AleaSoft Energy Forecasting, 18. November 2024. In der zweiten Novemberwoche lagen die Durchschnittspreise in den meisten großen europäischen Strommärkten über 100 €/MWh, wenn auch niedriger als in der Vorwoche. Dieser Rückgang ist auf den Anstieg der Windenergieproduktion zurückzuführen und obwohl die Gaspreise auf ihren höchsten Wert im Jahr 2024 gestiegen sind. Dennoch verzeichneten der iberische und der französische Markt den höchsten Tagespreis in diesem Jahr. Die Photovoltaik in Portugal übertraf im November erneut den Produktionsrekord für einen einzigen Tag. Die Nachfrage nahm auf den meisten Märkten zu, wobei die CO2-Futures stiegen und die Brent-Futures fielen.
Photovoltaik- und Windenergieproduktion
In der Woche vom 11. November stieg die Photovoltaik-Produktion auf dem italienischen und französischen Markt im Vergleich zur Vorwoche um 0,3 % bzw. 6,2 %. Die Märkte auf der iberischen Halbinsel und in Deutschland verzeichneten hingegen einen Rückgang der Produktion mit dieser Technologie. Der deutsche Markt verzeichnete mit 27 % den stärksten Rückgang und setzte damit den Abwärtstrend in der fünften Woche in Folge fort. Auf dem portugiesischen Markt war der Rückgang mit 7,4 % am geringsten, während der spanische Markt einen Rückgang von 23 % verzeichnete.
Trotz des Rückgangs der PV-Produktion während der Woche auf dem portugiesischen Markt erreichte dieser Markt am Montag, dem 11. November, mit 14 GWh die höchste historische Tagesproduktion für einen Monat November. Andererseits verzeichnete der französische Markt mit 52 GWh am Freitag, den 15. November, den dritthöchsten Wert für einen Monat November.
Für die Woche vom 18. November sagen die Solarproduktionsprognosen von AleaSoft Energy Forecasting einen Anstieg auf dem deutschen und dem spanischen Markt voraus, während sie für den italienischen Markt einen Rückgang der Solarproduktion erwarten.
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 Novemberwoche stieg die Windenergieproduktion in allen wichtigen europäischen Märkten, nachdem sie in der Vorwoche zurückgegangen war. Der deutsche Markt verzeichnete mit einem Plus von 267 % den größten Zuwachs, gefolgt vom italienischen Markt mit einem Plus von 209 % und dem französischen Markt mit einem Plus von 147 %. Die iberischen Märkte hingegen verzeichneten mit 83 % in Portugal und 90 % in Spanien das geringste Wachstum.
Für die dritte Novemberwoche deuten die Prognosen für die Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting auf einen Anstieg der Produktion mit dieser Technologie in den meisten der analysierten europäischen Märkte hin, mit Ausnahme des portugiesischen Marktes, für den ein Rückgang prognostiziert wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Stromnachfrage
In der Woche vom 11. November stieg die Stromnachfrage in den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte im Vergleich zur Vorwoche. Der französische Markt verzeichnete mit 8,3 % den größten Zuwachs und setzte seinen Aufwärtstrend in der vierten Woche in Folge fort. Der portugiesische, der spanische, der deutsche und der italienische Markt verzeichneten in der zweiten Woche in Folge einen Anstieg, wobei die Werte zwischen 3,2 % in Portugal und 4,9 % in Italien lagen. Auf den Märkten der Niederlande, Belgiens und Großbritanniens kam es dagegen zu einer Abwärtsbewegung. Der niederländische Markt verzeichnete mit 5,2 % den größten Rückgang, während der britische und der belgische Markt um 0,4 % bzw. 1,4 % fielen.
Die Durchschnittstemperaturen sind in den meisten der untersuchten Märkte gesunken. Auf der iberischen Halbinsel war der Rückgang der Durchschnittstemperaturen mit 3,1°C am stärksten, während Deutschland mit 0,1°C den geringsten Rückgang verzeichnete. Großbritannien, Frankreich und Italien verzeichneten Rückgänge, die von 0,9°C in Großbritannien bis 3,0°C in Italien reichten. In Belgien und den Niederlanden hingegen stiegen die Durchschnittstemperaturen um 1,6°C bzw. 2,1°C.
