{"id":140445,"date":"2024-01-15T14:55:31","date_gmt":"2024-01-15T13:55:31","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=140445"},"modified":"2024-03-12T13:05:40","modified_gmt":"2024-03-12T12:05:40","slug":"unterschreiten-sie-nachfrage-preise-auf-europaeischen-elektromaerkten-aufgrund-niedriger-temperaturen","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/unterschreiten-sie-nachfrage-preise-auf-europaeischen-elektromaerkten-aufgrund-niedriger-temperaturen\/","title":{"rendered":"Unterschreiten Sie die Nachfrage und die Preise auf europ\u00e4ischen Elektrom\u00e4rkten aufgrund niedriger Temperaturen"},"content":{"rendered":"\t\t
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\n\t\t\t\t\t\t\t\t\tAleaSoft Energy Forecasting, 15. Januar 2024. In der zweiten Woche des Jahres registrierte der gr\u00f6\u00dfte europ\u00e4ische 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 h\u00f6her waren. Die Produktion von Solarenergie wurde auf verschiedenen M\u00e4rkten erweitert, aber die Energie war in allen F\u00e4llen gering. Die CO2<\/sub>-Zukunft wird am 12. Januar 2022 den h\u00f6chsten Wert aufweisen.<\/strong>\n

Solare Photovoltaik, thermoelektrische Solarenergie und Windenergieerzeugung<\/h2>\nIn der Woche vom 8. Januar stieg die Solarenergieerzeugung<\/strong> in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Der deutsche Markt verzeichnete mit einem Plus von 101 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg, w\u00e4hrend der franz\u00f6sische Markt mit einem Plus von 23 % den geringsten Zuwachs verzeichnete. Eine Ausnahme bildete die iberische Halbinsel, wo die Solarenergieproduktion zur\u00fcckging, und zwar um 29 % in Portugal und 6,8 % in Spanien.\n\nAm 9. Januar verzeichnete der deutsche Markt mit 82 GWh Solarstromerzeugung den h\u00f6chsten Wert seit Anfang November 2023.\n\nNach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> f\u00fcr die Solarenergieproduktion<\/a> in der Woche vom 15. Januar wird diese in Deutschland und Spanien steigen, w\u00e4hrend sie in Italien sinken wird.\n\n
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>\n
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>\n\nIn der zweiten Januarwoche ging die Windenergieerzeugung<\/strong> auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche zur\u00fcck. Die R\u00fcckg\u00e4nge reichten von 60 % auf dem franz\u00f6sischen Markt bis zu 27 % auf dem italienischen Markt. Nur Portugal verzeichnete einen Anstieg der Windenergieerzeugung um 13 %.\n\nF\u00fcr die Woche vom 15. Januar deuten die Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> auf einen Anstieg der Windenergieproduktion<\/a> in den analysierten M\u00e4rkten hin.\n\n
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>\n

Elektrizit\u00e4tsnachfrage<\/h2>\nIn der Woche vom 8. Januar verzeichneten alle gro\u00dfen europ\u00e4ischen M\u00e4rkte einen Anstieg der Stromnachfrage im Vergleich zur Vorwoche und erholten sich damit von den Ferien zu Beginn des Jahres. In den meisten F\u00e4llen stieg die Nachfrage im zweistelligen Prozentbereich, wobei der italienische und der franz\u00f6sische Markt mit einem Anstieg von 31 % an der Spitze lagen. Von allen untersuchten M\u00e4rkten verzeichnete der niederl\u00e4ndische Markt mit 6,3 % den geringsten Zuwachs.\n\nGleichzeitig sanken in allen untersuchten M\u00e4rkten die Durchschnittstemperaturen<\/strong> im Vergleich zur ersten Woche des Jahres. Dies trug ebenfalls zum Anstieg der Stromnachfrage bei. Die durchschnittlichen Temperaturr\u00fcckg\u00e4nge reichten von 8,2 \u00b0C in Belgien bis 2,1 \u00b0C in Portugal.\n\nLaut den Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> f\u00fcr die Woche vom 15. Januar wird sich der Aufw\u00e4rtstrend auf dem deutschen, italienischen, britischen, belgischen und niederl\u00e4ndischen Markt fortsetzen. Die M\u00e4rkte der iberischen Halbinsel und Frankreichs werden dagegen einen Nachfrager\u00fcckgang verzeichnen.\n\n
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>\n

