{"id":148276,"date":"2024-08-12T15:01:35","date_gmt":"2024-08-12T13:01:35","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=148276"},"modified":"2024-08-14T04:50:05","modified_gmt":"2024-08-14T02:50:05","slug":"ttf-gas-futures-hoechststand-seit-dezember-2023","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/ttf-gas-futures-hoechststand-seit-dezember-2023\/","title":{"rendered":"TTF-Gas-Futures in der zweiten Augustwoche auf h\u00f6chstem Stand seit Dezember 2023"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 12. August 2024. In der zweiten Augustwoche setzten die TTF-Gas-Terminpreise den Aufw\u00e4rtstrend der Vorwoche fort und erreichten Werte \u00fcber 40 \u20ac\/MWh, was seit Anfang Dezember 2023 nicht mehr vorgekommen ist. Die meisten der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte widerstanden jedoch dem Anstieg der Gaspreise und erreichten dank der geringeren Nachfrage und der h\u00f6heren Erzeugung aus erneuerbaren Energien in einigen F\u00e4llen niedrigere Preise als in der Vorwoche. In Frankreich brach die Photovoltaik den bisherigen Tagesproduktionsrekord, und Deutschland und Italien verzeichneten die h\u00f6chste PV-Produktion f\u00fcr einen Augustmonat.<\/strong><\/p>\n

Solare Photovoltaik- und Solarthermieproduktion und Windstromproduktion<\/h2>\n

In der Woche vom 5. August stieg die Solarstromerzeugung<\/strong> auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 5,6 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg und erholte sich damit von dem R\u00fcckgang der Vorwoche. Der italienische Markt verzeichnete in der zweiten Woche in Folge den geringsten Anstieg, diesmal um 1,2 %. Eine Ausnahme vom Aufw\u00e4rtstrend bildete der deutsche Markt, wo die Solarproduktion um 0,9 % zur\u00fcckging.<\/p>\n

Auf dem franz\u00f6sischen Markt, wo der Anstieg gegen\u00fcber der Vorwoche 1,6 % betrug, wurde der historische Rekord der t\u00e4glichen PV-Solarproduktion<\/strong> am 5. August mit 129 GWh gebrochen. Auf dem deutschen Markt wurde trotz eines R\u00fcckgangs gegen\u00fcber der Vorwoche am 6. August mit 386 GWh die h\u00f6chste Tagesproduktion f\u00fcr den Monat August verzeichnet. Auch der italienische Markt verzeichnete am 9. August mit einer Erzeugung von 126 GWh die h\u00f6chste Tagesproduktion f\u00fcr den Monat August.<\/p>\n

In der Woche vom 12. August wird die Solarproduktion laut den Prognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> in Deutschland steigen und in Italien und Spanien sinken.<\/p>\n

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

Im Gegensatz zur Entwicklung der Solarstromproduktion in der Woche vom 5. August ging die Windstromproduktion<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche zur\u00fcck. Die R\u00fcckg\u00e4nge reichten von 4,5 % auf dem franz\u00f6sischen Markt bis zu 47 % in Italien. Eine Ausnahme bildete wieder einmal der deutsche Markt, auf dem die Windenergieproduktion um 82 % anstieg und damit den Abw\u00e4rtstrend der vorangegangenen vier Wochen umkehrte.<\/p>\n

In der Woche vom 12. August wird sich nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> der Abw\u00e4rtstrend umkehren und die Windenergieproduktion<\/a> in Frankreich, Deutschland, Italien und auf der Iberischen Halbinsel steigen.<\/p>\n

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von 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 Woche vom 5. August ging die Stromnachfrage<\/strong> auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche zur\u00fcck. Der italienische Markt verzeichnete mit 12 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang, w\u00e4hrend der niederl\u00e4ndische Markt mit 1,4 % den geringsten R\u00fcckgang verzeichnete. Auf beiden M\u00e4rkten setzte sich der Abw\u00e4rtstrend in der dritten bzw. f\u00fcnften Woche in Folge fort. Dagegen stieg die Nachfrage auf dem belgischen und dem deutschen Markt um 2,1 % bzw. 0,1 %. Auf diesen M\u00e4rkten setzte sich der Aufw\u00e4rtstrend in der zweiten Woche in Folge fort.<\/p>\n

