AleaSoft Energy Forecasting, 12. Mai 2025. In der zweiten Maiwoche stiegen die Preise auf den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche, außer in Spanien und Frankreich. Über das Wochenende verzeichneten mehrere Märkte negative Stundenpreise, mit einem Allzeitrekord in Spanien und den niedrigsten Werten seit mindestens 2023 in anderen Märkten. Negative Tagespreise wurden in Frankreich und Belgien verzeichnet, wobei die Werte in Frankreich so niedrig waren wie seit 2020 nicht mehr. Portugal verzeichnete einen Allzeitrekord bei der Photovoltaikproduktion, während Frankreich im Mai die höchste Windstromproduktion an einem Tag in den letzten vier Jahren erreichte. Die Stromnachfrage sowie die Gas- und CO2-Preise stiegen und die Brent-Futures verzeichneten den niedrigsten Wert seit Februar 2021.
PV-Solarstromproduktion und Windstromproduktion
In der Woche vom 5. Mai stieg die PV-Solarstromproduktion auf der Iberischen Halbinsel und in Deutschland. Portugal verzeichnete den größten Anstieg von 62 %, gefolgt von einem Anstieg von 26 % in Spanien. In beiden Fällen wurde der Anstieg durch die Erholung der Produktion nach dem Stromausfall begünstigt, von dem diese Märkte am Montag, den 28. April betroffen waren. In Deutschland setzte sich der Aufwärtstrend auch in der zweiten Woche fort, diesmal mit einem Anstieg von 1,4 %. In Frankreich und Italien hingegen ging die Produktion in beiden Märkten um 13 % zurück.
Am Dienstag, dem 6. Mai, verzeichnete der portugiesische Markt mit 26 GWh einen neuen Rekord bei der PV-Solarproduktion. Auf der anderen Seite verzeichnete Italien am 10. Mai mit 139 GWh die zweithöchste Solarproduktion in einem Mai in der Geschichte.
In der Woche vom 12. Mai wird nach den Prognosen der Solarproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die PV-Produktion in Spanien und Deutschland zunehmen, während sie in Italien weiter 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 zweiten Maiwoche stieg die Windenergieproduktion auf dem französischen und dem deutschen Markt die zweite Woche in Folge, diesmal um 52 % bzw. 17 %. Auf den Märkten der Iberischen Halbinsel und Italiens hingegen ging die Produktion mit dieser Technologie zurück. Portugal verzeichnete mit 46 % den stärksten Rückgang, gefolgt von einem Rückgang von 12 % in Italien und 8,5 % in Spanien.
Am Montag, dem 5. Mai, verzeichnete Frankreich mit 216 GWh die höchste Tagesproduktion von Windenergie für einen Monat Mai in den letzten vier Jahren.
Nach den Prognosen für die Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting wird die Windenergieproduktion in der Woche vom 12. Mai in den wichtigsten analysierten europäischen Märkten zurückgehen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Elektrizitätsnachfrage
In der Woche vom 5. Mai stieg die Stromnachfrage auf den wichtigsten europäischen Märkten. Spanien verzeichnete mit 15 % den stärksten Anstieg, gefolgt von Italien und Portugal mit einem Plus von 12 % bzw. 11 %. Großbritannien, Belgien, Frankreich und Deutschland verzeichneten ebenfalls Anstiege zwischen 1,7 % und 5,9 %. Die meisten Märkte kehrten ihren Aufwärtstrend nach mehreren Wochen mit Rückgängen um. Italien setzte seinen Aufwärtstrend in der zweiten Woche in Folge fort.
Die Durchschnittstemperaturen waren in den untersuchten Märkten niedriger als in der Vorwoche. Deutschland, Belgien, Frankreich und Großbritannien verzeichneten die größten Rückgänge von 4,3°C, 3,8°C, 3,6°C bzw. 3,1°C. Spanien, Portugal und Italien verzeichneten die geringsten Rückgänge von jeweils 1,4°C, 1,3°C und 1,0°C.
