{"id":147102,"date":"2024-07-03T09:37:20","date_gmt":"2024-07-03T07:37:20","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=147102"},"modified":"2024-08-03T05:42:07","modified_gmt":"2024-08-03T03:42:07","slug":"die-preise-dem-europaeischen-strommarkt-sind-ersten-jahreshaelfte-gesunken-die-erneuerbaren-energien-allzeithoch-erreicht-haben","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/die-preise-dem-europaeischen-strommarkt-sind-ersten-jahreshaelfte-gesunken-die-erneuerbaren-energien-allzeithoch-erreicht-haben\/","title":{"rendered":"
Analyse erstes Semester 2024 <\/div>Die Preise auf dem europ\u00e4ischen Strommarkt sind in der ersten Jahresh\u00e4lfte gesunken, da die erneuerbaren Energien ein Allzeithoch erreicht haben"},"content":{"rendered":"\n

AleaSoft Energy Forecasting, 2. Juli 2024. In der ersten Jahresh\u00e4lfte 2024 sind die Preise in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zum vorherigen Halbjahr gesunken. Im Vergleich zum Vorjahr war der R\u00fcckgang weit verbreitet. Der spanische Markt verzeichnete den niedrigsten Preis in diesem Zeitraum. In fast allen M\u00e4rkten war der Durchschnittspreis in den ersten sechs Monaten des Jahres 2024 der niedrigste seit der ersten oder zweiten H\u00e4lfte des Jahres 2021. Die PV-Halbjahresproduktion war in allen M\u00e4rkten so hoch wie nie zuvor, ein Meilenstein, der in einigen F\u00e4llen auch von der Windkraft erreicht wurde. Die Stromnachfrage stieg in den meisten M\u00e4rkten im Vergleich zum Vorjahr, w\u00e4hrend die Gas- und CO2<\/sub>-Preise sanken.<\/strong><\/p>

Photovoltaische und thermoelektrische Solarenergie und Windenergieerzeugung<\/h2>
IIn der ersten H\u00e4lfte des Jahres 2024 stieg die Solarproduktion<\/strong> im Vergleich zum Vorjahreszeitraum in allen wichtigen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten. Der gr\u00f6\u00dfte Anstieg wurde auf dem portugiesischen Markt mit 24 % verzeichnet, gefolgt vom italienischen Markt mit 15 %. In Spanien, wo Photovoltaik<\/strong> und Solarthermie<\/strong> zusammengerechnet werden, und in Deutschland betrug der Anstieg jeweils 13 %, w\u00e4hrend der franz\u00f6sische Markt mit einem Anstieg von 5,3 % die geringste Ver\u00e4nderung aufwies.

Im Vergleich zur zweiten Jahresh\u00e4lfte 2023 stieg die Solarproduktion in der ersten Jahresh\u00e4lfte 2024 ebenfalls in allen untersuchten M\u00e4rkten. Die gr\u00f6\u00dften Zuw\u00e4chse wurden in Deutschland mit 24 % und Portugal mit 22 % verzeichnet. Italien und Spanien verzeichneten einen Anstieg von 13 % bzw. 10 %. Den geringsten Anstieg verzeichnete der franz\u00f6sische Markt mit 2,4 %.

Dar\u00fcber hinaus war die PV-Halbjahresproduktion<\/strong> in allen analysierten M\u00e4rkten die h\u00f6chste aller Zeiten. In Deutschland wurden 32 713 GWh mit dieser Technologie erzeugt, in Spanien 21 067 GWh, in Italien 13 909 GWh, in Frankreich 11 340 GWh und in Portugal 2198 GWh.

Andererseits lag nach Angaben von Red El\u00e9ctrica die PV-Kapazit\u00e4t auf dem spanischen Festland im Juni 2024 um 1140 MW \u00fcber der Ende 2023 installierten Kapazit\u00e4t. Im gleichen Zeitraum betrug der Anstieg der PV-Solarkapazit\u00e4t in Portugal gegen\u00fcber der Ende Dezember 2023 installierten Kapazit\u00e4t 502 MW.