In der zweiten Augustwoche waren die Durchschnittstemperaturen<\/strong> in den meisten der untersuchten M\u00e4rkte niedriger als in der Vorwoche. Die R\u00fcckg\u00e4nge reichten von 0,1\u00b0C in Spanien bis 1,3\u00b0C in Gro\u00dfbritannien. In Deutschland und den Niederlanden lagen die Durchschnittstemperaturen jedoch um 0,1\u00b0C bzw. 0,4\u00b0C h\u00f6her als in der Vorwoche, w\u00e4hrend sie in Portugal \u00e4hnlich hoch waren wie in der ersten Augustwoche.<\/p>\n

In der Woche vom 12. August wird sich laut den Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> der Abw\u00e4rtstrend in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten fortsetzen. Die Nachfrage wird in Belgien, Spanien, Frankreich, Deutschland, Italien und Portugal zur\u00fcckgehen, w\u00e4hrend sie in den Niederlanden und Gro\u00dfbritannien voraussichtlich steigen wird.<\/p>\n

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

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

In der Woche bis zum 5. August lagen die w\u00f6chentlichen Durchschnittspreise an den meisten wichtigen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten<\/strong> unter denen der Vorwoche. Der -Markt<\/strong> in Frankreich war mit einem R\u00fcckgang von 43 % der Markt mit der gr\u00f6\u00dften Preisver\u00e4nderung. Auf diesem Markt fielen die Tagespreise an jedem Tag der Woche, von 46,52 \u20ac\/MWh am Montag, dem 5. August, bis 12,79 \u20ac\/MWh am Sonntag, dem 11. August. An zweiter und dritter Stelle der M\u00e4rkte mit den st\u00e4rksten R\u00fcckg\u00e4ngen standen der britische N2EX-Markt<\/strong> und der nordische Nord Pool-Markt<\/strong> mit R\u00fcckg\u00e4ngen von 31 % bzw. 29 %. Auf den \u00fcbrigen wichtigen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten, auf denen die Preise fielen, reichten die R\u00fcckg\u00e4nge von 1,6 % auf dem spanischen MIBEL-Markt<\/strong> bis zu 16 % auf dem belgischen -Markt.<\/p>\n

Der italienische IPEX-Markt<\/strong> war mit einem Anstieg von 7,1 % der einzige der wichtigsten europ\u00e4ischen M\u00e4rkte, auf dem die Preise h\u00f6her waren als in der Woche vom 29. Juli. Dieser Markt verzeichnete den h\u00f6chsten w\u00f6chentlichen Durchschnittspreis von 128,70 \u20ac\/MWh. Au\u00dferdem wurden hier am 12. August mit 136,28 \u20ac\/MWh und am Donnerstag, dem 8. August, mit 133,75 \u20ac\/MWh erneut die beiden bisher h\u00f6chsten Tagespreise im Jahr 2024 verzeichnet.<\/p>\n

Auf den \u00fcbrigen gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten lagen die Wochenpreise zwischen 17,22 \u20ac\/MWh auf dem nordischen Markt und 93,85 \u20ac\/MWh auf dem portugiesischen Markt.<\/p>\n

In der zweiten Augustwoche verzeichneten die meisten M\u00e4rkte zwischen Freitag, dem 9. und Sonntag, dem 11. August, negative Stundenpreise, der belgische und der niederl\u00e4ndische Markt auch am 7. August. Den niedrigsten Preis der Woche von -59,97 \u20ac\/MWh verzeichnete der niederl\u00e4ndische Markt am 11. August zwischen 13:00 und 14:00 Uhr. Auf dem italienischen Markt wurden in der Woche vom 5. August keine negativen Preise verzeichnet, w\u00e4hrend der iberische Markt am 11. August zwischen 10:00 und 17:00 Uhr Preise von 0 \u20ac\/MWh registrierte.<\/p>\n

Die geringere Nachfrage auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten sowie die gestiegene Windkraftproduktion in Deutschland und die Solarstromproduktion auf der iberischen Halbinsel und in Frankreich trugen dazu bei, dass die Preise auf den meisten M\u00e4rkten trotz des Anstiegs der Gaspreise in dieser Woche sanken. Auf dem italienischen Markt jedoch trieben die h\u00f6heren Gaspreise in Verbindung mit einer geringeren Windstromproduktion die Preise nach oben, trotz der geringeren Nachfrage und einer leichten Erholung der Solarstromproduktion.

