{"id":151176,"date":"2024-11-11T15:03:25","date_gmt":"2024-11-11T14:03:25","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=151176"},"modified":"2024-11-13T05:19:18","modified_gmt":"2024-11-13T04:19:18","slug":"europaeische-strommarktpreise-stuendlichen-hoechststaende-ersten-woche-november","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/europaeische-strommarktpreise-stuendlichen-hoechststaende-ersten-woche-november\/","title":{"rendered":"Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten erreichen in der ersten Novemberwoche st\u00fcndliche Jahresh\u00f6chstst\u00e4nde"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 11. November 2024.<\/strong> In der ersten Novemberwoche stiegen die Preise auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten, wobei die meisten von ihnen im Wochendurchschnitt \u00fcber 110 \u20ac\/MWh lagen.<\/strong> Auf einigen M\u00e4rkten waren die Stundenpreise die h\u00f6chsten seit 2022 und auf anderen die h\u00f6chsten in diesem Jahr.<\/strong> Die steigende Nachfrage sowie die r\u00fcckl\u00e4ufige Wind- und PV-Produktion in einigen M\u00e4rkten trugen zu diesem Anstieg bei.<\/strong> Dar\u00fcber hinaus geh\u00f6rten die Gaspreise mit \u00fcber 40 \u20ac\/MWh weiterhin zu den h\u00f6chsten in diesem Jahr.<\/strong><\/p>\n

Photovoltaik- und Windstromproduktion<\/h2>\n

In der Woche vom 4. November stieg die PV-Produktion<\/strong> auf der Iberischen Halbinsel im Vergleich zur Vorwoche. Der spanische Markt verzeichnete mit 21 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg, w\u00e4hrend sie in Portugal um 1,1 % zunahm. Auf den \u00fcbrigen europ\u00e4ischen Hauptm\u00e4rkten war die Produktion mit dieser Technologie r\u00fcckl\u00e4ufig. Der deutsche Markt verzeichnete mit 40 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang und setzte seinen Abw\u00e4rtstrend in der vierten Woche in Folge fort. Der italienische und der franz\u00f6sische Markt verzeichneten R\u00fcckg\u00e4nge von 23 % bzw. 24 %.<\/p>\n

Am 6. November erreichten der spanische und der portugiesische Markt im elften Monat des Jahres Rekordwerte bei der Solarstromproduktion. In Spanien wurde mit 109 GWh die h\u00f6chste historische Tagesproduktion f\u00fcr einen Monat November verzeichnet, w\u00e4hrend in Portugal mit 13 GWh der zweith\u00f6chste Wert erreicht wurde, nur knapp hinter dem in der Vorwoche erzielten Rekord.<\/p>\n

F\u00fcr die Woche vom 11. November erwarten die Prognosen f\u00fcr die Solarproduktion<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> einen Anstieg auf dem deutschen und spanischen Markt, w\u00e4hrend auf dem italienischen Markt ein R\u00fcckgang der Solarproduktion erwartet wird.<\/p>\n

AleaSoft - Photovoltaic 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 ersten Novemberwoche ist die Windenergieproduktion<\/strong> auf allen gro\u00dfen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche zur\u00fcckgegangen. Der franz\u00f6sische Markt verzeichnete mit einem R\u00fcckgang von 13 % die geringste Ver\u00e4nderung und setzte seinen Abw\u00e4rtstrend in der sechsten Woche in Folge fort. Die M\u00e4rkte in Italien, auf der iberischen Halbinsel und in Deutschland verzeichneten eine Umkehrung der Zuw\u00e4chse der Vorwoche nach unten. Der italienische Markt verzeichnete einen R\u00fcckgang von 28 %, w\u00e4hrend der portugiesische und der spanische Markt um 33 % bzw. 37 % zur\u00fcckgingen. Dabei verzeichnete der deutsche Markt mit 61 % den gr\u00f6\u00dften R\u00fcckgang.<\/p>\n

F\u00fcr die zweite Novemberwoche sagen die Prognosen f\u00fcr die Windenergieproduktion<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> einen Anstieg der Windenergieproduktion in allen analysierten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten voraus.<\/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 ersten Novemberwoche stieg die Stromnachfrage<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche auf breiter Front an. Der italienische Markt verzeichnete mit 10 % den st\u00e4rksten Anstieg, gefolgt von den belgischen und franz\u00f6sischen M\u00e4rkten mit einem Plus von 9,2 % bzw. 8,0 %. Auf den M\u00e4rkten Spaniens, der Niederlande, Portugals, Gro\u00dfbritanniens und Deutschlands stieg die Nachfrage zwischen 2,0 % in Spanien und 7,7 % in Deutschland. Der niederl\u00e4ndische Markt verzeichnete in der siebten Woche in Folge einen Nachfrageanstieg, w\u00e4hrend in Gro\u00dfbritannien und Frankreich die Nachfrage in der zweiten bzw. dritten Woche zunahm.<\/p>\n