Europ\u00e4ische Stromm\u00e4rkte<\/h2>\nIn der Woche vom 8. Januar stiegen die Preise auf fast allen gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Die Ausnahme bildete der nordische Markt Nord Pool<\/strong> mit einem R\u00fcckgang von 8,5 %. Dagegen verzeichneten der portugiesische und der spanische MIBEL-Markt<\/strong> die gr\u00f6\u00dften prozentualen Preissteigerungen (63 % bzw. 64 %). Der IPEX-Markt<\/strong> in Italien verzeichnete mit 7,5 % den geringsten Anstieg. Auf den \u00fcbrigen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten stiegen die Preise zwischen 22% auf dem N2EX-Markt<\/strong> des Vereinigten K\u00f6nigreichs und 60% auf dem EPEX SPOT-Markt<\/strong> in Frankreich.\n\nIn der zweiten Januarwoche lagen die Wochendurchschnitte in fast allen analysierten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten \u00fcber 95 \u20ac\/MWh. Die Ausnahme bildete der nordische Markt, der mit 76,06 \u20ac\/MWh den niedrigsten Durchschnitt verzeichnete. Auf dem italienischen Markt wurde dagegen mit 107,50 \u20ac\/MWh der h\u00f6chste Wochenpreis erzielt. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 96,26 \u20ac\/MWh auf dem niederl\u00e4ndischen Markt bis 101,24 \u20ac\/MWh auf dem belgischen Markt.\n\nWas die Stundenpreise anbelangt, so verzeichneten der belgische, britische und franz\u00f6sische Markt am 10. Januar die h\u00f6chsten Stundenpreise seit der ersten Dezemberh\u00e4lfte, n\u00e4mlich 143,79 \u20ac\/MWh zwischen 17:00 und 18:00 Uhr MEZ in Frankreich und Belgien und 123,97 \u20ac\/MWh zwischen 18:00 und 19:00 Uhr MEZ auf dem N2EX-Markt. \u00c4hnliches geschah am Donnerstag, dem 11. Januar, zwischen 17:00 und 18:00 Uhr MEZ, als der deutsche und der niederl\u00e4ndische Markt mit 150,09 \u20ac\/MWh bzw. 147,06 \u20ac\/MWh die h\u00f6chsten Preise seit der ersten Dezemberh\u00e4lfte erreichten.\n\nIn der Woche vom 8. Januar f\u00fchrten der Anstieg der Stromnachfrage und der R\u00fcckgang der Windenergieproduktion in den meisten analysierten M\u00e4rkten zu h\u00f6heren Preisen auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Der R\u00fcckgang der Solarenergieproduktion auf der Iberischen Halbinsel trug ebenfalls zum Preisanstieg auf dem MIBEL-Markt bei.\n\n
AleaSoft - Wind farm<\/a><\/div>\n\nDie Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass in der dritten Januarwoche die Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten sinken k\u00f6nnten. Eine erh\u00f6hte Windenergieproduktion k\u00f6nnte zu diesem Verhalten beitragen. Au\u00dferdem k\u00f6nnte die Solarenergieproduktion in einigen M\u00e4rkten zunehmen.\n\n
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>\n

