{"id":148087,"date":"2024-08-02T04:55:17","date_gmt":"2024-08-02T02:55:17","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=148087"},"modified":"2024-09-18T04:46:35","modified_gmt":"2024-09-18T02:46:35","slug":"photovoltaik-europaeische-rekorde-juli","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/photovoltaik-europaeische-rekorde-juli\/","title":{"rendered":"
Analyse Juli 2024 <\/div>Europ\u00e4ische PV brach im Juli erneut Produktionsrekorde"},"content":{"rendered":"\n

AleaSoft Energy Forecasting, 2. August 2024. Im Juli stiegen die Preise auf den spanischen, portugiesischen, franz\u00f6sischen und italienischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zum Juni an, was auf die h\u00f6heren Temperaturen zur\u00fcckzuf\u00fchren war, die die Stromnachfrage erh\u00f6hten. Auch die geringere Windstromproduktion in den meisten M\u00e4rkten trug zu diesem Trend bei. Auf den M\u00e4rkten weiter n\u00f6rdlich auf dem Kontinent war der Anstieg der Temperaturen und der Nachfrage weniger ausgepr\u00e4gt. In diesen M\u00e4rkten fielen die Preise im Einklang mit den niedrigeren Gas- und CO2<\/sub>-Preisen. Die monatliche PV-Produktion erreichte in Deutschland, Spanien, Italien, Frankreich und Portugal ein Allzeithoch.<\/strong><\/p>

Solare Photovoltaik- und thermoelektrische Produktion und Windstromproduktion<\/h2>
Im Juli 2024 verzeichneten alle gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte einen Anstieg der Solarstromerzeugung<\/strong> um mehr als 10 % im Vergleich zum Vorjahresmonat. Der portugiesische Markt f\u00fchrte die Liste mit einem Zuwachs von 48 % an. Auf den \u00fcbrigen analysierten M\u00e4rkten stieg die Solarstromerzeugung zwischen 13 % in Frankreich und 24 % in Deutschland.

Im Vergleich zum Juni 2024 war die Solarproduktion im Juli in allen gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten ebenfalls h\u00f6her. Erneut f\u00fchrte der portugiesische Markt die Liste mit einem Anstieg von 28 % an. Der deutsche Markt verzeichnete mit 1,7 % den geringsten Zuwachs im Vergleich zum Vormonat.

Im Juli 2024 brachen alle f\u00fcnf untersuchten M\u00e4rkte historische Rekorde bei der monatlichen PV-Produktion<\/strong>. Der deutsche Markt f\u00fchrte die Liste mit einer Produktion von 9462 GWh an, gefolgt vom spanischen Markt mit 5740 GWh. Der italienische und der franz\u00f6sische Markt produzierten 3632 GWh bzw. 3064 GWh. Der portugiesische Markt schloss die Liste mit einer Produktion von 642 GWh ab.

Diese Produktionsrekorde spiegeln den Anstieg der installierten PV-Kapazit\u00e4t im Vergleich zum Vorjahr wider. Nach Angaben von Red El\u00e9ctrica hat Spanien zwischen Juli 2023 und Juli 2024 3990 MW in das System der Halbinsel eingespeist. Im gleichen Zeitraum wurden auf dem portugiesischen Markt 918 MW an neuer PV-Leistung installiert.

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>

Im Juli 2024 ging die Windenergieerzeugung<\/strong> auf allen gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zum Juli 2023 zur\u00fcck. Die R\u00fcckg\u00e4nge reichten von 12% auf dem italienischen Markt bis zu 30% auf dem franz\u00f6sischen Markt.

Im Vergleich zum Vormonat stieg die Winderzeugung auf dem portugiesischen Markt um 1,4 %. Auf den anderen untersuchten M\u00e4rkten wurden R\u00fcckg\u00e4nge zwischen 3,5 % in Frankreich und 14 % in Italien verzeichnet.

Diese R\u00fcckg\u00e4nge sind zu verzeichnen, obwohl die installierte Windkraftkapazit\u00e4t weiter zugenommen hat. Nach Angaben von Red El\u00e9ctrica hat Spanien zwischen Juli 2023 und Juli 2024 874 MW an Windkraftkapazit\u00e4t in das System der Halbinsel eingespeist. Im gleichen Zeitraum wurden auf dem portugiesischen Markt 6 MW an neuer Windkraftkapazit\u00e4t installiert.

