{"id":140798,"date":"2024-01-29T14:45:03","date_gmt":"2024-01-29T13:45:03","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=140798"},"modified":"2024-03-13T16:58:07","modified_gmt":"2024-03-13T15:58:07","slug":"aufgrund-weniger-kalter-temperaturen-sanken-die-preise-auf-den-europaeischen-strommaerkten-weiter","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/aufgrund-weniger-kalter-temperaturen-sanken-die-preise-auf-den-europaeischen-strommaerkten-weiter\/","title":{"rendered":"Aufgrund weniger kalter Temperaturen sanken die Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten weiter"},"content":{"rendered":"\t\t
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AleaSoft Energy Forecasting, 29. Januar 2024. In der vierten Januarwoche setzten die Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten den in der Vorwoche begonnenen Abw\u00e4rtstrend fort. K\u00fchlere Temperaturen verringerten die Nachfrage, w\u00e4hrend die Gas- und CO2<\/sub>-Preise weiter sanken. Eine Ausnahme bildete der iberische Markt, wo der R\u00fcckgang der Windproduktion zu Preisen \u00fcber denen der Vorwoche f\u00fchrte. Die w\u00f6chentliche Photovoltaikproduktion in Deutschland und Spanien war im Januar am h\u00f6chsten.<\/strong><\/p>

Produktion von Photovoltaik- und Solarthermieanlagen sowie von Windkraftanlagen<\/h2>

In der Woche vom 22. Januar stieg die Solarproduktion<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Der italienische und der franz\u00f6sische Markt setzten ihren Aufw\u00e4rtstrend in der dritten Woche in Folge fort, diesmal mit Steigerungen von 38 % bzw. 11 %. F\u00fcr den portugiesischen Markt war es die zweite Woche in Folge mit einem Anstieg von 61 %. Auf dem deutschen und dem spanischen Markt stieg die Solarproduktion in beiden F\u00e4llen um 98 %, nachdem sie in der Vorwoche zur\u00fcckgegangen war.<\/p>

Der deutsche Markt verzeichnete im Januar einen w\u00f6chentlichen Solarproduktionsrekord<\/strong> von 488 GWh, was einem Anstieg von 43 % gegen\u00fcber der Woche vom 8. Januar 2024 entspricht. Auch der spanische Markt verzeichnete mit 594 GWh eine w\u00f6chentliche PV-Rekorderzeugung, die 3,7 % \u00fcber dem Wert der Woche vom 30. Januar 2023 lag.<\/p>

Die Solarproduktionsprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> f\u00fcr die Woche vom 29. Januar deuten darauf hin, dass die Solarproduktion in Italien, Spanien und Deutschland zunehmen wird, was dem steigenden Trend folgt, wenn die Tage l\u00e4nger werden.<\/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>

In der vierten Januarwoche verzeichnete die Windenergieerzeugung<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten \u00e4hnliche Werte wie in der letzten Woche des Jahres 2023. Auf dem franz\u00f6sischen und dem deutschen Markt setzte sich der Aufw\u00e4rtstrend in der zweiten Woche in Folge fort, mit Steigerungen von 63% bzw. 40%. Auf dem spanischen, portugiesischen und italienischen Markt hingegen ging die Produktion auf der iberischen Halbinsel um 61% und in Italien um 50% zur\u00fcck.<\/p>

Die Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> f\u00fcr die Windenergieproduktion<\/a> in der Woche vom 29. Januar deuten darauf hin, dass sich der Abw\u00e4rtstrend auf dem italienischen und iberischen Markt fortsetzen wird und sich der deutsche und franz\u00f6sische Markt anschlie\u00dfen wird.<\/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>

In der Woche vom 22. Januar war auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten ein allgemeiner R\u00fcckgang der Stromnachfrage<\/strong> im Vergleich zur Vorwoche zu verzeichnen. Die beobachteten Nachfrageniveaus waren \u00e4hnlich wie in der ersten Woche des Jahres 2024. Auf den M\u00e4rkten Frankreichs, der Niederlande, Portugals und Spaniens ging die Nachfrage in der zweiten Woche in Folge um 17 %, 9,5 %, 5,0 % bzw. 3,7 % zur\u00fcck. Die M\u00e4rkte Gro\u00dfbritanniens, Belgiens, Deutschlands und Italiens verzeichneten R\u00fcckg\u00e4nge, die von 13 % im Vereinigten K\u00f6nigreich bis zu 0,7 % im italienischen Markt reichten, nachdem die Nachfrage zwei Wochen in Folge gestiegen war.<\/p>

