{"id":142007,"date":"2024-03-04T15:02:20","date_gmt":"2024-03-04T14:02:20","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=142007"},"modified":"2024-03-05T17:44:24","modified_gmt":"2024-03-05T16:44:24","slug":"windenergie-fuehrt-zu-den-niedrigsten-preisen-auf-dem-spanischen-strommarkt-in-der-geschichte","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/windenergie-fuehrt-zu-den-niedrigsten-preisen-auf-dem-spanischen-strommarkt-in-der-geschichte\/","title":{"rendered":"Windenergie f\u00fchrt zu den niedrigsten Preisen auf dem spanischen Strommarkt in der Geschichte"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 4. M\u00e4rz 2024. In der Woche vom 26. Februar waren die Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten h\u00f6her als in der Vorwoche. Die Ausnahme war der iberische Markt, wo die Preise fielen und die niedrigsten waren, was seit dem 18. Februar der Fall ist. Die w\u00f6chentliche iberische Windenergieproduktion war die h\u00f6chste seit Oktober, was dazu f\u00fchrte, dass der niedrigste durchschnittliche Wochenpreis in der Geschichte Spaniens erreicht wurde. Die Preise f\u00fcr Gas und CO2<\/sub> bremsten den Abw\u00e4rtstrend und stiegen im Vergleich zur Vorwoche.<\/strong><\/p>\n

Photovoltaik- und thermische Solarenergieproduktion sowie Windenergieproduktion<\/h2>\n

In der Woche vom 26. Februar stieg die Solarenergieproduktion<\/strong> in den meisten der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte im Vergleich zur Vorwoche und setzte damit den Aufw\u00e4rtstrend f\u00fcr die dritte Woche in Folge fort. Die Zunahmen reichten von 6,1 % in Spanien bis 30 % in Deutschland. Frankreich, mit einem Anstieg von 15 %, kehrte den R\u00fcckgang der Vorwoche um. Italien hingegen verzeichnete zum zweiten Mal in Folge einen R\u00fcckgang der Solarenergieproduktion um 17 %.<\/p>\n

Mit dem nahenden Fr\u00fchling und der Zunahme der Tageslichtstunden kehrte die t\u00e4gliche Photovoltaikproduktion<\/strong> in einigen M\u00e4rkten zu den zuletzt im Herbst gesehenen Niveaus zur\u00fcck. Am 28. Februar erzeugte der portugiesische Markt 14 GWh, der h\u00f6chste Wert seit Ende September und auch der h\u00f6chste jemals f\u00fcr einen Februar verzeichnete Wert, wobei der vorherige Rekord vom 20. Februar gebrochen wurde, als die Erzeugung 13 GWh erreichte. Die deutschen und spanischen M\u00e4rkte verzeichneten ebenfalls die h\u00f6chste Solarenergieproduktion seit Oktober, mit 187 GWh, die am 3. M\u00e4rz in Deutschland und 119 GWh, die am 1. M\u00e4rz in Spanien erzeugt wurden.<\/p>\n

F\u00fcr die Woche des 4. M\u00e4rz erwarten die Solarenergieproduktionsprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, dass der Aufw\u00e4rtstrend dieser Woche in Deutschland und Italien anh\u00e4lt. Es wird jedoch erwartet, dass der spanische Markt einen R\u00fcckgang der Solarenergieproduktion im Vergleich zur Vorwoche verzeichnet.<\/p>\n

AleaSoft - Solar photovoltaic thermosolar energy production electricity Europe<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, REE and TERNA.<\/span><\/div>
AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, REE and TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

In der Woche vom 26. Februar stieg die Windenergieproduktion<\/strong> auf der Iberischen Halbinsel und in Italien zum zweiten Mal in Folge um 11 %. Die deutschen und franz\u00f6sischen M\u00e4rkte kehrten den Aufw\u00e4rtstrend der Vorwoche um und verzeichneten Produktionsr\u00fcckg\u00e4nge von 47 % bzw. 12 %.<\/p>\n

Der starke Wind auf der Iberischen Halbinsel f\u00fchrte zu einer w\u00f6chentlichen Produktion, die zuletzt Ende Oktober gesehen wurde. W\u00e4hrend der Woche vom 26. Februar erzeugte der spanische Markt mit dieser Technologie 2102 GWh und der portugiesische Markt 546 GWh.<\/p>\n

F\u00fcr die Woche des 4. M\u00e4rz deuten die Windenergieproduktionsprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> auf einen Anstieg in Italien und Deutschland hin, w\u00e4hrend in Frankreich und auf der Iberischen Halbinsel ein R\u00fcckgang erwartet wird.<\/p>\n

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, REE and TERNA.<\/span><\/div>\n

