{"id":147700,"date":"2024-07-22T14:50:48","date_gmt":"2024-07-22T12:50:48","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=147700"},"modified":"2024-07-23T19:27:19","modified_gmt":"2024-07-23T17:27:19","slug":"europaeische-maerkte-erfassen-preisanstieg-photovoltaik","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/europaeische-maerkte-erfassen-preisanstieg-photovoltaik\/","title":{"rendered":"Europ\u00e4ische Marktpreise setzen ihren Aufw\u00e4rtstrend im Sommer fort, da die Photovoltaik in Portugal und Frankreich Rekordh\u00f6hen erreicht"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 22. Juli 2024. In der dritten Juliwoche stiegen die Preise auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche weiter an. Der Preisr\u00fcckgang am Wochenende f\u00fchrte jedoch dazu, dass der w\u00f6chentliche Preisanstieg nicht mehr als 10 % betrug. Portugal stellte am 16. Juli erneut einen Allzeitrekord bei der PV-Erzeugung auf, w\u00e4hrend Frankreich am 18. Juli die h\u00f6chste PV-Erzeugung f\u00fcr einen Monat Juli verzeichnete. Am selben Tag verzeichnete Italien die bisher h\u00f6chste Stromnachfrage des Jahres 2024.<\/strong><\/p>\n

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

In der Woche vom 15. Juli stieg die Solarstromproduktion<\/strong> im Vergleich zur Vorwoche in Deutschland, Frankreich und Portugal. Den gr\u00f6\u00dften Anstieg verzeichnete der deutsche Markt mit 9,3 %, gefolgt von einem Anstieg von 5,8 % auf dem franz\u00f6sischen Markt und 2,9 % auf dem portugiesischen Markt. In Portugal stieg die Solarstromerzeugung in der dritten Woche in Folge, w\u00e4hrend sie in Deutschland und Frankreich in der zweiten Woche in Folge zunahm. In Spanien, das die Photovoltaik<\/strong> und die Solarthermie<\/strong> umfasst, wurde ein R\u00fcckgang von 5,2 % verzeichnet. Auch in Italien ging die Solarstromerzeugung im Vergleich zur zweiten Juliwoche zur\u00fcck, in diesem Fall um 0,9 %.<\/p>\n

In der dritten Juliwoche brach der portugiesische Markt am Dienstag, dem 16. Juli, mit 23 GWh erneut den Allzeitrekord f\u00fcr die PV-Solarproduktion und \u00fcbertraf damit den am Samstag, dem 13. Juli, erreichten Wert. Andererseits verzeichnete der franz\u00f6sische Markt am Donnerstag, den 18. Juli, mit 127 GWh die h\u00f6chste Tagesproduktion an Solarenergie in einem Monat Juli.<\/p>\n

F\u00fcr die vierte Juliwoche wird nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> f\u00fcr den deutschen, spanischen und italienischen Markt ein Anstieg der Solarstromproduktion<\/a> im Vergleich zur Vorwoche erwartet.<\/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 dritten Juliwoche ist die Windenergieerzeugung<\/strong> auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche zur\u00fcckgegangen. Der franz\u00f6sische Markt war der einzige, der einen Anstieg von 31 % verzeichnete, w\u00e4hrend auf dem spanischen Markt die Produktion mit dieser Technologie \u00e4hnlich hoch war wie in der Vorwoche. Der deutsche Markt verzeichnete dagegen mit 15 % den gr\u00f6\u00dften R\u00fcckgang, gefolgt vom italienischen Markt mit 14 %. Der portugiesische Markt verzeichnete einen leichten R\u00fcckgang von 0,1 %.<\/p>\n

Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> wird die Windenergieerzeugung<\/a> in der Woche vom 22. Juli auf dem deutschen, spanischen, portugiesischen und italienischen Markt steigen. Auf dem franz\u00f6sischen Markt wird sie jedoch voraussichtlich sinken.<\/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 dritten Juliwoche war die Entwicklung der Stromnachfrage<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche uneinheitlich. Auf dem italienischen, spanischen und franz\u00f6sischen Markt stieg die Nachfrage an. Der italienische Markt verzeichnete mit 7,1 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg. In Spanien, wo die Nachfrage in der f\u00fcnften Woche in Folge zunahm, betrug der Anstieg 3,4 %, w\u00e4hrend der franz\u00f6sische Markt mit 1,6 % den geringsten Zuwachs verzeichnete. Auf den M\u00e4rkten Portugals, Gro\u00dfbritanniens, Belgiens, Deutschlands und der Niederlande war die Nachfrage dagegen r\u00fcckl\u00e4ufig. In diesem Fall verzeichnete der portugiesische Markt mit 2,7 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang, gefolgt vom belgischen, deutschen und niederl\u00e4ndischen Markt mit einem Minus von jeweils 0,8 %. Am geringsten war der Nachfrager\u00fcckgang mit 0,6 % auf dem britischen Markt. Der deutsche und der belgische Markt hielten ihre R\u00fcckg\u00e4nge in der dritten Woche in Folge aufrecht.<\/p>\n

