{"id":140289,"date":"2024-01-08T15:16:25","date_gmt":"2024-01-08T14:16:25","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=140289"},"modified":"2024-03-07T19:24:57","modified_gmt":"2024-03-07T18:24:57","slug":"preise-europaeische-elektromaerkte-wurden-jahr-2024-allen-empfunden-weil-nachfrage-nach-dem-strom-auf-der-strasse-lag","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/preise-europaeische-elektromaerkte-wurden-jahr-2024-allen-empfunden-weil-nachfrage-nach-dem-strom-auf-der-strasse-lag\/","title":{"rendered":"Die Preise f\u00fcr europ\u00e4ische Elektrom\u00e4rkte wurden im Jahr 2024 von allen empfunden, weil die Nachfrage nach dem Strom auf der Stra\u00dfe lag"},"content":{"rendered":"\t\t
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AleaSoft Energy Forecasting, 8. Januar 2024. In der ersten Woche des Jahres 2024 steigerte die Nachfragesteigerung die Preise auf dem gr\u00f6\u00dften europ\u00e4ischen Elektromarkt. Allerdings werden in Spanien, Portugal und Italien die Preise um eine erhebliche Steigerung in der Produktion reduziert. Am 2. Januar verzeichnete Frankreich eine Rekordproduktion von 402 GWh. Vor diesem Tag erreichte der zuk\u00fcnftige Front-Month von TTF- und ICE-Gas den h\u00f6chsten Preis seit dem ersten Halbjahr 2023, n\u00e4mlich 30,57 \u20ac\/MWh.<\/strong><\/p>

Solare Photovoltaik, thermoelektrische Solarenergie und Windenergieerzeugung<\/h2>

In der Woche vom 1. Januar ging die Solarenergieerzeugung<\/strong> in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche zur\u00fcck. Der deutsche Markt verzeichnete mit 33 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang, w\u00e4hrend der italienische Markt mit 7,7 % den geringsten R\u00fcckgang verzeichnete. Eine Ausnahme bildete die iberische Halbinsel, wo die Solarenergieerzeugung um 4,0 % zunahm, was vor allem auf einen Anstieg von 22 % auf dem portugiesischen Markt zur\u00fcckzuf\u00fchren war. Am 7. Januar erzeugte der spanische Markt 80 GWh mit photovoltaischer Solarenergie<\/strong>, was die h\u00f6chste Produktion mit dieser Technologie seit Ende November letzten Jahres darstellt.<\/p>

Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> wird die Solarenergieproduktion<\/a> in Deutschland, Italien und Spanien in der Woche vom 8. Januar steigen.<\/p>

AleaSoft - Solar photovoltaic thermosolar energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.<\/span><\/div>
AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.<\/span><\/div><\/p>

Die Windenergieerzeugung<\/strong> ist in der ersten Woche des Jahres 2024 in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche gestiegen. Italien war mit einem Anstieg um 246 % der Spitzenreiter. Auch der spanische Markt verzeichnete mit 157 % einen erheblichen Anstieg. Auf dem franz\u00f6sischen Markt war der Anstieg mit 1,1 % am geringsten. Trotzdem erzeugte Frankreich am 2. Januar 402 GWh aus Windenergie, den h\u00f6chsten Tageswert in der historischen Reihe. Obwohl der deutsche Markt unter den analysierten M\u00e4rkten in dieser Woche f\u00fchrend in der Windenergieproduktion war, verzeichnete er einen R\u00fcckgang von 23% im Vergleich zur Produktion der letzten Woche des Jahres 2023.<\/p>

Laut den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> zur Windenergieproduktion<\/a> wird die Produktion mit dieser Technologie in der Woche vom 8. Januar in allen analysierten M\u00e4rkten sinken.<\/p>

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.<\/span><\/div><\/p>

Elektrizit\u00e4tsnachfrage<\/h2>

Die gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte verzeichneten in der Woche vom 1. Januar einen Anstieg der Stromnachfrage<\/strong> im Vergleich zur Vorwoche. Es wurde erwartet, dass sich die Nachfrage nach den Weihnachtsfeiertagen in der Vorwoche erholen w\u00fcrde. Von allen untersuchten M\u00e4rkten verzeichnete der britische Markt mit 20 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg. Der spanische Markt verzeichnete mit 1,8 % den geringsten Anstieg.<\/p>

