{"id":149343,"date":"2024-09-23T15:07:15","date_gmt":"2024-09-23T13:07:15","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=149343"},"modified":"2024-09-25T04:18:04","modified_gmt":"2024-09-25T02:18:04","slug":"niedrigere-produktion-erneuerbare-preise-boosts-maerkte","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/niedrigere-produktion-erneuerbare-preise-boosts-maerkte\/","title":{"rendered":"Geringere Erzeugung aus erneuerbaren Energien treibt europ\u00e4ische Strompreise in der dritten Septemberwoche in die H\u00f6he"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 23. September 2024. In der dritten Septemberwoche waren die Preise in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten h\u00f6her als in der Vorwoche. Dieser Trend wurde durch die r\u00fcckl\u00e4ufige Solar- und Windenergieproduktion in den meisten M\u00e4rkten unterst\u00fctzt. Trotz des w\u00f6chentlichen R\u00fcckgangs erreichte die Windenergieproduktion in Spanien, Portugal und Frankreich am 17. September ein Niveau, das seit mehreren Monaten nicht mehr erreicht wurde. Die Gas- und CO2<\/sub>-Futures fielen, wobei letztere den niedrigsten Schlusskurs seit dem 6. April verzeichneten.<\/strong><\/p>\n

Photovoltaik- und Solarthermie-Erzeugung und Windstromerzeugung<\/h2>\n

In der Woche vom 16. September 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 25 % bzw. 24 % die st\u00e4rksten R\u00fcckg\u00e4nge. Solch starke R\u00fcckg\u00e4nge gab es auf der iberischen Halbinsel zuletzt Ende M\u00e4rz und Anfang April 2024. Der franz\u00f6sische Markt verzeichnete den geringsten R\u00fcckgang von 12 % und kehrte damit den Aufw\u00e4rtstrend der Vorwoche um. Im Gegensatz dazu stieg die Solarproduktion auf dem deutschen Markt nach zwei Wochen mit R\u00fcckg\u00e4ngen um 36 %. In der Woche vom 23. September wird die Solarproduktion<\/a> laut den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> in Spanien steigen, in Deutschland und Italien jedoch sinken.<\/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 dritten Septemberwoche ging die w\u00f6chentliche Windenergieproduktion<\/strong> in den meisten europ\u00e4ischen Hauptm\u00e4rkten ebenfalls zur\u00fcck und kehrte den Aufw\u00e4rtstrend der Vorwoche um. Der italienische Markt verzeichnete mit 78 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang, w\u00e4hrend in Portugal, Deutschland und Spanien die Winderzeugung um 27 %, 18 % bzw. 15 % zur\u00fcckging. Eine Ausnahme bildete der franz\u00f6sische Markt, wo die Windenergieerzeugung um 5,4 % zunahm.<\/p>\n

Trotz des R\u00fcckgangs der w\u00f6chentlichen Erzeugung erreichte die t\u00e4gliche Windstromerzeugung am Dienstag, den 17. September, ein Niveau, das seit mehreren Monaten nicht mehr erreicht wurde. An diesem Tag erzeugte der spanische Markt 257 GWh, die h\u00f6chste Tagesproduktion seit dem 1. Juni. Auch auf dem franz\u00f6sischen Markt wurden 232 GWh erzeugt, ein Wert, der seit Mitte April nicht mehr erreicht wurde, und auf dem portugiesischen Markt wurden 63 GWh erzeugt, die h\u00f6chste Produktion seit Mitte Mai.<\/p>\n

In der Woche vom 23. September wird sich nach den Produktionsprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> der Abw\u00e4rtstrend der Windenergie umkehren. Die Produktion mit dieser Technologie wird in Deutschland, Italien und auf der iberischen Halbinsel steigen. Auf dem franz\u00f6sischen Markt hingegen wird die Windstromproduktion zur\u00fcckgehen.<\/p>\n

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica and TERNA.<\/span><\/div>\n

\u00a0<\/p>\nAbonnement der w\u00f6chentlichen News-Zusammenfassung von AleaSoft<\/a>\n

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Elektrizit\u00e4tsnachfrage<\/h2>\n