Auf den meisten der untersuchten M\u00e4rkte stiegen die Durchschnittstemperaturen<\/strong> im Vergleich zur Vorwoche. Den st\u00e4rksten Anstieg verzeichnete Belgien mit 8,4\u00b0C, w\u00e4hrend Spanien und Portugal mit jeweils 0,2\u00b0C den geringsten Anstieg verzeichneten. Eine Ausnahme bildete Italien, wo ein R\u00fcckgang um 1,6 \u00b0C zu verzeichnen war.<\/p>

Die Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> zeigen, dass die Stromnachfrage in der Woche ab dem 29. Januar auf dem Niveau der Vorwoche bleiben wird. In Portugal, den Niederlanden, Gro\u00dfbritannien, Italien, Belgien und Spanien wird in dieser Woche ein Anstieg erwartet. In Deutschland und Frankreich wird dagegen ein R\u00fcckgang der Nachfrage im Vergleich zur vierten Woche des Jahres erwartet.<\/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 22. Januar setzten die Preise auf den meisten der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte den in der Vorwoche begonnenen Abw\u00e4rtstrend fort. Eine Ausnahme bildete der MIBEL-Markt<\/strong> in Spanien und Portugal. Nach den gr\u00f6\u00dften prozentualen Preisr\u00fcckg\u00e4ngen in der dritten Januarwoche verzeichneten der spanische und der portugiesische Markt einen Anstieg von 6,3 % bzw. 7,5 %. Im Gegensatz dazu verzeichnete der nordische Nordpool-Markt<\/strong>, der in der Vorwoche einen leichten Preisanstieg verzeichnete, in der vierten Januarwoche den gr\u00f6\u00dften Preisr\u00fcckgang von 43 %. Der italienische IPEX-Markt<\/strong> hingegen verzeichnete mit 2,8 % den geringsten R\u00fcckgang. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten fielen die Preise zwischen 19 % auf dem EPEX SPOT-Markt<\/strong> in den Niederlanden und 27 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Deutschland, Belgien und Frankreich.<\/p>

In der vierten Januarwoche lagen die Wochendurchschnitte in fast allen analysierten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten unter 75 \u20ac\/MWh. Die Ausnahme bildete der italienische Markt, der mit 93,43 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Durchschnittspreis verzeichnete. Der nordische Markt wies dagegen mit 44,72 \u20ac\/MWh den niedrigsten Wochenpreis auf. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 60,50 \u20ac\/MWh auf dem franz\u00f6sischen Markt bis 71,19 \u20ac\/MWh auf dem portugiesischen Markt.<\/p>

In der Woche vom 22. Januar fielen die w\u00f6chentlichen Preise f\u00fcr Gas und CO2<\/sub>-Emissionszertifikate weiter. Dies wirkte sich negativ auf die Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten aus. Der allgemeine R\u00fcckgang der Stromnachfrage, der Anstieg der Solarstromproduktion sowie die Zunahme der Windstromproduktion in einigen M\u00e4rkten wie Deutschland und Frankreich trugen ebenfalls zum Preisr\u00fcckgang auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten in der vierten Januarwoche bei. Auf der Iberischen Halbinsel und in Italien ging die Windenergieerzeugung jedoch deutlich zur\u00fcck. Dieser R\u00fcckgang f\u00fchrte zu h\u00f6heren Preisen auf dem MIBEL-Markt und begrenzte ihren R\u00fcckgang auf dem IPEX-Markt.<\/p>

AleaSoft - Solar Panels<\/a><\/div><\/p>

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> zeigen, dass in der Woche vom 29. Januar die Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten steigen k\u00f6nnten. Der R\u00fcckgang der Windstromproduktion und die Erholung der Nachfrage in den meisten M\u00e4rkten werden dieses Verhalten beg\u00fcnstigen.<\/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>

