AleaSoft Energy Forecasting, 20. Januar 2025. In der dritten Januarwoche stiegen die Preise in den meisten großen europäischen Strommärkten, angetrieben durch eine geringere Windenergieproduktion, eine höhere Nachfrage aufgrund kälterer Temperaturen und höhere Gas- und CO2-Preise. Am 17. Januar erreichten die CO2-Futures den höchsten Abrechnungspreis seit Ende Mai. Die photovoltaische Solarstromproduktion nahm zu und erreichte in Spanien, Portugal und Frankreich an einem Januartag einen neuen Rekord. Am15. Januar verzeichneten die Brent-Futures den höchsten Abrechnungspreis seit Mitte August.
Solare Photovoltaik- und Windenergieproduktion
In der Woche vom 13. Januar nahm die photovoltaische Solarstromerzeugung auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zu. Der deutsche und der französische Markt setzten ihren Aufwärtstrend in der zweiten Woche in Folge fort, während der italienische und der iberische Markt nach zwei Wochen mit Rückgängen eine Trendwende einleiteten. Diesmal verzeichnete der portugiesische Markt mit 87 % den größten prozentualen Anstieg, während der italienische Markt mit 16 % den geringsten Zuwachs verbuchte. Der deutsche, der spanische und der französische Markt verzeichneten einen Anstieg von 41 %, 58 % bzw. 61 %.
Im Laufe der Woche erreichte die photovoltaische Solarstromproduktion in den meisten analysierten Märkten neue Rekordwerte für einen Januartag. Auf dem französischen und dem spanischen Markt geschah dies am13. und14. Januar mit einer Erzeugung von 60 GWh bzw. 111 GWh. Auf dem portugiesischen Markt wurde am Freitag, dem 17. Januar, mit einer Erzeugung von 15 GWh der Tagesrekord für einen Januar aufgestellt.
In der vierten Januarwoche deuten die Prognosen der Solarproduktion von AleaSoft Energy Forecasting auf einen Anstieg auf dem deutschen und italienischen Markt hin, während sie für den spanischen Markt einen Rückgang vorhersagen.
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 dritten Woche des Jahres 2025 ging die Windenergieerzeugung in allen wichtigen europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Der italienische Markt verzeichnete mit 19% den geringsten Rückgang, während der französische Markt mit 69% den stärksten Rückgang verzeichnete. Der portugiesische, der spanische und der deutsche Markt verzeichneten Rückgänge von 28 %, 60 % bzw. 65 %. Der französische, der deutsche und der iberische Markt gingen nach den Anstiegen der letzten zwei Wochen in einen Abwärtstrend über.
In der Woche vom 20. Januar wird nach den Prognosen für die Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die Produktion auf den Märkten in Frankreich, Deutschland und Spanien steigen. Im Gegensatz dazu werden die portugiesischen und italienischen Märkte weiterhin einen Rückgang der Windenergieerzeugung verzeichnen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Stromnachfrage
In der Woche vom 13. Januar stieg die Stromnachfrage auf den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Der französische Markt verzeichnete mit 15 % den größten Anstieg, während der belgische Markt mit 1,0 % das geringste Wachstum aufwies. Der portugiesische und der deutsche Markt verzeichneten einen Anstieg von 1,5% bzw. 3,7%. Der spanische, der niederländische und der italienische Markt verzeichneten dagegen in allen drei Fällen einen Anstieg von 11 %. Eine Ausnahme bildete der britische Markt, auf dem die Nachfrage um 6,5 % zurückging.
Die meisten analysierten Märkte setzten ihren Aufwärtstrend in der dritten Woche in Folge fort, mit Ausnahme des niederländischen und des britischen Marktes. Der niederländische Markt setzte seinen Aufwärtstrend in der zweiten Woche fort, während der britische Markt einen Abwärtstrend verzeichnete.
Während der Woche waren die Durchschnittstemperaturen in den meisten untersuchten Märkten niedriger als in der Vorwoche. Die Rückgänge reichten von 1,7 °C in Belgien bis zu 5,4 °C in Spanien. Dieser Rückgang der Durchschnittstemperaturen war der Grund für den Anstieg der Nachfrage auf diesen Märkten, der durch die Erholung der Aktivität nach dem Feiertag am 6. Januar, dem Dreikönigstag, der in einigen Märkten in der Vorwoche gefeiert wurde, noch verstärkt wurde. Der britische Markt hingegen verzeichnete mit einem Anstieg von 4,2 °C durchschnittlich weniger kalte Temperaturen als in der Vorwoche, was den Rückgang der Nachfrage begünstigte.
Die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecastingdeuten für die Woche vom 20. Januar auf einen Anstieg der Märkte in Deutschland, den Niederlanden und Großbritannien hin. Dagegen wird die Nachfrage in Frankreich, Spanien, Italien, Belgien und Portugal zurückgehen.
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 dritten Januarwoche stiegen die Durchschnittspreise auf den meisten großen europäischen Strommärkten. Die Ausnahmen waren der N2EX-Markt im Vereinigten Königreich und der Nord Pool-Markt in den nordischen Ländern mit Rückgängen von 13 % bzw. 58 %. Dagegen verzeichnete der deutsche EPEX SPOT-Markt mit 63 % den größten prozentualen Preisanstieg. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 12 % auf dem IPEX-Markt in Italien und 57 % auf dem MIBEL-Markt in Spanien.
