{"id":148815,"date":"2024-09-02T17:53:49","date_gmt":"2024-09-02T15:53:49","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=148815"},"modified":"2024-09-05T05:46:02","modified_gmt":"2024-09-05T03:46:02","slug":"preiserhoehungen-europaeische-strommaerkte-letzte-woche-august","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/preiserhoehungen-europaeische-strommaerkte-letzte-woche-august\/","title":{"rendered":"Anstieg der europ\u00e4ischen Strommarktpreise in der letzten Augustwoche"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 2. September 2024. In der Woche bis zum 26. August stiegen die Preise in allen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten. Die Wind- und Solarstromerzeugung ging zur\u00fcck, w\u00e4hrend die Stromnachfrage in den meisten M\u00e4rkten zunahm. Die Frontmonats-TTF-Gasfutures-Preise blieben unter 40 \u20ac\/MWh, und die CO2<\/sub>-Futures f\u00fcr den Referenzkontrakt vom Dezember 2024 blieben bei etwa 71 \u20ac\/t.<\/strong><\/p>\n

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

In der Woche vom 26. August stieg die Solarproduktion<\/strong> auf dem deutschen Markt um 11% im Vergleich zur Vorwoche und \u00e4nderte damit den Trend der letzten drei Wochen. Die Produktion mit dieser Technologie auf dem franz\u00f6sischen Markt verhielt sich \u00e4hnlich wie in der Vorwoche. Dagegen ging die Solarproduktion auf dem iberischen und dem italienischen Markt zur\u00fcck. Der spanische und der portugiesische Markt verzeichneten mit 13 % bzw. 11 % die gr\u00f6\u00dften R\u00fcckg\u00e4nge und setzten damit den Abw\u00e4rtstrend in der dritten Woche in Folge fort. Der italienische Markt verzeichnete mit einem R\u00fcckgang von 3,3 % den geringsten R\u00fcckgang.<\/p>\n

F\u00fcr die erste Septemberwoche deuten die Solarproduktionsprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> auf einen R\u00fcckgang der Erzeugung in Italien und Deutschland hin. Au\u00dferdem wird erwartet, dass die Produktion in Spanien zunehmen wird, was den Trend der letzten drei Wochen umkehrt.<\/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>
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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 letzten Augustwoche ging die Windenergieerzeugung<\/strong> auf den meisten europ\u00e4ischen Hauptm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche zur\u00fcck. Der deutsche Markt verzeichnete mit 47 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang, gefolgt vom portugiesischen und franz\u00f6sischen Markt mit einem Minus von 44 % bzw. 39 %. Den geringsten R\u00fcckgang verzeichnete der spanische Markt mit 23 %. Eine Ausnahme bildete der italienische Markt, wo die Windenergieerzeugung die zweite Woche in Folge zunahm, diesmal um 34 %.<\/p>\n

Die Produktionsprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> f\u00fcr die Woche vom 2. September zeigen, dass die Windenergieproduktion auf der iberischen Halbinsel und in Deutschland zunehmen wird. F\u00fcr den italienischen und franz\u00f6sischen Markt wird hingegen ein R\u00fcckgang der Windenergieerzeugung erwartet.<\/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>\n

Stromnachfrage<\/h2>\n

In der letzten Augustwoche ist die Stromnachfrage<\/strong> auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche gestiegen. Der italienische Markt verzeichnete mit 15 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg, w\u00e4hrend der deutsche Markt mit 1,2 % den geringsten Zuwachs aufwies. Auf dem spanischen, portugiesischen, belgischen, britischen und franz\u00f6sischen Markt lag der Anstieg zwischen 2,4 % auf dem spanischen und 5,9 % auf dem franz\u00f6sischen Markt. Auf dem belgischen Markt stieg die Nachfrage in der f\u00fcnften Woche in Folge weiter an. Auf dem niederl\u00e4ndischen Markt hingegen war die Nachfrage die zweite Woche in Folge r\u00fcckl\u00e4ufig, diesmal um 0,9 %.<\/p>\n

