{"id":151497,"date":"2024-11-18T15:15:22","date_gmt":"2024-11-18T14:15:22","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=151497"},"modified":"2024-11-19T15:14:11","modified_gmt":"2024-11-19T14:14:11","slug":"wind-energy-prevents-rise-european-electricity-market-prices","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/wind-energy-prevents-rise-european-electricity-market-prices\/","title":{"rendered":"Windkraft verhindert, dass Gaspreiserh\u00f6hungen die Preise auf dem europ\u00e4ischen Strommarkt in der zweiten Novemberwoche nach unten ziehen"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 18. November 2024.<\/strong><\/b> In der zweiten Novemberwoche lagen die Durchschnittspreise in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten \u00fcber 100 \u20ac\/MWh, wenn auch niedriger als in der Vorwoche.<\/strong><\/b> Dieser R\u00fcckgang ist auf den Anstieg der Windenergieproduktion zur\u00fcckzuf\u00fchren und obwohl die Gaspreise auf ihren h\u00f6chsten Wert im Jahr 2024 gestiegen sind.<\/strong><\/b> Dennoch verzeichneten der iberische und der franz\u00f6sische Markt den h\u00f6chsten Tagespreis in diesem Jahr.<\/strong><\/b> Die Photovoltaik in Portugal \u00fcbertraf im November erneut den Produktionsrekord f\u00fcr einen einzigen Tag.<\/strong><\/b> Die Nachfrage nahm auf den meisten M\u00e4rkten zu, wobei die CO<\/strong>2<\/strong><\/sub>-Futures stiegen und die Brent-Futures fielen.<\/strong><\/b><\/p>\n

Photovoltaik- und Windenergieproduktion<\/h2>\n

In der Woche vom 11. November stieg die Photovoltaik-Produktion<\/strong><\/b> auf dem italienischen und franz\u00f6sischen Markt im Vergleich zur Vorwoche um 0,3 % bzw. 6,2 %. Die M\u00e4rkte auf der iberischen Halbinsel und in Deutschland verzeichneten hingegen einen R\u00fcckgang der Produktion mit dieser Technologie. Der deutsche Markt verzeichnete mit 27 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang und setzte damit den Abw\u00e4rtstrend in der f\u00fcnften Woche in Folge fort. Auf dem portugiesischen Markt war der R\u00fcckgang mit 7,4 % am geringsten, w\u00e4hrend der spanische Markt einen R\u00fcckgang von 23 % verzeichnete.<\/p>\n

Trotz des R\u00fcckgangs der PV-Produktion w\u00e4hrend der Woche auf dem portugiesischen Markt erreichte dieser Markt am Montag, dem 11. November, mit 14 GWh die h\u00f6chste historische Tagesproduktion f\u00fcr einen Monat November. Andererseits verzeichnete der franz\u00f6sische Markt mit 52 GWh am Freitag, den 15. November, den dritth\u00f6chsten Wert f\u00fcr einen Monat November.<\/p>\n

F\u00fcr die Woche vom 18. November sagen die Solarproduktionsprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> einen Anstieg auf dem deutschen und dem spanischen Markt voraus, w\u00e4hrend sie f\u00fcr den italienischen Markt einen R\u00fcckgang der Solarproduktion erwarten.<\/p>\n

AleaSoft - Photovoltaic energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von 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 unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

In der zweiten Novemberwoche stieg die Windenergieproduktion<\/strong><\/b> in allen wichtigen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten, nachdem sie in der Vorwoche zur\u00fcckgegangen war. Der deutsche Markt verzeichnete mit einem Plus von 267 % den gr\u00f6\u00dften Zuwachs, gefolgt vom italienischen Markt mit einem Plus von 209 % und dem franz\u00f6sischen Markt mit einem Plus von 147 %. Die iberischen M\u00e4rkte hingegen verzeichneten mit 83 % in Portugal und 90 % in Spanien das geringste Wachstum.<\/p>\n