Die Erholung der Arbeitstätigkeit nach dem Feiertag am 1. Mai, dem Internationalen Tag der Arbeit, und die kühleren Temperaturen begünstigten den Anstieg der Nachfrage auf den Märkten während der Woche. In Spanien und Portugal spielte neben dem Feiertag 1. Mai auch die Erholung der Nachfrage nach dem Stromausfall am Montag, dem 28. April, eine Rolle.
In der Woche vom 12. Mai wird die Nachfrage laut den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting in den Märkten Deutschland, Großbritannien, Belgien, Frankreich und Italien zurückgehen. In Spanien und Portugal wird dagegen mit einem Anstieg der Nachfrage gerechnet.
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 zweiten Maiwoche stiegen die Durchschnittspreise an den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Ausnahmen waren der spanische MIBEL-Markt und der französische EPEX SPOT-Markt, die um 20 % bzw. 62 % fielen. Im Gegensatz dazu erzielten der MIBEL-Markt in Portugal und der nordische Nord Pool-Markt in den nordischen Ländern die größten prozentualen Preissteigerungen von 106% bzw. 195%. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 3,7 % auf dem belgischen EPEX SPOT-Markt und 27 % auf dem deutschen EPEX SPOT-Markt.
In der Woche vom 5. Mai lagen die Wochendurchschnitte auf den meisten europäischen Strommärkten über 60 €/MWh. Ausnahmen bildeten der französische, der spanische und der portugiesische Markt mit Durchschnittspreisen von 9,61 €/MWh, 12,35 €/MWh bzw. 34,05 €/MWh. Der Preisunterschied zwischen dem spanischen und dem portugiesischen Markt, zwei Märkten, die normalerweise sehr eng miteinander verbunden sind, war wieder einmal bemerkenswert. Diese Divergenz ist darauf zurückzuführen, dass Portugal nach dem Stromausfall auf der iberischen Halbinsel am 28. April Maßnahmen zur Beschränkung der Energieeinfuhren aus Spanien ergriffen hat. Sie wurden zunächst ausgesetzt und zwischen dem 8. und 12. Mai teilweise wieder aufgenommen, wobei sie auf 1000 MW begrenzt wurden. In der Zwischenzeit erreichten der britische N2EX-Markt und der italienische IPEX-Markt mit 90,63 €/MWh bzw. 97,25 €/MWh die höchsten Wochendurchschnitte. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 61,25 €/MWh auf dem belgischen Markt bis 76,18 €/MWh auf dem deutschen Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so verzeichneten der französische und der belgische Markt am Sonntag, den 11. Mai, negative Preise von -5,84 €/MWh bzw. -9,97 €/MWh. In Frankreich war dies der niedrigste Preis seit dem 25. Mai 2020, in Belgien der niedrigste Preis seit dem 7. Juli 2024. Am 11. Mai lagen die Durchschnittspreise auch auf dem spanischen, niederländischen und portugiesischen Markt unter 10 €/MWh. Auf dem niederländischen Markt war der Preis mit 5,46 €/MWh der niedrigste seit dem 7. Juli 2024.
Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten der deutsche, belgische, spanische, französische und niederländische Markt in der zweiten Maiwoche negative Stundenpreise. Am Sonntag, den 11. Mai, von 16:00 bis 17:00 Uhr, erreichte der spanische Markt seinen bisher niedrigsten Stundenpreis von -15,00 €/MWh. An diesem Tag, von 13:00 bis 14:00 Uhr, lagen die Preise auf dem deutschen, niederländischen und belgischen Markt bei -250,32 €/MWh, -350,00 €/MWh bzw. -462,33 €/MWh. Im Falle des belgischen Marktes war dies der niedrigste Preis seit dem 9. Juni 2019. Auf dem deutschen und dem niederländischen Markt war der Preis der niedrigste seit dem 3. Juli 2023.
