AleaSoft Energy Forecasting, 2. Februar 2026. In der letzten Januarwoche lagen die Wochenpreise der meisten wichtigen europäischen Strommärkte leicht über denen der Vorwoche und beliefen sich auf über 110 €/MWh. Der iberische Markt hingegen entkoppelte sich erneut mit Durchschnittswerten von fast 20 €/MWh, begünstigt durch die Windenergieproduktion und eine geringere Stromnachfrage. In Italien erreichte die Photovoltaik die höchste Produktion für einen Tag im Januar. Die TTF-Gas- und Brent-Futures erreichten ihre höchsten Werte seit Juni bzw. August 2025, während die CO2-Futures ihren niedrigsten Stand seit November verzeichneten.
Photovoltaik- und Windenergieerzeugung
In der Woche vom 26. Januar stieg die Photovoltaik-Produktion auf den Märkten in Frankreich und Italien gegenüber der Vorwoche. Der italienische Markt verzeichnete mit 41 % den größten Anstieg, während der französische Markt mit einem Wachstum von 13 % die zweite Woche in Folge Zuwächse verzeichnete. Dagegen verzeichneten die Märkte der Iberischen Halbinsel und der deutsche Markt Rückgänge bei der Stromerzeugung mit dieser Technologie. Portugal und Spanien setzten den Abwärtstrend zum dritten Mal in Folge fort und verzeichneten Rückgänge von 30 % bzw. 34 %. Der deutsche Markt verzeichnete mit 64 % den stärksten Rückgang, nachdem er in den beiden Vorwochen einen Aufwärtstrend gezeigt hatte.
Am 27. Januar erreichte der italienische Markt mit einer Erzeugung von 69 GWh einen historischen Rekord bei der Photovoltaik-Produktion für einen Tag im Januar.
Für die Woche vom 2. Februar wird laut den Prognosen zur Solarstromproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die Produktion auf dem deutschen, spanischen und italienischen Markt im Vergleich zur Vorwoche steigen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.In der letzten Januarwoche stieg die Windenergieproduktion in den meisten wichtigen europäischen Märkten gegenüber der Vorwoche. Der italienische Markt verzeichnete mit 14 % den größten Anstieg, während der portugiesische Markt mit 10 % den geringsten Anstieg verzeichnete. Beide Märkte setzten ihren Aufwärtstrend zum zweiten Mal in Folge fort. Auch auf dem deutschen Markt stieg die Windenergieerzeugung im Wochenverlauf um 13 % und kehrte damit den Abwärtstrend der letzten drei Wochen um. Auf dem spanischen Markt blieb die Windenergieproduktion mit einem leichten Rückgang von 2,5 % auf einem ähnlichen Niveau wie in der Vorwoche, während die Produktion mit dieser Technologie in Frankreich gegenüber der Vorwoche um 32 % zurückging.
Im Laufe der Woche erreichte der italienische Markt am 28. Januar mit einer Erzeugung von 173 GWh seine dritthöchste historische Windenergieproduktion an einem Tag im Januar, nach den Rekorden vom 9. und 10. Januar 2026 mit 182 GWh bzw. 188 GWh.
Für die erste Februarwoche wird laut den Prognosen zur Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die Produktion mit dieser Technologie in den Märkten Deutschland, Frankreich und Spanien steigen. Die Märkte in Portugal und Italien werden jedoch Rückgänge verzeichnen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Stromnachfrage
In der Woche vom 26. Januar stieg die Stromnachfrage in den meisten wichtigen europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche. Der britische Markt verzeichnete nach zwei Wochen mit Rückgängen den größten Anstieg von 3,7 %. Die Märkte in Italien und Deutschland verzeichneten mit 0,1 % bzw. 0,3 % die geringsten Zuwächse und setzten damit in beiden Fällen den Aufwärtstrend zum fünften Mal in Folge fort. Der französische Markt verzeichnete mit einem Anstieg von 1,4 % die zweite Wachstumswoche in Folge.