F\u00fcr die dritte Novemberwoche deuten die Prognosen f\u00fcr die Windenergieproduktion<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> auf einen Anstieg der Produktion mit dieser Technologie in den meisten der analysierten europ\u00e4ischen M\u00e4rkte hin, mit Ausnahme des portugiesischen Marktes, f\u00fcr den ein R\u00fcckgang prognostiziert wird.<\/p>\n

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.<\/span><\/div>\n

Stromnachfrage<\/h2>\n

In der Woche vom 11. November stieg die Stromnachfrage<\/strong><\/b> in den meisten der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte im Vergleich zur Vorwoche. Der franz\u00f6sische Markt verzeichnete mit 8,3 % den gr\u00f6\u00dften Zuwachs und setzte seinen Aufw\u00e4rtstrend in der vierten Woche in Folge fort. Der portugiesische, der spanische, der deutsche und der italienische Markt verzeichneten in der zweiten Woche in Folge einen Anstieg, wobei die Werte zwischen 3,2 % in Portugal und 4,9 % in Italien lagen. Auf den M\u00e4rkten der Niederlande, Belgiens und Gro\u00dfbritanniens kam es dagegen zu einer Abw\u00e4rtsbewegung. Der niederl\u00e4ndische Markt verzeichnete mit 5,2 % den gr\u00f6\u00dften R\u00fcckgang, w\u00e4hrend der britische und der belgische Markt um 0,4 % bzw. 1,4 % fielen.<\/p>\n

Die Durchschnittstemperaturen<\/strong><\/b> sind in den meisten der untersuchten M\u00e4rkte gesunken. Auf der iberischen Halbinsel war der R\u00fcckgang der Durchschnittstemperaturen mit 3,1\u00b0C am st\u00e4rksten, w\u00e4hrend Deutschland mit 0,1\u00b0C den geringsten R\u00fcckgang verzeichnete. Gro\u00dfbritannien, Frankreich und Italien verzeichneten R\u00fcckg\u00e4nge, die von 0,9\u00b0C in Gro\u00dfbritannien bis 3,0\u00b0C in Italien reichten. In Belgien und den Niederlanden hingegen stiegen die Durchschnittstemperaturen um 1,6\u00b0C bzw. 2,1\u00b0C.<\/p>\n

Der Feiertag zum Waffenstillstand am 11. November in Belgien und Frankreich trug zusammen mit den niedrigeren Durchschnittstemperaturen in Belgien zu der geringeren Nachfrage auf diesem Markt bei. Auf dem franz\u00f6sischen Markt f\u00fchrten die niedrigeren Durchschnittstemperaturen w\u00e4hrend der Woche zu einem Anstieg der Nachfrage, obwohl die Arbeitst\u00e4tigkeit w\u00e4hrend des Feiertags am Montag reduziert wurde.<\/p>\n

F\u00fcr die dritte Novemberwoche deuten die Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> darauf hin, dass die Nachfrage in den meisten der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte steigen wird, mit Ausnahme der iberischen Halbinsel und Deutschlands, wo ein R\u00fcckgang der Nachfrage im Vergleich zur Vorwoche erwartet wird.<\/p>\n

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

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

In der zweiten Novemberwoche sind die Durchschnittspreise auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche gesunken. Eine Ausnahme bildete der italienische IPEX-Markt <\/strong><\/b>mit einem Anstieg von 7,6 %. Der deutsche -Markt<\/strong><\/b> verzeichnete den gr\u00f6\u00dften prozentualen Preisr\u00fcckgang von 18 % nach den hohen Preisen der Vorwoche, als die Preise f\u00fcr einige Stunden sogar \u00fcber 800 \u20ac\/MWh lagen. Dagegen verzeichnete der franz\u00f6sische -Markt den geringsten R\u00fcckgang von 0,7 %. Auf den anderen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> analysierten M\u00e4rkten fielen die Preise zwischen 5,5 % auf dem belgischen Markt und 12 % auf dem niederl\u00e4ndischen Markt.<\/p>\n

