AleaSoft Energy Forecasting, 19. Januar 2026. In der dritten Januarwoche verzeichneten die Preise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten einen Aufwärtstrend und lagen meist über 100 €/MWh im Wochendurchschnitt, obwohl sie in vielen Fällen unter denen der Vorwoche lagen. Am 17. Januar verzeichnete der iberische Markt den höchsten Tagespreis seit Februar 2025. Im Laufe der Woche erreichten die TTF-Gas-Futures ihren höchsten Schlusskurs seit Juni, die CO2-Futures seit mindestens Ende 2023 und die Brent-Futures seit Anfang Oktober. Die Stromnachfrage stieg in den meisten Märkten, während die Erzeugung aus erneuerbaren Energien zurückging.
Photovoltaik- und Windenergieerzeugung
In der dritten Januarwoche stieg die Photovoltaik-Produktion auf den Märkten in Deutschland und Italien gegenüber der Vorwoche an. Der deutsche Markt verzeichnete nach zwei Wochen mit Rückgängen den größten Anstieg von 77 %, während der italienische Markt einen Anstieg von 7,1 % verzeichnete. Dagegen verzeichneten die Märkte der Iberischen Halbinsel und der französische Markt Rückgänge bei der Stromerzeugung mit dieser Technologie. Spanien und Portugal verzeichneten Rückgänge von 13 % bzw. 23 %, während Frankreich mit einem Rückgang von 14 % die zweite Woche in Folge Rückgänge verzeichnete.
Für die Woche vom 19. Januar wird laut den Prognosen zur Solarstromproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die Produktion auf dem deutschen und spanischen Markt im Vergleich zur Vorwoche steigen. Auf dem italienischen Markt hingegen wird die Solarstromerzeugung zurückgehen.
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 Woche vom 12. Januar ging die Windenergieproduktion in den wichtigsten europäischen Märkten gegenüber der Vorwoche zurück. Der italienische Markt verzeichnete nach vier Wochen mit Wachstum den stärksten Rückgang von 56 %. An zweiter Stelle folgte der spanische Markt mit einem Rückgang der Produktion um 52 %. Der französische und der portugiesische Markt verzeichneten Rückgänge von 11 % bzw. 20 %. Der deutsche Markt verzeichnete mit 2,5 % den geringsten Rückgang und setzte den Abwärtstrend damit zum zweiten Mal in Folge fort.
Für die vorletzte Januarwoche wird laut den Prognosen zur Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die Produktion mit dieser Technologie auf den Märkten der Iberischen Halbinsel und Italiens steigen. In Frankreich und Deutschland wird jedoch ein Rückgang erwartet, womit sich der Abwärtstrend der Vorwoche fortsetzen würde.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Stromnachfrage
In der Woche vom 12. Januar stieg die Stromnachfrage in den meisten wichtigen europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche. Der italienische Markt verzeichnete mit 6,8 % den größten Anstieg, gefolgt vom spanischen Markt mit 5,0 %. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 1,7 % den geringsten Anstieg, während der deutsche Markt um 2,0 % zulegte. Der italienische und der deutsche Markt verzeichneten die dritte Woche in Folge ein Wachstum, während die Märkte der Iberischen Halbinsel zum zweiten Mal in Folge Zuwächse verzeichneten.
Die Rückkehr zur Arbeit nach dem Feiertag am 6. Januar, dem Dreikönigstag, der in Spanien, Italien und einigen Regionen Deutschlands gefeiert wird, führte zu einem Anstieg der Nachfrage in diesen Märkten.
Auf der anderen Seite verzeichneten die Märkte in Belgien, Großbritannien und Frankreich gegenüber der Vorwoche einen Rückgang der Nachfrage. Der belgische Markt verzeichnete mit 6,7 % den geringsten Rückgang, während der französische Markt mit 18 % den stärksten Rückgang verzeichnete. In Großbritannien sank die Nachfrage um 7,0 %.
Während der Woche waren die Durchschnittstemperaturen in den analysierten Märkten weniger kalt als in der Vorwoche. Die Zuwächse lagen zwischen 1,1 °C in Portugal und 9,0 °C in Belgien.
Für die Woche vom 19. Januar wird laut den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting die Nachfrage in den Märkten Großbritanniens, Frankreichs, Deutschlands, Belgiens und Spaniens steigen. Dagegen werden die Märkte Portugals und Italiens einen Rückgang der Nachfrage verzeichnen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
Die Preise verzeichneten in der dritten Januarwoche auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten einen Aufwärtstrend, blieben jedoch in den meisten Fällen unter den Werten, die in den ersten Tagen der Vorwoche erreicht worden waren. Infolgedessen sanken die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten in der dritten Woche des Jahres gegenüber der Vorwoche. Ausnahmen bildeten der EPEX SPOT-Markt in Frankreich, der IPEX-Markt in Italien und der MIBEL-Markt in Spanien und Portugal mit einem Anstieg von 2,1 %, 14 %, 40 % bzw. 41 %. Der Nord Pool-Markt der nordischen Länder verzeichnete hingegen mit 11 % den größten prozentualen Preisrückgang. In den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten sanken die Preise zwischen 1,5 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Belgien und 4,6 % auf dem EPEX SPOT-Markt in den Niederlanden.
In der Woche vom 12. Januar lagen die Wochenmittelwerte in den meisten europäischen Strommärkten über 100 €/MWh. Eine Ausnahme bildete der nordische Markt mit einem Durchschnittswert von 91,43 €/MWh. Der italienische Markt verzeichnete mit 136,13 €/MWh den höchsten Wochenmittelwert. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten lagen die Preise zwischen 103,23 €/MWh auf dem französischen Markt und 110,43 €/MWh auf dem portugiesischen Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so erreichte der nordische Markt am Freitag, dem 16. Januar, mit 80,16 €/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt unter den analysierten Märkten. In der dritten Januarwoche verzeichneten auch der britische Markt N2EX sowie die Märkte in Spanien, Frankreich, den Niederlanden und Portugal Tagespreise unter 90 €/MWh.