Die Durchschnittstemperaturen<\/strong> sanken in den meisten der untersuchten M\u00e4rkte. Belgien verzeichnete mit 5,2\u00b0C den st\u00e4rksten R\u00fcckgang der Durchschnittstemperaturen, w\u00e4hrend Frankreich mit 1,6\u00b0C den geringsten R\u00fcckgang aufwies. Gro\u00dfbritannien, Italien, die Niederlande und Deutschland verzeichneten R\u00fcckg\u00e4nge, die zwischen 2,2\u00b0C in Gro\u00dfbritannien und 4,8\u00b0C in Deutschland lagen. Die Ausnahmen waren Spanien und Portugal, wo die Durchschnittstemperaturen um 0,7\u00b0C bzw. 0,9\u00b0C anstiegen.<\/p>\n

Die Erholung der Arbeitst\u00e4tigkeit in der Woche nach dem Feiertag 1. November, an dem in Spanien, Portugal, Italien und Belgien sowie in einigen Regionen Deutschlands Allerheiligen gefeiert wurde, sowie der R\u00fcckgang der Durchschnittstemperaturen in den meisten europ\u00e4ischen L\u00e4ndern beg\u00fcnstigten den Anstieg der Nachfrage auf allen untersuchten M\u00e4rkten.<\/p>\n

Nach den Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> wird die Nachfrage in der Woche vom 11. November in den meisten europ\u00e4ischen Hauptstromm\u00e4rkten steigen, au\u00dfer in Deutschland und Belgien, wo ein R\u00fcckgang im Vergleich zur Vorwoche erwartet wird.<\/p>\n

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>\n

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

In der ersten Novemberwoche stiegen die Durchschnittspreise auf den meisten wichtigen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Der nordische Markt Nord Pool<\/strong> verzeichnete mit 198% den h\u00f6chsten prozentualen Preisanstieg, w\u00e4hrend der italienische Markt IPEX <\/strong>mit 5,4% den geringsten Anstieg verzeichnete. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten stiegen die Preise zwischen 12 % auf dem britischen N2EX-Markt<\/strong> und 35 % auf dem deutschen -Markt.<\/strong><\/p>\n

In der ersten Novemberwoche lagen die w\u00f6chentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der untersuchten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte \u00fcber 110 \u20ac\/MWh. Die Ausnahme bildete der nordische Markt, der mit 32,39 \u20ac\/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt aufwies. Im Gegensatz dazu verzeichnete der deutsche Markt mit 146,20 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Wochendurchschnitt. Das letzte Mal, dass der deutsche Markt den h\u00f6chsten Wochendurchschnitt der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte verzeichnete, war in der Woche vom 24. Juni. Auf den anderen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 110,45 \u20ac\/MWh auf dem portugiesischen MIBEL-Markt<\/strong> bis 135,11 \u20ac\/MWh auf dem niederl\u00e4ndischen Markt.<\/p>\n

Am Dienstag, den 5. November, von 18:00 bis 19:00 Uhr, verzeichneten der spanische, franz\u00f6sische, italienische und portugiesische Markt einen Stundenpreis von 193,00 \u20ac\/MWh. Dieser Preis war der h\u00f6chste seit dem 24. Oktober 2023 auf dem spanischen und portugiesischen Markt und seit dem 2. Dezember 2023 auf dem franz\u00f6sischen Markt.<\/p>\n

Am 6. November, von 17:00 bis 18:00 Uhr, lagen die Preise auf dem deutschen und dem niederl\u00e4ndischen Markt bei 820,11 \u20ac\/MWh bzw. 550,00 \u20ac\/MWh und damit auf dem h\u00f6chsten Stand seit dem 27. Juni 2024 bzw. dem 17. Dezember 2022. An diesem Tag erreichten der belgische und der britische Markt zwischen 18:00 und 19:00 Uhr mit 363,11 \u20ac\/MWh bzw. 329,09 \u00a3\/MWh die h\u00f6chsten Preise seit dem 18. Dezember 2022.<\/p>\n

In der Woche vom 4. November trieben der Anstieg der Stromnachfrage und der R\u00fcckgang der Windenergieproduktion die Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten in die H\u00f6he. Der R\u00fcckgang der Solarstromerzeugung in den meisten der untersuchten M\u00e4rkte trug ebenfalls zu den Preissteigerungen bei. Die Gaspreise waren zwar etwas niedriger als in der Vorwoche, lagen aber immer noch bei rund 40 \u20ac\/MWh oder sogar dar\u00fcber und damit auf einem der h\u00f6chsten Niveaus dieses Jahres. Im Fall des MIBEL-Marktes hat die planm\u00e4\u00dfige Abschaltung des Kernkraftwerks Asc\u00f3 I seit dem 4. November wegen eines Brennelementewechsels zu einem R\u00fcckgang der Kernkraftproduktion<\/strong> gef\u00fchrt.<\/p>\n

