AleaSoft Energy Forecasting, 3. Februar 2026. Im Januar stiegen die Preise in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten und lagen über 100 €/MWh. In mehreren Märkten war der Monatspreis der höchste seit mindestens März 2025. Auf dem iberischen Markt hingegen sanken die Preise und lagen bei etwa 71 €/MWh. Spanien und Italien verzeichneten historische Rekorde bei der monatlichen Windenergieproduktion, während Frankreich und Portugal ihre höchsten Windenergieproduktionen für einen Monat Januar erreichten. Deutschland, Italien und Frankreich erzielten ihre höchste Photovoltaikproduktion für einen Monat Januar. Die Stromnachfrage stieg. Die TTF-Gas-Futures erreichten den höchsten Durchschnitt seit Juli, die Brent-Futures seit Oktober und die CO2-Futures mindestens seit Januar 2024.
Photovoltaik- und Windenergieerzeugung
Im Januar 2026 stieg die Photovoltaik-Produktion in den meisten wichtigen europäischen Märkten im Vergleich zum Vorjahresmonat. Italien verzeichnete mit 14 % den größten Anstieg, gefolgt von Frankreich mit einem Plus von 11 % und Deutschland mit einem Plus von 2,8 %. Auf dem portugiesischen Markt hingegen sank die Photovoltaikproduktion um 14 %, während die Stromerzeugung mit dieser Technologie auf dem spanischen Markt ähnlich wie im Januar 2025 ausfiel.
Im Vergleich zum Dezember 2025 stieg die Stromerzeugung aus Photovoltaik auch in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten. Der französische Markt verzeichnete mit 6,1 % den größten Anstieg, gefolgt von Deutschland mit 4,9 % und Spanien mit 2,6 %. Im Gegensatz dazu verzeichneten der portugiesische und der italienische Markt einen Rückgang der Photovoltaik-Erzeugung gegenüber Dezember. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 11 % den stärksten Rückgang, während der italienische Markt mit 1,0 % einen moderateren Rückgang verzeichnete.
Mehrere der wichtigsten europäischen Märkte erreichten historische Rekorde bei der Produktion von Solarstrom für einen Monat Januar. Deutschland erzielte mit 1673 GWh die höchste Produktion, gefolgt von Italien mit 1279 GWh und Frankreich mit 1160 GWh.
Nach Angaben von Red Eléctrica wurden zwischen Januar 2024 und Januar 2025 auf dem spanischen Markt 9301 MW an photovoltaischer Solarenergie hinzugefügt, einschließlich Eigenverbrauch. Im gleichen Zeitraum wurden laut Angaben von REN auf dem portugiesischen Markt 936 MW in das System eingespeist.
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.Im Januar 2026 stieg die Windenergieproduktion in den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zum Vorjahr. Italien verzeichnete mit 17 % den größten Anstieg, gefolgt von Portugal und Spanien mit einem Plus von 7,4 % bzw. 6,6 %. Frankreich verzeichnete mit 3,1 % den geringsten Anstieg, während Deutschland ein Wachstum von 5,6 % verzeichnete.
Im Vergleich zum Vormonat stieg die Windenergieproduktion auch in den wichtigsten europäischen Märkten. Italien verzeichnete erneut den größten Anstieg mit 105 %, gefolgt von Spanien mit 50 % und Portugal mit 43 %. Frankreich wies erneut den geringsten Anstieg mit 3,1 % auf, während Deutschland einen Anstieg von 6,1 % verzeichnete.
Im Januar 2026 erreichten der spanische und der italienische Markt mit 7988 GWh bzw. 2989 GWh historische Rekordwerte bei der Windenergieerzeugung. Die Märkte in Frankreich und Portugal erzielten mit 5905 GWh bzw. 1935 GWh ihre höchsten Windstromproduktionen für einen Monat Januar.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Stromnachfrage
Im Januar 2026 stieg die Stromnachfrage in den meisten wichtigen europäischen Märkten gegenüber dem Vorjahresmonat. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 8,4 % den stärksten Anstieg, während der französische Markt mit 0,7 % den geringsten Anstieg verzeichnete. Die Märkte in Spanien, Italien, Deutschland und Belgien verzeichneten Zuwächse zwischen 3,6 % in Spanien und 4,7 % in Belgien. Der britische Markt hingegen verzeichnete einen Rückgang der Nachfrage um 1,3 % gegenüber dem Vorjahr.