Elektrische Nachfrage<\/h2>\n

In der Woche vom 26. Februar stieg die elektrische Nachfrage<\/strong> zum zweiten Mal in Folge in den meisten der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte im Vergleich zur Vorwoche. Der portugiesische Markt verzeichnete den gr\u00f6\u00dften Anstieg um 5,7 %. Die belgischen, spanischen und italienischen M\u00e4rkte verzeichneten den geringsten Anstieg um jeweils 2,0 %, wobei Italien den Abw\u00e4rtstrend der Vorwoche umkehrte. Nur auf den niederl\u00e4ndischen und deutschen M\u00e4rkten sank die Nachfrage um etwa 5,3 % bzw. 4,0 %. Dies war der dritte w\u00f6chentliche R\u00fcckgang in Folge f\u00fcr die Niederlande, w\u00e4hrend in Deutschland der Trend der letzten Woche umgekehrt wurde.<\/p>\n

Der Anstieg der Nachfrage hing mit dem R\u00fcckgang der durchschnittlichen Temperaturen zusammen<\/strong>. In den meisten der analysierten europ\u00e4ischen M\u00e4rkte sanken die durchschnittlichen Wochentemperaturen um 0,6 \u00b0C bis 1,7 \u00b0C im Vergleich zur Vorwoche. Die Ausnahme war Italien, wo die durchschnittlichen Temperaturen um 0,4 \u00b0C stiegen.<\/p>\n

F\u00fcr die Woche des 4. M\u00e4rz erwarten die Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, dass der Aufw\u00e4rtstrend anh\u00e4lt und die Nachfrage in Belgien und auf der Iberischen Halbinsel steigt. Deutschland und die Niederlande werden ebenfalls einen Anstieg der Nachfrage verzeichnen und den R\u00fcckgang der Vorwoche umkehren. Im Gegensatz dazu wird erwartet, dass Frankreich, Italien und Gro\u00dfbritannien einen R\u00fcckgang der Nachfrage verzeichnen.<\/p>\n

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid and ELIA.<\/span><\/div>\n

Europ\u00e4ische Stromm\u00e4rkte<\/h2>\n

Nach der Erholung, die in den letzten Tagen der vorherigen Woche verzeichnet wurde, schwankten in der Woche vom 26. Februar die Preise der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte und verzeichneten in den meisten F\u00e4llen h\u00f6here Durchschnittswerte als in der Vorwoche. Die Ausnahme bildete der MIBEL-Markt<\/strong> in Spanien und Portugal, der einen R\u00fcckgang von 81 % verzeichnete. Andererseits erreichte der -Markt<\/strong> in Belgien und Frankreich den gr\u00f6\u00dften Anstieg von 21 %. Im Gegensatz dazu verzeichneten der IPEX-Markt<\/strong> in Italien und der Nord Pool-Markt<\/strong> in den nordischen L\u00e4ndern die geringsten Anstiege von 2,5 % bzw. 4,5 %. In den restlichen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten stiegen die Preise zwischen 8,2 % im N2EX-Markt<\/strong> des Vereinigten K\u00f6nigreichs und 18 % im -Markt Deutschlands.<\/p>\n

In der letzten Woche des Februars lagen die w\u00f6chentlichen Durchschnittspreise in den meisten analysierten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten unter 70 \u20ac\/MWh. Die Ausnahmen waren der britische Markt mit einem Durchschnitt von 72,22 \u20ac\/MWh und der italienische Markt mit einem Durchschnitt von 84,11 \u20ac\/MWh. Im Gegensatz dazu verzeichneten die portugiesischen und spanischen M\u00e4rkte die niedrigsten w\u00f6chentlichen Preise von 4,52 \u20ac\/MWh bzw. 4,53 \u20ac\/MWh. Diese Preise waren die niedrigsten in der Geschichte des spanischen Marktes und die zweitniedrigsten im portugiesischen Markt. In den restlichen analysierten M\u00e4rkten lagen die Preise zwischen 48,57 \u20ac\/MWh im nordischen Markt und 67,56 \u20ac\/MWh im belgischen Markt.<\/p>\n

Seit dem 18. Februar hat der MIBEL-Markt fortlaufend die niedrigsten t\u00e4glichen Preise unter den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten verzeichnet. In der Woche vom 26. Februar registrierte dieser Markt 73 Stunden mit Preisen unter 1 \u20ac\/MWh. Davon gab es 44 Stunden mit einem Preis von 0 \u20ac\/MWh, vierzehn davon wurden am Sonntag, dem 3. M\u00e4rz, registriert. An diesem Sonntag f\u00fchrten die hohen Niveaus der erneuerbaren Wind- und Solarenergieproduktion zusammen mit der niedrigen Nachfrage, die f\u00fcr diesen Wochentag typisch ist, zu niedrigen Preisen.<\/p>\n

In der Woche vom 26. Februar f\u00fchrte der Anstieg des durchschnittlichen Gaspreises und der CO2-Emissionsrechte sowie der Anstieg der Nachfrage in den meisten analysierten M\u00e4rkten zu einem Anstieg der Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Der R\u00fcckgang der Windenergieproduktion in M\u00e4rkten wie dem deutschen oder franz\u00f6sischen trug ebenfalls zu diesem Verhalten bei. Der Anstieg der Wind- und Solarenergieproduktion auf der Iberischen Halbinsel f\u00fchrte jedoch zu einem signifikanten Preisr\u00fcckgang auf dem MIBEL-Markt.<\/p>\n

