{"id":149556,"date":"2024-10-02T14:23:27","date_gmt":"2024-10-02T12:23:27","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=149556"},"modified":"2024-11-06T18:20:56","modified_gmt":"2024-11-06T17:20:56","slug":"q3-2024-europaeische-maerkte-preise-erhoehen-pv-rekorde","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/q3-2024-europaeische-maerkte-preise-erhoehen-pv-rekorde\/","title":{"rendered":"
Analyse Drittes Quartal 2024<\/div>Anstieg der europ\u00e4ischen Strommarktpreise im dritten Quartal durch neue Rekordwerte bei der Photovoltaik"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 2. Oktober 2024.<\/strong><\/b> Im dritten Quartal 2024 stiegen die Preise auf dem europ\u00e4ischen Strommarkt im Vergleich zum Vorquartal, obwohl die PV-Produktion in mehreren M\u00e4rkten Rekordh\u00f6hen erreichte.<\/strong><\/b> Die Marktpreiserh\u00f6hungen wurden durch h\u00f6here Gaspreise, die gestiegene Nachfrage in den meisten M\u00e4rkten aufgrund der steigenden Sommertemperaturen und die r\u00fcckl\u00e4ufige Windenergieerzeugung verursacht.<\/strong><\/b> Die Stromnachfrage stieg im Jahresvergleich in den meisten M\u00e4rkten, obwohl die Durchschnittstemperaturen meist niedriger waren als im gleichen Zeitraum des Vorjahres.<\/strong><\/b><\/p>\n

PV-Solarstromproduktion und Windstromproduktion<\/h2>\n

Im dritten Quartal 2024 stieg die PV-Solarstromerzeugung<\/strong><\/b> in allen gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zum gleichen Zeitraum 2023. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 51 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg. Auch der spanische, der deutsche und der italienische Markt verzeichneten zweistellige Zuw\u00e4chse von 24%, 20% bzw. 13%. Den geringsten Anstieg verzeichnete der franz\u00f6sische Markt mit 8,8 %.<\/p>\n

Im Vergleich zum zweiten Quartal 2024 war auch im dritten Quartal des Jahres ein Anstieg der PV-Produktion in allen M\u00e4rkten zu verzeichnen. Die Zuw\u00e4chse auf dem portugiesischen, franz\u00f6sischen und spanischen Markt betrugen jeweils 23%, 9,8% und 9,8%. Der deutsche und der italienische Markt verzeichneten einen Anstieg von 1,9 % bzw. 0,9 %.<\/p>\n

Auf dem deutschen, spanischen, italienischen, franz\u00f6sischen und portugiesischen Markt war die viertelj\u00e4hrliche PV-Produktion mit 24 873 GWh, 15 136 GWh, 9565 GWh, 8279 GWh bzw. 1766 GWh die h\u00f6chste aller Quartale in der Geschichte.<\/p>\n

Die oben genannten Daten spiegeln den Anstieg der installierten Kapazit\u00e4t von Photovoltaikanlagen wider. Im Falle Spaniens ist diese Kapazit\u00e4t nach Angaben von Red El\u00e9ctrica zwischen dem zweiten und dritten Quartal 2024 um 1026 MW gestiegen. In Portugal stieg die installierte PV-Kapazit\u00e4t nach Angaben von REN im gleichen Zeitraum um 289 MW.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly solar photovoltaic energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica und TERNA.<\/span><\/div>
\n
AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica und TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

Vergleicht man die Windenergieproduktion<\/strong><\/b> im dritten Quartal 2024 mit dem gleichen Quartal 2023, so ist ein Anstieg auf dem franz\u00f6sischen, deutschen und spanischen Markt zu verzeichnen. Die Zuw\u00e4chse reichten von 3,0 % auf dem franz\u00f6sischen Markt bis zu 9,0 % auf dem spanischen Markt. Dagegen verzeichneten der italienische und der portugiesische Markt einen R\u00fcckgang der Windenergieerzeugung um 22 % bzw. 6,2 %.<\/p>\n

