{"id":147388,"date":"2024-07-08T14:25:02","date_gmt":"2024-07-08T12:25:02","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=147388"},"modified":"2024-07-10T04:22:58","modified_gmt":"2024-07-10T02:22:58","slug":"fallende-preise-elektrizitaets-maerkte-europaeische-strom-gas-maerkte","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/fallende-preise-elektrizitaets-maerkte-europaeische-strom-gas-maerkte\/","title":{"rendered":"Die zweite Jahresh\u00e4lfte beginnt mit einem Preisr\u00fcckgang auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten, der durch die Wind- und Gaspreise beg\u00fcnstigt wird"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 8. Juli 2024. In der ersten Juliwoche sind die Preise auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche gesunken. Fast alle M\u00e4rkte verzeichneten in der zweiten H\u00e4lfte der Woche negative Stundenpreise. Die steigende Windenergieproduktion sowie die niedrigeren Gaspreise und die geringere Nachfrage auf einigen M\u00e4rkten trugen zum Preisr\u00fcckgang bei. Die Photovoltaik brach am 3. Juli in Spanien Rekorde, und in Portugal, Frankreich und Italien wurde im Laufe der Woche die h\u00f6chste Tagesproduktion f\u00fcr einen Monat Juli erreicht.<\/strong><\/p>\n

Solare Photovoltaik- und thermoelektrische Produktion und Windkraftproduktion<\/h2>\n

In der Woche vom 1. Juli stieg die Solarproduktion<\/strong> auf der Iberischen Halbinsel und in Italien im Vergleich zur Vorwoche an. Der gr\u00f6\u00dfte Anstieg wurde auf dem portugiesischen Markt mit 42 % verzeichnet, gefolgt von einem Anstieg um 23 % auf dem spanischen Markt. Im Falle Spaniens werden die Photovoltaik<\/strong> und die Solarthermie<\/strong> in die Analyse einbezogen. Auf dem italienischen Markt stieg die Erzeugung in der zweiten Woche in Folge, diesmal um 2,6 %. Dagegen verzeichneten der deutsche und der franz\u00f6sische Markt einen R\u00fcckgang der Solarstromerzeugung. Auf dem deutschen Markt betrug der R\u00fcckgang 28 %, auf dem franz\u00f6sischen Markt 17 %.<\/p>\n

Der spanische Markt brach am 3. Juli mit 202 GWh den Allzeitrekord f\u00fcr die PV-Solarproduktion. In der ersten Juliwoche verzeichneten der portugiesische, der franz\u00f6sische und der italienische Markt die h\u00f6chste Tagesproduktion an Solarenergie im Monat Juli. Der portugiesische Markt erreichte am 2. Juli 21 GWh, w\u00e4hrend in Frankreich und Italien die Rekorde am Freitag, dem 5. Juli, mit 115 GWh bzw. 128 GWh erzielt wurden.<\/p>\n

F\u00fcr die zweite Juliwoche wird nach den Solarproduktionsprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> auf dem deutschen und dem italienischen Markt ein Anstieg der Produktion im Vergleich zur Vorwoche erwartet, w\u00e4hrend auf dem spanischen Markt ein R\u00fcckgang zu erwarten ist.<\/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 ersten Juliwoche ist die Windenergieerzeugung<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche gestiegen. Der deutsche Markt verzeichnete den gr\u00f6\u00dften Anstieg von 120 %, gefolgt von einem Anstieg von 74 % auf dem franz\u00f6sischen und 46 % auf dem portugiesischen Markt. Der spanische Markt verzeichnete einen Anstieg von 16 %, w\u00e4hrend der italienische Markt mit 8,3 % das geringste Wachstum aufwies. Auf dem deutschen, spanischen und italienischen Markt ist dies die zweite Woche in Folge mit einem Anstieg der Windenergieproduktion.<\/p>\n

Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> wird die Windenergieproduktion<\/a> in der Woche vom 8. Juli auf den analysierten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten durchweg 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>\nAbonnement der w\u00f6chentlichen News-Zusammenfassung von AleaSoft<\/a>\n

Elektrizit\u00e4tsnachfrage<\/h2>\n

In der ersten Juliwoche war die Entwicklung der Stromnachfrage<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche uneinheitlich. Auf dem niederl\u00e4ndischen, portugiesischen und spanischen Markt stieg die Nachfrage an. Auf dem niederl\u00e4ndischen Markt war der Anstieg mit 9,9 % am h\u00f6chsten. In Portugal und Spanien, wo die Nachfrage in der dritten Woche in Folge zunahm, betrug der Anstieg 3,4 % bzw. 2,1 %, was mit der Erholung der Nachfrage nach dem Feiertag am 24. Juni, dem Johannistag, der in einigen Regionen beider L\u00e4nder begangen wird, zusammenfiel. Auf dem britischen Markt blieb die Nachfrage \u00e4hnlich wie in der Vorwoche. Auf dem belgischen, franz\u00f6sischen, italienischen und deutschen Markt hingegen ging die Nachfrage zur\u00fcck. Dabei verzeichnete der belgische Markt mit 4,5 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang, gefolgt vom franz\u00f6sischen Markt (2,2 %) und dem italienischen Markt (1,5 %). Der geringste Nachfrager\u00fcckgang war auf dem deutschen Markt mit 0,3 % zu verzeichnen.<\/p>\n

