AleaSoft Energy Forecasting, 19. Mai 2025. In der dritten Maiwoche zeigten die wichtigsten europäischen Strommärkte eine uneinheitliche Entwicklung, obwohl die Wochenpreise in den meisten von ihnen niedriger waren als in der Vorwoche. Trotz des Anstiegs der Gas- und CO2-Preise konnten die Preise dank der höheren Erzeugung aus erneuerbaren Energien und der geringeren Nachfrage eingedämmt und in einigen Fällen gesenkt werden. Der portugiesische Markt brach erneut seinen historischen Rekord bei der PV-Tagesproduktion, und der deutsche und der italienische Markt erreichten im Mai die höchste PV-Tagesproduktion für einen Tag.
PV-Solarstromproduktion und Windstromproduktion
In der Woche vom 12. Mai stieg die PV-Solarstromproduktion auf den wichtigsten europäischen Strommärkten. Frankreich und Italien verzeichneten mit 19 % bzw. 18 % die größten Zuwächse. Die iberische Halbinsel verzeichnete die zweite Woche in Folge einen Anstieg: 9,2 % in Spanien und 13 % in Portugal. Deutschland verzeichnete mit 7,1 % den geringsten Zuwachs und setzte damit den Aufwärtstrend in der vierten Woche in Folge fort.
Im Laufe der Woche verzeichneten die Märkte in Deutschland, Frankreich, Portugal und Italien eine Rekord-PV-Produktion. Am Dienstag, den 13. Mai, erreichte Deutschland mit 424 GWh seinen höchsten PV-Produktionswert für einen Tag im Mai, was auch den zweithöchsten Wert in seiner Geschichte darstellt. Frankreich verzeichnete mit 121 GWh am 14. und 16. Mai die zweit- und dritthöchsten Produktionswerte für einen Tag im Mai. Der portugiesische Markt brach am Donnerstag, den 15. Mai, mit 26 GWh erneut seinen Allzeit-Solarproduktionsrekord. Italien erreichte seine höchste Tagesproduktion im Mai mit 147 GWh am Sonntag, den 18. Mai.
In der Woche vom 19. Mai wird nach den Prognosen für die Solarproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die Solarproduktion in Spanien zunehmen, während sie in Italien und Deutschland zurückgehen wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.In der dritten Maiwoche stieg die Windenergieerzeugung auf dem deutschen, portugiesischen und italienischen Markt im Vergleich zur Vorwoche an. Deutschland verzeichnete den größten Anstieg von 43 % und setzte damit den Aufwärtstrend in der dritten Woche in Folge fort. In Italien war der Anstieg mit 3,3 % am geringsten, während Portugal einen Anstieg von 12 % verzeichnete. Dagegen verzeichneten Spanien und Frankreich bei dieser Technologie einen Produktionsrückgang von 29 % bzw. 45 %.
Nach den Prognosen für die Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting wird die Windenergieproduktion in den wichtigsten europäischen Märkten, die in der Woche vom 19. Mai analysiert wurden, steigen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Stromnachfrage
In der Woche vom 12. Mai ging die Stromnachfrage in den meisten großen europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Großbritannien verzeichnete mit 3,7 % den größten Rückgang, während Deutschland und Italien ihre Nachfrage um 1,3 % bzw. 1,2 % reduzierten. Spanien verzeichnete mit 0,8 % den geringsten Rückgang. Dagegen stieg die Nachfrage in Portugal, Frankreich und Belgien in der zweiten Woche in Folge an. Diesmal führte der portugiesische Markt mit 2,2 % die Steigerungen an, gefolgt von Frankreich mit 1,1 % und Belgien mit 0,5 %.
Die Durchschnittstemperaturen stiegen in allen untersuchten Märkten im Vergleich zur Vorwoche. Großbritannien und Belgien verzeichneten mit 2,7°C bzw. 2,6°C die größten Anstiege. Italien verzeichnete den geringsten Anstieg von 0,2°C. Spanien, Portugal, Deutschland und Frankreich verzeichneten einen Temperaturanstieg zwischen 1,6°C in Spanien und 1,8°C in Frankreich.
