AleaSoft Energy Forecasting, 1. April 2025. Im ersten Quartal 2025 stiegen die Preise in den meisten großen europäischen Strommärkten. Auf mehreren Märkten war der vierteljährliche Durchschnittspreis der höchste seit dem zweiten Quartal 2023. Einer der Hauptgründe für diesen Anstieg war der Anstieg der Gaspreise, deren Quartalsdurchschnitt ebenfalls der höchste seit diesem Zeitpunkt war. Steigende CO2-Preise und die Stromnachfrage trugen ebenfalls zur Preisentwicklung bei. Die Photovoltaik verzeichnete im ersten Quartal auf den wichtigsten europäischen Märkten eine Rekorderzeugung, während die Windenergieerzeugung im Vergleich zum Vorjahr zurückging.
Solare Photovoltaik und Windenergieerzeugung
Im ersten Quartal 2025 stieg die photovoltaische Solarstromerzeugung auf den wichtigsten europäischen Märkten im Vergleich zum Vorjahr an, wobei die Steigerungsraten von 13% in Spanien bis 33% in Deutschland und Frankreich reichten. Dieses Wachstum ermöglichte es all diesen Märkten, ein Rekordniveau der photovoltaischen Energieerzeugung für ein erstes Quartal zu erreichen: Deutschland mit 11 238 GWh, Spanien mit 8322 GWh, Italien mit 5276 GWh, Frankreich mit 5092 GWh und Portugal mit 1011 GWh.
Außerdem übertraf die photovoltaische Solarstromproduktion in den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten die des Vorquartals, wobei die Steigerungen von 15 % in Spanien und Portugal bis zu 81 % in Deutschland reichten.
In den ersten drei Monaten des Jahres 2025 wurden auf dem spanischen Festland 1077 Megawatt (MW) an neuer photovoltaischer Solarenergiekapazität hinzugefügt. In Portugal stieg die installierte Leistung dieser Technologie bis Februar um 112 MW im Vergleich zum Dezember 2024.
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.Die Windenergieproduktion ist im ersten Quartal 2025 in den wichtigsten europäischen Märkten im Vergleich zum Vorjahr zurückgegangen, wobei die Rückgänge von 2,6 % auf dem portugiesischen Markt bis zu 29 % auf dem deutschen Markt reichen.
Vergleicht man jedoch die Produktion im ersten Quartal 2025 mit der Produktion im vierten Quartal 2024, so verzeichneten die meisten der von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkte einen Anstieg. Den größten Anstieg verzeichnete der spanische Markt mit 16 %, den geringsten Portugal mit 2,9 %. In Deutschland hingegen ging die Windenergieproduktion im Vergleich zum Vorquartal um 13 % zurück.
Zwischen Januar und März 2025 wurden auf dem spanischen Festland 111 MW an Windenergie installiert. In Portugal hingegen blieb die installierte Leistung dieser Technologie bis Ende Februar gegenüber Dezember 2024 unverändert.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Stromnachfrage
Im ersten Quartal 2025 stieg die Stromnachfrage auf den wichtigsten europäischen Märkten im Vergleich zum Vorjahreszeitraum. Der französische Markt verzeichnete mit 5,6% den größten Zuwachs, gefolgt vom portugiesischen und britischen Markt, die jeweils einen Anstieg von 3,7% und 3,5% verzeichneten. Die Nachfrage auf dem spanischen Markt stieg um 1,1% und auf dem deutschen Markt um 2,5%. Der belgische und der italienische Markt verzeichneten mit 0,4 % bzw. 0,5 % das geringste Wachstum.
Im Vergleich zum vierten Quartal 2024 stieg die Nachfrage im ersten Quartal 2025 in allen untersuchten europäischen Märkten. Der französische Markt verzeichnete mit 14% den größten Anstieg. Es folgte der iberische Markt mit einem Anstieg von 8,2% in Portugal und 7,1% in Spanien. Der italienische, der deutsche, der belgische und der britische Markt verzeichneten Zuwächse zwischen 4,0% in Italien und 5,9% in Großbritannien.
