AleaSoft Energy Forecasting, 17. März 2025. In der zweiten Märzwoche lagen die Wochenpreise in den meisten großen europäischen Strommärkten über 100 €/MWh und damit höher als in der Vorwoche. Eine höhere Stromnachfrage, verbunden mit kälteren Temperaturen, und eine im Vergleich zur Vorwoche geringere Wind- und Fotovoltaikproduktion auf den meisten Märkten begünstigten dieses Verhalten. Außerdem stiegen die CO2-Preise und die Gaspreise überstiegen wieder die Marke von 40 €/MWh, nachdem sie am Ende der Vorwoche unter dieses Niveau gefallen waren. Die Brent-Futures erreichten ihren niedrigsten Stand seit dem 11. September. Portugal verzeichnete im März die höchste Photovoltaik-Energieproduktion an einem Tag.
Solare Photovoltaik- und Windenergieproduktion
In der Woche vom 10. März ging die photovoltaische Solarstromerzeugung in mehreren der wichtigsten europäischen Strommärkte im Vergleich zur Vorwoche zurück, während sie auf der iberischen Halbinsel zunahm. Auf dem spanischen und dem portugiesischen Markt stieg die photovoltaische Energieerzeugung um 45% bzw. 33% und kehrte damit die Rückgänge der Vorwoche um. In den übrigen analysierten Märkten kehrte die Solarstromproduktion den Aufwärtstrend der Vorwoche um und fiel in Deutschland um 47 %, in Italien um 26 % und in Frankreich um 25 %.
In der zweiten Märzwoche hat der portugiesische Markt einen neuen Rekord für die photovoltaische Solarstromproduktion an einem Tag im März aufgestellt. Dies geschah am Freitag, dem 14. März, mit einer Erzeugung von 21 GWh, ein Wert, der zuletzt Ende August 2024 registriert wurde.
In der Woche vom 17. März wird nach den Prognosen für die Solarproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die Solarproduktion in Deutschland zunehmen und damit den Abwärtstrend der Vorwoche umkehren, während sie auf dem italienischen und spanischen Markt zurückgehen wird.
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 10. März ging die Windenergieproduktion in den meisten großen europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche zurück und kehrte damit den Aufwärtstrend der Vorwoche um. Die größten Rückgänge verzeichneten der portugiesische und der deutsche Markt mit 42 % bzw. 41 %. Der französische Markt verzeichnete mit 19 % den geringsten Rückgang. Auf dem italienischen Markt hingegen stieg die Windenergieproduktion um 95 % und kehrte damit den Abwärtstrend der Vorwoche um.
In der Woche vom 17. März wird nach den Prognosen für die Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die Windenergieproduktion in Deutschland, Frankreich, Spanien und Portugal zunehmen, während sie in Italien zurückgehen wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Stromnachfrage
In der Woche vom 10. März zeigte die Stromnachfrage auf den wichtigsten europäischen Strommärkten einen Aufwärtstrend und kehrte damit den Abwärtstrend der Vorwoche um. Der niederländische, der britische und der französische Markt verzeichneten mit 9,3 %, 8,5 % bzw. 6,8 % die stärksten Anstiege. Auf den übrigen Märkten reichte der Anstieg von 0,3 % in Spanien bis 2,2 % in Portugal. In Spanien war dies die dritte Woche in Folge, in der die Nachfrage stieg. Eine Ausnahme bildete der italienische Markt, wo die Nachfrage in der dritten Woche in Folge zurückging, dieses Mal um 2,0 %.
Der Anstieg der Nachfrage ist mit einem Rückgang der Durchschnittstemperaturen verbunden. Diese Rückgänge reichten von 1,3 °C in Portugal bis 4,5 °C in Belgien. Auch hier bildete Italien mit einem Anstieg der Durchschnittstemperaturen um 3,0 °C die Ausnahme.
In der Woche vom 17. März wird die Nachfrage nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecastingauf dem britischen Markt steigen und auf dem spanischen Markt stabil bleiben. Dagegen wird sie auf dem deutschen, französischen, belgischen, italienischen, portugiesischen und niederländischen Markt 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 zweiten Märzwoche stiegen die Durchschnittspreise an den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Die Ausnahme bildete der italienische IPEX-Markt, der einen Rückgang von 4,7 % verzeichnete. Auf der anderen Seite verzeichnete der N2EX-Markt im Vereinigten Königreich mit 6,1 % den geringsten Anstieg, während der Nord Pool-Markt in den nordischen Ländern mit 264 % den höchsten prozentualen Preisanstieg erreichte. Auf den anderen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 18% auf dem deutschen EPEX SPOT-Markt und 33% auf dem französischen EPEX SPOT-Markt.