In der Woche vom 16. September zeigte die Entwicklung der Stromnachfrage<\/strong> zwischen den Wochen in den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten keine einheitliche Tendenz, im Gegensatz zu dem in der Vorwoche beobachteten Abw\u00e4rtstrend. Gro\u00dfbritannien f\u00fchrte die Liste der M\u00e4rkte, auf denen die Nachfrage stieg, mit einem Anstieg von 3,0 % an. Es folgte der portugiesische Markt, wo die Nachfrage die zweite Woche in Folge anstieg, diesmal um 2,1 %. Der belgische und der franz\u00f6sische Markt verzeichneten mit 0,8 % bzw. 0,1 % die geringsten Anstiege. Auf dem spanischen Markt blieb die Nachfrage \u00e4hnlich wie in der Vorwoche, w\u00e4hrend auf dem italienischen, dem deutschen und dem niederl\u00e4ndischen Markt ein Nachfrager\u00fcckgang zu verzeichnen war. Auf dem italienischen Markt ging die Nachfrage in der dritten Woche in Folge zur\u00fcck, und zwar um 4,6 %. Auf dem deutschen und dem niederl\u00e4ndischen Markt ging die Nachfrage in der zweiten Woche in Folge zur\u00fcck, und zwar um 2,3 % bzw. 2,1 %.<\/p>\n

Gleichzeitig stiegen die Durchschnittstemperaturen<\/strong> in den meisten der untersuchten M\u00e4rkte. Die Steigerungen reichten von 2,9\u00b0C in Frankreich bis 4,0\u00b0C in den Niederlanden. In Italien, Spanien und Portugal hingegen sanken die Durchschnittstemperaturen um 2,1\u00b0C, 0,6\u00b0C bzw. 0,4\u00b0C.<\/p>\n

In der Woche vom 23. September wird die Nachfrage auf dem deutschen, franz\u00f6sischen, belgischen, niederl\u00e4ndischen und britischen Markt laut den Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> steigen. Dagegen wird die Nachfrage auf der Iberischen Halbinsel und in Italien zur\u00fcckgehen.<\/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

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

In der dritten Septemberwoche stiegen die Durchschnittspreise an den meisten wichtigen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Eine Ausnahme bildete der -Markt<\/strong> in Frankreich, den Niederlanden und Belgien mit R\u00fcckg\u00e4ngen von 17 %, 2,9 % bzw. 0,7 %. Den h\u00f6chsten prozentualen Preisanstieg verzeichnete der nordische Markt Nord Pool<\/strong> mit 91 %. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten stiegen die Preise zwischen 0,5 % auf dem deutschen -Markt und 18 % auf dem spanischen MIBEL-Markt und dem britischen N2EX-Markt<\/strong>.<\/p>\n

In der dritten Septemberwoche lagen die w\u00f6chentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte unter 81 \u20ac\/MWh. Ausnahmen bildeten der britische N2EX-Markt und der italienische IPEX-Markt<\/strong> mit Durchschnittswerten von 95,81 \u20ac\/MWh bzw. 111,60 \u20ac\/MWh. Der nordische Markt verzeichnete den niedrigsten Wochendurchschnitt von 25,84 \u20ac\/MWh. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 42,86 \u20ac\/MWh auf dem franz\u00f6sischen Markt bis 80,26 \u20ac\/MWh auf dem deutschen Markt.<\/p>\n

Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten mehrere der analysierten M\u00e4rkte in der dritten Septemberwoche Null- oder Negativpreise. Der niedrigste Preis der Woche, -3,95 \u20ac\/MWh, wurde am Samstag, den 21. September zwischen 14:00 und 15:00 Uhr auf dem deutschen, franz\u00f6sischen, niederl\u00e4ndischen und belgischen Markt verzeichnet. Am 16. und 17. September verzeichneten die spanischen, portugiesischen und franz\u00f6sischen M\u00e4rkte f\u00fcr mehrere Stunden Nullpreise, w\u00e4hrend am 18., 19. und 20. September die deutschen, niederl\u00e4ndischen und belgischen M\u00e4rkte f\u00fcr einige Stunden negative Preise verzeichneten. Am Sonntag, den 22. September, verzeichnete der deutsche Markt erneut stundenweise negative Preise. Im Gegensatz dazu verzeichnete der italienische Markt, wo keine Null- oder Negativpreise erreicht wurden, am 16. September von 18:00 bis 19:00 Uhr mit 180,32 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Stundenpreis der Woche.<\/p>\n

In der Woche vom 16. September trug die r\u00fcckl\u00e4ufige Wind- und Solarproduktion in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten zum Anstieg der Strommarktpreise bei, obwohl die Gas- und CO2<\/sub>-Preise in der gesamten Woche gesunken waren. Die steigende Stromnachfrage in einigen M\u00e4rkten trug ebenfalls zu diesem Trend bei.<\/p>\n

fotovolta- ico.eolico<\/a><\/div>\n

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Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise in der vierten Septemberwoche in den meisten analysierten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten sinken werden, beg\u00fcnstigt durch die Erholung der Windenergieproduktion in den meisten M\u00e4rkten und der Solarenergie in Spanien.<\/p>\n

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from OMIE, , Nord Pool and GME.<\/span><\/div>\n

