Energy Market Monitor

Trend Day-Ahead-Preise (langfristig)

Strukturelle Marktentwicklung — nutzt alle verfügbaren Jahre

Ø-Preis (€/MWh)

Ø täglicher Spread — oben/unten 4h (€/MWh)

Gesamt negative Viertelstunden

Ø negativer Preis (€/MWh)

Day-Ahead-Preise (2025)

Viertelstündliche (15-Min-)ENTSO-E-Daten

Belgien — Preisspread & Durchschnitt (2025)

30-Tage gleitendes Max/Min mit gleitendem durchschnittlichem Spread (rote Linie)

Monatliche negative Preise + Ø-Preis (2025)

15-Min-Intervalle mit negativem Preis pro Monat, Jahre nebeneinander · Linien = Ø-Monatspreis (rechte Achse)

Monatliche negative Preise (2024-2025)

Ein gestapelter Balken pro Jahr × Monat: flach (>-1) vs. tief (<-1) Stunden

Duck-Kurve

Mittagsdelle durch Solar — reine PV-Fälle sind ohne Speicher schwieriger

Verteilung des täglichen Preisspreads (2025)

Verteilung des täglichen Max-Min-Spreads, berechnet aus 15-Min-Preisen, mit KDE-Kurve

Belgien — Ausgleichsenergiepreis-Spread & Durchschnitt (2025)

30-Tage gleitendes Max/Min mit gleitendem durchschnittlichem Spread (rote Linie) — Elia veröffentlicht diesen Datensatz erst ab Mai 2024

PV-Capture (ganze Jahre)

Monatlicher volumengewichteter Solar-Capture-Preis: Σ(PV·DA)/Σ(PV). PV = Measured & Upscaled (Elia ods032-Historie + ods087-Live, MW÷4 → MWh je 15 Min) · DA-Preis = ENTSO-E

Wert des PV-Curtailments (ganze Jahre)

Wert je MWh erzeugter PV des Abregelns, sobald der DA-Preis < 0 €/MWh ist. Balken = vermiedener Verlust durch negativen Preis ÷ gesamtes PV-Volumen: Σ(PV·−DA bei DA<0) / Σ(PV). Grüne Linie = abgeregelter Volumenanteil: Σ(PV bei DA<0) / Σ(PV). PV = Elia Measured & Upscaled · DA = ENTSO-E.

BE Solar-Ausgleichskosten (ganze Jahre)

Opportunitätskosten des PV-Prognosefehlers gegenüber einer perfekten Prognose, je MWh: Σ(Ist − Prognose)·(Spot − Ausgleich) / Σ(Ist). Grüne Linie = diese Kosten in % des Umsatzes bei perfekter Prognose. Ist = Elia Measured & Upscaled · Prognose = Day-Ahead 18 Uhr (ods032) · Ausgleich = ods047/ods134 · Spot = ENTSO-E DA.