{"id":146687,"date":"2024-06-17T14:36:04","date_gmt":"2024-06-17T12:36:04","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=146687"},"modified":"2024-06-19T06:44:21","modified_gmt":"2024-06-19T04:44:21","slug":"europaeische-strommaerkte-reagieren-preisrueckgang-steigende-windenergieproduktion","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/europaeische-strommaerkte-reagieren-preisrueckgang-steigende-windenergieproduktion\/","title":{"rendered":"Europ\u00e4ische Stromm\u00e4rkte reagieren mit Preisr\u00fcckgang auf steigende Windenergieproduktion"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 17. Juni 2024. In der zweiten Juniwoche sind die Preise auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche gesunken. \u00dcber das Wochenende erreichten fast alle M\u00e4rkte negative Stundenpreise. Auf dem iberischen Markt wurden Preise von -2,00 \u20ac\/MWh verzeichnet, was den niedrigsten Wert in der Geschichte dieses Marktes darstellt. In Frankreich wurde am Samstag der niedrigste Preis seit Ende Mai 2020 erreicht. Beg\u00fcnstigt wurden diese R\u00fcckg\u00e4nge durch den Anstieg der Windenergieproduktion in fast allen M\u00e4rkten und der Solarenergie auf der Iberischen Halbinsel. In Portugal wurde ein Allzeitrekord bei der Photovoltaikproduktion erreicht, und in Frankreich verzeichneten sowohl die Wind- als auch die Solarenergie die h\u00f6chste Produktion f\u00fcr einen Monat Juni.<\/strong><\/p>\n

Photovoltaische und thermoelektrische Solarenergie und Windenergieerzeugung<\/h2>\n

In der Woche vom 10. Juni verzeichnete die Solarproduktion<\/strong> auf der Iberischen Halbinsel einen Anstieg im Vergleich zur Vorwoche. In Portugal betrug der Anstieg 22 % und in Spanien, das die Photovoltaik<\/strong> und die Solarthermie<\/strong> umfasst, 3,0 %. Deutschland, Frankreich und Italien verzeichneten dagegen R\u00fcckg\u00e4nge von 7,4 %, 3,8 % bzw. 2,5 %.<\/p>\n

In Portugal wurde am Donnerstag, den 13. Juni, mit 22 GWh ein neuer Tagesrekord bei der Erzeugung mit dieser Technologie erreicht. Am selben Tag wurde in Frankreich trotz des R\u00fcckgangs der w\u00f6chentlichen Produktion mit 119 GWh die h\u00f6chste Erzeugung mit dieser Technologie in einem Monat Juni in der Geschichte verzeichnet.<\/p>\n

Den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> zufolge wird die Solarproduktion<\/a> in Deutschland und Spanien in der dritten Juniwoche voraussichtlich h\u00f6her ausfallen als in der Vorwoche. F\u00fcr Italien wird jedoch erwartet, dass sich der Abw\u00e4rtstrend der Vorwoche fortsetzt.<\/p>\n

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

In der zweiten Juniwoche stieg die Windenergieerzeugung<\/strong> auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche an. Die gr\u00f6\u00dften Zuw\u00e4chse wurden in Frankreich und Italien mit Steigerungen von 131 % bzw. 108 % verzeichnet. Portugal und Deutschland verzeichneten Zuw\u00e4chse von 60 % bzw. 49 %. Eine Ausnahme bildete Spanien, wo die Erzeugung mit dieser Technologie in der zweiten Woche in Folge zur\u00fcckging, diesmal um 5,8 %.<\/p>\n

Am Samstag, den 15. Juni, verzeichnete Frankreich mit 223 GWh die bisher h\u00f6chste Windenergieerzeugung in einem Monat Juni.<\/p>\n

In der Woche vom 17. Juni wird nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die Windenergieproduktion<\/a> in allen untersuchten M\u00e4rkten voraussichtlich zur\u00fcckgehen.<\/p>\n

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

Elektrizit\u00e4tsnachfrage<\/h2>\n

In der Woche vom 10. Juni verhielt sich die Stromnachfrage<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten uneinheitlich. Einerseits stieg die Nachfrage auf den M\u00e4rkten Gro\u00dfbritanniens, Italiens, der Niederlande und Deutschlands im Vergleich zur ersten Juniwoche. Der gr\u00f6\u00dfte Anstieg wurde auf dem britischen Markt mit 7,9 % verzeichnet. Auf dem italienischen und dem niederl\u00e4ndischen Markt lag der Anstieg bei 3,8 % bzw. 3,7 %. Der deutsche Markt stieg in der dritten Woche in Folge, diesmal um 0,4 %. Der portugiesische, der spanische, der belgische und der franz\u00f6sische Markt verzeichneten dagegen einen Nachfrager\u00fcckgang. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 7,7 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang. In diesem Fall war die geringere Nachfrage auf den Feiertag am 10. Juni, den Portugal-Tag, und den Feiertag am 13. Juni, den Tag des Heiligen Antonius, zur\u00fcckzuf\u00fchren, der in einigen Regionen des Landes begangen wird. Auf dem spanischen Markt betrug der R\u00fcckgang 3,8 % und auf dem belgischen Markt 1,9 %, w\u00e4hrend der franz\u00f6sische Markt den geringsten R\u00fcckgang von 0,7 % aufwies.<\/p>\n

