AleaSoft Energy Forecasting, 12. August 2024. In der zweiten Augustwoche setzten die TTF-Gas-Terminpreise den Aufwärtstrend der Vorwoche fort und erreichten Werte über 40 €/MWh, was seit Anfang Dezember 2023 nicht mehr vorgekommen ist. Die meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte widerstanden jedoch dem Anstieg der Gaspreise und erreichten dank der geringeren Nachfrage und der höheren Erzeugung aus erneuerbaren Energien in einigen Fällen niedrigere Preise als in der Vorwoche. In Frankreich brach die Photovoltaik den bisherigen Tagesproduktionsrekord, und Deutschland und Italien verzeichneten die höchste PV-Produktion für einen Augustmonat.
Solare Photovoltaik- und Solarthermieproduktion und Windstromproduktion
In der Woche vom 5. August stieg die Solarstromerzeugung auf den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 5,6 % den größten Anstieg und erholte sich damit von dem Rückgang der Vorwoche. Der italienische Markt verzeichnete in der zweiten Woche in Folge den geringsten Anstieg, diesmal um 1,2 %. Eine Ausnahme vom Aufwärtstrend bildete der deutsche Markt, wo die Solarproduktion um 0,9 % zurückging.
Auf dem französischen Markt, wo der Anstieg gegenüber der Vorwoche 1,6 % betrug, wurde der historische Rekord der täglichen PV-Solarproduktion am 5. August mit 129 GWh gebrochen. Auf dem deutschen Markt wurde trotz eines Rückgangs gegenüber der Vorwoche am 6. August mit 386 GWh die höchste Tagesproduktion für den Monat August verzeichnet. Auch der italienische Markt verzeichnete am 9. August mit einer Erzeugung von 126 GWh die höchste Tagesproduktion für den Monat August.
In der Woche vom 12. August wird die Solarproduktion laut den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting in Deutschland steigen und in Italien und Spanien sinken.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Im Gegensatz zur Entwicklung der Solarstromproduktion in der Woche vom 5. August ging die Windstromproduktion auf den wichtigsten europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Die Rückgänge reichten von 4,5 % auf dem französischen Markt bis zu 47 % in Italien. Eine Ausnahme bildete wieder einmal der deutsche Markt, auf dem die Windenergieproduktion um 82 % anstieg und damit den Abwärtstrend der vorangegangenen vier Wochen umkehrte.
In der Woche vom 12. August wird sich nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting der Abwärtstrend umkehren und die Windenergieproduktion in Frankreich, Deutschland, Italien und auf der Iberischen Halbinsel steigen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Elektrizitätsnachfrage
In der Woche vom 5. August ging die Stromnachfrage auf den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Der italienische Markt verzeichnete mit 12 % den stärksten Rückgang, während der niederländische Markt mit 1,4 % den geringsten Rückgang verzeichnete. Auf beiden Märkten setzte sich der Abwärtstrend in der dritten bzw. fünften Woche in Folge fort. Dagegen stieg die Nachfrage auf dem belgischen und dem deutschen Markt um 2,1 % bzw. 0,1 %. Auf diesen Märkten setzte sich der Aufwärtstrend in der zweiten Woche in Folge fort.
In der zweiten Augustwoche waren die Durchschnittstemperaturen in den meisten der untersuchten Märkte niedriger als in der Vorwoche. Die Rückgänge reichten von 0,1°C in Spanien bis 1,3°C in Großbritannien. In Deutschland und den Niederlanden lagen die Durchschnittstemperaturen jedoch um 0,1°C bzw. 0,4°C höher als in der Vorwoche, während sie in Portugal ähnlich hoch waren wie in der ersten Augustwoche.