AleaSoft - Monthly 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>
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>

Die Windenergieerzeugung<\/strong> stieg in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten in der ersten H\u00e4lfte des Jahres 2024 im Vergleich zur ersten H\u00e4lfte des Jahres 2023. Die Ausnahme war der spanische Markt, wo die Erzeugung mit dieser Technologie in diesem Zeitraum um 0,3 % zur\u00fcckging. Auf den anderen M\u00e4rkten war die gr\u00f6\u00dfte Ver\u00e4nderung auf dem portugiesischen Markt mit einem Anstieg von 16 % zu verzeichnen, gefolgt von einem Anstieg von 11 % auf dem italienischen Markt. In Frankreich und Deutschland betrug der Anstieg 7,3 % bzw. 7,1 %.

Im Vergleich zu den letzten sechs Monaten des Jahres 2023 stieg die Windenergieproduktion in den ersten sechs Monaten des Jahres 2024 in den meisten der von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkte ebenfalls an, mit Ausnahme des franz\u00f6sischen Marktes, wo sie um 1,8% sank. Der gr\u00f6\u00dfte Anstieg von 7,0 % wurde in Portugal verzeichnet, gefolgt von Steigerungen von 6,5 % bzw. 4,8 % auf dem spanischen und italienischen Markt. Der deutsche Markt hingegen verzeichnete mit 0,1 % den geringsten Anstieg.

Die Windenergieproduktion im ersten Halbjahr 2024 war auf dem deutschen, italienischen und portugiesischen Markt mit einer Erzeugung von 73 788 GWh, 12 616 GWh bzw. 7286 GWh die h\u00f6chste eines Halbjahres in der Geschichte. Auf dem spanischen und dem franz\u00f6sischen Markt war sie jeweils die zweith\u00f6chste mit Werten von 31 574 GWh in Spanien und 24 550 GWh in Frankreich.

Nach Angaben von Red El\u00e9ctrica stieg die Windenergiekapazit\u00e4t auf dem spanischen Festland bis Juni 2024 um 379 MW im Vergleich zu der Ende 2023 installierten Kapazit\u00e4t. Im Falle Portugals betrug der Anstieg im gleichen Zeitraum 6 MW.

AleaSoft - Monthly 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>
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Stromnachfrage<\/h2>
In der ersten H\u00e4lfte des Jahres 2024 stieg die Stromnachfrage<\/strong> in den meisten europ\u00e4ischen Hauptm\u00e4rkten im Vergleich zum Vorjahr an. Der gr\u00f6\u00dfte Anstieg war mit 2,1 % auf dem belgischen Markt zu verzeichnen, gefolgt vom portugiesischen Markt mit 1,9 % und dem niederl\u00e4ndischen Markt mit 1,2 %. Der italienische und der spanische Markt verzeichneten den gleichen Anstieg von 0,7 %, w\u00e4hrend der britische Markt mit 0,2 % den geringsten Zuwachs aufwies. Dagegen verzeichneten der franz\u00f6sische und der deutsche Markt R\u00fcckg\u00e4nge von 0,4% bzw. 1,7%.<\/p>\n\n\n\n

Im Vergleich zum vorangegangenen Halbjahr verzeichneten die M\u00e4rkte in Deutschland, Gro\u00dfbritannien, Belgien und Frankreich einen Anstieg der Stromnachfrage zwischen 0,2 % auf dem deutschen Markt und 7,0 % auf dem franz\u00f6sischen Markt. Dagegen verzeichneten die M\u00e4rkte in Portugal, Spanien, Italien und den Niederlanden R\u00fcckg\u00e4nge zwischen 0,2 % und 7,9 %.

Die Durchschnittstemperaturen<\/strong> stiegen in der ersten Jahresh\u00e4lfte in den meisten der untersuchten M\u00e4rkte im Vergleich zum Vorjahr. Die Steigerungen reichten von 0,1 \u00b0C in Gro\u00dfbritannien und Spanien bis zu 1,3 \u00b0C in Deutschland. Im Gegensatz dazu waren die Temperaturen in Portugal und Frankreich um 0,1 \u00b0C niedriger als in der ersten H\u00e4lfte des Jahres 2023.

Im Vergleich zur zweiten Jahresh\u00e4lfte 2023 sind die Durchschnittstemperaturen in allen M\u00e4rkten gesunken, wobei die R\u00fcckg\u00e4nge von 3,0 \u00b0C in Deutschland bis 4,9 \u00b0C in Italien reichen.