Brent, Kraftstoffe und CO2<\/h2>\nDie Brent-\u00d6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat am ICE-Markt<\/strong> verzeichneten am Montag, den 8. Januar, ihren w\u00f6chentlichen Mindestabrechnungspreis von 76,12 $\/bbl, nachdem sie gegen\u00fcber 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-\u00d6l-Futures ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chstkurs von 78,29 $\/bbl. Dieser Preis lag nur 0,6 % unter dem des vorangegangenen Freitags.\n\nDie zunehmende Instabilit\u00e4t im Nahen Osten trug zu dem Preisanstieg am Ende der zweiten Januarwoche bei. Die Versorgungslage wurde durch den Konflikt jedoch nicht beeintr\u00e4chtigt. Dies verhinderte einen weiteren Preisanstieg. Andererseits wirkten sich die Daten \u00fcber den Anstieg der US-Roh\u00f6lvorr\u00e4te in der zweiten Januarwoche ebenfalls preisd\u00e4mpfend aus.\n\nDie TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat verzeichneten am Montag, den 8. Januar, einen R\u00fcckgang von 8,6 % im Vergleich zur letzten Sitzung der Vorwoche. Der Abrechnungspreis lag bei 31,58 \u20ac\/MWh. Nach den bei AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lagen die Abrechnungspreise auch in den \u00fcbrigen Sitzungen der Woche unter 32 \u20ac\/MWh. Am Dienstag, den 9. Januar, erreichten diese Futures den w\u00f6chentlichen Mindestabrechnungspreis von 30,64 \u20ac\/MWh. Am Freitag, dem 12. Januar, erreichten sie dagegen nach einem Anstieg von 3,8 % ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chstpreis von 31,99 \u20ac\/MWh. Dieser Preis lag jedoch immer noch 7,4 % unter dem des vorangegangenen Freitags.\n\nZu Beginn der zweiten Januarwoche wirkten sich die Vorhersagen milderer Temperaturen als urspr\u00fcnglich erwartet negativ auf die Preise dieser Futures aus. Ein ungeplanter R\u00fcckgang des Gasflusses aus Norwegen, die Versch\u00e4rfung des Nahostkonflikts und die Prognosen f\u00fcr niedrige Temperaturen trugen jedoch zum Preisanstieg am Freitag, dem 12. Januar, bei. Die hohen europ\u00e4ischen Reserven begrenzten jedoch weiterhin den Preisanstieg.\n\nDie CO2-Emissionsrechte-Futures<\/strong> am ICE-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt vom Dezember 2024 erreichten am Montag, den 8. Januar, ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chstpreis von 72,42 \u20ac\/t. Dieser Preis lag bereits 5,1 % niedriger als am Freitag zuvor. Der Abw\u00e4rtstrend setzte sich in der restlichen zweiten Januarwoche fort. So verzeichneten diese Futures am Freitag, dem 12. Januar, ihren w\u00f6chentlichen Mindestabrechnungspreis von 65,81 \u20ac\/t. Dies war der niedrigste Preis seit dem 8. M\u00e4rz 2022. Die N\u00e4he des f\u00fcr Montag, den 15. Januar, angesetzten Beginns der Versteigerung der Emissionsrechte f\u00fcr 2024 wirkte sich in der zweiten Januarwoche negativ auf die Preise dieser Futures aus.\n\n
AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE and EEX.<\/span><\/div>\n

AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse \u00fcber die Aussichten f\u00fcr die Energiem\u00e4rkte in Europa, die Finanzierung von Projekten f\u00fcr erneuerbare Energien und PPA<\/h2>\nDiesen Donnerstag, 18. Januar, findet das erste Webinar des Jahres 2024<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen statt. Es ist das vierzigste in der monatlichen Webinarreihe<\/a>. Neben den Aussichten f\u00fcr die europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte im Jahr 2024 werden in dem Webinar auch der aktuelle Stand der Regulierung von PPA<\/strong> und erneuerbaren Energien sowie virtuelle PPA analysiert. Die Referenten von PwC Spanien<\/strong> nehmen bereits zum vierten Mal an der Webinar-Reihe teil.\n\nQuelle: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.\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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