Der Feiertag zum Waffenstillstand am 11. November in Belgien und Frankreich trug zusammen mit den niedrigeren Durchschnittstemperaturen in Belgien zu der geringeren Nachfrage auf diesem Markt bei. Auf dem französischen Markt führten die niedrigeren Durchschnittstemperaturen während der Woche zu einem Anstieg der Nachfrage, obwohl die Arbeitstätigkeit während des Feiertags am Montag reduziert wurde.
Für die dritte Novemberwoche deuten die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting darauf hin, dass die Nachfrage in den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte steigen wird, mit Ausnahme der iberischen Halbinsel und Deutschlands, wo ein Rückgang der Nachfrage im Vergleich zur Vorwoche erwartet 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 zweiten Novemberwoche sind die Durchschnittspreise auf den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche gesunken. Eine Ausnahme bildete der italienische IPEX-Markt mit einem Anstieg von 7,6 %. Der deutsche EPEX SPOT-Markt verzeichnete den größten prozentualen Preisrückgang von 18 % nach den hohen Preisen der Vorwoche, als die Preise für einige Stunden sogar über 800 €/MWh lagen. Dagegen verzeichnete der französische EPEX SPOT-Markt den geringsten Rückgang von 0,7 %. Auf den anderen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten fielen die Preise zwischen 5,5 % auf dem belgischen Markt und 12 % auf dem niederländischen Markt.
In der zweiten Novemberwoche lagen die Wochendurchschnitte auf den meisten der untersuchten europäischen Strommärkte weiterhin über 100 €/MWh. Die Ausnahme bildete der nordische Markt Nord Pool, der mit 30,00 €/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt verzeichnete. Dagegen wies der italienische Markt mit 132,84 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt auf. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 102,37 €/MWh auf dem spanischen MIBEL-Markt bis 120,29 €/MWh auf dem deutschen Markt.
Was die Tagespreise anbelangt, so erreichte der nordische Markt am Montag, den 11. November, mit 68,17 €/MWh den höchsten Preis seit dem 27. April 2024. Am Donnerstag, den 14. November, verzeichnete der französische Markt einen Preis von 125,10 €/MWh, den höchsten seit dem 7. Dezember 2023. Auf dem spanischen und portugiesischen Markt lag der Preis am Montag, den 18. November, bei 136,37 €/MWh und damit auf dem höchsten Stand seit dem 17. Oktober 2023.
In der Woche vom 11. November führte die deutliche Zunahme der Windenergieproduktion trotz des wöchentlichen Anstiegs der Preise für Gas und CO2-Emissionszertifikate und der gestiegenen Nachfrage auf einigen Märkten zu niedrigeren Preisen auf den europäischen Strommärkten. Im Falle des italienischen Marktes trug die Abhängigkeit von Gas zur Stromerzeugung und die gestiegene Nachfrage zum Preisanstieg bei, obwohl die Wind- und Solarstromerzeugung zunahm.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der dritten Novemberwoche in den meisten europäischen Hauptstrommärkten weiter sinken werden. Der Anstieg der Windenergieproduktion in den meisten Märkten wird dieses Verhalten begünstigen. Auf dem deutschen und dem spanischen Markt werden auch der Anstieg der Solarstromproduktion und der Rückgang der Nachfrage zu niedrigeren Preisen beitragen. Auf dem britischen N2EX-Markt, wo die Nachfrage am stärksten zunehmen dürfte, könnten die Preise jedoch steigen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt begannen die zweite Novemberwoche mit einem Rückgang von 2,8 % gegenüber der letzten Sitzung der Vorwoche und verzeichneten am Montag, den 11. November, einen Schlusskurs von 71,83 $/bbl. Anschließend stiegen die Preise leicht an und am Donnerstag, den 14. November, erreichten diese Futures mit 72,56 $/bbl ihren höchsten Wochenschlusskurs. Am Freitag, dem 15. November, sanken die Preise jedoch um 2,1 % gegenüber dem Vortag. Infolgedessen verzeichneten diese Futures ihren wöchentlichen Tiefstpreis von 71,04 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis 3,8 % unter dem des vorangegangenen Freitags und war der niedrigste seit dem 12. September. In der gesamten Woche lag der durchschnittliche Schlusskurs um 4,1 % unter dem der Vorwoche.
