Januar wurden Rekorde bei der Photovoltaik-Solarproduktion verzeichnet in allen Märkten und in der Windkraftproduktion in Deutschland und Italien. Der Strombedarf stieg auf breiter Front. Die durchschnittlichen Gas- und CO2-Preise fielen im dritten bzw. sechsten Monat in Folge.
Solare Photovoltaik- und thermoelektrische Produktion und Windstromproduktion
Im Januar 2024 stieg die Solarstromerzeugung auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zum gleichen Monat des Jahres 2023. Der deutsche Markt verzeichnete den größten Anstieg von 75 %, gefolgt von einem Anstieg auf dem französischen und dem italienischen Markt von jeweils 26 % und 25 %. Die geringsten Schwankungen waren auf dem iberischen Markt zu verzeichnen, mit einem Anstieg von 5,7 % in Portugal und 7,2 % in Spanien.
Im Vergleich zum Vormonat stieg auch die Solarproduktion im Januar in allen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten. Auch hier verzeichnete der deutsche Markt die größte Veränderung, mit einem Anstieg von 85% im Vergleich zur Erzeugung im Dezember 2023. Der italienische und der französische Markt stiegen um 22 % bzw. 16 %. Der iberische Markt verzeichnete ein geringeres Wachstum, mit einem Anstieg von 2,1 % in Spanien und 6,8 % in Portugal.
Die PV-Produktion im Januar 2024 brach in allen analysierten Märkten Rekorde, verglichen mit der historischen Produktion in früheren Januarjahren. Der spanische Markt führte die Liste der Rekordmärkte mit einer Erzeugung von 1848 GWh an. Es folgten der deutsche, italienische und französische Markt mit 1502 GWh, 1058 GWh bzw. 909 GWh. Auf dem portugiesischen Markt wurden 201 GWh durch Solartechnik erzeugt.
Diese Produktionsrekorde für den Monat Januar sind bezeichnend für das allgemeine Wachstum der installierten Solarstromerzeugungskapazität in den letzten Jahren. Ein Beispiel dafür ist die installierte Solarkapazität in Portugal, die laut REN-Daten zwischen Dezember 2023 und Januar 2024 um 128 MW gestiegen ist.
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.
Die Windenergieerzeugung war im Januar 2024 auf den wichtigsten europäischen Märkten im Vergleich zum gleichen Zeitraum 2023 überwiegend rückläufig. Den stärksten Rückgang verzeichnete der spanische Markt mit 22 %, gefolgt von einem Rückgang auf dem portugiesischen Markt um 10 % und auf dem französischen Markt um 5,2 %. Eine Ausnahme bildeten der italienische und der deutsche Markt, die einen Anstieg von 24 % bzw. 6,2 % verzeichneten.
Im Vergleich zum Vormonat ist die Windenergieproduktion im Januar auf den meisten der von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Märkten ebenfalls zurückgegangen. In diesem Fall wurde der größte Rückgang auf dem französischen Markt beobachtet, und zwar um 19 %. Der deutsche und der spanische Markt verzeichneten mit 3,3 % bzw. 0,7 % weniger ausgeprägte Rückgänge. Der italienische Markt hingegen verzeichnete einen Anstieg der Produktion mit dieser Technologie um 15 %, während der portugiesische Markt einen weniger ausgeprägten Anstieg von 0,8 % verzeichnete.
Im Januar 2024 verzeichneten der deutsche und der italienische Markt eine Rekorderzeugung aus Windenergie im Vergleich zum gleichen Monat der Vorjahre. Der deutsche Markt verzeichnete eine Erzeugung von 18 473 GWh und der italienische Markt 2817 GWh. Der französische Markt verzeichnete mit 5231 GWh die zweithöchste Windenergieerzeugung in einem Januar nach dem Rekord im Januar 2023.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Elektrizitätsnachfrage
Im Januar 2024 verzeichneten alle europäischen Märkte einen Anstieg der Stromnachfrage im Vergleich zum selben Zeitraum im Jahr 2023. Der niederländische Markt verzeichnete mit 4,5 % den größten Anstieg, gefolgt von Anstiegen von 3,6 %, 3,4 % und 3,3 % in den Märkten Großbritanniens, Belgiens und Portugals. Auf den anderen Märkten reichte der Anstieg von 0,8% auf dem spanischen Markt bis zu 2,7% auf dem französischen Markt. In Portugal erreichte die Stromnachfrage in diesem Monat mit 4934 GWh den zweithöchsten Wert seit mindestens 2009, nach dem im Januar 2021 verzeichneten Wert.