Die Preise f\u00fcr Brent-Roh\u00f6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat an der ICE-B\u00f6rse<\/strong> sind in der vierten Januarwoche gestiegen. In fast allen Sitzungen dieser Woche lagen die Schlusskurse \u00fcber 80 $\/bbl. Die Ausnahme bildete Dienstag, der 23. Januar, als diese Futures mit 79,55 $\/bbl ihren niedrigsten Wochenschlusskurs verzeichneten. Infolge der im Laufe der Woche verzeichneten Preissteigerungen lag der Schlusskurs am Freitag, dem 26. Januar, bei 83,55 $\/bbl. Dieser Preis lag 6,4 % \u00fcber dem des vorangegangenen Freitags und war der h\u00f6chste seit der ersten Novemberh\u00e4lfte.<\/p>

Nachrichten \u00fcber die Entwicklung der US-Wirtschaft und \u00fcber Ma\u00dfnahmen zur Ankurbelung des Wachstums der chinesischen Wirtschaft wirkten sich in der vierten Januarwoche positiv auf die Brent-\u00d6l-Futures aus. Andererseits trug auch die zunehmende Instabilit\u00e4t im Nahen Osten zum Preisanstieg bei.<\/p>

Die Schlusskurse der TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat haben in den ersten Sitzungen der vierten Januarwoche den Aufw\u00e4rtstrend der zweiten H\u00e4lfte der Vorwoche verlassen. Infolge der verzeichneten R\u00fcckg\u00e4nge erreichten diese Futures am Dienstag, den 23. Januar, ihren w\u00f6chentlichen Mindestschlusspreis von 27,23 \u20ac\/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit Anfang August 2023. Am Mittwoch, dem 24. Januar, erreichten die Front-Month TTF-Gasfutures dagegen ihren Wochenh\u00f6chstpreis von 28,93 \u20ac\/MWh. Nach einem R\u00fcckgang am Donnerstag stieg der Schlusskurs am Freitag wieder \u00fcber 28 \u20ac\/MWh und erreichte 28,13 \u20ac\/MWh. Dieser Preis lag um 1,1 % unter dem des vorangegangenen Freitags.<\/p>

In der vierten Januarwoche wirkten sich die hohen europ\u00e4ischen Lagerbest\u00e4nde, das reichliche Angebot an verfl\u00fcssigtem Erdgas und die Vorhersagen milderer Temperaturen in Europa negativ auf die TTF-Gas-Terminpreise aus.<\/p>

Die CO2<\/sub>-Futures<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Benchmark-Kontrakt Dezember 2024 verzeichneten am Montag, den 22. Januar, den niedrigsten Wochenschlusskurs von 62,04 \u20ac\/t. Dieser Schlusskurs war der niedrigste seit dem 8. M\u00e4rz 2022. Dieser Schlusskurs war der niedrigste seit dem 8. M\u00e4rz 2022. Am Dienstag und Mittwoch zogen die Preise an. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Mittwoch, dem 24. Januar, ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 65,82 \u20ac\/t. In den letzten Sitzungen der Woche blieben die Schlusskurse unter 64 \u20ac\/t. Der Schlusskurs am Freitag, dem 26. Januar, lag bei 63,59 \u20ac\/t und damit nur 0,1 % unter dem Schlusskurs der Vorwoche.<\/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>

Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten f\u00fcr die europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte und die Energiewende<\/h2>

Am 15. Februar veranstalten AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> das n\u00e4chste Webinar<\/a> ihrer monatlichen Webinarreihe<\/a> mit Tom\u00e1s Garc\u00eda, Senior Director, Energy & Infrastructure Advisory bei JLL<\/strong> als Gastredner. Neben der Entwicklung und den Aussichten der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte wird das Webinar den Kontext und die Trends des Energiespeichermarktes<\/strong> in Spanien, die Ertragslage und die technischen Aspekte von Batteriespeichersystemen<\/strong> sowie finanzielle \u00dcberlegungen zum Inhalt haben.<\/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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