Solar-Photovoltaik, thermoelektrische Energieerzeugung und Windenergieerzeugung
In der Woche vom 18. September Solarenergieproduktion in fast allen analysierten Märkten im Vergleich zur Vorwoche zurückgegangen. Den größten Rückgang verzeichnete der deutsche Markt mit 22 %. Zu den weiteren Märkten, in denen die Solarenergieproduktion zurückging, gehörten Frankreich mit einem Rückgang um 2.0 % und Italien mit einem Rückgang um 18 %. Die Ausnahme von diesem Trend bildete die Iberische Halbinsel, wo die Produktion im Wochenvergleich um 12 % stieg. Darüber hinaus erreichte der spanische Markt am Sonntag, dem 24. September, den höchsten Stand solare thermoelektrische Energieerzeugung seit Anfang September mit 22 GWh und am Mittwoch, 20. September, der zweithöchste Photovoltaik-Energieerzeugung im gleichen Zeitraum mit 126 GWh. Auch der portugiesische Markt erzeugte am 13.8. September 23 GWh Photovoltaikstrom, den höchsten Wert seit Ende August.
Für die Woche vom 25. September laut AleaSoft EnergieprognoseIn den Prognosen zur Solarenergieproduktion wird ein Anstieg in allen analysierten Märkten erwartet.
Wie für WindenergieproduktionIn der Woche vom 18. September war in den meisten analysierten Märkten ein Anstieg gegenüber der Vorwoche zu verzeichnen AleaSoft Energieprognose. Der größte Anstieg wurde mit 295 % auf dem italienischen Markt verzeichnet, gefolgt von 210 % auf dem deutschen Markt. Der geringste Anstieg, 28 %, wurde auf dem spanischen Markt registriert. Eine Ausnahme bildete der portugiesische Markt mit einem Rückgang der Windenergieproduktion um 38 %.
In der dritten Septemberwoche erreichte die tägliche Windenergieproduktion in mehreren Märkten ein Niveau wie seit dem Frühjahr oder Sommer nicht mehr. In Spanien beispielsweise wurden am 290. September 21 GWh erzeugt, der höchste Wert seit Mai dieses Jahres. Im deutschen Markt wurden am 653. September 19 GWh erzeugt, die höchste Windenergieproduktion in diesem Markt seit der zweiten Augustwoche. Einen Tag später, am 20. September, wurden auf dem französischen Markt 191 GWh erzeugt, ein Wert, der seit dem 6. August nicht mehr erreicht wurde.
Für die Woche vom 25. September AleaSoft EnergieprognoseDie Prognosen zur Windenergieproduktion deuten darauf hin, dass sie in allen analysierten Märkten zurückgehen wird.
Strombedarf
In der Woche vom 18. September Strombedarf in allen analysierten Märkten im Vergleich zur Vorwoche zurückgegangen. Den größten Rückgang mit 9.2 % verzeichnete der niederländische Markt, gefolgt vom spanischen Markt mit einem Rückgang von 5.1 %. Den geringsten Rückgang verzeichnete Deutschland mit einem Rückgang von 0.3 %. In den anderen analysierten Märkten reichte der Nachfragerückgang von 1.8 % in Belgien bis 4.2 % in Portugal.
Im gleichen Zeitraum, Durchschnittstemperaturen in allen analysierten Märkten im Vergleich zur Vorwoche zurückgegangen. Den geringsten Rückgang verzeichnete Italien mit 0.3 ºC. In den übrigen analysierten Märkten sanken die Durchschnittstemperaturen von 1.5 °C in Portugal auf 3.4 °C in Frankreich.
Laut AleaSoft EnergieprognoseLaut Nachfrageprognosen wird für die Woche vom 25. September mit einem weiteren Rückgang der Stromnachfrage in den meisten analysierten europäischen Märkten gerechnet, mit Ausnahme von Frankreich und der Iberischen Halbinsel.
Europäische Strommärkte
In der Woche vom 18. September wurden die Preise auf allen europäischen Strommärkten analysiert AleaSoft Energieprognose im Vergleich zur Vorwoche gesunken. Der größte Rückgang, 87 %, wurde im erzielt Nord Pool-Markt In den nordischen Ländern war der Rückgang mit 1.5 % am geringsten MIBEL-Markt von Portugal. Andernorts fielen die Preise zwischen 4.2 % des spanischen Marktes und 31 % des EPEX SPOT-Markt aus Deutschland, Belgien und den Niederlanden.
In der dritten Septemberwoche lagen die wöchentlichen Durchschnittswerte auf fast allen europäischen Strommärkten unter 100 €/MWh. Ausnahmen bildeten der portugiesische Markt und die IPEX-Markt in Italien, die 102.26 €/MWh bzw. 118.27 €/MWh erreichten. Andererseits hatte der nordische Markt mit 2.62 €/MWh den niedrigsten Durchschnittspreis. In den übrigen analysierten Märkten lagen die Preise zwischen 68.42 €/MWh auf dem französischen Markt und 99.43 €/MWh auf dem spanischen Markt.