Im Vergleich zum Dezember 2025 stieg die Nachfrage in den wichtigsten untersuchten europäischen Märkten insgesamt an. Frankreich verzeichnete mit 11 % den größten Anstieg, während Spanien mit 4,9 % den geringsten Anstieg verzeichnete. Die Märkte in Italien, Belgien, Portugal, Großbritannien und Deutschland verzeichneten Zuwächse zwischen 8,2 % in Italien und 9,1 % in Deutschland.
Die Durchschnittstemperaturen lagen in Frankreich, Portugal, Italien, Spanien und Deutschland unter denen des gleichen Monats im Jahr 2025, mit Rückgängen zwischen 0,4 °C in Frankreich und 2,6 °C in Deutschland. Im Gegensatz dazu verzeichneten Großbritannien und Belgien durchschnittliche Temperaturen, die um 0,4 °C bzw. 0,5 °C weniger kalt waren.
Im Vergleich zum Dezember 2025 lagen die Durchschnittstemperaturen im Januar in allen untersuchten Märkten unter denen des Vormonats. Deutschland verzeichnete mit 3,5 °C den stärksten Rückgang, gefolgt von Belgien mit 2,4 °C und Frankreich mit 2,2 °C. In den übrigen Märkten sanken die Durchschnittstemperaturen zwischen 0,8 °C in Portugal und 1,8 °C in Großbritannien und Italien.
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 Januar 2026 lag der durchschnittliche Monatspreis in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten über 100 €/MWh. Eine Ausnahme bildete der MIBEL-Markt auf der Iberischen Halbinsel, dessen Durchschnittspreise bei 71,19 €/MWh für Portugal und 71,67 €/MWh für Spanien lagen. Der IPEX-Markt in Italien verzeichnete mit 132,66 €/MWh den höchsten Monatspreis. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkten lagen die Durchschnittswerte zwischen 100,65 €/MWh auf dem EPEX SPOT-Markt in Frankreich und 109,93 €/MWh auf dem EPEX SPOT-Markt in Deutschland.
Im Vergleich zum Dezember stiegen die Durchschnittspreise in den meisten von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkten. Ausnahmen bildeten der spanische und der portugiesische Markt mit Rückgängen von 8,0 % bzw. 8,6 %. Der Nord Pool-Markt der nordischen Länder verzeichnete mit 95 % den höchsten prozentualen Preisanstieg. Die italienischen und deutschen Märkte verzeichneten hingegen mit 15 % bzw. 18 % die geringsten Steigerungen. In den übrigen Märkten stiegen die Preise zwischen 22 % auf dem niederländischen Markt und 46 % auf dem französischen Markt.
Vergleicht man jedoch die Durchschnittspreise des Monats Januar mit denen des gleichen Monats im Jahr 2025, so sind die Preise in den meisten Märkten gesunken. Eine Ausnahme bildete der nordische Markt mit einem Anstieg von 136 %. Der britische N2EX-Markt sowie der spanische und der portugiesische Markt verzeichneten mit 23 % bzw. 26 % die größten prozentualen Preisrückgänge. In den übrigen Märkten lagen die Preisrückgänge zwischen 1,6 % auf dem französischen Markt und 8,2 % auf dem niederländischen Markt.
Im Januar verzeichneten die Märkte in Deutschland, Frankreich, Italien, Großbritannien, Belgien und den Niederlanden ihre höchsten Preise seit März 2025. Der nordische Markt erreichte seinerseits den höchsten Durchschnittswert seit Januar 2023.
Der Anstieg der Gaspreise und der CO2-Emissionsrechte sowie die gegenüber dem Vormonat gestiegene Nachfrage begünstigten im Januar 2026 den Preisanstieg auf den europäischen Strommärkten. Der starke Anstieg der Windenergieproduktion und die Zunahme der Solarenergieproduktion auf der Iberischen Halbinsel trugen jedoch zum Preisrückgang auf dem MIBEL-Markt bei.