In der Woche vom 10. März lagen die Wochendurchschnitte auf den meisten großen europäischen Strommärkten über 100 €/MWh. Ausnahmen bildeten der nordische Markt und der MIBEL-Markt in Portugal und Spanien, deren Durchschnittswerte bei 63,40 €/MWh, 79,57 €/MWh bzw. 80,27 €/MWh lagen. Der italienische Markt erreichte mit 117,38 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 100,69 €/MWh auf dem französischen Markt bis 113,82 €/MWh auf dem britischen Markt.
Was die Tagespreise anbelangt, so fielen die Preise trotz des Anstiegs der wöchentlichen Durchschnittswerte in den letzten Tagen der Woche. Am Sonntag, dem 16. März, erreichte der nordische Markt einen Preis von 15,59 €/MWh, was der niedrigste Preis der Woche auf den analysierten Märkten war. Der italienische Marktpreis lag an diesem Tag bei 86,08 €/MWh, dem niedrigsten Preis seit dem 30. September 2024. Auf dem niederländischen Markt wurde am 16. März ein Preis von 69,87 €/MWh registriert, der niedrigste Preis auf diesem Markt seit dem 28. Januar 2025.
In der Woche vom 10. März führten der Anstieg der Stromnachfrage und der Rückgang der Windenergieproduktion zu einem Anstieg der europäischen Strommarktpreise. Außerdem ging die Solarenergieproduktion auf einigen Märkten zurück. Darüber hinaus stiegen die CO2-Preise und die Gaspreise erholten sich und überstiegen wieder 40 €/MWh, nachdem sie in den letzten Sitzungen der Vorwoche unter dieses Niveau gefallen waren. Allerdings ging die Nachfrage zurück und die Windenergieproduktion in Italien nahm zu, was zum Preisrückgang auf diesem Markt beitrug.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecastingdeuten darauf hin, dass die Preise in der dritten Märzwoche in den meisten europäischen Strommärkten sinken werden, was auf eine erhöhte Windenergieproduktion zurückzuführen ist. Darüber hinaus wird die Stromnachfrage in einigen Märkten sinken und die Solarenergieproduktion in Deutschland steigen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Am Montag, den 10. März, verzeichneten die Brent-Öl-Futures für den Front-Monat am ICE-Markt ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 69,28 $/bbl. Nach den bei AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 11. September 2024. Anschließend stiegen die Preise bis zum 12. März. An diesem Tag erreichten diese Futures ihren wöchentlichen Höchstpreis von 70,95 $/bbl. Nachdem die Preise am Donnerstag um 1,5 % gefallen waren, erholten sie sich am Freitag, dem 14. März. An diesem Tag lag der Abrechnungspreis bei 70,58 $/bbl und damit 0,3 % höher als am Freitag zuvor.
In der zweiten Märzwoche hielt die Besorgnis über die Auswirkungen der US-Politik auf die Weltwirtschaft und die Ölnachfrage an. Die Schwierigkeiten beim Zustandekommen eines Waffenstillstands in der Ukraine führten jedoch zu einer Preiserholung am Ende der Woche.
Die TTF-Gasfutures auf dem ICE-Markt für den Frontmonat verzeichneten am Montag, den 10. März, ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 41,23 €/MWh. Dieser Preis lag jedoch bereits 3,2 % höher als in der letzten Sitzung der Vorwoche. Am Dienstag setzte sich der Anstieg fort. An diesem Tag erreichten diese Futures ihren wöchentlichen Höchstpreis von 42,71 €/MWh. In der Folge blieben die Preise über 42 €/MWh. Am Freitag, den 14. März, lag der Abrechnungspreis bei 42,29 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 5,8 % höher als am Freitag zuvor.
Sinkende Temperaturen und niedrige europäische Reserven hielten die Preise für TFF-Gas-Futures während des größten Teils der zweiten Märzwoche über 42 €/MWh.
Die Abrechnungspreise für Futures auf CO2-Emissionszertifikate am EEX-Markt für den Referenzkontrakt vom Dezember 2025 stiegen in den meisten Sitzungen der zweiten Märzwoche, außer am Dienstag. An diesem Tag verzeichneten diese Futures ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 68,24 €/t. Am Freitag, dem 14. März, erreichten sie dagegen ihren wöchentlichen Höchstpreis von 70,99 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 3,4 % höher als am Freitag zuvor.
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 und die Finanzierung erneuerbarer Energien und Energiespeicherung
Am Donnerstag, den 13. März, hielt AleaSoft Energy Forecasting das 53. Webinar seiner monatlichen Webinarreihe ab. An diesem Webinar nahmen zum fünften Mal in Folge Referenten von EY teil. Neben der Entwicklung und den Aussichten der europäischen Energiemärkte analysierte das Webinar die wichtigsten Meilensteine für 2025 im Energiesektor, die Regulierung und die Aussichten für die Energiespeicher- und Kapazitätsmärkte, die Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien, die Bedeutung von PPA und Eigenverbrauch sowie die wichtigsten Aspekte für die Portfoliobewertung. Wenn AleaSoft Energy Forecasting Ihr Marktberater ist, können Sie die Aufzeichnung des Webinars anfordern.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