In der Woche vom 12. August wird sich laut den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting der Abwärtstrend in den meisten großen europäischen Strommärkten fortsetzen. Die Nachfrage wird in Belgien, Spanien, Frankreich, Deutschland, Italien und Portugal zurückgehen, während sie in den Niederlanden und Großbritannien voraussichtlich steigen wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
In der Woche bis zum 5. August lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise an den meisten wichtigen europäischen Strommärkten unter denen der Vorwoche. Der EPEX SPOT-Markt in Frankreich war mit einem Rückgang von 43 % der Markt mit der größten Preisveränderung. Auf diesem Markt fielen die Tagespreise an jedem Tag der Woche, von 46,52 €/MWh am Montag, dem 5. August, bis 12,79 €/MWh am Sonntag, dem 11. August. An zweiter und dritter Stelle der Märkte mit den stärksten Rückgängen standen der britische N2EX-Markt und der nordische Nord Pool-Markt mit Rückgängen von 31 % bzw. 29 %. Auf den übrigen wichtigen europäischen Strommärkten, auf denen die Preise fielen, reichten die Rückgänge von 1,6 % auf dem spanischen MIBEL-Markt bis zu 16 % auf dem belgischen EPEX SPOT-Markt.
Der italienische IPEX-Markt war mit einem Anstieg von 7,1 % der einzige der wichtigsten europäischen Märkte, auf dem die Preise höher waren als in der Woche vom 29. Juli. Dieser Markt verzeichnete den höchsten wöchentlichen Durchschnittspreis von 128,70 €/MWh. Außerdem wurden hier am 12. August mit 136,28 €/MWh und am Donnerstag, dem 8. August, mit 133,75 €/MWh erneut die beiden bisher höchsten Tagespreise im Jahr 2024 verzeichnet.
Auf den übrigen großen europäischen Strommärkten lagen die Wochenpreise zwischen 17,22 €/MWh auf dem nordischen Markt und 93,85 €/MWh auf dem portugiesischen Markt.
In der zweiten Augustwoche verzeichneten die meisten Märkte zwischen Freitag, dem 9. und Sonntag, dem 11. August, negative Stundenpreise, der belgische und der niederländische Markt auch am 7. August. Den niedrigsten Preis der Woche von -59,97 €/MWh verzeichnete der niederländische Markt am 11. August zwischen 13:00 und 14:00 Uhr. Auf dem italienischen Markt wurden in der Woche vom 5. August keine negativen Preise verzeichnet, während der iberische Markt am 11. August zwischen 10:00 und 17:00 Uhr Preise von 0 €/MWh registrierte.
Die geringere Nachfrage auf den meisten europäischen Strommärkten sowie die gestiegene Windkraftproduktion in Deutschland und die Solarstromproduktion auf der iberischen Halbinsel und in Frankreich trugen dazu bei, dass die Preise auf den meisten Märkten trotz des Anstiegs der Gaspreise in dieser Woche sanken. Auf dem italienischen Markt jedoch trieben die höheren Gaspreise in Verbindung mit einer geringeren Windstromproduktion die Preise nach oben, trotz der geringeren Nachfrage und einer leichten Erholung der Solarstromproduktion.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die wöchentlichen Preise in der Woche vom 12. August auf den Märkten der iberischen Halbinsel, Deutschlands und Italiens niedriger sein werden als in der zweiten Augustwoche, begünstigt durch eine geringere Nachfrage und eine erhöhte Windkraftproduktion auf diesen Märkten sowie eine erhöhte Solarproduktion in Deutschland. Auf den Märkten Frankreichs, Belgiens, des Vereinigten Königreichs und der Niederlande wird hingegen ein Preisanstieg erwartet, der durch wärmere Temperaturen und eine höhere Nachfrage im Vereinigten Königreich und den Niederlanden begünstigt wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
In der Woche vom 5. August blieben die Preise für Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt im Vergleich zur Vorwoche stabil. Am Montag, dem 5. August, setzten sie den Abwärtstrend der letzten Tage fort und verzeichneten mit 76,30 $/bbl den niedrigsten Schlusskurs der Woche. Dies ist der niedrigste Schlusskurs seit dem 8. Januar dieses Jahres. Ab Dienstag, dem 6. August, erholten sich die Preise an vier aufeinander folgenden Tagen und erreichten am Freitag, dem 9. August, ihren Wochenhöchststand von 79,66 $/bbl. Den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten zufolge lag dieser Preis um 3,7 % höher als am Freitag zuvor. Dennoch lag der Wochendurchschnitt um 1,4 % unter dem der Vorwoche.