Im ersten Quartal 2025 verzeichnete Portugal mit 14 TWh die bisher höchste vierteljährliche Stromnachfrage und stellte damit einen Rekord auf. Unterdessen erreichten Großbritannien, Deutschland und Frankreich mit 66 TWh, 124 TWh bzw. 130 TWh ihre höchsten Werte seit dem ersten Quartal 2022.
Die Entwicklung der Durchschnittstemperaturen im Jahresvergleich zeigt einen Abwärtstrend, wenn man die ersten Quartale der Jahre 2025 und 2024 vergleicht. Die Durchschnittstemperaturen gingen in allen analysierten Märkten zurück, wobei die Rückgänge zwischen 0,5 °C in Italien und 2,0 °C in Belgien und Deutschland lagen.
Im Vergleich zum vierten Quartal 2024 sanken die Durchschnittstemperaturen im ersten Quartal 2025 in allen untersuchten Märkten. Diese Rückgänge reichten von 2,8 °C in Italien bis 3,4 °C in Spanien.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
Im ersten Quartal 2025 lag der vierteljährliche Durchschnittspreis auf den meisten großen europäischen Strommärkten über 85 €/MWh. Eine Ausnahme bildete der Nord-Pool-Markt in den nordischen Ländern, wo der Durchschnittspreis 45,50 €/MWh betrug. Der N2EX-Markt im Vereinigten Königreich und der IPEX-Markt in Italien verzeichneten mit 125,50 €/MWh bzw. 137,57 €/MWh die höchsten Quartalspreise. Auf den anderen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten reichten die Durchschnittspreise von 85,12 €/MWh auf dem portugiesischen MIBEL-Markt bis 111,94 €/MWh auf dem deutschen EPEX SPOT-Markt.
Im Vergleich zum Vorquartal stiegen die Preise im ersten Quartal 2025 auf den meisten europäischen Strommärkten, die von AleaSoft Energy Forecasting analysiert wurden. Ausnahmen bildeten der spanische und der portugiesische Markt, wo die Preise im Quartalsdurchschnitt um jeweils 10 % sanken. Dagegen verzeichnete der nordische Markt mit 47 % den größten Anstieg. Die anderen Märkte verzeichneten Steigerungen zwischen 7,8 % auf dem niederländischen und 15 % auf dem britischen und französischen Markt.
Vergleicht man die Durchschnittspreise im ersten Quartal 2025 mit denen des gleichen Quartals 2024, so sind die Preise in den meisten untersuchten Märkten ebenfalls gestiegen. Eine Ausnahme bildete hier der nordische Markt mit einem Rückgang von 22 %. Dagegen verzeichneten der spanische und der portugiesische Markt mit 90 % bzw. 91 % die größten Zuwächse. Auf den anderen Märkten reichten die Zuwächse von 50 % auf dem italienischen Markt bis zu 67 % auf dem britischen Markt.
Infolge dieser Preiserhöhungen war der Durchschnitt für das erste Quartal 2025 der höchste seit dem zweiten Quartal 2023 auf dem deutschen, belgischen, britischen, französischen, italienischen und niederländischen Markt. Auf dem nordischen Markt war der Durchschnitt für das erste Quartal 2025 der höchste seit dem zweiten Quartal 2024.
Im ersten Quartal 2025 führten die höheren Preise für Gas und CO2-Emissionszertifikate sowie die gestiegene Nachfrage in fast allen Märkten zu höheren Preisen auf den europäischen Strommärkten im Vergleich zum Vorquartal. Auf dem deutschen Markt ist zudem die Windenergieerzeugung zurückgegangen.
Im Vergleich zum ersten Quartal 2024 stiegen auch die Preise für Gas und CO2-Emissionszertifikate. Darüber hinaus stieg die Stromnachfrage in fast allen Märkten und die Windenergieproduktion ging zurück. Infolge dieser Faktoren kam es auf den meisten Märkten zu einem Preisanstieg von mehr als 50 % im Vergleich zum Vorjahr.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Brent-Öl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt verzeichneten im ersten Quartal 2025 einen vierteljährlichen Durchschnittspreis von 74,98 $/bbl. Dieser Wert lag um 1,3 % über dem Frontmonats-Futures-Preis des Vorquartals von 74,01 $/bbl. Er lag jedoch um 8,3 % unter dem Durchschnittspreis für die im ersten Quartal 2024 gehandelten Front-Month-Futures von 81,76 $/bbl.
