{"id":142707,"date":"2024-04-02T14:43:41","date_gmt":"2024-04-02T12:43:41","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=142707"},"modified":"2024-04-03T16:14:09","modified_gmt":"2024-04-03T14:14:09","slug":"der-spanische-strommarkt-verzeichnet-zum-ersten-mal-negative-preise-und-hat-zusammen-mit-portugal-weiterhin-die-niedrigsten-preise-in-europa","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/der-spanische-strommarkt-verzeichnet-zum-ersten-mal-negative-preise-und-hat-zusammen-mit-portugal-weiterhin-die-niedrigsten-preise-in-europa\/","title":{"rendered":"Der spanische Strommarkt verzeichnet zum ersten Mal negative Preise und hat zusammen mit Portugal weiterhin die niedrigsten Preise in Europa."},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 2. April 2024. In der letzten M\u00e4rzwoche verzeichnete der iberische MIBEL-Markt die achte Woche in Folge die niedrigsten Preise in Europa und der spanische Markt verzeichnete am 1. April zum ersten Mal in seiner Geschichte negative Preise. Auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten sanken die Preise im Vergleich zur Vorwoche. Auf mehreren M\u00e4rkten war dies die bisher niedrigste oder zweitniedrigste Durchschnittswoche des Jahres 2024. Die geringere Nachfrage und die gestiegene Erzeugung aus erneuerbaren Energien trugen zu diesen R\u00fcckg\u00e4ngen bei. In Portugal und Frankreich wurde am 27. bzw. 28. M\u00e4rz eine Rekord-Windstromproduktion f\u00fcr den Monat M\u00e4rz verzeichnet.<\/strong><\/p>\n

Photovoltaik- und Solarthermie-Erzeugung und Windstromerzeugung<\/h2>\n

In der Woche vom 25. M\u00e4rz ging die Solarstromerzeugung<\/strong> auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche zur\u00fcck. Der italienische Markt verzeichnete den st\u00e4rksten R\u00fcckgang von 33 % und kehrte damit den Aufw\u00e4rtstrend der Vorwochen um. Der portugiesische Markt, der mit 16 % den geringsten R\u00fcckgang verzeichnete, sank in der zweiten Woche in Folge. Eine Ausnahme bildete der deutsche Markt. Hier stieg die Solarproduktion um 13 % und setzte damit den Aufw\u00e4rtstrend der Vorwoche fort.<\/p>\n

In der Woche vom 1. April wird sich nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> der Abw\u00e4rtstrend umkehren und die Solarproduktion<\/a> in Deutschland, Spanien und Italien steigen.<\/p>\n

AleaSoft - Solar photovoltaic thermosolar energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica und TERNA.<\/span><\/div>\n
AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica und TERNA.<\/span><\/div>\n

In der letzten M\u00e4rzwoche stieg die Windenergieerzeugung<\/strong> auf den meisten europ\u00e4ischen Hauptm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche an und setzte damit den Aufw\u00e4rtstrend der Vorwoche fort. Die Steigerungen reichten von 47 % auf dem italienischen Markt bis zu 90 % auf dem franz\u00f6sischen Markt. Dagegen verzeichnete der deutsche Markt in der dritten Woche in Folge einen R\u00fcckgang der Windenergieerzeugung, diesmal um 3,3 %.<\/p>\n

In Portugal und Frankreich wurden die h\u00f6chsten Tageswerte f\u00fcr die Windenergieerzeugung in einem M\u00e4rzmonat in der Geschichte verzeichnet. Am 27. M\u00e4rz wurden auf dem portugiesischen Markt 106 GWh und am folgenden Tag auf dem franz\u00f6sischen Markt 359 GWh durch Windkraft erzeugt. In beiden F\u00e4llen entsprach das Produktionsniveau den Werten, die zuletzt in der zweiten Februarh\u00e4lfte erreicht wurden.<\/p>\n

In der Woche vom 1. April wird nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die Windenergieproduktion<\/a> in Deutschland und Frankreich zunehmen und auf der Iberischen Halbinsel und in Italien abnehmen.<\/p>\n

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica und TERNA.<\/span><\/div>\n

Elektrizit\u00e4tsnachfrage<\/h2>\n

In der Woche vom 25. M\u00e4rz sank die Stromnachfrage<\/strong> in den meisten der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte im Vergleich zur Vorwoche und setzte damit den Abw\u00e4rtstrend der vergangenen Wochen fort. Der deutsche Markt, auf dem die Nachfrage in der f\u00fcnften Woche in Folge zur\u00fcckging, verzeichnete mit 5,4 % den gr\u00f6\u00dften R\u00fcckgang. Der belgische Markt, der mit 1,4 % den geringsten R\u00fcckgang verzeichnete, setzte seinen Abw\u00e4rtstrend in der vierten Woche in Folge fort. Dagegen kehrten Frankreich, Portugal und Gro\u00dfbritannien den Abw\u00e4rtstrend der Vorwoche um und verzeichneten einen Anstieg der Nachfrage um 9,0 %, 4,2 % bzw. 0,4 %.<\/p>\n