In der ersten Woche des Jahres 2024 verzeichneten die meisten untersuchten M\u00e4rkte einen R\u00fcckgang der Durchschnittstemperaturen<\/strong>. Diese R\u00fcckg\u00e4nge beg\u00fcnstigten auch einen Anstieg der Nachfrage. Die R\u00fcckg\u00e4nge reichten von 1,3 \u00b0C in Frankreich bis 2,6 \u00b0C in Deutschland. Im Gegensatz dazu waren die Durchschnittstemperaturen in den s\u00fcdeurop\u00e4ischen L\u00e4ndern weniger kalt. Die Steigerungen reichten von 0,3 \u00b0C in Italien bis 2,2 \u00b0C in Spanien.<\/p>

Nach den Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> wird sich der Trend fortsetzen und die Stromnachfrage wird in der Woche vom 8. Januar in allen analysierten M\u00e4rkten steigen.<\/p>

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.<\/span><\/div><\/p>

Europ\u00e4ische Stromm\u00e4rkte<\/h2>

In der Woche vom 1. Januar stiegen die Preise auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Ausnahmen bildeten der italienische IPEX-Markt<\/strong> mit einem R\u00fcckgang um 14 % und der spanisch-portugiesische MIBEL-Markt<\/strong> mit einem Minus von 23 %. Auf der anderen Seite verzeichnete der deutsche EPEX SPOT-Markt mit 222 % den gr\u00f6\u00dften prozentualen Preisanstieg. Auf den \u00fcbrigen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten stiegen die Preise zwischen 49% auf dem N2EX-Markt<\/strong> im Vereinigten K\u00f6nigreich und 163% auf dem EPEX SPOT-Markt in Frankreich.<\/p>

In der ersten Januarwoche lagen die Wochendurchschnitte in fast allen analysierten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten unter 85 \u20ac\/MWh. Die Ausnahme bildete der italienische Markt, der mit 100,01 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Durchschnittswert erreichte. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 58,88 \u20ac\/MWh auf dem spanischen Markt bis 83,13 \u20ac\/MWh auf dem Nordpool-Markt<\/strong> der nordischen L\u00e4nder.<\/p>

Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten der deutsche, belgische, franz\u00f6sische und niederl\u00e4ndische Markt am 1. und 3. Januar negative Stundenpreise. Am 1. Januar verzeichnete auch der britische Markt negative Preise. Diese negativen Preise waren jedoch nicht so niedrig wie die in der Vorwoche auf diesen M\u00e4rkten erreichten Preise. Am Freitag, dem 5. Januar, von 16:00 bis 17:00 Uhr, lag der Preis auf dem nordischen Markt bei 254,58 \u20ac\/MWh. Dies war der h\u00f6chste Stundenpreis seit Dezember 2022. Der MIBEL-Markt verzeichnete zwischen dem 5. und dem 7. Januar die niedrigsten Tagespreise und damit auch den niedrigsten Wochendurchschnitt im Vergleich zu den \u00fcbrigen europ\u00e4ischen Hauptm\u00e4rkten.<\/p>

In der Woche vom 1. Januar f\u00fchrte der allgemeine Anstieg der Stromnachfrage zu h\u00f6heren Preisen auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Der R\u00fcckgang der Solarenergieproduktion in L\u00e4ndern wie Deutschland und Frankreich und der R\u00fcckgang der deutschen Windenergieproduktion trugen ebenfalls zu den Preissteigerungen bei. Der deutliche Anstieg der Windenergieerzeugung in Italien und auf der Iberischen Halbinsel beg\u00fcnstigte jedoch niedrigere Preise auf diesen M\u00e4rkten.<\/p>