Auf der anderen Seite verzeichneten die Märkte der Iberischen Halbinsel und Belgiens einen Rückgang der Nachfrage gegenüber der Vorwoche. Der belgische Markt verzeichnete mit 0,8 % den geringsten Rückgang und verzeichnete damit den dritten Rückgang in Folge. Die Märkte in Spanien und Portugal kehrten den Aufwärtstrend um und verzeichneten nach drei Wochen mit Zuwächsen Rückgänge von 2,3 % bzw. 7,5 %.
In der letzten Januarwoche waren die Durchschnittstemperaturen in den meisten untersuchten Märkten weniger kalt als in der Vorwoche. Portugal verzeichnete mit 2,2 °C den stärksten Anstieg, während Frankreich mit 0,1 °C den geringsten Anstieg verzeichnete. In Italien, Deutschland und Spanien stiegen die Durchschnittstemperaturen um 0,2 °C, 1,6 °C bzw. 2,0 °C. In Großbritannien und Belgien hingegen sanken die Durchschnittstemperaturen gegenüber der Vorwoche um 1,3 °C bzw. 2,0 °C.
Für die erste Februarwoche wird laut den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting ein Anstieg der Nachfrage in Großbritannien, Belgien und Spanien erwartet. Dagegen wird für die Märkte in Deutschland, Portugal, Italien und Frankreich ein Rückgang der Nachfrage prognostiziert.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
In der letzten Januarwoche lagen die Preise auf den meisten europäischen Strommärkten leicht über denen der zweiten Hälfte der Vorwoche. Infolgedessen stiegen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten gegenüber der Vorwoche. Ausnahmen bildeten der IPEX-Markt in Italien und der MIBEL-Markt in Spanien und Portugal mit Rückgängen von 4,7 %, 64 % bzw. 73 %. Der französische EPEX SPOT-Markt verzeichnete hingegen mit 8,5 % den höchsten prozentualen Preisanstieg. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 1,2 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Deutschland und 7,8 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Belgien.
In der Woche vom 26. Januar lagen die Wochenmittelwerte in den meisten europäischen Strommärkten über 110 €/MWh. Ausnahmen bildeten der portugiesische und der spanische Markt, deren Durchschnittswerte bei 17,25 €/MWh bzw. 23,03 €/MWh lagen. Der italienische Markt verzeichnete hingegen mit 140,74 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt. In den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten lagen die Preise zwischen 111,50 €/MWh auf dem französischen Markt und 123,31 €/MWh auf dem deutschen Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so lagen die Preise in den meisten von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten in der letzten Januarwoche über 90 €/MWh. Eine Ausnahme bildete der MIBEL-Markt, dessen Tagespreise unter 40 €/MWh blieben. Am Sonntag, dem 1. Februar, erreichte der portugiesische Markt mit 1,04 €/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt unter den analysierten Märkten. Dies war der niedrigste Tagespreis seit dem 9. April 2024. Auf dem spanischen Markt lag der Preis am Samstag, dem 31. Januar, bei 5,57 €/MWh, dem niedrigsten Tagespreis dieses Marktes seit dem 24. Mai 2025.
Andererseits verzeichneten der Nord Pool der nordischen Länder sowie die Märkte in Deutschland, Belgien, Italien und den Niederlanden in einigen Sitzungen der letzten Januarwoche Tagespreise von über 130 €/MWh. Auf dem italienischen Markt lagen die Tagespreise in den ersten vier Tagen der Woche über 145 €/MWh. Dieser Markt erreichte am Dienstag, dem 27. Januar, mit 150,97 €/MWh den höchsten Tagesdurchschnitt der Woche unter den analysierten Märkten.