W\u00e4hrend der Woche gingen die Durchschnittstemperaturen<\/strong> im Vergleich zur Vorwoche in allen untersuchten M\u00e4rkten zur\u00fcck. Auf den M\u00e4rkten Deutschlands, Frankreichs, Portugals und Spaniens reichten die R\u00fcckg\u00e4nge von 1,2 \u00b0C in Deutschland bis 1,6 \u00b0C in Spanien. In den anderen gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten fielen die Durchschnittstemperaturen zwischen 0,1 \u00b0C in Italien und 0,7 \u00b0C in Belgien.<\/p>\n

Nach den Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> wird die Stromnachfrage in der zweiten Juniwoche im Vergleich zur Vorwoche in Italien, Portugal, Spanien und Frankreich voraussichtlich steigen und in Gro\u00dfbritannien, Deutschland, den Niederlanden und Belgien sinken.<\/p>\n

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

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

In der zweiten Juniwoche sind die Preise auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche gesunken. Ausnahmen bildeten der britische N2EX-Markt<\/strong> und der nordische Nordpool-Markt<\/strong> mit Anstiegen von 23 % bzw. 26 %. Dagegen verzeichnete der franz\u00f6sische Markt <\/strong> den gr\u00f6\u00dften prozentualen Preisr\u00fcckgang von 43 %. Auf den anderen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten fielen die Preise zwischen 8,1 % auf dem italienischen IPEX-Markt<\/strong> und 35 % auf dem portugiesischen MIBEL-Markt<\/strong>.<\/p>\n

In der zweiten Juniwoche lagen die Wochendurchschnitte in allen analysierten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten unter 100 \u20ac\/MWh. Der britische Markt und der italienische Markt erreichten mit 87,14 \u20ac\/MWh bzw. 99,00 \u20ac\/MWh die h\u00f6chsten Durchschnittswerte. Dagegen verzeichnete der franz\u00f6sische Markt den niedrigsten Wochendurchschnitt von 21,01 \u20ac\/MWh. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 34,31 \u20ac\/MWh auf dem nordischen Markt bis 63,96 \u20ac\/MWh auf dem deutschen Markt.<\/p>\n

Was die Preise auf Stundenbasis betrifft, so verzeichneten die meisten der untersuchten europ\u00e4ischen M\u00e4rkte am 15. und 16. Juni negative Preise. Ausnahmen bildeten der italienische und der britische Markt, die in der zweiten Juniwoche keine negativen Preise verzeichneten. Zus\u00e4tzlich zum Wochenende verzeichnete der franz\u00f6sische Markt am 10. Juni von 16:00 bis 17:00 Uhr einen negativen Preis. Der belgische und der franz\u00f6sische Markt verzeichneten dagegen den niedrigsten Stundenpreis der zweiten Juniwoche, n\u00e4mlich -80,02 \u20ac\/MWh, am Samstag, dem 15. Juni, von 14:00 bis 15:00 Uhr. Der portugiesische und der spanische Markt verzeichneten am Sonntag, den 16. Juni, einen Preis von -2,00 \u20ac\/MWh f\u00fcr zwei bzw. sechs Stunden. Dies war der niedrigste Stundenpreis in der Geschichte dieser M\u00e4rkte.<\/p>\n

Was die Tagespreise betrifft, so erreichte der franz\u00f6sische Markt am Samstag, den 15. Juni, einen Tagespreis von -5,76 \u20ac\/MWh. Dieser Preis war der niedrigste seit Ende Mai 2020 an diesem Markt.<\/p>\n

In der Woche vom 10. Juni wirkte sich der Anstieg der Windenergieerzeugung auf den meisten der untersuchten M\u00e4rkte negativ auf die europ\u00e4ischen Strommarktpreise aus. Dar\u00fcber hinaus ging die Nachfrage auf einigen M\u00e4rkten wie Belgien, Frankreich, Spanien und Portugal zur\u00fcck. Der Anstieg der Solarstromproduktion auf der iberischen Halbinsel trug ebenfalls zum R\u00fcckgang der Preise auf dem MIBEL-Markt bei.<\/p>\n