AleaSoft - Wind farm<\/a><\/div><\/p>

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten in der zweiten Januarwoche weiter steigen k\u00f6nnten. Die Erholung der Nachfrage und der allgemeine R\u00fcckgang der Windenergieproduktion k\u00f6nnten zu diesem Verhalten beitragen.<\/p>

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.<\/span><\/div><\/p>

Brent, Kraftstoffe und CO2<\/sub><\/h2>

Am Dienstag, dem 2. Januar, verzeichneten die Brent-\u00d6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat am ICE-Markt<\/strong> ihren w\u00f6chentlichen Mindestabrechnungspreis von 75,89 $\/bbl. Im weiteren Verlauf der Woche lagen die Preise \u00fcber 77,50 $\/bbl. Am Freitag, dem 5. Januar, erreichten diese Futures ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chstpreis von 78,76 $\/bbl.<\/p>

In der ersten Januarwoche wirkte sich die Instabilit\u00e4t im Nahen Osten positiv auf die Brent-\u00d6l-Futurespreise aus. Auch die Produktionsunterbrechungen in Libyen trugen zum Preisanstieg bei. Die Ank\u00fcndigung von Preissenkungen durch Saudi-Arabien k\u00f6nnte jedoch in der zweiten Januarwoche einen Abw\u00e4rtsdruck aus\u00fcben.<\/p>

Die TTF-Gasfutures<\/strong> auf dem ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat setzten am Dienstag, dem 2. Januar, die R\u00fcckg\u00e4nge der letzten Sitzungen der Vorwoche fort. An diesem Tag erreichten sie den w\u00f6chentlichen Mindestabrechnungspreis von 30,57 \u20ac\/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit der ersten H\u00e4lfte des Monats August 2023. Ab Mittwoch, dem 3. Januar, begannen die Preise zu steigen. Infolgedessen erreichten die TTF-Gasfutures am Freitag, den 5. Januar, ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chstpreis von 34,55 \u20ac\/MWh. Dieser Preis lag um 6,8 % h\u00f6her als am Freitag zuvor.<\/p>

In der ersten Januarwoche wirkte sich die Vorhersage einer K\u00e4ltewelle in Europa positiv auf die Preise der TTF-Gasfutures aus. Zu Beginn der zweiten Januarwoche k\u00f6nnten die Vorhersagen milderer Temperaturen, eines reichlichen Angebots und immer noch hoher europ\u00e4ischer Lagerbest\u00e4nde die Preise f\u00fcr diese Futures jedoch nach unten beeinflussen.<\/p>

Bei den CO2<\/sub>-Emissionsrechte-Futures<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2024 waren die Abrechnungspreise in der ersten Januarwoche niedriger als in der Vorwoche. Am Mittwoch, den 3. Januar, erreichten diese Futures ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chstpreis von 77,35 \u20ac\/t. In der folgenden Sitzung fielen sie um 2,0 % auf 75,82 \u20ac\/t. Dies war der niedrigste Abrechnungspreis in der ersten Januarwoche.<\/p>

AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.<\/span><\/div><\/p>

AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse zu den Aussichten f\u00fcr die Energie- und PPA-M\u00e4rkte in Europa<\/h2>

Am Donnerstag, den 18. Januar, findet das erste Webinar des Jahres 2024<\/a> im Rahmen der monatlichen Webinarreihe<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> statt. Dieses Webinar ist das vierzigste in der Reihe, die im vergangenen Dezember ihr vierj\u00e4hriges Bestehen feierte. Bei dieser Gelegenheit werden zum vierten Mal Referenten von PwC Spanien<\/strong> teilnehmen. Die analysierten Themen werden die Aussichten f\u00fcr die europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte im Jahr 2024 und die Vision des PPA-Marktes<\/strong> f\u00fcr den Verbraucher im aktuellen Kontext sein.<\/p>

Quelle: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\t\t\t\t\t\t\t\t<\/div>\n\t\t\t\t<\/div>\n\t\t\t\t\t<\/div>\n\t\t<\/div>\n\t\t\t\t\t<\/div>\n\t\t<\/section>\n\t\t\t\t<\/div>\n\t\t","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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