AleaSoft Energy Forecasting, 5. Januar 2026. In der ersten Woche des Jahres 2026 stiegen die Preise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten nach einem Rückgang am 1. Januar wieder an, was auf die gestiegene Nachfrage und die höheren Gaspreise sowie die geringere Verfügbarkeit von Windenergie in einigen Märkten zurückzuführen war. Gleichzeitig erreichte die Photovoltaik-Produktion in Frankreich und Portugal neue historische Höchststände für einen Tag im Dezember, während die Nachfrage durch den Neujahrsfeiertag und den Temperaturrückgang in weiten Teilen der Märkte beeinflusst wurde.
Photovoltaik- und Windenergieerzeugung
In der Woche vom 29. Dezember stieg die Photovoltaik-Produktion auf dem französischen Markt um 38 % und auf dem italienischen Markt um 16 %, in beiden Fällen zum zweiten Mal in Folge. Nach den Zuwächsen in der Vorwoche ging die Solarproduktion hingegen in Portugal um 13 % und in Spanien um 4,9 % zurück.
Darüber hinaus erreichten der französische und der portugiesische Markt einen neuen historischen Höchststand bei der Photovoltaik-Produktion für einen Tag im Dezember. In Portugal geschah dies am Montag, dem 29. Dezember, mit einer Erzeugung von 15 GWh aus Solarenergie. Zwei Tage später, am 31. Dezember, erzeugte der französische Markt 56 GWh mit dieser Technologie.
In der Woche vom 5. Januar wird laut den Prognosen zur Solarstromproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die Produktion auf dem deutschen und spanischen Markt steigen. Auf dem italienischen Markt wird jedoch im Vergleich zur Vorwoche ein Rückgang der Solarstromproduktion erwartet.
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 29. Dezember stieg die Windenergieproduktion auf dem italienischen Markt gegenüber der Vorwoche zum dritten Mal in Folge und verzeichnete diesmal mit 80 % den größten Anstieg im Vergleich zu den übrigen wichtigen europäischen Märkten. Es folgte der deutsche Markt, wo die Produktion mit dieser Technologie zum zweiten Mal in Folge stieg, diesmal um 43 %. Der portugiesische Markt kehrte den negativen Trend der Vorwoche mit dem geringsten Anstieg von 6,5 % um. Nach zwei Wochen mit positivem Trend sank die Windenergieproduktion hingegen auf dem französischen und spanischen Markt um 41 % bzw. 21 %.
In der Woche vom 5. Januar wird laut den Prognosen zur Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die Produktion mit dieser Technologie auf dem italienischen, spanischen, französischen und portugiesischen Markt steigen. Auf dem deutschen Markt wird die Windenergieproduktion jedoch zurückgehen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Stromnachfrage
In der Woche vom 29. Dezember stieg die Stromnachfrage in den meisten wichtigen europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche und kehrte damit den Abwärtstrend der Vorwoche um. Auf dem französischen Markt stieg die Nachfrage zum dritten Mal in Folge und verzeichnete mit 12 % den größten Anstieg. Auf den Märkten in Belgien, Deutschland, Italien und Großbritannien lagen die Zuwächse zwischen 1,8 % und 7,3 %. Die Iberische Halbinsel bildete eine Ausnahme. Die Nachfrage auf den Märkten in Portugal und Spanien ging die zweite Woche in Folge zurück, um 1,5 % bzw. 0,2 %.
Während der Woche führte die Feier des Neujahrstages zu einem Rückgang der Nachfrage auf allen Märkten, was zu einer weniger ausgeprägten Erholung nach Weihnachten führte.
Gleichzeitig sanken die Durchschnittstemperaturen in den meisten untersuchten Märkten zwischen 0,6 °C in Deutschland und 3,3 °C in Großbritannien, was zu einem höheren Stromverbrauch für Heizzwecke führte. In Belgien und auf der Iberischen Halbinsel hingegen waren die Durchschnittstemperaturen zwischen 0,2 °C und 1,0 °C weniger kalt als in der Vorwoche.
Für die Woche vom 5. Januar wird laut den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting der positive Trend anhalten und die Nachfrage in den wichtigsten europäischen Märkten steigen.
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 auf den meisten europäischen Strommärkten brachen am 1. Januar 2026 ein, erholten sich jedoch in den folgenden Tagen schnell wieder. Infolgedessen stiegen die durchschnittlichen Wochenpreise auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten in der ersten Woche des Jahres gegenüber der Vorwoche an. Ausnahmen bildeten der IPEX-Markt in Italien, der EPEX SPOT in den Niederlanden, der N2EX-Markt im Vereinigten Königreich und der EPEX SPOT-Markt in Deutschland mit Rückgängen von 0,5 %, 1,5 %, 7,1 % bzw. 11 %. Der Nord Pool-Markt der nordischen Länder verzeichnete hingegen mit 65 % den höchsten prozentualen Preisanstieg. In den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 3,8 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Belgien und 27 % auf dem MIBEL-Markt in Spanien und Portugal.