In der zweiten Novemberwoche senkte die OPEC ihre Prognosen für das Wachstum der Ölnachfrage in den Jahren 2024 und 2025. Auch die Internationale Energieagentur senkte ihre Prognosen für 2025. Bei den globalen Nachfrageprognosen für 2024 hob die Internationale Energieagentur ihre Prognosen vom Oktober an, obwohl sie weiterhin unter denen der OPEC lagen. Die Besorgnis über die Nachfrageentwicklung in China hielt auch in der zweiten Novemberwoche an. Die Erwartung weiterer Zinssenkungen in den Vereinigten Staaten sowie ein stärkerer Dollar setzten die Futures-Preise ebenfalls unter Druck.
Die Schlusspreise der TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat stiegen in fast allen Sitzungen der zweiten Novemberwoche, außer am 13. November. An diesem Tag erreichten diese Futures ihren wöchentlichen Mindestschlusskurs von 43,67 €/MWh. Andererseits verzeichneten diese Futures am Freitag, den 15. November, als Folge der Steigerungen ihren höchsten Wochenschlusskurs von 46,55 €/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 9,8 % höher als am Freitag zuvor und war der höchste seit dem 25. November 2023.
Der Anstieg der Gaspreise in der ersten Novemberhälfte wurde durch die Tatsache beeinflusst, dass die europäischen Gasvorräte zwar nach wie vor hoch sind, aber früher als im letzten Jahr geleert werden, was Bedenken hinsichtlich der Auswirkungen auf den Wiederauffüllungsprozess für den Sommer 2025 weckt. Darüber hinaus unterstützten die niedrigen Temperaturprognosen den Anstieg der TTF-Gas-Terminpreise in der zweiten Novemberwoche. Bedenken über die mögliche Unterbrechung der Gaslieferungen aus Russland über die Ukraine ab dem 31. Dezember sowie die Unterbrechung der russischen Gaslieferungen nach Österreich seit dem 16. November trugen ebenfalls zum Preisanstieg bei.
Die CO2 -Futures am EEX-Markt für den Dezember-2024-Benchmarkkontrakt begannen in der zweiten Novemberwoche mit Preisrückgängen. Diese Rückgänge setzten sich bis zum 13. November fort. An diesem Tag verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 66,31 €/t. Nach einem Anstieg von 3,0 % gegenüber dem Vortag erreichten die Futures am Donnerstag, dem 14. November, ihren Wochenhöchstpreis von 68,27 €/t. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 3. September. Am Freitag, den 15. November, sanken die Preise wieder auf 68,01 €/t. Dieser Schlusspreis war nur 0,01 €/t niedriger als am Freitag zuvor. Trotz der Rückgänge lag der Wochendurchschnitt um 3,2 % höher als in 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
Am Donnerstag, den 14. November, hielt AleaSoft Energy Forecasting das 49. Webinar seiner monatlichen Webinarreihe ab. An dem Webinar nahm Luis Marquina de Soto, Präsident von AEPIBAL, dem europäischen Verband der Batterie-, Akkumulatoren- und Energiespeicherindustrie, teil. Bei dieser Gelegenheit analysierte das Webinar die Entwicklung und die Perspektiven der europäischen Energiemärkte für den Winter 2024-2025 sowie die Perspektiven von Batterien, Hybridisierung und Energiespeicherung. Darüber hinaus wurden die Dienstleistungen von AleaSoft für Batterie- und Hybridisierungsprojekte erläutert.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
