AleaSoft Energy Forecasting, 3. Februar 2025. In der letzten Januarwoche waren die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten niedriger als in der Vorwoche. Diese Entwicklung wurde durch die geringere Nachfrage und die gestiegene Erzeugung von Solar- und Windenergie unterstützt. Im Laufe der Woche verzeichneten die Preise jedoch einen Aufwärtstrend, der dazu führte, dass die meisten von ihnen am Wochenende, in einigen Fällen am Sonntag, die höchsten Preise der Woche erreichten. Diese Entwicklung folgte derjenigen der Gas- und CO2-Futures, die am Ende der Woche die höchsten Preise seit dem letzten Quartal 2023 erreichten.
Produktion von photovoltaischer Solarenergie und Windenergie
In der Woche vom 27. Januar stieg die photovoltaische Solarstromproduktion auf den wichtigsten europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche. Der italienische Markt verzeichnete in der dritten Woche in Folge einen weiteren Anstieg, während die übrigen Märkte den Trend der Vorwoche umkehrten. Diesmal verzeichnete der portugiesische Markt mit 105 % den größten Anstieg, während der italienische Markt mit 14 % den geringsten Zuwachs aufwies. Die Märkte in Frankreich, Deutschland und Spanien verzeichneten Zuwächse von 31%, 33% bzw. 65%.
Im Laufe der Woche verzeichneten der iberische und der französische Markt historische Rekorde bei der photovoltaischen Solarstromerzeugung. Am Freitag, dem 31. Januar, erreichten die iberischen Märkte die höchste Produktion in der Geschichte für einen Monat Januar, 17 GWh in Portugal und 119 GWh in Spanien. Der französische Markt verzeichnete am Sonntag, dem 2. Februar, mit 62 GWh die höchste photovoltaische Stromerzeugung eines Februars.
Für die Woche vom 3. Februar sagen die Solarproduktionsprognosen von AleaSoft Energy Forecasting Steigerungen auf dem deutschen, italienischen und spanischen Markt voraus.
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 letzten Januarwoche stieg die Windenergieproduktion in den meisten großen europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche. Der italienische Markt verzeichnete mit 37 % den größten Anstieg, nachdem er in den beiden vorangegangenen Wochen rückläufig war. Der französische, der portugiesische und der spanische Markt setzten ihren Aufwärtstrend in der zweiten Woche in Folge fort und verzeichneten einen Anstieg von 3,3 %, 3,6 % bzw. 22 %. Dagegen verzeichnete der deutsche Markt einen Rückgang von 0,9 %.
Im Laufe der Woche erreichten der portugiesische und der französische Markt Rekorde bei der Windenergieerzeugung. Am Montag, dem 27. Januar, verzeichnete der portugiesische Markt mit 108 GWh den zweithöchsten Wert für einen Januar nach dem vom 5. Januar. Einen Tag später erreichte der französische Markt den zweithöchsten Wert in der Geschichte der Windenergieproduktion, 437 GWh, nach den 441 GWh, die am 24. November 2024 registriert wurden. Darüber hinaus ist diese Produktion die höchste, die mit dieser Technologie an einem Januartag in Frankreich je erreicht wurde.
In der ersten Februarwoche wird nach den Prognosen für die Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die Produktion auf den wichtigsten europäischen Märkten zurückgehen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Stromnachfrage
In der Woche vom 27. Januar ging die Stromnachfrage auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Der niederländische Markt verzeichnete mit 11 % den größten Rückgang, während der spanische Markt mit 0,7 % den geringsten Rückgang aufwies. Der portugiesische, belgische, italienische, deutsche, britische und französische Markt verzeichnete Rückgänge zwischen 1,2 % in Portugal und 4,0 % in Frankreich. In diesem Zeitraum setzten die meisten Märkte ihren Abwärtstrend in der zweiten Woche in Folge fort, mit Ausnahme des britischen und des portugiesischen Marktes. Der britische Markt war auch in der dritten Woche rückläufig, während der portugiesische Markt nach vier Wochen des Anstiegs eine Trendwende vollzog.
In dieser Woche waren die Durchschnittstemperaturen in den meisten Märkten weniger kalt als in der Vorwoche. Die durchschnittlichen Temperaturanstiege reichten von 0,6 °C in Italien bis 1,7 °C in Belgien. Auf der Iberischen Halbinsel hingegen waren die Durchschnittstemperaturen kälter als in der Vorwoche, mit Rückgängen von 1,0 °C in Portugal und 1,2 °C in Spanien.
Für die erste Februarwoche zeigen die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecastingeinen Anstieg in den meisten großen europäischen Strommärkten, mit Ausnahme von Portugal.
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 letzten Januarwoche fielen die Durchschnittspreise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten. Der italienische IPEX-Markt verzeichnete mit 7,8 % den geringsten Rückgang, während der spanisch-portugiesische MIBEL-Markt mit 38 % den größten prozentualen Preisrückgang verzeichnete. Auf den anderen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten fielen die Preise zwischen 13 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Deutschland und 28 % auf dem Nord Pool-Markt in den nordischen Ländern.