AleaSoft - Monthly wind energy production electricity Europe<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica and TERNA.<\/span><\/div>

Stromnachfrage<\/h2>
Im Juli 2024 stieg die Stromnachfrage<\/strong> in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zum selben Zeitraum im Jahr 2023. Der belgische Markt verzeichnete den gr\u00f6\u00dften Anstieg von 7,5 %, w\u00e4hrend der spanische Markt den geringsten Anstieg von 0,4 % verzeichnete. Die Ausnahme vom Aufw\u00e4rtstrend in den meisten M\u00e4rkten war der niederl\u00e4ndische Markt, wo die Nachfrage um 4,8 % zur\u00fcckging.

Vergleicht man die Stromnachfrage im Juli mit der im Juni 2024, so ist sie auf den meisten M\u00e4rkten erneut gestiegen. Der belgische Markt war der einzige, auf dem die Nachfrage im Vergleich zum Vormonat zur\u00fcckging, und zwar um 3,2 %. Der italienische Markt verzeichnete mit 18 % den h\u00f6chsten Anstieg. Auf den anderen untersuchten M\u00e4rkten reichte der Anstieg von 0,1 % in Deutschland bis zu 13 % in Spanien.

In den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten war der Juli 2024 weniger warm als der gleiche Monat im Jahr 2023. Der R\u00fcckgang der Durchschnittstemperaturen<\/strong> reichte von 0,1\u00b0C in den Niederlanden bis zu 0,6\u00b0C in Spanien. In Italien und Deutschland stiegen die Durchschnittstemperaturen um 0,2\u00b0C bzw. 0,4\u00b0C. In Gro\u00dfbritannien und Belgien waren sie \u00e4hnlich wie im Juli 2023.

Im Gegensatz dazu waren die Durchschnittstemperaturen im Juli in allen untersuchten M\u00e4rkten h\u00f6her als im Vormonat, was mit dem Voranschreiten des Sommers zusammenh\u00e4ngt. Die Schwankungen von Monat zu Monat reichten von 1,9\u00b0C in Gro\u00dfbritannien bis zu 3,8\u00b0C in Spanien und Italien.

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>
Im Juli 2024 lag der monatliche Durchschnittspreis auf den meisten der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte unter 75 \u20ac\/MWh. Ausnahmen bildeten der britische N2EX-Markt<\/strong> und der italienische IPEX-Markt<\/strong> mit Durchschnittspreisen von 82,46 \u20ac\/MWh bzw. 112,32 \u20ac\/MWh. Der nordische Markt Nord Pool <\/strong>verzeichnete den niedrigsten Monatspreis von 24,47 \u20ac\/MWh. Auf den \u00fcbrigen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten, die in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysiert wurden, reichten die Durchschnittspreise von 47,03 \u20ac\/MWh auf dem franz\u00f6sischen -Markt<\/strong> bis 74,12 \u20ac\/MWh auf dem portugiesischen MIBEL-Markt<\/strong>.

Im Vergleich zum Juni sind die Durchschnittspreise auf den weiter n\u00f6rdlich gelegenen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten gesunken. Dagegen verzeichneten der italienische, portugiesische, spanische und franz\u00f6sische Markt einen Anstieg von 8,9 %, 28 %, 29 % bzw. 38 %. Auf den \u00fcbrigen M\u00e4rkten sanken die Preise zwischen 2,0 % auf dem britischen und niederl\u00e4ndischen Markt und 21 % auf dem deutschen Markt.

Vergleicht man die Durchschnittspreise des Monats Juli mit denen des gleichen Monats 2023, so sind die Preise auf den meisten der untersuchten M\u00e4rkte gesunken. Ausnahmen bildeten der italienische und der britische Markt mit einem leichten Anstieg von 0,2 % bzw. 0,5 %. Dagegen verzeichnete der franz\u00f6sische Markt mit 39 % den gr\u00f6\u00dften prozentualen R\u00fcckgang. Auf den anderen M\u00e4rkten reichten die Preisr\u00fcckg\u00e4nge von 9,4 % auf dem niederl\u00e4ndischen Markt bis zu 30 % auf dem nordischen Markt.

Infolge der festgestellten Preisr\u00fcckg\u00e4nge verzeichnete der nordische Markt im Juli 2024 den niedrigsten Durchschnittswert seit Oktober 2023. Der portugiesische Markt verzeichnete jedoch den h\u00f6chsten Monatsdurchschnitt seit November 2023, w\u00e4hrend der italienische und der spanische Markt die h\u00f6chsten Monatsdurchschnitte seit Januar bzw. Februar 2024 verzeichneten.

