在2024年的第一周，需求的增加推動(dòng)了大多數(shù)歐洲電力市場(chǎng)的價(jià)格上漲。然而，在西班牙、葡萄牙和意大利，由于風(fēng)能產(chǎn)量大幅增加，價(jià)格有所下降。
1月2日，法國(guó)的風(fēng)能日產(chǎn)量達(dá)到402吉瓦時(shí)。那一天，F(xiàn)ront冰中TTF天然氣的月期貨標(biāo)志著自2023年8月上半月以來(lái)的最低結(jié)算價(jià)格，達(dá)到€30.57/MWh。
太陽(yáng)能光伏、太陽(yáng)能熱電和風(fēng)能生產(chǎn)
與前一周相比，1月1日這一周，歐洲大多數(shù)主要電力市場(chǎng)的太陽(yáng)能產(chǎn)量都有所下降。德國(guó)市場(chǎng)跌幅最大，為33%，而意大利市場(chǎng)跌幅最小，為7.7%。伊比利亞半島是個(gè)例外，太陽(yáng)能產(chǎn)量增長(zhǎng)了4.0%，主要是由于葡萄牙市場(chǎng)增長(zhǎng)了22%。1月7日，西班牙市場(chǎng)利用太陽(yáng)能光伏發(fā)電80 GWh，這是自去年11月底以來(lái)使用該技術(shù)的最高產(chǎn)量。
根據(jù)AleaSoft Energy Forecasting的太陽(yáng)能產(chǎn)量預(yù)測(cè)，德國(guó)、意大利和西班牙的太陽(yáng)能產(chǎn)量將在1月8日這一周增加。
資料來(lái)源：AleaSoft Energy Forecasting使用ENTSO-E、RTE、REN、REE和TERNA的數(shù)據(jù)編制。
至于風(fēng)能生產(chǎn)，與前一周相比，2024年第一周，歐洲大多數(shù)主要電力市場(chǎng)的風(fēng)能產(chǎn)量都有所增長(zhǎng)。意大利領(lǐng)漲，漲幅為246%。西班牙市場(chǎng)也大幅增長(zhǎng)了157%。法國(guó)市場(chǎng)的增幅最小，為1.1%。盡管如此，1月2日，法國(guó)風(fēng)能發(fā)電量為402吉瓦時(shí)，為歷史系列中的最高日值。盡管德國(guó)市場(chǎng)是本周分析市場(chǎng)中風(fēng)能產(chǎn)量的領(lǐng)導(dǎo)者，但與2023年最后一周的產(chǎn)量相比，其產(chǎn)量下降了23%。
根據(jù)AleaSoft Energy Forecasting的風(fēng)能產(chǎn)量預(yù)測(cè)，在1月8日這一周內(nèi)，使用該技術(shù)的所有市場(chǎng)的產(chǎn)量都將下降。
資料來(lái)源：AleaSoft Energy Forecasting利用ENTSO-E、RTE、REN、REE和TERNA的數(shù)據(jù)編制
電力需求
與前一周相比，1月1日這一周歐洲主要電力市場(chǎng)的電力需求有所增加。預(yù)計(jì)需求將在前一周慶祝圣誕節(jié)后恢復(fù)。在所有分析的市場(chǎng)中，英國(guó)市場(chǎng)的增幅最大，達(dá)到20%。西班牙市場(chǎng)的增幅最小，為1.8%。
在2024年的第一周，大多數(shù)分析市場(chǎng)的平均氣溫都有所下降。這些下降也有利于需求的增加。下降幅度從法國(guó)的1.3攝氏度到德國(guó)的2.6攝氏度不等。相比之下，在南歐國(guó)家，平均氣溫沒(méi)有那么冷。升幅從意大利的0.3°C到西班牙的2.2°C不等。
根據(jù)AleaSoft Energy Forecasting的需求預(yù)測(cè)，這一趨勢(shì)將持續(xù)下去，1月8日這一周所有分析市場(chǎng)的電力需求都將增加。
資料來(lái)源：AleaSoft Energy Forecasting利用ENTSO-E、RTE、REN、REE、TERNA、National Grid和ELIA的數(shù)據(jù)編制
歐洲電力市場(chǎng)
在1月1日這一周，歐洲大多數(shù)主要電力市場(chǎng)的價(jià)格與前一周相比都有所上漲。例外的是意大利的IPEX市場(chǎng)下降了14%，西班牙和葡萄牙的MIBEL市場(chǎng)下降了23%。另一方面，德國(guó)EPEX現(xiàn)貨市場(chǎng)的價(jià)格漲幅最大，為222%。在AleaSoft Energy Forecasting分析的其余市場(chǎng)中，英國(guó)N2EX市場(chǎng)的價(jià)格上漲了49%，法國(guó)EPEX現(xiàn)貨市場(chǎng)的價(jià)格上漲了163%。