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

Europ\u00e4ische Stromm\u00e4rkte<\/h2>
In der ersten H\u00e4lfte des Jahres 2024 blieb der durchschnittliche Halbjahrespreis auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten unter 70 \u20ac\/MWh. Ausnahmen waren der N2EX-Markt<\/strong> im Vereinigten K\u00f6nigreich und der IPEX-Markt<\/strong> in Italien mit Durchschnittspreisen von 76,22 \u20ac\/MWh bzw. 93,46 \u20ac\/MWh. Andererseits verzeichnete der spanische MIBEL-Markt<\/strong> mit 39,13 \u20ac\/MWh den niedrigsten Halbjahrespreis. Auf den anderen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten reichten die Durchschnittspreise von 39,25 \u20ac\/MWh auf dem portugiesischen MIBEL-Markt bis 69,97 \u20ac\/MWh auf dem deutschen -Markt<\/strong>.<\/p>\n\n\n\n

Im Vergleich zum vorangegangenen Halbjahr sind die Durchschnittspreise in der ersten H\u00e4lfte des Jahres 2024 in fast allen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten, die in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysiert wurden, gesunken. Die Ausnahme war der nordische Markt Nord Pool<\/strong> mit einem Anstieg von 9,7 %. Andererseits verzeichneten der franz\u00f6sische, der spanische und der portugiesische Markt mit 44%, 54% bzw. 55% die gr\u00f6\u00dften R\u00fcckg\u00e4nge. Die \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkte verzeichneten Preisr\u00fcckg\u00e4nge zwischen 18 % auf dem britischen und 28 % auf dem belgischen Markt.<\/p>\n\n\n\n

Vergleicht man die Durchschnittspreise des ersten Halbjahres 2024 mit denen des gleichen Halbjahres 2023, so sind die Preise auf allen untersuchten M\u00e4rkten gesunken. Der iberische und der franz\u00f6sische Markt verzeichneten die st\u00e4rksten R\u00fcckg\u00e4nge von 56 % bzw. 58 %. Dagegen verzeichnete der italienische Markt den geringsten R\u00fcckgang von 31 %. Auf den \u00fcbrigen M\u00e4rkten reichten die Preisr\u00fcckg\u00e4nge von 33 % auf dem deutschen Markt bis zu 45 % auf dem belgischen Markt.

Diese Preisr\u00fcckg\u00e4nge f\u00fchrten dazu, dass der Preis im ersten Halbjahr 2024 auf dem britischen, spanischen, franz\u00f6sischen und portugiesischen Markt der niedrigste seit dem ersten Halbjahr 2021 war. Auf dem deutschen, belgischen, italienischen und niederl\u00e4ndischen Markt war der durchschnittliche Halbjahrespreis der niedrigste seit dem zweiten Halbjahr 2021.

In der ersten H\u00e4lfte des Jahres 2024 f\u00fchrten der R\u00fcckgang des Durchschnittspreises f\u00fcr Gas und CO2<\/sub>-Emissionszertifikate im Vergleich zur vorherigen H\u00e4lfte, der allgemeine Anstieg der Solarproduktion und die Zunahme der Windenergieproduktion in fast allen M\u00e4rkten zu niedrigeren Preisen auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zu diesem Zeitraum.

Im Vergleich zur ersten Jahresh\u00e4lfte 2023 trugen auch niedrigere durchschnittliche Gaspreise und CO2<\/sub>-Emissionszertifikate, eine h\u00f6here Solar- und Windenergieproduktion in fast allen analysierten M\u00e4rkten zum R\u00fcckgang der europ\u00e4ischen Strommarktpreise im Vergleich zum Vorjahr bei, obwohl die Nachfrage in den meisten M\u00e4rkten gestiegen ist.

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

Brent, Kraftstoffe und CO2<\/sub><\/h2>
Die Brent-Roh\u00f6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat am ICE-Markt<\/strong> verzeichneten im ersten Halbjahr 2024 einen Sechsmonats-Durchschnittspreis von 83,42 $\/bbl. Dies war 1,2 % niedriger als der vorherige Sechsmonatswert der Front-Month-Futures von 84,40 $\/bbl. Andererseits war er 4,3 % h\u00f6her als der entsprechende Front-Monats-Future im ersten Halbjahr 2023 mit 79,97 $\/bbl.