In der Woche vom 13. Januar lagen die Wochendurchschnitte in fast allen analysierten europäischen Strommärkten über 130 €/MWh. Die Ausnahme bildete der nordische Markt, der mit 21,25 €/MWh den niedrigsten Durchschnitt verzeichnete. Der italienische und der deutsche Markt erreichten mit 147,43 €/MWh bzw. 147,93 €/MWh die höchsten Wochenmittelwerte. Auf den übrigen analysierten Märkten reichten die Preise von 132,86 €/MWh auf dem portugiesischen Markt bis 142,98 €/MWh auf dem niederländischen Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so erreichten die untersuchten Strommärkte in der dritten Januarwoche am 15. Januar ihre höchsten Durchschnittswerte. Auf dem deutschen und dem niederländischen Markt lagen die Tagesdurchschnittspreise über 200 €/MWh. Später, zu Beginn der vierten Januarwoche, am Montag, dem 20. Januar, waren die Preise sogar noch höher. An diesem Tag verzeichneten der deutsche, der belgische, der britische und der niederländische Markt Tagespreise von über 200 €/MWh. Auf dem deutschen Markt wurde mit 231,36 €/MWh der höchste Preis erzielt. Auf dem italienischen und französischen Markt waren die Preise am 20. Januar mit 192,84 €/MWh bzw. 196,71 €/MWh die höchsten seit dem 25. Januar 2023.
In der Woche vom 13. Januar führten der Anstieg des wöchentlichen Preises für Gas und CO2-Emissionszertifikate, der Rückgang der Windenergieproduktion und der Anstieg der Nachfrage auf den meisten Märkten zu höheren Preisen auf den meisten europäischen Strommärkten. Allerdings ging die Stromnachfrage in Großbritannien zurück, was zum Preisrückgang auf diesem Markt beitrug.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecastingdeuten darauf hin, dass die Preise in der vierten Januarwoche auf den meisten europäischen Strommärkten sinken werden, was auf die erhöhte Windenergieproduktion zurückzuführen ist. Darüber hinaus wird die Nachfrage in einigen Märkten sinken.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
In der dritten Januarwoche stiegen die Abrechnungspreise der Brent-Öl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt gegenüber der Vorwoche und lagen in den meisten Sitzungen über 80 $/bbl. Die Ausnahme war Dienstag, der 14. Januar. An diesem Tag verzeichneten diese Futures ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 79,92 $/bbl. Nach einem Anstieg um 2,6 % erreichten sie am 15. Januar mit 82,03 $/bbl ihren wöchentlichen Höchstpreis. Nach den bei AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 13. August 2024. Danach gingen die Preise zurück. Am Freitag, dem 17. Januar, lag der Abrechnungspreis bei 80,79 $/Barrel und damit immer noch 1,3 % höher als am Freitag zuvor.
Versorgungssorgen aufgrund von Sanktionen gegen russisches Öl sowie die Möglichkeit weiterer Sanktionen gegen iranisches und venezolanisches Öl trieben die Preise für Brentöl-Futures in der dritten Januarwoche nach oben. Die nachlassenden Spannungen im Nahen Osten aufgrund des Waffenstillstandsabkommens zwischen Israel und der Hamas wirkten sich jedoch in den letzten Sitzungen der Woche preismindernd aus.
Die TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat verzeichneten am Montag, den 13. Januar, einen Preisanstieg von 7,2 % im Vergleich zur letzten Sitzung der Vorwoche. An diesem Tag erreichten sie ihren wöchentlichen Höchstpreis von 48,26 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 4. Januar 2025. Andererseits erreichten diese Futures am Donnerstag, den 16. Januar, ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 46,24 €/MWh. Am Freitag, dem 17. Januar, stieg der Abrechnungspreis gegenüber dem Vortag um 1,4 % und erreichte einen Wert von 46,89 €/MWh. Dieser Preis war um 4,2 % höher als am Freitag zuvor.
In der dritten Januarwoche blieben die Abrechnungspreise für TTF-Gasfutures über 46 €/MWh, beeinflusst durch kältere Temperaturen und den Rückgang der europäischen Reserven.
Die Futures auf CO2-Emissionsberechtigungen am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2025 verzeichneten am Montag, den 13. Januar, ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 76,92 €/t. Dieser Preis lag bereits 2,8 % höher als am Freitag zuvor. Der Aufwärtstrend setzte sich im Laufe der Woche fort. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Freitag, dem 17. Januar, ihren wöchentlichen Höchstpreis von 79,26 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 5,9 % höher als am Freitag zuvor und war der höchste seit dem 28. Mai 2024.
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 in Europa, Energiespeicherung und Hybridisierung
Am Donnerstag, den 16. Januar, fand das 51. Webinar von AleaSoft Energy Forecasting statt. Mal ein Webinar mit Referenten von PwC Spanien im Rahmen der monatlichen Webinarreihe. Bei dieser Gelegenheit analysierte das Webinar die Entwicklung und die Aussichten der europäischen Energiemärkte, die Aussichten für Energiespeicherung und Hybridisierung, die Elektrifizierung der Industrie, den aktuellen Stand der Regulierung für PPA und erneuerbare Energien sowie virtuelle PPA und FPA (Flexibility Purchase Agreements).
In dem Webinar wurde hervorgehoben, dass in der aktuellen Fünfjahresperiode eine bedeutende Entwicklung bei Batterien und der Hybridisierung erwartet wird, Bereiche, in denen AleaSoft Energy Forecasting’s AleaStorage Abteilung Dienstleistungen anbietet, um diese Technologien voranzutreiben. Zu diesen Dienstleistungen gehören Berechnungen von Einnahmen und Rentabilität für Systeme mit Energiespeicherung sowie die optimale Dimensionierung von Speichern für Hybridsysteme. Diese Lösungen werden sowohl für Einzelprojekte als auch für Hybridsysteme aus erneuerbaren Technologien wie Solar- oder Windenergie und Energiespeichern angeboten.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