In der Woche vom 26. August stiegen die Durchschnittstemperaturen in den meisten der untersuchten L\u00e4nder. In diesem Fall reichte der Anstieg der Durchschnittstemperaturen von 0,8\u00b0C in Italien und den Niederlanden bis zu 1,7\u00b0C in Deutschland. Portugal und Spanien verzeichneten einen R\u00fcckgang von 0,3\u00b0C bzw. 0,4\u00b0C.<\/p>\n

In der Woche vom 2. September wird die Nachfrage nach den Prognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> in Gro\u00dfbritannien, Italien, Portugal und Deutschland steigen. Auf den M\u00e4rkten Spaniens, Belgiens, der Niederlande und Frankreichs wird sie dagegen sinken.
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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><\/p>\n

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

In der letzten Augustwoche stiegen die Preise an den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Der italienische IPEX-Markt<\/strong> verzeichnete mit 9,0 % den geringsten prozentualen Anstieg. Dagegen verzeichnete der franz\u00f6sische Markt <\/strong> den gr\u00f6\u00dften prozentualen Preisanstieg von 82 %. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten stiegen die Preise zwischen 22% auf dem nordischen Nord Pool-Markt<\/strong> und 69% auf dem belgischen -Markt.<\/p>\n

In der letzten Augustwoche lagen die w\u00f6chentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte \u00fcber 75 \u20ac\/MWh. Eine Ausnahme bildete der nordische Markt mit einem Durchschnitt von 9,06 \u20ac\/MWh. Dagegen verzeichnete der italienische Markt mit 134,35 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Wochendurchschnitt. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 78,95 \u20ac\/MWh auf dem franz\u00f6sischen Markt bis 108,93 \u20ac\/MWh auf dem MIBEL-Markt<\/strong> in Spanien und Portugal.<\/p>\n

Was die st\u00fcndlichen Preise betrifft, so verzeichnete der nordische Markt am Montag, dem 26. August, negative Preise. Auf dem deutschen, dem belgischen und dem niederl\u00e4ndischen Markt hingegen waren die Stundenpreise am 31. August und am 1. September negativ. Der belgische Markt verzeichnete den niedrigsten Stundenpreis der letzten Augustwoche, -53,61 \u20ac\/MWh, am Sonntag, den 1. September, von 13:00 bis 14:00 Uhr. Im Gegensatz dazu verzeichneten der niederl\u00e4ndische und der deutsche Markt die h\u00f6chsten Stundenpreise von 278,49 \u20ac\/MWh bzw. 289,27 \u20ac\/MWh am Donnerstag, den 29. August von 20:00 bis 21:00 Uhr. F\u00fcr den deutschen Markt war dies der h\u00f6chste Preis seit Ende Juni, f\u00fcr den niederl\u00e4ndischen Markt der h\u00f6chste Preis seit Ende September 2023.<\/p>\n

In der Woche vom 26. August f\u00fchrten der Anstieg des durchschnittlichen w\u00f6chentlichen Gaspreises sowie der Anstieg der Nachfrage und der R\u00fcckgang der Windenergieproduktion in den meisten der analysierten M\u00e4rkte zu h\u00f6heren Preisen auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Der R\u00fcckgang der Solarproduktion auf der iberischen Halbinsel und in Italien trug zum Anstieg der Preise auf den M\u00e4rkten MIBEL und IPEX bei.<\/p>\n

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

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise in der ersten Septemberwoche auf den meisten der untersuchten europ\u00e4ischen M\u00e4rkte weiter steigen k\u00f6nnten. Der Nachfrager\u00fcckgang und die Zunahme der Solarproduktion in Spanien sowie ein deutlicher Anstieg der Windstromproduktion auf der iberischen Halbinsel werden jedoch zu niedrigeren Preisen auf dem MIBEL-Markt f\u00fchren.<\/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 Schlusskurse der Brent-Roh\u00f6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat am ICE-Markt<\/strong> blieben in der letzten Augustwoche \u00fcber 78 $\/bbl. Am Montag, dem 26. August, verzeichneten diese Futures ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 81,43 $\/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der h\u00f6chste Preis seit dem 13. August. In der restlichen Woche lagen die Schlusskurse jedoch unter 80 $\/bbl. Am 28. August erreichten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 78,65 $\/bbl. In der letzten Sitzung der Woche, am 30. August, lag der Schlusskurs mit 78,80 $\/bbl etwas h\u00f6her. Dieser Preis lag jedoch immer noch um 0,3 % unter dem des vorangegangenen Freitags.<\/p>\n