W\u00e4hrend der Woche sanken die Durchschnittstemperaturen<\/strong> in den meisten der untersuchten M\u00e4rkte im Vergleich zur letzten Juniwoche. Auf dem belgischen, niederl\u00e4ndischen und deutschen Markt reichten die R\u00fcckg\u00e4nge von 4,1 \u00b0C in Belgien bis 4,6 \u00b0C in Deutschland. In Frankreich und Gro\u00dfbritannien betrugen die R\u00fcckg\u00e4nge 3,3 \u00b0C bzw. 3,1 \u00b0C, w\u00e4hrend Italien den geringsten R\u00fcckgang von 0,2 \u00b0C verzeichnete. Eine Ausnahme bildete die Iberische Halbinsel, wo die Durchschnittstemperaturen in Spanien um 0,5 \u00b0C und in Portugal um 0,2 \u00b0C stiegen.<\/p>\n

In der Woche vom 8. Juli wird nach den Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> in den M\u00e4rkten Italiens, Spaniens, Frankreichs und Gro\u00dfbritanniens ein Anstieg der Stromnachfrage im Vergleich zur Vorwoche erwartet. Auf den M\u00e4rkten Belgiens, Deutschlands, Portugals und der Niederlande wird dagegen ein R\u00fcckgang erwartet.<\/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 ersten Juliwoche sind die Preise auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche gesunken. Eine Ausnahme bildete der italienische IPEX-Markt<\/strong> mit einem Anstieg von 3,5 %. Den gr\u00f6\u00dften prozentualen Preisr\u00fcckgang von 61 % verzeichnete der deutsche Markt <\/strong>. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten fielen die Preise zwischen 20 % auf dem nordischen Nord Pool-Markt<\/strong> und 41 % auf dem belgischen -Markt.<\/p>\n

In der ersten Juliwoche lagen die w\u00f6chentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte unter 60 \u20ac\/MWh. Ausnahmen bildeten der britische N2EX-Markt<\/strong> und der italienische Markt mit Durchschnittswerten von 66,68 \u20ac\/MWh bzw. 105,50 \u20ac\/MWh. Der nordische Markt und der franz\u00f6sische Markt verzeichneten dagegen die niedrigsten w\u00f6chentlichen Durchschnittspreise von 21,59 \u20ac\/MWh bzw. 26,82 \u20ac\/MWh. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 35,35 \u20ac\/MWh auf dem belgischen Markt bis 56,16 \u20ac\/MWh auf dem portugiesischen MIBEL-Markt<\/strong>.<\/p>\n

Was die Preise auf Stundenbasis betrifft, so verzeichneten die meisten der untersuchten europ\u00e4ischen M\u00e4rkte am Samstag, dem 6. Juli, negative Preise. Die Ausnahme bildete der italienische Markt, der in der ersten Juliwoche keine negativen Preise verzeichnete. Der britische Markt verzeichnete ebenfalls negative Preise am 4. Juli und der portugiesische Markt am 7. Juli. Der Rest der untersuchten M\u00e4rkte verzeichnete an diesen beiden Tagen negative Preise. Der deutsche, der belgische und der niederl\u00e4ndische Markt verzeichneten am 5. Juli ebenfalls negative Stundenpreise. Der niederl\u00e4ndische Markt verzeichnete den niedrigsten Stundenpreis der ersten Juliwoche, -149,00 \u20ac\/MWh, am Donnerstag, den 4. Juli, von 14:00 bis 15:00 Uhr. Auf dem belgischen Markt hingegen wurde am Samstag, dem 6. Juli, von 15:00 bis 16:00 Uhr ein Stundenpreis von -140,00 \u20ac\/MWh erreicht, der niedrigste in diesem Markt seit Juli 2019.<\/p>\n

In der Woche vom 1. Juli wirkten sich der R\u00fcckgang des w\u00f6chentlichen durchschnittlichen Gaspreises und der Anstieg der Windstromproduktion negativ auf die Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten aus. Dar\u00fcber hinaus ging die Stromnachfrage in einigen M\u00e4rkten zur\u00fcck. Die gestiegene Solarproduktion auf der iberischen Halbinsel trug ebenfalls zu niedrigeren Preisen auf dem MIBEL-Markt bei.<\/p>\n

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

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise in der zweiten Juliwoche auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten steigen werden, was auf die r\u00fcckl\u00e4ufige Windenergieproduktion und die steigende Nachfrage auf einigen M\u00e4rkten zur\u00fcckzuf\u00fchren ist.<\/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