In der Woche vom 27. Januar lagen die Wochendurchschnitte auf den meisten analysierten europäischen Strommärkten unter 120 €/MWh. Die Ausnahmen waren der N2EX-Markt im Vereinigten Königreich und der italienische Markt, die mit 136,76 €/MWh bzw. 141,95 €/MWh die höchsten Wochendurchschnitte erreichten. Der nordische Markt verzeichnete mit 40,19 €/MWh den niedrigsten Durchschnitt. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 63,33 €/MWh auf dem portugiesischen Markt bis 117,12 €/MWh auf dem deutschen Markt.
Was die Tagespreise anbelangt, so erreichten die meisten untersuchten Strommärkte in der letzten Januarwoche ihre niedrigsten Preise zu Beginn der Woche und später stiegen die Preise an. Der nordische Markt erreichte jedoch am Samstag, den 1. Februar, seinen Tiefstpreis von 11,44 €/MWh. Dies war der niedrigste Preis der Woche auf den untersuchten Märkten. Der portugiesische und der spanische Markt erreichten am Dienstag, den 28. Januar, den zweit- bzw. drittniedrigsten Preis, nämlich 16,37 €/MWh bzw. 16,45 €/MWh. Dies waren die niedrigsten Tagespreise seit Ende November 2024.
Infolge des Aufwärtstrends, der während der Woche auf den meisten Märkten zu beobachten war, überstiegen die Preise am Sonntag, dem 2. Februar, in fast allen untersuchten Märkten die Marke von 120 €/MWh, außer auf dem nordischen Markt. An diesem Tag erreichten der britische, der spanische, der französische und der portugiesische Markt ihre höchsten Tagespreise in der letzten Januarwoche. Auf dem spanischen und portugiesischen Markt war dies seit Ende 2024 nicht mehr der Fall gewesen. Der britische Markt hatte sein wöchentliches Maximum an einem Sonntag seit August 2024 nicht mehr erreicht, der französische Markt seit März 2022 nicht mehr. Der Anstieg der Gas- und CO2-Preise sowie der Rückgang der Windenergieproduktion an diesem Tag in Spanien, Frankreich und Portugal trugen zu diesem Verhalten bei.
In der Woche vom 27. Januar führten der Nachfragerückgang und der Anstieg der Solarenergieproduktion zu einem Rückgang der Wochenpreise auf den europäischen Strommärkten. Darüber hinaus stieg die Windenergieproduktion in den meisten analysierten Märkten an.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecastingdeuten darauf hin, dass die Preise auf den europäischen Strommärkten in der ersten Februarwoche steigen werden, was auf den Anstieg der Nachfrage und den Rückgang der Windenergieproduktion 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 Abrechnungspreise der Brent-Öl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt erreichten am Dienstag, den 28. Januar, ihren wöchentlichen Höchstpreis von 77,49 $/bbl. In den folgenden Sitzungen der letzten Woche des Monats blieben die Abrechnungspreise unter 77 $/bbl. Am 29. Januar verzeichneten diese Futures ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 76,58 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 9. Januar. Am Freitag, dem 31. Januar, lag der Abrechnungspreis bei 76,76 $/Barrel, 2,2 % niedriger als am Freitag zuvor.
Befürchtungen über die Auswirkungen, die US-Zölle auf das globale Wirtschaftswachstum haben könnten, wirkten sich in der letzten Januarwoche negativ auf die Preise für Brent-Öl-Futures aus.
Bei den TTF-Gas-Futures am ICE-Markt für den Frontmonat fiel der Abrechnungspreis am Montag, den 27. Januar, um 3,7 % gegenüber der letzten Sitzung der Vorwoche. Dieser Preis, 47,86 €/MWh, war der wöchentliche Mindestabrechnungspreis. In den übrigen Sitzungen der letzten Januarwoche stiegen die Preise. Infolgedessen erreichten diese Futures am Freitag, den 31. Januar, ihren wöchentlichen Höchstpreis von 53,24 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dieser Preis 7,1 % höher als am Freitag zuvor und der höchste seit Mitte Oktober 2023.
Die gestiegene Nachfrage aufgrund der kälteren Temperaturen am Ende der Woche und der Rückgang der europäischen Reserven führten zu höheren Preisen. Darüber hinaus trug auch der Rückgang der Gaslieferungen aus Norwegen zu den Preissteigerungen in der letzten Januarwoche bei.
Die Futures für CO2-Emissionsberechtigungen am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2025 verzeichneten am Montag, den 27. Januar, ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 79,36 €/t. In den übrigen Sitzungen der letzten Januarwoche lagen die Preise über 80 €/t und verzeichneten einen Aufwärtstrend. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Freitag, dem 31. Januar, ihren wöchentlichen Höchstpreis von 83,93 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 2,8 % höher als am Freitag zuvor und war der höchste seit Mitte November 2023.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse über die Aussichten für die Energiemärkte und die Energiespeicherung in Europa
Am Donnerstag, den 13. Februar, wird AleaSoft Energy Forecasting das 52. Webinar seiner monatlichen Webinarreihe abhalten. Tomás García, Senior Director, Energy & Infrastructure Advisory bei JLL, wird an dem Webinar teilnehmen. Neben der Entwicklung und den Aussichten der europäischen Energiemärkte wird das Webinar die „vertraglhttps://aleasoft.com/webinars/ich vereinbarten Einnahmen“ für BESS-Projekte durch den Kapazitätsmarkt und Optimierungsvereinbarungen analysieren.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