Bedenken über die Entwicklung der weltweiten Ölnachfrage, die durch die US-Zollpolitik ausgelöst wurden, führten im ersten Quartal 2025 zu einem Rückgang der Brent-Öl-Futures-Preise im Vergleich zum Vorjahr. Die nachlassende Instabilität im Nahen Osten während des jüngsten Waffenstillstands im Konflikt zwischen Israel und Hamas sowie die Möglichkeit eines Friedensabkommens für die Ukraine wirkten sich ebenfalls preismindernd aus. Auch die Aussicht auf eine höhere Produktion in Ländern wie den Vereinigten Staaten und dem Irak sowie die für die kommenden Quartale geplanten Produktionssteigerungen der OPEC+ wirkten sich preismindernd aus. Sanktionen gegen Exporte aus dem Iran und Venezuela sowie die Ankurbelung der chinesischen Wirtschaft trugen jedoch dazu bei, den Rückgang der Preise zu begrenzen, die im Durchschnitt leicht über dem Niveau des Vorquartals lagen.
Was die TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat betrifft, so wurde im ersten Quartal 2025 für diese Futures ein Durchschnittswert von 46,77 €/MWh registriert. Verglichen mit dem Durchschnittspreis der im vorangegangenen Quartal gehandelten Front-Month-Futures von 43,34 €/MWh stieg der Durchschnittswert um 7,9 %. Im Vergleich zu den Front-Month-Futures, die im gleichen Quartal 2024 gehandelt wurden, als der Durchschnittspreis 27,56 €/MWh betrug, gab es einen Anstieg von 70 %. Infolge dieser Steigerungen war der Durchschnittspreis im ersten Quartal 2025 der höchste seit dem zweiten Quartal 2023.
Im ersten Quartal 2025 führten die niedrigen Temperaturen und das Ende der russischen Gaslieferungen über die Ukraine zu höheren Preisen. Die Besorgnis über niedrige europäische Reserven trug ebenfalls zum Anstieg der TTF-Gas-Terminpreise bei. Die Gespräche über die Beendigung des Krieges in der Ukraine wirkten sich jedoch preisdämpfend aus, da die Möglichkeit besteht, dass das Ende des Krieges zu einem Anstieg der russischen Gaslieferungen führen könnte. Zum Ende des Quartals trugen auch die milderen Temperaturen dazu bei, den Anstieg des vierteljährlichen Durchschnittspreises zu begrenzen.
Die CO2-Emissionszertifikate-Futures am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2025 erreichten im ersten Quartal 2025 einen Durchschnittspreis von 75,17 €/t und lagen damit 10 % über dem Durchschnitt des Vorquartals, der 68,10 €/t betrug. Verglichen mit dem Durchschnitt des gleichen Quartals 2024, der 63,90 €/t betrug, lag der Durchschnitt des ersten Quartals 2025 um 18 % höher.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse zur Energiespeicherung
Die Abteilung AleaStorage von AleaSoft Energy Forecasting bietet Prognoseberichte für die Optimierung und das Management von Energiespeichersystemen. Die Dienstleistungen von AleaStorage umfassen die Berechnung von Erträgen und Rentabilität für Systeme mit Energiespeicherung sowie die optimale Dimensionierung von Batterien für Hybridsysteme mit erneuerbaren Energien. Diese Dienstleistungen sind für eigenständige Batterieprojekte, hybride Systeme aus erneuerbaren Technologien, wie Wind- und Solarenergie, mit Batterien, hybride Eigenverbrauchssysteme mit Batterien und andere hybride Systeme, wie Hydraulik, reversible Pumpen und Kraft-Wärme-Kopplung verfügbar.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