Am Donnerstag, dem 18. Juli, verzeichnete der italienische Markt mit 1158 GWh die h\u00f6chste Nachfrage des Jahres.<\/p>\n

W\u00e4hrend der Woche stiegen die Durchschnittstemperaturen<\/strong> in allen untersuchten M\u00e4rkten im Vergleich zur zweiten Juliwoche. Der belgische und der niederl\u00e4ndische Markt verzeichneten mit 3,2\u00b0C bzw. 2,8\u00b0C den gr\u00f6\u00dften Anstieg. In Gro\u00dfbritannien stiegen die Durchschnittstemperaturen um 2,4 \u00b0C. Auf den iberischen, italienischen, deutschen und franz\u00f6sischen M\u00e4rkten reichten die Anstiege von 0,5 \u00b0C in Italien bis 1,9 \u00b0C in Frankreich.<\/p>\n

In der Woche vom 22. Juli erwarten die Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> einen Anstieg der Stromnachfrage im Vergleich zur Vorwoche auf den M\u00e4rkten Spaniens, Portugals und der Niederlande. F\u00fcr die M\u00e4rkte in Deutschland, Frankreich, Belgien, Italien und Gro\u00dfbritannien wird dagegen ein R\u00fcckgang der Nachfrage 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 dritten Juliwoche stiegen die Preise auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Die Preisr\u00fcckg\u00e4nge am Wochenende f\u00fchrten jedoch dazu, dass der durchschnittliche w\u00f6chentliche Preisanstieg im Vergleich zur Vorwoche nicht mehr als 10 % betrug. Eine Ausnahme bildete der nordische Markt Nord Pool<\/strong> mit einem R\u00fcckgang von 11 %. Der IPEX-Markt<\/strong> in Italien verzeichnete mit 2,2 % den geringsten Anstieg. Im Gegensatz dazu verzeichnete der -Markt<\/strong> in Frankreich mit 10 % den h\u00f6chsten prozentualen Preisanstieg. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten stiegen die Preise zwischen 3,6 % auf dem deutschen -Markt und 8,0 % auf dem spanischen MIBEL-Markt<\/strong>.<\/p>\n

In der dritten Juliwoche lagen die w\u00f6chentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte unter 75 \u20ac\/MWh. Ausnahmen bildeten der britische N2EX-Markt<\/strong> und der italienische Markt mit Durchschnittswerten von 88,55 \u20ac\/MWh bzw. 115,27 \u20ac\/MWh. Der nordische Markt verzeichnete mit 24,63 \u20ac\/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 57,62 \u20ac\/MWh auf dem franz\u00f6sischen Markt bis 73,82 \u20ac\/MWh auf dem portugiesischen Markt.<\/p>\n

Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten die meisten der untersuchten europ\u00e4ischen M\u00e4rkte am 20. und 21. Juli negative Preise. Ausnahmen bildeten der britische, der italienische und der nordische Markt. Der deutsche, der belgische und der niederl\u00e4ndische Markt verzeichneten am 15. und 16. Juli ebenfalls negative Preise. Am Dienstag, den 16. Juli, von 14:00 bis 15:00 Uhr, verzeichnete der deutsche Markt mit -11,48 \u20ac\/MWh den niedrigsten Stundenpreis in der dritten Juliwoche.<\/p>\n

In der Woche vom 15. Juli f\u00fchrten der leichte Anstieg des durchschnittlichen w\u00f6chentlichen Gaspreises und der R\u00fcckgang der Windenergieproduktion in den meisten der analysierten M\u00e4rkte zu h\u00f6heren Preisen auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Auf dem spanischen und dem italienischen Markt ging auch die Solarproduktion zur\u00fcck. In Spanien, Frankreich und Italien stieg zudem die Stromnachfrage.<\/p>\n