Die Brent-Roh\u00f6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat an der ICE-B\u00f6rse begannen die erste Juliwoche mit Preissteigerungen. Am Dienstag, dem 2. Juli, verzeichneten sie jedoch ihr w\u00f6chentliches Schlusstief von 86,24 $\/bbl. Am Mittwoch und Donnerstag zogen die Preise wieder an. Am Donnerstag, dem 4. Juli, erreichten diese Futures ihren Wochenschlusskurs mit 87,43 $\/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der h\u00f6chste Preis seit dem 1. Mai. Nach einem R\u00fcckgang von 1,0 % gegen\u00fcber dem Vortag lag der Schlusskurs am Freitag, dem 5. Juli, bei 86,54 $\/bbl und damit um 0,2 % h\u00f6her als am Freitag zuvor. Im Wochendurchschnitt lag der Schlusskurs um 1,2 % h\u00f6her als in der Vorwoche.<\/p>\n

In der ersten Juliwoche haben die Erwartung einer erh\u00f6hten Nachfrage aufgrund von Sommerreisen, OPEC+-K\u00fcrzungen und Bef\u00fcrchtungen \u00fcber die Auswirkungen der Hurrikansaison auf das Angebot die Preise f\u00fcr Brent-\u00d6l-Futures nach oben getrieben. Die Besorgnis \u00fcber die wirtschaftliche Entwicklung bleibt jedoch bestehen.<\/p>\n

Die Schlusskurse der TTF-Gasfutures<\/strong> auf dem ICE-Frontmonatsmarkt blieben in der ersten Juliwoche unter 34 \u20ac\/MWh. Der Wochendurchschnitt lag 3,3 % niedriger als in der letzten Juniwoche. Am Dienstag, den 2. Juli, verzeichneten diese Futures mit 33,68 \u20ac\/MWh ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs. Am Mittwoch, dem 3. Juli, sank der Preis gegen\u00fcber dem Vortag um 3,0 % und der Schlusskurs lag bei 32,69 \u20ac\/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der niedrigste Wochenschlusspreis und der niedrigste seit dem 21. Mai. Obwohl die Preise am Donnerstag stiegen, fielen sie am Freitag wieder. Am Freitag, dem 5. Juli, lag der Schlusskurs bei 33,07 \u20ac\/MWh und damit 4,1 % niedriger als am Freitag zuvor.<\/p>\n

Hohe europ\u00e4ische Lagerbest\u00e4nde und die Witterungsbedingungen trugen zum R\u00fcckgang der TTF-Gas-Terminpreise in der ersten Juliwoche bei. Allerdings gibt es Bedenken hinsichtlich der Fl\u00fcssiggasversorgung aufgrund von Wirbelst\u00fcrmen in Amerika in den kommenden Monaten und einer erh\u00f6hten Nachfrage nach Klimaanlagen auf den asiatischen M\u00e4rkten.<\/p>\n

Die CO2<\/sub>-Futures<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2024 sind im Vergleich zur Vorwoche gestiegen. Am Montag, dem 1. Juli, verzeichneten sie mit 68,05 \u20ac\/t ihr w\u00f6chentliches Schlusstief. Bis Mittwoch, 3. Juli, stiegen die Preise weiter an. An diesem Tag erreichten diese Futures ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 70,76 \u20ac\/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der h\u00f6chste Preis seit dem 11. Juni. In den letzten Sitzungen der Woche blieben die Schlusskurse \u00fcber 70 \u20ac\/t. Am Freitag, dem 5. Juli, lag der Schlusspreis bei 70,36 \u20ac\/t und damit 4,3 % h\u00f6her als am vorangegangenen Freitag.<\/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, PPAs und die Energiewende<\/h2>\n

Das 46. Webinar<\/a> der monatlichen Webinarreihe<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> findet am kommenden Donnerstag, 11. Juli, statt. In diesem Webinar werden die Entwicklung und die Perspektiven der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte, Preiskannibalisierung<\/strong>, niedrige Preise, die Ausrichtung auf erneuerbare Technologien, die Aussichten f\u00fcr PV<\/strong>, Batterien<\/strong> und Hybridisierung<\/strong> sowie PPAs<\/strong> aus der Sicht von Gro\u00dfverbrauchern<\/strong> und energieintensiven<\/strong> Verbrauchern analysiert. Im Rahmen des Webinars werden auch die neuen Gesch\u00e4ftsbereiche von AleaSoft zur F\u00f6rderung der erneuerbaren Energien<\/strong> und der Energiewende<\/strong> erl\u00e4utert. Bei dieser Gelegenheit werden Gastredner von AEGE<\/strong>, Banco Sabadell<\/strong>, Axpo Iberia<\/strong> und CESCE<\/strong> an dem Analysetisch des Webinars teilnehmen.<\/p>\n

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