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

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise in der zweiten Novemberwoche auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten sinken werden, was auf die Zunahme der Windenergieproduktion zur\u00fcckzuf\u00fchren ist.<\/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 an der ICE-B\u00f6rse<\/strong> stiegen in den meisten Sitzungen der ersten Novemberwoche. Am Donnerstag, den 7. November, erreichten diese Futures ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 75,63 $\/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der h\u00f6chste Preis seit dem 26. Oktober. Am Freitag, dem 8. November, sank der Preis jedoch um 2,3 % gegen\u00fcber dem Vortag. Infolgedessen verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 73,87 $\/bbl. Dennoch lag dieser Preis immer noch um 1,1 % h\u00f6her als am Freitag zuvor.<\/p>\n

Die Entscheidung der OPEC+, ihre Produktionssteigerungen zu verschieben, f\u00fchrte dazu, dass die erste Novemberwoche mit Preissteigerungen begann. Der Aufw\u00e4rtstrend setzte sich \u00fcber weite Strecken der Woche fort. Der Anstieg der US-\u00d6lvorr\u00e4te und der Wahlsieg von Donald Trump trugen jedoch am 6. November zu einem leichten Preisr\u00fcckgang bei. Der R\u00fcckgang der Produktion im Golf von Mexiko aufgrund des Hurrikans Rafael erm\u00f6glichte jedoch am Donnerstag, dem 7. November, eine R\u00fcckkehr des Schlusskurses auf \u00fcber 75 $\/bbl. Die geringere Gefahr, die von diesem Wirbelsturm ausging, trug zum Preisr\u00fcckgang am Ende der Woche bei. Andererseits k\u00f6nnte die Besorgnis \u00fcber die Nachfrageentwicklung nach der Ver\u00f6ffentlichung schwacher chinesischer Wirtschaftsdaten am Wochenende die Preise in der zweiten Novemberwoche nach unten beeinflussen.<\/p>\n

Die TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat erreichten am Montag, dem 4. November, ihren w\u00f6chentlichen Tiefstpreis von 40,30 \u20ac\/MWh. In den meisten Sitzungen der ersten Novemberwoche zogen die Preise an. Am Freitag, den 8. November, erreichten diese Futures mit 42,41 \u20ac\/MWh ihren Wochenh\u00f6chstpreis. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis um 8,3 % h\u00f6her als am Freitag zuvor. Trotz des Anstiegs lag der Wochendurchschnitt der Schlusspreise um 0,6 % unter dem Preis der Vorwoche.<\/p>\n

Die Gefahr von Unterbrechungen der Fl\u00fcssiggaslieferungen aus dem Golf von Mexiko infolge des Hurrikans Rafael trug zum Anstieg der TTF-Gas-Terminpreise in der ersten Novemberwoche bei. Die Aussicht auf eine erh\u00f6hte Nachfrage aufgrund niedrigerer Temperaturen trug ebenfalls zum Preisanstieg bei. Trotz hoher europ\u00e4ischer Lagerbest\u00e4nde blieben die Schlusskurse in der ersten Novemberwoche \u00fcber 40 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Die CO<\/strong>2<\/strong><\/sub> -Futures am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2024 verzeichneten am Montag, dem 4. November, einen Schlusskurs von 65,22 \u20ac\/t und lagen damit um 2,1 % h\u00f6her als am Freitag zuvor. In den folgenden Sitzungen gingen die Schlusskurse zur\u00fcck, und am 6. November verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 63,76 \u20ac\/t. Am Donnerstag und Freitag zogen die Preise jedoch wieder an. Infolgedessen erreichten diese Futures am Freitag, dem 8. November, ihren Wochenschlusskurs mit 68,02 \u20ac\/t. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis um 6,5 % h\u00f6her als am vorangegangenen Freitag und war der h\u00f6chste seit dem 4. September. Der Wochendurchschnitt der Schlusskurse lag jedoch geringf\u00fcgig unter dem der Vorwoche, n\u00e4mlich um 0,1 %.<\/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, Batterien, Hybridisierung und Speicherung<\/h2>\n

Am Donnerstag, den 14. November, wird AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> das 49. Webinar<\/a> seiner monatlichen Webinarreihe<\/a> abhalten. Gastredner ist diesmal Luis Marquina de Soto, Pr\u00e4sident von AEPIBAL<\/strong>, der Business Association of Batteries, Cells and Energy Storage. Neben der Entwicklung und den Perspektiven der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte f\u00fcr den Winter 2024-2025 wird das Webinar die Perspektiven von Batterien<\/strong>, Hybridisierung<\/strong> und Energiespeicherung<\/strong> analysieren. Die Dienstleistungen von AleaSoft f\u00fcr Batterie- und Hybridisierungsprojekte werden ebenfalls vorgestellt.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting, 11. November 2024. In der ersten Novemberwoche stiegen die Preise auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten, wobei die meisten von ihnen im Wochendurchschnitt \u00fcber 110 \u20ac\/MWh lagen. Auf einigen M\u00e4rkten waren die Stundenpreise die h\u00f6chsten seit 2022 und auf anderen die h\u00f6chsten in diesem Jahr. 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