Im Juli 2024 trugen niedrigere Preise f\u00fcr Gas und CO2<\/sub>-Emissionszertifikate im Vergleich zum Vormonat sowie ein allgemeiner Anstieg der Solarproduktion im Vergleich zum Juni zu niedrigeren Preisen auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten bei. Allerdings trug die gestiegene Nachfrage zu h\u00f6heren Preisen auf einigen M\u00e4rkten bei. Auf dem spanischen, dem franz\u00f6sischen und dem italienischen Markt ging die Windenergieerzeugung zur\u00fcck, was ebenfalls zu h\u00f6heren Preisen auf diesen M\u00e4rkten f\u00fchrte.

Andererseits f\u00fchrten im Juli 2024 der R\u00fcckgang des Durchschnittspreises f\u00fcr CO2<\/sub>-Emissionszertifikate und der allgemeine Anstieg der Solarproduktion im Vergleich zum Juli 2023 zu einem Preisr\u00fcckgang im Vergleich zum Vorjahr auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten.

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 Juli einen monatlichen Durchschnittspreis von 83,88 $\/bbl. Damit lag er um 1,1 % \u00fcber dem Preis der Frontmonats-Futures vom Juni von 83,00 $\/bbl. Er lag auch um 4,6 % \u00fcber dem Preis der Frontmonats-Futures f\u00fcr Juli 2023 von 80,16 $\/bbl.

Im Juli trieben die Produktionsk\u00fcrzungen der OPEC+ und Bef\u00fcrchtungen \u00fcber die Auswirkungen von Waldbr\u00e4nden auf die kanadische Produktion die Preise f\u00fcr Brent-\u00d6l-Futures nach oben. Die Erwartung einer erh\u00f6hten Nachfrage aufgrund der Sommerreisezeit und die M\u00f6glichkeit niedrigerer US-Zinsen ab September wirkten sich ebenfalls preistreibend aus. Die Besorgnis \u00fcber die Nachfrage in China und der starke Dollar begrenzten jedoch den Preisanstieg, der sowohl im Juni 2024 als auch im Juli 2023 weniger als 5,0 % betrug.

Was die TTF-Gasfutures<\/strong> auf dem ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat betrifft, so lag der Durchschnittswert im Juli bei 32,68 \u20ac\/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten ist der Juli-Durchschnitt im Vergleich zu den im Juni gehandelten durchschnittlichen Front-Month-Futures von 34,47 \u20ac\/MWh um 5,2 % gesunken. Im Vergleich zu den Front-Month-Futures, die im Juli 2023 gehandelt wurden, als der Durchschnittspreis 29,48 \u20ac\/MWh betrug, gab es dagegen einen Anstieg von 11 %.

Im Juli wirkten sich Probleme in der Freeport-Fl\u00fcssigerdgas-Exportanlage erh\u00f6hend auf die TTF-Gas-Terminpreise aus. Die hohe Nachfrage in Asien wirkte sich auch auf das LNG-Angebot aus und trug zu h\u00f6heren Preisen im Vergleich zum Juli 2023 bei. Das Nachfrageniveau in Europa und die hohen Lagerbest\u00e4nde dr\u00fcckten jedoch die Futures-Preise gegen\u00fcber dem Vormonat nach unten.

Die CO2<\/sub>-Futures<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2024 erreichten im Juli einen Durchschnittspreis von 68,17 \u20ac\/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten bedeutet dies einen R\u00fcckgang von 2,2 % gegen\u00fcber dem Durchschnittspreis des Vormonats von 69,69 \u20ac\/t. Verglichen mit dem Juli-Durchschnitt 2023 von 92,51 \u20ac\/t lag der Juli-Durchschnitt 2024 um 26 % 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-Analyse f\u00fcr die Finanzierung und Bewertung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien<\/h2>
AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> bieten langfristige Preiskurvenprognosen f\u00fcr Stromm\u00e4rkte<\/strong> weltweit. Diese Prognosen werden f\u00fcr die Finanzierung<\/strong> von Erneuerbare-Energien-Projekten<\/strong>, Risikomanagement<\/strong> und Hedging<\/strong>, PPA<\/strong>-Handel, M&A<\/strong>-Transaktionen, Portfoliobewertung<\/strong> und Audits<\/strong>, langfristigen Energiehandel und andere Anwendungen im Zusammenhang mit der Entwicklung erneuerbarer Energien ben\u00f6tigt.

AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong>’s langfristige Preisprognosen<\/a> haben st\u00fcndliche Granularit\u00e4t, 30-Jahres-Horizonte und Konfidenzb\u00e4nder. Dar\u00fcber hinaus enthalten sie Prognosen f\u00fcr den von PV und Wind erfassten Preis<\/strong> mit j\u00e4hrlicher Granularit\u00e4t..

AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> bieten auch langfristige Prognosen von Energieverkaufspreiskurven f\u00fcr Elektrizit\u00e4tssysteme und Nicht-Festlandgebiete.

Quelle: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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