{"id":148922,"date":"2024-09-09T15:16:33","date_gmt":"2024-09-09T13:16:33","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=148922"},"modified":"2024-09-10T23:26:55","modified_gmt":"2024-09-10T21:26:55","slug":"september-preiserhoehungen-europaeische-maerkte-ausgenommen-iberische-erneuerbare-energie","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/september-preiserhoehungen-europaeische-maerkte-ausgenommen-iberische-erneuerbare-energie\/","title":{"rendered":"Der September beginnt mit Preiserh\u00f6hungen auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten, au\u00dfer auf dem iberischen Markt dank der erneuerbaren Energien"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 9. September 2024. In der Woche vom 2. September stiegen die Preise auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Die gestiegene Nachfrage in Verbindung mit einer geringeren Solarproduktion auf den meisten M\u00e4rkten trug zu diesem Verhalten bei. Eine Ausnahme bildete der MIBEL-Markt, wo die Preise fielen und die Solarenergie im September eine Rekordproduktion verzeichnete. Brent-Futures verzeichneten den niedrigsten Schlusskurs seit Anfang Dezember 2021, w\u00e4hrend CO2<\/sub>– und Gas-Futures den niedrigsten Schlusskurs seit Ende Juli bzw. Anfang August erreichten.<\/strong><\/p>\n

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

In der Woche vom 2. September stieg die Solarproduktion<\/strong> auf der Iberischen Halbinsel im Vergleich zur Vorwoche an und kehrte damit den Trend der letzten drei Wochen um. Der spanische Markt, der Photovoltaik<\/strong> und Solarthermie<\/strong> umfasst, verzeichnete mit 7,3 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg, der portugiesische Markt mit 0,6 %. Dagegen verzeichneten der deutsche, der italienische und der franz\u00f6sische Markt R\u00fcckg\u00e4nge bei der Solarstromerzeugung. Der franz\u00f6sische Markt verzeichnete den st\u00e4rksten R\u00fcckgang von 35%, gefolgt vom italienischen Markt mit einem R\u00fcckgang von 20%. Der deutsche Markt verzeichnete mit einem R\u00fcckgang von 13 % den geringsten R\u00fcckgang.<\/p>\n

Am Freitag, den 6. September, erreichte der spanische Markt mit einer Erzeugung von 171 GWh seine h\u00f6chste Tagesproduktion f\u00fcr den Monat September. Auf dem portugiesischen Markt hingegen wurde am 4. September mit 20 GWh die h\u00f6chste Tagesproduktion f\u00fcr einen Monat September erzielt.<\/p>\n

In der Woche vom 9. September zeigen die Solarproduktionsprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, dass die Erzeugung in Italien und Deutschland zur\u00fcckgehen wird. Dar\u00fcber hinaus wird ein Anstieg der Produktion in Spanien prognostiziert, was den Trend der letzten Woche fortsetzt.<\/p>\n

AleaSoft - 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>
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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><\/p>\n

In der Woche vom 2. September nahm die Windenergieproduktion<\/strong> in den meisten europ\u00e4ischen Hauptm\u00e4rkten zu und kehrte damit den Trend der Vorwoche um. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 96 % den h\u00f6chsten Zuwachs, w\u00e4hrend der spanische und der deutsche Markt einen Anstieg von 23 % bzw. 21 % verzeichneten. Der franz\u00f6sische Markt verzeichnete den geringsten Anstieg von 6,1 %. Der italienische Markt bildete eine Ausnahme und verzeichnete einen R\u00fcckgang der Windenergieerzeugung um 34 %.<\/p>\n

In der Woche vom 9. September wird nach den Windstromprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die Windstromproduktion in Italien, Frankreich, Spanien und Deutschland steigen und in Portugal sinken.
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AleaSoft - Wind 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><\/p>\nAbonnement der w\u00f6chentlichen News-Zusammenfassung von AleaSoft<\/a>\n

Elektrizit\u00e4tsnachfrage<\/h2>\n

In der Woche vom 2. September war die Stromnachfrage<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche uneinheitlich. Auf den M\u00e4rkten der Niederlande, Gro\u00dfbritanniens, Deutschlands und Belgiens stieg die Nachfrage an, was mit dem Anstieg der Arbeitszeiten nach dem Ende der Ferienzeit zusammenfiel. Der niederl\u00e4ndische Markt verzeichnete mit 17 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg, gefolgt vom britischen Markt mit einem Plus von 12 %. Auf dem deutschen und dem belgischen Markt stieg die Nachfrage um 3,3 % bzw. 1,1 %. Auf dem deutschen und dem britischen Markt setzte sich der Aufw\u00e4rtstrend die zweite Woche in Folge fort, w\u00e4hrend der belgische Markt seinen Aufw\u00e4rtstrend die f\u00fcnfte Woche in Folge fortsetzte.<\/p>\n