Andererseits führten der Rückgang der Gaspreise gegenüber Januar 2025 und der Anstieg der Windenergieproduktion zu einem Rückgang der Preise auf den europäischen Strommärkten im ersten Monat des Jahres 2026 gegenüber dem Vorjahr. Darüber hinaus stieg die Solarenergieproduktion in Deutschland, Frankreich und Italien, während die Nachfrage auf dem britischen Markt zurückging.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Futures für Brent-Rohöl für den Front-Month auf dem ICE-Markt verzeichneten im Januar 2026 einen durchschnittlichen Monatspreis von 64,73 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dieser Monatsdurchschnitt der höchste seit Oktober 2025. Dieser Wert lag um 5,0 % über dem Wert der Front-Month-Futures vom Dezember 2025 von 61,63 $/bbl. Im Gegensatz dazu lag er um 17 % unter dem Wert der im Januar 2025 gehandelten Front-Month-Futures von 78,35 $/bbl.
Die Unsicherheit in Bezug auf Venezuela und die Befürchtungen hinsichtlich der Auswirkungen der Instabilität im Nahen Osten auf die Ölversorgung wirkten sich im Januar preiserhöhend auf die Brent-Öl-Futures aus. Die Ankündigung neuer US-Sanktionen gegen Länder, die russisches Öl importieren, trug ebenfalls zum Preisanstieg gegenüber dem Vormonat bei. Die Sorge um ein globales Überangebot wirkte sich jedoch weiterhin preissenkend aus, sodass der Durchschnittspreis unter dem des Vorjahresmonats lag.
Was die TTF-Gas-Futures auf dem ICE-Markt für den Front-Month betrifft, so lag der Durchschnittswert im Januar 2026 bei 34,14 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Monatsdurchschnitt seit Juli 2025. Im Vergleich zum Durchschnitt der im Dezember 2025 gehandelten Front-Month-Futures von 27,62 €/MWh stieg der Durchschnitt im Januar um 24 %. Im Vergleich zu den im Januar 2025 gehandelten Front-Month-Futures, als der Durchschnittspreis bei 48,32 €/MWh lag, gab es einen Rückgang von 29 %.
Im Januar wirkten sich die niedrigen Temperaturen und die Sorge um die sinkenden europäischen Reserven preiserhöhend auf die TTF-Gas-Futures-Preise aus. Die Preisentwicklung im Laufe des Monats wurde auch durch die Spannungen im Nahen Osten beeinflusst. Darüber hinaus trug die Verringerung der Lieferungen von Flüssigerdgas aus den Vereinigten Staaten aufgrund der widrigen Wetterbedingungen in diesem Land ebenfalls zum Preisanstieg gegenüber dem Vormonat bei. Der Monatsdurchschnitt lag jedoch immer noch unter dem Wert vom Januar 2025.
Was die Futures auf CO2-Emissionsrechte auf dem EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2026 betrifft, so erreichten sie im Januar einen Durchschnittspreis von 88,10 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Monatsdurchschnitt seit mindestens Januar 2024. Dieser Monatspreis stieg um 2,0 % gegenüber dem Durchschnitt des Monats Dezember 2025, der bei 86,36 €/t lag. Im Vergleich zum Durchschnitt des Monats Januar 2025, der bei 80,52 €/t lag, war der Durchschnitt des Monats Januar 2026 um 9,4 % höher.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zur Energiespeicherung
Die Abteilung AleaStorage von AleaSoft Energy Forecasting ist auf die Erstellung von Prognoseberichten für Projekte zur Energiespeicherung spezialisiert. Die Dienstleistungen von AleaStorage umfassen die Berechnung von Einnahmen und Rentabilität sowie die Dimensionierung der optimalen Speicherkapazität in Hybridsystemen. AleaStorage hat erfolgreiche Beispiele für die Berechnung langfristiger Einnahmen für eigenständige Batterien und für Hybridsysteme entwickelt, vor allem für Photovoltaik-Systeme mit Batterien.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.