在1月的第一周，幾乎所有分析的歐洲電力市場(chǎng)的周平均值都低于€85/MWh。意大利市場(chǎng)是個(gè)例外，它達(dá)到了最高的平均水平，€100.01/兆瓦時(shí)。在其余被分析的市場(chǎng)中，價(jià)格從西班牙市場(chǎng)的€58.88/MWh到北歐國(guó)家Nord Pool市場(chǎng)的€83.13/MWh不等。
至于小時(shí)價(jià)格，德國(guó)、比利時(shí)、法國(guó)和荷蘭市場(chǎng)1月1日和3日的小時(shí)價(jià)格為負(fù)。1月1日，英國(guó)市場(chǎng)也出現(xiàn)了負(fù)價(jià)格。然而，這些負(fù)價(jià)格沒(méi)有前一周這些市場(chǎng)達(dá)到的價(jià)格低。另一方面，1月5日星期五16:00-17:00，北歐市場(chǎng)價(jià)格為€254.58/MWh。這是自2022年12月以來(lái)的最高時(shí)薪。MIBEL市場(chǎng)在1月5日至7日期間記錄了最低的每日價(jià)格，這有助于它與歐洲其他主要市場(chǎng)相比具有最低的周平均價(jià)格。
在1月1日這一周，電力需求普遍增加，導(dǎo)致歐洲電力市場(chǎng)價(jià)格上漲。德國(guó)和法國(guó)等國(guó)太陽(yáng)能產(chǎn)量的下降以及德國(guó)風(fēng)能產(chǎn)量的下降也導(dǎo)致了價(jià)格上漲。然而，意大利和伊比利亞半島風(fēng)能產(chǎn)量的顯著增長(zhǎng)有利于這些市場(chǎng)的較低價(jià)格。
AleaSoft Energy Forecasting的價(jià)格預(yù)測(cè)表明，在1月的第二周，歐洲電力市場(chǎng)的價(jià)格可能會(huì)繼續(xù)上漲。需求的復(fù)蘇和風(fēng)能產(chǎn)量的普遍下降可能會(huì)導(dǎo)致這種行為。
資料來(lái)源：AleaSoft Energy Forecasting利用OMIE、EPEX SPOT、Nord Pool和GME的數(shù)據(jù)編制
布倫特原油、燃料和二氧化碳
1月2日星期二，ICE市場(chǎng)Front？月布倫特原油期貨的每周最低結(jié)算價(jià)為75.89美元/桶。本周剩余時(shí)間，價(jià)格在77.50美元/桶以上。1月5日星期五，這些期貨達(dá)到了每周最高結(jié)算價(jià)格78.76美元/桶。在1月的第一周，中東的不穩(wěn)定對(duì)布倫特原油期貨價(jià)格產(chǎn)生了上行影響。利比亞的生產(chǎn)中斷也導(dǎo)致了價(jià)格上漲。然而，沙特阿拉伯宣布降價(jià)可能會(huì)在1月的第二周產(chǎn)生下行影響。
至于TTF天然氣期貨在ICE市場(chǎng)的前一個(gè)月，1月2日星期二，他們繼續(xù)前一周最后一個(gè)交易日的下跌。那一天，他們達(dá)到了每周最低結(jié)算價(jià)格，€30.57英鎊/兆瓦時(shí)。根據(jù)AleaSoft Energy Forecasting分析的數(shù)據(jù)，這一價(jià)格是2023年8月上半月以來(lái)的最低水平。截至1月3日星期三，價(jià)格開始上漲。因此，1月5日星期五，TTF天然氣期貨達(dá)到了其周最高結(jié)算價(jià)格，€34.55英鎊/兆瓦時(shí)。這一價(jià)格比前一個(gè)星期五高出6.8%。
在1月的第一周，歐洲寒流的預(yù)測(cè)對(duì)TTF天然氣期貨價(jià)格產(chǎn)生了上行影響。然而，在1月第二周開始時(shí)，對(duì)溫和氣溫、充足供應(yīng)和歐洲庫(kù)存仍處于高位的預(yù)測(cè)可能會(huì)對(duì)這些期貨價(jià)格產(chǎn)生下行影響。
至于2024年12月參考合約在EEX市場(chǎng)的二氧化碳排放權(quán)期貨，在1月的第一周，結(jié)算價(jià)格低于前一周。1月3日周三，這些期貨達(dá)到了每周最高結(jié)算價(jià)格，€77.35/萬(wàn)億。在接下來(lái)的一個(gè)交易日中，它們下跌了2.0%，至€75.82/萬(wàn)億。這是一月份第一周的最低結(jié)算價(jià)格。
資料來(lái)源：AleaSoft Energy Forecasting利用ICE和EEX的數(shù)據(jù)編制
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