Am ersten Tag der zweiten Augustwoche setzten die Brent-Ölpreise ihren Abwärtstrend fort, den sie in der Vorwoche aufgrund von Befürchtungen über eine Rezession in den Vereinigten Staaten und einer rückläufigen Nachfrage nach Rohöl aus China beendet hatten. Befürchtungen über eine Eskalation des Konflikts in Nordafrika und im Nahen Osten, ein 20-prozentiger Produktionsrückgang auf Libyens größtem Ölfeld Sharara und die jüngsten Daten zu den Anträgen auf Arbeitslosenunterstützung in den USA, die auf ein anhaltendes Wachstum der US-Wirtschaft hindeuten, verstärkten jedoch die Befürchtungen über Versorgungsengpässe und ließen die Preise für Brent-Öl-Futures am Ende der Woche steigen.
Am ICE-Markt setzten die Front Month TTF-Gasfutures in der zweiten Augustwoche den Aufwärtstrend der Vorwoche fort und verzeichneten einen deutlichen Preisanstieg. Der Wochendurchschnitt der Schlusskurse stieg im Vergleich zur Vorwoche um 7,1 %. Der niedrigste Schlusskurs der Woche wurde am Montag, dem 5. August, mit 35,50 €/MWh verzeichnet. Danach stiegen die Preise jeden Tag weiter an und erreichten am Freitag, dem 9. August, einen Schlusspreis von 40,40 €/MWh, den höchsten der Woche und 10 % höher als am Freitag der Vorwoche. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten ist dies der höchste Schlusskurs seit dem 2. Dezember 2023.
Die Verschärfung der Kämpfe zwischen der Ukraine und Russland in den letzten Tagen in der Nähe von ukrainischen Gasspeicher- und -versorgungsanlagen und russischen Pipelines hat die Besorgnis über mögliche Kürzungen und Unterbrechungen der Gaslieferungen nach Europa durch diese Region verstärkt. Darüber hinaus haben norwegische Gasexporte bei nahezu voller Kapazität und geringe LNG-Einfuhren an europäischen Importterminals zu diesem Anstieg der Gaspreise beigetragen.
Die Schlusskurse der Futures auf CO2-Emissionsberechtigungen am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2024 sind in der zweiten Augustwoche in fast allen Sitzungen gestiegen. Der Wochendurchschnitt der Schlusskurse lag um 0,6 % höher als in der Woche bis zum 29. Juli. Der Schlusskurs vom Montag, dem 5. August, war mit 68,73 €/t der niedrigste der Woche und lag 2,6 % unter dem der letzten Sitzung der Vorwoche. An den folgenden Tagen stiegen die Preise weiter an, bis der Schlusskurs am Donnerstag, dem 8. August, bei 71,06 €/t lag. Obwohl diese Preise zunächst den Gaspreisen folgten, sank der Schlusspreis am Freitag, dem 9. August, auf 70,14 €/t und lag damit um 0,6 % niedriger als am Freitag der Vorwoche.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die europäischen Energiemärkte und die Energiespeicherung
AleaSoft Energy Forecasting und AleaGreen prognostizieren kurz-, mittel- und langfristige Marktpreise für 28 europäische Strommärkte: Österreich, Belgien, Frankreich, Deutschland, Niederlande, Schweiz (EPEX SPOT), Bulgarien (IBEX), Tschechische Republik (OTE), Kroatien (CROPEX), Dänemark, Estland, Finnland, Lettland, Litauen, Norwegen, Schweden (Nord Pool), Slowakei (OKTE), Slowenien (BSP Southpool), Spanien, Portugal (MIBEL), Griechenland (HEnEX), Ungarn (HUPX), Irland (SEM), Italien (IPEX), Polen (POLPX), Vereinigtes Königreich (N2EX), Rumänien (OPCOM) und Serbien (SEEPEX).
Sie berechnen auch die Einnahmen aus Batterien und Hybridsystemen aus erneuerbaren Energien und Batterien mit Hilfe ihres Systems der stündlichen Preiskurvensimulationen.
Im August werben sie für diese Prognosen, die auf einer wissenschaftlichen Methodik beruhen, die auf künstlicher Intelligenz, Zeitreihen und statistischen Modellen basiert.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.