In der zweiten Novemberwoche lagen die Wochendurchschnitte auf den meisten der untersuchten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte weiterhin \u00fcber 100 \u20ac\/MWh. Die Ausnahme bildete der nordische Markt Nord Pool<\/strong><\/b>, der mit 30,00 \u20ac\/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt verzeichnete. Dagegen wies der italienische Markt mit 132,84 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Wochendurchschnitt auf. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 102,37 \u20ac\/MWh auf dem spanischen MIBEL-Markt<\/strong><\/b> bis 120,29 \u20ac\/MWh auf dem deutschen Markt.<\/p>\n

Was die Tagespreise anbelangt, so erreichte der nordische Markt am Montag, den 11. November, mit 68,17 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Preis seit dem 27. April 2024. Am Donnerstag, den 14. November, verzeichnete der franz\u00f6sische Markt einen Preis von 125,10 \u20ac\/MWh, den h\u00f6chsten seit dem 7. Dezember 2023. Auf dem spanischen und portugiesischen Markt lag der Preis am Montag, den 18. November, bei 136,37 \u20ac\/MWh und damit auf dem h\u00f6chsten Stand seit dem 17. Oktober 2023.<\/p>\n

In der Woche vom 11. November f\u00fchrte die deutliche Zunahme der Windenergieproduktion trotz des w\u00f6chentlichen Anstiegs der Preise f\u00fcr Gas und CO2<\/sub>-Emissionszertifikate und der gestiegenen Nachfrage auf einigen M\u00e4rkten zu niedrigeren Preisen auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Im Falle des italienischen Marktes trug die Abh\u00e4ngigkeit von Gas zur Stromerzeugung und die gestiegene Nachfrage zum Preisanstieg bei, obwohl die Wind- und Solarstromerzeugung zunahm.<\/p>\n

AleaSoft - Wind<\/a><\/div>\n

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> deuten darauf hin, dass die Preise in der dritten Novemberwoche in den meisten europ\u00e4ischen Hauptstromm\u00e4rkten weiter sinken werden. Der Anstieg der Windenergieproduktion in den meisten M\u00e4rkten wird dieses Verhalten beg\u00fcnstigen. Auf dem deutschen und dem spanischen Markt werden auch der Anstieg der Solarstromproduktion und der R\u00fcckgang der Nachfrage zu niedrigeren Preisen beitragen. Auf dem britischen N2EX-Markt<\/strong><\/b>, wo die Nachfrage am st\u00e4rksten zunehmen d\u00fcrfte, k\u00f6nnten die Preise jedoch steigen.<\/p>\n

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, , Nord Pool und 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> begannen die zweite Novemberwoche mit einem R\u00fcckgang von 2,8 % gegen\u00fcber der letzten Sitzung der Vorwoche und verzeichneten am Montag, den 11. November, einen Schlusskurs von 71,83 $\/bbl. Anschlie\u00dfend stiegen die Preise leicht an und am Donnerstag, den 14. November, erreichten diese Futures mit 72,56 $\/bbl ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs. Am Freitag, dem 15. November, sanken die Preise jedoch um 2,1 % gegen\u00fcber dem Vortag. Infolgedessen verzeichneten diese Futures ihren w\u00f6chentlichen Tiefstpreis von 71,04 $\/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> analysierten Daten lag dieser Preis 3,8 % unter dem des vorangegangenen Freitags und war der niedrigste seit dem 12. September. In der gesamten Woche lag der durchschnittliche Schlusskurs um 4,1 % unter dem der Vorwoche.<\/p>\n

In der zweiten Novemberwoche senkte die OPEC ihre Prognosen f\u00fcr das Wachstum der \u00d6lnachfrage in den Jahren 2024 und 2025. Auch die Internationale Energieagentur senkte ihre Prognosen f\u00fcr 2025. Bei den globalen Nachfrageprognosen f\u00fcr 2024 hob die Internationale Energieagentur ihre Prognosen vom Oktober an, obwohl sie weiterhin unter denen der OPEC lagen. Die Besorgnis \u00fcber die Nachfrageentwicklung in China hielt auch in der zweiten Novemberwoche an. Die Erwartung weiterer Zinssenkungen in den Vereinigten Staaten sowie ein st\u00e4rkerer Dollar setzten die Futures-Preise ebenfalls unter Druck.<\/p>\n