In der letzten M\u00e4rzwoche wurde in mehreren europ\u00e4ischen L\u00e4ndern Ostern gefeiert, und in einigen Regionen war am Gr\u00fcndonnerstag oder Karfreitag ein Feiertag, was sich auf die Nachfrage auswirkte.<\/p>\n

Zwischen dem 25. und 31. M\u00e4rz sanken die Durchschnittstemperaturen<\/strong> in den meisten der untersuchten M\u00e4rkte. Die R\u00fcckg\u00e4nge reichten von 4,9\u00b0C in Portugal bis zu 0,2\u00b0C in den Niederlanden. Nur in Deutschland und Italien stiegen die Durchschnittstemperaturen um 1,4\u00b0C bzw. 0,1\u00b0C.<\/p>\n

In der Woche vom 1. April wird die Nachfrage<\/a> laut AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> in Deutschland, Portugal, Italien und den Niederlanden steigen. Im Gegensatz dazu wird die Nachfrage in Frankreich, Belgien, Spanien und Gro\u00dfbritannien voraussichtlich sinken.<\/p>\n

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid und ELIA.<\/span><\/div>\n

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

In der Woche vom 25. M\u00e4rz waren die Preise an den meisten wichtigen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten niedriger als in der Vorwoche. Die Wochenpreise in Frankreich und Belgien auf dem -Markt<\/strong> waren mit 39,01 \u20ac\/MWh bzw. 53,32 \u20ac\/MWh die bisher niedrigsten in diesem Jahr auf diesen M\u00e4rkten. Auf dem portugiesischen und spanischen MIBEL-Markt<\/strong> sowie auf dem niederl\u00e4ndischen -Markt waren die Durchschnittspreise in der Woche vom 25. M\u00e4rz mit 4,98 \u20ac\/MWh, 5,30 \u20ac\/MWh und 61,37 \u20ac\/MWh die zweitniedrigsten in diesem Jahr. Die Preissenkungen reichten von 86 % auf dem portugiesischen Markt bis zu 1,4 % auf dem nordischen Nordpool-Markt<\/strong>. Auf dem IPEX-Markt<\/strong> in Italien und dem N2EX-Markt<\/strong> im Vereinigten K\u00f6nigreich stiegen die Preise dagegen um 3,9 % bzw. 21 %.<\/p>\n

In der letzten M\u00e4rzwoche waren die Preise auf dem iberischen MIBEL-Markt in der achten Woche in Folge die niedrigsten der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte. Die Tagespreise auf diesem Markt waren seit dem 7. Februar fast ununterbrochen die niedrigsten, mit Ausnahme von f\u00fcnf Tagen, an denen der Nord Pool-Markt diese Position einnahm. Die h\u00f6chsten Wochenpreise wurden auf dem italienischen Markt erzielt, der normalerweise die h\u00f6chsten Preise verzeichnet, diesmal mit 91,04 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichnete der spanische Markt die ersten drei Stunden mit negativen Preisen in der Geschichte. Zwischen 14:00 und 17:00 Uhr am Montag, dem 1. April, lag der Preis auf diesem Markt bei -0,01 \u20ac\/MWh. Zwischen dem 26. M\u00e4rz und dem 2. April verzeichnete der MIBEL-Markt 53 Stunden mit null oder negativen Preisen. Mit solch niedrigen Stundenwerten waren die Preise am 28. und 27. M\u00e4rz mit jeweils 0,66 \u20ac\/MWh und 0,75 \u20ac\/MWh die dritt- und viertniedrigsten in den letzten zehn Jahren, nach den Preisen am 10. und 9. M\u00e4rz dieses Jahres mit 0,54 \u20ac\/MWh bzw. 0,59 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Andere europ\u00e4ische M\u00e4rkte verzeichneten zwischen dem 25. M\u00e4rz und dem 2. April negative Stundenpreise, wenn auch in geringerem Umfang als auf dem iberischen Markt. Auf dem deutschen, belgischen, franz\u00f6sischen, franz\u00f6sischen und niederl\u00e4ndischen Markt wurden am 1. und 2. April einige Stunden mit Null- oder Negativpreisen verzeichnet. Auch auf dem niederl\u00e4ndischen Markt wurde am 28. M\u00e4rz eine Stunde mit einem Preis von 0 \u20ac\/MWh verzeichnet.<\/p>\n

In der letzten M\u00e4rzwoche f\u00fchrten die sinkende Nachfrage in den meisten M\u00e4rkten, die gestiegene Windenergieproduktion in den meisten M\u00e4rkten und die Solarproduktion in Deutschland zu niedrigeren Strommarktpreisen, obwohl die Gaspreise \u00e4hnlich wie in der Vorwoche blieben und die CO2<\/sub>-Preise stiegen. Im Gegensatz dazu trieben die sinkende Solarproduktion in Italien und die steigende Nachfrage in Gro\u00dfbritannien die Preise auf diesen M\u00e4rkten nach oben.<\/p>\n