In der Woche vom 5. Mai führten der Anstieg der wöchentlichen Preise für Gas und CO2-Emissionszertifikate sowie der Anstieg der Nachfrage auf den meisten Märkten zu höheren Wochenpreisen auf den meisten europäischen Strommärkten. Im Gegensatz dazu trugen die beträchtliche Zunahme der Windenergieproduktion in Frankreich und der Anstieg der Solarproduktion in Spanien zu niedrigeren Preisen auf diesen Märkten bei.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der dritten Maiwoche auf dem spanischen und französischen Markt steigen werden, während der Preis auf dem portugiesischen Markt sinken wird. Auf den übrigen europäischen Hauptmärkten werden die Preise voraussichtlich in der gleichen Spanne wie in der Vorwoche bleiben.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt verzeichneten am Montag, den 5. Mai, ihren wöchentlichen Tiefstpreis von 60,23 $/bbl. Nach den bei AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 6. Februar 2021. In den verbleibenden Sitzungen der zweiten Maiwoche verzeichneten die Preise jedoch einen Aufwärtstrend. Infolgedessen erreichten diese Futures am Freitag, dem 9. Mai, ihren höchsten Wochenschlusskurs von 63,91 $/bbl. Dieser Preis lag um 4,3 % höher als am vorangegangenen Freitag.
Die nachlassenden Handelsspannungen trieben die Preise für Rohöl-Futures der Sorte Brent in der zweiten Maiwoche nach oben. Die Erwartungen an die Gespräche zwischen China und den Vereinigten Staaten sowie an das Handelsabkommen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Vereinigten Königreich wirkten sich preissteigernd aus. Außerdem gingen die US-Ölvorräte zurück.
Die TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat verzeichneten am Montag, dem 5. Mai, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 32,93 €/MWh. In den übrigen Sitzungen der Woche lagen die Schlusskurse jedoch weiterhin über 34,50 €/MWh. Am Donnerstag, den 8. Mai, erreichten diese Futures mit 35,34 €/MWh ihren höchsten Wochenschlusskurs. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 22. April. Nach einem Rückgang von 2,0 % gegenüber dem Vortag lag der Schlusskurs am Freitag, den 9. Mai, bei 34,62 €/MWh. Dieser Preis war immer noch 4,7 % höher als am Freitag zuvor.
Die LNG-Nachfrage in Asien sowie die Notwendigkeit, die europäischen Reserven für den kommenden Winter aufzufüllen, trugen dazu bei, dass die TTF-Gas-Futures-Preise während des größten Teils der zweiten Maiwoche über 34,50 €/MWh lagen. Die Absichten der Europäischen Union, ab 2027 auf russisches Gas zu verzichten, wirkten sich ebenfalls positiv auf die Preise aus.
Die CO2-Futures am EEX-Markt für den Dezember-2025-Benchmarkkontrakt erreichten am Montag, den 5. Mai, ihr wöchentliches Schlusstief von 67,47 €/t. Am 6. und 7. Mai verzeichneten diese Futures jedoch Tagesanstiege von mehr als 2,5 %. Infolgedessen erreichten diese Futures am 7. Mai ihren höchsten Wochenschlusskurs von 71,06 €/Tonne. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 25. März. In den letzten Sitzungen der Woche gingen die Schlusspreise leicht zurück, blieben aber über 70 €/t. Am Freitag, dem 9. Mai, lag der Schlusskurs bei 70,39 €/t und damit 2,4 % höher als am Freitag zuvor.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse über die Aussichten für die europäischen Energiemärkte und Batterien
Am Donnerstag, den 22. Mai, wird AleaSoft Energy Forecasting das 55. Webinar seiner monatlichen Webinarreihe abhalten. Neben der Entwicklung und den Aussichten der europäischen Energiemärkte wird sich das Webinar mit dem Thema Batterien befassen, wobei der Schwerpunkt auf der Bedeutung von Nachfrageprognosen und sekundärer Bandbreite, den Vorteilen in Abhängigkeit vom Auslastungsgrad der Batterien und ihrer finanziellen Optimierung sowie auf regulatorischen Fragen der Energiespeicherung, einschließlich Subventionen und Kapazitätszahlungen, liegt. Gastredner ist Javier Adiego Orera, CEO und Mitbegründer von 7C Energy. Außerdem werden Kiko Maza, Geschäftsführer von WeMake Consultores, und Luis Atienza Serna, ehemaliger spanischer Regierungsminister und ehemaliger Präsident von Red Eléctrica, an der anschließenden Podiumsdiskussion teilnehmen. Der runde Tisch wird sich auch mit der Hybridisierung mit Wind und Hilfsdiensten sowie mit Übertragungs- und Verteilungsnetzen befassen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
