{"id":148575,"date":"2024-08-26T13:45:57","date_gmt":"2024-08-26T11:45:57","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=148575"},"modified":"2024-08-27T22:29:26","modified_gmt":"2024-08-27T20:29:26","slug":"europaeische-strommarktpreise-umgekehrter-trend-vierte-woche-august","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/europaeische-strommarktpreise-umgekehrter-trend-vierte-woche-august\/","title":{"rendered":"Die Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten haben in der vierten Augustwoche eine Trendwende vollzogen."},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 26. August 2024. In der vierten Augustwoche fielen die Preise in den meisten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten, was auf die gestiegene Windenergieproduktion in Verbindung mit einem R\u00fcckgang der Nachfrage und der Durchschnittstemperaturen zur\u00fcckzuf\u00fchren war. Eine Ausnahme bildete der iberische Markt, wo die Preise \u00fcber weite Strecken der Woche \u00fcber 90 \u20ac\/MWh blieben, da die Solarproduktion in Spanien und Portugal und die Windenergieproduktion in Portugal zur\u00fcckgingen. Die TTF-Gas-Terminpreise blieben stabil und lagen unter 40 \u20ac\/MWh.<\/strong><\/p>\n

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

In der Woche vom 19. August ging die Solarstromerzeugung<\/strong> auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche zur\u00fcck. Der portugiesische und der spanische Markt verzeichneten mit 3,4 % bzw. 3,3 % die gr\u00f6\u00dften R\u00fcckg\u00e4nge und setzten damit den Abw\u00e4rtstrend in der zweiten Woche in Folge fort. Der deutsche Markt hingegen verzeichnete in der dritten Woche R\u00fcckg\u00e4nge, diesmal mit dem geringsten Minus von 1,9 %. Auf dem franz\u00f6sischen und dem italienischen Markt hingegen stieg die Solarproduktion um 14% bzw. 3,3%.<\/p>\n

In der Woche vom 26. August wird die Solarproduktion<\/a> in Deutschland laut den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> steigen. Auf der anderen Seite zeigen die Prognosen, dass die Solarproduktion in Spanien und Italien weiterhin r\u00fcckl\u00e4ufig sein wird.<\/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>
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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

In der Woche vom 19. August stieg die Windenergieproduktion<\/strong> in den meisten europ\u00e4ischen Hauptm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Der deutsche Markt verzeichnete den gr\u00f6\u00dften Zuwachs von 161 %, gefolgt vom franz\u00f6sischen und italienischen Markt mit einem Anstieg von 76 % bzw. 21 %. Der spanische Markt verzeichnete den geringsten Anstieg von 2,3 %. Der franz\u00f6sische und der spanische Markt setzten ihren Aufw\u00e4rtstrend in der zweiten Woche in Folge fort. Die einzige Ausnahme bildete der portugiesische Markt, auf dem die Windenergieerzeugung um 15 % zur\u00fcckging.<\/p>\n

Andererseits hat die t\u00e4gliche Windstromproduktion am Wochenende Werte erreicht, die seit langem nicht mehr verzeichnet wurden. Am Freitag, den 23. August, wurden auf dem deutschen Markt 622 GWh mit dieser Technologie erzeugt, ein Wert, der seit Mitte April nicht mehr erreicht wurde. Am Samstag, den 24. August, erzeugte der franz\u00f6sische Markt 181 GWh, die h\u00f6chste Tagesproduktion seit dem 15. Juni. Am Sonntag, den 25. August, verzeichnete der spanische Markt 188 GWh, die h\u00f6chste Produktion seit dem 15. Juli.<\/p>\n

In der Woche vom 26. August wird nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die Windenergieproduktion<\/a> in Deutschland, Frankreich und auf der Iberischen Halbinsel zur\u00fcckgehen. Eine Ausnahme bildet der italienische Markt, wo die Windenergieproduktion weiter zunehmen wird.<\/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>\n

Elektrizit\u00e4tsnachfrage<\/h2>\n

In der Woche vom 19. August war die Stromnachfrage<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche uneinheitlich. In den L\u00e4ndern, in denen der 15. August aufgrund von Mari\u00e4 Himmelfahrt ein Feiertag war, stieg die Stromnachfrage an. Der spanische Markt verzeichnete mit 6,0 % den st\u00e4rksten Anstieg, w\u00e4hrend der italienische Markt um 3,4 % zulegte. Die Nachfrage auf dem belgischen und dem franz\u00f6sischen Markt stieg um 1,4 % bzw. 1,3 %. Eine Ausnahme bildete der portugiesische Markt, wo die Nachfrage in der vierten Woche in Folge zur\u00fcckging, diesmal um 0,9 %, obwohl sich die Nachfrage nach dem Feiertag am 15. August erholte.<\/p>\n