Im Einklang mit dem saisonalen \u00dcbergang vom Fr\u00fchling zum Sommer ging die Windenergieerzeugung in allen gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten zur\u00fcck, wenn man die Daten des dritten Quartals 2024 mit denen des vorherigen Quartals vergleicht. Der italienische Markt verzeichnete mit 28 % den gr\u00f6\u00dften R\u00fcckgang. In anderen L\u00e4ndern reichten die R\u00fcckg\u00e4nge von 7,1 % in Spanien bis 11 % in Portugal.<\/p>\n

Nach Angaben von Red El\u00e9ctrica stieg die installierte Windkraftkapazit\u00e4t zwischen Juni und September 2024 um 59 MW. Im Falle Portugals stieg die installierte Windkraftkapazit\u00e4t nach Angaben von REN um 25 MW.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly wind energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica und TERNA.<\/span><\/div>\nAbonnement der w\u00f6chentlichen News-Zusammenfassung von AleaSoft<\/a>\n

Stromnachfrage<\/h2>\n

Im dritten Quartal 2024 stieg die Stromnachfrage<\/strong><\/b> im Vergleich zum Vorjahreszeitraum in den meisten der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte. Der belgische Markt verzeichnete mit 5,1 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg, gefolgt vom italienischen und deutschen Markt, die jeweils um 2,5 % und 2,3 % zulegten. Auf dem spanischen und dem britischen Markt stieg die Nachfrage um 1,3 % und auf dem franz\u00f6sischen Markt um 1,0 %. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 0,8 % den geringsten Zuwachs. Eine Ausnahme vom Aufw\u00e4rtstrend bildete der niederl\u00e4ndische Markt, wo die Nachfrage um 5,3 % zur\u00fcckging.<\/p>\n

Im Vergleich zwischen dem zweiten und dritten Quartal 2024 stieg die Nachfrage auf den deutschen, niederl\u00e4ndischen und s\u00fcdeurop\u00e4ischen M\u00e4rkten. Der italienische Markt verzeichnete den gr\u00f6\u00dften Anstieg von 13%. Es folgte der spanische Markt mit einem Anstieg von 9,7 %. Der niederl\u00e4ndische, der portugiesische und der deutsche Markt verzeichneten geringere Steigerungen von 6,7 %, 4,0 % bzw. 1,9 %. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten ging die Nachfrage zwischen 2,2 % auf dem britischen und 3,1 % auf dem franz\u00f6sischen Markt zur\u00fcck.<\/p>\n

Die Entwicklung der Durchschnittstemperaturen<\/strong><\/b> im Jahresvergleich zeigt einen klaren Abw\u00e4rtstrend, wenn man das dritte Quartal 2024 mit dem dritten Quartal 2023 vergleicht. Die Durchschnittstemperaturen sanken in den meisten der analysierten M\u00e4rkte. Die R\u00fcckg\u00e4nge reichten von 0,1\u00b0C in den Niederlanden bis zu 1,2\u00b0C in Frankreich. Die Ausnahmen waren Deutschland und Italien. In Deutschland waren die Durchschnittstemperaturen \u00e4hnlich hoch wie im Vorjahresquartal, in Italien stiegen sie um 0,3 \u00b0C.<\/p>\n

Im Vergleich zum zweiten Quartal 2024 stiegen die Durchschnittstemperaturen im \u00fcberwiegend sommerlichen dritten Quartal in allen untersuchten M\u00e4rkten. Die Anstiege reichten von 3,2\u00b0C in Gro\u00dfbritannien bis zu 6,6\u00b0C in Italien.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly electricity demand Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid und ELIA.<\/span><\/div>\n