Im Vergleich zum Vormonat ist die Stromnachfrage im Januar 2024 in allen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Märkten ebenfalls gestiegen. In diesem Fall verzeichnete der französische Markt mit 10 % den größten Anstieg. Der italienische, belgische, britische und deutsche Markt verzeichneten einen Anstieg zwischen 7,0 % und 7,8 %. Auf dem iberischen Markt stieg die Nachfrage um 4,6 % in Portugal und 5,2 % in Spanien. Der niederländische Markt hingegen verzeichnete mit 0,9 % den geringsten Anstieg.
Der Januar 2024 war in den meisten Märkten kälter als der Januar 2023. Der Rückgang der Durchschnittstemperaturen im Vergleich zum Vorjahreszeitraum reichte von 0,5°C in Großbritannien bis 1,8°C in den Niederlanden. Eine Ausnahme bildeten Italien, Portugal und Spanien. In diesen Märkten lagen die Durchschnittstemperaturen im Januar 2023 um 0,3°C, 2,0°C bzw. 1,8°C höher als im Januar 2023.
Im Vergleich zum Dezember 2023 waren die Durchschnittstemperaturen im Januar 2023 in den meisten der untersuchten Märkte niedriger. Belgien verzeichnete den größten Temperaturrückgang von 3,3°C. Auf den anderen Märkten reichten die Temperaturrückgänge von 1,3°C in Italien bis 2,7°C in den Niederlanden. Auch hier bildete der iberische Markt die Ausnahme: In Spanien lagen die Temperaturen um 0,6°C und in Portugal um 0,8°C höher als im Vormonat.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.
Europäische Strommärkte
Im Januar 2024 lag der monatliche Durchschnittspreis auf den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte unter 80 €/MWh. Ausnahmen bildeten der britische N2EX-Markt und der italienische IPEX-Markt mit Durchschnittspreisen von 83,76 €/MWh bzw. 99,16 €/MWh. Dagegen wies der nordische Markt Nord Pool mit 67,64 €/MWh den niedrigsten Monatspreis auf. Auf den übrigen europäischen Strommärkten, die in AleaSoft Energy Forecasting analysiert wurden, reichten die Durchschnittspreise von 74,08 €/MWh auf dem portugiesischen MIBEL-Markt bis 78,56 €/MWh auf dem belgischen EPEX SPOT-Markt.
Die monatlichen Preise auf den meisten europäischen Strommärkten sind in den letzten Monaten stabil geblieben, mit einem gewissen Abwärtstrend. Im Vergleich zum Dezember stiegen die Durchschnittspreise im Januar jedoch auf den meisten der von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkten leicht an. Ausnahmen bildeten der nordische Markt mit einem Rückgang von 6,6 % und der italienische Markt mit einem Minus von 14 %. Dagegen verzeichneten der deutsche und der belgische Markt mit jeweils 13 % den größten Anstieg. Auf den anderen Märkten stiegen die Preise zwischen 2,6 % auf dem portugiesischen und 12 % auf dem französischen Markt.
Vergleicht man die Durchschnittspreise im Januar mit denen des gleichen Monats im Jahr 2023, so sind die Preise auf den meisten der untersuchten Märkte gesunken. Die Ausnahmen waren der spanische und der portugiesische Markt mit einem Anstieg von 6,5 % bzw. 6,8 %. Der stärkste Preisrückgang war dagegen auf dem britischen Markt zu verzeichnen, und zwar um 44 %. Auf den anderen Märkten reichten die Rückgänge von 26 % auf dem nordischen Markt bis zu 43 % auf dem italienischen Markt.
Im Januar 2023, unter dem Einfluss des iberischen Ausnahmemechanismus, waren die MIBEL-Marktpreise die niedrigsten von allen analysierten Märkten. Berücksichtigt man die Anpassung, die einige Verbraucher für die Gaspreisobergrenze auf diesem Markt zahlen mussten, lag der Durchschnitt für Januar 2023 bei 70,90 €/MWh und damit ebenfalls unter dem Durchschnitt für Januar 2024.
Im Januar 2024 waren die monatlichen Preise auf dem MIBEL-Markt in Spanien und Portugal die höchsten der letzten drei Monate. Im Gegensatz dazu verzeichnete der nordische Markt den niedrigsten Durchschnitt der letzten drei Monate. Der italienische Markt erreichte im Januar 2024 zwar den höchsten Durchschnittswert aller untersuchten Märkte, war aber der niedrigste der letzten 31 Monate auf dem IPEX-Markt.
Der Rückgang des Durchschnittspreises für Gas und CO2-Emissionszertifikate und der allgemeine Anstieg der Solarstromproduktion führten im Januar 2024 trotz der Erholung der Nachfrage zu einem Rückgang der Preise auf den europäischen Strommärkten im Vergleich zum Vorjahr. Darüber hinaus stieg die Windenergieproduktion in einigen Märkten wie Deutschland und Italien an, während sie auf der iberischen Halbinsel zurückging, was zu dem Preisanstieg auf dem MIBEL-Markt im Vergleich zum Vorjahr beitrug.