Negative Stundenpreise wurden am 19., 20. und 24. September auf dem deutschen, belgischen, französischen und niederländischen Markt registriert. Auf dem nordischen Markt wurden zusätzlich zu diesen Tagen am 21., 25. und 26. September negative Stundenpreise erreicht. Ebenso am 19thDer Nord Pool-Marktpreis lag unter Null und lag im Durchschnitt bei -0.60 €/MWh. Im britischen Markt wurden am 19., 20. und 25. September negative Stundenpreise registriert. Der niedrigste Stundenpreis von -5.74 €/MWh wurde im deutschen Markt am 19. September von 14:00 bis 15:00 Uhr erreicht. Dieser Preis war der niedrigste seit der ersten Augusthälfte auf diesem Markt.
Auf dem spanischen Markt hingegen lag der Preis am Sonntag, 24. September, von 12:00 bis 16:00 Uhr bei 0 €/MWh. Auf dem italienischen Markt wurde an diesem Tag von 13:00 bis 15:00 Uhr ein Preis von 10.00 €/MWh registriert, der niedrigste seit Mai.
In der Woche vom 18. September trotz des Anstiegs der Durchschnittspreise für Gas und CO2 Emissionsrechte, der allgemeine Rückgang der Stromnachfrage und der deutliche Anstieg der Windenergieproduktion in den meisten analysierten Märkten führten zu einem Rückgang der europäischen Strommarktpreise.
AleaSoft EnergieprognoseDie Preisprognosen deuten darauf hin, dass die Preise auf dem europäischen Strommarkt in der vierten Septemberwoche steigen könnten, beeinflusst durch den Rückgang der Windenergieproduktion sowie durch eine steigende Nachfrage in einigen Märkten.
Brent, Kraftstoffe und CO2
In der dritten Septemberwoche werden Abrechnungspreise von Brent Öl Futures für den Front-Month im ICE-Markt blieb über 93 $/bbl. Der wöchentliche Mindestabrechnungspreis, 93.27 $/bbl, wurde am Freitag, dem 22. September, registriert und war 0.7 % niedriger als am Freitag zuvor. Andererseits wurde der wöchentliche maximale Abrechnungspreis von 94.43 $/bbl am Montag, dem 18. September, erreicht. Dieser Preis war 4.2 % höher als am Montag zuvor und der höchste seit der ersten Novemberhälfte 2022.
In der dritten Septemberwoche führten Produktionskürzungen in Saudi-Arabien und Russland dazu, dass die Brent-Öl-Futures-Abrechnungspreise Werte über 93 USD/Barrel erreichten. Bedenken hinsichtlich der Wirtschaftsentwicklung und die Erwartung, dass die Zinsen über einen längeren Zeitraum hoch bleiben werden, übten jedoch einen dämpfenden Einfluss auf die Preise aus und trugen zu ihrem Rückgang im Laufe der Woche bei.
Wie für TTF-Gas Die Futures auf dem ICE-Markt für den Front-Month verzeichneten am Montag, dem 18. September, einen Abrechnungspreis von 34.47 €/MWh, 3.8 % niedriger als am Montag zuvor. Doch ab Dienstag, dem 19. September, begannen die Preise zu steigen. Dieser steigende Trend setzte sich am Montag, 25. September, fort, als ein Abrechnungspreis von 44.44 €/MWh erreicht wurde. Dieser Preis war 29 % höher als der vom Montag, 18. September, und der höchste seit Anfang April.
In der dritten Septemberwoche führte die Nähe der kältesten Monate zu einem Anstieg der TTF-Gas-Futures-Preise, trotz der hohen europäischen Reserven. Auch die veränderten Gaslieferungen aus Norwegen, die bis in den Monat Oktober verlängert werden, wirkten sich positiv auf die Preise aus. Unterdessen geht der Arbeitskonflikt in australischen Flüssigerdgas-Exportanlagen weiter.
Der wöchentliche Mindestabrechnungspreis für CO2 Emissionsrechte Futures in der EEX-Markt, für den Referenzkontrakt vom Dezember 2023 wurde am Montag, 18. September, bei 80.84 €/t registriert. Dieser Preis war 1.0 % niedriger als am Montag zuvor und der niedrigste seit Anfang Juni. Während der übrigen Sitzungen der dritten Septemberwoche stiegen die Preise jedoch. Damit wurde am Freitag, 85.48. September, der wöchentliche Höchstabrechnungspreis von 22 €/t erreicht und lag damit 3.9 % über dem Vorfreitag.
Quelle aus pv Magazin
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