Auf dem spanischen, franz\u00f6sischen, italienischen und portugiesischen Markt hingegen ging die Nachfrage zur\u00fcck, was eine Umkehrung des Trends der Vorwoche bedeutet. Der spanische Markt verzeichnete mit 5,4 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang, und der franz\u00f6sische Markt ging um 1,3 % zur\u00fcck. Der italienische und der portugiesische Markt verzeichneten mit 0,8 % bzw. 0,3 % die geringsten R\u00fcckg\u00e4nge.<\/p>\n

In der ersten Septemberwoche sanken die Durchschnittstemperaturen in den meisten der untersuchten M\u00e4rkte. Die durchschnittlichen Temperaturr\u00fcckg\u00e4nge reichten von 0,5\u00b0C in Gro\u00dfbritannien und Belgien bis zu 3,0\u00b0C in Spanien. Die Ausnahmen waren Deutschland und die Niederlande, die einen Anstieg von 1,2\u00b0C bzw. 1,8\u00b0C verzeichneten.<\/p>\n

F\u00fcr die zweite Septemberwoche wird laut den Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> ein R\u00fcckgang der Nachfrage in Spanien, den Niederlanden, Deutschland, Belgien, Italien und Frankreich erwartet. Auf den M\u00e4rkten in Portugal und Gro\u00dfbritannien wird dagegen ein Anstieg erwartet.<\/p>\n

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid und ELIA.<\/span><\/div>\n

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

In der ersten Septemberwoche stiegen die Durchschnittspreise auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Die Ausnahme bildete der MIBEL-Markt<\/strong> in Portugal und Spanien mit R\u00fcckg\u00e4ngen von 13 % bzw. 14 %. Dagegen verzeichnete der italienische IPEX-Markt<\/strong> mit 4,0 % den geringsten prozentualen Preisanstieg. Im Gegensatz dazu verzeichnete der nordische Nordpool-Markt<\/strong> den h\u00f6chsten prozentualen Preisanstieg von 135 %. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten stiegen die Preise zwischen 4,3 % auf dem -Markt<\/strong> in Frankreich und 19 % auf dem N2EX-Markt<\/strong> im Vereinigten K\u00f6nigreich.<\/p>\n

In der ersten Septemberwoche lagen die w\u00f6chentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte \u00fcber 80 \u20ac\/MWh. Eine Ausnahme bildete der nordische Markt mit einem Durchschnitt von 21,27 \u20ac\/MWh. Andererseits verzeichnete der italienische Markt mit 139,74 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Wochendurchschnitt. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 82,34 \u20ac\/MWh auf dem franz\u00f6sischen Markt bis 101,95 \u20ac\/MWh auf dem britischen Markt.<\/p>\n

Was die Stundenpreise betrifft, so wurden die h\u00f6chsten Preise der Woche an den ersten Tagen erreicht. Am 2., 3. und 4. September verzeichneten der deutsche und der niederl\u00e4ndische Markt Stundenpreise von \u00fcber 250 \u20ac\/MWh. Dies war auch am 3. September auf dem belgischen Markt der Fall. Der deutsche Markt verzeichnete den h\u00f6chsten Stundenpreis der Woche von 656,37 \u20ac\/MWh am 3. September zwischen 19:00 und 20:00 Uhr. Dieser Preis war der h\u00f6chste seit Ende Juni in Deutschland. Auf dem niederl\u00e4ndischen Markt wurde am 3. September von 20:00 bis 21:00 Uhr ein Preis von 340,00 \u20ac\/MWh erzielt, was der h\u00f6chste Preis auf diesem Markt seit Ende September 2023 war. Auf dem belgischen Markt lag der Preis am 3. September von 19:00 bis 20:00 Uhr bei 268,94 \u20ac\/MWh, was ebenfalls der h\u00f6chste Wert seit Ende September 2023 in Belgien war.<\/p>\n

Dagegen waren in der ersten Septemberwoche auch die Stundenpreise negativ. Der deutsche Markt verzeichnete negative Preise am 5. September, der belgische Markt am 8. September und der niederl\u00e4ndische Markt an diesen beiden Tagen. Der niederl\u00e4ndische Markt verzeichnete den niedrigsten Stundenpreis der ersten Septemberwoche, -21,00 \u20ac\/MWh, am Donnerstag, den 5. September, von 14:00 bis 15:00 Uhr.<\/p>\n