Die Schlusspreise der TTF-Gasfutures<\/strong><\/b> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat stiegen in fast allen Sitzungen der zweiten Novemberwoche, au\u00dfer am 13. November. An diesem Tag erreichten diese Futures ihren w\u00f6chentlichen Mindestschlusskurs von 43,67 \u20ac\/MWh. Andererseits verzeichneten diese Futures am Freitag, den 15. November, als Folge der Steigerungen ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 46,55 \u20ac\/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> analysierten Daten lag dieser Preis um 9,8 % h\u00f6her als am Freitag zuvor und war der h\u00f6chste seit dem 25. November 2023.<\/p>\n

Der Anstieg der Gaspreise in der ersten Novemberh\u00e4lfte wurde durch die Tatsache beeinflusst, dass die europ\u00e4ischen Gasvorr\u00e4te zwar nach wie vor hoch sind, aber fr\u00fcher als im letzten Jahr geleert werden, was Bedenken hinsichtlich der Auswirkungen auf den Wiederauff\u00fcllungsprozess f\u00fcr den Sommer 2025 weckt. Dar\u00fcber hinaus unterst\u00fctzten die niedrigen Temperaturprognosen den Anstieg der TTF-Gas-Terminpreise in der zweiten Novemberwoche. Bedenken \u00fcber die m\u00f6gliche Unterbrechung der Gaslieferungen aus Russland \u00fcber die Ukraine ab dem 31. Dezember sowie die Unterbrechung der russischen Gaslieferungen nach \u00d6sterreich seit dem 16. November trugen ebenfalls zum Preisanstieg bei.<\/p>\n

Die CO<\/strong>2<\/strong><\/sub><\/b> -Futures am EEX-Markt<\/strong><\/b> f\u00fcr den Dezember-2024-Benchmarkkontrakt begannen in der zweiten Novemberwoche mit Preisr\u00fcckg\u00e4ngen. Diese R\u00fcckg\u00e4nge setzten sich bis zum 13. November fort. An diesem Tag verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 66,31 \u20ac\/t. Nach einem Anstieg von 3,0 % gegen\u00fcber dem Vortag erreichten die Futures am Donnerstag, dem 14. November, ihren Wochenh\u00f6chstpreis von 68,27 \u20ac\/t. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> analysierten Daten war dies der h\u00f6chste Preis seit dem 3. September. Am Freitag, den 15. November, sanken die Preise wieder auf 68,01 \u20ac\/t. Dieser Schlusspreis war nur 0,01 \u20ac\/t niedriger als am Freitag zuvor. Trotz der R\u00fcckg\u00e4nge lag der Wochendurchschnitt um 3,2 % h\u00f6her als in der Vorwoche.<\/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

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

Am Donnerstag, den 14. November, hielt AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> das 49. Webinar<\/a> seiner monatlichen Webinarreihe<\/a> ab. An dem Webinar nahm Luis Marquina de Soto, Pr\u00e4sident von AEPIBAL<\/strong><\/b>, dem europ\u00e4ischen Verband der Batterie-, Akkumulatoren- und Energiespeicherindustrie, teil. Bei dieser Gelegenheit analysierte das Webinar die Entwicklung und die Perspektiven der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte f\u00fcr den Winter 2024-2025 sowie die Perspektiven von Batterien<\/strong><\/b>, Hybridisierung<\/strong><\/b> und Energiespeicherung<\/strong><\/b>. Dar\u00fcber hinaus wurden die Dienstleistungen von AleaSoft f\u00fcr Batterie- und Hybridisierungsprojekte erl\u00e4utert.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting, 18. November 2024. In der zweiten Novemberwoche lagen die Durchschnittspreise in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten \u00fcber 100 \u20ac\/MWh, wenn auch niedriger als in der Vorwoche. Dieser R\u00fcckgang ist auf den Anstieg der Windenergieproduktion zur\u00fcckzuf\u00fchren und obwohl die Gaspreise auf ihren h\u00f6chsten Wert im Jahr 2024 gestiegen sind. 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