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

In der dritten Septemberwoche stiegen die Schlusskurse der Brent-Roh\u00f6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat an der ICE-B\u00f6rse<\/strong> in den meisten Sitzungen und lagen \u00fcber 72 $\/bbl. Am Montag, dem 16. September, verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 72,75 $\/bbl. Infolge des Aufw\u00e4rtstrends erreichten diese Futures am Donnerstag, dem 19. September, ihren Wochenschlusskurs von 74,88 $\/bbl. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der h\u00f6chste Preis seit dem 3. September. Am Freitag, dem 20. September, sank der Schlusskurs leicht auf 74,49 $\/bbl, lag aber immer noch 4,0 % \u00fcber dem des vorangegangenen Freitags.<\/p>\n

In der dritten Septemberwoche wirkten sich die r\u00fcckl\u00e4ufigen US-Roh\u00f6lvorr\u00e4te und die Versorgungssorgen nach dem Hurrikan Francine positiv auf die Brent-Roh\u00f6l-Terminpreise aus. Die Senkung der US-Zinss\u00e4tze trug ebenfalls zu h\u00f6heren Preisen bei. Die Besorgnis \u00fcber die Nachfrageentwicklung in China verhinderte jedoch weitere Anstiege. Andererseits k\u00f6nnte die zunehmende Instabilit\u00e4t im Nahen Osten in der vierten Septemberwoche zu einem weiteren Preisanstieg f\u00fchren.<\/p>\n

Die Schlusskurse der TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat blieben in der dritten Septemberwoche unter 36 \u20ac\/MWh. Am Dienstag, den 17. September, erreichten diese Futures ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chstpreis von 35,55 \u20ac\/MWh. Danach gingen die Preise zur\u00fcck und am Donnerstag, den 19. September, verzeichneten diese Futures ihren w\u00f6chentlichen Tiefstpreis von 33,08 \u20ac\/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 27. Juli. Am Freitag, 20. September, stieg der Schlusskurs auf 34,44 \u20ac\/MWh. Dieser Preis war immer noch 3,4 % niedriger als am vorangegangenen Freitag.<\/p>\n

In der dritten Septemberwoche wurden die Wartungsarbeiten in Norwegen fortgesetzt. Dar\u00fcber hinaus beeintr\u00e4chtigten Wartungsarbeiten an der Medgaz-Pipeline, die voraussichtlich bis in die vierte Septemberwoche andauern werden, den Gasfluss aus Algerien. Dank der hohen europ\u00e4ischen Lagerbest\u00e4nde konnten die TTF-Gas-Terminpreise jedoch unter 36 \u20ac\/MWh bleiben. Dar\u00fcber hinaus trugen Nachrichten \u00fcber eine m\u00f6gliche Vereinbarung \u00fcber Gaslieferungen aus Aserbaidschan \u00fcber die Ukraine zum Preisr\u00fcckgang am Donnerstag, dem 19. September, bei, obwohl diese Nachricht sp\u00e4ter korrigiert wurde.<\/p>\n

Die CO2<\/sub>-Futures<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Benchmark-Kontrakt Dezember 2024 verzeichneten am Dienstag, den 17. September, ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 64,34 \u20ac\/t. Am 18. und 19. September waren die Schlusskurse r\u00fcckl\u00e4ufig. Am Donnerstag, den 19. September, erreichten diese Futures ihren w\u00f6chentlichen Tiefststand von 62,82 \u20ac\/t. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 6. April. Am Freitag, den 20. September, stieg der Schlusskurs auf 63,39 \u20ac\/t. Dieser Preis lag jedoch immer noch 2,5 % unter dem des vorangegangenen Freitags.<\/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

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AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse der Aussichten f\u00fcr die europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte und die Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien<\/h2>\n

Am Donnerstag, den 19. September, veranstalteten AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> und AleaGreen<\/strong> das 47. Webinar<\/a> ihrer monatlichen Webinarreihe<\/a>. Webinar ihrer monatlichen Webinar-Reihe. Diesmal ging es um die Entwicklung und die Perspektiven der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte, um Energiespeicherung<\/strong>, insbesondere Batterien<\/strong> und gr\u00fcnen Wasserstoff<\/strong>, sowie um die aktuelle Situation und die Perspektiven des Eigenverbrauchs<\/strong>. Dar\u00fcber hinaus wurden 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, nahmen an der Analyse-Runde teil.<\/p>\n

Das n\u00e4chste Webinar<\/a> der Reihe, Nummer 48, findet am 17. Oktober statt und wird von Deloitte<\/strong> durchgef\u00fchrt, die bereits zum f\u00fcnften Mal teilnehmen. Die Themen sind die Entwicklung und die Aussichten der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte f\u00fcr den Winter 2024-2025, die Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien<\/strong> und die Bedeutung von Prognosen bei Audits<\/strong> und Portfoliobewertungen<\/strong>.<\/p>\n

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