{"id":149115,"date":"2024-09-16T14:17:07","date_gmt":"2024-09-16T12:17:07","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=149115"},"modified":"2024-09-19T04:41:26","modified_gmt":"2024-09-19T02:41:26","slug":"erneuerbare-energie-nachfrage-gas-co2-niedrigere-europaeische-markt-preise","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/erneuerbare-energie-nachfrage-gas-co2-niedrigere-europaeische-markt-preise\/","title":{"rendered":"Erneuerbare Energien, Nachfrage, Gas und CO2<\/sub> treiben die Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten in der zweiten Septemberwoche gemeinsam nach unten"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 16. September 2024. In der zweiten Septemberwoche sind die Preise auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten gefallen. Die Wind- und PV-Erzeugung stieg in den meisten M\u00e4rkten an, mit Rekordwerten f\u00fcr einen Monat September in Italien, Spanien und Frankreich. Die Stromnachfrage ging in fast allen M\u00e4rkten zur\u00fcck, was auf die k\u00fchleren Temperaturen zur\u00fcckzuf\u00fchren war. Die Gas- und CO2<\/sub>-Futures gingen zur\u00fcck und erreichten die niedrigsten Preise seit Ende Juli. Auch die Brent-Futures fielen auf Werte, die seit Dezember 2021 nicht mehr erreicht wurden.<\/strong><\/p>\n

Produktion von Photovoltaik- und Solarthermieanlagen sowie von Windkraftanlagen<\/h2>\n

In der Woche vom 9. September stieg die Solarproduktion<\/strong> auf dem franz\u00f6sischen, italienischen und spanischen Markt im Vergleich zur Vorwoche an. Der franz\u00f6sische Markt verzeichnete mit 32 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg. In Italien stieg sie um 5,0 % und in Spanien, wo Photovoltaik<\/strong> und Solarthermie<\/strong> zusammengerechnet werden, um 1,3 %. Dagegen verzeichneten der deutsche und der portugiesische Markt einen R\u00fcckgang der Solarstromerzeugung um 36 % bzw. 4,3 %. Der spanische Markt verzeichnete die zweite Woche in Folge einen Anstieg, w\u00e4hrend der deutsche Markt ebenfalls die zweite Woche in Folge r\u00fcckl\u00e4ufig war.<\/p>\n

In der zweiten Septemberwoche verzeichneten der spanische, der italienische und der franz\u00f6sische Markt historische Produktionsrekorde f\u00fcr einen Monat September. Am Montag, dem 9. September, erreichte der spanische Markt mit 176 GWh seine h\u00f6chste Tagesproduktion f\u00fcr einen Monat September im Bereich der Photovoltaik. Auf dem italienischen Markt wurde am 10. September mit 104 GWh und auf dem franz\u00f6sischen Markt am Sonntag, den 15. September mit 107 GWh die h\u00f6chste PV-Tagesproduktion f\u00fcr einen Monat September erreicht.<\/p>\n

In der dritten Septemberwoche wird nach den Solarproduktionsprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die Erzeugung in Deutschland steigen. In Italien und Spanien hingegen wird sie voraussichtlich zur\u00fcckgehen.<\/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>
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 9. September ist die Windenergieerzeugung<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche auf breiter Front gestiegen. Der italienische Markt verzeichnete einen Anstieg von 286 % und erreichte damit fast das Dreifache der Erzeugung der Vorwoche. Der franz\u00f6sische, der deutsche und der spanische Markt verzeichneten einen Anstieg von 88 %, 47 % bzw. 40 %. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 7,8 % den geringsten Anstieg.<\/p>\n

Am Freitag, dem 13. September, erreichte der italienische Markt mit einer Erzeugung von 165 GWh einen neuen Rekord bei der Windenergieproduktion f\u00fcr den Monat September.<\/p>\n

In der Woche vom 16. September wird nach den Windkraftprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die Windenergieerzeugung in Italien, auf der iberischen Halbinsel und in Frankreich voraussichtlich zur\u00fcckgehen, w\u00e4hrend sie auf dem deutschen Markt voraussichtlich zunehmen wird.