In der Woche vom 29. Dezember lagen die Wochenmittelwerte in den meisten europäischen Strommärkten über 80 €/MWh. Ausnahmen bildeten der nordische Markt und der deutsche Markt mit Durchschnittswerten von 63,40 €/MWh bzw. 73,85 €/MWh. Der italienische Markt verzeichnete hingegen mit 107,84 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt. In den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten lagen die Preise zwischen 80,63 €/MWh auf dem niederländischen Markt und 88,04 €/MWh auf dem iberischen Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so erreichte der deutsche Markt am Donnerstag, dem 1. Januar, mit 9,75 €/MWh den niedrigsten Wochenmittelwert unter den analysierten Märkten. Dies war der niedrigste Tagespreis seit dem 27. Oktober. An diesem Tag erreichte auch der britische Markt mit 45,34 €/MWh seinen niedrigsten Preis seit dem 27. Oktober. Die Märkte in den Niederlanden und Belgien verzeichneten am 1. Januar mit 47,35 €/MWh bzw. 51,75 €/MWh ihre niedrigsten Preise seit dem 2. November.
Auf der anderen Seite verzeichnete der italienische Markt während der gesamten ersten Januarwoche Tagespreise von über 100 €/MWh. Dieser Markt erreichte am Montag, dem 29. Dezember, mit 113,66 €/MWh den höchsten Tagesdurchschnitt der Woche. An diesem Tag lagen die Preise auch auf dem MIBEL-Markt über 100 €/MWh. Der spanische und der portugiesische Markt verzeichneten jeweils einen Preis von 107,20 €/MWh, was dem höchsten Preis seit dem 18. Oktober entsprach.
In der Woche vom 29. Dezember führten steigende Gaspreise und eine höhere Nachfrage in den meisten Märkten zu einem Anstieg der Preise auf den europäischen Strommärkten. Darüber hinaus trug der Rückgang der Windenergieproduktion zum Preisanstieg auf dem spanischen und französischen Markt bei. Auf dem deutschen und italienischen Markt hingegen stieg die Windenergieproduktion, was zu einem Preisrückgang auf diesen Märkten führte.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der zweiten Januarwoche auf den meisten europäischen Strommärkten aufgrund der steigenden Nachfrage steigen werden. Auf dem deutschen Markt wird zudem die Windenergieproduktion zurückgehen. Der deutliche Anstieg der Windenergieproduktion auf der Iberischen Halbinsel wird jedoch zu einem Preisrückgang auf dem spanischen und portugiesischen 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 Front-Month-Futures für Brent-Rohöl erreichten am Montag, dem 29. Dezember, ihren höchsten Wochenendstand von 61,94 $/bbl auf dem ICE-Markt. Danach begannen sie einen Abwärtstrend. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Freitag, dem 2. Januar, ihren niedrigsten Wochenendstand von 60,75 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis immer noch um 0,2 % über dem des vorangegangenen Freitags.
Trotz der geopolitischen Spannungen wirkten sich die Sorgen um ein globales Überangebot auch in der ersten Januarwoche weiterhin negativ auf die Preise für Brent-Rohöl-Futures aus. Am Sonntag, dem 4. Januar, bestätigte die OPEC+ ihre Entscheidung, die Produktionssteigerungen im ersten Quartal 2026 auszusetzen.
Was die TTF-Gas-Futures auf dem ICE-Markt für den Front-Month betrifft, so verzeichneten sie am Dienstag, dem 30. Dezember, ihren wöchentlichen Tiefststand von 27,77 €/MWh. Danach stiegen die Preise wieder an. Am Freitag, dem 2. Januar, erreichten diese Futures ihren höchsten Wochenendstand von 29,00 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 3,2 % über dem des Vorwochenendes und war der höchste seit dem 28. November.
Die niedrigen Temperaturen trugen in der ersten Januarwoche zum Anstieg der TTF-Gas-Futures-Preise bei. Darüber hinaus liegen die europäischen Lagerbestände derzeit unter 61 %. Dank des reichlichen Angebots blieben die Preise in der ersten Woche des Jahres 2026 jedoch unter 30 €/MWh.
Was die Schlusskurse der CO2-Emissionsrechte-Futures auf dem EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2026 betrifft, so blieben sie in den letzten drei Handelstagen des Jahres 2025 unter 87,50 €/t. Am Dienstag, dem 30. Dezember, verzeichneten diese Futures ihren wöchentlichen Tiefstkurs von 87,28 €/t. Am Freitag, dem 2. Januar, erreichten diese Futures hingegen ihren wöchentlichen Höchstkurs von 88,31 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 0,3 % über dem des vorangegangenen Freitags.
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, veranstaltet AleaSoft Energy Forecasting die 62. Ausgabe seiner monatlichen Webinar-Reihe. An dieser Veranstaltung nehmen zum sechsten Mal in Folge Referenten von PwC Spain teil. Dieses Mal werden im Webinar die Aussichten für die europäischen Energiemärkte, die Energiespeicherung und die Hybridisierung analysiert. Darüber hinaus werden das Wachstum der Stromnachfrage durch Rechenzentren und die Elektrifizierung der Industrie, den aktuellen Stand der Regulierung im Bereich PPA und erneuerbare Energien sowie die Entwicklung von virtuellen PPAs und FPAs (Flexibility Purchase Agreements).
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.