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

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die w\u00f6chentlichen Preise in der Woche vom 12. August auf den M\u00e4rkten der iberischen Halbinsel, Deutschlands und Italiens niedriger sein werden als in der zweiten Augustwoche, beg\u00fcnstigt durch eine geringere Nachfrage und eine erh\u00f6hte Windkraftproduktion auf diesen M\u00e4rkten sowie eine erh\u00f6hte Solarproduktion in Deutschland. Auf den M\u00e4rkten Frankreichs, Belgiens, des Vereinigten K\u00f6nigreichs und der Niederlande wird hingegen ein Preisanstieg erwartet, der durch w\u00e4rmere Temperaturen und eine h\u00f6here Nachfrage im Vereinigten K\u00f6nigreich und den Niederlanden beg\u00fcnstigt wird.<\/p>\n

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, , Nord Pool und GME.<\/span><\/div>\n

Brent, Kraftstoffe und CO2<\/sub><\/h2>\n

In der Woche vom 5. August blieben die Preise f\u00fcr Brent-Roh\u00f6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat am ICE-Markt<\/strong> im Vergleich zur Vorwoche stabil. Am Montag, dem 5. August, setzten sie den Abw\u00e4rtstrend der letzten Tage fort und verzeichneten mit 76,30 $\/bbl den niedrigsten Schlusskurs der Woche. Dies ist der niedrigste Schlusskurs seit dem 8. Januar dieses Jahres. Ab Dienstag, dem 6. August, erholten sich die Preise an vier aufeinander folgenden Tagen und erreichten am Freitag, dem 9. August, ihren Wochenh\u00f6chststand von 79,66 $\/bbl. Den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten zufolge lag dieser Preis um 3,7 % h\u00f6her als am Freitag zuvor. Dennoch lag der Wochendurchschnitt um 1,4 % unter dem der Vorwoche.<\/p>\n

Am ersten Tag der zweiten Augustwoche setzten die Brent-\u00d6lpreise ihren Abw\u00e4rtstrend fort, den sie in der Vorwoche aufgrund von Bef\u00fcrchtungen \u00fcber eine Rezession in den Vereinigten Staaten und einer r\u00fcckl\u00e4ufigen Nachfrage nach Roh\u00f6l aus China beendet hatten. Bef\u00fcrchtungen \u00fcber eine Eskalation des Konflikts in Nordafrika und im Nahen Osten, ein 20-prozentiger Produktionsr\u00fcckgang auf Libyens gr\u00f6\u00dftem \u00d6lfeld Sharara und die j\u00fcngsten Daten zu den Antr\u00e4gen auf Arbeitslosenunterst\u00fctzung in den USA, die auf ein anhaltendes Wachstum der US-Wirtschaft hindeuten, verst\u00e4rkten jedoch die Bef\u00fcrchtungen \u00fcber Versorgungsengp\u00e4sse und lie\u00dfen die Preise f\u00fcr Brent-\u00d6l-Futures am Ende der Woche steigen.<\/p>\n

Am ICE-Markt setzten die Front Month TTF-Gasfutures<\/strong> in der zweiten Augustwoche den Aufw\u00e4rtstrend der Vorwoche fort und verzeichneten einen deutlichen Preisanstieg. Der Wochendurchschnitt der Schlusskurse stieg im Vergleich zur Vorwoche um 7,1 %. Der niedrigste Schlusskurs der Woche wurde am Montag, dem 5. August, mit 35,50 \u20ac\/MWh verzeichnet. Danach stiegen die Preise jeden Tag weiter an und erreichten am Freitag, dem 9. August, einen Schlusspreis von 40,40 \u20ac\/MWh, den h\u00f6chsten der Woche und 10 % h\u00f6her als am Freitag der Vorwoche. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten ist dies der h\u00f6chste Schlusskurs seit dem 2. Dezember 2023.<\/p>\n