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

Im dritten Quartal 2024 blieb der viertelj\u00e4hrliche Durchschnittspreis auf den meisten der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte unter 85 \u20ac\/MWh. Die Ausnahme bildete der italienische IPEX-Markt<\/strong><\/b> mit einem Durchschnittspreis von 119,32 \u20ac\/MWh. Der nordische Markt Nord Pool<\/strong><\/b> verzeichnete mit 19,86 \u20ac\/MWh die niedrigsten Quartalspreise. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> analysierten M\u00e4rkten reichten die Durchschnittspreise von 51,14 \u20ac\/MWh auf dem franz\u00f6sischen -Markt<\/strong><\/b> bis zu 81,72 \u20ac\/MWh auf dem britischen N2EX-Markt.<\/strong><\/b><\/p>\n

Im Vergleich zum Vorquartal stiegen die Durchschnittspreise im dritten Quartal 2024 in fast allen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten, die in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> analysiert wurden. Die Ausnahme war der nordische Markt mit einem R\u00fcckgang von 44%. Im Gegensatz dazu verzeichneten der MIBEL-Markt<\/strong><\/b> in Portugal und Spanien mit 134% bzw. 136% die gr\u00f6\u00dften Steigerungen. Die \u00fcbrigen M\u00e4rkte verzeichneten Preissteigerungen zwischen 5,9 % auf dem britischen und 71 % auf dem franz\u00f6sischen Markt.<\/p>\n

Vergleicht man die Durchschnittspreise im dritten Quartal 2024 mit denen des gleichen Quartals 2023, so sind die Preise in fast allen untersuchten M\u00e4rkten gesunken. Die Ausnahme bildete der italienische Markt mit einem Anstieg von 5,4 %. Den gr\u00f6\u00dften Preisr\u00fcckgang verzeichnete der franz\u00f6sische Markt mit 40 %. Im Gegensatz dazu verzeichnete der britische Markt mit 10 % den geringsten R\u00fcckgang. Auf den anderen M\u00e4rkten reichten die Preisr\u00fcckg\u00e4nge von 16 % auf dem deutschen und niederl\u00e4ndischen Markt bis zu 29 % auf dem belgischen Markt.<\/p>\n

Infolge des Preisr\u00fcckgangs auf dem nordischen Markt war der Preis im dritten Quartal 2024 der niedrigste seit dem ersten Quartal 2021 auf diesem Markt.<\/p>\n

Im dritten Quartal 2024 f\u00fchrten h\u00f6here Gaspreise im Vergleich zum Vorquartal, ein R\u00fcckgang der Windstromproduktion und eine h\u00f6here Nachfrage in den meisten M\u00e4rkten zu h\u00f6heren Preisen auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zum Vorquartal, trotz niedriger CO2<\/sub> Emissionspreise und einer h\u00f6heren Solarproduktion.<\/p>\n

Im Vergleich zum dritten Quartal 2023 sind die CO2<\/sub>-Zertifikatepreise gesunken, die Solarproduktion ist in allen analysierten M\u00e4rkten gestiegen und die Windproduktion hat in den meisten M\u00e4rkten zugenommen. Dies hat dazu beigetragen, dass die Preise auf den Stromm\u00e4rkten im Vergleich zum Vorjahr gesunken sind, obwohl die Gaspreise gestiegen sind und die Stromnachfrage zugenommen hat.<\/p>\n

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

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

Die Brent-Roh\u00f6l-Futures<\/strong><\/b> f\u00fcr den Frontmonat am ICE-Markt<\/strong><\/b> verzeichneten im dritten Quartal 2024 einen viertelj\u00e4hrlichen Durchschnittspreis von 78,71 $\/bbl. Das waren 7,4 % weniger als der Front-Month-Futures-Preis des Vorquartals von 85,03 $\/bbl. Er lag auch um 8,4 % unter dem entsprechenden Front-Month-Futures-Preis von 85,92 $\/bbl im dritten Quartal 2023.<\/p>\n