In anderen L\u00e4ndern ging die Nachfrage zur\u00fcck und kehrte damit den Aufw\u00e4rtstrend der Vorwoche um. Der niederl\u00e4ndische Markt verzeichnete mit 8,6 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang, der britische Markt mit 4,1 % den geringsten. Der deutsche Markt verzeichnete den geringsten Nachfrager\u00fcckgang, dieses Mal um 0,1 %.<\/p>\n

In der vierten Augustwoche gingen die Durchschnittstemperaturen in allen untersuchten L\u00e4ndern zur\u00fcck. Die R\u00fcckg\u00e4nge reichten von 3,3\u00b0C in Deutschland bis zu 0,4\u00b0C in Spanien.<\/p>\n

In der Woche vom 26. August werden die Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> weiterhin eine gemischte Entwicklung der Nachfrage erwarten lassen. Die Nachfrage wird auf dem deutschen, franz\u00f6sischen, spanischen und italienischen Markt steigen, w\u00e4hrend sie auf dem portugiesischen, belgischen, niederl\u00e4ndischen und britischen Markt sinken 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 vierten Augustwoche sind die Preise auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche gesunken. Eine Ausnahme bildete der MIBEL-Markt<\/strong> in Spanien und Portugal mit einem Anstieg von 0,7 % bzw. 1,0 %. Dagegen verzeichnete der italienische IPEX-Markt<\/strong> mit 5,3 % den geringsten R\u00fcckgang. Im Gegensatz dazu verzeichnete der Nord Pool Markt<\/strong> in den nordischen L\u00e4ndern den gr\u00f6\u00dften prozentualen Preisr\u00fcckgang von 65%. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten fielen die Preise zwischen 29% auf dem britischen N2EX-Markt<\/strong> und 39% auf dem -Markt<\/strong> in den Niederlanden.<\/p>\n

In der vierten Augustwoche lagen die w\u00f6chentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte unter 65 \u20ac\/MWh. Ausnahmen bildeten der spanische, der portugiesische und der italienische Markt mit Durchschnittswerten von 82,34 \u20ac\/MWh, 82,60 \u20ac\/MWh bzw. 123,31 \u20ac\/MWh. Andererseits verzeichnete der nordische Markt mit 7,42 \u20ac\/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 43,45 \u20ac\/MWh auf dem franz\u00f6sischen Markt bis 60,97 \u20ac\/MWh auf dem deutschen Markt.<\/p>\n

Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten die meisten der untersuchten europ\u00e4ischen M\u00e4rkte am Sonntag, dem 25. August, negative Preise. Die Ausnahme bildete der italienische Markt, der in der vierten Augustwoche keine negativen Preise verzeichnete. Im Gegensatz dazu verzeichnete der britische Markt am 21., 22. und 23. August ebenfalls negative Preise. Der deutsche, der belgische, der franz\u00f6sische, der niederl\u00e4ndische und der nordische Markt verzeichneten zus\u00e4tzlich zu diesen Tagen auch am 24. August negative Preise. Der niederl\u00e4ndische Markt hingegen verzeichnete den niedrigsten Stundenpreis der vierten Augustwoche, n\u00e4mlich -44,92 \u20ac\/MWh, am Samstag, den 24. August, von 14:00 bis 15:00 Uhr.<\/p>\n

In der Woche vom 19. August f\u00fchrten der R\u00fcckgang des durchschnittlichen w\u00f6chentlichen Gaspreises und der Anstieg der Windenergieproduktion in den meisten der analysierten M\u00e4rkte zu einem R\u00fcckgang der europ\u00e4ischen Strommarktpreise. Auf dem franz\u00f6sischen und dem italienischen Markt nahm auch die Solarstromerzeugung zu, und auf dem deutschen, dem britischen und dem niederl\u00e4ndischen Markt ging die Stromnachfrage zur\u00fcck. Dagegen trug der R\u00fcckgang der Wind- und Solarstromerzeugung auf der iberischen Halbinsel zu h\u00f6heren Preisen auf dem MIBEL-Markt bei. Dar\u00fcber hinaus stieg die Nachfrage auf dem spanischen Markt.<\/p>\n

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise in der letzten Augustwoche auf den analysierten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten steigen k\u00f6nnten. Der R\u00fcckgang der Windenergieproduktion und der Anstieg der Nachfrage in den meisten der analysierten Stromm\u00e4rkte werden zu diesem Verhalten beitragen.<\/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