Die Versch\u00e4rfung der K\u00e4mpfe zwischen der Ukraine und Russland in den letzten Tagen in der N\u00e4he von ukrainischen Gasspeicher- und -versorgungsanlagen und russischen Pipelines hat die Besorgnis \u00fcber m\u00f6gliche K\u00fcrzungen und Unterbrechungen der Gaslieferungen nach Europa durch diese Region verst\u00e4rkt. Dar\u00fcber hinaus haben norwegische Gasexporte bei nahezu voller Kapazit\u00e4t und geringe LNG-Einfuhren an europ\u00e4ischen Importterminals zu diesem Anstieg der Gaspreise beigetragen.<\/p>\n

Die Schlusskurse der Futures auf CO2<\/sub>-Emissionsberechtigungen<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2024 sind in der zweiten Augustwoche in fast allen Sitzungen gestiegen. Der Wochendurchschnitt der Schlusskurse lag um 0,6 % h\u00f6her als in der Woche bis zum 29. Juli. Der Schlusskurs vom Montag, dem 5. August, war mit 68,73 \u20ac\/t der niedrigste der Woche und lag 2,6 % unter dem der letzten Sitzung der Vorwoche. An den folgenden Tagen stiegen die Preise weiter an, bis der Schlusskurs am Donnerstag, dem 8. August, bei 71,06 \u20ac\/t lag. Obwohl diese Preise zun\u00e4chst den Gaspreisen folgten, sank der Schlusspreis am Freitag, dem 9. August, auf 70,14 \u20ac\/t und lag damit um 0,6 % niedriger als am Freitag der Vorwoche.<\/p>\n

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

Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten f\u00fcr die europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte und die Energiespeicherung<\/h2>\n

AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> prognostizieren<\/strong> kurz-, mittel- und langfristige Marktpreise f\u00fcr 28 europ\u00e4ische Stromm\u00e4rkte: \u00d6sterreich, Belgien, Frankreich, Deutschland, Niederlande, Schweiz (<\/strong>), Bulgarien (IBEX<\/strong>), Tschechische Republik (OTE<\/strong>), Kroatien (CROPEX<\/strong>), D\u00e4nemark, Estland, Finnland, Lettland, Litauen, Norwegen, Schweden (Nord Pool<\/strong>), Slowakei (OKTE<\/strong>), Slowenien (BSP Southpool<\/strong>), Spanien, Portugal (MIBEL<\/strong>), Griechenland (HEnEX<\/strong>), Ungarn (HUPX<\/strong>), Irland (SEM<\/strong>), Italien (IPEX<\/strong>), Polen (POLPX<\/strong>), Vereinigtes K\u00f6nigreich (N2EX<\/strong>), Rum\u00e4nien (OPCOM<\/strong>) und Serbien (SEEPEX<\/strong>).<\/p>\n

Sie berechnen auch die Einnahmen<\/a> aus Batterien<\/strong> und Hybridsystemen<\/strong> aus erneuerbaren Energien und Batterien mit Hilfe ihres Systems der st\u00fcndlichen Preiskurvensimulationen.<\/strong><\/p>\n

Im August werben<\/a> sie f\u00fcr diese Prognosen, die auf einer wissenschaftlichen Methodik<\/strong> beruhen, die auf k\u00fcnstlicher Intelligenz<\/strong>, Zeitreihen<\/strong> und statistischen Modellen<\/strong> basiert.<\/p>\n

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

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AleaSoft Energy Forecasting, 12. August 2024. In der zweiten Augustwoche setzten die TTF-Gas-Terminpreise den Aufw\u00e4rtstrend der Vorwoche fort und erreichten Werte \u00fcber 40 \u20ac\/MWh, was seit Anfang Dezember 2023 nicht mehr vorgekommen ist. 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