Im dritten Quartal wirkten sich die Instabilit\u00e4t im Nahen Osten und die Erwartung niedrigerer Zinss\u00e4tze positiv auf die Preise f\u00fcr Brent-\u00d6l-Futures aus. Dar\u00fcber hinaus trieben die Produktionsk\u00fcrzungen der OPEC+, die Erwartung einer h\u00f6heren Nachfrage aufgrund von Urlaubsreisen, die Sorge um das kanadische Angebot aufgrund von Waldbr\u00e4nden, die Auswirkungen des Hurrikans Francine und Versorgungsunterbrechungen in Libyen die Preise im Laufe des Quartals ebenfalls nach oben. Die Besorgnis \u00fcber die Nachfrageentwicklung hielt jedoch im dritten Quartal an, und der viertelj\u00e4hrliche Durchschnittspreis ging zur\u00fcck. Im September korrigierten die OPEC und die Internationale Energieagentur ihre Nachfrageprognosen nach unten, was zu den Preisr\u00fcckg\u00e4ngen beitrug. Dar\u00fcber hinaus trug auch die geplante Erh\u00f6hung der OPEC+-Produktion im letzten Quartal des Jahres zu diesen R\u00fcckg\u00e4ngen bei.<\/p>\n

Bei den TTF-Gasfutures<\/strong><\/b> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat lag der Durchschnittswert im dritten Quartal 2024 f\u00fcr diese Futures bei 35,69 \u20ac\/MWh. Im Vergleich zu den im vorangegangenen Quartal gehandelten Front-Month-Futures von 31,78 \u20ac\/MWh stieg der Durchschnittswert um 12 %. Im Vergleich zu den Front-Month-Futures, die im gleichen Quartal 2023 gehandelt wurden, als der Durchschnittspreis 33,82 \u20ac\/MWh betrug, gab es einen Anstieg von 5,5 %.<\/p>\n

Im dritten Quartal 2024 wirkten sich Versorgungssorgen aufgrund des Russland-Ukraine-Konflikts und der Instabilit\u00e4t im Nahen Osten erh\u00f6hend auf die TTF-Gas-Terminpreise aus. Wartungsarbeiten in Norwegen trugen ebenfalls zum Preisanstieg bei. Dar\u00fcber hinaus wirkten sich Probleme in der Freeport-Exportanlage, der Hurrikan Francine und die hohe Nachfrage in Asien auf das Angebot von Fl\u00fcssiggas aus. Die hohen europ\u00e4ischen Lagerbest\u00e4nde begrenzten jedoch den Preisanstieg.<\/p>\n

Die CO<\/strong>2<\/strong><\/sub><\/b> -Futures am EEX-Markt<\/strong><\/b> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2024 erreichten im dritten Quartal 2024 einen Durchschnittspreis von 68,36 \u20ac\/t und lagen damit 1,9 % unter dem Durchschnitt des Vorquartals von 69,68 \u20ac\/t. Verglichen mit dem Durchschnitt des gleichen Quartals 2023 von 89,99 \u20ac\/t war der Durchschnitt des dritten Quartals 2024 um 24 % niedriger.<\/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><\/b> und AleaGreen<\/strong><\/b> bieten langfristige Preiskurvenprognosen f\u00fcr die Stromm\u00e4rkte an. Langfristige Preisprognosen<\/strong><\/b> werden f\u00fcr die Finanzierung von Projekten f\u00fcr erneuerbare Energien<\/strong><\/b>, Risikomanagement<\/strong><\/b> und Hedging<\/strong><\/b>, PPA-Handel<\/strong><\/b>, langfristigen Energiehandel, Portfoliobewertung<\/strong><\/b> und Audits<\/strong><\/b> ben\u00f6tigt. Die Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> und AleaGreen<\/strong><\/b> basieren auf einer einzigartigen wissenschaftlichen Methodik, die k\u00fcnstliche Intelligenz<\/strong><\/b>, Zeitreihen<\/strong><\/b> und statistische Modelle<\/strong><\/b> kombiniert. Dar\u00fcber hinaus haben diese Preisprognosen<\/a> eine st\u00fcndliche Granularit\u00e4t, einen 30-Jahres-Horizont und beinhalten Konfidenzb\u00e4nder.<\/p>\n

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