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

Stromnachfrage<\/h2>\n

In der zweiten Septemberwoche ging die Stromnachfrage<\/strong> auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche zur\u00fcck. Der italienische Markt verzeichnete mit 9,7 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang, w\u00e4hrend der niederl\u00e4ndische und der britische Markt einen R\u00fcckgang von 6,6 % bzw. 6,1 % aufwiesen. Der spanische, der deutsche, der belgische und der franz\u00f6sische Markt verzeichneten R\u00fcckg\u00e4nge zwischen 4,5 % auf dem spanischen und 0,3 % auf dem franz\u00f6sischen Markt. In der zweiten Woche in Folge setzten der italienische, der spanische und der franz\u00f6sische Markt ihren Abw\u00e4rtstrend fort. Der portugiesische Markt bildete hingegen eine Ausnahme von den R\u00fcckg\u00e4ngen. Hier stieg die Nachfrage im Vergleich zur Vorwoche um 2,0 %.<\/p>\n

In der Woche vom 9. September sanken die Durchschnittstemperaturen<\/strong> in den meisten der untersuchten M\u00e4rkte. Deutschland, die Niederlande und Belgien verzeichneten mit 9,3\u00b0C, 7,9\u00b0C bzw. 6,1\u00b0C die st\u00e4rksten R\u00fcckg\u00e4nge der Durchschnittstemperaturen. In Spanien, Gro\u00dfbritannien, Italien und Frankreich reichten die durchschnittlichen Temperaturr\u00fcckg\u00e4nge von 1,1\u00b0C in Spanien bis 4,8\u00b0C in Frankreich. Eine Ausnahme bildete Portugal, wo die Durchschnittstemperaturen um 0,4\u00b0C anstiegen.<\/p>\n

Nach den Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> f\u00fcr die Woche vom 16. September wird die Nachfrage in den M\u00e4rkten Spanien, Italien, Portugal, Frankreich und Deutschland voraussichtlich weiter zur\u00fcckgehen. Dagegen wird in den Niederlanden, Gro\u00dfbritannien und Belgien mit einem Anstieg der Nachfrage gerechnet.

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><\/p>\n

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

In der zweiten Septemberwoche sanken die Durchschnittspreise an den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Der -Markt<\/strong> in den Niederlanden verzeichnete mit 16 % den geringsten prozentualen Preisr\u00fcckgang. Dagegen verzeichnete der -Markt in Frankreich den gr\u00f6\u00dften prozentualen R\u00fcckgang von 38 %. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten fielen die Preise zwischen 19 % auf dem deutschen -Markt und 36 % auf dem nordischen Nord Pool-Markt<\/strong>.<\/p>\n

In der zweiten Septemberwoche lagen die w\u00f6chentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte unter 80 \u20ac\/MWh. Ausnahmen bildeten der britische N2EX-Markt<\/strong> und der italienische IPEX-Markt<\/strong> mit Durchschnittswerten von 81,28 \u20ac\/MWh bzw. 107,91 \u20ac\/MWh. Der nordische Markt verzeichnete den niedrigsten Wochendurchschnitt von 13,55 \u20ac\/MWh. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 51,37 \u20ac\/MWh auf dem franz\u00f6sischen Markt bis 79,85 \u20ac\/MWh auf dem niederl\u00e4ndischen Markt.<\/p>\n

Was die Preise auf Stundenbasis betrifft, so verzeichneten die meisten der untersuchten M\u00e4rkte in der zweiten Septemberwoche negative Preise. Ausnahmen bildeten der italienische Markt und der portugiesische MIBEL-Markt<\/strong>. Auf dem britischen und dem nordischen Markt gab es am 10. September negative Stundenpreise. Zus\u00e4tzlich zu diesem Tag verzeichnete der belgische Markt am 11. und 15. September negative Preise, w\u00e4hrend der deutsche und der niederl\u00e4ndische Markt am 14. und 15. September negative Preise verzeichneten. Am Sonntag, dem 15. September, verzeichneten der spanische und der franz\u00f6sische Markt ebenfalls negative Stundenpreise. Der niederl\u00e4ndische Markt verzeichnete den niedrigsten Stundenpreis der zweiten Septemberwoche, -1,83 \u20ac\/MWh, am Dienstag, den 10. September, von 15:00 bis 16:00 Uhr. Der deutsche Markt erreichte dagegen den h\u00f6chsten Stundenpreis der zweiten Septemberwoche, 300,01 \u20ac\/MWh, am 12. September von 19:00 bis 20:00 Uhr.<\/p>\n

In der Woche vom 9. September trugen niedrigere durchschnittliche w\u00f6chentliche Gaspreise und CO2<\/sub>-Emissionszertifikate, eine h\u00f6here Windenergieproduktion sowie eine geringere Nachfrage und eine h\u00f6here Solarproduktion in den meisten M\u00e4rkten zum R\u00fcckgang der europ\u00e4ischen Strommarktpreise bei.<\/p>\n

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Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise in der dritten Septemberwoche auf den meisten der analysierten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte weiter sinken werden. Auf dem italienischen Markt k\u00f6nnten die Preise jedoch steigen, da die Wind- und Solarproduktion dort deutlich zur\u00fcckgehen wird. Auch auf dem britischen und dem niederl\u00e4ndischen Markt k\u00f6nnte es zu Preissteigerungen kommen, was auf die Erholung der Nachfrage auf diesen M\u00e4rkten zur\u00fcckzuf\u00fchren ist.