In der ersten Jahresh\u00e4lfte 2024 f\u00fchrten Sorgen \u00fcber die wirtschaftliche Entwicklung und ihre Auswirkungen auf die weltweite Nachfrage zu niedrigeren Preisen als im vorangegangenen Halbjahr. Das Inflationsniveau und die Erwartung l\u00e4ngerer Phasen hoher Zinsen in den Vereinigten Staaten trugen zu dieser Sorge bei. Die Instabilit\u00e4t im Nahen Osten und der Konflikt zwischen Russland und der Ukraine sowie die Produktionsk\u00fcrzungen der OPEC+ wirkten sich jedoch positiv auf die Preise aus und trugen zu deren Anstieg gegen\u00fcber dem Vorjahr bei. Dar\u00fcber hinaus gaben im Mai die Waldbr\u00e4nde in Kanada Anlass zur Sorge um die kanadischen Lieferungen. Im Juni wirkte sich die Erwartung einer erh\u00f6hten Nachfrage aufgrund der Sommerurlaubsreisen ebenfalls positiv auf die Terminmarktpreise aus.

Bei den TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat lag der Durchschnittspreis in der ersten H\u00e4lfte des Jahres 2024 bei 29,70 \u20ac\/MWh. Verglichen mit dem Preis der im vorherigen Halbjahr gehandelten Front-Month-Futures von 38,45 \u20ac\/MWh sank der Durchschnittspreis um 23 %. Im Vergleich zu den Front-Month-Futures, die im gleichen Halbjahr 2023 gehandelt wurden, als der Durchschnittspreis 44,34 \u20ac\/MWh betrug, gab es einen R\u00fcckgang von 33 %.

In der ersten H\u00e4lfte des ersten Halbjahres 2024 f\u00fchrten die hohen europ\u00e4ischen Lagerbest\u00e4nde trotz der Versorgungssorgen aufgrund der Instabilit\u00e4t im Nahen Osten, des R\u00fcckgangs der Gasstr\u00f6me aus Norwegen und der Probleme in den Fl\u00fcssigerdgas-Exportanlagen in den Vereinigten Staaten und Australien zu niedrigeren Preisen f\u00fcr TTF-Gas-Futures als im ersten und zweiten Halbjahr 2023. In der zweiten H\u00e4lfte des ersten Halbjahres 2024 f\u00fchrte die gestiegene Nachfrage nach verfl\u00fcssigtem Erdgas auf den asiatischen M\u00e4rkten jedoch zu einem R\u00fcckgang der Lieferungen nach Europa. Dar\u00fcber hinaus verst\u00e4rkte die Bef\u00fcrchtung einer Unterbrechung der russischen Gaslieferungen nach \u00d6sterreich im n\u00e4chsten Sommer die Sorge um die Auff\u00fcllung der Reserven f\u00fcr den kommenden Winter. Dies trug zur Erholung der monatlichen Durchschnittspreise bei, auch wenn der Durchschnitt f\u00fcr die ersten sechs Monate des Jahres niedriger war als in den vorangegangenen Semestern.

Die CO2<\/sub>-Futures<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2024 erreichten in der ersten H\u00e4lfte des Jahres 2024 einen Durchschnittspreis von 65,68 \u20ac\/t. Dieser Preis war 23 % niedriger als der vorherige Halbjahresdurchschnitt von 85,11 \u20ac\/t. Verglichen mit dem Durchschnitt des gleichen Halbjahres 2023 von 93,53 \u20ac\/t lag der Durchschnitt des ersten Halbjahres 2024 um 30 % niedriger.

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

AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse der Aussichten f\u00fcr die Energiespeicherung<\/h2>
AleaStorage<\/a><\/strong> ist die Abteilung von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, die L\u00f6sungen f\u00fcr die Energiespeicherung<\/strong> und die Hybridisierung<\/strong> von erneuerbaren<\/strong> Technologien wie Wind<\/strong>– oder Solarenergie <\/strong>mit Speichersystemen wie Batterien<\/strong> anbietet. Die Berichterstattung von AleaStorage<\/strong> umfasst die Sch\u00e4tzung der Einnahmen aus Batterien und Speichersystemen, die Optimierung des Betriebs und die Entwicklung von Strategien zur Maximierung der Einnahmen.

Quelle: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.
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