Andererseits sank im Januar 2024 auch der Durchschnittspreis für Gas und CO2-Emissionszertifikate im Vergleich zum Vormonat, wenn auch in geringerem Maße. Darüber hinaus stieg die Nachfrage und die Windenergieproduktion ging in den meisten der analysierten Märkte zurück. Dies führte zu höheren Preisen auf den europäischen Strommärkten, obwohl die Solarstromproduktion im Vergleich zum Vormonat allgemein zunahm. Auf dem italienischen Markt nahm die Windenergieerzeugung im Vergleich zum Dezember ebenfalls zu, was zu dem Preisrückgang auf diesem Markt beitrug.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.
Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt verzeichneten im Januar einen monatlichen Durchschnittspreis von 79,15 $/bbl. Das waren 2,4 % mehr als die Front-Month-Futures für Dezember 2023 mit 77,32 $/bbl. Er lag jedoch um 5,8 % unter dem Preis der Front-Month-Futures für Januar 2023 von 84,04 $/bbl.
Im Januar belasteten Sorgen über die Nachfrageentwicklung und die Instabilität im Nahen Osten die Preise für Brent-Öl-Futures. Zu Beginn des Monats belasteten auch Produktionsausfälle in Libyen und die Ankündigung von Preissenkungen durch Saudi-Arabien die Preise. In der zweiten Monatshälfte trugen die Auswirkungen der kalten Temperaturen auf die US-Produktion, eine Anhebung der Nachfrageprognose der Internationalen Energieagentur, Nachrichten über die US-Wirtschaft und die Ankündigung von Konjunkturmaßnahmen für die chinesische Wirtschaft zum Preisanstieg bei. Infolgedessen war der Schlusskurs am Freitag, dem 26. Januar, mit 83,55 $/bbl der höchste seit der ersten Novemberhälfte 2023.
Bei den TTF-Gasfutures für den Frontmonat am ICE-Markt setzte sich der seit Mitte Oktober anhaltende Abwärtstrend fort. Der Durchschnittswert für den Monat Januar lag bei 29,91 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten ist der Januar-Durchschnitt im Vergleich zu den im Dezember 2023 gehandelten durchschnittlichen Front-Month-Futures von 35,97 €/MWh um 17 % gesunken. Im Vergleich zu den im Januar 2023 gehandelten Front-Month-Futures, als der Durchschnittspreis bei 63,92 €/MWh lag, gab es einen Rückgang von 53 %.
Im Januar führten hohe europäische Reserven und ein reichliches Angebot an verflüssigtem Erdgas zu niedrigeren Preisen für TTF-Gas-Futures. Auch die Temperaturentwicklung beeinflusste die Preise im Januar. Der Anstieg der Nachfrage aufgrund der niedrigen Temperaturen, die in den ersten Wochen des Monats in Europa herrschten, und die Auswirkungen dieser Temperaturen auf das Angebot an verflüssigtem Erdgas aus den Vereinigten Staaten wirkten sich positiv auf die Preise aus und begrenzten deren Rückgang. Dennoch war der Schlusskurs am 23. Januar mit 27,23 €/MWh der niedrigste seit Anfang August 2023.
Die Futures für CO2-Emissionsberechtigungen am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2024 erreichten im Januar einen Durchschnittspreis von 67,43 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten bedeutet dies einen Rückgang um 8,9 % gegenüber dem Durchschnittspreis des Vormonats von 74,01 €/t. Verglichen mit dem Januar 2023-Durchschnitt von 86,92 €/t lag der Januar 2024-Durchschnitt um 22 % niedriger. Der monatliche Durchschnitt der CO2-Futures für diesen Rohstoff verzeichnete sechs Monate in Folge Rückgänge.
Die geringe Nachfrage zu Beginn der Versteigerung der Zertifikate für 2024 wirkte sich im Januar preismindernd aus. Der Schlusskurs am 29. Januar war mit 61,78 €/t der niedrigste seit der ersten Märzhälfte 2022.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.
Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die europäischen Energiemärkte und die Energiewende
Das nächste Webinar der monatlichen Webinarreihe von AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen wird sich mit dem Thema Energiespeicherung beschäftigen. Dieses Webinar findet am 15. Februar statt und wird von Tomás García, Senior Director, Energy & Infrastructure Advisory bei JLL, gehalten. Die Hauptaspekte des Webinars sind der Kontext und die Trends des Energiespeichermarktes in Spanien, der Ertragsstapel und die technischen Aspekte von Batteriespeichersystemen sowie die finanziellen Aspekte. Darüber hinaus wird das Webinar die übliche Analyse der Entwicklung und der Aussichten der europäischen Energiemärkte beinhalten.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