Andererseits verzeichneten alle von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkte in der dritten Januarwoche Tagespreise von über 100 €/MWh. Auf dem deutschen Markt lagen die Tagespreise die ganze Woche über bei über 100 €/MWh, während sie auf dem italienischen Markt über 125 €/MWh lagen. Der italienische Markt erreichte am Donnerstag, dem 15. Januar, mit 144,98 €/MWh den höchsten Tagesdurchschnitt der Woche unter den analysierten Märkten. Auf dem iberischen Markt lag der Preis am 17. Januar bei 127,24 €/MWh, dem höchsten Tagespreis seit dem 18. Februar 2025.
In der Woche vom 12. Januar trugen der deutliche Anstieg der Solarstromproduktion in Deutschland und der Rückgang der Nachfrage auf dem belgischen, britischen und niederländischen Markt zu einem Preisrückgang auf diesen Märkten bei. Der Anstieg der Gas- und CO2-Emissionsrechtepreise sowie der Rückgang der Windenergieproduktion trugen jedoch zu Preisanstiegen auf den Märkten in Spanien, Frankreich, Italien und Portugal bei. Die steigende Nachfrage in Spanien, Italien und Portugal sowie der Rückgang der Solarstromproduktion auf den Märkten in Spanien, Frankreich und Portugal führten ebenfalls zu Preisanstiegen.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der vierten Januarwoche auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten steigen werden, beeinflusst durch die steigende Nachfrage, den Rückgang der Windenergieproduktion in Deutschland und Frankreich sowie den Rückgang der Solarenergieproduktion in Italien. Der Anstieg der Solarstromproduktion in Spanien und der Anstieg der Windenergieproduktion auf der Iberischen Halbinsel werden jedoch zu einem Preisrückgang auf dem MIBEL-Markt führen.
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 Front-Month auf dem ICE-Markt setzten den Ende der Vorwoche begonnenen Aufwärtstrend bis zum 14. Januar fort. An diesem Tag erreichten diese Futures ihren höchsten Wochenendkurs von 66,52 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Kurs seit dem 1. Oktober 2025. Nach einem Rückgang von 4,1 % gegenüber dem Vortag verzeichneten diese Futures jedoch am Donnerstag, dem 15. Januar, ihren niedrigsten Wochenendkurs von 63,76 $/bbl. Am Freitag, dem 16. Januar, lag der Schlusskurs mit 64,13 $/bbl leicht darüber. Dieser Preis lag um 1,2 % über dem des vorangegangenen Freitags.
Die Sorge um die Auswirkungen der Instabilität im Iran auf die Ölversorgung führte in der dritten Januarwoche zu einem Anstieg der Brent-Öl-Terminpreise. Die Äußerungen des US-Präsidenten milderten jedoch die Befürchtungen vor möglichen militärischen Maßnahmen, und der Rückgang der Spannungen im Nahen Osten trug zum Preisverfall am Donnerstag, dem 15. Januar, bei.
Die Preise für TTF-Gas-Futures auf dem ICE-Markt für den Front-Month stiegen in der dritten Januarwoche an. Am Montag, dem 12. Januar, verzeichneten sie ihren niedrigsten Wochenendstand von 30,25 €/MWh, während sie am Freitag, dem 16. Januar, ihren höchsten Wochenendstand von 36,88 €/MWh erreichten. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 30 % über dem des Vorfreitags und war der höchste seit dem 24. Juni 2025.
Die Prognosen für niedrigere Temperaturen gegen Ende Januar und die geringen europäischen Reserven, die derzeit bei etwa 50 % liegen, führten in der dritten Januarwoche zu einem Anstieg der TTF-Gas-Terminpreise. Die Auswirkungen auf die US-Exporte von Flüssigerdgas, die Sorge um die Auswirkungen der Instabilität im Iran auf die Versorgung sowie die Erwartungen einer höheren Nachfrage in Asien aufgrund einer Kältewelle trugen ebenfalls zum Preisanstieg bei.
Was die Futures auf CO2-Emissionsrechte auf dem EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2026 betrifft, so verzeichneten sie am Montag, dem 12. Januar, ihren wöchentlichen Tiefststand von 90,11 €/t. Dieser Preis lag bereits um 0,6 % über dem der letzten Sitzung der Vorwoche, und der Aufwärtstrend setzte sich bis Donnerstag, den 15. Januar, fort. An diesem Tag erreichten diese Futures ihren wöchentlichen Höchstschlusskurs von 92,24 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit mindestens dem 29. Dezember 2023. Am Freitag, dem 16. Januar, lag der Schlusskurs mit 92,04 €/t leicht darunter, war aber immer noch um 2,8 % höher als am Freitag zuvor.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die europäischen Energiemärkte, die Speicherung und die Nachfrage
Am Donnerstag, dem 15. Januar, fand die 62. Ausgabe der monatlichen Webinar-Reihe von AleaSoft Energy Forecasting statt. An diesem Webinar nahmen zum sechsten Mal in Folge Gastredner von PwC Spain teil. Die wichtigsten Themen, die während des Webinars analysiert wurden, waren die Aussichten für die europäischen Energiemärkte, die Energiespeicherung und die Hybridisierung, das Wachstum der Stromnachfrage durch Rechenzentren und die Elektrifizierung der Industrie, der aktuelle Stand der Regulierung im Bereich PPA und erneuerbare Energien sowie die Entwicklung von virtuellen PPAs und FPAs (Flexibility Purchase Agreements).
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.