In der Woche vom 2. September trugen die geringere Solarproduktion sowie die gestiegene Nachfrage auf einigen M\u00e4rkten zu h\u00f6heren Preisen auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten bei. Der Nachfrager\u00fcckgang und der Anstieg der Wind- und Solarproduktion f\u00fchrten jedoch zu niedrigeren Preisen auf dem MIBEL-Markt.
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fotovolta- ico eolico<\/a><\/div><\/p>\n

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise in der zweiten Septemberwoche auf den untersuchten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten sinken k\u00f6nnten, was auf die sinkende Nachfrage und die steigende Windstromproduktion in den meisten M\u00e4rkten zur\u00fcckzuf\u00fchren ist.
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AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von OMIE, , Nord Pool und GME.<\/span><\/div><\/p>\n

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

In der ersten Septemberwoche setzten die Schlusskurse der Brent-\u00d6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Front-Monat an der ICE-B\u00f6rse<\/strong> den Ende der Vorwoche begonnenen Abw\u00e4rtstrend fort. Am Montag, dem 2. September, verzeichneten diese Futures ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 77,52 $\/bbl. Infolge der im Laufe der Woche verzeichneten R\u00fcckg\u00e4nge erreichten diese Futures am Freitag, dem 6. September, ihren w\u00f6chentlichen Tiefstpreis von 71,06 $\/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis 9,8 % unter dem des vorangegangenen Freitags und war der niedrigste seit dem 4. Dezember 2021.<\/p>\n

In der ersten Septemberwoche wirkten sich Sorgen \u00fcber die Weltwirtschaft und die Nachfrage negativ auf die Brent-\u00d6l-Futures aus und dr\u00fcckten die Preise trotz der Entscheidung der OPEC+, die Produktionssteigerungen bis Dezember zu verschieben. Das Eintreffen eines Hurrikans vor der US-Golfk\u00fcste k\u00f6nnte die Preise jedoch in der zweiten Septemberwoche nach oben treiben.<\/p>\n

Die TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat erreichten am Montag, dem 2. September, ihren Wochenh\u00f6chstpreis von 38,58 \u20ac\/MWh. Anschlie\u00dfend gingen die Preise zur\u00fcck, und am 4. September verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 35,80 \u20ac\/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 6. August. In den letzten Sitzungen der ersten Septemberwoche begannen sich die Preise zu erholen. Am Freitag, dem 6. September, lag der Schlusskurs bei 36,48 \u20ac\/MWh, immer noch 8,4 % niedriger als am Freitag zuvor.<\/p>\n

In der ersten Septemberwoche trugen die hohen europ\u00e4ischen Lagerbest\u00e4nde dazu bei, dass die Schlusspreise unter 40 \u20ac\/MWh blieben. Die Auswirkungen der Wartungsarbeiten in Norwegen auf das Angebot und die Wettervorhersagen, die einen Anstieg der Nachfrage erwarten lassen, lie\u00dfen die TTF-Gasfutures zum Ende der ersten Septemberwoche jedoch steigen.<\/p>\n

Was die Preise f\u00fcr CO2<\/sub>-Emissionszertifikate<\/strong> anbelangt, die auf dem EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Dezember 2024 Benchmark-Kontrakt am Montag, 2. September, verzeichneten diese Futures ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 70,43 \u20ac\/t. Von Dienstag bis Donnerstag waren die Schlusskurse jedoch r\u00fcckl\u00e4ufig. Am Donnerstag, dem 5. September, erreichten diese Futures mit 66,20 \u20ac\/t ihren niedrigsten Wochenschlusskurs. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 24. Juli. Am Freitag lag der Schlusskurs mit 66,50 \u20ac\/t etwas h\u00f6her. Dieser Preis lag jedoch immer noch 5,4 % unter dem des vorangegangenen Freitags.
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AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting mit Daten von ICE und EEX.<\/span><\/div><\/p>\n

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

Das 47. Webinar<\/a> der monatlichen Webinarreihe<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> findet am Donnerstag, den 19. September statt. Bei dieser Gelegenheit wird das Webinar die Entwicklung und die Perspektiven der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte, die Energiespeicherung,<\/strong> insbesondere Batterien<\/strong> und gr\u00fcner Wasserstoff<\/strong>, sowie die aktuelle Situation und die Perspektiven des Eigenverbrauchs<\/strong> analysieren. Au\u00dferdem werden die Dienstleistungen von AleaSoft<\/strong> f\u00fcr Energieh\u00e4ndler erl\u00e4utert. Xavier Cugat, Produktdirektor bei Pylontech<\/strong>, und Francisco Valverde, unabh\u00e4ngiger Fachmann f\u00fcr die Entwicklung erneuerbarer Energien, werden an der Analysetabelle des Webinars teilnehmen.<\/p>\n

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