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

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise auf den meisten analysierten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten in der dritten Juniwoche wieder ansteigen k\u00f6nnten, was durch den R\u00fcckgang der Windenergieproduktion beeinflusst wird. Auf dem MIBEL-Markt k\u00f6nnten die Preise jedoch weiter sinken, was durch den Anstieg der Solarproduktion in Spanien beg\u00fcnstigt wird.<\/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 zweiten Juniwoche lagen die Schlusskurse der Brent-Roh\u00f6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat an der ICE-B\u00f6rse<\/strong> \u00fcber 80 $\/bbl. Am Montag, den 10. Juni, verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 81,63 $\/bbl, der bereits 2,5 % h\u00f6her lag als in der letzten Sitzung der Vorwoche. Die Preise stiegen bis Donnerstag, den 13. Juni, weiter an. An diesem Tag erreichten die Futures ihren Wochenschlusskurs von 82,75 $\/bbl. Nach einem leichten R\u00fcckgang um 0,2 % lag der Schlusskurs am Freitag, dem 14. Juni, bei 82,62 $\/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis immer noch 3,8 % h\u00f6her als am Freitag zuvor.<\/p>\n

In der zweiten Juniwoche trieb die Erwartung einer erh\u00f6hten Nachfrage mit Beginn der Sommerferien auf der Nordhalbkugel die Preise nach oben. Die M\u00f6glichkeit, dass die US-Zinsen bis zum Ende des Jahres hoch bleiben k\u00f6nnten, d\u00e4mpfte jedoch den Aufw\u00e4rtstrend am Ende der zweiten Juniwoche.<\/p>\n

Die TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat verzeichneten am Montag, dem 10. Juni, den niedrigsten Wochenschlusskurs von 34,26 \u20ac\/MWh. Dieser Preis lag bereits 3,5 % h\u00f6her als in der letzten Sitzung der Vorwoche. Die Preise stiegen bis Donnerstag, den 13. Juni, weiter an. An diesem Tag verzeichneten diese Futures ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 35,72 \u20ac\/MWh. Am Freitag, dem 14. Juni, fiel der Preis gegen\u00fcber dem Vortag um 1,0 % und schloss bei 35,36 \u20ac\/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis jedoch immer noch 6,8 % h\u00f6her als am Freitag zuvor.<\/p>\n

In der zweiten Juniwoche trugen ungeplante R\u00fcckg\u00e4nge der Gaslieferungen aus Norwegen zum Anstieg der TTF-Futures-Preise bei. Dar\u00fcber hinaus f\u00fchrten Hitzewellen in Asien zu einer erh\u00f6hten Nachfrage nach verfl\u00fcssigtem Erdgas in der Region, was ebenfalls zu h\u00f6heren Preisen beitrug. Dar\u00fcber hinaus k\u00f6nnte eine ungeplante Lieferunterbrechung einer gro\u00dfen australischen Exportanlage wochenlang andauern.<\/p>\n

Die CO2<\/sub>-Futures<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2024 erreichten am Montag, den 10. Juni, mit 70,80 \u20ac\/t ihren Wochenschlusskurs-H\u00f6chststand. In der zweiten Juniwoche setzten die Preise f\u00fcr diese Futures den Abw\u00e4rtstrend der Vorwoche fort. Infolgedessen verzeichneten sie am Freitag, den 14. Juni, ihren w\u00f6chentlichen Tiefststand von 68,28 \u20ac\/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis 4,4 % unter dem des vorangegangenen Freitags und war der niedrigste seit Ende April.<\/p>\n

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

Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten f\u00fcr die europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte, die Finanzierung von Projekten mit erneuerbaren Energien und PPAs<\/h2>\n

Am Donnerstag, den 13. Juni, fand das 45. Webinar<\/a> der monatlichen Webinarreihe<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> statt. Dieses Webinar analysierte die Entwicklung der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte und die Aussichten f\u00fcr die zweite H\u00e4lfte des Jahres 2024, die Wachstumschancen im Bereich der erneuerbaren Energien, die regulatorischen und gestalterischen Herausforderungen des Gro\u00dfhandelsmarktes<\/strong> und die aktuelle Situation des PPA-Marktes<\/strong> in Spanien. Bei dieser Gelegenheit nahmen die Referenten von Engie Spanien<\/strong> zum sechsten Mal an der monatlichen Webinarreihe teil.<\/p>\n

AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> werden am Donnerstag, den 11. Juli, das 46. Webinar<\/a> ihrer Reihe abhalten. Neben der Entwicklung und den Aussichten der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte wird das Webinar die Preiskannibalisierung<\/strong>, niedrige Preise, die Ausrichtung auf erneuerbare Technologien<\/strong>, die Aussichten f\u00fcr Photovoltaik<\/strong>, Batterien<\/strong> und Hybridisierung<\/strong> sowie PPAs aus der Sicht der Gro\u00dfverbraucher<\/strong> und Stromintensivierer<\/strong> behandeln. Die neuen Gesch\u00e4ftsbereiche von AleaSoft zur F\u00f6rderung der erneuerbaren Energien<\/strong> und der Energiewende<\/strong> werden ebenfalls erl\u00e4utert. Gastredner von AEGE<\/strong>, Banco Sabadell<\/strong>, Axpo<\/strong> Iberia<\/strong> und CESCE<\/strong> werden an dem Webinar-Analysetisch teilnehmen.<\/p>\n

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