In der Woche vom 26. Januar trugen steigende Gaspreise, eine höhere Nachfrage und ein Rückgang der Solarstromproduktion in den meisten Märkten zum Preisanstieg auf den europäischen Strommärkten bei. In Frankreich begünstigte auch der Rückgang der Windenergieproduktion den Preisanstieg. Der Rückgang der Nachfrage in Spanien und Portugal führte jedoch zu einem Preisrückgang auf dem MIBEL-Markt. Darüber hinaus stieg die Windenergieproduktion in Portugal, während sie in Spanien auf einem ähnlichen Niveau wie in der Vorwoche blieb und die Wasserkraftproduktion zunahm. Auf dem italienischen Markt trug der Anstieg der Windenergie- und Solarenergieproduktion ebenfalls zum Preisrückgang bei.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der ersten Februarwoche auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten sinken werden, beeinflusst durch den Anstieg der Wind- und Solarenergieproduktion in den meisten Märkten sowie durch den Rückgang der Nachfrage in einigen Fällen. Der Rückgang der Windenergieproduktion in Portugal wird jedoch zu einem Preisanstieg auf diesem Markt führen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Front-Month-Futures für Brent-Rohöl an der ICE-Börse verzeichneten am Montag, dem 26. Januar, ihren niedrigsten Wochenendstand von 65,59 $/bbl. Anschließend stiegen die Preise bis Donnerstag, den 29. Januar. An diesem Tag erreichten diese Futures ihren höchsten Wochenendstand von 70,71 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 1. August 2025. Am Freitag, dem 30. Januar, lag der Schlusskurs mit 70,69 $/bbl leicht darunter. Dieser Preis lag um 7,3 % über dem des vorangegangenen Freitags.
Die Befürchtung möglicher Auswirkungen der zunehmenden Spannungen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran auf die weltweite Ölversorgung führte in der letzten Januarwoche zu einem Anstieg der Brent-Öl-Terminpreise. Auch die Schwäche des Dollars trug zum Preisanstieg bei. Andererseits vereinbarte die OPEC+ am Sonntag, dem 1. Februar, die Pause bei ihren Produktionssteigerungen im März beizubehalten.
Die Schlusskurse der TTF-Gas-Futures auf dem ICE-Markt für den Front-Month blieben in der letzten Januarwoche über 38 €/MWh. Am Dienstag, dem 27. Januar, erreichten sie ihren wöchentlichen Schlusskurs von 38,09 €/MWh. In den folgenden Sitzungen stiegen die Preise wieder an. Infolgedessen erreichten diese Futures am Donnerstag, dem 29. Januar, ihren höchsten Wochenendstand von 40,11 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 24. Juni 2025. Nach einem Rückgang von 2,1 % gegenüber dem Vortag lag der Schlusskurs am Freitag, dem 30. Januar, bei 39,29 €/MWh und damit 1,9 % unter dem Wert vom Freitag zuvor.
In der letzten Januarwoche führten die niedrigen europäischen Reserven, Lieferprobleme aus den Vereinigten Staaten aufgrund der dortigen widrigen Wetterbedingungen und die Befürchtung, dass sich die Spannungen im Nahen Osten auf die Versorgung auswirken könnten, dazu, dass die Schlusskurse der TTF-Gas-Futures die Marke von 38 €/MWh überschritten €/MWh und erreichten am 29. Januar ihren höchsten Stand seit Monaten. Die Erholung der US-Lieferungen trug jedoch zum Rückgang der Preise am Ende der Woche bei.
Was die Schlusskurse der CO2-Emissionsrechte-Futures auf dem EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2026 betrifft, so blieben sie in der letzten Januarwoche unter 90 €/t. Am Dienstag, dem 27. Januar, erreichten diese Futures ihren höchsten Wochenendkurs von 88,37 €/t. Danach sanken die Preise. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Freitag, dem 30. Januar, ihren niedrigsten Wochenendstand von 81,26 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 8,1 % unter dem des Vorwochenendes und war der niedrigste seit dem 1. November 2025.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die Energiemärkte in Europa und die Speicherung in Batterien
Am Donnerstag, dem 12. Februar, veranstaltet AleaSoft Energy Forecasting die 63. Ausgabe seiner monatlichen Webinar-Reihe. Tomás García, Senior Director, Energy & Infrastructure Advisory bei JLL, wird zum fünften Mal an der Webinar-Reihe teilnehmen. Zu den wichtigsten Themen, die während des Webinars behandelt werden, gehören die Entwicklung und Perspektiven der europäischen Energiemärkte, Einblicke in die jüngsten BESS-Transaktionen in Spanien und die wichtigsten Faktoren für die Bewertung von eigenständigen BESS-Projekten in Spanien.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.