Höhere Durchschnittstemperaturen begünstigten den Nachfragerückgang in dieser Woche. In Spanien spielte auch der Feiertag in Madrid am 15. Mai, der Tag des Heiligen Isidor, eine Rolle. Auf dem französischen Markt hingegen begünstigte die Erholung der Arbeitstätigkeit nach dem Feiertag am 8. Mai, dem Tag des Sieges in Europa, den Anstieg der Nachfrage.
In der Woche vom 19. Mai wird die Nachfrage nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting in Spanien, Italien und Großbritannien steigen. In Portugal wird die Nachfrage ähnlich wie in der Vorwoche bleiben, während sie in Deutschland, Frankreich und Belgien zurückgehen wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
In der dritten Maiwoche entwickelten sich die Durchschnittspreise an den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche unterschiedlich. Der spanische MIBEL-Markt und der französische EPEX SPOT-Markt verzeichneten die größten prozentualen Preissteigerungen von 47 % bzw. 140 %. Auch auf dem britischen N2EX-Markt und dem belgischen EPEX SPOT-Markt stiegen die Preise, allerdings in geringerem Umfang, nämlich um 1,7 % bzw. 5,2 %. Im Gegensatz dazu waren auf allen anderen großen europäischen Strommärkten Preisrückgänge zu verzeichnen. Der Nord Pool Markt in den nordischen Ländern verzeichnete mit 66% den größten Rückgang. Auf den anderen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten fielen die Preise zwischen 1,5 % auf dem italienischen IPEX-Markt und 25 % auf dem portugiesischen MIBEL-Markt.
In der Woche vom 12. Mai lagen die Wochenmittelwerte auf den meisten europäischen Strommärkten über 60 €/MWh. Ausnahmen bildeten der spanische, der nordische, der französische und der portugiesische Markt, deren Durchschnittswerte bei 18,19 €/MWh, 21,65 €/MWh, 23,10 €/MWh bzw. 25,57 €/MWh lagen. Dagegen erreichten der britische und der italienische Markt mit 92,22 €/MWh bzw. 95,80 €/MWh die höchsten Wochendurchschnitte. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 64,46 €/MWh auf dem belgischen Markt bis 68,61 €/MWh auf dem deutschen Markt.
Die portugiesische Regierung hat zwischen dem 12. und 19. Mai die Stromimportkapazitäten mit Spanien erhöht, allerdings begrenzt auf 1000 MW zwischen 09:00 und 19:00 Uhr MEZ und 2200 MW zu allen anderen Zeiten. Damit lag die Kopplung zwischen dem spanischen und dem portugiesischen Markt bei 57 % und damit über den 23 % der Vorwoche, wenn auch deutlich unter den Werten von über 95 % vor dem Stromausfall, der die iberische Halbinsel am 28. April betraf.
Was die Tagespreise betrifft, so verzeichneten der spanische und der nordische Markt in der dritten Maiwoche in einigen Sitzungen Preise unter 10 €/MWh. Der nordische Markt erreichte am 14. Mai mit 4,60 €/MWh den niedrigsten Tagesdurchschnitt der untersuchten Märkte. Dies war der niedrigste Tagespreis seit dem 23. März.
Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten die meisten europäischen Strommärkte in der zweiten Maiwoche negative Stundenpreise. Ausnahmen bildeten der britische und der italienische Markt. Allerdings verzeichnete der italienische Markt am Sonntagnachmittag, dem 18. Mai, drei Stunden lang Nullkurse. Dies ist das zweite Mal in diesem Jahr. Zuvor waren solche Werte auf dem italienischen Markt seit April 2020 nicht mehr verzeichnet worden.
In der Woche vom 12. Mai führte trotz des Anstiegs des wöchentlichen Preises für Gas und CO2-Emissionszertifikate der Anstieg der Windstromproduktion zu niedrigeren Preisen auf Märkten wie Deutschland, Portugal und Italien. In Spanien und Frankreich hingegen ging die Windenergieproduktion zurück, was zu den größten prozentualen Preissteigerungen führte. Im Falle des französischen Marktes stieg auch die Nachfrage.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der vierten Maiwoche auf den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte steigen werden. Auf dem MIBEL-Markt werden die Preise jedoch sinken, was auf den Anstieg der Windkraftproduktion auf der iberischen Halbinsel und die Zunahme der Solarproduktion auf dem spanischen Markt zurückzuführen ist.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Schlusskurse der Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat an der ICE-Börse lagen in den meisten Sitzungen der dritten Maiwoche über 65 $/bbl. Am Dienstag, den 13. Mai, erreichten diese Futures ihren höchsten Wochenschlusskurs von 66,63 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 26. April. Danach gingen die Preise zurück. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Donnerstag, dem 15. Mai, ihr wöchentliches Schlusstief von 64,53 $/bbl. Am Freitag, dem 16. Mai, kam es zu einer Erholung um 1,4 % gegenüber dem Vortag. An diesem Freitag lag der Schlusskurs bei 65,41 $/Barrel und damit 2,3 % höher als am Freitag zuvor.
