AleaSoft Energy Forecasting, 15. Januar 2024. In der zweiten Woche des Jahres registrierte der größte europäische Elektromarkt einen Preisnachlass und einen Preisvergleich mit der vorherigen Woche. Dieses Comportamiento wurde aufgrund der Nachfrage seit Anfang des Jahres bevorzugt, und zwar in einer Woche, da die Temperaturen in der ersten Woche des Jahres höher waren. Die Produktion von Solarenergie wurde auf verschiedenen Märkten erweitert, aber die Energie war in allen Fällen gering. Die CO2-Zukunft wird am 12. Januar 2022 den höchsten Wert aufweisen.
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.
In der zweiten Januarwoche ging die Windenergieerzeugung auf den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Die Rückgänge reichten von 60 % auf dem französischen Markt bis zu 27 % auf dem italienischen Markt. Nur Portugal verzeichnete einen Anstieg der Windenergieerzeugung um 13 %.
Für die Woche vom 15. Januar deuten die Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf einen Anstieg der Windenergieproduktion in den analysierten Märkten hin.
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, TERNA, National Grid und ELIA.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass in der dritten Januarwoche die Preise auf den europäischen Strommärkten sinken könnten. Eine erhöhte Windenergieproduktion könnte zu diesem Verhalten beitragen. Außerdem könnte die Solarenergieproduktion in einigen Märkten zunehmen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE and EEX.
Solare Photovoltaik, thermoelektrische Solarenergie und Windenergieerzeugung
In der Woche vom 8. Januar stieg die Solarenergieerzeugung in den meisten großen europäischen Strommärkten. Der deutsche Markt verzeichnete mit einem Plus von 101 % den größten Anstieg, während der französische Markt mit einem Plus von 23 % den geringsten Zuwachs verzeichnete. Eine Ausnahme bildete die iberische Halbinsel, wo die Solarenergieproduktion zurückging, und zwar um 29 % in Portugal und 6,8 % in Spanien. Am 9. Januar verzeichnete der deutsche Markt mit 82 GWh Solarstromerzeugung den höchsten Wert seit Anfang November 2023. Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting für die Solarenergieproduktion in der Woche vom 15. Januar wird diese in Deutschland und Spanien steigen, während sie in Italien sinken wird.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.
In der zweiten Januarwoche ging die Windenergieerzeugung auf den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Die Rückgänge reichten von 60 % auf dem französischen Markt bis zu 27 % auf dem italienischen Markt. Nur Portugal verzeichnete einen Anstieg der Windenergieerzeugung um 13 %.
Für die Woche vom 15. Januar deuten die Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf einen Anstieg der Windenergieproduktion in den analysierten Märkten hin.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Elektrizitätsnachfrage
In der Woche vom 8. Januar verzeichneten alle großen europäischen Märkte einen Anstieg der Stromnachfrage im Vergleich zur Vorwoche und erholten sich damit von den Ferien zu Beginn des Jahres. In den meisten Fällen stieg die Nachfrage im zweistelligen Prozentbereich, wobei der italienische und der französische Markt mit einem Anstieg von 31 % an der Spitze lagen. Von allen untersuchten Märkten verzeichnete der niederländische Markt mit 6,3 % den geringsten Zuwachs. Gleichzeitig sanken in allen untersuchten Märkten die Durchschnittstemperaturen im Vergleich zur ersten Woche des Jahres. Dies trug ebenfalls zum Anstieg der Stromnachfrage bei. Die durchschnittlichen Temperaturrückgänge reichten von 8,2 °C in Belgien bis 2,1 °C in Portugal. Laut den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting für die Woche vom 15. Januar wird sich der Aufwärtstrend auf dem deutschen, italienischen, britischen, belgischen und niederländischen Markt fortsetzen. Die Märkte der iberischen Halbinsel und Frankreichs werden dagegen einen Nachfragerückgang verzeichnen.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 vom 8. Januar stiegen die Preise auf fast allen großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Die Ausnahme bildete der nordische Markt Nord Pool mit einem Rückgang von 8,5 %. Dagegen verzeichneten der portugiesische und der spanische MIBEL-Markt die größten prozentualen Preissteigerungen (63 % bzw. 64 %). Der IPEX-Markt in Italien verzeichnete mit 7,5 % den geringsten Anstieg. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 22% auf dem N2EX-Markt des Vereinigten Königreichs und 60% auf dem EPEX SPOT-Markt in Frankreich. In der zweiten Januarwoche lagen die Wochendurchschnitte in fast allen analysierten europäischen Strommärkten über 95 €/MWh. Die Ausnahme bildete der nordische Markt, der mit 76,06 €/MWh den niedrigsten Durchschnitt verzeichnete. Auf dem italienischen Markt wurde dagegen mit 107,50 €/MWh der höchste Wochenpreis erzielt. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 96,26 €/MWh auf dem niederländischen Markt bis 101,24 €/MWh auf dem belgischen Markt. Was die Stundenpreise anbelangt, so verzeichneten der belgische, britische und französische Markt am 10. Januar die höchsten Stundenpreise seit der ersten Dezemberhälfte, nämlich 143,79 €/MWh zwischen 17:00 und 18:00 Uhr MEZ in Frankreich und Belgien und 123,97 €/MWh zwischen 18:00 und 19:00 Uhr MEZ auf dem N2EX-Markt. Ähnliches geschah am Donnerstag, dem 11. Januar, zwischen 17:00 und 18:00 Uhr MEZ, als der deutsche und der niederländische Markt mit 150,09 €/MWh bzw. 147,06 €/MWh die höchsten Preise seit der ersten Dezemberhälfte erreichten. In der Woche vom 8. Januar führten der Anstieg der Stromnachfrage und der Rückgang der Windenergieproduktion in den meisten analysierten Märkten zu höheren Preisen auf den europäischen Strommärkten. Der Rückgang der Solarenergieproduktion auf der Iberischen Halbinsel trug ebenfalls zum Preisanstieg auf dem MIBEL-Markt bei.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass in der dritten Januarwoche die Preise auf den europäischen Strommärkten sinken könnten. Eine erhöhte Windenergieproduktion könnte zu diesem Verhalten beitragen. Außerdem könnte die Solarenergieproduktion in einigen Märkten zunehmen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.
Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Brent-Öl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt verzeichneten am Montag, den 8. Januar, ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 76,12 $/bbl, nachdem sie gegenüber der letzten Sitzung der Vorwoche um 3,4 % gefallen waren. In der zweiten Januarwoche erholten sich die Preise. In der letzten Sitzung erreichten die Brent-Öl-Futures ihren wöchentlichen Höchstkurs von 78,29 $/bbl. Dieser Preis lag nur 0,6 % unter dem des vorangegangenen Freitags. Die zunehmende Instabilität im Nahen Osten trug zu dem Preisanstieg am Ende der zweiten Januarwoche bei. Die Versorgungslage wurde durch den Konflikt jedoch nicht beeinträchtigt. Dies verhinderte einen weiteren Preisanstieg. Andererseits wirkten sich die Daten über den Anstieg der US-Rohölvorräte in der zweiten Januarwoche ebenfalls preisdämpfend aus. Die TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat verzeichneten am Montag, den 8. Januar, einen Rückgang von 8,6 % im Vergleich zur letzten Sitzung der Vorwoche. Der Abrechnungspreis lag bei 31,58 €/MWh. Nach den bei AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lagen die Abrechnungspreise auch in den übrigen Sitzungen der Woche unter 32 €/MWh. Am Dienstag, den 9. Januar, erreichten diese Futures den wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 30,64 €/MWh. Am Freitag, dem 12. Januar, erreichten sie dagegen nach einem Anstieg von 3,8 % ihren wöchentlichen Höchstpreis von 31,99 €/MWh. Dieser Preis lag jedoch immer noch 7,4 % unter dem des vorangegangenen Freitags. Zu Beginn der zweiten Januarwoche wirkten sich die Vorhersagen milderer Temperaturen als ursprünglich erwartet negativ auf die Preise dieser Futures aus. Ein ungeplanter Rückgang des Gasflusses aus Norwegen, die Verschärfung des Nahostkonflikts und die Prognosen für niedrige Temperaturen trugen jedoch zum Preisanstieg am Freitag, dem 12. Januar, bei. Die hohen europäischen Reserven begrenzten jedoch weiterhin den Preisanstieg. Die CO2-Emissionsrechte-Futures am ICE-Markt für den Referenzkontrakt vom Dezember 2024 erreichten am Montag, den 8. Januar, ihren wöchentlichen Höchstpreis von 72,42 €/t. Dieser Preis lag bereits 5,1 % niedriger als am Freitag zuvor. Der Abwärtstrend setzte sich in der restlichen zweiten Januarwoche fort. So verzeichneten diese Futures am Freitag, dem 12. Januar, ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 65,81 €/t. Dies war der niedrigste Preis seit dem 8. März 2022. Die Nähe des für Montag, den 15. Januar, angesetzten Beginns der Versteigerung der Emissionsrechte für 2024 wirkte sich in der zweiten Januarwoche negativ auf die Preise dieser Futures aus.Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE and EEX.