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 zweiten Septemberwoche sind die Schlusskurse der Brent-\u00d6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat an der ICE-B\u00f6rse<\/strong> nach einem leichten Anstieg am Montag im Vergleich zur letzten Sitzung der Vorwoche am Dienstag um 3,7 % gefallen. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Dienstag, den 10. September, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 69,19 $\/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 2. Dezember 2021. In den letzten drei Sitzungen der Woche blieben die Preise dagegen \u00fcber 70 $\/bbl. Am Donnerstag, dem 12. September, erreichten diese Futures ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 71,97 $\/bbl. Am Freitag, dem 13. September, fiel der Schlusskurs auf 71,61 $\/bbl, lag damit aber immer noch um 0,8 % h\u00f6her als am Freitag zuvor.<\/p>\n

In der zweiten Septemberwoche f\u00fchrte die nach unten korrigierte Nachfrageprognose der OPEC am Dienstag, den 10. September, zu einem Preistief. Auch die Internationale Energieagentur korrigierte ihre Prognosen f\u00fcr das Nachfragewachstum nach unten. Die Auswirkungen des Hurrikans Francine auf das US-Angebot und die Versorgungsunterbrechungen in Libyen trugen jedoch zur Preiserholung in den letzten Sitzungen der zweiten Septemberwoche bei.<\/p>\n

Die TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat erreichten am Montag, den 9. September, ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 37,33 \u20ac\/MWh. Andererseits verzeichneten diese Futures am Donnerstag, den 12. September, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 35,19 \u20ac\/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 31. Juli. Am Freitag, den 13. September, stieg der Schlusskurs auf 35,65 \u20ac\/MWh. Dieser Preis war immer noch 2,3 % niedriger als am vorangegangenen Freitag.<\/p>\n

Am Montag, dem 9. September, erreichten die TTF-Gasfutures ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chststand, beeinflusst durch die Vorhersage niedriger Temperaturen und eines geringeren Angebots aus Norwegen. Zu Beginn der zweiten Septemberwoche wirkten sich auch Bef\u00fcrchtungen \u00fcber die Auswirkungen des Hurrikans Francine auf die US-Fl\u00fcssiggasexporte preissteigernd aus. Die hohen europ\u00e4ischen Lagerbest\u00e4nde und das reichliche Angebot trugen jedoch dazu bei, dass die Schlusspreise in der zweiten Septemberwoche unter 38 \u20ac\/MWh blieben.<\/p>\n

Was die Schlusskurse der CO2<\/sub>-Emissionszertifikate-Futures<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2024 betrifft, so verzeichneten sie am Montag, den 9. September, ihren Wochenh\u00f6chstkurs von 66,52 \u20ac\/t. Ihren Wochentiefstkurs von 64,92 \u20ac\/t erreichten sie dagegen am Dienstag, den 10. September. Andererseits erreichten sie am Dienstag, den 10. September, ihren w\u00f6chentlichen Mindestschlusskurs von 64,92 \u20ac\/t. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 23. Juli. Am 11. September stieg der Schlusskurs im Vergleich zum Vortag um 2,3 %. In den letzten beiden Sitzungen der zweiten Septemberwoche fielen die Preise wieder. Am Freitag, den 13. September, lag der Schlusskurs bei 64,99 \u20ac\/t und damit 2,3 % 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 \u00fcber die Aussichten f\u00fcr die europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte, Energiespeicherung und Eigenverbrauch<\/h2>\n

Diesen Donnerstag, den 19. September, veranstalten AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> das 47. Webinar<\/a> ihrer monatlichen Webinarreihe<\/a>. Webinar der monatlichen Webinarreihe. Das Webinar wird die Entwicklung und die Perspektiven der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte, der Energiespeicherung<\/strong>, insbesondere Batterien<\/strong> und gr\u00fcner Wasserstoff<\/strong>, sowie die aktuelle Situation und die Perspektiven des Eigenverbrauchs<\/strong> analysieren. Dar\u00fcber hinaus werden auch die Dienstleistungen von AleaSoft f\u00fcr Energieh\u00e4ndler 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