Die verbesserten Aussichten für die Handelsbeziehungen zwischen China und den Vereinigten Staaten trugen dazu bei, dass die Rohöl-Futures der Sorte Brent in der dritten Maiwoche mehrmals über der Marke von 65 $/bbl schlossen. Die Möglichkeit eines Atomabkommens zwischen den USA und dem Iran, mit dem die Sanktionen gegen iranische Ölexporte aufgehoben würden, sowie die geplanten Produktionssteigerungen der OPEC+ wirkten sich jedoch negativ auf die Preise aus und begrenzten die Gewinne.
Die Schlusskurse der TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat lagen in der dritten Märzwoche weiterhin über 35 €/MWh. Am Dienstag, den 13. Mai, erreichten diese Futures ihren höchsten Wochenschlusskurs von 35,74 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 9. April. Nach einem Rückgang um 1,9 % gegenüber dem Vortag verzeichneten sie jedoch am 14. Mai mit 35,05 €/MWh ihren niedrigsten Wochenschlusskurs. Trotz eines leichten Anstiegs blieben die Schlusskurse in den letzten beiden Sitzungen der Woche unter 35,50 €/MWh. Am Freitag, dem 16. Mai, lag der Schlusskurs bei 35,16 €/MWh, 1,6 % höher als am Freitag zuvor.
Das Ausbleiben von Fortschritten bei den Friedensverhandlungen zwischen Russland und der Ukraine wirkte sich positiv auf die TTF-Gas-Terminpreise aus. Darüber hinaus trugen die Vorhersagen kühlerer als für die Jahreszeit üblicher Temperaturen in Nordwesteuropa ab dem 22. Mai zum Preisanstieg bei. Andererseits bleiben die europäischen Lagerbestände im Vergleich zum Vorjahr niedrig.
Die Schlusskurse der Futures auf CO2-Emissionsberechtigungen am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2025 lagen in der dritten Maiwoche weiterhin über 70 €/t. Am 12. und 15. Mai erreichten diese Futures ihren höchsten Wochenschlusskurs von 73,41 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 20. März. Am Freitag, dem 16. Mai, fielen die Preise jedoch um 3,3 % gegenüber dem Vortag. An diesem Tag erreichten diese Futures ihren wöchentlichen Mindestschlusskurs von 70,99 €/t. Trotz des Rückgangs lag dieser Preis immer noch 0,9 % höher als am Freitag zuvor.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.AleaSoft Energy Forecasting-Analyse über die Aussichten für die europäischen Energiemärkte und Batterien
Diesen Donnerstag, den 22. Mai, findet das 55. Webinar der monatlichen Webinarreihe von AleaSoft Energy Forecasting statt. Javier Adiego Orera, CEO und Mitbegründer von 7C Energy, wird der Gastredner dieses Webinars sein, das sich mit Batterien befassen wird. Das Webinar wird die Bedeutung von Nachfrageprognosen und sekundären Bandbreiten, die Vorteile je nach Nutzungsgrad der Batterien und ihre finanzielle Optimierung sowie regulatorische Fragen der Energiespeicherung, einschließlich Subventionen und Zahlungen für Kapazität, analysieren. Kiko Maza, Geschäftsführer von WeMake Consultores, und Luis Atienza Serna, ehemaliger spanischer Regierungsminister und ehemaliger Präsident von Red Eléctrica, werden an dem Rundtischgespräch teilnehmen. Der runde Tisch wird sich auch mit Hybridisierungen mit Wind und Hilfsdiensten sowie mit Übertragungs- und Verteilungsnetzen befassen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