AleaSoft - Wind Farm<\/a><\/div>\n

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass in der ersten M\u00e4rzwoche die Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten weiter steigen k\u00f6nnten. Im Falle des MIBEL-Marktes k\u00f6nnten die Preise in dieser Woche ebenfalls zu steigen beginnen. Der Anstieg der Nachfrage und der R\u00fcckgang der Windenergieproduktion in den meisten M\u00e4rkten werden dieses Verhalten f\u00f6rdern. Der R\u00fcckgang der Solarenergieproduktion auf dem spanischen Markt wird ebenfalls zu Preisanstiegen auf diesem Markt beitragen.<\/p>\n

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from OMIE, , Nord Pool and GME.<\/span><\/div>\n

Brent, Brennstoffe und CO2<\/sub><\/h2>\n

In der letzten Woche des Februars notierten die Brent-\u00d6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat auf dem ICE-Markt<\/strong> ihren w\u00f6chentlichen Schlusskurs-Minimum von 82,53 $\/bbl am Montag, den 26. Februar. In den ersten drei Sitzungen der Woche stiegen die Preise und erreichten am Mittwoch, den 28. Februar, den w\u00f6chentlichen H\u00f6chststand von 83,68 $\/bbl. Dieser Preis war der h\u00f6chste seit der ersten H\u00e4lfte des Novembers 2023. In den letzten Sitzungen der Woche blieben die Preise stabil. Der Schlusskurs am Freitag, den 1. M\u00e4rz, lag bei 83,55 $\/bbl, 2,4 % h\u00f6her als am Freitag der Vorwoche.<\/p>\n

In der letzten Woche des Februars trugen die Erwartungen an die Fortsetzung der Produktionsk\u00fcrzungen der OPEC+ im n\u00e4chsten Quartal dazu bei, die Schlusskurse in fast allen Sitzungen der Woche \u00fcber 83 $\/bbl zu halten.<\/p>\n

Die Ank\u00fcndigungen von Produktionsk\u00fcrzungen, die am Ende der Woche von Russland und anderen OPEC+-Mitgliedsl\u00e4ndern gemacht wurden, k\u00f6nnten in der ersten M\u00e4rzwoche einen Aufw\u00e4rtsdruck auf die Brent-Preise aus\u00fcben.<\/p>\n

Was die TTF-Gas-Futures<\/strong> auf dem ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat betrifft, so erreichten sie am Montag, den 26. Februar, ihr w\u00f6chentliches Schlusskurs-Minimum von 24,01 \u20ac\/MWh. In der letzten Woche des Februars stiegen die Preise in fast allen Sitzungen. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Freitag, den 1. M\u00e4rz, ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chststand von 25,81 \u20ac\/MWh. Laut den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dieser Preis 13 % h\u00f6her als am vorherigen Freitag.<\/p>\n

Prognosen f\u00fcr niedrigere Temperaturen und geringere Windenergieproduktion trugen zum Anstieg der Preise der TTF-Gas-Futures bei, ebenso wie Lieferunterbrechungen aus Norwegen. Trotz der Anstiege hielten das reichliche Angebot an verfl\u00fcssigtem Erdgas und die hohen Niveaus der europ\u00e4ischen Speicher die Schlusskurse unter denen der ersten Wochen des Februars.<\/p>\n

Bez\u00fcglich der CO2<\/sub>-Emissionsrechte-Futures<\/strong> auf dem EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzvertrag im Dezember 2024 begannen sie die Woche vom 26. Februar mit einem Schlusskurs von 53,97 \u20ac\/t, dem Minimum der Woche. In den ersten drei Sitzungen der Woche stiegen die Preise bis zum w\u00f6chentlichen H\u00f6chststand von 57,84 \u20ac\/t am Mittwoch, den 28. Februar. Laut den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dieser Schlusskurs 6,0 % h\u00f6her als am vorherigen Mittwoch. In den letzten Sitzungen der Woche blieben die Schlusskurse jedoch unter 57 \u20ac\/t. Der Schlusskurs am Freitag, den 1. M\u00e4rz, lag bei 56,37 \u20ac\/t, 8,0 % h\u00f6her als am vorherigen Freitag.<\/p>\n

AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ICE and EEX.<\/span><\/div>\n

Analyse von AleaSoft Energy Forecasting \u00fcber die Perspektiven der Energiem\u00e4rkte in Europa und die Finanzierung erneuerbarer Projekte<\/h2>\n

W\u00e4hrend des Monats M\u00e4rz bieten AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und Alea Green<\/strong> eine Aktion f\u00fcr ihre Berichte \u00fcber langfristige Preisprognosekurven<\/strong> f\u00fcr die europ\u00e4ischen M\u00e4rkte an. Die langfristigen Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und Alea Green<\/strong> bieten st\u00fcndliche Granularit\u00e4t, Vertrauensb\u00e4nder und einen Zeithorizont von bis zu 30 Jahren. Diese Prognoseberichte k\u00f6nnen n\u00fctzlich sein, um eine H\u00e4ndlerfinanzierung<\/strong> zu erhalten und um die Gr\u00f6\u00dfe eines PPA<\/strong> (Power Purchase Agreement) zu bestimmen.<\/p>\n

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

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