Die Schlusskurse der Brent-Roh\u00f6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat am ICE-Markt<\/strong> blieben in der vierten Augustwoche gr\u00f6\u00dftenteils unter 78 $\/bbl. Am Mittwoch, dem 21. August, verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 76,05 $\/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 3. Januar. Danach stiegen die Preise wieder an. Am Freitag, dem 23. August, erreichten diese Futures mit 79,02 $\/bbl ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs. Dieser Preis lag jedoch immer noch um 0,8 % unter dem des vorangegangenen Freitags.<\/p>\n

In der vierten Augustwoche wirkten sich die Sorgen \u00fcber die weltweite wirtschaftliche Entwicklung negativ auf die Terminpreise aus. Dar\u00fcber hinaus verringerten die Waffenstillstandsverhandlungen im Gazastreifen die Bef\u00fcrchtungen hinsichtlich der Auswirkungen des Konflikts auf das Angebot. Die Erwartung von Zinssenkungen in den Vereinigten Staaten trieb die Preise am Ende der Woche jedoch nach oben. Die zunehmenden Spannungen im Nahen Osten \u00fcber das Wochenende k\u00f6nnten die Preise f\u00fcr Roh\u00f6l-Futures der Sorte Brent in der letzten Augustwoche ebenfalls in die H\u00f6he treiben.<\/p>\n

Bei den TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat blieben die Schlusskurse in der vierten Augustwoche unter 40 \u20ac\/MWh. Am Montag, dem 19. August, erreichten sie mit 39,84 \u20ac\/MWh ihren Wochenschlusskurs-H\u00f6chststand. In den folgenden Sitzungen gingen die Preise zur\u00fcck. Am Donnerstag, dem 22. August, verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 36,59 \u20ac\/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 6. August. Am Freitag, den 23. August, stieg der Schlusskurs dagegen leicht auf 36,86 \u20ac\/MWh an. Trotz des Anstiegs war dieser Preis um 7,0 % niedriger als am vorangegangenen Freitag.<\/p>\n

Die hohen europ\u00e4ischen Lagerbest\u00e4nde wirkten sich in der vierten Augustwoche negativ auf die TTF-Gas-Terminpreise aus. Dar\u00fcber hinaus nahmen die Bef\u00fcrchtungen hinsichtlich der Auswirkungen des sich versch\u00e4rfenden Konflikts zwischen Russland und der Ukraine auf das Angebot ab, was zu niedrigeren Preisen beitrug. Allerdings werden die geplanten Wartungsarbeiten in Norwegen die Versorgung aus diesem Land beeintr\u00e4chtigen, was die Preise in den kommenden Wochen nach oben treiben k\u00f6nnte.<\/p>\n

Die Schlusskurse der CO2<\/sub>-Emissionszertifikate-Futures<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2024 lagen in der vierten Augustwoche weiterhin \u00fcber 70 \u20ac\/t. Am Montag, dem 19. August, verzeichneten diese Futures ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 73,14 \u20ac\/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis um 0,9 % h\u00f6her als am Freitag zuvor und war der h\u00f6chste seit Anfang Juni. Anschlie\u00dfend gingen die Schlusskurse zur\u00fcck. So erreichten diese Futures am Freitag, den 23. August, ihr w\u00f6chentliches Schlusstief von 71,12 \u20ac\/t. Dieser Preis lag um 1,9 % unter dem des vorangegangenen Freitags.<\/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

AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse der Aussichten f\u00fcr die europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte<\/h2>\n

AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> bieten langfristige Preiskurvenprognosen f\u00fcr die Stromm\u00e4rkte an. Langfristige Preisprognosen<\/strong> werden f\u00fcr die Finanzierung von Projekten f\u00fcr erneuerbare Energien<\/strong>, Risikomanagement<\/strong> und Hedging<\/strong>, PPA-Handel<\/strong>, Portfoliobewertung<\/strong> und -pr\u00fcfung, langfristigen Energiehandel und andere Anwendungen im Zusammenhang mit der Entwicklung erneuerbarer Energien ben\u00f6tigt. AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> Preisprognosen<\/a> haben eine st\u00fcndliche Granularit\u00e4t, 30-Jahres-Horizonte und Konfidenzb\u00e4nder. Dar\u00fcber hinaus beruhen diese Prognosen auf einer einzigartigen wissenschaftlichen Methodik.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting, 26. August 2024. In der vierten Augustwoche fielen die Preise in den meisten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten, was auf die gestiegene Windenergieproduktion in Verbindung mit einem R\u00fcckgang der Nachfrage und der Durchschnittstemperaturen zur\u00fcckzuf\u00fchren war. 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