AleaSoft - e\u00f3lica<\/a><\/div>\n

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise in der ersten Aprilwoche auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche sinken werden, was auf die geringere Nachfrage auf mehreren M\u00e4rkten und die h\u00f6here Erzeugung aus erneuerbaren Energien<\/strong> in Deutschland, Frankreich und Italien zur\u00fcckzuf\u00fchren ist. Eine Ausnahme bildet der MIBEL-Markt, der sich von den R\u00fcckg\u00e4ngen der letzten Woche erholen wird, was auf eine geringere Windenergieproduktion zur\u00fcckzuf\u00fchren ist, auch wenn die w\u00f6chentlichen Durchschnittspreise immer noch niedriger sein werden als in der Woche vor Ostern.<\/p>\n

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von OMIE, , Nord Pool und GME.<\/span><\/div>\n

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

In der letzten M\u00e4rzwoche lagen die Schlusskurse der Brent-Roh\u00f6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat an der ICE-B\u00f6rse<\/strong> \u00fcber 85 $\/bbl. Am Mittwoch, dem 27. M\u00e4rz, verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 86,09 $\/bbl. Dagegen erreichten sie am Donnerstag, dem 28. M\u00e4rz, ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 87,48 $\/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis um 2,0 % h\u00f6her als am Donnerstag zuvor und war der h\u00f6chste seit Ende Oktober 2023.<\/p>\n

In der letzten M\u00e4rzwoche trugen die Produktionsk\u00fcrzungen der OPEC+ und die Instabilit\u00e4t im Nahen Osten dazu bei, dass die Preise f\u00fcr Brent\u00f6l-Futures \u00fcber 85 $\/bbl blieben. In der ersten Aprilwoche k\u00f6nnten die Aussichten auf eine steigende Nachfrage in China einen Aufw\u00e4rtsdruck auf die Preise aus\u00fcben. Auch das OPEC+-Treffen in dieser Woche wird die Brent\u00f6l-Futurespreise beeinflussen.<\/p>\n

Die TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat erreichten am Montag, den 25. M\u00e4rz, ihren Wochenh\u00f6chstpreis von 28,49 \u20ac\/MWh. Am Dienstag, dem 26. M\u00e4rz, sank der Schlusskurs jedoch um 4,8 % gegen\u00fcber dem Vortag. Der Schlusskurs vom Dienstag war mit 27,13 \u20ac\/MWh der niedrigste der Woche. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis um 6,0 % niedriger als am Dienstag zuvor. In den letzten Sitzungen der Woche waren die Schlusspreise h\u00f6her, blieben aber unter 28 \u20ac\/MWh. Am Donnerstag, dem 28. M\u00e4rz, lag der Schlusskurs bei 27,34 \u20ac\/MWh und damit 3,6 % h\u00f6her als am vorangegangenen Donnerstag.<\/p>\n

Die europ\u00e4ischen Lagerbest\u00e4nde, das reichliche Angebot aus Norwegen und die Vorhersage h\u00f6herer Temperaturen Anfang April trugen dazu bei, dass die Preise f\u00fcr TTF-Gasfutures in der letzten M\u00e4rzwoche in den meisten Sitzungen unter 28 \u20ac\/MWh blieben.<\/p>\n

Die Schlusskurse der Futures auf CO2<\/sub>-Emissionszertifikate<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2024 lagen in der letzten M\u00e4rzwoche weiterhin \u00fcber 60 \u20ac\/t. Am Montag, dem 25. M\u00e4rz, verzeichneten diese Futures ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 65,00 \u20ac\/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis um 5,8 % h\u00f6her als am vorangegangenen Montag und war der h\u00f6chste seit der zweiten Januarh\u00e4lfte. Im Gegensatz dazu verzeichneten diese Futures am Donnerstag, den 28. M\u00e4rz, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 61,80 \u20ac\/t. Dieser Preis lag immer noch 4,6 % h\u00f6her als am vorangegangenen Donnerstag.

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

AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse der Aussichten f\u00fcr die europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte und die Finanzierung und Bewertung von Projekten f\u00fcr erneuerbare Energien<\/h2>\n

Die aktuellen Strommarktpreise k\u00f6nnen ein Problem f\u00fcr Entwickler erneuerbarer Energien<\/strong> darstellen, die zu optimistische Preisprognosen<\/a> verwendet haben, um die Finanzierungsbedingungen zu verbessern. Die langfristigen Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> haben eine wissenschaftliche Grundlage, die ihnen Konsistenz und Qualit\u00e4t verleiht. Dar\u00fcber hinaus haben diese Prognosen eine st\u00fcndliche Granularit\u00e4t, Konfidenzb\u00e4nder und einen Zeithorizont von bis zu 30 Jahren. Langfristige Preiskurvenprognosen sind f\u00fcr alle wichtigen europ\u00e4ischen M\u00e4rkte sowie f\u00fcr die M\u00e4rkte in Nord- und S\u00fcdamerika und Asien verf\u00fcgbar.<\/p>\n

Quelle: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n