In der letzten Augustwoche trugen der Produktionsr\u00fcckgang in Libyen und die Bef\u00fcrchtung von Versorgungsunterbrechungen aufgrund des Nahostkonflikts dazu bei, dass der Schlusskurs f\u00fcr Brent-\u00d6l-Futures \u00fcber 78 $\/bbl blieb. Nachfragesorgen, geplante Produktionssteigerungen der OPEC+ im letzten Quartal des Jahres und die Erwartung weiterer Zinssenkungen in den USA wirkten sich jedoch preisd\u00e4mpfend aus.<\/p>\n

Bei den TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat blieben die Schlusskurse in der letzten Augustwoche unter 40 \u20ac\/MWh. Am Montag, dem 26. August, verzeichneten diese Futures trotz des Anstiegs gegen\u00fcber der letzten Sitzung der Vorwoche ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 37,66 \u20ac\/MWh. Am Freitag, den 30. August, erreichten sie dagegen ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 39,82 \u20ac\/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis um 8,0 % h\u00f6her als am Freitag zuvor.<\/p>\n

Geringere Lieferungen aus Norwegen aufgrund von Wartungsarbeiten sowie die Bef\u00fcrchtung einer Unterbrechung der Gaslieferungen aus Russland aufgrund des sich versch\u00e4rfenden Konflikts zwischen Russland und der Ukraine wirkten sich auf die TTF-Gas-Terminpreise aus. Hohe europ\u00e4ische Lagerbest\u00e4nde und Fl\u00fcssiggaslieferungen trugen jedoch dazu bei, dass die Schlusspreise in der letzten Augustwoche unter 40 \u20ac\/MWh blieben.<\/p>\n

Die Schlusskurse der CO2<\/sub>-Emissionszertifikate-Futures<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2024 blieben in der letzten Augustwoche mit rund 71 \u20ac\/t recht stabil. Am Dienstag, den 27. August, verzeichneten diese Futures ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 71,49 \u20ac\/t. Am Freitag, dem 30. August, erreichten diese Futures dagegen ihren w\u00f6chentlichen Tiefstpreis von 70,30 \u20ac\/t. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis um 1,2 % niedriger als am Freitag zuvor.<\/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

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

Am Donnerstag, den 19. September, veranstalten AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> das 47. Webinar<\/a> ihrer monatlichen Webinarreihe<\/a>. Neben der Entwicklung und den Aussichten der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte wird sich das Webinar mit der Energiespeicherung befassen, wobei der Schwerpunkt auf Batterien<\/strong> und gr\u00fcnem<\/strong> Wasserstoff <\/strong>liegt. Au\u00dferdem werden die aktuelle Situation und die Perspektiven des Eigenverbrauchs<\/strong> analysiert. Bei dieser Gelegenheit werden auch die Dienstleistungen von Aleasoft f\u00fcr Vermarkter erl\u00e4utert. Xavier Cugat, Produktdirektor bei Pylontech<\/strong>, und Francisco Valverde, unabh\u00e4ngiger Fachmann f\u00fcr die Entwicklung von erneuerbaren Energien, werden am Analysetisch des Webinars teilnehmen.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting, 2. September 2024. In der Woche bis zum 26. August stiegen die Preise in allen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten. Die Wind- und Solarstromerzeugung ging zur\u00fcck, w\u00e4hrend die Stromnachfrage in den meisten M\u00e4rkten zunahm. Die Frontmonats-TTF-Gasfutures-Preise blieben unter 40 \u20ac\/MWh, und die CO2-Futures f\u00fcr den Referenzkontrakt vom Dezember 2024 blieben bei etwa 71 \u20ac\/t. 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