AleaSoft - Solar Panels<\/a><\/div>\n

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> zeigen, dass sich die Preise in der vierten Juliwoche in etwa auf dem Niveau der Vorwoche bewegen werden. In einigen M\u00e4rkten werden die Preise sinken, w\u00e4hrend sie in anderen weniger stark ansteigen werden als in der dritten Juliwoche. Die Erholung der Wind- und Solarstromproduktion in den meisten der analysierten Stromm\u00e4rkte wird zu diesem Verhalten beitragen.<\/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<\/strong> begannen die dritte Juliwoche mit Preisr\u00fcckg\u00e4ngen. Am 17. und 18. Juli erholten sich die Preise, und am Donnerstag, dem 18. Juli, erreichten diese Futures mit 85,11 $\/bbl ihren Wochenschlusskurs. Am Freitag, dem 19. Juli, fiel der Preis jedoch um 2,9 % gegen\u00fcber dem Vortag. An diesem Tag lag der Schlusskurs bei 82,63 $\/bbl und damit auf dem Wochentiefststand. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis 2,8 % unter dem des vorangegangenen Freitags und war der niedrigste seit Mitte Juni.<\/p>\n

In der dritten Juliwoche wirkten sich Sorgen \u00fcber die Nachfrage in China, der starke Dollar und die M\u00f6glichkeit eines Waffenstillstands im Gaza-Streifen negativ auf die Brent-\u00d6l-Futurespreise aus. Die M\u00f6glichkeit von Zinssenkungen in den USA ab September und Versorgungssorgen aufgrund von Waldbr\u00e4nden in Kanada begrenzten jedoch den Preisr\u00fcckgang.<\/p>\n

In der vierten Juliwoche k\u00f6nnten die Ank\u00fcndigung des R\u00fcckzugs von US-Pr\u00e4sident Joe Biden von der Kandidatur zur Wiederwahl sowie die Entwicklungen im Nahostkonflikt die \u00d6lterminkurse beeinflussen.<\/p>\n

Die TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat verzeichneten am Montag, den 15. Juli, ihren w\u00f6chentlichen Mindestschlusskurs von 31,37 \u20ac\/MWh. Am Dienstag, den 16. Juli, gab es einen Preisanstieg von 5,9 % gegen\u00fcber dem Vortag. Infolgedessen erreichten die Futures an diesem Tag ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chstpreis von 33,24 \u20ac\/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der h\u00f6chste Preis seit dem 5. Juli. In den letzten Sitzungen der Woche waren die Preise niedriger, blieben aber \u00fcber 32 \u20ac\/MWh. Am Freitag, dem 19. Juli, lag der Schlusskurs bei 32,17 \u20ac\/MWh, 1,4 % h\u00f6her als am Freitag zuvor.<\/p>\n

Das Angebot und die hohen europ\u00e4ischen Lagerbest\u00e4nde hielten die Schlusskurse der TTF-Gasfutures in der dritten Juliwoche trotz steigender Temperaturen in Europa in fast allen Sitzungen unter 33 \u20ac\/MWh. Die Prognosen f\u00fcr mildere Temperaturen und eine h\u00f6here Windstromproduktion k\u00f6nnten in der vierten Juliwoche ihren Einfluss nach unten geltend machen. Au\u00dferdem wird der Betrieb der Freeport-Fl\u00fcssigerdgas-Exportanlage schrittweise wieder aufgenommen, da die Reparaturen der durch den Hurrikan Beryl verursachten Sch\u00e4den abgeschlossen sind.<\/p>\n

Die Schlusskurse der Futures auf CO2<\/sub>-Emissionsberechtigungen<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2024 waren in der dritten Juliwoche in fast allen Sitzungen r\u00fcckl\u00e4ufig. Eine Ausnahme bildete Dienstag, der 16. Juli, als diese Futures mit 68,02 \u20ac\/t ihren Wochenschlusskurs-H\u00f6chststand erreichten. Am Freitag, dem 19. Juli, verzeichneten die Futures infolge der R\u00fcckg\u00e4nge ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 66,30 \u20ac\/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis 4,2 % 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 sowie zur Finanzierung und Bewertung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien<\/h2>\n

Im Juli haben AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> ihre langfristigen Preiskurvenprognosen f\u00fcr die europ\u00e4ischen M\u00e4rkte aktualisiert. Diese Prognosen sind f\u00fcr die Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien<\/strong>, das Risikomanagement<\/strong> und die Absicherung<\/strong>, den PPA-Handel<\/strong>, die Portfoliobewertung<\/strong> und –pr\u00fcfung<\/strong>, den langfristigen Energiehandel und andere Anwendungen im Zusammenhang mit der Entwicklung der erneuerbaren Energien unerl\u00e4sslich.<\/p>\n

Die Langzeitprognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> enthalten st\u00fcndliche Prognosen mit 30-Jahres-Horizonten und Konfidenzb\u00e4ndern, sowie Preise f\u00fcr Wind<\/strong>– und PV<\/strong>-Anlagen und j\u00e4hrliche Szenarien f\u00fcr erkl\u00e4rende Variablen.<\/p>\n

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